Painel fotovoltaico e sistemas fotovoltaico

A configuração elétrica do painel fotovoltaico está intimamente ligada à forma de trabalho do inversor Grid-Tie escolhido para o projeto do sistema.

A configuração mais comum atualmente é a de alta tensão de entrada para os inversores sem transformador. Os inversores de fileira (string-inverters), com potências nominais entre 1 kWp e 3 kWp, que requerem fileiras (strings) com associações de 6 a 18 módulos, são os mais utilizados em instalações residenciais ou comerciais de pequeno e médio porte. Deve ser levada em consideração a tensão máxima suportável pelos módulos que é, geralmente, em torno de 600 V.

Os painéis fotovoltaicos para inversores sem transformador necessitam de um sistema de proteção elétrica mais aprimorado, mas alguns fabricantes já incorporam em seus produtos essas proteções, ficando para a equipe de instalação montar as caixas de junção de fileiras ou painéis.

Essas caixas estanques terão em seu interior todos os elementos de proteção das fileiras e módulos:

• Fusíveis, que protegerão os cabos de excessos de corrente.
• Diodos de bloqueio, que protegerão as fileiras e módulos em casos de sombreamento parcial.
• Dispositivos de proteção contra surtos, imprescindíveis tanto do lado CC (painel fotovoltaico), quanto do lado CA (rede de distribuição).
• Interruptor DC, que permita o desligamento do painel ou ileira para tarefas de manutenção.

Para facilitar a conexão dos módulos em um painel, alguns fabricantes de materiais elétricos possuem entre seus produtos, caixas de junção prontas. Estas caixas de junção já vêm com todos os elementos de proteção, dentro de uma caixa estanque, que está de acordo às várias normas internacionais.

Figura 83 - Caixa de junção comercial

As caixas de junção podem ser de fileiras (string-box) ou de painel/arranjo (array-box) e já possuem os terminais para a conexão direta dos cabos, utilizando os conectores padrão MC3, MC4 ou Tyco. A grande maioria já possui o interruptor geral DC.

Os sistemas fotovoltaicos on-grid são limitados pela área disponível. Isto quer dizer que, durante a concepção do sistema, é possível a arquitetura de sistemas de qualquer tamanho e capacidade. Nos países que possuem incentivos à inserção de energias renováveis, a capacidade instalada pode influenciar no preço da eletricidade, o que faz os projetistas tomarem cuidados especiais quanto à potência instalada.

Vejamos agora alguns conceitos de sistemas fotovoltaicos, que podem ser utilizados como base para vários projetos.

Nos sistemas com inversor central, um único inversor toma conta do arranjo fotovoltaico. Podem ser classificados de acordo à forma como o inversor (ou inversores) são integrados ao projeto.

É utilizado com inversores com transformador. As correntes elétricas são maiores, mas as tensões são menores. Por possuírem fileiras com menos módulos, são menos prejudicados pelos sombreamentos parciais. Devido à grande quantidade de fileiras em paralelo, tem maiores perdas de corrente e demandam cabeamento com maior seção transversal.

Figura 84 - Sistema com Inversor central com transformador.

Utilizado com os inversores sem transformador. As tensões são maiores, com maior risco de choque elétrico. As correntes são menores, o que reduz as perdas por efeito Joule e a bitola dos cabos.

Figura 85 - Sistema com alta tensão de entrada (120 VCC)

Neste tipo de configuração é necessário sistemas de proteção Classe II, devido à ausência do isolamento proporcionado pelo transformador. Também sofrem mais com os sombreamentos parciais, pois as fileiras são muito longas, e caso um módulo venha a receber sombra, uma parcela muito grande da potência do painel deixa de ser gerada (a fileira inteira pode funcionar abaixo do esperado).

No caso de sistemas grandes, é possível o uso de vários inversores que entram em funcionamento de acordo ao nível de Irradiância Solar. Um dos inversores está ligado o tempo todo e, à medida que aumenta o potencial solar, ativa os demais inversores, que também são desativados em caso de baixa Irradiância. Para evitar o excessivo desgaste de apenas um inversor, acontece automaticamente um revezamento de qual inversor é o máster.

Figura 86 - Sistema com configuração master-slave

No caso de arranjos com painéis de diferentes orientações, inclinações ou sombreamentos parciais, é recomendável o uso de um inversor para cada grupo, o que permite um melhor aproveitamento das condições de irradiação. As principais vantagens desse ipo de sistema são listadas a seguir:

• Omissão da caixa de junção PV
• Omissão do cabo principal DC
• Redução no cabeamento para as ligações em série

Os inversores são instalados, geralmente, próximos aos painéis. Devido a isso devem ter alto grau de proteção – IP65. Mesmo considerando-se essa proteção, as condições de climáticas mais adversas podem causar falhas e diminuir a vida útil dos inversores. Por isso é recomendável que sejam instalados em local protegido da radiação solar direta e de outras intempéries.

A utilização de inversores de grupos de módulos facilita a instalação dos sistemas fotovoltaicos e reduz, em certos casos, os custos de instalação.

Figura 87 - Sistemas de Grupos de módulos

Sistema até 3 kWp são, em sua grande maioria, concebidos no conceito de grupos (ou cadeias) de módulos, utilizando inversores de fileiras (string-inverters).

Nesse tipo de sistema é utilizado um inversor para cada módulo, constituindo um módulo CA, já disponível no mercado. Existem inversores de tamanho reduzido o bastante para caber na caixa de conexão do módulo. Cada módulo tendo seu próprio inversor permite que trabalhem em seu ponto de máxima potência individualmente, o que não acontece em outras configurações. Outra vantagem está na modularidade, que permite uma expansão do sistema que em outros conceitos não seria tão simples.

Como desvantagem dos módulos CA, podemos citar a menor eficiência dos micro-inversores em relação aos de grupos de módulos e seu preço ainda proporcionalmente superior ao dos inversores convencionais. Esse conceito é interessante para o caso de sistemas fotovoltaicos integrados à arquitetura em que são mais comuns os sombreamentos parciais.

Figura 88 - sistemas com módulos CA

Figura 89 - Micro inversores para módulos PV

Um sistema fotovoltaico isolado (of-grid) é aquele que não está em contato com a rede elétrica da concessionária. Um sistema isolado pode ser feito numa cidade sem problema algum. O “isolado” do nome diz respeito também ao afastamento da rede elétrica.

O painel fotovoltaico para sistemas autônomos é configurado para fornecer tensões entre 12 e 48 volts, sendo as tensões de 12 V e 24 V as mais comuns, enquanto a tensão de 48 Volts é utilizada em sistemas maiores. O painel é dimensionado para fornecer o potencial elétrico para um dia médio de uso. Essa energia será armazenada em baterias ou utilizada imediatamente, no caso dos sistemas fotovoltaicos sem armazenamento.

Figura 90 - Painel fotovoltaico 24 V de sistema autônomo

Geralmente são utilizados módulos de 36 ou 72 células, que tem as tensões nominais adequadas para os controladores de carga sem MPPT. Além disso, os módulos para sistemas isolados, não possuem, em sua grande maioria, cabos de conexão com conectores padrão.

Um banco de baterias é constituído por uma quantidade calculada de elementos conectados em serie e/ou paralelo, que fornecerão a potência demandada pelas cargas, no período de autonomia em que devem funcionar sem receber recarga do arranjo fotovoltaico nos dias sem insolação.

Figura 91 - Banco de baterias em uma grande central PV

Em sistemas isolados, a baterias tem as seguintes funções:

Autonomia: essa é a função mais importante, que é suprir a energia para os consumos, quando o painel não é capaz de gerar energia suiciente. Isso acontece todas as noites, e também nos períodos chuvosos ou nublados, que podem varia durante o dia.

• Estabilizar a tensão:os módulos fotovoltaicos tem uma grande variação de tensão, de acordo à irradiância recebida. A conexão de cargas de consumo diretamente aos módulos pode expô-los a tensões muito altas ou muito baixas para o seu funcionamento. As baterias possuem uma faixa de tensões mais estreita que os módulos fotovoltaicos, e garanirão uma faixa de operação mais uniforme para as cargas.

Fornecer correntes elevadas:a bateria opera como um bufer, fornecendo correntes de parida elevadas. Alguns dispositivos (como motores) requerem altas correntes (de 4 até 9 vezes a corrente nominal) para iniciar o seu funcionamento, estabilizando e utilizando correntes mais baixas depois de alguns segundos. Outros dispositivos mais vorazes entrarão em funcionamento por curto período de tempo, mas consumirão muita potência. As baterias fornecerão essa alta potência momentânea, e serão carregadas lentamente pelo painel fotovoltaico durante o dia.

As baterias para uso fotovoltaico costumam ser de chumbo-ácido ou de níquel-cadmio. As baterias de níquel-cádmio suportam descargas maiores e tem maior vida-útil, mas seu alto custo e baixa disponibilidade as tornam viáveis em sistemas muito específicos que necessitam de alta confiabilidade.

Outros ipos de baterias, como as de Íons de Lítio, não são viáveis para sistemas fotovoltaicos, devido à capacidade dos bancos de baterias para essa aplicação. É a relação custo-benefício que faz com que as baterias de chumbo-ácido sejam as escolhidas para a maioria dos sistemas PV isolados.

Como são as mais utilizadas, as baterias de chumbo-ácido serão o objeto do nosso estudo a partir de agora.

Baterias de chumbo-ácido são constituídas de células individuais ,também chamadas de pilhas ,com tensão nominal de 2 V cada uma, que nas baterias em monobloco são ligadas em série para alcançar a tensão nominal.(6 células constituem uma bateria de 12 volts).

Cada célula é constituída basicamente por duas placas de metais diferentes (uma positiva, outra negativa) isoladas por separadores e imersas em uma solução aquosa de ácido sulfúrico (H2 SO4 ). As placas são eletrodos de chumbo em formato de grade com a função de segurar a matéria ativa e conduzir a corrente elétrica. É a matéria ativa porosa que armazena a energia, com sua estrutura esponjosa fornecendo área de superfície para a reação eletroquímica. Na bateria carregada, a matéria ativa da placa negativa é o chumbo (Pb) e a matéria ativa da placa positiva é o dióxido de chumbo (PbO2 ).

Figura 92 - Bateria de chumbo-ácido

Ao se fechar um circuito, os elétrons fluem do polo negativo para o polo positivo, provocando uma reação química entre as placas e o ácido sulfúrico, que leva à formação de sulfato de chumbo (PbSO4 ) nas duas placas – reação chamada de dupla sulfatação – que consome o ácido, tornando o eletrólito mais aquoso, processo que pode ser medido com um densímetro.

Tabela 7 - Estado de carga de uma bateria pela densidade do eletrólito.

Quando o sistema PV recarrega a bateria, os elétrons fluem em sentido contrário – do polo positivo para o polo negativo – revertendo a reação química. O processo não é totalmente reversível, pois pequenas quantidades de sulfato de chumbo não se dissolvem, processo chamado de sulfatação que aumenta à medida que os ciclos de carga e descarga acontecem, diminuindo a capacidade da bateria. Quanto maior for a profundidade de descarga – o nível de reação química que acontece durante a descarga, antes que a bateria volte a ser carregada – maior será a perda de capacidade. Com profundidades de descarga menores, mais ciclos de carga e descarga a bateria suportará.

Figura 93 - Expectativa de vida útil de uma bateria pela profundidade de descarga

A resistência interna de uma bateria de chumbo-ácido varia de acordo à carga, sendo maior quando a bateria está descarregada devida à menor concentração de ácido no eletrólito e à presença do sulfato de chumbo nas placas. À medida que a bateria vai sendo carregada, a sua resistência interna diminui, fazendo com que a bateria aceite melhor a carga. Por isso uma bateria com menor profundidade de descarga durante o ciclo é recarregada mais rapidamente.

Quando atinge a tensão final de carga nas células, a bateria deve ser desconectada do carregador, pois se inicia um processo de eletrólise da água presente no eletrólito que leva a dois inconvenientes:

1 – Perda de água, que faz o ácido se concentrar mais, se tornando nocivo às placas até a secagem total que determinaria o fim da bateria.

2.Liberação de oxigênio e hidrogênio. Esse último, mesmo em pequenas proporções torna o ambiente potencialmente explosivo, o que faz com que os bancos de baterias devam ser instalados em locais ventilados. O hidrogênio é 14 vezes mais leve que o ar e pode se acumular em frestas.

Tabela 8 - Estado de carga de uma bateria pela tensão entre os terminais

De acordo ao ipo de eletrólito e a tecnologia de construção das placas, as baterias de chumbo ácido pode ser classificadas em:

Baterias de Eletrólito Liquido:as baterias mais comuns em instalações fotovoltaicas, são compostas pelas placas e pelo eletrólito em estado líquido. Essa é a concepção das baterias automotivas, produzidas em larga escala, por isso são as mais baratas e facilmente encontradas no mercado. Nas baterias automotivas, chamadas de baterias de parida ou SLI, sigla em inglês para Staring-Lightining-Ignition, os eletrodos positivos e negativos são grades onde são depositados as matérias ativas, chumbo e dióxido de chumbo. Essas baterias utilizadas para a parida de motores — que requerem altas correntes (até 200 A) por alguns segundos — não são adequadas para sistemas fotovoltaicos, pois são construídas para fornecerem apenas uma fração da sua capacidade (até 10%) em descargas muito altas e períodos muitos curtos. Suas placas são mais finas e em maior número, além do eletrólito possuir maior teor de ácido. Se forem submetidas a profundidade de descarga maior que 50%, podem falhar em poucos dias.

As baterias para sistemas fotovoltaicos são desenvolvidas para funcionamento intermitente. Diferenciam-se das anteriores pela sua capacidade de suportar muitos ciclos de descarga, com descarga profunda. Possuem placas com mais matéria ativa e em menor número, e o ácido é menos concentrado. Devido a esses fatores, esse ipo de bateria não é recomendado para a parida de motores, ou mesmo para uso em veículos elétricos.

Figura 94 - Bateria de eletrólito líquido

Baterias de Eletrólito Imobilizado:Possuem o eletrólito imobilizado, seja na forma de gel (com a adição de dióxido de silício), ou pelo sistema AGM (Absorbed Glass Material), nas quais o eletrólito está em forma cristalina envolto em esponjas de vibra de vidro.

Ao contrário das baterias de eletrólito líquido, as baterias de eletrólito imobilizado não necessitam serem instaladas em locais ventilados, pois são fechadas e possuem um sistema com válvula de segurança que limitam a saída dos gases liberados em casos de sobrecargas,por isso são chamadas também de baterias de chumbo-ácido reguladas por válvula (VRLA, do inglês: Valve Regulated Lead Acid). Não requerem a reposição de água, por isso são seladas e não necessitam de manutenção.

Os controladores de carga devem ser específicos ou ajustados para trabalhar com as baterias de eletrólito imobilizado, pois estas não podem receber sobrecargas. São baterias com grande vida úil, geralmente o dobro da vida úil das baterias de eletrólito líquido, sob as mesma condições de profundidade de descarga. Devido a tais característcicas, são mais caras que as baterias comuns.

Figura 95 - Bateria de eletrólito imobilizado (VRLA)

Baterias Estacionárias de Placa Tubular (OPzS e OPzV):São as baterias certas para sistemas robustos, de uso permanente em períodos entre 10 a 20 anos.Podem ser do tipo OPzS,sigla em alemão (Ortsfeste Panzerplate Spezial) que significa Placa Tubular Estacionária Especial, com eletrólito líquido e separadores especiais; ou do ipo OPzV (Ortsfeste Panzerplate Verschlossen) que significa Placa Tubular Estacionária Selada, que tem eletrólito em gel e reguladas por válvula.

A diferença entre essas baterias e as anteriores está na forma dos eletrodos positivos, que são tubulares, com tubos permeáveis em torno das varetas, através dos quais circula o eletrólito. Esses tubos mantem a matéria ativa confinada, evitando alguns dos efeitos do envelhecimento das baterias (veja 8.2.4), aumentando o tempo de vida das baterias.

Estas baterias tem vida útil muito superior às baterias comuns, mas são mais volumosas, mais pesadas e tem maior custo de instalação, inclusive nos preços comerciais muito superiores a outros ipos de baterias. As baterias OPzS necessitam de manutenção em períodos de 6 meses a 3 anos, enquanto as baterias OPzV não requerem manutenção durante a sua vida útil.

Figura 96 - Eletrodos posiivos de uma baterias OPzS

Baterias de Bloco com Placas Posiivas Planas (Blocos OGi):as baterias OGi (do alemão: Ortsfeste Giterplaten, que significa: Placas Estacionárias Radiais) são do ipo estacionária, com os eletrodos positivos em formato de placa plana com uma configuração que está entre a das baterias de grade e as baterias de eletrodo tubular. As varetas encaixadas em um protetor comum, que possibilita a fabricação de placas planas mais baratas que as tubulares, mas com vida úil muito maior. Os eletrodos negativos de uma bateria de bloco são em formato de grade.

As baterias OGi alcançam 1300 ciclos com profundidade de descarga de 75% e 4500 ciclos com 30% de Pd. Devido à grande reserva de ácido no vaso, a manutenção será necessária em períodos entre 3 a 5 anos. São muito uilizadas nos sistemas PV autônomos na Europa, pois conseguem ser recarregadas mesmo com baixas correntes.

Figura 97 - Placa positiva de bateria OGi

As baterias estacionárias podem ser disponibilizadas em monobloco (quando os vasos que compõem a bateria estão dentro de uma carcaça única) ou em vasos independentes (quando temos vários vasos, geralmente transparentes que devem ser ligados em série para alcançar a tensão nominal).Os vasos tem maior capacidade de carga (em Ampère hora), mas a tensão é menor (2 volts nominais, nas baterias de chumbo-ácido) e são os mais indicados para sistemas muito grandes. As baterias especiais para sistemas fotovoltaicos (OPzS, OPzV e OGi) são disponibilizadas, geralmente, em formato se vasos transparentes. Baterias especiais, pela sua tecnologia, são desenvolvidas para vida útil entre 10 e 20 anos. As baterias monobloco tem vida úil entre 2 e 5 anos.

Figura 98 - Vaso de 2V e bateria monobloco de 12V

É possível, mas não é recomendável, a conexão de baterias em paralelo para aumento de corrente. Como os elementos podem ter envelhecimento não uniforme, podem surgir correntes parasitas entre as baterias. Em instalações de baixa potência, esse efeito não é tão nocivo quanto em instalações de alta potência. Recomenda o número máximo de 6 conexões em paralelo. Por motivo de segurança, recomenda-se pelo menos 2 blocos em paralelo.

Vejamos alguns termos relativos às baterias que devemos considerar, no momento de projetar um banco de baterias:

Carga/Descarga: processo de conversão da energia elétrica em energia química e vice versa.Durante o processo de carga a tensão da bateria aumenta gradativamente e, depois de certo valor, inicia-se o processo de gaseificação (eletrólise e liberação dos gases). Próximo da tensão de gaseificação, o fabricante determina o valor máximo de tensão para a carga da bateria, depois do qual o processo de carga é interrompido. Essa é a função do Regulador de Carga, que aplica ainda a tensão correta de acordo à temperatura ambiente.

À medida que a bateria se descarrega a tensão diminui. Cai rapidamente no início devido às perdas ôhmicas, depois cai continuamente até o fim da carga, quando cai rapidamente e ainge o valor limite a parir do qual a concentração do ácido diminui muito e começam os efeitos nocivos da sulfatação (citado abaixo)

Capacidade: é a quantidade de carga elétrica que uma bateria pode fornecer até icar totalmente descarregada. A capacidade é o produto da descarga constante (I n ) pelo tempo de descarga (t n ):

É a forma e o número de pilhas ligadas em paralelo que determinam a capacidade de uma bateria. Esse valor depende da temperatura de operação, da tensão inal e principalmente da corrente de descarga. Com correntes de descarga menores, a deposição do sulfato nas placas acontece vagarosamente, o que permite maior penetração do sulfato. Com maiores correntes de descarga a deposição do sulfato acontece mais rapidamente, as moléculas se depositam no começo das placas e atrapalham as moléculas seguintes. Ou seja, é possível reirar mais energia da bateria quando é feita uma descarga lenta, do que quando é feita uma descarga rápida. É por isso que a capacidade nominal (Cn ) da bateria tem que ser especiicada de acordo à corrente de descarga, ou de acordo ao tempo de descarga.

Capacidade nominal Cn :quantidade de carga extraível de uma bateria (ou elemento) em n horas, em uma temperatura média de 25 ° C, e determinada corrente, até que a tensão da bateria caia para 1,8 V/elemento (10,5 V numa bateria monobloco de 12 V nominais).

Se a capacidade total de uma bateria for utilizada em 10 horas, será drenada uma corrente muito maior do que se a descarga for feita em um período de 100 horas. Uma bateria de C100 = 100 Ah, pode ser descarregada em 100 horas com uma corrente de 1 A. Se dessa bateria for drenada uma corrente de 8 A, ela atingirá a tensão final em 10 horas.

Sua capacidade em C10 será de 80 Ah (C10 = 80 Ah). O fabricante é quem indica qual é a capacidade nominal da bateria, sendo que para as baterias estácionárias (para sistemas de backup) é de C10, para baterias de parida é de C20 e para as baterias fotovoltaicas é de C100.

Capacidade útil: capacidade utilizável da bateria. É o produto da capacidade nominal pela profundidade de descarga.

Profundidade de Descarga: quociente entre a carga extraída e a capacidade nominal de uma bateria, expressa em porcentagem. A máxima profundidade de descarga, em uma bateria de chumbo-ácido, deve ser de 80%. Acima disso, a bateria pode não se recuperar e ser recarregada novamente.

Autodescarga: perda de carga da bateria quando esta está em circuito aberto. É provocada pela constante reação química no interior da bateria. Geralmente é expressa em porcentagem, medida por mês. A autodescarga é maior ou menor, segundo a temperatura no ambiente das baterias. Devido à essa perda energética, baterias não podem ser armazenadas, ou deixadas sem recarga, em sistemas fotovoltaicos de uso esporádico.

Ciclo: sequência completa de carga e descarga da bateria em determinada profundidade de descarga. Quanto menor a profundidade de descarga, mais ciclos uma bateria suporta. Um ciclo é aberto quando a bateria começa a se descarregar, e é fechado quando a bateria é completamente recarregada. Em um sistema fotovoltaico que não recebeu suficiente radiação solar, o banco de baterias não será completamente carregado e o ciclo continua, com profundidade de descarga maior.

Corrente: assim como a capacidade, é determinada baseando-se no período descarga/descarga da bateria:

O grande inconveniente das baterias é a sua curta vida útil, entre 2 e 6 anos (de 10 a 15 anos, para as baterias fotovoltaicas especiais). Os motivos da vida útil reduzida são os processos de envelhecimento sofridos pelos elementos. Esses processos reversíveis ou não, que podem se influenciar e intensificar mutuamente, são listados a seguir:

Estratificação do Eletrólito (reversível):Com o processo de carga e descarga, o ácido no eletrólito tende a descer para o fundo da bateria, devido à sua maior densidade em relação à água que é liberada no processo. Durante o processo de recarga, o ácido vai se recombinando com a água, mas continua mais concentrado na parte inferior, provocando maior diferença de potencial e maior desgaste na parte inferior das células. Para evitar a estratificação é recomendável uma pequena gaseificação controlada do eletrólito, através de uma carga de equalização, que consiste em uma sobrecarga por curto período.Os controladores de carga mais sofisticados são capazes de aplicar cargas de manutenção. Caso o sistema PV não disponha desse ipo de controlador, o técnico pela manutenção deve portar um carregador ou transportar a bateria para essa tarefa.

Baterias de eletrólito imobilizado não sofrem esse efeito e não podem receber as cargas de equalização, que as danificaria, além de outros riscos operacionais.

Corrosão (irreversível): a corrosão da grade de chumbo do polo positivo é causada pelo alto potencial positivo, que provoca o aumento da resistência da grade. Ocorre com mais frequência quando a tensão ultrapassa os 2,4 V ou ica abaixo dos 2,0 V. As escamas de material corroído que caem das placas podem provocar curtos-circuitos.

Sulfatação (Irreversível):Se a bateria não for suficientemente carregada depois de uma descarga, começam a se formar cristais de sulfato que não são mais convertidos em chumbo ou óxido de chumbo durante a recarga. Com isso a matéria ativa diminui e junto, a capacidade de carga da bateria. A parte inferior da célula e a mais afetada, pois raramente recebe uma recarga total.

Sedimentação (irreversível):A variação de volume durante os processos de carga e descarga provoca o desprendimento de matéria ativa que, com a formação de gás no eletrólito ica solto e cai no fundo do vaso. Se o espaço entre o fundo e as placas for pequeno, esses pedaços de matéria ativa podem causar curto-circuito entre as placas.

 Baterias de eletrólito imobilizado não sofrem desse problema.

Secagem (irreversível):Se ocorrer a gaseificação total do eletrólito e a água (destilada) não for reposta, a bateria secará e não funcionará mais.Baterias de eletrólito imobilizado não sofrem desse problema.

Para uma maior vida útil do banco de baterias, alguns cuidados devem ser tomados:

• Evitar descargas diárias maiores que 30% de profundidade.
• Evitar descargas no fim da autonomia maiores que 60%.
• Sempre instalar as baterias em locais ventilados (exceto as de eletrólito imobilizado) e de acesso restrito.
• Conferir periodicamente o nível de eletrólito das baterias úmidas, pois a secagem do eletrólito determina o fim da bateria.
• Manter os terminais limpos e apertados, evitando aumento de resistência ou possibilidade de curto-circuito causado pelo acúmulo de sujeira úmida.

• Usar EPI durante o trabalho com as baterias. As baterias são a maior fonte de perigo numa instalação PV autônoma. As medidas de segurança são aplicadas tanto às parte elétrica, quanto à parte química, pois o ácido sulfúrico é nocivo para seres humanos e para o meio ambiente, podendo provocar sérias queimaduras em contato com a pele. Os olhos e narinas devem estar protegidos durante o manuseio das baterias. As baterias de eletrólito imobilizado têm a vantagem serem menos críticas quanto à segurança.
• Fazer manutenção periódica, no mínimo a cada 6 meses, ao utilizar baterias de eletrólito úmido. Nas baterias de eletrólito imobilizado é recomendável a manutenção anual.
• Evitar baterias automotivas para a concepção do banco de baterias, pois não são adequadas e terão que ser substituídas em períodos muito curtos.

Quanto à reciclagem, o Brasil já tem legislação que exige que o fabricante recolha uma bateria para cada unidade vendida.

O chumbo e a carcaça podem ser reciclados para a criação de uma nova unidade, enquanto os restos de ácido podem ser tratados antes de serem depostos. Esses procedimentos minimizam o impacto ambiental de se utilizar as baterias de chumbo para acumular energia em instalações fotovoltaicos autônomas.

Em um sistema fotovoltaico autônomo, a tensão do arranjo fotovoltaico deve ser compatível com a tensão nominal do banco de baterias, que costuma ser de 12 V, 24 V, ou 48 V.

O controlador (ou regulador) de carga/descarga aumenta o rendimento do sistema fotovoltaico e a vida útil (quantidade de ciclos) das baterias. As tensões de carga e equalização devem ser maiores que a tensão nominal, podendo ser em torno de 14,4 V numa bateria com tensão nominal de 12 V. Módulos standard, com 36 a 40 células fotovoltaicas de silício cristalizado, geram tensões nominais entre 15 V e 18 V. Com o aumento da temperatura, a tensão dos módulos PV diminui, mas ainda assim deve ser maior que a tensão de carga das baterias.

Quando a temperatura é menor, a tensão em ponto de máxima potência (Vmpp) do módulo citado acima será de aproximadamente 21 V e a tensão em circuito aberto será de 25 V, ultrapassando o limite máximo de tensão para recarga das baterias. Um controlador de carga mede a tensão das baterias e as protege de sobrecargas indevidas, de uma das seguintes formas:

Desconectando o arranjo fotovoltaico quando sua tensão ultrapassa a tensão limite para recarga, como fazem os controladores em série.

• Aplicando um curto-circuito no arranjo PV através de um controlador shunt.
• Ajustando a tensão do arranjo, como fazem os controladores com MPPT.

Quando o nível de irradiância é baixo, o nível de tensão do arranjo PV será inferior à das baterias, fazendo com que as baterias se descarreguem nos módulos. Para evitar isto, os controladores possuem diodos de bloqueio integrados.

Figura 99 - Controladores de carga

• Controle da perfeita recarga do banco de baterias.
•  Proteção contra sobrecargas indevidas.
• Proteção contra descarga excessiva (acima de 80%, ou ajustável).
• Informação do nível de carga do banco de baterias.

O melhor funcionamento das baterias para um longo período de vida, requer certa inteligência dos controladores de carga, que devem se adequar as tensões de carga, ao nível de carga, idade, temperatura de operação e ipo (gel, eletrólito líquido, etc.) de bateria.

Como a tensão de recarga deve variar em função da temperatura, os controladores de carga devem possuir um sensor, que se for integrado ao controlador, esse deve ser instalado próximo ao banco de baterias. Em alguns modelos o sensor é externo, permiindo sua instalação sobre as baterias.

Os controladores de carga e descarga possuem um sistema de Desconexão em Baixa Tensão (LVD — Low Voltage Disconnect), que protegem as baterias de descargas excessivas que evitam profundidades de descarga maiores que 80%. Essa proteção é ativa quando a tensão do banco de baterias cai abaixo de determinado valor, e pode ser ajustado em alguns modelos de controladores.

Os controladores suportam correntes limitadas, tanto de entrada (do arranjo fotovoltaico), quanto de saída (das cargas CC). Possuem fusíveis de proteção para os componentes sensíveis contra o excesso de corrente e, geralmente possuem o mesmo limite tanto na entrada quanto na saída. Os controladores comerciais tem capacidade que vão de 5 A até 60 A.

Para arranjos fotovoltaicos maiores, podem ser utilizados vários controladores em paralelo, ou o arranjo é dividido em painéis menores ligados ao mesmo banco de baterias. Esta úlima coniguração dá mais segurança e flexibilidade ao sistema pois, no caso de falha de um dos painéis, os demais coninuam fornecendo potencial. Nos dois casos, não é recomendado o uso de controladores diferentes.

De acordo à forma como controlam a carga do banco de baterias, os controladores podem ser classificados em: controladores série, controladores shunt ou controladores com MPPT. Vejamos o funcionamento de cada um desses tipos.

Quando o banco de baterias alcança a tensão máxima de carga, esse tipo de controlador desconecta o arranjo fotovoltaico através de um relê ou uma chave de estado sólido, voltando a conectar o arranjo PV quando a tensão cai para determinado valor. Essas conexões e desconexões criam uma oscilação de tensão próxima à tensão máxima de carga, mas também cria perdas de energia.

Figura 100 – Esquema de funcionamento de um controlador de carga do tipo Série

Um controlador shunt reduz continuamente a potência do arranjo fotovoltaico, a parir do momento em que a tensão máxima de carga é alcançada. Como o arranjo continua gerando energia, a corrente excedente é usada como corrente de curto circuito no arranjo PV, que pode trabalhar em curto circuito – sofrendo apenas um leve aumento de temperatura. Este é o método ideal para as baterias, pois a recarga é feita de forma segura e eficiente.

Figura 101 - Esquema de funcionamento de um controlador de carga do tipo Shunt

Como é a tensão das baterias que determina o ponto de operação do arranjo fotovoltaico, fazendo com estes trabalhem fora do ponto de máxima potência na maior parte do tempo, os controladores de carga do ipo shunt ou série nem sempre conseguem aproveitar o máximo da energia solar disponível.As perdas energéticas podem icar entre 10% e 40%, de acordo à tensão das baterias, da irradiância e da temperatura. Essas perdas podem ser evitadas ao se utilizar um sistema de seguimento do ponto de máxima potência (MPPT) que é, basicamente, um conversor DC/DC regulado.

A regulagem é feita por um MPPT que a cada 5 minutos (aproximadamente) estuda a curva característica I-V do arranjo fotovoltaico e determina o ponto de máxima potência, regulando o conversor DC/DC para aproveitar ao máximo a potência do arranjo e ajustando-o em função da tensão de carga das baterias. A eficiência do conversor DC/DC está em torno de 90% a 96%.

Figura 102 - Esquema de funcionamento de um controlador com MPPT

O uso de controladores MPPT só é eficiente em sistema com potência pico superior a 200Wp, pois em potências menores as perdas no conversor DC/DC são maiores que os ganhos. Devido à maior complexidade e sofisticação do circuito eletrônico, os controladores MPPT são mais caros que os controladores do ipo Série ou Shunt, e seu uso é benéfico em sistema com potência pico superior a 500Wp.

Na hora de escolher o regulador/controlador para um sistema fotovoltaico, levamos em consideração:

Tensão Nominal do Sistema PV:O controlador deve ter tensão nominal igual à tensão do banco de baterias, que é a tensão nominal do sistema fotovoltaico, que é quem determina o modo de associação dos módulos fotovoltaicos e das baterias.

Corrente de Curto Circuito do Arranjo Fotovoltaico: Os controladores devem ser capazes de receber a totalidade de corrente enviada pelo arranjo fotovoltaico, que é a corrente de curto-circuito. A corrente de curto-circuito do arranjo é a soma das correntes dos módulos ligados em paralelo. Deve-se considerar um fator de segurança entre 10% e 25%, e a ligação de fusíveis entre o arranjo PV e o controlador de carga.

Corrente de Saída:No caso de cargas CC ligadas ao controlador, deve-se considerar um fator de segurança entre 10% e 25% para a corrente que vai das baterias parras essas cargas. Para calcular a corrente de saída, somam-se as correntes de parida de todas as cargas que funcionarão simultaneamente.

Nos sistemas fotovoltaicos, a geração, armazenamento e disponibilização da eletricidade é na forma de corrente contínua (CC). Para a utilização de aparelhos que funcionam com corrente alternada (CA) é necessário um conversor que transforme a corrente contínua com tensões entre 12 V e 48 V, em corrente alternada com tensões de 127 V ou 240 V. Essa é a função dos Inversores Autônomos, utilizados em sistema fotovoltaicos isolados.

Figura 103 - Inversores para uso fotovoltaico.

As características desejáveis para a escolha de um bom inversor para um sistema fotovoltaico autônomo são listadas abaixo:

Boa eficiência na conversão elétrica:É recomendado que o(s) inversor(es) tenha(m) eficiência acima de 80%. A eficiência máxima de um inversor acontece, geralmente, quando este está fornecendo entre 50% e 70% de sua capacidade nominal contínua. Inversores mais sofisticados conseguem altas eficiências mesmo quando parcialmente carregado, ou com carga próxima à máxima nominal.

Alta capacidade de sobrecarga:Um inversor deve ser capaz de fornecer uma potência instantânea bem maior que a potência nominal, o que permitirá a parida de dispositivos elétricos que consumam alta corrente de parida (ex.: motores), sem a necessidade de super dimensionar o inversor na fase de projeto.

Tolerância para as flutuações de tensão das baterias:Durante os processos de carga e descarga, a tensão das baterias varia de tal maneira, que pode ser nociva a dispositivos mais sensíveis.

Baixo autoconsumo:(quando em stand-by) e detecção automática de cargas.

Proteção contra curto-circuito na saída CA.

Alta proteção eletromagnética.

 Alta proteção eletromagnética:Se refere à qualidade da forma de onda de saída da corrente alternada. Quanto menor a distorção, mais qualidade tem a corrente de saída.

 Proteção contra surtos.

Alguns inversores possuem um sistema possuem um sistema de controle que lhes permite carregar o banco de baterias por uma fonte de energia elétrica em corrente alternada. Esses inversores, chamados de inversor-carregador, não são inversores grid-ie e não podem ser utilizados em sistema on-grid.

De acordo ao formato de onda de saída os inversores autônomos podem ser classificados em:

Inversores de onda quadrada:São os mais baratos. A onda de saída tem uma grande quantidade de harmônicos indesejados, que geram interferências em alguns aparelhos, e também perdas de potência. Costumam ser utilizados com cargas pequenas (ex.: tv’s, notebooks, etc.) e não são adequados para motores. Tem distorção harmônica que pode chegar a até 40%, e rendimentos em torno de 60%.

Inversores de onda senoidal modificada:São os que apresentam a melhor relação custo-benefício. O formato da onda de saída não é uma senóide pura, mas se aproxima muito. Podem alimentar quase todo ipo de carga, mas não são recomendados para aparelhos eletrônicos mais delicados. Tem distorção harmônica em torno de 20%, e rendimentos em torno de 90%.

Inversores de onda senoidal pura:São os que têm formato de onda de saída igual à rede elétrica das concessionárias. São indicados pra alimentar dispositivos eletroeletrônicos mais sensíveis e atualmente estão sendo mais utilizados que os outros ipos de inversores. Não apresentam problemas quanto a distorções harmônicas ou estabilidade da tensão. São mais caros que os inversores de onda quadrada ou senoidal modificada.

Fontes de energia em corrente contínua de 12 V ou 24 V alcançam seus limites quando é necessário alimentar cargas mais poderosas ou quando é necessário um segmento de cabo muito comprido. Baixas tensões requerem altas correntes para fornecerem o mesmo potencial elétrico, e isso determina o uso de cabeamento com grande seção transversal.

Soma-se a estes fatores a não disponibilidade da maioria dos eletrodomésticos e outros aparelhos em corrente contínua. Em alguns casos, até mesmo os sistema de iluminação ica mais eficiente, se alimentado por um inversor.

Em sistemas fotovoltaicos autônomos (isoladas) o inversor é conectado diretamente à bateria, desde que possua sistema de desconexão por baixa tensão (LVD). Esses inversores são, geralmente, monofásicos em tensão de 110/115 volts (padrão americano) com frequência de 60 Hz, e tensão nominal de entrada de 12 e 24 volts.

Temos no mercado grande disponibilidade de inversores em várias potências, que vão desde alguns Wats até quilowats. Os inversores para potencias maiores que 500 W geralmente possuem tensão de entrada de 24 V. Inversores acima de 5 kW de potência, geralmente, tem tensões de entrada igual ou maior que 48 V. Os inversores influenciam diretamente a tensão nominal d sistema fotovoltaico, pois não é recomendável utilizar um conversor CC/CC, o que baixaria o rendimento global do sistema PV.

Para a escolha da potência nominal do inversor, utilizamos a seguinte equação:

O fator de segurança será dimensionado de acordo à quantidade de cargas com altas potências de parida, como geladeira, lavadora de roupas, ferramentas e outros motores.

Sistemas fotovoltaicos autônomos residenciais podem se beneficiar do uso de vários inversores, dividindo as cargas de acordo ao perfil de uso e simultaneidade. Como exemplo, poderia todo o circuito do sistema de iluminação estar concentrado em um inversor de menor capacidade; os aparelhos eletrônicos comuns às salas de estar poderiam ser ligados a outro inversor; a geladeira poderia ter um inversor devidamente calculado para as suas necessidades; enquanto os pequenos eletrodomésticos comuns à cozinha poderia fazer uso do inversor dedicado à lavadora de roupas e micro-ondas, que não são aivados simultaneamente. Tal configuração pode tornar o sistema mais confiável, além de mais barato em alguns casos, pois um inversor que suportasse todas as cargas seria mais caro que vários inversores menores.

Figura 104 - Esquema de ligações simpliicado.