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PROJETO DE UM SISTEMA DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA
PARA UM PEQUENO PRÉDIO COMERCIAL.
Douglas Lemos Monteiro
Projeto de graduação apresentado ao Curso de
Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como
parte dos requisitos necessários à obtenção do
título de Engenheiro Eletricista.
Orientador : Walter Issamu Suemitsu
Rio de Janeiro
Setembro 2017
iii
Monteiro, Douglas Lemos
Projeto de um sistema de geração fotovoltaica para um pequeno prédio comercial/ Douglas Lemos Monteiro. – Rio de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, 2017.
XIII,70 p.: il.;29,7cm.
Orientador: Walter Issamu Suemitsu
Projeto de Graduação - UFRJ/Escola Politécnica/ Curso de Engenharia Elétrica,2017.
Referências Bibliográficas: p.64-65
1.Introdução. 2. Conhecimentos fundamentais. 3.Componentes de uma instalação fotovoltaica. 4.Regulamentações e normas. 5.Projeto. 6. Análise de viabilidade econômica e financeira. I. Suemitsu,Walter Issamu. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Elétrica. III. Projeto de um sistema de geração fotovoltaica para um pequeno prédio comercial.
AGRADECIMENTOS
Em primeiro lugar à minha Família.
Ao meu pai Ruy Dave por sempre me apoiar, incentivar a estudar e investir em
minha educação em todos os momentos. Foi fundamental também em dar todo o
suporte fora da faculdade e ser meu amigo acima de tudo.
À minha mãe Lindalva Lemos pela minha formação como pessoa, seus valores
e caráter são exemplo para mim. E também o apoio ao aprendizado.
À minha irmã Giulian Lemos, por me ajudar e ser uma referência em dedicação
aos estudos.
À minha companheira Ana Beatriz que também sempre me apoiou, incentivou
a estudar e concluir esta graduação.
À todos os amigos que fiz durante a graduação, que compartilharam os bons e
maus momentos, apoiaram, incentivaram, trocaram conhecimentos, estudaram juntos,
emprestaram livros. Muito obrigado.
Ao querido professor e orientador Walter Issamu pelos ensinamentos e a
capacidade de tornar as aulas dinâmicas. Decidi fazer esta monografia assistindo às
suas aulas da disciplina eletiva de Fotovoltaica. Agradeço toda a orientação e
solicitude.
Ao professor Helói José Fernandes e ao Engenheiro Eletricista Paulo Shor que
foram muito solícitos e aceitaram prontamente meu convite para compor a banca de
correção.
À todos os docentes e funcionários da escola politécnica que passaram seus
conhecimentos e me ajudaram desde questões acadêmicas até sociais.
Por fim, agradeço a todos que contribuíram para minha formação acadêmica
em Engenheiro Eletricista pela Universidade Federal do Rio de Janeiro.
iv
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola
Politécnica/UFRJ como parte dos requisitos necessários para
obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.
PROJETO DE UM SISTEMA DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA PARA UM PEQUENO
PRÉDIO COMERCIAL.
Douglas Lemos Monteiro
Setembro, 2017.
Orientador: Walter Issamu Suemitsu
Curso: Engenharia Elétrica
Este Projeto de Graduação consiste em dimensionar um sistema fotovoltaico
conectado à rede enquadrado como Microgeração conforme a Resolução Normativa
nº 724/ 2016 da ANEEL, visando injetar energia na rede durante o dia onde há
insolação para produção de energia elétrica por meio de módulos fotovoltaicos
constituindo-se em um Sistema de Compensação de Energia Elétrica, descrito pela
mesma resolução. O local escolhido foi um pequeno prédio comercial localizado em
Rocha Miranda, Rio de Janeiro. Este projeto servirá também de referência para
aprendizado dos alunos de Engenharia da UFRJ (Universidade Federal do Rio de
Janeiro) e, de outras Universidades. O Projeto apresenta um estudo de viabilidade
técnica, econômica e financeira e contém as informações sobre características locais
como qualidade do fornecimento de energia elétrica, dados solarimétricos e análise de
sombreamento ao sistema, também com dimensionamento dos equipamentos
principais e acessórios, layouts físicos do sistema, simulações com o software PVsyst
para cálculo de produção de energia.
Palavras-chaves: Sistema fotovoltaico conectado à Rede, Dimensionamento de
Equipamentos ,Estudo de Viabilidade Econômica e Financeira
v
Abstract of the Undergraduate Project, presented to POLI/UFRJ
as a part of the necessary requirements to obtain the degree of
Electrical Engineer.
DESIGN OF THE PHOTOVOLTAIC GENERATION SYSTEM TO A SMALL
COMERCIAL BUILD
Douglas Lemos Monteiro
September, 2017.
Tutor: Walter Issamu Suemitsu
Course: Electrical Engineering
This Undergraduate Project consists of designing a photovoltaic system connected to
the grid, classified as Microgeneration according to Normative Resolution 724/2016 of
ANEEL, in order to inject energy into the grid during the day when there is insolation for
the production of electric energy by means of photovoltaic modules constituting in an
Electrical Energy Compensation System, described by the same resolution. The
chosen location was a small commercial building located in Rocha Miranda, Rio de
Janeiro. This project will also serve as a reference for the students of Engineering at
UFRJ (Federal University of Rio de Janeiro) and other universities. The Project
presents a technical, economic and financial feasibility study and contains information
about local characteristics such as quality of electric power supply, solarimmetric data
and shading analysis to the system, also with sizing of main equipment and
accessories, physical layouts of the system, simulations with PVsyst software to
calculate power output.
Key-words: Photovoltaic system connected to the Network, Dimensioning of
Equipment, Economic and Financial Feasibility Study.
vi
Sumário
1. INTRODUÇÃO ........................................................................................................................ 1
1.1. A história e situação atual da energia solar fotovoltaica no mundo .............................. 1
1.2. O potencial da energia fotovoltaica no Brasil.................................................................. 2
1.3. Objetivo ........................................................................................................................... 4
1.4. Estrutura dos capítulos ................................................................................................... 4
2. CONHECIMENTOS FUNDAMENTAIS .................................................................................. 5
2.1. A radiação solar .............................................................................................................. 5
2.1.1. Processos de transferência de energia ................................................................. 5
2.1.2. Geometria Sol – Terra ............................................................................................ 6
2.1.3. Radiação do Sol sobre a Terra .............................................................................. 7
2.2. O efeito fotovoltaico ........................................................................................................ 9
2.3. Células fotovoltaicas ..................................................................................................... 12
2.3.1. Células de Silício cristalino .................................................................................. 12
2.3.2. Células de filmes fino ........................................................................................... 14
2.3.3. Painel fotovoltaico orgânico ou OPV ................................................................... 15
2.4. Os sistemas fotovoltaicos ............................................................................................. 16
2.4.1. Sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica ................................................... 16
2.4.2. Sistema fotovoltaico isolado da rede elétrica ....................................................... 17
2.4.3. Sistema fotovoltaico híbrido .................................................................................. 18
3. COMPONENTES DE UMA INSTALAÇÃO FOTOVOLTAICA ............................................ 19
3.1. Módulos e arranjos fotovoltaicos .................................................................................. 19
3.1.1. Características elétricas dos módulos .................................................................. 20
3.1.2. Associação série e paralelo de módulos fotovoltaicos ......................................... 22
3.1.3. Efeito da temperatura ........................................................................................... 23
3.1.4. Efeito da irradiância .............................................................................................. 25
3.1.5. Efeito sombreamento ........................................................................................... 25
3.1.6. Diodo de desvio .................................................................................................... 26
3.1.7. Identificação das características elétricas dos módulos ....................................... 27
3.2. Diodo de bloqueio ......................................................................................................... 28
3.3. Fusíveis de proteção da série fotovoltaica ................................................................... 28
3.4. Disjuntores .................................................................................................................... 29
3.5. Dispositivos de proteção contra surtos (DPS) .............................................................. 30
3.6. Inversor ......................................................................................................................... 31
3.7. Sistema de aterramento ................................................................................................ 33
3.8. Dispositivo de seccionamento visível (DSV) ................................................................ 33
3.9. Medidor bidirecional ...................................................................................................... 35
4. REGULAMENTAÇÕES E NORMAS ................................................................................... 36
4.1. Impostos ........................................................................................................................ 37
4.1.1. ICMS ..................................................................................................................... 37
4.1.2. PIS/COFINS .......................................................................................................... 38
4.2. Requisitos de acesso .................................................................................................... 38
4.2.1. Condições de projeto ............................................................................................ 38
4.2.2. Condições de acesso ............................................................................................ 40
5. PROJETO ............................................................................................................................. 42
5.1. Avaliação do espaço para instalação ........................................................................... 42
5.2. Energia ativa a ser gerada ............................................................................................ 43
5.3. Avaliação do potencial energético solar ....................................................................... 43
5.4. Dimensionamento ......................................................................................................... 44
5.4.1. Módulo fotovoltaico .............................................................................................. 44
5.4.2. Arranjo fotovoltaico .............................................................................................. 46
5.4.3. Inversor ................................................................................................................. 50
5.4.4. Cabeamento do lado CC ...................................................................................... 52
5.4.5. Cabeamento do lado CA ....................................................................................... 53
5.4.6. Disjuntores CC e CA ............................................................................................. 53
5.4.7. DPS ...................................................................................................................... 55
5.4.8. DSV ....................................................................................................................... 55
5.4.9. Suporte para módulos fotovoltaicos ...................................................................... 56
6. ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA E FINANCEIRA .............................................. 56
6.1. Levantamento de preços do SFCR ............................................................................... 56
6.2. Levantamento dos gastos do consumidor com a conta de energia ............................. 58
6.3. Considerações de degradação do sistema, manutenção e aumento de tarifas........... 58
6.4. Indicadores de viabilidade econômica .......................................................................... 60
6.4.1. Payback ................................................................................................................. 60
6.4.2. Valor presente líquido (VPL) ................................................................................. 60
6.4.3. Taxa interna de retorno ......................................................................................... 61
6.5. Cálculos e resultados .................................................................................................... 61
7. CONCLUSÃO ....................................................................................................................... 63
8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................................... 64
ANEXO I ..................................................................................................................................... 66
ANEXO II ..................................................................................................................................... 68
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Evolução da produção mundial de energia elétrica pelos SFV. .................................... 2
Figura 2: Comparação dos valores de irradiação solar no Brasil e na Europa. ........................... 3
Figura 3: Órbita da Terra em relação ao Sol, indicando as estações do ano no
hemisfério sul [1] .......................................................................................................................... .6
Figura 4: Ilustração da variação da Declinação Solar no verão e no inverno [5]. ........................ 7
Figura 5: Fluxo de potência global (W/m²). Apresentado como fluxo médio anual
ao longo de 24 horas ( 341,3 W/m²) no topo da atmosfera [1]. ................................................... 8
Figura 6: Componentes da radiação solar [1]. .............................................................................. 9
Figura 7: Níveis de energia em materiais tipo p e n [1] .............................................................. 10
Figura 8: Junção pn em equilíbrio e formação do campo elétrico [1]. ........................................ 11
Figura 9: Junção pn de uma célula fotovoltaica de Si [1] .......................................................... .12
Figura 10: Células monocristalina e policristalina de Si, respectivamente [6]. ........................... 13
Figura 11: Módulos fotovoltaicos de p-Si [7]. .............................................................................. 13
Figura 12: Módulos fotovoltaicos de filmes finos [8] .................................................................. 14
Figura 13: Módulos fotovoltaicos de filmes finos em telhado de galpão [9]. .............................. 15
Figura 14: Célula Orgânica [7]. ................................................................................................... 16
Figura 15: Sistema fotovoltaico conectado à rede. ..................................................................... 17
Figura 16: Configuração básica de um SFI [1]. ........................................................................... 28
Figura 17: Representação elétrica de módulo fotovoltaico [10]. ................................................. 20
Figura 18: Curva I-V e curva P-V de um módulo fotovoltaico [1]. ............................................... 21
Figura 19: Curva I-V para associações de módulos fotovoltaicos em série [1]. ......................... 22
Figura 20: Curva I-V para associações de módulos fotovoltaicos em paralelo [1]. .................... 23
Figura 21: Curva I-V de um módulo fotovoltaico sob efeito de temperatura [1]. ........................ 24
Figura 22: Curva I-V um módulo fotovoltaico sob efeito de irradiância [1]. ................................ 25
Figura 23: Funcionamento do diodo de desvio [1]. ..................................................................... 26
Figura 24: Efeito da utilização do diodo de desvio [1]. ............................................................... 26
Figura 25: Diodos de bloqueio em fileiras de módulos fotovoltaicos [1]. .................................... 28
Figura 26: Utilização de fusível de fileira em um arranjo fotovoltaico [10] ................................ .29
Figura 27: Disjuntor bipolar de 16 A ........................................................................................... .30
Figura 28: DPS da marca Tramontina. ....................................................................................... 30
Figura 29: Curva P-V e o ponto de máxima potência ................................................................ .31
Figura 30: Aterramento dos módulos fotovoltaicos [10]. ............................................................. 33
Figura 31: Diagrama unifilar de instalação com DSV [11] ......................................................... .34
Figura 32: Caixa de proteção de chave seccionadora no padrão LIGHT SESA [11]. ................ 35
Figura 33: Etapas e prazos do procedimento de acesso [12]. .................................................... 42
Figura 34: Área disponível para instalação dos módulos fotovoltaicos. ..................................... 43
Figura 35: Módulo fotovoltaico da Canadian Solar CS6U-320P. ................................................ 46
Figura 36: Simulação do projeto no programa PVsyst .............................................................. .49
Figura 37: Disposição dos módulos fotovoltaicos sobre a laje .................................................. .50
Figura 38: Inversor Fronius Primo 8.2-1 .................................................................................... .52
Figura 39: Disjuntor de corrente contínua de 10 ampreres do fabricante TOMZN. .................... 54
Figura 40: Disjuntor tripolar de 40 amperes do fabricante Eletromar. ........................................ 54
Figura 41: Chave seccionadora fabricada pela NHS com dispositivo mecânico de
bloqueio e montado em caixa metálica. ...................................................................................... 55
Figura 42: Suporte para instalação de módulos fotovoltaicos feito de alumínio. ........................ 56
LISTA DE TABELAS
Tabela 1: Proteções necessárias aos níveis de geração elétrica [13]. ....................................... 39
Tabela 2: Irradiação solar média no plano horizontal e inclinado pelos
programas SWERA [3] e SunData [14]. ...................................................................................... 44
Tabela 3: Coeficientes térmicos do painel fotovoltaico
Canadian Solar CS6U-320P. ...................................................................................................... 47
Tabela 4: Características elétricas de entrada e saída do Inversor
Fronius Primo 8.2-1. .................................................................................................................... 51
Tabela 5: Levantamento de preço da instalação ....................................................................... .57
Tabela 6: Levantamento dos gastos com a conta de luz. ........................................................... 58
Tabela 7: Reajustes anuais tarifário da Light [16][17] ................................................................ .59
Tabela 8: Fluxos de caixa previstos ao longo de 25 anos. ......................................................... 61
1
1- INTRODUÇÃO
1.1 – A história e situação atual da energia solar fotovoltaica no mundo
O efeito fotovoltaico foi descoberto em 1839 por Edmond Becquerel que
percebeu o aparecimento de uma diferença de potencial nos terminais de um célula
eletroquímica causada pela absorção de luz. Somente em 1956, seguindo o
crescimento da área de eletrônica, iniciou se a produção industrial.
O desenvolvimento inicial da tecnologia se fortaleceu na busca por fontes de
energia em localidades remotas para empresas do setor de telecomunicações. O
segundo propulsor foi a chamada “corrida espacial”. O Sistema Fotovoltaico (SF) foi e
continua sendo o melhor meio de fornecer energia por longos períodos para
equipamentos eletroeletrônicos no espaço.
A crise do petróleo de 1973 ampliou a busca e interesse por fontes de energia
renováveis e em 1978, a produção da indústria fotovoltaica já ultrapassava a marca de
1MWp por ano. Em 1998, a produção atingiu a marca de 150 MWp, sendo o silício
quase absoluto dentre os materiais utilizados [1].
O grande salto do desenvolvimento do mercado fotovoltaico se deu em 2006
com o aumento da produção chinesa. A figura 1 mostra a evolução da produção
mundial de energia elétrica pelos SFV. Em 2012, a produção foi de aproximadamente
36,2 GWp e em 2016 a produção foi de 76,6 GWp , esta potência equivale a mais de
cinco vezes a potência da usina hidroelétrica de Itaipu, a maior central de produção de
energia elétrica do Brasil, um aumento de 50% ante 2015. Há boas chances de que
em 2017 a produção supere os 80 GWp .
2
Figura 1: Evolução da produção mundial de energia elétrica pelos SFV.
Os mercados de maior tradição em produção de energia elétrica por módulos
fotovoltaicos têm sido a Alemanha, Itália e países da Europa e depois os Estados
Unidos e Japão, no entanto a China conectou 34,5 gigawatts em energia solar à rede
no ano passado, representando quase metade da nova capacidade instalada no
mundo, com alta de 128 por cento ante os números do país em 2015.
Os preços de módulos solares fotovoltaicos caíram, aproximadamente, 80 por
cento desde 2009, com aumentos na capacidade e melhorias na tecnologia. A China
contribuiu para esta queda devido a sua política agressiva voltada para a produção e
exportação de células e módulos fotovoltaicos, além de incentivar o uso da tecnologia
através de programas governamentais [2].
1.2 – O potencial da energia fotovoltaica no Brasil
A geração de energia fotovoltaica há muito tempo é vista como uma tecnologia
de energia limpa e sustentável, que se baseia na fonte renovável de energia mais
abundante e amplamente disponível no, planeta, o Sol. O Brasil possui um potencial
gigantesco para se aproveitar. A figura 2 faz uma comparação dos valores de
irradiação solar do Brasil e da Europa, SWERA [3]. Fica muito fácil de se observar que
o potencial brasileiro é muito maior, no entanto, a Europa produz muito mais energia
elétrica através de sistemas fotovoltaicos do que o Brasil.
3
Figura 2: Comparação dos valores de irradiação solar no Brasil e na Europa.
O mercado nacional é atrativo e possui 140 milhões de consumidores. A
necessidade de crédito é grande, pois ainda é muito caro implantar o sistema. Na
região Nordeste do país, onde a insolação é mais forte, o retorno do investimento vem,
em média, após seis anos. Em outras regiões, esse prazo pode chegar a 12 anos.
Apesar do alto custo, a produção de energia solar começa a crescer no Brasil.
Somente em 2016, a potência de produção distribuída, feita pelo próprio consumidor,
cresceu 320 por cento. Ela começou o ano de 2016 com 13,5 MW de potência
instalada, equivalendo a 1800 sistemas instalados. Esse número saltou para 7.600
sistemas, com potência somada de 58 MW. Os dados são da Associação Brasileira de
Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR)[4].
4
1.3 – Objetivo
Este projeto tem como objetivo apresentar os conceitos técnicos da instalação de
um sistema fotovoltaico conectado à rede (SFCR) assim como dimensionamento da
instalação e uma análise econômica e financeira do projeto, que será realizado na laje
do prédio comercial localizado na Rua Pão de Açúcar, número 491.
A intenção é produzir energia elétrica suficiente para um consumo mensal de
1000 kWh. Baseado nessa carga, realizar os cálculos de instalação, material utilizado,
manutenção, vida útil do sistema e taxa de retorno do investimento. A finalidade será
mostrar que a energia fotovoltaica pode ser atrativa financeiramente e por ser uma
energia renovável, ser um projeto sustentável.
1.4 – Estrutura dos capítulos
No capítulo 1 foram mostrados a história da energia fotovoltaica e o potencial
dessa energia renovável no Brasil e no mundo, abrangendo também os objetivos e
finalidades do trabalho.
No capítulo 2 é apresentada uma abordagem teórica sobre a radiação solar e o
efeito fotovoltaico.
No capítulo 3 são apresentados os componentes e equipamentos utilizados no
sistema fotovoltaico com suas funções aplicadas ao projeto.
No capítulo 4 são apresentadas as resoluções, normas e requisitos aplicáveis ao
projeto.
No capítulo 5 são apresentados no dimensionamento do sistema fotovoltaico, a
estimativa de radiação solar, a escolha e dimensionamento dos módulos fotovoltaicos,
escolha dos inversores e de todos os outros componentes integrantes do sistema,
possibilitando a estimativa da energia gerada.
No capítulo 6 é mostrado um estudo de viabilidade econômica e financeira, onde
será levado em conta todo o custo do projeto assim como seu retorno financeiro.
O capítulo 7 apresenta os resultados e conclusões do projeto.
A bibliografia encontra-se no capítulo 8.
5
2 - CONHECIMENTOS FUNDAMENTAIS
2.1 - A Radiação Solar
O Sol emite para o espaço uma grande quantidade de energia radiante,
proveniente das reações que ocorrem na própria superfície do astro. Esta é a fonte
primária de energia para os processos termodinâmicos que ocorrem na superfície da
Terra. O Sol pode ser considerado uma esfera com raio de 697.000 km, sendo a
energia emitida em todas as direções. A energia emitida, que é interceptada pela Terra
corresponde a uma fração insignificante. Por outro lado, pode-se dizer que 99,97% de
toda a energia que chega à superfície da Terra é proveniente, direta ou indiretamente,
do Sol, tendo a restante origem em outras estrelas, interior da Terra, combustão
(carros, indústrias, incêndios, queimadas, etc.) e lâmpadas acesas. Grande parte da
energia solar é usada no aquecimento do ar e do solo, no processo fotossintético dos
vegetais, na evaporação da água e na circulação geral da atmosfera, mantendo o ciclo
hidrológico [1].
2.1.1 - Processos de transferência de energia
A energia pode ser transferida de um ponto para outro por três processos:
Condução, no qual a energia calorífica é transferida de uma molécula para outra. Este
processo permite definir o conceito de materiais bons e maus condutores de calor,
como os metais e o ar respectivamente.
Convecção é o processo em que uma massa fluida se movimenta por diferença de
densidade. Tem uma importância muito grande na atmosfera terrestre, sendo seu
entendimento essencial para o estudo de geadas, por exemplo.
Radiação é o processo em que a energia, proveniente do Sol ou de outra fonte
qualquer, se propaga sob a forma de ondas, genericamente denominadas ondas
eletromagnéticas. A principal diferença deste modo de transferência de energia para
os dois anteriores é que a radiação também se propaga no vácuo não havendo
portanto, a necessidade de um meio material para que a transferência de energia
ocorra.
6
2.1.2 - Geometria Sol – Terra
A translação da Terra em torno do Sol descreve uma trajetória elíptica. O seu
eixo, em relação ao plano normal à elipse, apresenta uma inclinação de 23,45°. Essa
inclinação, juntamente com seu movimento anual em torno do Sol, da origem às
estações do ano. Observando se o movimento aparente do sol, ao meio dia solar, ao
longo do ano, verifica se que o ângulo entre os seus raios e o plano do Equador varia
entre +23,45° em torno de 21 de junho (solstício de inverno no hemisfério sul), e -
23,45° em 21 de dezembro (solstício de verão no hemisfério sul). Este ângulo,
denominado Declinação Solar (δ) é positivo ao Norte e negativo ao Sul do Equador.
Na primavera e outono, os raios solares se alinham com o plano do Equador ( δ = 0 ).
A figura 3 ilustra a variação da declinação solar ao longo do ano.
Figura 3: Órbita da Terra em relação ao Sol, indicando as estações do ano no hemisfério sul [1].
A diferença entre a declinação e a latitude, que é a distância ao Equador
medida ao longo do meridiano de Greenwich, é medida em graus, podendo variar
entre 0º e 90º para Norte(N) ou para Sul(S) e determina a trajetória do movimento
aparente do sol para um determinado dia em uma dada localidade da terra.
7
Em SF o ângulo de inclinação igual ao da Latitude é normalmente o melhor
ângulo para se instalar um painel fotovoltaico com sua face voltada para o norte. A
figura 4 mostra a variação da Declinação Solar ao meio dia solar. Quando um SF tem
inclinação igual a Latitude e a Declinação Solar é zero, significa que os raios solares
incidem perpendicularmente na superfície do painel fotovoltaico e tem a sua maior
absorção.
Figura 4: Ilustração da variação da Declinação Solar no verão e no inverno [5].
2.1.3 - Radiação do sol sobre a Terra
A densidade média anual do fluxo energético proveniente da irradiância solar,
quando a propagação dos raios solares é perpendicular ao plano medido, no topo da
atmosfera, corresponde ao valor de 1.367 W/m²[1]. Conhecida como “constante solar”.
A partir de observações periódicas feitas a partir do espaço, atualizaram o
diagrama de fluxo de potência global e pode se concluir que apenas 54% da
irradiância solar que incide no topo da atmosfera chegam efetivamente à superfície
terrestre, 46% são absorvidos ou refletidos diretamente pela atmosfera. A figura 5
mostra o fluxo médio anual de potência da irradiação solar [1].
8
Figura 5: Fluxo de potência global (W/m²). Apresentado como fluxo médio anual ao longo de 24
horas (341,3 W/m²) no topo da atmosfera [1].
A radiação solar incidente sobre um plano receptor na superfície terrestre é
constituída por uma componente direta e por uma componente difusa. A radiação
direta provém diretamente do sol e produz sombras nítidas. A difusa provém de todas
as direções e atinge o plano receptor após sofrer espalhamento pela atmosfera
terrestre. Em um dia nublado, não há radiação direta, 100% da radiação que incide é
difusa.
Caso o plano receptor esteja inclinado em relação à horizontal, haverá uma
terceira componente refletida pelo ambiente do entorno (solo, terrenos irregulares,
construções, etc.) O coeficiente de reflexão destas superfícies é denominado de
“albedo”. A figura 6 ilustra as componentes da radiação solar.
9
Figura 6: Componentes da radiação solar [1].
2.2 - O efeito fotovoltaico
O efeito fotovoltaico se dá pelo surgimento de uma diferença de potencial entre
os terminais de um material semicondutor quando exposto à luz solar. Este evento
ocorre nas células fotovoltaicas, as quais são constituídas por estes materiais
semicondutores e capazes de converter diretamente a radiação solar em eletricidade.
O material semicondutor, onde ocorre o efeito fotovoltaico, conduz eletricidade
de forma mais intensa que os isolantes e menos intensa que os condutores. Os
elementos semicondutores pertencem principalmente aos grupos 14 e 16 da tabela
periódica, incluindo Carbono (C), Germânico (Ge), Arsênio (As), Fósforo (P), Selênio
(Se), Telúrio (Te)e Silício (Si).
Para o aproveitamento de correntes e tensões elétricas é necessário aplicar um
campo elétrico, a fim de separar os portadores, o que se consegue através da
chamada junção pn. Para criar a junção pn, é necessário introduzir de forma
controlada impurezas no semicondutor, ou seja, realizar a dopagem, que consiste na
introdução de pequenas quantidades de outros elementos denominados impurezas ou
dopantes, que mudam drasticamente as propriedades elétricas do material.
10
O Si é o material semicondutor mais utilizado na fabricação de células
fotovoltaicas. Os seus átomos são tetravalentes, ou seja, possuem 4 elétrons de
valência que formam ligações covalentes com os átomos vizinhos, resultando em 8
elétrons compartilhados por cada átomo, constituindo uma rede cristalina.
Quando se adiciona um átomo de fósforo (dopante n) ou arsêncio, que se
caracteriza por possuir uma ligação composta por 5 elétrons, haverá um elétron
excedente e então, este fica “sobrando” e sua ligação com o átomo de origem, fica
enfraquecida. Portanto, com menos energia, este elétron se torna livre, passando a
fazer parte da banda de condução.
Assim, quando o semicondutor é dopado com boro, que possui três elétrons de
ligação, faltará um elétron para realizar as ligações com os átomos de Si da rede. Esta
ausência do elétron é denominada de lacuna, e por requerer pouca energia, um
elétron vizinho acaba passando para esta posição fazendo com que esta “lacuna” se
desloque. Desta forma o boro recebe elétrons, representando um dopante P.
A partir do silício puro e introduzindo átomos de boro em uma metade e átomos
de fósforo em outra metade do material, será formada uma junção pn. Nesta
configuração, elétrons livres do lado N passam para as cavidades do lado P,
proporcionando assim um acúmulo de elétrons do lado P e uma redução de elétrons
do lado N. Isto fará com que o lado P se torne negativamente carregado e o lado N
positivamente carregado, como mostra a figura 7.
Figura 7: Níveis de energia em materiais tipo p e n [1].
Na zona de depleção entre os dois tipos de dopagem, o excesso de elétrons da
região n se difunde para a região p, dando origem a uma região com cargas elétricas
positivas fixas do lado n, íons P⁺, pois perde elétrons, e ao encontrar as lacunas do
lado p faz com que esta região fique com cargas fixas negativas, íons B⁻, pois
recebem elétrons. O excesso de cargas positivas e negativas na junção das regiões n
11
e p produz um campo elétrico que impede a passagem de elétrons e lacunas de uma
região para outra, como ilustra a figura 8.
Figura 8: Junção pn em equilíbrio e formação do campo elétrico [1].
Quando a junção pn fica exposta aos fótons com energia maior que o da
barreira, são gerados os pares elétron/cavidade. Quando isto ocorre na presença de
um campo elétrico, as cargas são aceleradas, proporcionando uma passagem de
corrente pela junção. Assim, uma diferença de potencial é criada, dando origem ao
Efeito Fotovoltaico. A figura 9, a seguir, mostra a estrutura física de uma junção pn de
uma célula fotovoltaica.
12
Figura 9: Junção pn de uma célula fotovoltaica de Si [1].
2.3 – Células fotovoltaicas
Diversas tecnologias foram desenvolvidas nos últimos anos e as células
fabricadas de lâminas de Silício Cristalino, classificadas como primeira geração,
dominam o mercado atualmente. Outra tecnologia comercializada é baseada em
filmes finos, segunda geração.
2.3.1- Células de Silício Cristalino
As células de Silício Cristalino se dividem em dois grupos: monocristalinos e
policristalinos. A eficiência média dessas células é de 16%.
Os monocristalinos são assim chamados por possuir uma estrutura homogênea
em toda sua extensão. Para fabricação de uma célula fotovoltaica desse grupo, é
necessário que o silício tenha uma pureza de 99,9999%. A obtenção desse tipo de
silício é mais cara do que do silício policristalino, porém tem-se maior eficiência na
conversão.
As técnicas de fabricação das células policristalinas são distintas da fabricação
das células monocristalinas e é requerido menor gasto de energia e também menor
13
rigor no controle do processo de fabricação e possuem uma eficiência energética
menor do que o monocristalino.
A figura 10 mostra as células de Silício mono e policristalino e a figura 11,
módulos fotovoltaicos de Silício policristalino, o mais comercializado atualmente.
Figura 10: Células monocristalina e policristalina de Si, respectivamente [6].
Figura 11: Módulos fotovoltaicos de p-Si [7].
14
2.3.2 - Células de Filmes Finos
A tecnologia baseada em filmes finos de telureto de cádmio (CdTe),
disseleneto de cobre índio e gálio (GIGS), silício microcristalino (µc-Si), silício amorfo
hidrogenado (a-Si:H) e silício crescido em fitas (Si-fitas) , possuem alta absorção
óptica, se comparados com o c-Si, o que permite fabricar células fotovoltaicas
bastante finas, nas quais camadas de poucos micrômetros de diferentes materiais
semicondutores são depositadas sucessivamente, por técnicas de produção em larga
escala sobre superfícies rígidas ou flexíveis.
As células de filmes finos possuem um custo menor de produção do que as
células de Silício Cristalino, não ficam restritas a formatos pre estabelecidos e são
flexíveis. Por outro lado, sua eficiência por m² é menor e necessita de áreas maiores, o
que por muitas vezes inviabiliza sua utilização em residências. As figuras 12 e 13, a
seguir monstram aplicações de arranjos fotovoltaicos de filmes finos.
Figura 12: Módulos fotovoltaicos de filmes finos [8] .
15
Figura 13: Módulos fotovoltaicos de filmes finos em telhado de galpão [9].
2.3.3 - Novas Tecnologias em células fotovoltaicas. Painel Fotovoltaico
Orgânico ou OPV.
As células orgânicas solares precisam de 20 vezes menos energia que os
painéis em seu processo de fabricação. As células são compostas por eletrodos
impressos em polímeros. A tecnologia que torna a conversão da luz solar em energia
possível nesses finos materiais é a seguinte: polímeros orgânicos condutores ou
pequenas moléculas orgânicas absorvem a luz solar e transportam a carga energética
para o conversor, que transforma a energia térmica em elétrica. Essas células solares
são impressas em uma “folha” de plástico, utilizando o método roll-to-roll, isto é,
compactada em um rolo.
Por serem maleáveis, transparentes, terem baixo custo e possibilidade de
reciclagem após o uso, as expectativas de uso já são muitas sobre as células solares,
principalmente se for levada em conta a simples utilização em moradias e indústrias,
que já fariam grande proveito estético pela fácil adaptação e aplicação em diversos
designs, mesmo que em janelas e paredes. A figura 14, ilustra a célula orgânica.
16
Os avanços realizados com as células solares orgânicas já começam a
alcançar a eficiência de conversão dos painéis solares de silício. Atualmente, mesmo
que avançando, esse ainda é o principal entrave para a popularização da tecnologia,
junto com o preço, e a possibilidade de ultrapassar a eficiência de painéis
convencionais é concreta.
O mercado das placas de OPV ainda é muito recente e, por isso, ele não
representa nem 1% das opções de energia solar no mundo.
Figura 14: Célula Orgânica [7].
2.4 - Os Sistemas Fotovoltaicos
Os sistemas fotovoltaicos (SV) possuem três classificações: Sistema
Fotovoltaico conectado à Rede(SFCR) ou On-grid, Sistema Fotovoltaico Isolado da
Rede (SFI) ou Off-grid e Sistema fotovoltaico Híbrido (SFH).
2.4.1 - Sistema Fotovoltaico conectado à Rede Elétrica
Para este projeto será utilizado o SFCR, que consiste em um sistema
fotovoltaico conectado à rede elétrica, também conhecido como sistema On-Grid. A
energia gerada em corrente continua pelos painéis solares é convertida em corrente
alternada, com a mesma tensão e frequência da distribuidora, através de um inversor
para ser sincronizada e injetada à rede elétrica. Um medidor bidirecional mede a
energia injetada na rede elétrica pelo SFCR e o consumo do proprietário.
17
No caso em que a geração for menor que o consumo, a rede elétrica fornece a
diferença de energia. No caso em que a geração for maior que o consumo, a
distribuidora cobrará o valor referente ao custo de disponibilidade que é um valor
cobrado pelas concessionárias por disponibilizar a energia elétrica no ponto de
consumo.
Quando não há tensão na rede, o sistema fica inoperante mesmo com
irradiação solar presente. A figura 15 ilustra, basicamente, um SFCR em um
residência.
Figura 15: Sistema fotovoltaico conectado à rede.
2.4.2 - Sistema Fotovoltaico Isolado da Rede Elétrica
O Sistemas Fotovolaicos Isolados (SFI) ou sistemas Off-Grid, são
caracterizados por não serem conectados à rede elétrica, ou seja, o sistema se auto
sustenta através da utilização de baterias. Esse sistema pode ser dividido em três
blocos: bloco gerador, bloco de armazenamento e bloco de condicionamento de
potência (inversor e controlador de carga), como mostrado na figura 16.
18
Figura 16: Configuração básica de um SFI [1].
A energia produzida pelo painel fotovoltaico é utilizada para alimentar a carga e
carregar as baterias. O controlador de carga é responsável por ajustar o carregamento
das baterias e proteger o sistema, já o inversor por transformar a corrente CC das
baterias ou painéis em corrente alternada a fim de alimentar os aparelhos. Em caso de
ausência de radiação solar, as baterias fornecem a energia necessária para o
consumo.
Em geral, o sistema isolado é uma solução para atender a um propósito
específico, como trazer energia a locais de difícil acesso, onde o abastecimento
energético padrão não chega ou é deficiente, ou ainda onde o custo de se conectar à
rede seja muito alto. Gerar energia para postes de iluminação ou bombas d’água são
exemplos comuns de seu uso.
2.4.3 - Sistemas Híbridos
O Sistema Fotovoltaico Híbrido (SFH) é conectado à rede elétrica e possui
armazenamento de energia através da utilização de baterias. Logo este sistema
possui também um controlador de carga, medidor bidirecional e um inversor híbrido. A
principal vantagem do SFH é o fornecimento ininterrupto de energia. O sistema atua
como um SFCR normalmente e quando há falha de energia elétrica e o gerador
fotovoltaico fica inoperante, as baterias fornecem a energia necessária para o
consumo.
19
Pode ser chamado de sistema híbrido, também, àqueles em que existe mais de
um tipo de geração de energia, como grupo gerador à diesel, aerogeradores e
geradores fotovoltaicos. A complexidade operacional e de manutenção do sistema é
uma questão desvantajosa economicamente para o usuário [1].
3 - COMPONENTES DE UMA INSTALAÇÃO FOTOVOLTAICA
3.1- Módulos e arranjos Fotovoltaicos
Um módulo fotovoltaico é composto por células fotovoltaicas conectadas em
arranjos para produzir tensão e corrente suficientes para a utilização prática da
energia, ao mesmo tempo que promove a proteção das células.
O número de células conectadas em um módulo e seu arranjo, que pode ser
série e/ou paralelo, depende da tensão de utilização e da corrente elétrica desejadas.
É importante ter cuidado com a seleção das células a serem reunidas no momento de
fabricação do módulo, devido as suas características elétricas, pois se houver
incompatibilidade, as células de menor fotocorrente limitam o desempenho do
conjunto.
Os módulos podem ter diferentes valores de tensão e corrente nominal,
dependendo de sua aplicação. Para carregar baterias de chumbo ácido, por exemplo,
o módulo deve produzir 16V pois deve se considerar o efeito da temperatura e as
perdas nos cabos e proteções para gerar uma tensão mínima de 14V, ideal para o
carregamento. Para outras aplicações, é comum encontrar módulos com tensões
nominais diferentes, com maior ocorrência entre 30 e 120V.
O símbolo utilizado para representar um módulo fotovoltaico em diagramas e
layouts elétricos é mostrado na figura 17.
20
Figura 17: Representação elétrica de módulo fotovoltaico [10].
3.1.1 - Características elétricas dos módulos
Um módulo é caracterizado de acordo com sua potência elétrica de pico a
partir das condições-padrão de ensaio ( STC, do inglês Standard Test Conditions), que
estabelecem irradiância solar de 1000W/m² e temperatura de célula de 25°C sob uma
distribuição espectral padrão para uma massa de ar (AM, do Inglês Air Mass) 1,5.
A tensão de circuito aberto (Voc) do módulo pode ser medida quando o mesmo
estiver na direção do sol e conectando um multímetro nos seus terminais. Por outro
lado, para se medir a corrente de curto-circuito (Isc) conecta se os terminais a um
amperímetro.
O ensaio mais completo registra os pares de tensão e corrente do módulo e
assim determina sua curva característica I-V.
21
Figura 18: Curva I-V e curva P-V de um módulo fotovoltaico [1].
Na figura 18 podemos ver tanto a curva I-V como a curva P-V correspondente.
Para cada tensão e corrente temos um ponto de potência que é mostrado na curva P-
V.
Quando temos a máxima corrente e a máxima tensão, temos o ponto de
máxima potência respectivamente PMP.
Um parâmetro utilizado para avaliar a qualidade do módulo é o fator de forma
(FF).
.
. [1] (1)
O produto Voc x Isc corresponde a um valor máximo teórico onde na prática
não é possível alcançar essa potência. Portanto, quanto mais próximo de 1 for o fator
de forma, maior a qualidade do módulo.
22
A eficiência do módulo é obtida através da relação entre a potência elétrica
máxima gerada e a potência luminosa incidente no módulo nas condições-padrão de
ensaio que corresponde a irradiância de 1000 W/m² multiplicada pela área do módulo
(AM):
x 100 [%] [1] (2)
3.1.2 - Associação Série e Paralelo de Módulos Fotovoltaicos
A conexão série é feita de maneira simples, ligando se o terminal positivo de
um módulo com o terminal negativo do outro, e assim por diante.
Nesta associação as tensões dos módulos se somam e a corrente não é
afetada. Os módulos devem ser idênticos pois se conectando um módulo diferente,
com corrente menor, todo sistema será limitado pelo módulo de menor corrente,
diminuindo a eficiência do arranjo fotovoltaico. A figura 19 mostra o aumento da tensão
de acordo com a associação série.
Figura 19: Curva I-V para associações de módulos fotovoltaicos em série [1].
23
A conexão em paralelo é feita ligando se os terminais positivos dos módulos
entre si assim como os terminais negativos. Neste caso as correntes individuais dos
módulos se somam e a tensão não se altera. A figura 20 mostra o aumento da
corrente de acordo com a associação em paralelo.
Figura 20: Curva I-V para associações de módulos fotovoltaicos em paralelo [1].
3.1.3 Efeito da Temperatura
O aumento da temperatura ambiente proporciona uma queda na tensão gerada pelos
módulos fotovoltaicos enquanto que a corrente sofre um incremento muito pequeno
que não compensa a perda pela diminuição da tensão. A figura 21 ilustra o efeito da
temperatura sobre a tensão de um módulo fotovoltaico.
24
Figura 21: Curva I-V de um módulo fotovoltaico sob efeito de temperatura [1].
Coeficientes de variação dos parâmetros tensão, corrente e potência pela
variação da temperatura são encontrados nas folhas de dados técnicos fornecidas
pelos fabricantes dos módulos. Sabendo se a temperatura do módulo e o coeficiente,
pode se calcular os valores dos parâmetros em determinada temperatura.
Temperatura nominal de operação – NOCT
Como na maioria dos casos, as condições-padrão de ensaio não representam
condições reais, as normas definem uma temperatura nominal para a operação das
células dos módulos. Essa temperatura nominal é obtida quando o módulo é exposto
em circuito aberto a uma irradiância de 800W/m² em um ambiente com temperatura do
ar a 20°C e sofrendo ação do vento incidindo com velocidade de 1m/s. Esta
temperatura também é muitas vezes encontrada nas folhas dos dados técnicos dos
módulos, normalmente identificada pela sigla NOCT (Normal Operating Cell
Temperature). Para um módulo com os mesmos coeficientes de temperaturas, quanto
menor o NOCT, melhor o desempenho.[1]
25
3.1.4 - Efeito da Irradiância
A corrente elétrica do sistema fotovoltaico aumenta à medida que a irradiância
solar aumenta. A tensão do módulo não se altera significativamente.
A figura 22 mostra o efeito da irradiância na corrente gerada por um módulo
fotovoltaico.
Figura 22: Curva I-V um módulo fotovoltaico sob efeito de irradiância [1].
3.1.5 - Efeito Sombreamento
Este conceito traduz fundamentalmente que no caso da diminuição de radiação
em um conjunto de células fotovoltaicas ligadas em série, acarretará em uma redução
na corrente, essa redução será propagada para as demais células mesmo que nelas
tenha sido mantida a radiação. Contudo este efeito além da diminuição de potência no
gerador, provoca o risco de danos ao material da célula, com uma intensa produção
de calor no local da placa com sombreamento, podendo inclusive quebrar o vidro ou
algum outro dano, este fenômeno é conhecido como “Ponto quente” ou “Hotspot”.
26
3.1.6 - Diodo de Desvio
Temos como alternativa ao problema de “Pontos quentes” a utilização de um
diodo que funciona como caminho para a corrente, limitando a dissipação de potência
no conjunto de células sombreadas. Os módulos fotovoltaicos já incluem os diodos,
evitando assim que o projetista tenha que se preocupar com a adição deles ao
sistema. A figura 23 mostra o funcionamento do diodo de desvio. A figura 24 mostra o
efeito do diodo de desvio em uma associação série de 4 módulos.
Figura 23: Funcionamento do diodo de desvio [1].
Figura 24: Efeito da utilização do diodo de desvio [1].
27
3.1.7 - Identificação das características elétricas dos módulos
A folha de dados ou catálogos dos módulos fotovoltaicos devem conter todas
as informações técnicas, já na etiqueta do equipamento constam algumas informações
essenciais.
Informações contidas na etiqueta do painel solar:
Nome do fabricante;
Identificação do modelo;
Número de serie;
Tensão máxima do sistema;
Tensão de circuito aberto;
Corrente de curto-circuito;
Tensão de máxima potência;
Corrente de máxima potência;
Potência nas condições padrões de ensaio;
Temperatura nominal da célula nas condições de operação;
Informações adicionais contidas no datasheet do equipamento:
Potência nas condições de operação;
Tensão de máxima potência nas condições de operação;
Corrente de máxima potência nas condições de operação;
Coeficiente de temperatura para tensão;
Coeficiente de temperatura para corrente;
Coeficiente de temperatura para potência;
Dimensões externas;
Peso;
Número de células;
Tecnologia das células;
Desenho indicando as furações;
28
3.2 - Diodo de bloqueio
Tem função de impedir que haja o fluxo de corrente de um conjunto série com
tensão maior para um de tensão menor. Caso o sistema possua armazenamento,
pode ser utilizado para impedir descargas noturnas das baterias.
Figura 25: Diodos de bloqueio em fileiras de módulos fotovoltaicos [1].
Geralmente, para não onerar o projeto, aplica-se diodo de bloqueio para
fileiras, como na figura 25.
A tensão do diodo de bloqueio da fileira deve ser, obrigatoriamente, igual ao
dobro da tensão de circuito aberto (Voc) da fileira sob condições STC.
Durante a operação do sistema fotovoltaico, a corrente da fileira flui através do
diodo de bloqueio da fileiras o que provoca perdas de potência nos diodos de 0,5 a 2,0
% e que resulta na queda de tensão nos terminais do diodo de 0,5 a 1,0 V.
Dissipadores de calor podem ser necessários para não prejudicar o funcionamento
dos diodos de bloqueio e são acoplados nos próprios diodos.
3.3 - Fusíveis de proteção da série fotovoltaica
Têm como função a proteção do fluxo de corrente de um conjunto série com
tensão maior para um com tensão menor. Devem ser dimensionado para correntes
menores que a corrente reversa suportável pelo módulo.
Os fusíveis devem ser para corrente contínua e apresentar alta durabilidade,
apropriado para operações em sistemas fotovoltaicos. Eles são instalados nas saídas
29
de cada série tanto no polo positivo quando no polo negativo. Este tipo de proteção
pode substituir o diodo de bloqueio, já que o mesmo apresenta um alto índice de
falhas. A figura 26 mostra a instalação do diodo de fileira em um arranjo fotovoltaico.
Figura 26: Utilização de fusível de fileira em um arranjo fotovoltaico [10] .
3.4 - Disjuntores
Os disjuntores são dispositivos utilizados para proteção contra curto circuito ou
sobrecarga. Eles são projetados para suportar uma determinada corrente elétrica, de
modo que caso ocorra um pico de corrente ou mesmo um curto circuito que eleve
consideravelmente a corrente acima do limite suportado por esse, o mesmo
interrompe o circuito, protegendo todos os elementos que componham esse circuito,
após sanado esse sinistro o disjuntor pode ser rearmado para a continuidade do
funcionamento deste circuito.
Estes dispositivos atuam como chaves e podem ser usados manualmente
como seccionadores para eventuais manutenções. Em sistemas fotovoltaicos devem
ser instalados disjuntores CC para proteção de falhas na geração fotovoltaica e
disjuntores CA para a saída do inversor à carga. A figura 27 mostra um disjuntor
bipolar de 16 A, comum no mercado.
30
Figura 27: Disjuntor bipolar de 16 A.
3.5 - Dispositivo de proteção contra surtos (DPS)
Dispositivos de proteção contra surtos (DPS) são equipamentos desenvolvidos
com o objetivo de proteger o sistema de sobretensões transitórias causadas por surtos
elétricos. Estes distúrbios são normalmente causados por descargas atmosféricas,
manobras de rede e liga/desliga de grandes máquinas.
Os DPS devem ser instalados nos lados CC e CA do sistema fotovoltaico que
por estarem geralmente em partes externas de edifícios, residências e construções
estão sujeitos a descargas atmosféricas. A instalação elétrica do local deve se seguir
as normas da NBR 5410, para perfeita proteção do sistema fotovoltaico e de toda
instalação elétrica. Para microgeração no entanto o seu uso não é obrigatório e fica a
critério do projetista. A figura 28 mostra um DPS que pode ser encontrado no
mercado.
Figura 28: DPS da marca Tramontina.
31
3.6 - Inversor
O inversor é o equipamento que realiza a transformação de corrente contínua
gerada pelo arranjo fotovoltaico para corrente alternada. Os inversores conhecidos
como Grid-Tie ou Grid-Conected são para SFCR, já os inversores autônomos ou
Stand-alone são feitos para SFI e existem também os inversores híbridos, para
sistemas fotovoltaicos com armazenamento de energia e conectado à rede.
Os inversores para SFCRs , por serem sincronizados com a rede elétrica,
possuem uma exigência maior em relação à qualidade de seus parâmetros do que os
inversores autônomos.
Os inversores Grid-Tie , em sua maior parte, efetuam um algoritmo MPPT (
Maximum Power Point Tracker ) ou, em Português, SPPM ( Seguidor do ponto de
máxima potência) nas suas entradas CC como forma de melhorar a eficiência do
inversor.
O algoritmo do MPPT está ligado à associação do ponto de máxima potência
com a tensão de máxima potência. Quando o MPPT verificar que a potência está do
lado direito do ponto de máxima potência da curva PV, figura 29, ele irá diminuir a
tensão para tentar ficar mais próximo do ponto de máxima potência e quando estiver
do lado esquerdo ele irá aumentar a tensão para que fique próximo do ponto de
máxima potência. O MPPT estará sempre guardando o valor anterior para comparar
com o atual e com isso alterando o ciclo de trabalho do conversor CC para a regulação
da tensão.
Figura 29: Curva P-V e o ponto de máxima potência.
32
Os inversores para SFCRs, por serem sincronizados com a rede elétrica,
possuem uma exigência maior em relação à qualidade de seus parâmetros do que os
inversores autônomos. Eles devem ser dimensionados de acordo com as
características elétricas de entrada, incluindo tensão máxima, corrente máxima,
potência máxima e faixa de operação do MPPT. Deve-se respeitar a regulamentação
da Aneel e as normas da ABNT.
Os inversores podem ser fabricados com transformador ou sem. O
transformador isola os circuitos CC e CA o que gera maior proteção, por outro lado
agrega peso, volume e maiores perdas. Os inversores sem transformador possuem
maior eficiência e podem conter dispositivos de proteção adicionais.
Os critérios de qualidade de um inversor são:
Operação em uma faixa ampla de tensão de entrada;
Boa regulação na tensão da saída;
Alta eficiência na conversão;
Forma de onda senoidal com baixo conteúdo harmônico;
Baixa emissão de ruído sonoro;
Grau de proteção IP adequado ao tipo de instalação;
Tolerância aos surtos de partida das cargas a serem alimentadas;
Alta confiabilidade e baixa manutenção;
Garantia de pelo menos 2 anos;
Proteção contra alta temperatura
Ajuste do ponto operacional do inversor ao MPPT do gerador fotovoltaico
33
3.7 - Sistema de Aterramento
O aterramento do SF é utilizado para a proteção contra surtos e correntes de
curto circuito, que percorrem o caminho de menor impedância para terra a fim de que
a energia seja dissipada. O sistema pode utilizar o mesmo sistema de aterramento das
cargas para o aterramento do lado CC. Recomenda se, também o aterramento das
estruturas metálicas dos módulos fotovoltaicos. A figura 30 ilustra o aterramento dos
módulos fotovoltaicos
Figura 30: Aterramento dos módulos fotovoltaicos [10].
3.8 - Dispositivo de seccionamento visível (DSV)
O dispositivo de seccionamento visível (DSV) consiste em uma chave
seccionadora abrigada em uma caixa de proteção, nos padrões da Light SESA,
utilizada para desconexão do sistema gerador para eventuais manutenções. O DSV
deverá ser instalado após a caixa de medição, na entrada, conforme o diagrama
unifilar da figura 31.
34
Figura 31: Diagrama unifilar de instalação com DSV [11].
A chave seccionadora deve possuir indicação em Português de liga e desliga e
características elétricas compatíveis com a microgeração.
A caixa para abrigo da chave seccionadora deve ter grau de proteção mínimo
IP 54 e pode ser metálica ou polimérica. A imagem 32 mostra a caixa de proteção e
seus requisitos de instalação.
35
Figura 32: Caixa de proteção de chave seccionadora no padrão LIGHT SESA [11].
1. Placa de aviso de segurança ;
2. Placa de identificação da instalação (a ser fornecida pela LIGHT SESA) ;
3. Janela protetora de policarbonato permitindo a visualização do posicionamento da
chave seccionadora ;
4. Dispositivo mecânico de bloqueio (a ser fornecido pela LIGHT SESA);
Opcionalmente, o acessante poderá instalar caixa que possua acionamento
externo, entretanto, para esse caso, a caixa deverá possuir elemento que permita a
instalação de dispositivo mecânico de bloqueio padrão Light SESA e possuir grau de
proteção mínimo igual à IP65 [11].
3.9 - Medidor Bidirecional
Em um SFCR, que é a base deste projeto, deve existir um medidor bidirecional
que deve diferenciar a energia elétrica ativa consumida da rede e a energia elétrica
ativa injetada na rede. Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a
distribuidora é responsável por adquirir e instalar o sistema de medição, sem custos
para o acessante no caso de microgeração distribuída, assim como pela sua operação
e manutenção, incluindo os custos de eventual substituição.
36
4 – REGULAMENTAÇÕES E NORMAS
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) criou a regulamentação para
o sistema de compensação de energia elétrica e os Procedimentos de Distribuição de
Energia elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST), que são normas técnicas e
operacionais que auxiliam o projeto e instalação de SFCRs.
A micro e a minigeração distribuída consistem na produção de energia elétrica
a partir de pequenas centrais geradoras que utilizam fontes renováveis de energia
elétrica ou cogeração qualificada, conectadas à rede de distribuição por meio de
instalações de unidades consumidoras.
Para efeitos de diferenciação, a microgeração distribuída refere-se a uma
central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 75
quilowatts (kW), enquanto que a minigeração distribuída diz respeito às centrais
geradoras com potência instalada superior a 75 kW e menor ou igual a 5 megawatt
(MW).
A a Resolução Normativa nº 724/2016 da ANEEL foi essencial para regularizar
os sistemas de compensação de energia elétrica, que permite que a energia produzida
por uma micro ou minigeração seja injetada na rede da distribuidora.
Quando a energia injetada na rede for maior que a consumida, o consumidor
receberá um crédito em energia (kWh) a ser utilizado para abater o consumo em outro
posto tarifário (para consumidores com tarifa horária) ou na fatura dos meses
subsequentes. Os créditos de energia gerados continuam válidos por 60 meses.
Há ainda a possibilidade de o consumidor utilizar esses créditos em outras
unidades previamente cadastradas dentro da mesma área de concessão e
caracterizada como autoconsumo remoto, geração compartilhada ou integrante de
empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras (condomínios), em local
diferente do ponto de consumo.
De acordo com o artigo 7º desta resolução, o valor da fatura é a diferença
positiva entre a energia consumida e a injetada, considerando-se também eventuais
créditos de meses anteriores, sendo que caso esse valor seja inferior ao custo de
disponibilidade, para o caso de consumidores de baixa tensão, o qual é o caso do
projeto, será cobrado o custo de disponibilidade.
37
4.1 – Impostos
4.1.1 – ICMS
O Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS é um tributo
Estadual aplicável à energia elétrica. Com respeito à micro e minigeração distribuída, é
importante esclarecer que o Conselho Nacional de Política Fazendária – CONFAZ
aprovou o Convênio ICMS 6, de 5 de abril de 2013, estabelecendo que o ICMS
apurado teria como base de cálculo toda energia que chega à unidade consumidora
proveniente da distribuidora, sem considerar qualquer compensação de energia
produzida pelo microgerador. Com isso, a alíquota aplicável do ICMS incidiria sobre
toda a energia consumida no mês.
Após interações da Agência com o Ministério da Fazenda, Ministério do
Planejamento, Orçamento e Gestão, Ministério de Minas e Energia e com o Congresso
Nacional, o Conselho Nacional de Política Fazendária - CONFAZ publicou o Convênio
ICMS 16, de 22/4/2015, que revogou o Convênio ICMS 6/2013 e autorizou as
unidades federadas a conceder isenção nas operações internas relativas à circulação
de energia elétrica, sujeitas a faturamento sob o sistema de compensação de energia.
Dessa forma, nos Estados que aderiram ao Convênio ICMS 16/2015, o ICMS incide
somente sobre a diferença entre a energia consumida e a energia injetada na rede no
mês.
Para aqueles Estados que não aderiram ao novo Convênio, mantém-se a regra
anterior, na qual o ICMS é cobrado sobre todo o consumo, desconsiderando assim a
energia injetada na rede pela micro ou minigeração. O estado do Rio de Janeiro aderiu
o convênio. [12]
38
4.1.2 - PIS/COFINS
Com relação à apuração do Programa de Integração Social - PIS e da
Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS, não existia até
outubro de 2015 uma legislação ou orientação da Receita Federal esclarecendo como
deveria ser realizada a cobrança para os casos de micro e minigeração distribuída.
No entanto, com a publicação da Lei nº 13.169/2015, de 6/10/2015, resultado
de várias gestões da ANEEL junto ao Ministério de Minas e Energia e ao Ministério de
Planejamento, Orçamento e Gestão, a incidência do PIS e COFINS passou a
acontecer apenas sobre a diferença positiva entre a energia consumida e a energia
injetada pela unidade consumidora com micro ou minigeração distribuída. Tendo em
vista que o PIS e a COFINS são tributos federais, a regra estabelecida pela lei vale
igualmente para todos os Estados do país. [12]
4.2 - Requisitos de acesso
O módulo 3 ( Acesso ao sistema de distribuição ) do PRODIST , após a revisão
7 e em vigência após 01/06/2017, estabelece as condições de acesso e define os
requisitos de projeto, as informações, os dados e a implementação da conexão para
micro e minigeração distribuída.
4.2.1 - Condições de projeto
A tabela 1 simplifica o entendimento dos equipamentos de proteção necessários para
cada tipo de geração.
39
Tabela 1: Proteções necessárias aos níveis de geração elétrica [13].
EQUIPAMENTO
Potência instalada
Menor ou igual a
75 kW
Maior que 75 kW
e menor ou igual
a 500 kW
Maior que 500 kW
e menor ou igual
a 5 MW
Elemento de
desconexão (i) Sim Sim Sim
Elemento de Interrupção
(ii) Sim Sim Sim
Transformador de
acoplamento (iii) Não Sim Sim
Proteção de sub e
sobretensão Sim (iv) Sim (iv) Sim
Proteção de sub e
sobrefrequência Sim (iv) Sim (iv) Sim
Proteção contra
desequilíbrio de corrente Não Não Sim
Proteção contra
desbalanço de tensão Não Não Sim
Sobrecorrente direcional Não Sim Sim
Sobrecorrente com
restrição de tensão Não Não Sim
Relé de sincronismo Sim (v) Sim (v) Sim (v)
Anti-ilhamento Sim (vi) Sim (vi) Sim (vi)
Medição
Sistema de
medição
bidirecional
Medidor 4
quadrantes
Medidor 4
quadrantes
Notas:
i ) DSV , Chave seccionadora.
ii ) Elemento de interrupção automático acionado por proteção para microgeradores
distribuídos e por comando e/ou proteção para minigeradores distribuídos.
40
iii ) Transformador entre a unidade consumidora e rede de distribuição.
iv ) Não é necessário relé de proteção específico, mas um sistema eletroeletrônico que
detecte tais anomalias e que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação
do elemento de interrupção. O inversor deve conter esses sistemas de proteção.
v ) Não é necessário relé de sincronismo específico, mas um sistema eletroeletrônico
que realize o sincronismo com a frequência da rede e que produza uma saída capaz
de operar na lógica de atuação do elemento de interrupção, de maneira que somente
ocorra a conexão com a rede após o sincronismo ter sido atingido. O inversores atuais
realizam essa função de forma automática.
vi ) A proteção de anti-ilhamento deve garantir a desconexão física entre a rede de
distribuição e as instalações elétricas internas à unidade consumidora, incluindo a
parcela de carga e de geração, sendo vedada a conexão ao sistema da distribuidora
durante a interrupção do fornecimento. Esta proteção está presente no inversor.
Como pode ser observado nas notas acima, grande parte das proteções estão
inseridas nos inversores. A ANEEL informa que o acessante deve apresentar
certificados atestando que os inversores foram ensaiados e aprovados conforme
normas técnicas brasileiras ou normas internacionais, ou o número de registro da
concessão do INMETRO para o modelo e a tensão nominal de conexão constantes na
solicitação de acesso, de forma a atender aos requisitos de segurança e qualidade
estabelecidos [13].
4.2.2 - Condições de acesso
A seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST estabelece os procedimentos para
acesso de micro e minigeração distribuída ao sistema de distribuição, os quais serão
detalhados a seguir.
Para que a central geradora seja caracterizada como micro ou minigeração
distribuída, são obrigatórias as etapas de solicitação e de parecer de acesso. A
solicitação de acesso é o requerimento formulado pelo acessante (consumidor), e que,
uma vez entregue à acessada (distribuidora), implica a prioridade de atendimento, de
acordo com a ordem cronológica de protocolo.
41
A solicitação de acesso deve conter o Formulário de Solicitação de Acesso
para micro e minigeração distribuída, disponíveis nos Anexos II, III para microgração, e
IV para minigeração, da seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST, determinados em
função da potência instalada da geração.
O formulário específico para cada caso deve ser protocolado na distribuidora,
acompanhado dos documentos pertinentes, não cabendo à distribuidora solicitar
documentos adicionais àqueles indicados nos formulários padronizados.
Caso a documentação esteja incompleta, a distribuidora deve, imediatamente,
recusar o pedido de acesso e notificar o acessante sobre todas as informações
pendentes, devendo o acessante realizar uma nova solicitação de acesso após a
regularização das pendências identificadas.
Em resposta à solicitação de acesso, a distribuidora deverá emitir o parecer de
acesso, que é um documento formal obrigatório apresentado pela acessada, sem ônus
para o acessante, em que são informadas as condições de acesso e os requisitos
técnicos que permitam a conexão das instalações do acessante com os respectivos
prazos.
No caso de ser necessária alguma obra para atendimento, o parecer de acesso
deve também apresentar o orçamento da obra, contendo a memória de cálculo dos
custos orçados, do encargo de responsabilidade da distribuidora e da eventual
participação financeira do consumidor.
O prazo máximo para elaboração do parecer é de 15 dias para microgeração e
de 30 dias para minigeração. Esses prazos são dobrados caso haja necessidade de
obras de melhorias ou reforços no sistema de distribuição acessado.
Deve-se destacar que compete à distribuidora a responsabilidade pela coleta
das informações das unidades geradoras junto aos micro e minigeradores distribuídos
e envio dos dados à ANEEL para fins de Registro.
Após receber o parecer de acesso, o acessante poderá iniciar a instalação e
tem o prazo de 120 dias para solicitar a vistoria. A disitribuidora sendo solicitada tem 7
dias para realizar a vistoria e caso haja pendências a concessionária tem até 5 dias
para entregar um relatório. O acessante pode estipular o prazo para regularizar as
pendências. Com a aprovação, a distribuidora tem até 7 dias para adequação do
sistema de medição e início do sistema de compensação de energia, liberando a
microgeração ou minigeração distribuída para sua efetiva conexão.
42
A Figura 33 ilustra as etapas e prazos do procedimento de acesso que devem
ser seguidos pelo consumidor (destacados em azul) e pela distribuidora (destacados
em vermelho).
Figura 33: Etapas e prazos do procedimento de acesso [12].
5 – O PROJETO
O projeto envolve o dimensionamento de todos os componentes presentes na
instalação do sistema fotovoltaico, adequação ao espaço físico e análise financeira
para o consumidor.
5.1 - Avaliação do espaço para instalação
O local onde será feito a instalação do projeto é um imóvel comercial de dois
andares, localizado no bairro de Rocha Miranda, na cidade do Rio de Janeiro. O
pequeno prédio tem sua estrutura superior composta por laje, está situado em uma
área residencial e não possui sombreamento por casas vizinhas. A área disponível
para os módulos fotovoltaicos é de 157,92 m². A figura 34, a seguir, mostra a área
disponível, com a indicação do norte.
43
Figura 34: Área disponível para instalação dos módulos fotovoltaicos.
5.2 - Energia ativa a ser gerada
O consumidor é de baixa tensão e possui entrada trifásica em 220V/127V. Ao
realizar uma média do consumo em 1 ano, o consumo médio mensal é de
aproximadamente 1000 kWh. O custo de disponibilidade para unidade consumidora do
grupo B (baixa tensão), trifásico é de 100kWh e deve ser aplicado quando o consumo
medido for menor que este valor. Com isso temos que a energia a ser gerada pelos
painéis fotovoltaicos é de aproximadamente 900 kWh por mês e 10800 kWh por ano.
5.3 - Avaliação do potencial energético solar
O valor da irradiação solar incidente em um plano orientado na direção do
Equador e com uma inclinação igual a latitude local permite calcular a energia elétrica
que pode ser convertida por um sistema fotovoltaico fixo instalado nessas condições.
Existem bancos de dados e satélites confiáveis que estimam a radiação solar
no local desejado e podem ser consultados pela internet, como o programa SunData
desenvolvido pelo CEPEL, o programa SWERA e o satélite SSE da NASA , entre
outros.
44
Para obter dados para cálculo do projeto, comparamos os valores de irradiação
para o local que possui latitude de 22,852° e longitude de 43,341°, através dos
programas SunData e SWERA. A tabela 2, informa os valores de irradiação solar
média no plano horizontal e no plano com inclinação igual à latitude.
Tabela 2: Irradiação solar média no plano horizontal e inclinado pelos programas SWERA [3] e
SunData [14].
Irradiação Solar SWERA SunData
Plano horizontal 5,116 kWh/m².dia 4,66 kWh/m².dia
Plano inclinado 5,518 kWh/m².dia 4,89 kWh/m².dia
Para que não ocorra um subdimensionamento, serão utilizados os dados
solarimétricos do programa SunData.
5.4 – Dimensionamento
5.4.1 - Módulo Fotovoltaico
Os módulos solares de filmes finos possuem uma boa relação de custo
benefício quando o local de instalação é suficientemente grande e seu custo de
instalação é alto devido à sua baixa eficiência, logo não é indicado para este projeto.
O módulo de silício monocristalino possui a eficiência mais alta e custo de
instalação menor, por outro lado o seu preço é alto.
Os módulos de silício policristalino possuem uma eficiência que se aproxima
dos módulos de silício monocristalino com valor de venda menor. Atualmente são os
módulos fotovoltaicos mais comercializados, o que facilita a escolha de outros
componentes e manutenções mais baratas. Portanto, a melhor relação custo benefício
para este sistema é a utilização de módulos de silício policristalino.
45
Entre os módulos com essa característica, presentes no mercado, o escolhido
foi o da marca Canadian Solar , modelo CS6U-320P. A escolha desse painel levou em
consideração o respaldo desta empresa no mercado, a confiabilidade do módulo que
possui 10 anos de garantia de fabricação e 25 anos para queda de até 20% de
eficiência, além de possuir selo do INMETRO e certificados para as principais normas
europeias, americanas e em todo o mundo. A figura 35 mostra o módulo fotovoltaico
de 320 Wp da Canadian Solar.
A folha de dados do módulo se encontra no anexo I e em condições padrão de
ensaio, suas características técnicas são:
Potência de pico: 320 W
Eficiência: 16,46%
Tensão de circuito aberto: 45,3 Vcc
Corrente de curto circuito: 9,26 A
Tensão de máxima potência: 36,8V
Corrente de máxima potência: 8,69 A
Tensão máxima em sistema fotovoltaico: 1500 Vcc
Corrente máxima em sistema fotovoltaico: 15 A
Moldura: Alumínio
Dimensões (cm) : 4 x 99,2 x 196 (altura x largura x profundidade)
Área do módulo: 1,9443 m²
Peso: 22,4 kg
46
Figura 35: Módulo fotovoltaico da Canadian Solar CS6U-320P.
5.4.2 - Arranjo Fotovoltaico
Para dimensionar o arranjo fotovoltaico, utilizaremos o cálculo através do
método das Horas de Sol Pleno (HSP) e correção de potência por fator de
temperatura. Existem outros métodos para dimensionamento dos módulos fotovoltaico
mas optou-se por este devido à sua praticidade.
Considera-se que não há sombreamento por parte de outras estruturas no local
de instalação, os painéis serão instalados com inclinação de 23° e voltados para
direção norte.
A energia ativa a ser produzida pelos painéis é de 900 kWh/mês ou 30.000
Wh/dia.
As Horas de Sol Pleno (HSP) são medidas em horas e correspondem à
quantidade de horas de um dia em que a radiação solar é igual a 1000 W/m². Portanto,
como a irradiação no plano inclinado é de 4,89 kWh/m².dia temos:
HSP = 4,89 kWh/m².dia / 1000W/m² = 4,89 Horas/dia (3)
47
Para estimar a real geração de um módulo fotovoltaico, utilizaremos a
temperatura máxima, em média anual, no Rio de Janeiro, que de acordo com o INMET
é de 29°C. A fórmula a seguir é indicada pelo livro Manual de Engenharia de Sistemas
Fotovoltaicos do CRESESB para calcular a temperatura do módulo:
Tmod = Tamb + Kt x G (4)
Onde:
Tmod (°C) – temperatura do módulo
Tamb (°C) – temperatura ambiente
G (W/m²) – irradiância incidente sobre o módulo
Kt (°C/W.m²) – coeficiente térmico para o módulo, podendo ser adotado o valor padrão
de 0,03 , se não for conhecido.
A irradiância G pode ser obtida dividindo a irradiação diária por 12 horas de
atuação do sol:
G = 4,89 kWh/m².dia / 12h = 407,5 W/m² (5)
Logo,
Tmod = 29 + 0,03 x 407,5 = 41,225 °C (6)
Sabendo a temperatura do módulo, consulta se os coeficientes térmicos do
módulo fotovoltaico, os coeficiente de temperatura do módulo escolhido encontram se
na tabela 3.
Tabela 3: Coeficientes térmicos do painel fotovoltaico Canadian Solar CS6U-320P.
Característica valor
coeficiente de temperatura
para potência - 0,41 % / °C
coeficiente de temperatura
para tensão - 0,31% / °C
Coeficiente de temperatura
para corrente + 0,053% / °C
48
Calcula-se a potência real (Preal) do módulo, utilizando o coeficiente de
temperatura para potência :
Preal = 320W x (100% – 0,41% x 41,225°C) = 320 W x 83,1% = 265,92 W (7)
A potência real gerada por um módulo em horas por dia :
P = HSP x Preal = 4,89h x 265,92 W = 1.300,35 Wh/dia (8)
Para saber a quantidade de módulos deve se dividir a potência a ser gerada
por dia pela potência real gerada por um módulo fotovoltaico.
Número de módulos = 30.000 Wh/dia / 1.300,35 Wh/dia = 23,07 (9)
Portanto de acordo com os cálculos, são necessários 23 módulos fotovoltaicos
para gerar a energia ativa de consumo.
Para se ter uma referência, foi utilizado o programa PVsyst. Os dados de
entrada do sistema foram a geração de energia ativa anual (10.8 MWh/ano), inclinação
do módulo ( 23°), desvio azimutal (11°) e tipo de módulo ( p-Si ). O resultado da
simulação foi de uma potência nominal de 7,1 kWp a ser visto na figura 36. O número
de módulos é de:
N° de módulos= 7,1 kWp / 320 Wp = 22,19 (10)
49
Figura 36: Simulação do projeto no programa PVsyst.
Esta pequena diferença pode ser explicada pela diferença nos dados
soliamétricos escolhidos. No PVsyst, considera se uma radiação diária maior.
Para o projeto serão utilizados 24 módulos fotovoltaicos pois 23 módulos em
série gera uma tensão máxima de circuito aberto de 1041,9 V e os inversores Grid-Tie
encontrados no mercado suportam uma tensão máxima de 1000V, logo, a fim de não
subdimensionar o sistema, ter uma folga no caso de o consumo aumentar e
considerando um queda de eficiência ao longo dos anos, adiciona se um módulo para
realizar uma conexão em paralelo de duas fileiras de 12 módulos em série. A figura 37
mostra a disposição dos painéis solares sobre a laje, direcionados para o Norte, a área
ocupada pelos módulos é de aproximadamente 50m².
50
Figura 37: Disposição dos módulos fotovoltaicos sobre a laje.
5.4.3 - Inversor
O inversor Grid-Tie ou Grid- Connected precisa atender as características
elétricas do arranjo fotovolaico que são:
Potência Nominal: 24 x 320W = 7680 W
Tensão máxima de circuito aberto: 12 x 45,3 V = 543,3 V
Corrente máxima de curto circuito: 2 x 9,26 A = 18,52 A
2 entradas CC, uma para cada fileira CC
Corrente máxima de curto circuito de cada fileira: 9,26 A
O inversor escolhido foi o da marca Fronius, modelo Primo 8.2-1, figura 37. Sua
folha de dados encontra-se no anexo II e suas principais características de entrada
(CC) e saída (CA) estão presentes na tabela 4, a seguir:
51
Tabela 4: Características elétricas de entrada e saída do Inversor Fronius Primo 8.2-1.
ENTRADA SAÍDA
Potência máxima: 8200 W Potência
máxima:
8200
VA
Tensão máxima: 1000 V Frequência: 50 ou
60 Hz
Tensão mínima: 80 V Corrente
máxima: 35,7 A
Conexão CC: 2 Tensão : 220 V
MPPT : 2 Distorção
harmônica : < 5%
Corrente máxima por
conexão: 18 A
Fator de
potência : 0,85
Corrente de curto por
conexão: 27 A
Faixa de tensão do
MPPT:
270V –
800V
Outras características gerais deste equipamento influenciaram na escolha,
como:
Consumo noturno menor que 1 W
Certificados DIN V VDE 0126-1-1/A1, IEC 62109-1/-2, IEC 62116, IEC 61727,
AS 3100, AS 4777-2, AS 4777-3, G83/2, G59/3, CEI 0-21, ABNT NR 16149,
INMETRO
Grau de proteção IP 65
Sistema de resfriamento
Faixa de temperatura: -40°C à 50°C
Interfaces inteligentes via WLAN ,USB
Garantia de 5 anos
Este inversor não possui transformador porém não necessita de proteções
adicionais pois o equipamento possui proteção de sub e sobretensão, sub e
sobrefrequência, anti-ilhamento, elemento de desconexão, elemento de interrupção e
52
certificados por testes do INMETRO. As fileiras dos módulos fotovoltaicos em série
não precisam de diodos de bloqueio ou fusíveis de fileira pois o inversor já os protege.
A corrente de saída do inversor é calculada em função da potência nominal do
sistema gerador e não da potência nominal do gerador.
Ica = 7680 W / 220 V = 34,91 A
A figura 38 mostra o modelo do inversor escolhido.
Figura 38: Inversor Fronius Primo 8.2-1.
5.4.4 - Cabeamento do lado CC
Para dimensionamento dos cabos que conduzem a corrente contínua de cada
fileira considera se uma corrente admissível 25% superior a corrente de curto-circuito
como fator de segurança, através da norma europeia IEC 60364-7-712.
I = 1,25 x 9,26 A = 11,575 A (11)
53
A partir desta corrente, consulta se as tabelas de cabo da NBR 5410. Para um
condutor de cobre com isolação em PVC, a seção mínima do fio é de 1 mm², que
suporta até 14 A.
Para se ter maior eficiência no cálculo dos cabos deve se levar em conta a
distância das fileiras até o ponto de conexão do inversor, pois devido à resistência do
cobre há queda de tensão. Para efeito de projeto, é desejável uma queda de tensão
de até 3% para a distância de 10 metros. De acordo com a tabela de queda de tensão
e levando em consideração a potência nominal de 444V, e potência nominal de 3840
W, o fio mais indicado é o de 4 mm². De acordo com as tabelas da NBR 5410, o
condutor de 4mm² conduz até 42 A.
5.4.5 - Cabeamento do lado CA
Para dimensionamento dos cabos que conduzem a corrente alternada na saída
do inversor considera se uma corrente admissível 25% superior a corrente de curto-
circuito como fator de segurança, através da norma europeia IEC 60364-7-712.
I = 1,25 x 34,91ª = 43,64 A (12)
A partir desta corrente, consulta se as tabelas de cabo da NBR 5410. Para um
condutor de cobre com isolação em PVC, a seção mínima do fio é de 10 mm², que
suporta até 57 A.
Para se ter maior eficiência no cálculo dos cabos deve se levar em conta a
distância da saída inversor até o medidor bidirecional, pois devido à resistência do
cobre há queda de tensão. Para efeito de projeto, é desejável uma queda de tensão
de até 3% para a distância de 2 metros. De acordo com a tabela de queda de tensão e
levando em consideração a potência nominal de 220V, e potência nominal de 7680 W,
o fio 10 mm² nessas condições possui uma perda de no máximo 1% de tensão.
5.4.6 - Disjuntores CC e CA
Esta instalação deve conter dois disjuntores CC, um em cada fileira série dos
módulos fotovoltaicos e um disjuntor CA na saída do inversor. A norma ABNT NBR
5410 estabelece o seguinte critério para dimensionamento do disjuntor:
[15] (13)
54
Onde:
IB = corrente de projeto do circuito.
IN = corrente nominal do disjuntor.
IZ = corrente de condução do cabo.
A corrente nominal dos disjuntores CC deve ser escolhida entre 8,69 A e 42 A.
Como para requisito de proteção não se deve ter uma corrente muito acima da
corrente nominal de projeto, optou se pelo disjuntor CC de 10 A, 440 V, bipolar da
marca TOMZN, figura 39.
Figura 39: Disjuntor de corrente contínua de 10 ampères do fabricante TOMZN.
A corrente nominal dos disjuntores CA deve ser escolhida de 34,91 A até 57 A.
A saída do inversor é monofásica em 220V, logo o disjuntor deve ser bipolar. Como
para requisito de proteção não se deve ter uma corrente muito acima da corrente
nominal de projeto, optou se pelo disjuntor CA de 40 A, bipolar da marca
Eletromar,figura 40.
Figura 40: Disjuntor tripolar de 40 ampères do fabricante Eletromar.
55
5.4.7 - DPS
Tendo em vista o local não ter histórico de descargas atmosférias, já possuir
DPS na entrada da rede elétrica e visando redução de custo do projeto, optou se por
não incluir DPS na instalação.
5.4.8 - DSV
A chave seccionadora deverá ter capacidade de condução e abertura
compatível com a potência da Microgeração. A chave seccionadora deve suportar a
condução da corrente nominal de saída do inversor de 34,91 A. A chave seccionadora
escolhida é da marca NHS, bipolar de 40 A, com grau de proteção IP 67. Este modelo
pode ser instalado em caixa para acionamento externo, pois permite instalação de
dispositivo mecânico de bloqueio padrão LIGHT SESA e grau de proteção superior ao
IP 65. A figura 41 mostra a chave seccionadora escolhida.
Figura 41: Chave seccionadora fabricada pela NHS com dispositivo mecânico de bloqueio e
montado em caixa metálica.
56
5.4.9 – Suporte para módulos fotovoltaicos
Os suportes para associações de módulos fotovoltaicos devem atender a
especificação do projeto e possuir inclinação de 23°. Os materiais utilizados devem
resistir a corrosão e efeitos do clima. As imagens da figura 42 ilustram o tipo de
estrutura a ser utilizado no projeto.
Figura 42: Suporte para instalação de módulos fotovoltaicos feito de alumínio.
6 - ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA E FIANCEIRA
Este capítulo tem por finalidade realizar um levantamento do custo total da
instalação fotovoltaica e analisar a viabilidade econômica e financeira do projeto,
levando em consideração a degradação dos componentes, manutenções e vida útil do
sistema. Como não há como prever o futuro econômico irá se utilizar um cenário
conservador como exemplo de cálculo.
6.1 - Levantamento de preço do SFCR
A partir do dimensionamento dos equipamentos do projeto e considerando que
todos os produtos são comercializados no mercado brasileiro, realiza se a cotação dos
preços de instalação e serviço, bem como dos equipamentos do SFCR. A tabela 5
mostra os valores levantados.
57
Tabela 5: Levantamento de preço da instalação.
Equipamento Modelo Quantidade Valor
Unitário Valor Total
Módulo fotovoltaico Canadian Solar CS6U-
320P 24
R$
780,00
R$
18.720,00
Inversor Fronius Primo 8.2-1 1 R$
12.746,87
R$
12.746,87
DSV (40 A) NHSNH40/O.VA-PL -
montada em caixa metálica1
R$
1.032,00
R$
1.032,00
Disjuntor CA Eletromar -Bipolar - 40A 1 R$
54,90
R$
54,90
Disjuntor CC TOMZN CC -Bipolar- 10A 2 R$
59,90
R$
119,80
Suporte para
módulos fotovoltaicos
SSM Renováveis -
Estrutura para 24 módulos
de 320 Wp com inclinação
de 23°
1 R$
6.079,00
R$
6.079,00
Cabo flexível 4 mm 40 R$
1,66
R$
66,40
Cabo flexível 10 mm 6 R$
4,59
R$
27,54
Instalação/Projeto 1 R$
12.790,00
R$
12.790,00
SOMA
R$
51.636,51
58
6.2 - Levantamento dos gastos do consumidor com a conta de energia
O levantamento de gastos com a conta de luz foi feito ao longo do um ano a
partir do mês de Maio de 2016, a tabela 6 mosta o consumo de energia e os valores
das contas referentes aos meses indicados.
Tabela 6: Levantamento dos gastos com a conta de luz.
Meses Consumo ( kWh ) Valor da Conta
mai/16 1058 R$ 897,04
jun/16 737 R$ 632,09
jul/16 943 R$ 802,12
ago/16 956 R$ 812,85
set/16 1067 R$ 904,47
out/16 996 R$ 841,97
nov/16 915 R$ 698,52
dez/16 998 R$ 755,51
jan/17 1233 R$ 926,75
fev/17 1048 R$ 845,13
mar/17 1276 R$ 1.102,56
abr/17 900 R$ 824,44
SOMA 12127 R$ 10.043,46
MÉDIA 1010,58 R$ 836,96
6.3 - Considerações de degradação do sistema, manutenção e aumento
de tarifas
Para cálculos mais precisos e eficientes dos indicadores de viabilidade
financeira, deve se levar em consideração fatores que geram gastos no futuro como a
manutenção do SFCR, aumento das tarifas de energia e perda de eficiência dos
módulos fotovoltaicos.
59
O levantamento da Energia produzida pelos painéis ao longo dos anos leva em
consideração a degradação dos mesmos e a perda de eficiência. Módulos
fotovoltaicos de boa fabricação garantem uma perda máxima de eficiência de 20% ao
longo de 25 anos, resulta em 0,8% de perda por ano. Este valor será utilizado como
base.
A manutenção de um sistema fotovoltaico conectado à rede bem planejado,
não gera um custo alto. Basicamente as manutenções se concentrarão em limpezas
dos módulos, que podem ser feitas pelo próprio usuário. Por outro lado, o inversor
possui uma vida útil de aproximadamente metade da vida útil dos módulos
fotovoltaicos e a aquisição de outro inversor deve estar prevista na manutenção. De
acordo com a tabela 5, o valor do inversor corresponde a 24,34% do custo total do
SFCR e dividido por 25 anos corresponde a 0,977% ao ano. Com isso, o custo de
manutenção estipulado é de aproximadamente 1% por ano sobre o custo total do
SFCR.
Os reajustes anuais das tarifas de energia são difíceis de se estimar, devido ao
seu valor depender de diversas variáveis como condições favoráveis de clima para
produção de energia, custos de distribuição de energia , entre outros. A ANEEL é o
órgão responsável controlar o aumento das tarifas. Para estimar o valor do reajuste
médio, realizou se uma consulta dos reajustes anuais da Light nos últimos anos,
mostrados na tabela 7.
Tabela 7: Reajustes anuais tarifário da Light [16][17].
Ano
Reajuste
Anual
Tarifário
2009 5,65%
2010 6,99%
2011 6,57%
2012 10,77%
2014 19,23%
2015 16,78%
2016 -12,25%
Média 7,68%
60
Devido a instabilidade dos últimos reajustes, não há como se ter uma previsão
e com isso para base de cálculo utiliza-se como exemplo um cenário conservador com
uma taxa de reajuste tarifário de 5% ao ano.
6.4 - Indicadores de viabilidade econômica
6.4.1 – Payback
O Payback é o período de tempo necessário para que se obtenha retorno de
todo o investimento feito em alguma aplicação. Esse termo é muito utilizado para
aplicações elétricas e de eficiência energética para analisar a sua viabilidade
econômica.
Payback = n, tal que ∑ (14)
Em que:
n – Número de anos;
FCn – Fluxo de caixa do ano de referência;
Io – Investimento inicial;
Para calcular o Payback, utiliza se a tabela 8 com as premissas feitas na
secção 6.3 para se obter mais precisão e segurança, os resultados serão divulgados
no capítulo 7.
6.4.2 - Valor presente líquido ( VPL )
O VPL é utilizado em estudo de viabilidades de projetos. Ele calcula o valor
atual de todos os fluxos de caixa, considerando as taxas da secção 6.3. Como
qualquer investimento, que só gera fluxo de caixa futuro, é preciso atualizar esse valor
para cada um desses fluxos e com isso compará-los com o valor do investimento. No
caso do valor do investimento ser inferior do ao valor atual dos fluxos de caixa, o VPL
é positivo, significando rentabilidade positiva para o investimento.
VPL = ∑ , (15)
61
Em que:
FC0 = I0 = Investimento inicial, negativo;
TMA = Taxa mínima de atratividade;
A taxa mínima de atratividade representa o mínimo de retorno que o executor
do projeto de investimento, seja a empresa ou o investidor, deseja obter. Foi escolhido
uma TMA de 15% .
6.4.3 - Taxa interna de retorno
A TIR representa a taxa de desconto que irá igualar, em um determinado
tempo, o valor presente das entradas com as saídas previstas de caixa, ou seja
igualando o VPL à zero. Esta taxa é amplamente usada para análise de investimentos,
em que o quanto maior for a diferença entre a TIR e a TMA, mais atrativo será o
investimento. Ela pode ser calculada através da seguinte equação:
0 = ∑ (16)
6.5 – Cálculos e resultados
Para cálculo dos indicadores de investimento, utiliza se a tabela 8 com as premissas
feitas nas secções 6.3 e 6.4 para se obter mais precisão e segurança.
Tabela 8: Fluxos de caixa previstos ao longo de 25 anos .
Ano Eficiência dos
Módulos
Geração Anual
com perdas
(kWh)
Valor da
tarifa de
Energia
(R$ / kWh)
Economia Anual Custo de
manutenção Fluxo de Caixa
Fluxo de Caixa
acumulado
0 100,00% 11391,0555 0,8475 R$ 9.153,22(i) R$ - R$ 9.153,22 -R$ 42.483,29
1 99,20% 11299,9271 0,8899 R$ 9.610,88(i) R$ 144,58 R$ 9.466,29 -R$ 33.017,00
2 98,40% 11208,7986 0,9344 R$ 10.091,42(i) R$ 185,89 R$ 9.905,53 -R$ 23.111,47
3 97,60% 11117,6702 0,9811 R$ 10.595,99(i) R$ 225,79 R$ 10.370,21 -R$ 12.741,26
62
4 96,80% 11026,5417 1,0302 R$ 11.125,79(i) R$ 265,68 R$ 10.860,11 -R$ 1.881,15
5 96,00% 10935,4133 1,0817 R$ 11.682,08(i) R$ 305,57 R$ 11.376,51 R$ 9.495,35
6 95,20% 10844,2848 1,1358 R$ 12.266,18(i) R$ 345,47 R$ 11.920,72 R$ 21.416,07
7 94,40% 10753,1564 1,1925 R$ 12.823,63 R$ 385,36 R$ 12.438,27 R$ 33.854,34
8 93,60% 10662,0279 1,2522 R$ 13.350,70 R$ 425,26 R$ 12.925,45 R$ 46.779,78
9 92,80% 10570,8995 1,3148 R$ 13.898,43 R$ 465,15 R$ 13.433,27 R$ 60.213,06
10 92,00% 10479,7711 1,3805 R$ 14.467,54 R$ 505,05 R$ 13.962,50 R$ 74.175,55
11 91,20% 10388,6426 1,4495 R$ 15.058,82 R$ 544,94 R$ 14.513,88 R$ 88.689,43
12 90,40% 10297,5142 1,5220 R$ 15.673,07 R$ 584,84 R$ 15.088,23 R$ 103.777,66
13 89,60% 10206,3857 1,5981 R$ 16.311,08 R$ 624,73 R$ 15.686,35 R$ 119.464,02
14 88,80% 10115,2573 1,6780 R$ 16.973,72 R$ 664,62 R$ 16.309,10 R$ 135.773,12
15 88,00% 10024,1288 1,7619 R$ 17.661,85 R$ 704,52 R$ 16.957,33 R$ 152.730,44
16 87,20% 9933,0004 1,8500 R$ 18.376,35 R$ 744,41 R$ 17.631,93 R$ 170.362,38
17 86,40% 9841,8720 1,9425 R$ 19.118,14 R$ 784,31 R$ 18.333,84 R$ 188.696,22
18 85,60% 9750,7435 2,0397 R$ 19.888,18 R$ 824,20 R$ 19.063,98 R$ 207.760,20
19 84,80% 9659,6151 2,1416 R$ 20.687,43 R$ 864,10 R$ 19.823,33 R$ 227.583,53
20 84,00% 9568,4866 2,2487 R$ 21.516,87 R$ 903,99 R$ 20.612,88 R$ 248.196,41
21 83,20% 9477,3582 2,3612 R$ 22.377,55 R$ 943,88 R$ 21.433,67 R$ 269.630,08
22 82,40% 9386,2297 2,4792 R$ 23.270,50 R$ 983,78 R$ 22.286,72 R$ 291.916,80
23 81,60% 9295,1013 2,6032 R$ 24.196,80 R$ 1.023,67 R$ 23.173,13 R$ 315.089,93
24 80,80% 9203,9728 2,7333 R$ 25.157,56 R$ 1.063,57 R$ 24.093,99 R$ 339.183,92
25 80,00% 9112,8444 2,8700 R$ 26.153,90 R$ 1.103,46 R$ 25.050,43 R$ 364.234,35
Nota:
(i) O consumo anual considerado é de 12000 kWh porém o fator de
disponibilidade cobrado na conta de luz é de 1200 kWh anuais, logo os
valores de geração superiores a 10800 kWh não foram considerados,
em sua totalidade, no cálculo do fluxo de caixa, somente 10800 kWh.
63
Os resultados dos indicadores obtidos através do cálculo do Microsoft Excel são:
Payback de aproximadamente 5,5 anos ;
VPL no valor de R$ 26.837,11 ;
TIR de 21,67%
7- CONCLUSÃO
Este trabalho apresentou um projeto de um sistema de microgeração
fotovoltaica conectada à rede com o objetivo de economizar financeiramente
investindo em uma fonte de energia renovável. O projeto teve como objetivo
dimensionar o sistema fotovoltaico para a máxima economia de energia e mostrar a
viabilidade financeira do SFCR.
Inicialmente, foi mostrado a evolução da energia fotovoltaica no mundo e o
potencial crescimento para os próximos anos. Em seguida, foram apresentados
conhecimentos teóricos necessários para um projeto de microgeração fotovoltaica
conectada à rede. Posteriormente, uma análise das regulamentações e exigências da
ANEEL para projeto e instalação do sistema.
A partir do acesso ao consumo local, foi realizado um dimensionamento da
quantidade de módulos necessários a serem adaptados ao local de instalação bem
como a adaptação à conexão necessária ao inversor. Com as características elétricas
definidas, os equipamentos restantes foram dimensionados.
Por último, uma análise financeira de todo o custo do sistema fotovoltaico e
obtenção de parâmetros de análise de investimento que mostraram a viabilidade do
projeto, com o retorno de investimento no quinto ano e taxa interna de retorno em
21,67% ao ano, superior à taxa mínima estipulada em 15%. Este projeto mostra que
apesar de ser um investimento alto, a utilização da energia fotovoltaica pode ser
vantajosa financeiramente, além de ser uma energia limpa e beneficiar o meio
ambiente.
Este projeto servirá de referência aos alunos de Engenharia da UFRJ
(Universidade Federal do Rio de Janeiro) e, de outras Universidades.
64
8- REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Janeiro, Agosto 2004.Disponível em:
http://www.cresesb.cepel.br/publicacoes/download/Manual_de_Engenharia_FV_2004.
[2] EXAME , EDITORA ABRIL. “Energia Solar pode ultrapassar a expansão recorde de
2016”. 30 de Maio de 2017. Disponível em:
http://exame.abril.com.br/economia/energia-solar-pode-ultrapassar-expansao-global-
recorde-de-2016/
[3] SWERA – Solar and Wind Energy Resource Assessment. Disponível em:
https://maps.nrel.gov/swera
[4] Novo notícias. “Energia solar tem crescimento de 300% em 2016 no Brasil”. 12 de
Fevereiro de 2017. Disponível em:
https://www.novonoticias.com/economia/energia-solar-tem-crescimento-de-300-em-
2016-no-brasil
[5]Portal Solar. “ A melhor direção do painel solar fotovoltaico”. Disponível em:
http://www.portalsolar.com.br/a-melhor-direcao-do-painel-solar-fotovoltaico.html
[6]Sunflower. Tipos de células fotovoltaicas. Disponível em:
http://www.sunflower-solar.com/index.php?act=attach&attach_id=2943
[7]Energiatecsolar. Painel solar de Silício cristalino. Disponível em:
http://energiatecsolar.com.br/author/aloisio/page/3/#sthash.zjU4YMf8.dpbs
[8]ENEL Soluções. “Tudo sobre energia: Painéis solares filme fino e solar híbrido”.
Disponível em:
http://www.enelsolucoes.com.br/blog/2016/04/tudo-sobre-energia-paineis-solares-
filme-fino-e-solar-hibrido/
[9]Blog Energheia Frangerini .Disponível em:
http://energheia-frangerini.blogspot.com.br/2011/07/stringhe-fotovoltaiche-in-silicio.html
[10] SANTANA , Felippe. “Projeto de um sistema de geração fotovoltaica para a
ufrj”.Disponível em: http://monografias.poli.ufrj.br/monografias/monopoli10011855.pdf
65
[11] LIGHT – Normas técnicas para geração de energia alternativa. 13 de Dezembro
de 2012. Disponível em:
http://www.light.com.br/Repositorio/Recon/energia_alternativa_12_12_12.pdf
[12] ANEEL - “Cadernos temáticos ANEEL –Micro e minigeração distribuída”, 2ª
Edição. Maio de 2016. Disponível em:
http://www.aneel.gov.br/documents/656877/14913578/Caderno+tematico+Micro+e+Mi
nigera%C3%A7%C3%A3o+Distribuida+-+2+edicao/716e8bb2-83b8-48e9-b4c8-
a66d7f655161
[13] PRODIST – Módulo 3. “Acesso ao sistema de distribuição” . Disponível em:
http://www.aneel.gov.br/documents/656827/14866914/PRODIST-
M%C3%B3dulo3_Revis%C3%A3o7/ebfa9546-09c2-4fe5-a5a2-ac8430cbca99
[14] CRESESB. Potencial solar- SunData. Disponível em:
http://www.cresesb.cepel.br/index.php?section=sundata&
[15] ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas, “NBR 5410”.
[16] LIGHT –Reajustes e revisões tarifárias. Disponível em:
http://ri.light.com.br/ptb/reajustes-e-revisoes-tarifarias
[17] LIGHT – ANEEL. Disponível em:
http://ri.light.com.br/ptb/5839/2016%2010%2031%20Comunicado_Reajuste%20Tarifari
o%202016%20vf.pdf
66
Anexo I – Folha de dados do módulo fotovoltaico Canadian
Solar CS6U-320P.
67
68
Anexo II – Datasheet do inversor Fronius Primo 8.2-1.
69
70
