Artigos Técnicos sobre Energia e Engenharia

A determinação do ângulo de inclinação para módulos fotovoltaicos instalados em telhados com estruturas triangulares ou nas usinas de solo não é uma tarefa tão simples como no caso dos módulos instalados em uma única superfície plana. É sobre isso que vamos falar neste artigo. Sabemos que para cada localidade existe um ângulo de inclinação ótimo para os módulos fotovoltaicos, que proporciona o melhor desempenho na geração de energia ao longo do ano. Quando não existe qualquer preocupação com sombreamento, a determinação do melhor ângulo de inclinação é um problema relativamente simples, que pode ser resolvido por uma análise geométrica das posições da Terra e do Sol, que resulta na famosa recomendação de inclinação próxima à latitude do local de instalação. Figura 1 - Módulos fotovoltaicos instalados em estruturas triangulares (em lajes ou telhados planos) ou em usinas de solo. Os dois casos apresentam o mesmo desafio na determinação da geometria ideal para a instalação (distância entre fileiras e inclinação) Entretanto, quando os módulos são instalados em fileiras, como nas instalações em laje ou nas usinas de solo, o fato de inclinar os módulos pode produzir sombras nos módulos traseiros (Figura 2). Figura 2 - Módulos inclinados, quando instalados em fileiras com pouco espaçamento, produzem sombras uns nos outros Dessa forma, o ângulo ótimo de inclinação para uma localidade pode não ser o ângulo ótimo para um determinado projeto. Em usinas de solo e em telhados horizontais (ou lajes) temos então o problema do sombreamento que as próprias fileiras de módulos causam entre si. A captação máxima de luz agora não está relacionada somente com a inclinação e a orientação dos módulos, mas também com o espaçamento entre as fileiras e suas características construtivas. Como determinar o ângulo de inclinação e a distância entre as fileiras A resposta sobre a melhor inclinação e a distância adequada entre as fileiras será diferente para cada localização e para cada projeto específico, o que impossibilita que os fabricantes de estruturas apresentem uma tabela de inclinações e distâncias padronizadas – ou mesmo uma fórmula simples que permita resolver este problema de forma direta. Leia também Como determinar o ângulo de inclinação dos módulos fotovoltaicos? Nas usinas de solo a distância entre as fileiras deve ser determinada prioritariamente em função da necessidade de circulação. Espaçamentos mínimos em torno de 3 metros são necessários para permitir a circulação de máquinas para a limpeza de módulos e para a supressão da vegetação. Esse espaçamento é necessário também para evitar que as fileiras causem sombras umas nas outras. Uma vez determinado o espaçamento adequado, deve-se proceder à determinação do ângulo de inclinação, como veremos a seguir. Nos sistemas fotovoltaicos montados sobre estruturas triangulares (em lajes ou telhados) a determinação do espaçamento não é tão óbvia. A escolha natural seria um espaçamento grande, que evitasse a ocorrência de sombras. Entretanto, em lajes planas (ou telhados metálicos com pouca inclinação), a área disponível é limitada. Um grande espaçamento entre fileiras não é desejável em função da limitação da quantidade de painéis na área disponível. É normal encontrar estruturas triangulares com espaçamentos de 1 metro ou menos do que isso. E aqui temos novamente um problema: com um espaçamento pequeno, podemos inclinar os módulos com qualquer ângulo desejado? A maneira mais prática de quantificar o sombreamento entre as fileiras e decidir o espaçamento e sua inclinação é através de estudos em softwares específicos, como o PVSyst e o SOLergo. Neste artigo, abordaremos o uso do software PVSyst no apoio à decisão sobre a distância e a inclinação dos módulos fotovoltaicos. Determinação do ângulo de inclinação com o PVsyst Como não existe uma fórmula simples ou uma tabela padronizada para a determinação da inclinação e da distância entre fileiras, a melhor opção do projetista fotovoltaico nesses casos é recorrer a uma ferramenta de projeto. Ferramenta Orientação A Figura 3 mostra o botão de acesso à ferramenta “Orientação” do PVSyst. Nesta ferramenta temos diversas construções possíveis de módulos. Vamos utilizar a opção “Sheds ilimitados”, mostrada na Figura 4. Figura 3 - Localização da ferramenta “Orientação” no PVSyst Figura 4 - Opção “Sheds ilimitados” da ferramenta “Orientação” do PVSyst A determinação de melhor inclinação e da distância das fileiras é um processo iterativo. A busca do melhor resultado requer um compromisso entre essas duas variáveis (inclinação e distância). Normalmente, a distância é a primeira variável que o projetista escolhe em função da distância mais conveniente para cada projeto (usina ou laje), conforme comentamos anteriormente. Em seguida, utilizando-se a ferramenta de projeto do PVSyst, determina-se o melhor ângulo de inclinação para aquela condição. Na opção “Sheds ilimitados” da ferramenta “Orientação” primeiramente devemos preencher os dados construtivos das fileiras: número de sheds (mesas ou fileiras), distância entre os sheds, altura dos sheds (que depende da dimensão do módulos fotovoltaico e do número de fileiras dentro da mesma mesa), altura da banda inativa inferior e altura da banda inativa superior (normalmente zero). Para levar em conta os efeitos elétricos do sombreamento, isto é, a ativação de diodos de bypass causada pelo sombreamento mútuo, devemos marcar a caixa “Use electrical effect in simul”. O “Nb. modules in width” representa quantos módulos “de altura” temos na mesa. Por exemplo: em uma fileira ou mesa com 40 módulos organizados em duas linhas de 20, esse número é 2. Figura 5 - Visualização gráfica do processo de otimização do ângulo de inclinação dos módulos fotovoltaicos nas estruturas do tipo shed (sistemas triangulares ou usinas de solo) Em seguida, depois dos dados preenchidos, devemos entrar na visualização gráfica clicando em “Ver otimização”, conforme mostra a Figura 5. O gráfico da Figura 5 é muito importante no processo de escolha do ângulo de inclinação do módulo fotovoltaico. Este gráfico mostra o ganho de captação de energia solar do módulo inclinado em relação à captação na posição horizontal. A escala numérica no eixo Y (vertical) mostra o ganho (ou a perda) percentual de energia em relação à instalação dos módulos na horizontal. O valor “1.00” no gráfico corresponde à posição horizontal. Um valor como “1.10” (veja a Figura 5) mostra que temos 10% a mais de captação de luz em relação à situação de instalação do módulo na horizontal. Nós observamos três curvas na Figura 5: verde, preta e laranja. A primeira curva (verde) representa a quantidade de energia luminosa que os módulos receberiam caso estivessem infinitamente separados, isto é, sem considerar sombreamento mútuo entre as fileiras. Seria o caso da instalação dos módulos em uma área plana única, sem a formação de fileiras. A linha preta mostra o ganho na captação de energia luminosa do módulo inclinado já considerando o efeito do sombreamento mútuo, porém, desconsiderando os efeitos elétricos, isto é, a ativação dos diodos de bypass. Já a curva laranja, que é a curva mais importante para o dimensionamento, representa o ganho de captação de energia dos módulos fotovoltaicos já levando em conta o efeito dos sombreamentos mútuos entre fileiras e também da ativação dos diodos de bypass. As curvas preta e laranja são muito próximas e em alguns casos, quando a distância entre as fileiras é grande, elas podem aparecer sobrepostas. A informação “Perdas devido a sombra” (veja a Figura 5) indica percentualmente a perda de energia luminosa (não de energia elétrica gerada!) em função da geometria escolhida (espaçamento entre as fileiras e inclinação). Neste primeiro exemplo (Figura 5), temos uma perda de 2,8%. As porcentagens nas caixas em azul representam o “GCR - Ground Coverage Ratio”, que é a medida relativa de área ocupada pelos módulos. Um GCR de 100% significa que na vista superior da usina solar não “veríamos o chão” atrás dos módulos – ou seja, o chão estaria totalmente coberto por módulos instalados na horizontal. As Figuras 6 e 7 abaixo mostram o comportamento das sombras mútuas com a variação do espaçamento entre os módulos. É importante notar que na ferramenta “Orientação” do PVSyst o distanciamento é a medida entre o início de uma estrutura e o início da outra – e não o distanciamento (ou corredor) entre as fileiras. Precisamos sempre nos lembrar disso, pois essa medida pode causar alguma confusão. Figura 6 - O distanciamento entre as fileiras de apenas 5 metros causaria uma perda muito significativa devido ao sombreamento mútuo. Observação: neste caso nos referimos à distância entre o início de uma estrutura e o início da próxima. O espaçamento entre as fileiras (largura do corredor) é de aproximadamente 1 metro na figura Figura 7 - O distanciamento de 8 metros nos dá um ganho de energia muito pequeno, porém, aumenta a área ocupada da usina em 21%. Observação: neste caso nos referimos à distância entre o início de uma estrutura e o início da próxima. O espaçamento entre as fileiras (largura do corredor) é de aproximadamente 1 metro na figura Vamos interpretar as figuras acima. Olhe inicialmente para a Figura 6, na qual as fileiras têm distância de 5 metros. A inclinação é a mesma nos dois casos, mas na Figura 6 observamos uma perda grande, de 6,8%. Essa perda é mostrada no gráfico, indicada como a distância entre as linhas verde e preta. Se considerarmos a linha cor de laranja (efeito elétrico) a perda é ainda maior. Definitivamente não é uma boa escolha manter tão próximos os módulos fotovoltaicos inclinados com este ângulo (de 30 graus, no exemplo). Agora vamos olhar para a Figura 7, na qual mantemos o ângulo de 30 graus, porém com um espaçamento maior. O fato de espaçar os módulos (para um mesmo ângulo) reduz o efeito das sombras entre eles. Vemos que as linhas preta e laranja estão quase sobrepostas e aproximam-se da linha verde. E a perda é de apenas 2,2%. Ou seja, nesta geometria escolhida perde-se 2,2% da energia captada em relação a uma situação em que os módulos estariam todos na mesma superfície, não organizados em fileiras, com a mesma inclinação de 30 graus. Regra geral para o projeto Ao se fazer a análise de uma estrutura do tipo shed no PVSyst, devem ser usadas duas abordagens: Para uma dada inclinação, deve-se escolher a distância que proporciona a menor perda; Para uma dada distância entre os sheds, deve-se escolhar o ângulo que proporciona a menor perda. Nos dois casos acima, a regra geral é sempre buscar, durante a análise gráfica, posicionar a bolinha roxa no topo das linhas preta e laranja. Idealmente as linhas preta e laranja estão muito próximas ou mesmo sobrepostas. Ao se posicionar a bolinha roxa no topo da linha preta (ou laranja, se estiverem sobrepostas) o projetista consegue encontrar a melhor inclinação dos módulo para aquele projeto, já considerando o efeito das sombras causadas entre as diversas fileiras. Observe com mais atenção a Figura 8 para compreender o posicionamento da bolinha roxa. Neste exemplo os módulos estão inclinados a 30 graus e a perda de sombreamento é de 2,1%. A linha preta não aparece, pois está sobreposta com a linha laranja. Isso normalmente acontece quando o espaçamento entre as fileiras é suficientemente grande para que o efeito elétrico das sombras seja desprezível. Pela leitura do gráfico da Figura 8 vemos que o melhor ângulo de instalação, considerando que o distanciamento entre as fileiras permanece inalterado, seria de aproximadamente 20 graus. Esse ponto corresponde ao topo das linhas preta e laranja. Figura 8 - Perdas devido ao sombreamento para um sistema em sheds com ângulo de inclinação de 30 graus No mesmo exemplo, mantendo-se inalterada a distância entre os sheds, optamos então pela inclinação de 20 graus. O resultado é mostrado na Figura 9, onde vemos a bolinha roxa posicionada no topo da linha cor de laranja. Neste caso, temos a melhor inclinação possível para este projeto, considerando o distanciamento entre os sheds (ou as fileiras) que foi escolhido pelo projetista. Figura 9 - Perdas devido ao sombreamento para um sistema em sheds com ângulo de inclinação de 20 graus, com o mesmo distanciamento do exemplo mostrado na figura anterior