pontifícia universidade católica do paraná escola

PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO PARANÁ
ESCOLA POLITÉCNICA
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA E TELECOMUNICAÇÕES
LUIZ EDUARDO GORI
MÁRCIA MARTINS TROSO
EFICIÊNCIA ENERGÉTICA EM PAINÉIS FOTOVOLTAICO UTILIZANDO
DISPOSITIVO ÓPTICOS (LENTE DE FRESNEL)
CURITIBA
2014
LUIZ EDUARDO GORI
MÁRCIA MARTINS TROSO
EFICIÊNCIA ENERGÉTICA EM PAINÉIS FOTOVOLTAICO UTILIZANDO
DISPOSITIVOS ÓPTICOS
Projeto de Conclusão de Curso
apresentado à disciplina Gestão de
Projetos I do Curso de Graduação em
Engenharia
Telecomunicações
Elétrica
da
Pontifícia
Universidade Católica do Paraná.
Orientador: Prof. Maria Gertrudes Te
Vaarwek
CURITIBA
2014
LUIZ EDUARDO GORI
MÁRCIA MARTINS TROSO
EFICIÊNCIA ENERGÉTICA EM PAINÉIS FOTOVOLTAICO UTILIZANDO
DISPOSITIVOS ÓPTICOS
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Graduação
em Engenharia Elétrica com ênfase em Telecomunicações da Pontifícia
Universidade Católica do Paraná, como requisito parcial à obtenção do título de
Engenheiro Eletricista.
COMISSÃO EXAMINADORA
_____________________________________
Professor Me. Maria Gertrudes Te Vaarwek
Pontifícia Universidade Católica do Paraná
_____________________________________
Professor Dr. James Alexandre Baraniuk
Pontifícia Universidade Católica do Paraná
Curitiba, Janeiro De 2015
AGRADECIMENTOS
A Deus primeiramente queremos agradecer, por nossas vidas, pela
saúde, pois sem elas não seria possível levar a diante a conclusão deste trabalho
de conclusão de curso (TCC). Queremos muito agradecer aos nossos familiares
e companheiros pela compreensão e apoio dado neste momento difícil.
Ao professor Me. Vilson Rodrigo Mognon (PUCPR), gostaríamos muito de
agradecer, a ajuda no desenvolvimento do Datalog. Muito obrigado caro
professor, por teres colaborado muito para que chegássemos a um resultado
positivo.
Aos professores, Dr. Ricardo Cassiano Nahben (coordenador do curso –
PUCPR), professor Dr. James Alexandre Baraniuk (PUCPR) e a professora Me.
Maria Gertrudes Te Vaarwek (PUCPR), queremos muito agradecer a
oportunidade que nos foi dada de, poder ser postergada a data de entrega e
apresentação deste TCC. Ainda a professora Maria Vaarwek, queremos muito
agradecer, por ter aceitado o convite de ser nossa orientadora e ter sido muito
compreensiva em todos os momentos.
A todos em geral citados, queremos expressar a nossa eterna gratidão e
merecido respeito, pelas diversas funções que desempenharam em nosso
trabalho e nas nossas vidas.
RESUMO
Desde as épocas mais antigas, questões relacionadas a energia sempre
inspirou estudos e pesquisas para geração de novas formas de produção de
energia. Atualmente, com o desenvolvimento de grandes estudos, pesquisas e
tecnologias, foram descobertas diferentes fontes alternativas de energia.
Dentre as fontes alternativas destacadas, estão as fontes de energia
renováveis que têm grande importância na sociedade, e por isso, tem sido foco
de estudos cada vez mais aprofundado, com o objetivo de se obter maior
eficiência, melhores desempenhos na produção de eletricidade e menor custo
de implantação.
Como alternativa de tecnologias para o aproveitamento da energia
renováveis, os painéis fotovoltaicos têm sido uma forte opção para converter a
energia solar em elétrica. Neste trabalho é proposto a instalação de dois módulos
fotovoltaico (um concentrado e outro sem contração), com o objetivo de se obter
maior eficiência na produção energia e, é proposto também, o desenvolvimento
de um Datalog para fazer a leitura dos valores de potência.
Na primeira parte deste trabalho de conclusão, é apresentado um estudo
teórico, sobre o funcionamento dos módulos solares, ângulos de instalação dos
módulos, tipos de radiação solar e fatores que influencia no desempenho dos
módulos. E na segunda parte, é apresentado estudo pratico, onde, são
apresentados as descrições e localização de instalação dos módulos, resultados
dos valores de máximo ponto de potência – MPP medidos e a avaliação dos
resultados.
Palavra – chave: Energia renováveis, painel fotovoltaico, DataLog, radiação solar
e desempenho dos módulos, MPP.
ABSTRACT
From ancient times, issues related to the energy, always inspired studies
and research for generation of production energy. In nowadays, with the
development of larges studies, research and technology, have been found
different alternative sources of energy.
Among the alternative sources highlighted, are the renewable energy
sources that have great importance in society. Therefore has increasingly been
the focus of further studies with the purpose to obtain greater efficiency, best
performance in the production of electricity and lower cost of deployment.
As an alternative technologies for harnessing of renewable energy,
photovoltaic panels have been a strong option to convert solar energy into
electrical. In this work, is proposed an installation of two photovoltaic modules (a
concentrate and another without contraction), with the purpose to obtain greater
efficiency in the energy production and is so proposed, the development of a
Datalog to do the reading power values.
In the first part of this course conclusion work, a theoretical study is,
presented on the functioning of the solar modules, the modules installation
angles, types of solar radiation and factors that influence the performance of the
modules. The second part is, presented practical study, where are presented
descriptions and localization of installation of the modules, results of the
maximum power point values (MPP) measured and the evaluation of results.
Keywords: renewables energy, photovoltaic panel, DataLog, solar radiation and
performance modules, MPP.
SUMÁRIO
1.
INTRODUÇÃO .......................................................................................................... 14
2.
OBJETIVOS ............................................................................................................... 16
3.
Objetivo Geral ......................................................................................................... 16
3.1.
Objetivo Específico........................................................................................... 16
4.
JUSTIFICATIVA ......................................................................................................... 17
5.
DIAGRAMA CONCEITUAL ........................................................................................ 19
6.
REFERENCIAL TEÓRICO ............................................................................................ 20
6.1.
Conceito Geral Sobre o Sol, Radiação Solar e Geometria Angular .................. 20
6.2.
Massa Do Ar ..................................................................................................... 21
6.3.
Tipos de Radiação Solar ................................................................................... 22
6.4.
Geometria Angular (Ângulos de incidência solar) ........................................... 24
6.5.
Tipos De Células Fotovoltaicas......................................................................... 29
6.5.1.
Características das células fotovoltaica .................................................... 29
6.5.2.
Parâmetros Das Células ............................................................................ 30
6.5.3.
Influência da Irradiação Solar e da Temperatura ..................................... 33
6.5.4.
Cálculo do máximo ponto de potência – MPP ......................................... 36
6.6.
Conceito Geral De Lentes................................................................................. 37
6.6.1.
7.
Lentes de Fresnel e concentradores solares ............................................ 38
METODOLOGIA DO PROJETO .................................................................................. 38
7.1.
Desenvolvimento e Funcionamento do Datalog ............................................. 39
7.1.1.
DAC, Conversor ADC e a saída serial do micro controlador (Kit Atmega 16)
39
7.1.2.
Circuito de geração do máximo ponto de potência - MPP ...................... 40
7.2.
Montagem e Instalação Dos Módulos Solares ................................................ 42
7.2.1.
Local de instalação dos módulos solares ................................................. 43
7.2.2.
Desenvolvimento da estrutura fotovoltaica móvel.................................. 44
7.2.3.
Metodologia de apontamento da estrutura ao sol ao longo do dia ........ 57
7.3.
Cálculo da Energia Produzida Pelas Células ..................................................... 62
7.3.2.
Cálculo da potência de saída .................................................................... 65
7.3.3.
Metodologia de Instalação da Lente de Fresnel ...................................... 67
8.
ANÁLISE DOS RESULTADOS OBTIDOS .............................................................. 68
8.1.
Comportamento e desempenho dos módulos no sistema CPV e Convencional.
68
8.2.
Dificuldades e problemas encontrados ........................................................... 71
8.2.1. Danificação do módulo solar após tempo de exposição ao sistema CPV
em alta temperatura ............................................................................................... 71
9.
PROCEDIMENTO DE VALIDAÇÃO ......................................................................... 72
9.1.
Procedimento de Medição .............................................................................. 72
9.1.1.
Configuração do Software Hercules ......................................................... 72
9.1.2. Extração dos dados de varredura do Datalog e obtenção dos parâmetros
utilizando o Excel..................................................................................................... 74
10.
CRONOGRAMA................................................................................................. 76
11.
CONSIDERAÇÕES FINAIS ...................................................................................... 77
12.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICA ............................................................................. 78
13.
APÊNDICE A – CÓDIGO FONTE DO ALGORITMO DO DATALOG .......................... 80
14.
ANEXOS A - TABELA DOS DADOS MEDIDO NO DIA 25/01/2015 ........................ 84
15.
ANEXO B - TABELA DOS DADOS MEDIDO NO DIA 27/01/2015 .......................... 85
16.
ANEXOS C - TABELA DOS DADOS MEDIDO NO DIA 29/01/2015 ........................ 86
LISTA DE FIGURAS
Figura 1- Média anual de insolação diária no Brasil............................................18
Figura 2- Princípio de funcionamento do projeto.................................................19
Figura 3- Datalog para monitorar a energia produzida pelos painéis..................19
Figura 4 - Trajetória dos raios de Sol na atmosfera e definição do coeficiente de
"Massa de Ar" (AM)............................................................................................21
Figura 5 - Componentes de radiação solar.......................................................23
Figura 6 - Sentido dos movimentos da terra posicionado nos momentos de
solstício e equinócio...........................................................................................25
Figura 7 - (a) e (b) Ilustração dos ângulos representando o sol em relação ao
plano horizontal, Ilustração da orientação de uma superfície inclinada em relação
ao plano horizontal: ângulos...............................................................................26
Figura 8 - Norte geográfico norte magnético.....................................................28
Figura 9 - Direção de instalação dos painéis solares.......................................29
Figura 10 - Módulo Fotovoltaico Policristalino....................................................32
Figura 11 - Circuito de controle do máximo ponto de potência – MPP.................41
Figura 12 – Layout da placa de circuito impresso do MPP..................................41
Figura 13 – Local de instalação das células (Terraço do Prédio) com a trajetória
e a direção dos raios solar..................................................................................43
Figura 14 – Trajetória solar sobre a cidade de Curitiba.......................................44
Figura 15 – Montagem da estrutura com ângulo de 5° (a)- vista frontal (b) - vista
lateral.................................................................................................................45
Figura 16 – Montagem da estrutura com ângulo de 10° (a)- vista frontal (b) - vista
lateral.................................................................................................................46
Figura 17 – Montagem da estrutura com ângulo de 15° (a)- vista frontal (b) - vista
lateral.................................................................................................................47
Figura 18 – Montagem da estrutura com ângulo de 20° (a)- vista frontal (b) - vista
lateral.................................................................................................................48
Figura 19 – Montagem da estrutura com ângulo de 25° (a)- vista frontal (b) - vista
lateral.................................................................................................................49
Figura 20 – Montagem da estrutura com ângulo de 30° (a)- vista frontal (b) - vista
lateral.................................................................................................................50
Figura 21 – Montagem da estrutura com ângulo de 35° (a)- vista frontal (b) - vista
lateral.................................................................................................................51
Figura 22 – Montagem da estrutura com ângulo de 45° (a)- vista frontal (b) - vista
lateral.................................................................................................................52
Figura 23 – Montagem da estrutura com ângulo de 60° (a)- vista frontal (b) - vista
lateral.................................................................................................................53
Figura 24 – Identificação do norte solar para instalação dos módulos FV, (a) Vista superior, (b) - Vista frontal e (c) - Marcação dos polos geográficos
identificados e os ângulos azimutais..................................................................59
Figura 25 – Apontamento da estrutura em direção ao sol com a referência dos
ângulos azimutais marcados na superfície.........................................................60
Figura 26 - Trajetória solar ao longo do ano para região de Curitiba - (a) gráfico
polar (b) gráfico cartesiano.................................................................................62
Figura 27 – Instalação do sensor de temperatura nos módulos solar.................63
Figura 17 - Medidas de temperatura das células com sensor de temperatura
...........................................................................................................................64
Figura 29 – Área focal da lente sobre o modulo fotovoltaico.............................67
Figura 30 – Configuração da porta serial COM e sua velocidade.....................73
Figura 31 – Habilitação do Log para armazenamento dos dados da varredura
feita nos módulos solares com o Datalog............................................................74
LISTA DE GRÁFICOS
Gráfico 1- Associação dos Módulos Fotovoltaicos (a) associação serie (b)
associação paralela...........................................................................................31
Gráfico 2- Influência da variação da irradiação solar na curva característica
IxV......................................................................................................................33
Gráfico 3- Influência da variação da temperatura nas células fotovoltaica,
característica......................................................................................................34
Gráfico 4- Potência de saída de uma célula solar FV sobreposto à curva IxV…37
Gráfico 5- Curva característica IxV do modulo simulado...................................42
Gráfico 7- Fator de forma das célula solares.......................................................66
Gráfico 8- Comparativo da curva característica IxV entre os sistemas:
Concentrado e o Convencional..........................................................................69
Gráfico 9- Comparativo da curva característica PxV entre os sistemas CPV e o
Convencional.....................................................................................................69
Gráfico 10- Máximo Ponto de Potência em relação a curva característica IxV (a)
do módulo CPV, (b) do modulo convencional.....................................................70
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Comparação da Eficiência das Células Fotovoltaicas........................30
TABELA 2 - Parâmetros das células...................................................................32
TABELA 3 – Ângulo de elevação solar e azimutal que indica a direção dos raios
solares num período de 30 minutos durante o dia...............................................55
TABELA 4– Ângulo de inclinação da superfície de captação da estrutura obtida
através do ângulo de inclinação da superfície de captação ideal........................57
Tabela 5 - tempo Noon, tempo de maior intensidade solar.................................58
Tabela 6. Resultados medidos e calculados com o Datalog, (a) sistema
convencional e (b) sistema CPV.........................................................................71
Tabela 7 – Resultado dos valores medidos para os módulos: convencional e
concentrado.......................................................................................................72
Tabela 8 – Parâmetros lidos durante a varredura dos módulos solares..............75
Tabela 9 - Cronograma para a execução das atividades do projeto....................76
LISTA DE ABREVIAÇÃO E SIGLAS
CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
MME – Ministério de Minas e Energia
ANEEL - Agencia Nacional de Energia Elétrica
ADC – Conversor Analógico Digital
DAC – Conversor Digital Analógico
MPP – Ponto de Máxima Potência ou Potência Máxima de Pico
VMPP, IMPP – Corrente e Tensão do Máximo Ponto de Potência
𝐓𝐚𝐦𝐛 - Temperatura ambiente
FV – Fotovoltaico
ICC = ISC – Corrente de Curto circuito
VCA = VCO – Tensão de Circuito Aberto
FF – Fator de Forma
G – Radiação Incidente por Unidade de Área
AM – Massa de Ar
NOCT - Temperatura Nominal de Operação das Células
FAPESP – Fundação de Amparo à Pesquisas do Estado de São Paulo.
Kt – Coeficiente de Temperatura dos módulos solar
CPV – Sistema Fotovoltaico Concentrado
14
1. INTRODUÇÃO
Nos últimos anos houve um crescimento mundial muito acelerado, tanto
a nível tecnológico como populacional, provocando maior demanda no consumo
de energia elétrica. Neste âmbito, tem-se desenvolvido no mundo inteiro,
tecnologias em grande escala para atender estas necessidades humanas.
De acordo com Villalva, Marcelo Gradella (2012, p. 32)
O Brasil possuía em 2009 uma capacidade de geração de
energia elétrica de 105 GW. Isto representa apenas 10%
da capacidade de geração de energia elétrica que
possuem os países desenvolvidos. Para o país sustentar
seu ritmo de crescimento e alcançar as grandes potências
mundiais vai ser necessário encontrar novas fontes de
energia para geração de eletricidade. As fontes renováveis
alternativas, como a solar fotovoltaica e a eólica.
Ainda em relação a esses aspectos, aos poucos tem-se procurado novas
diferentes fontes de energia renováveis para produção de eletricidade. Segundo
dados do MME (2013, p. 16), o brasil apresentou uma matriz de geração elétrica
predominantemente renovável em 2012, sendo que a oferta interna de energia
elétrica por fonte hidráulica neste ano foi de 76,9%. Este quadro, apesar de ter
sido melhorado em relação aos anos anteriores, ainda deixa o país muito
dependente de uma única fonte de energia, o que pode se tornar um problema
em caso dos recursos hídrico poder se tornar escasso. Fato este que começou
a ser sentido no país e o olhar sobre a implementação de projetos para a
produção de energia proveniente de outras fontes passou a ser considerado de
fato. Assim foram instaladas novas usinas para produção de eletricidade no
brasil, o que elevou o crescimento da produção de energia, por fontes renováveis
embora que em pequena escala.
Segundo dados da CCEE (2014, p. 2) as usinas que mais contribuíram
para o aumento na capacidade desde janeiro a novembro de 2013 foram as
15
térmicas e a biomassa (novas usinas provenientes dos leilões de energia de
reserva e de fontes alternativas “538 MW”). Diminuído a dependência na
produção de energia por usinas hidroelétrica o quadro baixou para 70,5%.
De acordo com Villalva, Marcelo Gradella (20012, p. 34)
O número de sistemas fotovoltaico conectados vem aumentando
muito no Brasil e sua utilização deverá ter um salto extraordinário
nos próximos anos principalmente com a recente aprovação,
pela Agencia Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) da micro
geração e da mini geração com sistemas distribuídos
conectados em baixa tensão e alimentados por fontes
renováveis de energia.
Um importante passo para a inserção da energia fotovoltaico no
país foi o projeto estratégico “Arranjo Técnico e Comerciais para
a Inserção da Geração Solar Fotovoltaica na Matriz Energética
Brasileira” lançado pela ANEEL em 2011 em conjunto com
empresas concessionárias de energia elétrica de todo o país. O
projeto tem o objetivo de promover a criação de usinas
experimentais de energia fotovoltaica interligadas ao sistema
elétrico nacional, que deverão somar quase 25 MW de potência
instalada.
Segundo Marcello G. Villalva (2012, p.35) dadas dimensões territoriais e
as elevadas taxas de irradiação solar brasileira, é razoável esperar para o Brasil
um potencial de geração fotovoltaica pelo menos dez vezes superior à
capacidade instalada na Alemanha atualmente. Isso representaria 200 GW de
eletricidade a partir da luz do sol, ou seja, o dobro de toda a energia elétrica que
se produz hoje.
Refletindo sobre todas as questões anteriores e nas fontes de energia
renováveis disponíveis, o estudo realizado neste projeto de conclusão de curso,
é feito em cima da fonte solar por meio da tecnologia fotovoltaica. Pelo fato de
ser uma tecnologia que tem crescido bastante e tem sido fortemente estudada
em alguns países para que o custo de sua implantação se torne cada vez mais
barata e mais eficiente, como é o caso de novas técnicas com a implementação
de lentes e espelhos no sistema fotovoltaico.
16
2. OBJETIVOS
3. Objetivo Geral
Comparar um estudo sobre a quantidade de energia elétrica produzida
por um painel fotovoltaico comum e sobre um painel fotovoltaico aplicando
dispositivos óticos (lentes de Fresnel). Avaliar a diferença de energia produzida
com a segunda aplicação utilizando um DataLog que será desenvolvido neste
projeto.
3.1.
Objetivo Específico
Os objetivos específicos do trabalho são:
•
Adquirir alguns materiais como células fotovoltaicas, lentes de
Fresnel, aplicativo para definir as coordenadas geográficas do
local.
•
Retirar as coordenadas de um aplicativo para informar a localidade
com precisão no software a ser utilizado;
•
Posicionar a lente numa determinada distância e ângulo calculados
para focalizar a radiação solar sobre as células solares;
•
Instalar as células com e sem a lente no mesmo local utilizando as
coordenadas corretas;
•
Desenvolver um Datalog utilizando o kit AVR (ATmega 16) com o
DAC, ADC e saída serial para fazer as medidas dos parâmetros do
módulo solar.
•
Catalogar a quantidade de energia produzida pelas células num
determinar período.
•
Descrever os comportamentos físicos das células;
•
Verificar se existe maior eficiência na produção de energia
fotovoltaica aplicada com a lente de Fresnel;
17
4. JUSTIFICATIVA
Devido ao fato do Brasil ser um país com alto índice de radiação solar e
mesmo assim não ser devidamente aproveitado todo este potencial solar,
pesquisas e projetos relacionados ao tema, contribuem na expansão e
exploração da tecnologia fotovoltaica. Outro aspecto, é a possibilidade de se
aplicar esta tecnologia com sistemas isolados, para atendimento em regiões
onde não há acesso a rede elétrica (exemplos de regiões rurais muito afastadas),
ou ainda em caso de ter o acesso mas com índice de falhas muito grande,
podendo assim servir como alternativa para solução deste tipo de problemas e
usufruir desse benefício que é a eletricidade.
Desenvolver um novo método de se aplicar a tecnologia, com objetivo de
otimizar o sistema diminuindo a quantidade de células e materiais utilizados, e
consequentemente obter uma redução de custos na execução de projetos futuro.
A figura 1 ilustra o potencial de insolação numa média mensal diária, em todo o
território brasileiro.
18
Figura 1 - Média anual de insolação diária no Brasil (horas) Fonte: (ATLAS Solarimétrico do
Brasil. Recife, 2000)
19
5. DIAGRAMA CONCEITUAL
Figura 2- Princípio de funcionamento do projeto. Fonte: (O autor, 2014)
Figura 3 – Datalog para monitorar a energia produzida pelos painéis. Fonte: (O autor, 2014)
20
6. REFERENCIAL TEÓRICO
Neste tópico será estudado os conceitos básicos sobre alguns fenômenos
fundamentais que ocorre no processo de conversão da energia solar em elétrica,
conceitos como: irradiação, insolação, tipos de radiação, massa do ar e
geometria angular.
6.1.
Conceito Geral Sobre o Sol, Radiação Solar e Geometria Angular
Segundo Roger A. Messenger e Jerry Ventre (2005, p. 21). O sol é
composto de uma mistura de gases com predominância de hidrogénio. Como o
sol converte hidrogénio em hélio em uma reação de fusão termonuclear maciça,
a massa é convertida em energia de acordo com a famosa fórmula de Einstein,
E = mc2. Como resultado desta reação, a superfície do sol é mantida a uma
temperatura de cerca de 5800K. A energia é irradiada para fora do sol
uniformemente em todas as direções, em estreita concordância com radiação de
corpo negro da formula de Planck.
𝐰𝛌 =
𝟐𝛑𝐡𝐜 𝟐 𝛌−𝟓
𝐡𝐜
𝐞𝛌𝐊𝐓 − 𝟏
[
𝐰
]
𝐦𝟐
(𝟔. 𝟏)
Onde:
h = 6.63× 10–34 W*s2 (e a constante de Planck) e k = 1.38× 10–23 joule/K
(constante de Boltzmann).
A equação 6.1 dá origem a densidade de energia na superfície do sol em
W/m2/unit. No momento em que esta energia viaja a150 milhões de quilômetros
na terra. A densidade total de energia extraterrestre diminui para 1367 W/m2 e é
muitas vezes referida como a constante de energia solar.
Segundo Marcelo G. Villalva (2012) a luz viaja com uma velocidade
constante no vácuo do espaço extraterrestre. A formula matemática apresentada
em seguida relaciona a frequência, o comprimento da onda e a velocidade da
onda eletromagnética:
𝐜= 𝛌∗𝐟
(𝟔. 𝟐)
21
As ondas eletromagnéticas vindas do sol podem produzir efeitos diversos
sobre os objetos e seres vivos. Uma pequena parte das ondas podem ser
captadas pelo olho humano e sua presença pode ser percebida de outras
formas. Chama-se espectro de radiação solar o conjunto de todas as frequências
de ondas eletromagnética emitida pelo sol. Todo espectro de radiação inclusive
as ondas visíveis ao olho humano e as não visíveis, transportam energia que
pode ser captada na forma de calor ou energia elétrica.
O efeito fotovoltaico, que é a base dos sistemas de energia solar
fotovoltaico para a produção de eletricidade, consiste na transformação da
radiação eletromagnética do sol em energia elétrica através da criação de uma
diferença de potencial, ou uma tensão elétrica, sobre uma célula formada por um
sanduíche de matérias semicondutores.
Se a célula for conectada a dois
eletrodos, haverá tensão elétrica sobre eles. Se houver um caminho elétrico
entre os dois eletrodos, surgirá uma corrente elétrica.
6.2.
Massa Do Ar
A radiação solar sofre diversas alterações quando atravessa a atmosfera
terrestre. As características da radiação solar que chega ao solo dependem da
espessura da camada de ar e da composição da atmosfera, incluindo o ar e os
elementos suspensos, como o vapor de água e a poeira.
A espessura da camada de ar atravessada pelos raios solares depende do
comprimento do trajeto até o solo. Esse trajeto depende do angulo de inclinação
do sol com relação a linha do zênite ou angulo zenital do sol, ilustrado na figura4.
Figura 4 - Trajetória dos raios de Sol na atmosfera e definição do coeficiente de "Massa de Ar"
(AM). Fonte: (CRESESB,2008)
22
A massa de ar é internacionalmente definida pela sigla AM (do inglês Air
Mass) e calculado como:
𝐀𝐌 =
Em que:
𝟏
𝐜𝐨𝐬𝛉𝐳
(𝟔. 𝟑)
é o angulo zenital do sol conforme a figura 4 anterior.
A distribuição de energia do espectro de radiação solar depende da
localização geográfica, da hora do dia, do dia do ano, das condições climáticas
da composição da atmosfera, da altitude e de diversos outros fatores.
O perfil característico médio da radiação solar em uma determinada
localidade varia em função da massa de ar e pode ser obtido experimentalmente.
Em cada região do planeta a radiação solar sofre efeitos diferentes ao cruzar a
atmosfera. A distribuição espectral AM1,5 corresponde ao comportamento médio
da a radiação solar ao longo de m ano em países temperado do hemisfério norte.
Esses países são aqueles localizados entre o tropico de câncer e o círculo ártico.
Nos países dentro da zona tropical do planeta, situado entre os trópicos de
câncer e capricórnio, os raios solares incidem com ângulos azimutais menores
e por isso ficam sujeitos a massas de ar reduzidas. Por essa razão zonas
tropicais são mais iluminadas e quentes do que as temperadas.
A massa de ar AM1,5 e sua respectiva distribuição espectral de energia
tornaram-se padrões para estudos e a análise dos sistemas fotovoltaicos, pois a
tecnologia fotovoltaica surgiu e desenvolveu-se em países do hemisfério norte,
principalmente na Europa e nos estados unidos. A massa de ar AM1,5 é usada
mundialmente como referência e citada em praticamente todos os catálogos de
fabricantes de células e módulos fotovoltaicos.
6.3.
Tipos de Radiação Solar
A radiação solar sofre influência do ar atmosférico, das nuvens e da
poluição antes de chegar ao solo e poder ser captada por células e modelos
fotovoltaicos. A radiação que atinge uma superfície horizontal do solo é
composta por raios solares que chegam de todas as direções e são absorvidos,
espalhados e refletidos pelas moléculas de ar, vapor, poeira e nuvens.
23
De acordo com Marcelo G Villalva (2012, p. 44)
A radiação global é a soma da radiação direta e da radiação
difusa. A radiação direta corresponde aos raios solares que
chegam diretamente do sol em linha reta e incidem sobre
o plano horizontal com uma inclinação que depende do
ângulo zenital do sol. A radiação difusa corresponde aos
raios solares que chegam indiretamente ao plano. É o
resultado da difração na atmosfera e da reflexão da luz na
poeira, nas nuvens e em outros objetos.
A radiação global pode ser medida com um instrumento
chamado piranômetro, que consiste em uma redoma de
vidro que recebe a luz de todas as direções e a concentra
em um sensor de radiação solar instalado em seu interior.
Figura 5- Componentes de radiação solar. Fonte: (PINHO, et al, 2008)
24
6.4.
Geometria Angular (Ângulos de incidência solar)
De acordo com o site infoescola, o eixo de rotação da terra possui uma
posição fixa que está ligeiramente inclinada em 23,5º em relação ao eixo de
translação da Terra (movimento da Terra em torno do Sol). Isto faz com que em
determinada época do ano, a luz solar incide com maior intensidade sobre o
hemisfério norte e, na outra parte do ano, incida com maior intensidade sobre o
hemisfério sul, caracterizando o chamado solstício. Da mesma forma, ocorre
que em determinada época, a luz solar incide de maneira igual sobre os dois
hemisférios, caracterizando o equinócio.
Desta forma, diz-se que é solstício de verão no hemisfério sul quando a
luz solar incide com maior intensidade sobre este hemisfério e, ao mesmo tempo,
que é solstício de inverno no hemisfério norte, por causa da menor incidência de
luz solar neste hemisfério. Assim, pode-se dizer que o equinócio é um estágio
intermediário entre o solstício de verão e o de inverno em determinado
hemisfério. Ou seja, o equinócio ocorre quando a incidência maior de luz solar
se dá exatamente sobre a linha do Equador.
O solstício e o equinócio ocorrem duas vezes por ano, geralmente nos
dias 20, 21 ou 22 de junho e dezembro, no caso do solstício, e nos dias 22 ou
23 de setembro e 20 ou 21 de março para o equinócio.
O momento exato de um solstício é aquele em que o sol, visto da Terra,
encontra-se o mais distante possível do “equador celeste” (linha imaginária que
marca o céu ao meio – como o equador com a Terra), ou seja, quando ele se
encontra a 23,5º para o norte ou para o sul dessa linha. Já o momento exato do
equinócio é quando o sol passa exatamente sobre o equador celeste. A figura 6
ilustra um exemplo de como ocorre esses momentos
25
Figura 6 - sentido dos movimentos da terra posicionado nos momentos de solstício e equinócio
Fonte: (Dan Scientia, 2010)
Segundo João T. Pinho e Marco A. Gardino (2014, p. 72), as relações
geométricas entre os raios solares, que variam de acordo com o movimento
aparente do sol e a superfície terrestre são descritas através de vários ângulos,
dos quais estão representados na figura 7 (a) e (b) abaixo. Onde temos as
seguintes definições:
•
Ângulo zenital (𝜃𝑍 ): é o ângulo formado entre os raios do sol e a
vertical local (zênite);
•
Elevação solar (α): é o ângulo compreendido entre os raios solares
e a projeção dos mesmos (os raios solares) sobre o plano
horizontal (horizonte do observador) onde;
•
Ângulo azimutal do sol (𝛾𝑆 ): também chamado de azimute solar, é
o ângulo entre a projeção dos raios solares entre o plano horizontal
e a direção Norte – Sul (horizonte do observador). O deslocamento
angular é tomado a partir do norte geográfico (0°). Sendo por
convenção positivo, quando a projeção se encontrar a direita à
direita do Sul (a Leste) e negativo quando se encontrar a esquerda
do Sul (a Oeste);
26
•
Ângulo azimutal de superfície ( 𝛾 ): ângulo entre a projeção da
normal à superfície no plano horizontal e a direção Norte – Sul.
Obedece as mesmas convenções do azimute solar;
•
Inclinação da superfície de captação (β): é o ângulo entre o plano
da superfície em questão e o plano horizontal [0° 90°];
•
Ângulo de incidência (θ): é o ângulo formado entre os raios de sol
e a normal a superfície de captação.
Figura 7 - (a) e (b) Ilustração dos ângulos representando o sol em relação ao plano horizontal,
Ilustração da orientação de uma superfície inclinada em relação ao plano horizontal: ângulos
Fonte: (João Pinho; Marco Galdino, 2014)
27
Segundo Marcelo G Villalva (2012, p. 57) o melhor aproveitamento da
energia solar ocorre quando os raios solares incidem perpendicularmente ao
modulo solar, com ângulo β=0. Isto significa que idealmente, para maximizar a
captação de energia, a inclinação do módulo solar deve ser ajustada diariamente
para adequar-se ao valor da altura solar naquele dia. Seguindo esta logica neste
trabalho será feito também um ajuste do ângulo em intervalo de três horas
porém, manualmente pelo fato do sistema usado não ser automatizado.
Segundo a revista de pesquisa FAPESP (2012, p.13). Em 1831, o
explorador inglês James Ross verificou que o norte geográfico e o magnético
não eram iguais ao chegar ao Ártico e ver que a bússola apontava para o chão,
o norte magnético (as linhas de força eram verticais e a única posição em que a
agulha aquietava era na vertical). O norte geográfico resulta do movimento de
rotação da Terra, enquanto o norte magnético é o resultado do campo magnético
gerado pelo movimento do metal fundido do núcleo externo em torno do núcleo
metálico sólido da Terra, conforme mostra a figura 8. Os dois nortes, portanto,
expressam fenômenos geofísicos diferentes. Uma agulha imantada aponta
sempre para o polo norte magnético e, de modo aproximado, para o norte
geográfico. O ângulo entre o norte magnético e o geográfico reflete a declinação
magnética do lugar e varia geralmente de 20 a 30 graus. Como o campo
magnético varia com o tempo, atualmente em São Paulo a diferença entre os
dois nortes é de 23 graus.
Uma confusão frequente é quanto à nomenclatura dos polos. Pela
convenção física, o polo magnético norte estaria situado no sul da Terra e viceversa. Para evitar essa confusão, convencionou-se chamar de polo norte
magnético o polo que está próximo ao polo norte geográfico, o mesmo ocorrendo
com o polo sul.
28
Figura 8 - Norte geográfico norte magnético Fonte: (Eder Molina, USP/FAPESP)
Segundo site Portal Solar (Menezes, 2014) para sistemas fotovoltaicos
conectados à rede elétrica, o ângulo de inclinação igual ao da Latitude é
normalmente o melhor ângulo para se instalar um painel fotovoltaico. Exemplo:
A Latitude do Rio de Janeiro é 22°, portanto a melhor posição possível para um
painel fotovoltaico no Rio de Janeiro é: Face Norte a 22° de inclinação.
Para aqueles que não têm uma face do telhado voltada ao Norte, haverá
perda, mas a perda de geração da energia solar fotovoltaica não é tão grande
se o sistema for instalado nas faces voltadas ao Leste e Oeste:
1° As perdas direcionais para telhados com face Nordeste (NE) ou
Noroeste (NO) variam entre 3% e 8%.
2° Para um telhado com face Leste ou Oeste, você pode perder entre 12%
e 20%.
3° Nunca instale o painel fotovoltaico com face voltada para o Sul.
No Brasil, devido a sua posição privilegiada em relação ao Sol, é melhor
o sistema fotovoltaico ter um grau de Inclinação menor do que o da Latitude ao
invés de ter um grau de inclinação maior. Exemplo: se a sua propriedade
encontra-se em São Paulo (Latitude aproximada de 23°), a sua casa possui dois
telhados com face norte: o Primeiro é bem inclinado, com uma inclinação
aproximada de 32°. O segundo Telhado é mais plano, com uma inclinação de
aproximadamente 10°. Se você tiver que escolher entre os dois, o com a
inclinação menor que a latitude deve gerar mais energia, então opte pela
inclinação de 10°. A figura 9 ilustra o exemplo de como instalar um módulo.
29
Figura 9 - Direção de instalação dos painéis solares Fonte:( Menezes, 2014)
6.5.
Tipos De Células Fotovoltaicas
Existem atualmente diversas tecnologias para a fabricação de células
solares e módulos fotovoltaicos. As mais comuns encontradas no mercado são:
Silício monocristalino, silício policristalino e filmes finos de silício. Neste trabalho
será utilizado dois tipos de células (monocristalinas e policristalinas) com o
objetivo de se fazer uma comparação sobre qual modelo é obtido a maior
otimização da célula solar, no que se refere a sua de produção.
6.5.1. Características das células fotovoltaica
Segundo Marcelo G. Villalva (2012), as células de silício monocristalino são
as mais eficientes produzidas em larga escala e disponíveis comercialmente.
Alcançam eficiências de 15 a 18%, mas têm um custo de produção mais elevado
do que os outros tipos de células.
As células de silício policristalinas têm eficiências comerciais entre 13 a
15%, ligeiramente inferiores as das células monocristalinas, entretanto o seu
custo de fabricação é menor. A tabela 1 Abaixo é mostra a comparação entre
diferentes tecnologias e diversos matérias empregados na fabricação de células
que levam a obtenção de células e módulos com eficiência maiores ou menores.
30
Material da
Eficiência
da Eficiência
Célula fotovoltaica
célula
em célula
da Eficiência dos
Módulos
laboratório
Comercial
comerc.
24,7%
18%
14%
Silício policristalino 19,8%
15%
13%
Silício cristalino de 19,2%
9,5%
7,9%
13%
10,5%
7,5%
Silício microamorfo 12%
10,7%
9,1%
Célula solar hibrida 20,1%
17,3%
15,2%
ClS, CIGS
18,8%
14%
10%
Telureto de cádmio 16,4%
10%
9%
Silício
monocristalino
filme fino
Silício amorfo
Dados: Fraunhofer ISE, universidade Stuttgart, 26th IEEE PVSC, NREL,
UNSW, folhas de dados de vários fabricantes. Adaptada de “energia
fotovoltaica – Manual sobre tecnologias, projetos e instalação”, Portugal, 2004
Tabela 1 - Comparação da Eficiência das Células Fotovoltaicas. Fonte: (O autor, 2014)
6.5.2. Parâmetros Das Células
De acordo com o Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaico
(2014, pg. 123, 124), a tensão equivalente em um módulo fotovoltaico associado
em série é igual ao somatório das tensões parciais em cada célula, enquanto a
corrente permanece constante. Assim, é possível se obter as relações das
equações pela lei de Kirchhoff (lei das malhas) conforme as equações 6.4 e 6.5:
Associação em Série:
𝐕𝟏 + 𝐕𝟐 + 𝐕𝐍 = 𝐕
(𝟔. 𝟒)
Associação em Paralelo:
𝐕𝟏 = 𝐕𝟐 = 𝐕𝐍 = 𝐕
(𝟔. 𝟓)
Com as células associadas em série consegue-se um maior valor de
tensão na saída conforme mostra o gráfico 1(a) e 1(b), consequentemente os
resultados serão mais precisos.
31
(a) Associação em Série
(b) Associação Paralela
Gráfico 1 - Associação dos Módulos Fotovoltaicos (a) associação serie (b) associação paralela.
Fonte (O Autor, 2014)
Para a execução prática deste trabalho, foram adquiridos dois modelos de
células de fabricantes diferentes, cada com um conjunto é composto por 14
células. Porém na prática deste estudo é utilizado somente o modelo de um
fabricante (Tipo1. China), conforme a tabela 2 abaixo.
32
De acordo com os parâmetros das células fornecida pelo fabricante e
valores medido, se construiu dois módulos solares conforme a figura 10 (um para
o modelo convencional e o outro para o modulo concentrado), associando-se
seis (6) células solares em série, totalizando uma tensão máxima de 3.6V, tensão
esta que poderá ser lida usando alguns módulos o micro controlador, conforme
o detalhamento do projeto.
Célula
Dados do Fornecedor em
Dados Medidos
condições STD
Fabricante
Tipo
Dimensão
Tensão
Corrente
Potência
Tensão
Corrent
(mm)
(VOC -V)
(ISC-mA)
(W)
(VOC -V)
e
Potência
(W)
(ISC-mA)
1.China
53x18x2,5
0.5
100
0.05
0.6
168
0.096
53x108x2,5
3.0
100
0.36
3.6
168
-
65x65
5.5
90
0.6
--
--
--
-
-
-
-
-
-
-
Policristalina
Módulo1
1.China
2.Star Solar
Policristalina
Módulo2
2.Star Solar
Tabela 2 - Parâmetros das Células
Obs. Na tabela 2 acima foi montada o módulo (com seis células em série) apenas
com o modelo tipo 1(China) que ocuparia uma área de 53x108 mm2 e tensão total de 3.6v, tanto
para o módulo concentrado como para o sem concentração.
A figura 10 mostra o exemplo do conjunto do modulo montado. Serão
instalados dois módulos desse tipo, um para o convencional e outro para o
concentrado.
Figura 10 – Conjunto do Módulo Fotovoltaico Policristalino. Fonte (O Autor, 2014)
33
6.5.3. Influência da Irradiação Solar e da Temperatura

Característica das células com a Influência da Irradiação
A corrente elétrica gerada pelo módulo solar aumenta com o aumento da
irradiação solar, o gráfico 2 mostra um exemplo do efeito causado pela irradiação
em uma célula solar.
Gráfico 2 - Influência da variação da irradiação solar da curva característica I-V. Fonte (Manual
de Eng. FV, 2014)

Características Das Células Com a Influência Da Temperatura
De acordo com Thiago Teixeira (2008, p.26), variações na temperatura
produzem efeitos sobre parâmetros de operação de uma célula solar. Uma
elevação de temperatura resulta em leve aumento da corrente de curto-circuito
(ISC), reduções na tensão de circuito aberto (VOC) e na potência de saída. O
aumento de ISC deve-se ao fato de que quando a temperatura do silício aumenta,
ocorre uma redução do valor do gap de energia do material, tornando mais fácil
a geração de pares elétron-buraco por fótons. O valor de ISC aumenta cerca de
0,07% por grau Kelvin.
O valor de VOC diminui cerca de 0,4% para cada aumento de um grau
Kelvin, pois o valor da tensão de circuito aberto também está relacionado ao
valor do gap do semicondutor. Como o valor de corrente e tensão dependem da
temperatura, o valor da potência de saída também depende e reduz cerca de
34
0,4% a 0,5% por grau Kelvin. O gráfico 3 representa, de forma gráfica, como os
valores de ISC e VOC variam com a temperatura, para um conjunto de células
solares que tem a corrente de curto-circuito igual a 3,50 A e a tensão de circuito
aberto igual a 0,575 V operando a 50°C.
Gráfico 3- Influência da variação da temperatura nas células fotovoltaica, característica I-V.
FONTE (TEIXEIRA, 2014)
6.5.3.1.
Desempenho elétrico dos módulos FV em função da
temperatura
De acordo com Joaquim Carneiro (2010, p.5). As características dos
módulos fotovoltaicos são medidas (nas condições de referência, STC) pelos
fabricantes e disponibilizadas na forma de fichas técnicas específicas. No
entanto, em contexto de utilização real, as condições de referência raramente
ocorrem. Na verdade, mesmo que um módulo FV opere num cenário que
eventualmente se caracterize por uma temperatura igual a 25ºC (temperatura
em que a eficiência dos módulos é aferida), a temperatura do módulo será
superior. Por este motivo, muitas vezes é especificada a temperatura nominal de
operação da célula (do Inglês, nominal operating cell temperature, NOCT) do
módulo fotovoltaico.
35
A temperatura nominal de operação da célula é definida como sendo a
temperatura atingida pelas células de um módulo quando sujeitas às seguintes
condições:


Intensidade da radiação solar incidente na superfície = 800 W/m2;
Temperatura do ar = 20ºC, (incidência normal)

Velocidade do vento = 1m/s, (modulo em circuito aberto)
A temperatura nominal das células pode ser calculada pela seguinte
equação:
𝐓 = 𝐓𝐚𝐦𝐛 +
(𝐍𝐎𝐂𝐓 − 𝟐𝟎)
∗𝐆
𝟖𝟎𝟎
(𝟔. 𝟔)
Onde, T (em ºC) é a temperatura da célula, TA (em ºC) é a temperatura
ambiente definida nas NOCT´S e G (em W/m2) corresponde à intensidade da
radiação incidente. Em casos de a velocidade do vento ser superior a 1m/s
(conduz maiores perdas por convecção), a temperatura do módulo será inferior
ao valor calculado pela equação 6.6. A influência da temperatura se manifesta
mais no valor da tensão do que no valor da corrente.
6.5.3.2.
Coeficientes de temperatura dos módulos
De acordo com Alexandro Rocha (2014, p.8), Coeficiente (dado pelo
fabricante) β de variação da tensão de circuito aberto (V OC) com a temperatura
(T), teoricamente é calculado por:
𝛃=
∆𝐕𝐎𝐂
∆𝐓
(𝟔. 𝟕)
O VOC em determinada temperatura (T), pode ser calculada por:
𝐕𝐎𝐂 (𝐓) = 𝐕𝐎𝐂𝐬𝐭𝐜 . (𝟏 + 𝛃(𝐓 − 𝟐𝟓))
(𝟔. 𝟖)
Alguns fabricantes também fornecem o coeficiente de temperatura
especifico para o VMP (o βVMP).
36
E O Coeficiente α de variação da corrente de curto circuito e, o coeficiente
de variação de potência máxima (potência de pico) do modulo em função da
temperatura são calculadas conforme as equações [6.9 e 6.10]:
𝛂=
𝛄=
∆𝐈𝐒𝐂
∆𝐓
∆𝐏𝐌𝐏
∆𝐓
(𝟔. 𝟗)
(𝟔. 𝟏𝟎)
A partir da NOCT informada pelo fabricante, pode-se calcular, com auxílio
da equação 6.11, o coeficiente de temperatura (Kt) do módulo FV.
𝐊𝐭 =
(𝐍𝐎𝐂𝐓 − 𝟐𝟎)
℃
[
]
𝟖𝟎𝟎
𝐖. 𝐦𝟐
(𝟔. 𝟏𝟏)
Onde: Kt = coeficiente térmico para o módulo (oC/W.m2)
6.5.4. Cálculo do máximo ponto de potência – MPP
De acordo com Cristian Barbosa, Alexandre Arins (2014, p.3), para cada
ponto na curva característica IxV mostrada no gráfico 4, o produto da corrente
pela tensão determina a potência gerada para aquela condição de operação do
módulo. Em uma dada condição, só existe um ponto na curva IxV onde a
potência é máxima (MPP). Pode-se verificar no gráfico 4 que a máxima corrente
fornecida pelo módulo FV é a corrente de curto circuito (ISC), porém, nesse ponto,
a tensão nos terminais do módulo é de 0 V, logo, a potência fornecida é nula.
Percorrendo a curva IxV no sentido crescente da tensão, observa-se uma
diminuição na intensidade da corrente, porém há um aumento na potência
fornecida até o ponto de MPP.
Este ponto caracterizado como a curva do joelho, é o ponto na qual se
pretende neste trabalho, tirar os parâmetros de tensão e corrente máxima dos
módulos solar montados.
37
Gráfico 4 – Potência de saída de uma célula solar FV sobreposto à curva IxV. FONTE:
(TEIXEIRA, 2008).
6.6.
Conceito Geral De Lentes
Segundo David Haliday, Resnick, Walker (2003, p. 36) Uma lente é um
corpo transparente limitado por duas superfícies refratoras cujos eixos centrais
coincidem. O eixo central comum é o eixo central da lente. Quando uma lente
está imersa no ar, a luz se propaga no ar, penetra na lente, é refratada duas
vezes e volta a se propagar no ar. Cada uma das refrações pode mudar a direção
dos raios luminosos.
Uma lente que faz com que os raios luminosos inicialmente paralelos ao
eixo central se aproximem do eixo é chamado de lentes convergente, uma lente
que faz com que os raios se afastem do eixo central, é chamado de lentes
divergente. Quando um objeto é colocado à frente de uma lente convergente ou
divergente a difração dos raios luminosos pela lente pode produzir uma imagem
do objeto. Neste trabalho será utilizado as lentes do tipo convergente, porque
deseja-se que os raios estejam focados perto do eixo central.
38
6.6.1. Lentes de Fresnel e concentradores solares
Segundo Fernanda P. Fernandes (2011), As primeiras pesquisas na área
de concentração fotovoltaica surgiram na década de 70 com a utilização de
lentes de Fresnel e células de silício. Hoje, os sistemas de concentração
fotovoltaica (CPV) se transformaram em uma tecnologia altamente promissora
para a produção de eletricidade a partir da energia solar e um forte substituta as
células de silício, inicialmente utilizadas.

Tipos de sistemas de concentração.
Existem três tipos de sistemas fotovoltaico concentrado que são: CPV de
baixa e média concentração e HCPV.
•
CPV baixa concentração: solar de 2 a 100 sóis;
•
CPV de média concentração: usados para concentração de 100 a
300 sois;
•
HCPV: são sistemas de alta concentração fotovoltaica que
empregam ótica composto por lentes de Fresnel que concentram a
luz solar até intensidade de 300 sois. A alta concentração
fotovoltaica resulta em uma área de foco diminuta desta radiação
e, consequentemente, uma menor quantidade de material
fotovoltaica é necessário. Esta, entre outras, é uma é uma
vantagem do HCPV, perante as tecnologias tradicionais de
conversão da energia solar, tornando, assim, esses sistemas
economicamente mais vantajoso.
7. METODOLOGIA DO PROJETO
A primeira preocupação no desenvolvimento deste trabalho, foi como seria
obtido (lido) a energia produzida nos módulos solar. Por isso, a primeira
metodologia aplicada no projeto, foi a de desenvolver um Datalog; seguidamente
foram montados e instalado os módulos solares, foi projetado uma estrutura com
diferentes ângulos sobre o qual foram instalados os módulos. E finalmente foram
instalados os sensores de temperatura sobre estes módulos.
39
7.1.
Desenvolvimento e Funcionamento do Datalog
O DataLog desenvolvido neste projeto, é composto por um conjunto de
quatro módulos de dispositivos eletrônicos, dos quais três deles estão agregados
no Kit ATmega16, estes módulos são:
•
Conversor AD (Micro controlador “Kit ATmega16”);
•
DAC (micro controlador “Kit Atmega 16’)
•
Saída Serial (Micro controlador “Kit ATmega16”);
•
Circuito de máximo ponto de potência;
O circuito do DataLog foi desenvolvido a partir das características do
módulo solar onde a corrente máxima em curto circuito é de 320 mA e a máxima
tensão em circuito aberto é de 3,6V. Durante as medições, os módulos solares
estarão produzindo uma determinada quantidade de potência, e a partir dela,
com ajuda do DataLog foi retirado os parâmetros: ISC, VOC, IMPP, VMPP, PMPP.
Com uma tensão de referência foi controlada a corrente dos módulos
solares nos valores de 0 a 320 mA. Com essa varredura feita pela variação da
corrente obteve-se a curva característica IxV.
7.1.1. DAC, Conversor ADC e a saída serial do micro controlador (Kit
Atmega 16)
1) O micro controlador (Kit ATmega 16):
Para o Datalog foi utilizado o micro controlador ATmega 16 fornecido pela
PUCPR, e dele utilizou-se o DAC, 4 canais do ADC e a saída serial.
2) Tensão de referência (DAC – Kit Atmega 16):
O DAC foi configurado para gerar uma tensão de referência de 0 a 5V numa
precisão de 256 níveis pois ele possui registrador de 8 bits. Utilizando um
transistor NPN a corrente foi controlada proporcionalmente a tensão de
referência conforme a equação programada no micro controlador:
𝐈𝐜 =
𝟑𝟐𝟎𝟎 ∗ (𝐔𝐢𝐧𝐭𝟑𝟐 _𝐭) ∗ 𝐕𝐚𝐫𝐝𝐚𝐜
𝟐𝟓𝟔
(𝟕. 𝟏)
40
A variável “Vardac” é a tensão de referência em bits, cujo valor é de 0 a 256
e o valor de 3200 é a corrente máxima que os módulos são capazes de produzir
com a lente de Fresnel (320,0 mA).
3) Conversor ADC (Kit Atmega 16)
A entrada do conversor ADC é composta por oito canais dos quais será
utilizado quatro, dois para o módulo fotovoltaico concentrado e dois para o
módulo sem concentração, onde um será para a leitura da tensão e o outro da
temperatura. O ADC será programado para ler os valores da tensão (V2),
temperatura (T2) do módulo não concentrado, tensão (V1) e temperatura (T1) do
módulo concentrado. Abaixo se encontra as equações que permitem calcular as
tensões desses módulos, conforme escrito no algoritmo de programação:
𝑽𝟏 =
𝐕𝟐 =
𝟒𝟒𝟎𝟎∗(𝒖𝒊𝒏𝒕𝟑𝟐_𝒕 )∗𝑽𝒂𝒓𝟏
𝟔𝟓𝟓𝟑𝟔
𝟒𝟒𝟎𝟎∗(𝐮𝐢𝐧𝐭𝟑𝟐_𝐭 )∗𝐕𝐚𝐫𝟏
𝟔𝟓𝟓𝟑𝟔
,
𝑰𝒄 =
,
𝐈𝐜 =
𝟑𝟐𝟎𝟎∗(𝑼𝒊𝒏𝒕𝟑𝟐 _𝒕)∗𝑽𝒂𝒓𝒅𝒂𝒄
𝟐𝟓𝟔
𝟑𝟐𝟎𝟎∗(𝐔𝐢𝐧𝐭𝟑𝟐 _𝐭)∗𝐕𝐚𝐫𝐝𝐚𝐜
𝟐𝟓𝟔
(𝟕. 𝟐)
(𝟕. 𝟑)
4) Saída serial (Kit Atmega 16):
A saída serial será utilizada para transmitir os valores das tensões,
temperaturas lidas pelo ADC e da corrente calculada proporcionalmente a
tensão de referência do DAC, onde os dados serão armazenados através do
software Hercules Setup versão 3.2.3.
7.1.2. Circuito de geração do máximo ponto de potência - MPP
É um circuito projetado para fazer uma varredura em 256 pontos, partindo
do ponto de curto circuito (máxima corrente e tensão mínima) até o ponto de
circuito aberto (máxima tensão e corrente mínima), cuja finalidade é traçar a
curva característica IxV de cada módulo, de forma a determinar os valores de
corrente e tensão capazes de produzir um ponto de potência máxima – MPP.
Neste trabalho, em função dos parâmetros e características dos próprios
módulos, a curva que produz este MPP é mostrada conforme o gráfico 10, e o
41
circuito que faz o controle do MPP, é apresentado na figura 11. Onde cada
circuito é composto por um amplificador operacional (AMP-OP) não inversor, um
transistor, cincos resistores, quatro fontes de tensão e cada modulo usa um
circuito deste tipo para o controle do MPP.
Figura 11– Circuito de controle do máximo ponto de potência – MPP simulado. Fonte (LTspice
IV, O Autor)
Figura 12– Layout da placa de circuito impresso do MPP. Fonte (O Autor)
42
Para o desenvolvimento do circuito de controle do MPP, foi utilizado o
software LTspice IV, na qual foi realizada várias simulações até encontrar um
modelo ideal para os módulos. A fonte de tensão V1 em serie com o resistor R5
simboliza cada modulo solar utilizado (ver figura 10), onde a tensão do modulo
é lida no ponto VCELL. O gráfico 5 mostra a curva IxV, do circuito simulado no
LTspice IV.
Gráfico 5 – Curva característica IxV do modulo simulado. Fonte (LTSPICE IV)
7.2.
Montagem e Instalação Dos Módulos Solares
Para a execução prática deste trabalho, além dos procedimentos e dos
conceitos referenciados nas secções anteriores, são necessários também novos
parâmetros como: procedimento de como foi feita a instalação das células,
descrição do local de instalação e do período do dia que será feito as medidas.
43
7.2.1. Local de instalação dos módulos solares
A instalação dos módulos foi realizada do endereço: Rua Ricardo Lemos
nº304, Curitiba – Paraná, nos dias 22/12/2014 a 30/01/2015. Segundo
sunearthtools (2014), a localização exata do ponto onde foi feito a instalação tem
a seguinte coordenada:
Latitude: -25.4080667;
Longitude: -49.2630118
Devido a utilização da lente de Fresnel é necessário instalar um sistema
móvel, assim a cada medida dos parâmetros obtidos com o Datalog, os módulos
estarão apontados em direção ao sol. Aplicou-se o sistema móvel porque no
sistema fixo os raios se concentram nos horários de maior incidência (menor
ângulo de incidência) e nos horários com maiores ângulos de incidência, o foco
de concentração dos raios solares desvia-se da área do módulo ocorrendo
sombreamento do mesmo ao invés da concentração solar.
As figuras abaixo ilustram o local aonde foi instalado os módulos com a
trajetória e a direção dos raios solares focalizando sobre a estrutura em cada
horário do dia conforme a figura 13 e sobre a cidade de Curitiba conforme a
figura 14.
Figura 13 – Local de instalação das células (Terraço do Prédio) com a trajetória e a direção dos
raios solar Fonte:(Google Mapas - sunearthtools)
44
Figura 14 – Trajetória solar sobre a cidade de Curitiba Fonte:(Google Mapas - sunearthtools)
7.2.2. Desenvolvimento da estrutura fotovoltaica móvel
A estrutura fotovoltaica, foi desenvolvida para um sistema móvel manual,
onde, a cada instante de tempo foi reposicionada uma nova direção azimutal e
elevação solar; para o melhor aproveitamento da captação de energia solar,
posicionando-o no menor ângulo de incidência possível em relação a normal da
superfície da estrutura.
Foi projetada uma estrutura em madeira com a ajuda do software AutoCad
que determinou os pontos exato de montagem para cada ângulo de inclinação
da superfície de captação. As figuras abaixo ilustram a montagem da estrutura
para os ângulos de 5, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 45 e 60 graus.
45
(a)
(b)
Figura 15 – montagem da estrutura com ângulo de 5° (a)- vista frontal (b)- vista lateral.
Fonte (O autor, 2015)
Esta posição de instalação da estrutura, é a posição angular com melhor
aproveitamento de energia solar no horário das 13:00h as 14:00h, Ver tabela 4.
46
(a)
(b)
Figura 16 – montagem da estrutura com ângulo de 10° (a)- vista frontal (b)- vista lateral.
Fonte (O autor, 2015)
Esta posição de instalação da estrutura, é a posição angular com melhor
aproveitamento de energia solar no horário das 14:00h a 14:30h. Ver tabela 4.
47
(a)
(b)
Figura 17 – montagem da estrutura com ângulo de 15° (a)- vista frontal (b)- vista lateral.
Fonte (O autor, 2015)
Esta posição de instalação da estrutura, é a posição angular com melhor
aproveitamento de energia solar no horário das 12:30h as 13:00h e nos horários
das 14:30h as 15:00h. Ver tabela 4.
48
(a)
(b)
Figura 18 – montagem da estrutura com ângulo de 20° (a)- vista frontal (b)- vista lateral.
Fonte (O autor, 2015)
Conforme a tabela 4, esta posição de instalação, é a posição angular com
melhor aproveitamento de energia solar no horário das 12:00h a 12:30h e nos
horários das 15:00h as 15:30h.
49
(a)
(b)
Figura 19 – montagem da estrutura com ângulo de 25° (a)- vista frontal (b)- vista lateral.
Fonte (O autor, 2015)
Esta posição de instalação da estrutura, é a posição angular com melhor
aproveitamento de energia solar no horário das 11:30h as 12:00h. Ver tabela 4.
50
(a)
(b)
Figura 20 – montagem da estrutura com ângulo de 30° (a)- vista frontal (b)- vista lateral.
Fonte (O autor, 2015)
Esta posição de instalação da estrutura, é a posição angular com melhor
aproveitamento de energia solar no horário das 15:30h as 16:00h. Ver tabela 4.
51
(a)
(b)
Figura 21– montagem da estrutura com ângulo de 35° (a)- vista frontal (b)- vista lateral.
Fonte (O autor, 2015)
52
Esta posição de instalação da estrutura, é a posição angular com melhor
aproveitamento de energia solar no horário das 10:30h as 11:30h e nos horários
das 16:00h as 16:30. Ver tabela 4.
(a)
(b)
Figura 22 – montagem da estrutura com ângulo de 45° (a)- vista frontal (b)- vista lateral.
Fonte (O autor, 2015)
53
Esta posição de instalação da estrutura, é a posição angular com melhor
aproveitamento de energia solar no horário das 10:00h as 10:30h e nos horários
das 16:30h as 17:30. Ver tabela 4.
(a)
(b)
Figura 23 – montagem da estrutura com ângulo de 60° (a)- vista frontal (b)- vista lateral.
Fonte (O autor, 2015)
54
Esta posição de instalação da estrutura, é a posição angular com melhor
aproveitamento de energia solar no horário das 8:30h as 10:00h e nos horários
das 17:30h as 18:30. Ver tabela 4.
A estrutura é regulada de forma a fazer, o apontamento correto do ângulo
azimutal e, do ângulo de inclinação da superfície de captação para cada horário
do dia. Com isso, se obtém uma concentração efetiva dos raios solares incidente
na lente de Fresnel sobre o módulo solar concentrado. A tabela 3 ilustra o ângulo
de elevação solar e azimutal a cada 30 minutos num período de treze horas
durante o dia (das 7:00h as 20:00h) com incidência de raios solares.
55
Tabela 3 – Ângulo de Elevação Solar e Azimutal que indica a direção dos raios solares num
período de 30 minutos durante o dia Fonte:(Sunearthtools, 07/01/2015).
O ângulo de inclinação da superfície de captação do módulo solar foi
definido a partir do ângulo de elevação solar (tabela 3) fornecido pelo software
sunearthtools (Sun Position), que é dada pela seguinte equação:
56
𝛃 = 𝟗𝟎∘ − 𝛂
(𝟕. 𝟒)
β = Ângulo de inclinação da superfície de captação;
α = Elevação Solar.
Devido a estrutura ter ângulos de inclinação fixos, ela será instalada na
inclinação mais próxima do ideal (β). Nesta inclinação a estrutura foi posicionada
com o azimute a partir do norte geográfico conforme a tabela 4 para cada medida
dos módulos solares.
As medidas serão realizadas a partir das 08h30min até as 18:00h, foi usada
equação 5.5 para determinar o ângulo de inclinação da superfície. Exemplo: 𝛽 =
90∘ − 23,79∘ = 66,21∘ 𝑒 𝛽 = 90∘ − 27,41∘ = 62,59∘ nestes horários. As medias
são feitas a cada 30 minutos (ver tabela 3) e, é usado a mesma equação 5.5
para todos os horários, onde a inclinação da superfície de captação ideal (β) é
aproximadamente 60º que é o maior ângulo de inclinação da estrutura.
O ângulo de inclinação da estrutura será alterado manualmente nos
horários conforme tabela 4. Estes valores de inclinação da estrutura, foram
definidos a partir de uma aproximação dos valores de inclinação ideal (β)
calculado pela equação 7.4 e, posteriormente ajustado a um valor aproximado
ao que se tem disponível na estrutura projetada (ver tópico anterior).
57
Hora
Elevacao Azimute
06:33:56 -0.833°
07:00:00 4.54°
07:30:00 10.85°
08:00:00 17.27°
08:30:00 23.79°
09:00:00 30.38°
09:30:00 37.02°
10:00:00 43.72°
10:30:00 50.45°
11:00:00 57.21°
11:30:00 63.98°
12:00:00 70.74°
12:30:00 77.45°
13:00:00 83.87°
13:30:00 86.58°
14:00:00 81.08°
14:30:00 74.46°
15:00:00 67.72°
15:30:00 60.95°
16:00:00 54.18°
16:30:00 47.43°
17:00:00 40.71°
17:30:00 34.04°
18:00:00 27.41°
18:30:00 20.85°
19:00:00 14.37°
19:30:00 7.99°
20:00:00 1.73°
20:12:28 -0.833°
115.39°
112.66°
109.77°
107.09°
104.56°
102.13°
99.77°
97.4°
94.96°
92.33°
89.27°
85.27°
78.72°
61.4°
333.01°
288.11°
277.87°
272.81°
269.33°
266.51°
263.98°
261.59°
259.23°
256.85°
254.38°
251.79°
249.02°
246.03°
244.7°
Inclinação da Superfície Inclinação da Superfície de
de Captação da Estrutura
Captação Ideal (β)
90,833°
85,46°
79,15°
72,73°
60°
66,21°
60°
59,62°
60°
52,98°
45°
46,28°
35°
39,55°
35°
32,79°
25°
26,02°
20°
19,26°
15°
12,55°
5°
6,13°
5°
3,42°
10°
8,92°
15°
15,54°
20°
22,28°
30°
29,05°
35°
35,82°
45°
42,57°
45°
49,29°
60°
55,96°
60°
62,59°
69,15°
75,63°
82,01°
88,27°
90,833°
Tabela 4 – Ângulo de Inclinação da Superfície de Captação da Estrutura obtida através do
ângulo de Inclinação da Superfície de Captação Ideal Fonte: (Sunearthtools, Autor)
7.2.3. Metodologia de apontamento da estrutura ao sol ao longo do dia
O método de como é feito o apontamento da estrutura em relação posição
do sol, depende de alguns conceitos. De acordo com o software Sunearthtools
segue os conceitos:
58
o Noon: tempo solar, que ocorre quando o sol está no seu
ponto mais alto no céu para o dia, seja sul ou norte do
observador, dependendo da latitude.
o Azimute: indica um ângulo entre um ponto e um plano de
referência. Este ângulo indica também a direção do sol no
plano horizontal a partir de um determinado local, geralmente
é a distância angular de um ponto a partir do Norte
Geográfico. O Norte é definido ter um azimute de 0° e sul tem
um azimute de 180°.
o A altura, ou Elevação solar: é a distância angular do
horizonte um ponto na esfera celeste, medido como positivo
se frente ao Zenith e negativo se dirigiu para o Nadir.
Para se saber a posição do sol a qualquer hora do dia, se utilizou o conceito
de relógio solar, onde foi fixado uma haste verticalmente ao chão no tempo Noon
conforme tabela 5, cujo objetivo é determinar o norte geográfico do observador.
A sombra feita a partir da haste é o sul e o ponto oposto desta sombra é o norte
(para regiões com latitude ao sul do eixo do Equador) conforme figura 25. Foi
traçado um círculo com um tamanho aproximadamente igual ao da estrutura
projetada.
No
círculo
traçado
é
marcado
também
os
ângulos
azimutais
correspondente a cada horário de medição na tabela 4 (coluna azimute). A cada
medida com o Datalog foi traçado partindo-se do norte geográfico e percorrendo
no sentido horário até o azimute do tempo (hora) desejada. A figura 25 mostra o
exemplo de como foi feito o apontamento da estrutura em relação ao sol em cada
horário.
Tabela 5 - tempo Noon, tempo de maior intensidade solar. Fonte (Sunearthtools, Autor)
59
(a)
(b)
c)
Figura 24 – Identificação do norte solar para instalação dos módulos FV, (a) - Vista superior, (b)
- Vista frontal e (c) - Marcação dos polos geográficos identificados e os ângulos azimutais.
Fonte (O Autor, 2015)
A figura 24 – (c) mostra as marcações dos polos geográfico em azul. O
norte solar foi obtido, traçando uma reta oposta a posição da sombra provocada
pela haste nas figuras 24 - (a) e (b), onde o centro do eixo, foi considerado o
60
ponto onde a haste é fixada. Do centro até o final da sombra foi marcado o Sul
e a posição oposta deste ponto foi marcado o Norte geográfico.
As marcações em vermelho na figura 25 – (c), são os ângulos azimutais
para o posicionamento da estrutura, em cada horário do dia conforme a tabela
4. Para realizar estas marcações angulares, foi utilizado um transferidor e o
mesmo foi alinhado o ângulo zero apontado para o norte geográfico e os demais
ângulos foram traçados no sentido horário a partir do Norte conforme tabela 4.
Figura 25 – Apontamento da estrutura em direção ao sol com a referência dos ângulos
azimutais marcados na superfície. Fonte: (O Autor, 2015)
A figura 25 mostra o exemplo de um ajuste de apontamento da estrutura
em relação ao sol. Neste horário das 14h30 do dia 28/01, o ângulo de elevação
ideal da estrutura foi de 15° e o azimute geográfico foi de aproximadamente 278°.
61
7.2.3.1.
Gráficos de coordenadas polares e cartesianas
As figuras 26 (a) e (b), mostram a trajetória do sol ao longo do ano, na
forma gráfica, onde (a) é a forma polar e (b) a cartesiana, nas datas atuais,
equinócio e solstício, onde:
Na carta polar a linha preta superior, marca a trajetória do sol na época
de equinócio, a linha preta inferior na época de solstício e a linha em laranja
marca a época do dia atual. O desenho nos gráficos (polar e cartesiano) em
forma de laço, representam a posição do sol no horário de 12:00h em todo o
período do ano.
Os ângulos de elevação solar são representados pelo eixo vertical (de 0
a 90 graus) e o azimutal são representados pelos círculos concêntricos de 0 a
360 graus.
(a)
62
No gráfico cartesiano, a linha preta superior marca a trajetória do sol na
época de solstício, a linha preta inferior na época de equinócio e a linha em
laranja marca a época do dia atual. Os ângulos de elevação solar são
representados pelo eixo vertical (de 0 a 90 graus nos períodos com luz solar
visível) e o azimutal é representado pelo eixo horizontal.
(b)
Figura 26 - Trajetória solar ao longo do ano para região de Curitiba - (a) gráfico polar (b)
gráfico cartesiano Fonte: (Sunearthtools, 2015)
7.3.
Cálculo da Energia Produzida Pelas Células
Para medir e comparar o comportamento dos sistemas concentrado e não
concentrado, foram instalados e equacionados sensores de temperatura, foi
observado também, a potência de saída gerado pelos módulos e realizar
cálculos para definir o ponto focal sobre o módulo concentrado.
7.3.1. Instalação do sensor de temperatura
Conforme já abordado nas secções anteriores, os módulos fotovoltaicos
sofrem influência quando são sujeitos a variações de temperatura e ou de
irradiação, consequentemente altera a potência produzida pela célula e a sua
63
eficiência. Abaixo será ilustrado o procedimento de cálculo para se obter a
temperatura incidente sobre o módulo concentrado e o convencional.
Como o parâmetro da temperatura não foi definido no projeto como um
valor constante, então é necessário que sejam considerados os efeitos que a
mesma pode causar sobre o modulo solar. Para se obter a potência fornecida
pelos painéis em função da temperatura, se executou os seguintes passos:
1. Foi instalado dois sensores de temperatura, um para medir a
temperatura ambiente no modulo convencional, e o outro para medir
a temperatura da célula no módulo concentrado.
2. Cada sensor é instalado diretamente sobre cada módulo solar. A figura
27 abaixo mostra o exemplo do tipo de sensor usado para medir a
temperatura nos módulos, onde as conexões para a alimentação do
sensor +VS e o GND, são feitas a partir do circuito de controle do MPP
e, a tensão de saída VOUT, representa os valores de temperatura
medido pelo sensor.
Figura 27 - Medidas de temperatura das células com sensor de temperatura LM 35
3. A saída VOUT, é ligada na porta_B do micro controlador (ATmega 16)
assim, os valores de temperatura dos dois módulos medido na saída
do sensor são lidos pela serial (pelo software Hercules) por meio de
um algoritmo de programação conforme abaixo:
64
Void put_16b_in_temperatura1(uint16_t vart1) //Envia os bits de leitura temperatura1
{
Temp1=((44000*(uint32_t)vart1)/65536)+40;
putchar((Temp1/1000)%10+48);
putchar(((Temp1/100)%10)+48);
putchar(44);
putchar(((Temp1/10)%10)+48);
putchar((Temp1%10)+48);
}
void put_16b_in_temperatura2(uint16_t vart2) // Envia os bits de leitura temperatura2
{
Temp2 = ((44000*(uint32_t)vart2)/65536)-100;
putchar((Temp2/1000)%10+48);
putchar(((Temp2/100)%10)+48);
putchar(44);
putchar(((Temp2/10)%10)+48);
putchar((Temp2%10)+48);
}
Através do algoritmo de programação (ver apêndice pg.76), o programa
fará uma varredura dos dados medidos na célula a cada intervalo de tempo
definidos e imprimirá na tela estes valores conforme o trecho do programa acima.
Com os valores medidos das temperaturas e das tensões /corrente (conforme
abordado na secção 5.2 (d)), é possível determinar a tensão e corrente em
função da temperatura e, posteriormente determinar a potência e demais
parâmetros.
Figura 28– Instalação do sensor de temperatura nos módulos solar Fonte: (Autor,2015)
65
7.3.2. Cálculo da potência de saída
Para se fazer a medida de potência de saída dos módulos e a sua
eficiência, é necessário ter conhecimento de alguns parâmetros importantes. De
acordo com Antía Garcia (2014, p.46), os parâmetros são os seguintes:

Corrente de curto-circuito (ISC): É a corrente máxima gerada
quando a resistência de carga é igual zero, ou seja, quando os
terminais de saída da célula estão em curto circuito, conforme
o gráfico 2.

Tensão de circuito aberto (Voc): é a tensão máxima
proporcionada pelo painel quando não há nenhuma carga
conectada entre os terminais do painel e neste caso a corrente
vale zero.

Ponto de potência máxima (IMPP,
VMPP):
é o ponto em que a
potência entregue é máxima, obtendo o maior rendimento
possível do painel. A máxima potência de saída de uma célula
pode ser calculada através da equação:
𝐏𝐌𝐏𝐏 = 𝐕𝐌𝐏𝐏 ∗ 𝐈𝐌𝐏𝐏 = 𝐈𝐒𝐂 ∗ 𝐕𝐎𝐂 ∗ 𝐅𝐅
(𝟕. 𝟓)
Onde: VMPP = V1= V2 e ISC = IC, igual as tensões e corrente das equações
6.3 e 6.4, para as duas células. Os valores de corrente em curto ICS e o da tensão
em circuito aberto VOC do modulo construído, se encontra na tabela 1 (secção
5.1).
De acordo com Manual de energia fotovoltaica (2004, pg.67)

O fator de forma (FF): é um indicador da qualidade das células
solares. É definido como um quociente entre a potência MPP e
a potência máxima teórica que surge como o produto da
corrente de curto-circuito e da tensão de circuito aberto.
𝐅𝐅 =
𝐕𝐌𝐏𝐏 ∗ 𝐈𝐌𝐏𝐏
𝐕𝐎𝐂 ∗ 𝐈𝐂𝐂
(𝟕. 𝟔)
66
Para as células cristalinas, o fator de forma tem um valor que se situa
entre 0,75 a 0,85. E as células solares amorfas este valor situa-se entre 0,5 a
0,7. Graficamente, o fator de forma pode ser determinado como a razão entre a
área B e a área A (ver gráfico 7).
Gráfico 7 - Fator de forma das célula solares

Eficiência das células solares e dos módulos fotovoltaico:
A eficiência 𝜂(eta) das células solares é o resultado da razão
entre a potência entregue pela célula solar e a potência da
radiação solar. Por este motivo, é calculada a partir da potência
MPP (PMPP), da irradiação solar (G) e da área da superfície (A)
da célula solar, como se segue a equação abaixo:
𝛈=
𝐏𝐌𝐏𝐏
𝐕𝐎𝐂 ∗ 𝐈𝐒𝐂 ∗ 𝐅𝐅
=
𝐀∗𝐆
𝐀∗𝐆
(𝟕. 𝟕)
Assim como a potência produzida, a eficiência dos módulos medido,
também depende da temperatura e da irradiação incidente nas células. Neste
trabalho os dados de irradiação são fornecidos pelo SIMEPAR (ver anexo D), a
temperatura será medida conforme já esclarecido na secção 5.5.1. Os dados de
tensão, corrente, temperatura catalogado do DataLog e com os dados de
irradiação, é possível determinar a potência e a eficiência de cada modulo
usando as equações 7.5 e 7.7.
67
7.3.3. Metodologia de Instalação da Lente de Fresnel
A lente de Fresnel utilizada neste trabalho, é composta por uma área de
0,089359m2, cuja área focal estipulada é de 0,015393m2.
Para se obter a área focal, a lente ficou a uma distância de 5cm do modulo
fotovoltaico, esta distância focal foi ajustada manualmente até que a área focal
cobrisse por inteiro a área do modulo fotovoltaico, conforme a figura 29.
Figura 29 – Área focal da lente sobre o modulo fotovoltaico. Fonte (autor,2015)
Com os valores da área focal e da área da lente, se obteve uma
concentração de 5,8 sois, que caracteriza um sistema CPV de baixa
concentração, conforme as equações:
𝐂=
𝐀 𝐋𝐞
𝟎, 𝟎𝟖𝟗𝟑𝟓𝟗
=
= 𝟓, 𝟖 𝐬𝐨𝐢𝐬 (𝟕. 𝟖)
𝐀 𝐂𝐨
𝟎, 𝟎𝟏𝟓𝟑𝟗𝟑
C – concentração solar (sois)
68
𝑨𝑳𝒆 – área da lente (m2)
𝑨𝑪𝒐 – área concentrada (m2)
8. ANÁLISE DOS RESULTADOS OBTIDOS
Até se obter dados para análise dos resultados, foram realizados alguns dias
de medições com o Datalog. Durante esses dias foram desenvolvidos
procedimento de medição, calibragem do sistema, substituição de módulo solar
danificado pela concentração gerando alta temperatura e coleta de dados dos
parâmetros nos sistemas fotovoltaicos que serviram para análise com resultados
satisfatórios.
8.1.
Comportamento e desempenho dos módulos no sistema CPV e
Convencional.
Os gráficos abaixo ilustram as diferenças dos resultados obtidos utilizando a
lente de Fresnel para um sistema CPV de baixa concentração aplicado num
módulo convencional. As medidas foram realizadas simultaneamente nos dois
sistemas (convencional e CPV), com os parâmetros coletados, foram gerados
gráficos comparando os resultados da curva característica, máximo pontos de
potência e as influências causadas pela temperatura e pelo aumento da
irradiação solar.
Gráfico 8- Comparativo da curva característica IxV entre os sistemas: Concentrado e o
Convencional e a influência da temperatura na tensão gerada pelos módulos Fonte (O Autor,
2015)
69
PxV Convencional - PxV Concentrado
1000
Potência
100
10
1
0,1
1
10
Tensão
Gráfico 9- Comparativo da curva característica PxV entre os sistemas CPV e o Convencional.
Fonte (O Autor, 2015)
(a)
IxV - PxV - Concentrado
Corrente / Potência
1000
100
10
1
0,1
1
Tensão
10
70
(b)
IxV - PxV - Convencional
Corrente / Potência
1000
100
10
1
0,1
1
10
Tensão
Gráfico 10- Máximo Ponto de Potência em relação a curva característica IxV (a) do módulo
CPV, (b) do modulo convencional. Fonte (O Autor, 2015)
Os resultados foram satisfatórios, apesar de ocorrer uma queda de tensão
ocasionada pelo aumento de temperatura do módulo concentrado, o ganho
obtido pelo aumento da corrente foi mais relevante, fazendo com que o ponto
máximo de potência permanecesse superior do que no módulo convencional. Na
tabela 6 (a) e (b), segue os resultados obtidos na medição do dia 29 de Janeiro
de 2015 as 18:00 h onde a diferença da temperatura foi mais significante e o
comportamento dos módulos foram conforme o esperado pelo estudo teórico.
(a)
Dados medidos e calculados – Módulo Convencional
Temperatura 1 Vca (V) Icc (A) Vmpp (V) Impp (mA) Pmpp (mW)
48,89042969
3,286
140
2,553
127,5
325,5075
FF
η (%)
0,707563473 10,7641369
(b)
Dados medidos e calculados - Módulo Concentrado
Temperatura 2 Vca (V) Icc (A) Vmpp (V) Impp (mA) Pmpp (mW)
61,93832031
3,172
281,2
2,365
247,5
585,3375
FF
0,656232679 19,35639881
Tabela 6. Resultados medidos e calculados com o Datalog, (a) sistema convencional e (b)
sistema CPV. Fonte: (O autor, 2015)
η (%)
71
8.2.
Dificuldades e problemas encontrados
Durante as medições foram encontrados alguns problemas não previstos,
que provocou maiores dificuldades, necessidade de reavaliação do esquema
elétrico do DataLog e novas análises de medidas.
8.2.1. Danificação do módulo solar após tempo de exposição ao sistema
CPV em alta temperatura
Nos testes iniciais, não houve preocupação se os módulos fotovoltaicos
aguantariam as altas temperaturas provocadas pela concentração de energia
solar com o uso da lente de Fresnel. Devido a esta falta de experiência, o módulo
concentrado ficou exposto num grande período de alta temperatura, o que
provocou uma diminuição no desempenho de produção de energia.
Durante as medições realizadas, se observou que, quando a temperatura
do modulo solar, atingia um valor acima dos 60 ºC, além de haver uma redução
no valor da tensão gerada pelo modulo solar, a corrente dos módulos também
diminuía muito (cerca de 60%). O fato de haver uma redução nos dois
parâmetros
simultaneamente,
a
eficiência
e
a
potência
do
modulo
consequentemente diminuía muito. Portanto, este modulo teve de ser substituído
e nas novas medidas feitas, a lente de Fresnel só foi instalada (colocada na
estrutura)
minutos
antes
de
cada
medição,
para
não
provocar
o
superaquecimento com o uso da lente e não reduzir o desempenho do modulo.
Este comportamento, foi observado apenas no modulo solar concentrado,
porque este modulo sempre apresentava temperaturas maiores que no modulo
convencional, chagando a atingir 81,5 °C, conforme tabela 7.
Temp 1
48,33375
47,80300781
58,10878906
50,18800781
57,99648438
57,77980469
57,63578125
55,11617188
Dados medidos e calculados - Módulo Convencional
Vca (V) Icc (A) Vmpp (V) Impp (mA) Pmpp (mW)
FF
3,566 159,3 2,774
152,5
423,035 0,744696282
3,519 159,3 2,727
157,5
429,5025 0,766179722
3,469 159,3 2,716
156,2
424,2392 0,767698549
3,584 159,3 3,082
128,7
396,6534 0,694748159
3,524 159,3 2,929
159,3
466,5897 0,831157775
3,551 159,3 2,911
159,3
463,7223 0,819769079
3,519 159,3 2,814
159,3
448,2702 0,799658994
3,547 159,3 3,02
159,3
481,086 0,851423738
Dados medidos e calculados - Módulo Concentrado
η (%) 25/01/2015 Temp 2 Vca (V) Icc (A) Vmpp (V) Impp (mA) Pmpp (mW)
FF
13,98925265 10:32 69,25953125 3,161 159,3 2,339
87,5
204,6625 0,40644146
14,203125
11:10 57,56609375 3,378 159,3 2,611
89,3
233,1623 0,433294234
14,02907407 11:37 80,98613281 3,15 159,3 2,435
81,8
199,183 0,396940982
13,11684524 11:58 68,51867188 3,4 159,3 2,643
91,2
241,0416 0,445038219
15,42955357 12:27 80,43546875 3,213 159,3 2,4
95
228
0,445459623
15,33473214 12:59 81,51085938 3,304 159,3 2,538
87,5
222,075 0,421933352
14,82375
13:27 81,37296875 3,234 159,3 2,47
86,8
214,396 0,416160529
15,90892857 14:05 73,65460938 3,39 159,3 3,385
159,3
539,2305 0,998525074
Tabela 7 – Resultado dos valores medidos para os módulos: convencional e concentrado.
Fonte (autor, 2015)
η (%)
6,767939815
7,710393519
6,586739418
7,970952381
7,53968254
7,34375
7,089814815
17,83169643
72
9. PROCEDIMENTO DE VALIDAÇÃO
Como procedimento de validação deste projeto, foi utilizado o software
Sunearthtools que serviu como orientação para determinar o melhor método de
orientação dos raios solares e do melhor ponto de instalação do modulo solar.
Foi desenvolvido um DataLog que fará a leitura da energia produzida pelas
células, em função da temperatura e da irradiação. Foram utilizados também as
ferramentas LTSPICE IV, para simular o circuito usado como Datalog e a
ferramenta Eagle para desenhar a placa de circuito impresso.
Para geração das curvas características apresentado nos gráficos das
medidas realizadas, foi utilizada o Excel, para a geração dos gráficos e cálculos
de eficiência e potência.
9.1.
Procedimento de Medição
Durante as medições dos parâmetros dos módulos solares, foi
desenvolvido um processo para facilitar e organizar os dados coletados, onde foi
descrito um passo a passo do procedimento conforme abaixo.
9.1.1. Configuração do Software Hercules
O software utilizado para imprimir os dados da saída serial do micro
controlador foi o Hercules, com ele foi registrado e catalogado todas as
varreduras feitas pelo Datalog nos módulos solares (CPV e Convencional).
Ao conectar o cabo serial no computador com a saída serial do micro
controlador, uma porta COM do computador é utilizada. Ao identificar a porta
COM utilizada pelo computador, a mesma é configurada no software Hercules
conforme figura 30. Nesta figura também mostra a configuração da velocidade
utilizada pela serial do micro controlador (115200 Hz).
73
Figura 30 – Configuração da porta serial COM e sua velocidade. Fonte (autor,2015)
Após a configuração da porta COM e da velocidade da serial, pressionar
o botão “Open” para iniciar a leitura e impressão dos dados transmitidos pela
serial do micro controlador.
Ao termino da varredura, no micro controlador foi configurado um tempo
de 20 segundos, tempo suficiente para preparar e habilitar a captação de dados
armazenado num arquivo do tipo “txt” conforme figura 31.
74
Figura 31 – Habilitação do Log para armazenamento dos dados da varredura feita nos módulos
solares com o Datalog. Fonte (autor,2015)
Após o termino da varredura armazenada no arquivo do tipo “txt”,
desabilitar o “Log” da mesma forma que foi habilitado, pressionando os botões
“Ctrl+L”.
9.1.2. Extração dos dados de varredura do Datalog e obtenção dos
parâmetros utilizando o Excel
Abrir o arquivo “txt” gerado, copiar os dados obtidos da varredura e colar
na planilha Excel desenvolvida para retirar os parâmetros necessário para
análise do desempenho de cada módulo solar nos sistemas CPV e convencional,
conforme tabela 8. Esta tabela ilustra os parâmetros obtidos dos módulos
solares. A tabela do Excel original (completa) possui 256 linhas de leituras (ver
anexos).
75
Tensão 1CC
Tensão 2CV
Corrente
Temp 1CC
Temp 2CV
0,541
0,541
0,541
0,541
0,541
0,541
0,541
0,541
0,541
0,403
0,403
0,403
0,403
0,403
0,403
0,403
0,403
0,403
318,7
317,5
316,2
315
313,7
312,5
311,2
310
308,7
61,88
61,89
61,9
61,86
61,91
61,97
61,9
61,95
61,92
48,89
48,97
48,96
48,97
48,96
48,94
48,95
48,96
48,94
Tabela 8 – Parâmetros lidos durante a varredura dos módulos solares. Fonte (autor, 2015)
Tensão 1CC – Tensão lida do módulo solar concentrado;
Tensão 2CV – Tensão lida do módulo solar convencional;
Corrente – Corrente decrementada a cada leitura de 320 até 0 mA em 256
leituras do DAC;
Temp 1CC – Temperatura lida do módulo concentrado;
Temp 2CV – Temperatura lida do módulo convencional.

Através de células formuladas no Excel, obteve-se os parâmetros
da varredura conforme tabela 6 (a) e (b) ilustrada no tópico 7.1
deste documento.

A cada varredura os parâmetros foram armazenados numa planilha
diária conforme a tabela 7 ilustrada no tópico 7.2.1 deste
documento.

Os gráficos 8, 9 e 10 (a) e (b) deste documento, foram gerados com
o software Excel através da planilha de varredura (tabela 8 deste
documento).
76
10. CRONOGRAMA
ANO
2014
ITENS
Mar
Proposta
7
Referência
Abr.
Mai
Jun.
Jl
Ag
2015
St.
Out.
Nov Dez Jan Fe
15
15
Bibliográfica
Correção
12
20
03
De texto
Referencial
02
27
Teórico
Relação
25
De matérias
Compra
De materiais
Instalação
18
das células
Avaliação do
01
protótipo em
funcioname.
Início e fim
02
30
da medição
Análise dos
31
resultados
medidos
Consideraç.
31
01
Finais
Apresentaç.
06
Final do proj.
Tabela 9. Cronograma para a execução das atividades do projeto. Fonte:
(O autor, 2015)
77
11. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Estudos com novas técnicas de se obter energia elétrica através da
tecnologia fotovoltaica, vem crescendo e ajudando a melhorar a eficiência na
produção de energia com células solares. Os experimentos realizados neste
trabalha de conclusão de curso teve grande valia ao implantar, um sistema que
utiliza lente de Fresnel otimizando a eficiência na produção de energia.
Com o desenvolvimento deste trabalho, foi possível se obter maior
conhecimento sobre como é feita conversão de energia solar em elétrica, como
é o comportamento dos módulos solares em função da temperatura e da
irradiação, como devem ser instalados os módulos solares. Foi possível também,
analisar e obter resultados positivos, por meio da comparação dos resultados
através de gráficos e tabelas.
O estudo pode ser melhorado em condições que viabiliza uma refrigeração
do sistema concentrado para que não haja perdas ocasionada pelo aumento da
temperatura, assim obter um ganho de eficiência e maior vida útil das células
solares.
78
12. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICA
VILLALVA, Marcelo; GAZOLI, Jonas. Energia solar fotovoltaica:
Conceitos e aplicações. 1° Edição. São Paulo: Érica, 2012. 224 p.
HALLIDAY, D; RESNICK, R; JEARL, W. Fundamentos de Física: óptica e
física moderna. 8° Edição. Rio de Janeiro: Editora LTC, 2009. 355 p.
MESSENGER,
Roger;
VENTRE,
Jerry.
Photovoltaic
systems
engineering. 2° Edição. New York, 2005. 435 p.
PINHO, João T; Gardino, Marco A. Manual de Engenharia para Sistemas
Fotovoltaicos. Rio de Janeiro, Março/2014. 530 p.
GÁRCIA, Antía. Eficiência Energética Sobre O Aproveitamento
Térmico E Elétrico Na Integração De Um Painel Térmico Com Um Painel
Fotovoltaico. Curitiba, Junho 2014. P.46
FERNANDES, Fernanda. Sistemas fotovoltaico de alta concentração.
abcm, Santa Catarina, v.01, n.16, p.5-9, jan. 2011. Disponível em: <
www.lepten.ufsc.br >. Acesso em: 20 Abril. 2014.
EPE, MME. Balanço Energético Nacional. BEN, Rio de Janeiro, p.16-17.
2013. Disponível em: < www.mme.gov.br >. Acesso em: 01 Abril. 2014.
CCEE.Boletim de Operação das Usinas. Nº 001 – Janeiro/2014, p. 2.
Disponível em: <www.ccee.org.br>. Acesso em: 01 Abril. 2014.
WENDLING, Marcelo. Amplificadores Operacionais. UNESP, São
Paulo,
p.19,
2010.
Disponível
em:
<http://www2.feg.unesp.br/Home/PaginasPessoais/ProfMarceloWendling/3>.
Acessado em: 11 Junho. 2014.
SIMONE, P; FLÁVIO; PAULO, R. SMART PLUG - Tomada Inteligente
Para Controle Individual De Consumo De Energia Elétrica De Uso
Residencial: Trabalho de conclusão de curso. Curitiba, p. 19-33. 2013
XBee®/XBee-PRO® ZB RF Modules Manual. [S.l]: ZigBee Alliance, 2011.
Disponível em: <http://www.digi.com/hottag?ht=/pdf/ds_xbeezbmodules.pdf>.
Acesso em: 10 mai. 2014.
79
MOLINA, Eder. Revista pesquisa, ed. 197, p.13, 2012, USP, são Paulo.
Disponível em: http://revistapesquisa.fapesp.br. Acessado em: 21 Dezembro
2014.
Menezes,
Francisco.
Portal
Solar.
Maio/2014.
Disponível
em:
<http://www.portalsolar.com.br/a-melhor-direcao-do-painel-solar-fotovoltaico.
Acessado em: 21 Dezembro. 2014
Barbosa Cristian, Arins Alexandre. Revista de Extensão Cientifica,
SOCIESC – REIS. Junho/2014. Disponível em: www.sociesc.org.br. Acessado
em: 28 Dezembro 2014
<http://www.infoescola.com/geografia/solsticio-e-equinocio/>. Acessado em: 09
Janeiro. 2015
<http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/atlas/energia_solar/3_2.htm>
Edição:
Recife, Editora: UFPE, 2000. Acessado em: 09 Janeiro 2015.
CARNEIRO, Joaquim, Módulos Fotovoltaico _Características e
Associações.pdf.
Maio
2010.
Disponível
em:
<http://repositorium.sdum.uminho.pt/>. Acessado em: 13 Janeiro 2015.
ROCHA, Alexandre, Energia Solar Fotovoltaica Unidade III – Módulos
Fotovoltaicos. Dezembro 2014. Rio Grande do Norte. Disponível em:
docente.ifrn.edu.br/. Acessado: 13 Janeiro 2015
80
13. APÊNDICE A – CÓDIGO FONTE DO ALGORITMO DO DATALOG
#include <stdint.h>
#include <avr\interrupt.h>
#include "macros.h"
//
Variáveis globais
//---------------------------------------------------------------------------------uint16_t Vin1 = 0;
uint16_t Vin2 = 0;
uint16_t Vp = 0;
uint16_t Temp1 = 0;
uint16_t Temp2 = 0;
uint16_t var1;
uint16_t var2;
uint16_t vart1;
uint16_t vart2;
uint16_t vardac;
Uint32_t pot = 0;
uint16_t Ic = 0;
char hex[16]="0123456789ABCDEF";
//**********************************************************************************
//
Definições de IOs
uint16_t converte (uint8_t canal);
//**********************************************************************************
//
Inicializa portas de entrada e saída
Void init_io()
//Definição dos registradores;
{
PORTC=0x00;
DDRC=0xFF;
PORTB=0xFF;
DDRB=0xFF;
}
Void uint_ADC(){
//controlador ADC
ADMUX = 0x42;
ADCSRA = 0x87;
}
Void uint_usuart()
//Registrador Usuart
{
UBRRH = 0x00;
UBRRL = 0x10;
UCSRA = 0x02;
UCSRB = 0x18;
UCSRC = 0x86;
}
//
Função principal
//---------------------------------------------------------------------------------Int main(void)
81
{
init_io();
uint_ADC();
uint_usuart();
//Chamadas das funções iniciais
while(1)
{
for(int j=0; j<256; j++)
{
vardac = PORTB --;
var1=0;
var2=0;
vart1=0;
vart2=0;
for(int i=0; i<64; i++)
{
var1+=converte(2); //concentrado
var2+=converte(4); //convencional
vart1+=converte(1); //concentrado
vart2+=converte(3); //convencional
_delay_us(10);
}
//Passagem dos valores a serem impressos:
//putstr("\nTensao:");
put_16b_in_tensao1(var1);
putchar (';');
putchar (' ');
//putstr("\n");
put_16b_in_tensao2(var2);
//putstr(" V");
putchar (';');
putchar (' ');
//putstr("\nCorrente:"); //printa os valores de corrente
put_16b_in_corrente(vardac);
//
putstr(" mA");
putchar (';');
putchar (' ');
//putstr("\n");
put_16b_in_temperatura1(vart1);
//putstr(" °C");
putchar (';');
putchar (' ');
//putstr("\n");
put_16b_in_temperatura2(vart2);
//putstr(" °C");
82
putchar (';');
putchar (' ');
putstr("\n");
}
_delay_ms(5000);
_delay_ms(5000);
_delay_ms(5000);
_delay_ms(5000);
}
}
//---------------------------------------------------------------------------------void putchar(char var)
{
while ( !(UCSRA & (1<<UDRE) ));
UDR=var;
}
Void putstr(char*ptr) //Encaminha a String;
{
while (*ptr|=0)
{
putchar (*ptr);
ptr++;
}
}
//Converte os valores menos significativos da variável VAR
uint16_t converte(uint8_t canal)
{
ADMUX=0x40|(canal & 0x1F);
_delay_us(10);
set_bit(ADCSRA,6);
while (get_bit(ADCSRA,6));
return ADCW;
}
Void put_16b_in_tensao1(uint16_t var1) //Envia os bits de leitura da Tensão
{
Vin1=(4400*(uint32_t)var1)/65536; //encontra o valor final de Vin
putchar((Vin1/1000)%10+48); //Seta 2 valores de Vin
putchar(44);
putchar(((Vin1/100)%10)+48); //Seta valores de centena
putchar(((Vin1/10)%10)+48); //Seta valores de dezena
putchar((Vin1%10)+48); //Seta valores de resto
}
Void put_16b_in_tensao2(uint16_t var2) //Envia os bits de leitura da Tensão
{
Vin2=(4400*(uint32_t)var2)/65536; //encontra o valor final de Vin
putchar((Vin2/1000)%10+48); //Seta 2 valores de Vin
putchar(44);
putchar(((Vin2/100)%10)+48); //Seta valores de centena
putchar(((Vin2/10)%10)+48); //Seta valores de dezena
83
putchar((Vin2%10)+48); //Seta valores de resto
}
Void put_16b_in_corrente (uint16_t vardac) //Envia os bits de leitura da Corrente
{
//ic=(320*(uint32_t)vardac)/10; encontra o valor final de Ic
Ic=(3200*(uint32_t)vardac)/256;
putchar((Ic/1000)%10+48); //Seta 2 valores de Ic
putchar(((Ic/100)%10)+48); //Seta valores de centena
putchar(((Ic/10)%10)+48); //Seta valores de dezena
putchar(44); //Envia vírgula para porta serial
putchar((Ic%10)+48); //Seta valores de resto
}
Void put_16b_in_temperatura1(uint16_t vart1) //Envia os bits de leitura da Corrente
{
Temp1=((47300*(uint32_t)vart1)/65536);
putchar((Temp1/1000)%10+48); //Seta 2 valores de Vin
putchar(((Temp1/100)%10)+48); //Seta valores de centena
putchar(44);
putchar(((Temp1/10)%10)+48); //Seta valores de dezena
putchar((Temp1%10)+48); //Seta valores de resto
}
Void put_16b_in_temperatura2(uint16_t vart2) //Envia os bits de leitura da Corrente
{
Temp2=((47300*(uint32_t)vart2)/65536);
putchar((Temp2/1000)%10+48); //Seta 2 valores de Vin ...
putchar(((Temp2/100)%10)+48); //Seta valores de centena
putchar(44);
putchar(((Temp2/10)%10)+48); //Seta valores de dezena
putchar((Temp2%10)+48); //Seta valores de resto
}
84
14. ANEXOS A - TABELA DOS DADOS MEDIDO NO DIA 25/01/2015
85
15. ANEXO B - TABELA DOS DADOS MEDIDO NO DIA 27/01/2015
86
16. ANEXOS C - TABELA DOS DADOS MEDIDO NO DIA 29/01/2015
87
17. ANEXOS D - DADOS DE IRRADIAÇÃO FORNECIDO PELO SIMEPAR