ENVELOPAMENTO DE EDIFICAÇÕES COM TECNOLOGIAS...

UNIVERSIDADE TECNOLÓGICA FEDERAL DO PARANÁ

DEPARTAMENTO ACADÊMICO DE CONSTRUÇÃO CIVIL

CURSO DE ENGENHARIA CIVIL

LEONARDO BUENO

ENVELOPAMENTO DE EDIFICAÇÕES COM TECNOLOGIAS DE

APROVEITAMENTO DE ENERGIA FOTOVOLTAICA: ESTUDO DE

CASO PARA O CÂMPUS CURITIBA – SEDE ECOVILLE DA UTFPR

TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

CURITIBA

2015

LEONARDO BUENO

ENVELOPAMENTO DE EDIFICAÇÕES COM TECNOLOGIAS DE

APROVEITAMENTO DE ENERGIA FOTOVOLTAICA: ESTUDO DE

CASO PARA O CÂMPUS CURITIBA - SEDE ECOVILLE DA UTFPR

Trabalho de Conclusão de Curso de

Graduação, apresentado à disciplina de

Trabalho de Conclusão de Curso 1, do

Curso de Engenharia Civil, do

Departamento Acadêmico de Construção

Civil – DACOC, da Universidade

Tecnológica Federal do Paraná – UTFPR,

como requisito parcial para obtenção do

título de Bacharel em Engenharia Civil.

Orientador: Prof. Dr. Ivan Azevedo Cardoso

CURITIBA

2015

Sede Ecoville

Ministério da Educação

UNIVERSIDADE TECNOLÓGICA FEDERAL DO PARANÁ

Campus Curitiba – Sede Ecoville

Departamento Acadêmico de Construção Civil

Curso de Engenharia de Produção Civil

FOLHA DE APROVAÇÃO

ENVELOPAMENTO DE EDIFICAÇÕES COM TECNOLOGIAS DE APROVEITAMENTO DE ENERGIA FOTOVOLTAICA: ESTUDO DE CASO PARA O CÂMPUS CURITIBA – SEDE ECOVILLE DA

UTFPR

Por

LEONARDO BUENO

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Engenharia Civil,

da Universidade Tecnológica Federal do Paraná, defendido e aprovado em 03

de dezembro de 2015, pela seguinte banca de avaliação:

__________________________________ ___

Prof. Orientador – Ivan Azevedo Cardoso, Dr. UTFPR

__________________________________ ___ Prof. Eloy Fassi Casagrande Junior, Dr.

UTFPR

___________________________________ _____ Profa. Clarice Farian de Lemos, Dra.

UTFPR

UTFPR - Deputado Heitor de Alencar Furtado, 4900 - Curitiba - PR Brasil

www.utfpr.edu.br [email protected] telefone DACOC: (041) 3373-0623

OBS.: O documento assinado encontra-se em posse da coordenação do curso.

http://www.utfpr.edu.br/

mailto:[email protected]

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RESUMO

BUENO, Leonardo. Envelopamento de edificações com tecnologias de

aproveitamento de energia fotovoltaica: estudo de caso para o Câmpus Curitiba

- Sede Ecoville da UTFPR. 2015. 118 f. Trabalho de Conclusão de Curso

(Graduação: Bacharelado em Engenharia Civil) – Departamento Acadêmico de

Construção Civil, Universidade Tecnológica Federal do Paraná. Curitiba, 2015.

Este trabalho tem como objetivo analisar o desempenho e a viabilidade financeira de

algumas tecnologias recentes que transformam energia solar em fotovoltaica,

instaladas em elementos das construções que não são usualmente utilizados como

suporte ou substrato das mesmas no Brasil, tais quais fachadas e janelas. Para tanto,

foram realizados levantamentos sobre o mercado fotovoltaico atual e sobre as

perspectivas futuras. Foi levantado o estado-da-arte em sistemas fotovoltaicos que

exploram novas possibilidades para a energia fotovoltaica nas edificações e foi

proposta uma configuração de sistema fotovoltaico para o melhor aproveitamento da

incidência solar nas paredes laterais de uma das edificações do Câmpus Curitiba –

Sede Ecoville da UTFPR, em comparação com as tradicionais propostas para

telhados, visando melhorar a sustentabilidade do Câmpus.

Palavras-chave: Energia fotovoltaica. Sistemas fotovoltaicos. Sustentabilidade na

construção. Sistemas fotovoltaicos integrados em edificações.

ABSTRACT

BUENO, Leonardo. Buildings envelope with photovoltaic energy technologies:

UTFPR Curitiba Campus – Ecoville branch case study. 2015. 118 p. Trabalho de

Conclusão de Curso (Graduação: Bacharelado em Engenharia Civil) – Departamento

Acadêmico de Construção Civil, Universidade Tecnológica Federal do Paraná.

Curitiba, 2015.

This paper aims to analyze performance and financial viability of some recent

technologies that transform solar energy into PV, installed in building elements that are

not usually used as a support or substrate for that in Brazil, such facades and windows.

To this end, surveys about current PV market and future prospects were made. State-

of-the-art in photovoltaic systems that explore new possibilities for photovoltaics in

buildings was exposed, and a configuration of PV system for the better use of solar

incidence on sidewalls of UTFPR Curitiba Campus – Ecoville branch buildings was

proposed, aiming to improve sustainability on Campus.

Keywords: Photovoltaics. Photovoltaic systems. Sustainability in building construction.

Building Integrated Photovoltaics.

LISTA DE ILUSTRAÇÕES

Figura 1 - Evolução de capacidade instalada e energia gerada a partir da geração

solar .......................................................................................................................... 18

Figura 2 - Mapa das oportunidades do mercado fotovoltaico entre países com altas

taxas de irradiação solar ........................................................................................... 21

Figura 3 - Ilustrações dos ângulos representando a posição do Sol em relação ao

plano horizontal e da orientação de uma superfície inclinada em relação ao mesmo

plano ......................................................................................................................... 27

Figura 4 – Representação das componentes direta, difusa e refletida (albedo) da

radiação solar ............................................................................................................ 28

Figura 5 - Relação entre AM e o ângulo incidente do Sol ......................................... 30

Figura 6 - Esquema de associação de células fotovoltaicas em módulos e da

associação de módulos em strings e arrays.............................................................. 33

Figura 7 - Sistema fotovoltaico isolado conectado a baterias e a um gerador .......... 33

Figura 8 - Sistema fotovoltaico conectado à rede pública com feed-in tariff ............ 34

Figura 9 – Sistema fotovoltaico conectado à rede pública com net metering ............ 34

Figura 10 – Sistema fotovoltaico conectado à rede pública com baterias como

backup ....................................................................................................................... 35

Figura 11 - Sistema de revestimento de fachadas da Solar Century ........................ 36

Figura 12 - Sistema de revestimento de fachadas da Soltecture .............................. 37

Figura 13 - Sistema de revestimento de fachadas da Ruuki ..................................... 37

Figura 14 - Sistema de revestimento de fachadas da Ertex Solar............................. 38

Figura 15 - Sistema de revestimento de fachadas da Bisem .................................... 39

Figura 16 - Sistema de revestimento de fachadas da MGT-esys .............................. 39

Figura 17 - Sistema de fachadas semitransparentes da Schott Solar ....................... 40

Figura 18 - Sistema de fachadas semitransparentes da Solar Nova ......................... 40

Figura 19 - Sistema de persianas fotovoltaicas da Colt International ........................ 41

Figura 20 - Modelo para a obtenção de estimativas do fluxo de radiação solar ........ 44

Figura 21 – Representação do Núcleo de uma sombra e da penumbra interferindo

em um módulo fotovoltaico........................................................................................ 46

Figura 22 – Solar Pathfinder, instrumento popular em países do Hemisfério Norte

para a análise de sombras no local de instalação dos sistemas fotovoltaicos .......... 47

Figura 23 – SunEye 210 Shade Tool, instrumento popular em países do Hemisfério

Norte para a análise de sombras no local de instalação dos sistemas fotovoltaicos 47

Figura 24 – Simulação do Ecotect Analysis para a posição do Sol e sombras

produzidas pela própria estrutura às 15h do dia 1º de janeiro .................................. 48

Figura 25 – Exemplo de influência da disposição dos módulos fotovoltaicos na

quantidade de módulos sombreados ........................................................................ 49

Figura 26 - Perda de potência dos sistemas fotovoltaicos com diferentes concepções

de interconexão e quantidade de módulos sombreados ........................................... 49

Figura 27 - Valores de PR para sistemas fotovoltaicos instalados em diferentes anos

.................................................................................................................................. 50

Figura 28 - Utilização do software Google Earth na determinação da latitude e

longitude do local de instalação do sistema fotovoltaico ........................................... 52

Figura 29 - Utilização do software Google Earth na determinação do desvio azimutal

da edificação (deslocamento com relação ao Norte Geográfico) .............................. 53

Figura 30 - Aba "Project" do Ecotect Analysis, em que informa-se dados como

latitude, longitude, fuso horário local, desvio com relação ao Norte geográfico,

altitude e tipo do terreno ............................................................................................ 54

Figura 31 - Ferramenta Weather Manager para criação, conversão e gerenciamento

de arquivos de dados climáticos. .............................................................................. 55

Figura 32 - Exemplo de croqui do local de instalação do sistema fotovoltaico .......... 56

Figura 33 - Principais tipos de módulos classificados por tecnologia das células

fotovoltaicas .............................................................................................................. 58

Figura 34 - Conceito de módulos inversores ............................................................. 60

Figura 35 - Conceito de inversores multistring com múltiplos reguladores de ponto de

potência máxima ....................................................................................................... 61

Figura 36 - Efeito das sombras na produção energética em módulos de filme fino e

em módulos de silício cristalino ................................................................................. 62

Figura 37 - Medidor de distância à laser utilizado nas medições em campo ............ 64

Figura 38 - Edificação distante passível de produzir sombras nas fachadas

estudadas .................................................................................................................. 64

Figura 39 - Materiais diversos escorados em uma das fachadas do Bloco B ........... 65

Figura 40 - Abrangência das sombras ao longo do dia com menor elevação do Sol 68

Figura 41 - Comparação entre a sombra real e a simulada no Ecotect Analysis ...... 69

Figura 42 - Interferência da sobra de um elemento adjacente à edificação, com

influência em vários módulos simultaneamente ........................................................ 70

Figura 43 - Distribuição da irradiação acumulada anual na fachada Norte do Bloco B,

com a escala de cores variando entre a irradiação nula e máxima ........................... 71

Figura 44 - Distribuição da irradiação acumulada anual na fachada Sul do Bloco B,


Figura 45 - Distribuição da irradiação acumulada anual na fachada Oeste do Bloco

B, com a escala de cores variando entre a irradiação nula e máxima ...................... 72

Figura 46 - Distribuição da irradiação acumulada anual na fachada Leste do Bloco B,


Figura 47 - Diagrama esquemático da pressão do vento atuando em telhados........ 75

Figura 48 - Caracterização dos tipos de terreno ....................................................... 76

Figura 49 - Disposição dos módulos fotovoltaicos para a fachada Norte do Bloco B 78

Figura 50 - Disposição dos módulos fotovoltaicos para a fachada Oeste do Bloco B

.................................................................................................................................. 80

Figura 51 - Disposição dos módulos fotovoltaicos para a fachada Sul do Bloco B ... 81

Figura 52 - Disposição dos módulos fotovoltaicos para a fachada Leste do Bloco B 82

Figura 53 - Disposição dos módulos fotovoltaicos para os telhados do Bloco B ....... 83

Figura 54 – Concepção tridimensional do sistema BIPV proposto para as fachadas e

telhado do Bloco B .................................................................................................... 84

Figura 55 – Concepção tridimensional do sistema BIPV proposto para as fachadas e

telhado do Bloco B .................................................................................................... 84

Figura 56 - Strings do sistema fotovoltaico proposto identificadas por cores ............ 92

Figura 57 - Rendimento por área para diferentes configurações de superfície e

tecnologias ................................................................................................................ 97

Figura 58 - Distribuição dos custos de um sistema fotovoltaico, por categoria ....... 103

Figura 59 - Projeto arquitetônico do Bloco C do Câmpus Curitiba - Sede Ecoville

(prancha 06). ........................................................................................................... 116


(prancha 07). ........................................................................................................... 117


(prancha 08). ........................................................................................................... 118

LISTA DE GRÁFICOS

Gráfico 1 - Capacidade global instalada de produção de energia fotovoltaica em

2012 .......................................................................................................................... 18

Gráfico 2 - Variação do PIB (%) e variação do consumo de energia (tep) (1998 –

2007) ......................................................................................................................... 20

Gráfico 3 - Diminuição contínua dos preços de sistemas fotovoltaicos ..................... 22

Gráfico 4 - Capacidade de produção dos módulos fotovoltaicos até 2017 (MW; %) . 25

Gráfico 5 - Eficiências de tecnologias fotovoltaicas atuais e projetadas para 2015 .. 25

Gráfico 6 - Perdas por mismatch para diferentes métodos de classificação dos

módulos ..................................................................................................................... 59

Gráfico 7 - Cenários previstos para o sistema fotovoltaico proposto ....................... 104

Gráfico 8 - Fluxo de caixa para o investimento no sistema fotovoltaico proposto ... 105

LISTA DE SIGLAS E ACRÔNIMOS

ABINEE Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica

AM Air Mass

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

BIPV Building-integrated photovoltaics

BAPV Building-applied photovoltaics

C.A. Corrente Alternada

C.C. Corrente Contínua

CGEE Centro de Gestão e Estudos Estratégicos

CIGS Copper Indium Gallium Selenide

CIS Copper Indium Selenide

Copel Companhia paranaense de energia elétrica

CPV Concentrated Photovoltaics

C-Si Crystalline-Silicon

DGS German Solar Energy Society

EPE Empresa de Pesquisa Energética

EPIA European Photovoltaic Industry Association

gCO2e/kWh Gramas de CO2-equivalente por quilowatt-hora

GTES Grupo de Trabalho de Energia Solar

GW Gigawatts

GWh Gigawatt-hora

HCPV High Concentrated Photovoltaic

HSP Horas de Sol Pleno

ICMS Imposto sobre operações relativas à Circulação de Mercadorias

e sobre prestações de Serviços de transporte interestadual,

intermunicipal e de comunicação

INMETRO Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia

IP International Protection

IPI Imposto sobre Produto Industrializado

LCPV Low Concentrated Photovoltaic

LER Leilão de Energia de Reserva

MME Ministério de Minas e Energia

MPPT Maximum Power Point Tracker

OPV Organic Photovoltaic

SEAC Solar Energy Application Centre

SFCR Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede

SPDA Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas

SWERA Solar and Wind Energy Resource Assessment

tep tonelada equivalente de petróleo

TMY Typical Meteorological Year

UTFPR Universidade Tecnológica Federal do Paraná

Wp Watt-pico

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ................................................................................................... 14

2 OBJETIVOS ....................................................................................................... 16

2.1 OBJETIVO GERAL.......................................................................................... 16

2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ........................................................................... 16

2.3 JUSTIFICATIVAS ............................................................................................ 16

3 REFERENCIAL TEÓRICO ................................................................................. 18

3.1 MERCADO FOTOVOLTAICO ......................................................................... 18

3.2 IMPORTÂNCIA PARA AS EDIFICAÇÕES PÚBLICAS ................................... 22

3.3 CONCEITOS INICIAIS .................................................................................... 23

3.4 ESPECIFICIDADES DA INSOLAÇÃO ............................................................ 26

3.5 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ....................................................................... 31

3.6 FACHADAS DE PAINÉIS FOTOVOLTAICOS ................................................ 35

4 MATERIAIS E MÉTODOS ................................................................................. 42

4.1 INTRODUÇÃO ................................................................................................ 42

4.2 PERDAS NO SISTEMA FOTOVOLTAICO ...................................................... 42

4.2.1 Influência do Clima ....................................................................................... 42

4.2.2 Influência das Sombras ................................................................................ 45

4.2.3 Perdas Elétricas ........................................................................................... 50

4.3 MODELAGEM DA EDIFICAÇÃO .................................................................... 51

4.4 ANÁLISE DA IRRADIAÇÃO ............................................................................ 56

4.5 MODELAGEM DO SISTEMA FOTOVOLTAICO ............................................. 57

4.5.1 Critérios Iniciais ............................................................................................ 57

4.5.2 Módulos Fotovoltaicos .................................................................................. 57

4.5.3 Inversores e Strings ..................................................................................... 58

5 RESULTADOS E DISCUSSÃO ......................................................................... 63

5.1 INTRODUÇÃO ................................................................................................ 63

5.2 MEDIÇÕES E INSPEÇÃO LOCAL .................................................................. 63

5.3 MODELAGEM DA EDIFICAÇÃO .................................................................... 66

5.4 ANÁLISE DAS SOMBRAS .............................................................................. 67

5.5 ANÁLISE DAS IRRADIAÇÕES NAS FACHADAS .......................................... 70

5.6 PROPOSTA DE PAGINAÇÃO DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ............. 73

5.6.1 Considerações Iniciais ................................................................................. 73

5.6.2 Influência das Sombras ................................................................................ 77

5.6.3 Fachada Norte ............................................................................................. 78

5.6.4 Fachada Oeste ............................................................................................. 79

5.6.5 Fachada Sul ................................................................................................. 80

5.6.6 Fachada Leste ............................................................................................. 81

5.6.7 Telhado ........................................................................................................ 82

5.6.8 Proposta Final .............................................................................................. 83

5.7 DIMENSIONAMENTO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO ................................. 85

5.7.1 Painéis Fotovoltaicos ................................................................................... 85

5.7.2 Inversores .................................................................................................... 87

5.7.3 Determinação dos Circuitos ......................................................................... 90

5.8 PRODUÇÃO ENERGÉTICA ANUAL PREVISTA ............................................ 96

5.9 DIMENSIONAMENTO DAS CARGAS ............................................................ 99

5.10 COMPARAÇÃO PRODUÇÃO X DEMANDA ............................................... 101

5.11 VIABILIDADE FINANCEIRA ........................................................................ 102

5.12 SUSTENTABILIDADE ................................................................................. 105

6 CONCLUSÃO .................................................................................................. 107

REFERÊNCIAS ....................................................................................................... 110

ANEXO A ................................................................................................................ 116

14

1 INTRODUÇÃO

A construção civil é uma atividade que impacta diretamente o meio ambiente,

pois envolve o desmatamento e a desapropriação de áreas, a extração de grandes

volumes de matéria-prima da natureza, uma enorme quantidade de entulhos e

resíduos gerados e um alto consumo de energia em seus processos. Nas últimas

décadas, a conscientização a respeito da preservação dos recursos naturais e do

meio-ambiente vem mudando, de tal modo que, desde a Comissão Brundtland

(década de 1980) (AGOPYAN; JOHN, 2011), o tema sustentabilidade assumiu um

importante papel nas discussões e nos estudos da sociedade atual.

Segundo o Relatório Brundtland, entre as medidas necessárias para a

promoção do desenvolvimento sustentável estão a garantia de energia em longo

prazo e a diminuição do consumo e desenvolvimento de tecnologias com uso de

fontes renováveis. Atualmente, a matriz energética brasileira ainda depende de fontes

não-renováveis de energia. Por um lado, 85% da oferta de energia elétrica (fonte

secundária) no país provém de fontes renováveis (hidráulica e eólica), todavia 54%

da produção de energia por fontes primárias (recursos naturais de energia) é originada

de fontes não-renováveis, ou seja, combustíveis fósseis (MME; EPE, 2013a).

O efeito fotovoltaico, descoberto primeiramente em 1839 por Alexandre

Edmond Becquerel (GTES, 2014), proporciona uma fonte de energia que vem se

desenvolvendo ao longo de décadas de estudo e utilização. Nos últimos anos, tem

despontado como uma das mais promissoras fontes de energia renovável, sendo

preferencialmente adotada por importantes países desenvolvidos, casos de

Alemanha, Estados Unidos e Japão (FRAAS; PARTAIN, 2010).

Células fotovoltaicas, responsáveis pela transformação da energia solar em

energia elétrica, estão presentes em dispositivos embarcados, eletrônicos e na

construção civil. Em casas e edificações, são componentes dos painéis fotovoltaicos,

normalmente instalados sobre telhados. No entanto, é crescente a aplicação dos

painéis em substratos alternativos, como fachadas e janelas, com o intuito de

aumentar a produção de energia por área disponível.

Os primeiros painéis fotovoltaicos comerciais voltados à construção civil eram

concebidos com prioridade para a eficiência na transformação energética, sem levar

15

em conta a estética. O fato de terem sido comumente utilizados apenas em uma

pequena área sobre os telhados colaborou para uma certa negligência com relação

ao aspecto visual dos painéis (CHIVELET; SOLLA, 2010, p. 71).

Todavia, a constante necessidade de maiores produtividades, aliada ao

gradual aumento da preocupação arquitetônica, naturalmente estimulou engenheiros

e arquitetos a conceberem sistemas fotovoltaicos em fachadas de edificações, e a

exigirem da indústria o aprimoramento visual dos painéis ofertados. Atualmente,

dezenas de fabricantes disputam o mercado de painéis fotovoltaicos integrados à

arquitetura das construções, cujas técnicas são conhecidas como BIPV (building-

integrated photovoltaics) (CHIVELET; SOLLA, 2010, p. 43).

Recentemente, pesquisadores de diferentes universidades americanas têm

conseguido produzir células fotovoltaicas transparentes com três tecnologias distintas,

possibilitando assim a aplicação de filmes fotovoltaicos em superfícies que

obrigatoriamente devem permitir a passagem de luz visível, como nas janelas

(ANTHONY; LENDINO, 2015; FAN; JAVEY, 2008; STAUFFER, 2015). A própria

produção de filmes fotovoltaicos finos e flexíveis permitiu que a energia solar incidente

em superfícies curvas ou acidentadas também fosse aproveitada.

A adoção de sistemas fotovoltaicos para uso residencial e comercial é

estimulada pela regulamentação da geração distribuída de energia renovável. No

Brasil, esta regulamentação aconteceu através da Resolução Normativa Nº482/2012

da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) (BRASIL, 2012). Com ela, o

microgerador de energia elétrica que utilize fontes renováveis poderá disponibilizar

seu excedente de produção na rede elétrica pública, e ser compensado

financeiramente por isso. Além desta resolução normativa, a energia fotovoltaica vem

conquistando espaço nas prioridades governamentais de investimento em energia,

como se observa no Plano Decenal de Energia 2022 (MME; EPE, 2013b).

Portanto, os recentes avanços no mercado de sistemas fotovoltaicos têm

permitido se vislumbrar um aproveitamento máximo da incidência de energia solar em

edificações. De fato, o retorno financeiro sobre o investimento deve ser considerado

para que tais sistemas se popularizem, e um estudo prévio sobre as áreas das

edificações onde a aplicação de painéis e filmes fotovoltaicos produz resultados

compensatórios se faz necessário.

16

2 OBJETIVOS

2.1 OBJETIVO GERAL

Desenvolver um estudo sobre geração solar fotovoltaica integrada a

edificações urbanas e interligada à rede elétrica.

2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Desenvolver um estudo sobre sistemas fotovoltaicos levantando as

diferenças entre os diversos projetos e configurações;

Fazer um levantamento do Bloco B, do Câmpus Curitiba – Sede Ecoville,

da quantidade de energia elétrica consumida e das características da

edificação;

Dimensionar um sistema fotovoltaico integrado às paredes e janelas,

assim como no telhado do Bloco B, do Câmpus Curitiba – Sede Ecoville,

através do software para simulação de irradiação solar e análise de

sombras Autodesk Ecotect Analysis, fazendo posteriormente uma

comparação técnico-econômica entre os dois;

Avaliar o sistema proposto com relação à sustentabilidade, considerando

as emissões evitadas de gases poluentes e causadores do efeito estufa

na atmosfera;

Avaliar o investimento necessário e a economia na conta de energia

elétrica.

2.3 JUSTIFICATIVAS

A tecnologia fotovoltaica é pouco explorada no Brasil, mas com um mercado

promissor devido aos crescentes estímulos do governo, à queda nos preços dos

componentes fotovoltaicos, e à crescente conscientização da sociedade quanto à

importância da sustentabilidade. A inclusão de uma nova fonte na matriz energética

nacional contribuirá para suprir a crescente demanda por energia no país e será mais

17

uma alternativa às usinas hidrelétricas, que enfrentam dificuldades cada vez maiores

de implantação.

Quando se aborda a questão das áreas ocupadas para a instalação de

sistemas fotovoltaicos, percebe-se uma grande oportunidade econômica para os

governos estaduais e federal. O estudo abordará a viabilidade econômica do

envelopamento de uma edificação com tecnologias de produção de energia

fotovoltaica, almejando cobrir a maior área possível, incluindo a utilização de filmes

fotovoltaicos em fachadas. Com isso, espera-se uma produção superavitária de

energia elétrica pela unidade de consumo. Transportando a possibilidade para

edifícios comerciais e residenciais, concebe-se a produção em áreas privadas e

financiada pelo mercado, em oposição às grandes usinas geradoras de energia, que

demandam expressivos investimentos do Estado.

18

3 REFERENCIAL TEÓRICO

3.1 MERCADO FOTOVOLTAICO

No Brasil, a capacidade total de produção de energia fotovoltaica é estimada

entre 30 e 40 MW (ABINEE, 2012), quantidade irrisória quando comparada às

capacidades de países líderes mundiais de produção, conforme nota-se no Gráfico 1.

Todavia, estudos governamentais apontam para uma capacidade instalada de 1,4

GWp até 2022 (Figura 1), traduzindo o crescimento vertiginoso esperado para o setor.

Gráfico 1 - Capacidade global instalada de produção de energia fotovoltaica em 2012

Fonte: Adaptado de Masson et al. (2013).

Figura 1 - Evolução de capacidade instalada e energia gerada a partir da geração solar

Fonte: MME e EPE (2013b).

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

19

As vantagens advindas da adoção da energia fotovoltaica têm atraído

investimentos massivos para o setor. Desde 2010, foram empregados mais de 500

bilhões de dólares em todo o mundo, sendo, neste período, a energia renovável que

mais recebe investimentos, à frente de outras fontes importantes, como a eólica e a

biomassa (ASPINALL et al., 2014). No mesmo período, o Brasil foi responsável por

irrisórios 0,14 bilhões de dólares investidos em energia solar (ASPINALL et al., 2012,

2013, 2014), mas é citado em análises de entidades mundiais relevantes do setor

como um mercado promissor e em franca expansão, como no relatório “Perspectivas

para o Mercado Global de Energia Fotovoltaica 2013 - 2017”, publicado pela European

Photovoltaic Industry Association (EPIA) (MASSON et al., 2013).

A principal motivação para que o Brasil invista em outras fontes de energia é

a necessidade de diversificação da matriz energética nacional. Atualmente, o país é o

segundo maior produtor de energia hidrelétrica do mundo (MOLLER, 2012). No

entanto, diferentes entidades e representantes do Ministério de Minas e Energia

trabalham com a previsão de crescentes dificuldades na implantação de novos

projetos hidrelétricos, cujo potencial está estimado em 261,4 GW, sendo 43% desse

montante situados na Região Norte (MME; EPE, 2007a).

O crescimento da demanda energética no país está atrelado ao aumento do

Produto Interno Bruto (PIB) previsto para os próximos anos (como ilustra o Gráfico 2).

Este cenário exige a viabilização de fontes alternativas que trabalharão

concomitantemente com as usinas hidrelétricas, e a pressão exercida pela sociedade

para que tais fontes sejam renováveis é cada vez maior.

O consumo de energia é um dos principais indicadores do desenvolvimento econômico e do nível de qualidade de vida de qualquer sociedade. Ele reflete tanto o ritmo de atividade dos setores industrial, comercial e de serviços, quanto a capacidade da população para adquirir bens e serviços tecnologicamente mais avançados, como automóveis (que demandam combustíveis), eletrodomésticos e eletroeletrônicos (que exigem acesso à rede elétrica e pressionam o consumo de energia elétrica) (ANEEL, 2008).

20

Gráfico 2 - Variação do PIB (%) e variação do consumo de energia (tep) (1998 – 2007)

Fonte: ANEEL (2008).

Em um mercado onde as pegadas de carbono das fontes geradoras são

amplamente estudadas e divulgadas, a energia fotovoltaica apresenta bom

desempenho frente às fontes dominantes na matriz energética brasileira. A liberação

de gás carbônico (em gramas de CO2-equivalente por quilowatt-hora de eletricidade

gerada) durante a produção dos painéis fotovoltaicos (72gCO2e/kWh) é bastante

inferior à liberação das centrais termoelétricas movidas a gás (487gCO2e/kWh), óleo

(650gCO2e/kWh) e carvão (870gCO2e/kWh), e maior que a gerada na produção do

concreto utilizado nas construções de centrais hidrelétricas (10–30gCO2e/kWh) (EDF

ENERGY, 2015); Todavia, a pegada de carbono dos sistemas fotovoltaicos se resume

a essa fase, enquanto que nas hidrelétricas há crescentes críticas devido à grande

quantidade de gás metano liberado na atmosfera, por conta da decomposição da

vegetação alagada (COPPE, 2002).

O Brasil tornou-se de fato um mercado promissor para a energia fotovoltaica

após os recentes estímulos ao seu desenvolvimento por parte do governo. É possível

notar a posição de destaque do país (dentre os países que ainda não adotam a

energia fotovoltaica em larga escala) através da Figura 2. Além da Resolução

Normativa ANEEL Nº482/2012 (BRASIL, 2012), entre as principais iniciativas estão:

Isenção de ICMS e Imposto sobre Produto Industrializado (IPI) para

parte dos equipamentos fotovoltaicos (BRASIL, 2011);

Estímulo ao consumo dos sistemas fotovoltaicos, como a implantação

do projeto “120 Telhados Solares” e a contratação de Energia de

Reserva (LER) oriunda de fontes solares (térmicas e fotovoltaicas)

através do leilão A-5 (FREIRE, 2014);

21

Aumento e diferenciação das linhas de crédito para o fomento de

instalações fotovoltaicas em todo o país (MARQUES, 2015);

Inserção da fonte de energia fotovoltaica na Matriz Energética Brasileira

2030 e no Plano Nacional de Energia 2030 (MME; EPE, 2007a, 2007b);

Apoio a estudos que auxiliem na evolução do mercado fotovoltaico

nacional, como a “Análise da Inserção da Geração Solar na Matriz

Elétrica Brasileira” (EPE, 2012), “Energia solar fotovoltaica no Brasil:

subsídios para tomada de decisão” (CGEE, 2010) e “Propostas para

Inserção da Energia Solar Fotovoltaica na Matriz Elétrica Brasileira”

(ABINEE, 2012).

Figura 2 - Mapa das oportunidades do mercado fotovoltaico entre países com altas taxas de irradiação solar

Fonte: Masson et al. (2013).

A queda sistemática dos preços dos sistemas fotovoltaicos também é um fator

de motivação para os investimentos na área. De acordo com o Grupo de Trabalho de

Energia Solar (GTES) (2014), enquanto um watt-pico era vendido em 1970 nos

Estados Unidos e Europa por U$150, ao final de 2013 era comercializado a €0,60/Wp

na Europa, a U$0,65/Wp nos Estados Unidos e menos de R$3/Wp no Brasil. O Gráfico

3 ilustra a queda de preços no mercado alemão no período de 2006 e 2014.

22

Gráfico 3 - Diminuição contínua dos preços de sistemas fotovoltaicos

Fonte: Wedepohl e Spokesman (2011).

3.2 IMPORTÂNCIA PARA AS EDIFICAÇÕES PÚBLICAS

Um importante aspecto da energia fotovoltaica é a sua capacidade de geração

distribuída. Ao contrário de algumas outras fontes de energia renováveis, que exigem

a mobilização de grandes áreas para suas instalações, a fotovoltaica produz energia

em áreas já mobilizadas, agregando outra função aos sistemas de vedação de casas

e edificações – a de substrato dos painéis fotovoltaicos. Com isso, como observa

Rüther (2004), a “geração e consumo de energia têm coincidência espacial,

minimizando assim as perdas por transmissão comuns aos sistemas geradores

centrais tradicionais”. Além disso, segundo o mesmo autor, uma quantidade

considerável das edificações apresenta picos de consumo energético coincidentes

com os picos de produção típicos de sistemas fotovoltaicos (devido à relação entre a

irradiação solar e a necessidade de resfriamento dos ambientes), justificando a

utilização desta fonte.

O estudo da aplicação em edificações públicas se torna importante a medida

que a tecnologia fotovoltaica avança nas estratégias do país para o futuro. Como cita

o relatório da EPE (MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA; EMPRESA DE PESQUISA

ENERGÉTICA, 2014, p. 210), “no caso dos edifícios públicos, avalia-se como um setor

estratégico para a difusão da energia fotovoltaica no país, ao tomar a iniciativa de

integração desta tecnologia em suas instalações, servindo de exemplo à sociedade. ”

O mesmo relatório faz projeções para a geração distribuída fotovoltaica no ano de

23

2050, prevendo que a demanda de eletricidade do poder público seja suprida entre 10

a 18% por energia fotovoltaica. Estádios de futebol importantes, como o Mineirão

(MG), o Maracanã (RJ) e a Arena Pernambuco (PE), já produzem energia fotovoltaica

e estão conectados na rede.

As instalações da UTFPR consomem uma grande quantidade de energia, e o

consumo vem aumentando a altas taxas ao longo dos últimos anos. Somente em

2014, mais de 10,9 GWh de energia foi consumida por todos os campi do Paraná; em

2011, o consumo não chegava a 7 GWh, o que representa um aumento de quase 60%

no consumo de energia elétrica em 3 anos (UTFPR, 2015, p. 187). Em Curitiba, o

consumo atingiu 3,2 GWh em 2014, ou quase 30% de toda a energia elétrica

demandada por todos os 13 campi da UTFPR.

A escolha de um sistema fotovoltaico para uma edificação da UTFPR é

justificada pelas iniciativas bem-sucedidas na área, por intermédio do Escritório Verde,

localizado no Câmpus Curitiba – Sede Centro. Construído no final de 2011, o escritório

opera o primeiro sistema fotovoltaico conectado à rede pública de energia elétrica do

Paraná, apresentando um balanço energético positivo desde que entrou em operação

(URBANETZ; CASAGRANDE; TIEPOLO, 2014). Contando com 10 módulos

fotovoltaicos Kyocera de 210 W de potência nominal e um inversor de 2.000 W

conectado à rede, o sistema é integrado ao conceito de edificação sustentável e

reforça a ideia de que a vanguarda tecnológica tem capacidade de estar com as

universidades. Em 45 meses de operação, este sistema gerou aproximadamente 8,5

MWh de energia (URBANETZ, 2015), o que representa uma economia de R$ 6.650

em energia elétrica para a UTFPR , caso a tarifa adotada seja a mesma descrita na

seção 5.11

3.3 CONCEITOS INICIAIS

Segundo GTES (2014) a energia solar fotovoltaica é definida como “a energia

obtida através da conversão direta da luz em eletricidade (Efeito Fotovoltaico), sendo

a célula fotovoltaica, um dispositivo fabricado com material semicondutor, a unidade

fundamental desse processo de conversão”.

24

Desde 1954, quando a primeira célula fotovoltaica moderna foi produzida nos

laboratórios da Bell Telephone (GTES, 2014, p. 103; MESSENGER; VENTRE, 2003,

p. 15), diversas tecnologias foram empregadas na fabricação de variantes, em busca

de maiores eficiências, maior flexibilidade ou redução de custos de produção.

A primeira geração de células fotovoltaicas é marcada pela tecnologia de

pastilhas de silício cristalino (c-Si) – engloba tanto as de silício monocristalino (m-Si)

quanto as de silício policristalino (p-Si) – em que lâminas deste material contendo

junções p-n produzem corrente quando excitadas por fótons de energia. As células

desta categoria dominam o mercado mundial com mais de 80% de market share, por

possuírem uma tecnologia considerada consolidada, confiável e eficiente, como é

possível observar nos Gráficos 4 e 5 (GTES, 2014).

A segunda geração é formada por tecnologias baseadas em filmes finos de

semicondutores, e inclui as células de silício amorfo (a-Si), telureto de cádmio (CdTe),

disseleneto de cobre e índio (CIS) e disseleneto de cobre, índio e gálio (CIGS). As

vantagens desta categoria consistem na economia de materiais necessários para

produção (o que acarreta em redução de custos) e na flexibilidade de aplicação dos

filmes finos em substratos recurvados ou não-convencionais. Como desvantagens,

cita-se a menor eficiência das células, a baixa disponibilidade na natureza de alguns

metais utilizados, e a toxidade de outros (GTES, 2014; IRENA, 2012).

A terceira geração de células fotovoltaicas ainda se encontra em fase de

pesquisa e desenvolvimento; envolve “células fotovoltaicas multijunção e células

fotovoltaicas para concentração (CPV Concentrated Photovoltaics), células

sensibilizadas por corante (DSSC Dye-Sensitized Solar Cell) e células orgânicas ou

poliméricas (OPV Organic Photovoltaics)” (GTES, 2014). Estas tecnologias prometem

altas taxas de eficiência, e tendem a dominar o mercado caso os altos custos de

produção caiam significativamente nos próximos anos.

25

Gráfico 4 - Capacidade de produção dos módulos fotovoltaicos até 2017 (MW; %)

Fonte: Masson et al. (2013).

Gráfico 5 - Eficiências de tecnologias fotovoltaicas atuais e projetadas para 2015

Fonte: IRENA (2012).

(MW)

26

3.4 ESPECIFICIDADES DA INSOLAÇÃO

O dimensionamento de qualquer sistema fotovoltaico deve priorizar a máxima

conversão de energia solar em energia elétrica. A produção máxima depende, dentre

outros fatores, da disponibilidade da irradiação solar, e da orientação e inclinação dos

módulos fotovoltaicos. Para que a mesma seja atingida, é preciso que os módulos

fotovoltaicos sejam posicionados de forma a alcançar a maior incidência de raios

solares perpendiculares às superfícies dos mesmos. O posicionamento ideal do

módulo deve levar em conta a latitude e longitude do local de instalação do sistema

fotovoltaico, pois essas características determinam o “caminho” do Sol pelo céu

(formando os chamados mapas solares), os ângulos de incidência do Sol e as

superfícies de referência e a quantidade de irradiação diária.

O conhecimento exato da trajetória do sol é importante para o cálculo do valor

da irradiação e da produção do sistema fotovoltaico. O planeta Terra mantém um

movimento elíptico com uma inclinação constante de 23,45° em seu eixo principal.

Essa inclinação é responsável pelas diferenças de posições do Sol durante o ano,

apesentando um ângulo zenital máximo durante o verão e mínimo durante o inverno.

Consequentemente, as horas de irradiação disponíveis durante o verão também serão

maiores que no inverno.

O ângulo de declinação solar é associado com a posição angular do Sol ao

meio dia solar em relação ao plano do Equador. Usando a convenção de que a

declinação solar e a latitude serão positivas ao Norte e negativas ao Sul do Equador,

é possível calcular o ângulo de declinação pela seguinte Equação 1 (MESSENGER;

VENTRE, 2003, p. 26):

𝛿 = 23.45° sin ⌊360(𝑑𝑛−80)

365⌋ Equação 1

Onde dn é o número de dias contados a partir do começo do ano até a data

de interesse. A soma da declinação com a latitude local determina a trajetória do

movimento aparente do Sol para um determinado dia em uma localidade específica

na Terra. Sabendo o local que o sistema fotovoltaico será instalado, são descritas a

seguir as relações geométricas entre os raios solares e a superfície terrestre,

considerando que os raios solares variam de acordo com o movimento aparente do

27

Sol. A Figura 3 mostra detalhes para um dia e uma latitude geográfica específica,

representando os seguintes parâmetros:

Ângulo de incidência (θ): ângulo formado entre os raios do Sol e a

normal à superfície de captação;

Ângulo Azimutal da Superfície (ϒ): ângulo entre a projeção da normal

à superfície no plano horizontal e a direção Norte-Sul. O deslocamento

angular é tomado a partir do Norte. Varia de -180° a 180°, sendo

positivo quando se encontra a esquerda do Norte e negativo quando

se encontra a direita;

Ângulo Azimutal do Sol (ϒs): ângulo entre a projeção dos raios solares

no plano horizontal e a direção Norte-Sul. Obedece às mesmas

condições do ângulo azimutal da superfície;

Altura Solar (α): ângulo compreendido entre os raios do Sol e a

projeção dos mesmos sobre o plano horizontal;

Inclinação da Superfície de Captação (β): ângulo entre o plano da

superfície em questão e o plano horizontal. Varia entre 0° a 90°;

Ângulo Zenital (θz): ângulo formado entre os raios do Sol e a vertical

local (Zênite).

Figura 3 - Ilustrações dos ângulos representando a posição do Sol em relação ao plano horizontal e da orientação de uma superfície inclinada em relação ao mesmo plano

Fonte: GTES (2014, p. 73).

28

Existem ainda outras relações que são importantes para para descrever a

influência dos raios do Sol, como o ângulo horário do Sol (𝜔), definido como o

deslocamento angular Leste-Oeste do meridiano do Sol, a partir do meridiano local.

Quando a radiação solar atinge a atmosfera terrestre, uma parte é absorvida

por elementos da própria atmosfera (como vapor d’agua, dióxido de carbono e

ozônio), outra é refletida de modo difuso e outra alcança diretamente as superfícies

no solo. Apenas uma parcela da radiação solar incide sobre um conversor para a

geração de energia, parcela esta composta por uma componente direta e uma difusa.

Sendo assim, a radiação direta provém diretamente do sol e a difusa é proveniente de

todos as direções depois de sofrer o espalhamento pela atmosfera terrestre. Uma

terceira componente aparecerá se a superfície do conversor estiver inclinada em

relação ao solo, a componente refletida pelo ambiente ao redor. O coeficiente de

reflexão dessas superfícies é conhecido como albedo. A Figura 4 esquematiza as

componentes da radiação solar, enquanto a Tabela 1 apresenta valores típicos de

albedo para diferentes tipos de superfícies.

Figura 4 – Representação das componentes direta, difusa e refletida (albedo) da radiação solar

Fonte: Luque e Hegedus (2011, p. 991).

29

Tabela 1 – Valores de albedo para diferentes superfícies

Superfície Albedo

Gramado 0,18 – 0,23

Gramado seca 0,28 – 0,32

Solo descampado 0,17

Asfalto 0,15

Concreto novo (sem ação de intempéries) 0,55

Concreto (em construção urbana) 0,2

Neve fresca 0,8 – 0,9

Água, para diferentes valores de altura solar

α >45°

α = 30°

α = 20°

α = 10°

0,05

0,08

0,12

0,22

Fonte: GTES (2014, p. 78).

A quantidade de radiação solar que é absorvida ou refletida depende da

espessura da camada atmosférica (padronizada por um coeficiente denominado

Massa de Ar (AM – Air Mass), do ângulo zenital do Sol, da distância Terra-Sol e das

condições atmosféricas e meteorológicas (GTES, 2014). O coeficiente AM é

normalmente comparado com a espessura vertical da camada atmosférica ao nível

do mar, que é referido como AM1. Assim, os valores de AM para altitudes maiores

será menor que uma unidade quando os raios do Sol formam um ângulo vertical com

a superfície e maior que uma unidade caso contrário. Também existe a definição de

AM0, que indica as condições de radiação logo acima da camada atmosférica. O valor

de radiação para AM1 é 1.000 W/m², enquanto que para AM0 é 1367 W/m². A Figura

5 ilustra relação entre AM e o ângulo de incidência do Sol.

30

Figura 5 - Relação entre AM e o ângulo incidente do Sol

Fonte: CRESESB e CEPEL (2008).

É importante definir as diferenças entre radiação, irradiância, irradiação:

Radiação solar é a energia procedente do Sol sob a forma de onda

eletromagnética (GTES, 2014);

Irradiância é a densidade de potência da luz do Sol, o fluxo instantâneo

de potência, medida em W/m² (GTES, 2014);

Irradiação é a densidade de energia da luz do Sol, a integral da

irradiância em um intervalo de tempo, medida em kWh/m² (GTES,

2014).

A irradiância é uma característica elétrica considerada na especificação de

módulos fotovoltaicos. Seu comportamento pode sofrer grandes variações em curtos

intervalos de tempo, principalmente em dias nublados. Assim é útil ignorar esses

efeitos de variações da irradiância a cada instante, levando em conta a totalidade da

energia elétrica convertida em intervalos. Conhecendo a linearidade entre a produção

de energia e irradiância, foi possível criar uma grandeza para expressar o valor

31

acumulado de energia solar ao longo do dia; essa grandeza é chamada de número de

Horas de Sol Pleno (HSP) (GTES, 2014).

O HSP reflete o número de horas em que a irradiância solar deve permanecer

constante e igual a 1 kWh/m². Ele é calculado de tal forma que a energia acumulada

ao longo do dia seja igual a fornecida pelo Sol para AM1 na localidade durante o

número de horas indicado. Para a análise mensal, a irradiação que incide sobre o

módulo fotovoltaico é transformada para seu valor médio diário em kWh/m², seguida

da utilização da grandeza de HSP (GTES, 2014).

Existem dois tipos de condições meteorológicas utilizadas nas especificações

de sistemas fotovoltaicos e seus componentes. A Standard Test Conditions (STC)

considera uma irradiância de 1.000 W/m², AM1.5 e temperatura ambiente de 25ºC,

sendo considerada como um conjunto de condições ideais (e, portanto, distante da

realidade). A Normal Operating Cell Temperature considera uma irradiância de 800

W/m², temperatura ambiente de 20ºC e velocidade média do vento de 1 m/s, se

aproximando mais da realidade enfrentada pelos componentes fotovoltaicos (GTES,

2014).

3.5 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

A Resolução Normativa ANEEL Nº482/2012 estabeleceu conceitos

importantes para o mercado gerador de energia fotovoltaica distribuída no Brasil.

Primeiramente, define quem são considerados micro e minigeradores de energia

distribuída, sendo estes os únicos elegíveis a participarem do sistema de

compensação de energia elétrica:

I - microgeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 100 kW e que utilize fontes com base em energia hidráulica, solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras (Art. 2º, Resolução ANEEL nº482 de 17/05/2012) (BRASIL, 2012).

II - minigeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada superior a 100 kW e menor ou igual a 1 MW para fontes com base em energia hidráulica, solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras (Art. 2º, Resolução ANEEL nº482 de 17/05/2012) (BRASIL, 2012).

32

A resolução também define e regulamenta o sistema de compensação de

energia elétrica, conhecido pelo termo net metering. Este sistema permite que os

micro e minigeradores possam disponibilizar na rede elétrica das concessionárias a

energia excedente que produzirem, para que a mesma esteja disponível aos

consumidores mais próximos, e receberem uma compensação proporcional ao

excesso disponibilizado. As regras do sistema de compensação estabelecem que o

beneficiário dos créditos deve ser o titular da unidade consumidora, e que o prazo

para utilização dos créditos obtidos é de 36 meses.

Com relação aos componentes necessários para o sistema de geração de

energia solar fotovoltaica interligado à rede elétrica, Rüther (2004, p. 16) resume em

módulos fotovoltaicos, inversores, controladores de carga, suporte para fixação dos

módulos, diodos de by-pass e diodos de bloqueio, fusíveis e disjuntores, cabos

elétricos, terminais, proteções contra surtos de tensão e descargas atmosféricas, e

caixas de conexão. Messenger e Ventre (2003, p. 105) introduz o conceito de Balanço

do Sistema (BOS – Balance of System), onde agrupa em uma mesma categoria os

componentes periféricos do sistema, que incluem os suportes para fixação dos

módulos, cabos e seus componentes, protetores de descargas atmosféricas,

conexões de aterramento e compartimentos para baterias.

Como explica Messenger e Ventre (2003, p. 48), as células solares são

conectadas em série-paralelo para produzir potência suficiente para a maioria das

aplicações. A Figura 6 esquematiza como as células são associadas dentro de

módulos fotovoltaicos (tipicamente 36 células conectadas em série), e como os

módulos são associados em série e/ou paralelo. Módulos conectados em série

formam uma string, que pode definir um circuito por si só ou ser associada

paralelamente junto com outras strings, formando um array.

Antigamente, a maior parte dos módulos fotovoltaicos apresentavam tensão

de circuito aberto em torno de 20 V, que era compatível com as baterias de 12 V para

sistemas autônomos, como afirma Rüther (2004, p. 16). Atualmente, em busca de

maiores potências (e eficiências), módulos fotovoltaicos com tensão entre 30 a 40 V

são bem comuns, e existem opções com valores bem maiores. Quanto à potência,

podem apresentar potência nominal na faixa entre poucos watts a mais de 300 watts,

enquanto que a faixa de potência da associação de painéis fotovoltaicos pode

apresentam grande variação.

33

Figura 6 - Esquema de associação de células fotovoltaicas em módulos e da associação de módulos em strings e arrays

Fonte: Messenger e Ventre (2003).

Com relação aos tipos de sistema fotovoltaicos, existem algumas opções

principais disponíveis. A Figura 7 representa um sistema fotovoltaico isolado, em que

não há conexão com a rede pública de energia; neste caso, como a fonte solar só

existe em parte do dia e apresenta certa imprevisibilidade devido às condições

meteorológicas, projeta-se o sistema com reservatórios de energia (baterias) e outras

fontes de energia (geradores).

Figura 7 - Sistema fotovoltaico isolado conectado a baterias e a um gerador

Fonte: Dufresne (2011).

34

A Figura 8 representa um sistema fotovoltaico conectado à rede pública em

que há o sistema de feed-in tariff, ou seja, onde há diferenciação entre o preço cobrado

pela energia consumida e o preço pago pela energia excedente disponibilizada na

rede; essa diferenciação exige dois medidores individuais.

Figura 8 - Sistema fotovoltaico conectado à rede pública com feed-in tariff


Já a Figura 9 representa um sistema fotovoltaico conectado à rede pública em

que há o sistema de net metering, ou seja, o preço a ser cobrado/recebido é calculado

após o balanço entre a energia consumida e ofertada, requerendo assim apenas um

medidor bidirecional.

Figura 9 – Sistema fotovoltaico conectado à rede pública com net metering


A Figura 10 representa um sistema fotovoltaico conectado à rede pública com

net metering e com baterias como backup de energia, ou seja, uma fonte de energia

redundante para o caso de interrupção de fornecimento de energia pela rede pública.

35

Figura 10 – Sistema fotovoltaico conectado à rede pública com baterias como backup


3.6 FACHADAS DE PAINÉIS FOTOVOLTAICOS

São nítidos os recentes avanços na integração entre os sistemas fotovoltaicos

e os sistemas de vedação. Como bem observa Chivelet e Solla (2010), “até muito

recentemente, os módulos fotovoltaicos eram projetados com um único objetivo: a

geração de eletricidade a partir da energia solar”. Não havia preocupação estética –

e, por consequência, aceitação - com os módulos produzidos, de tal modo que os

mesmos eram relegados a áreas menos visíveis das edificações, como os telhados.

Atualmente, existem diversas opções disponíveis com um grande apelo estético, o

que tem fomentado o mercado de BIPV e BAPV em alguns países mais adiantados

na adoção da energia solar (O’CONNOR, 2012). Todavia, em muitos países

importantes para este mercado, incluindo os Estados Unidos, a indústria vem falhando

em conquistar a confiança e atenção dos engenheiros e arquitetos, os maiores

responsáveis pela adoção dos sistemas fotovoltaicos em novos projetos (O’CONNOR,

2012).

Para o aproveitamento da energia solar incidente em fachadas, existem

alguns painéis fotovoltaicos desenvolvidos e comercializados para este fim. O relatório

do Solar Energy Application Centre (SEAC) (SINAPIS; DONKER, 2013) expõe o

estado-da-arte nesta área, parte do qual será listada a seguir.

1. Solar Century, produzido na Inglaterra, utilizando a tecnologia c-Si (Figura 11).

Revestimento de edifícios com estética moderna, podendo ser mais barato do

que outros materiais de revestimento prestigiados, como mármore ou bronze.

36

A Solar Century desenvolveu soluções eficazes para o gerenciamento de cabos

e montagem dos painéis. A montagem em fábrica e a pré-fabricação de

elementos de revestimento pode reduzir o tempo de instalação do sistema.

Figura 11 - Sistema de revestimento de fachadas da Solar Century

Fonte: Sinapis e Donker (2013).

2. Soltecture, produzido na Alemanha, utilizando a tecnologia Copper Indium

Selenide (CIS) (Figura 12). O desenho da edificação permite a mesclagem da

fachada convencional com os módulos de energia fotovoltaica. Os painéis

fotovoltaicos são integrados no revestimento de chapas de papelão ondulado

na horizontal, colocados no exterior oferecer uma dupla função,

proporcionando não apenas energia, mas também uma valorização

arquitetônica. O número de módulos pode ser alterado conforme necessário,

de acordo com a orientação.

37

Figura 12 - Sistema de revestimento de fachadas da Soltecture


3. Ruuki, produzido na Finlândia, utilizando a tecnologia Copper Indium Gallium

Selenide (CIGS) (Figura 13). Painel fotovoltaico de tamanho padrão, permite

uma maior flexibilidade nas opções de design ao ser aplicado por todo o

edifício. Para conseguir uma fachada de vidro unificada, os painéis

fotovoltaicos proporcionam um visual consistente, com soluções

complementares para cantos e aberturas.

Figura 13 - Sistema de revestimento de fachadas da Ruuki


38

4. Extex Solar, produzido na Áustria, utilizando a tecnologia c-Si (Figura 14). A

Ertex Solar oferece fachadas de revestimento e muitas outras soluções BIPV

projetadas para arquitetos que desejam incluir a geração de energia na

envolvente do edifício.

Figura 14 - Sistema de revestimento de fachadas da Ertex Solar


5. Bisem, produzido nos Estados Unidos, utilizando tecnologia c-Si e a-Si (Figura

15). O BISEM-Wall é um chassi de alumínio flexível, que também irá incorporar

perfeitamente vidros eletrocrômicos e com alta resistência térmica. O sistema

pode ser facilmente instalado por qualquer profissional qualificado. Foi

desenvolvido com os padrões de desempenho alemães e com as normas de

construção dos EUA. O sistema utiliza a tecnologia de micro-inversores.

39

Figura 15 - Sistema de revestimento de fachadas da Bisem


6. MGT-esys, produzido na Áustria, utilizando a tecnologia c-Si (Figura 16). A

MGT-esys desenvolveu um revestimento de fachadas com um sistema de

montagem invisível. Em cooperação com os módulos fotovoltaicos de vidro

personalizado, um resultado estético atraente pode ser alcançado. Com o tipo

de fecho do sistema, uma ancoragem mecânica dos elementos de vidro é

assegurada sem suportes externos. Ao combinar várias películas de cor, um

número quase infinito de cores podem ser alcançadas sem deficiência ao efeito

fotovoltaica. O tamanho e a forma dos módulos são adaptados individualmente

para as condições locais.

Figura 16 - Sistema de revestimento de fachadas da MGT-esys


40

7. Schott Solar, produzido na Alemanha, utilizando a tecnologia a-Si (Figura 17).

Os módulos semitransparentes são conhecidos por sua intensidade de luz e

estão disponíveis tanto como vidro laminado de segurança ou vidros para

insolação. Eles proporcionam diversas funcionalidades e oferece todas as

vantagens estruturais e físicas das fachadas de vidro convencionais. Os

módulos podem ser instalados usando uma variedade de sistemas construtivos

para tornarem-se revestimentos das paredes.

Figura 17 - Sistema de fachadas semitransparentes da Schott Solar


8. Solar Nova, produzido na Alemanha, utilizando tecnologia c-Si (Figura 18).

Figura 18 - Sistema de fachadas semitransparentes da Solar Nova


41

9. Colt International, produzido na Inglaterra, utilizando a tecnologia c-Si (Figura

19).

Figura 19 - Sistema de persianas fotovoltaicas da Colt International


42

4 MATERIAIS E MÉTODOS

4.1 INTRODUÇÃO

Os primeiros passos para se alcançar o objetivo deste trabalho incluem a

definição de um método para estimar a energia que estará disponível para o

aproveitamento em forma de energia elétrica, ou seja, é preciso ter uma ideia clara da

irradiação solar que incidirá sobre as superfícies do edifício. GTES considera que,

“nas estimativas de produção de energia elétrica, é útil ignorar os efeitos de variação

da irradiância a cada instante e considerar a totalidade da energia elétrica convertida

em intervalos horários” (GTES, 2014).

Usualmente, o método manual inclui o cálculo da quantidade de HSP

incidente em uma determinada superfície, considerando a localização geográfica, o

azimute e a angulação com que os painéis solares serão instalados. O objetivo de

calcular as HSP é encontrar a energia que efetivamente alcançará as superfícies dos

módulos fotovoltaicos. Por isso, outros fatores, como os dias nublados e chuvosos, a

influência de sombras nos módulos e as perdas elétricas, também precisam ser

analisados. Tais estimativas influenciam consideravelmente o dimensionamento do

sistema fotovoltaico, de tal forma que buscar uma maior precisão nas suas

determinações é essencial. Assim, se torna vital a utilização de softwares que

calculam e integram quantidade de energia incidente nas superfícies dos módulos

fotovoltaicos.

4.2 PERDAS NO SISTEMA FOTOVOLTAICO

4.2.1 INFLUÊNCIA DO CLIMA

De fato, o método mais confiável de medição da radiação solar incidente em

determinada superfície é através da utilização de piranômetros e albedômetros no

local de análise por uma determinada quantidade de anos, de tal modo que se possa

produzir uma série histórica da radiação solar. Estes equipamentos são capazes de

aferir as radiações direta, difusa e o albedo em intervalos de poucos minutos,

conseguindo assim mapear o histórico de irradiação local que considere as influências

43

climáticas. No entanto, o longo intervalo de tempo necessário para a aquisição de

dados com maior confiabilidade e o volume de dados produzido geralmente

inviabilizam a adoção dos mesmos em cada projeto, sendo para este objetivo

utilizados arquivos climáticos.

As estimativas do fluxo de radiação solar utilizadas em projetos de sistemas

fotovoltaicos são fornecidas por arquivos de dados climáticos disponíveis para as

principais cidades do Brasil e do mundo. Estes arquivos determinam o denominado

“Ano Meteorológico Típico” (ou, na língua inglesa, TMY – Typical Meteorological Year)

(GTES, 2014) e são constituídos por “uma compilação de meses sem extremos de

temperatura provenientes de diferentes anos, gerando um ano climático que nunca

existiu, mas que apresenta temperaturas sem extremos para cada mês” (CARLO,

2005). Diferentes arquivos climáticos podem ser encontrados para a mesma cidade,

podendo os mesmos apresentarem dados climáticos conflitantes, dependendo da

confiabilidade da metodologia utilizada na obtenção dos dados.

No Brasil, estabeleceu-se a utilização da base de dados do projeto Solar and

Wind Energy Resource Assessment (SWERA), que utilizou um complexo modelo para

a obtenção de estimativas do fluxo de radiação solar. Os arquivos de dados climáticos

do projeto SWERA são utilizados pelo popular software nacional de simulação de

radiação solar RADIASOL2 (KRENZINGER et al., 2010), assim como são

disponibilizados pelo Departamento de Energia dos Estados Unidos para a utilização

no software EnergyPlus (U.S. DEPARTMENT OF ENERGY, 2015) e, portanto, será o

adotado no presente trabalho. Este modelo de obtenção dos dados climáticos utilizado

no projeto SWERA, representado na Figura 20, incluiu:

O tratamento de dados climatológicos e imagens de satélite para um

intervalo de 10 anos,

A solução de equações que descrevem matematicamente os

processos físicos que ocorrem na atmosfera,

O cálculo das componentes global, direta e difusa do fluxo de radiação

solar,

A validação por meio de comparação com valores medidos em

estações meteorológicas automáticas distribuídas pelo território

brasileiro.

44

Figura 20 - Modelo para a obtenção de estimativas do fluxo de radiação solar

Fonte: Pereira et al. (2006).

45

4.2.2 INFLUÊNCIA DAS SOMBRAS

A interferência de sombras produzidas por elementos adjacentes às

superfícies que receberão os módulos é um fator preponderante para a simulação da

produção energética de um sistema fotovoltaico. Ela pode ser causada, segundo

Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS) (2013), por fatores temporários,

como poeira, folhas, fuligem, excrementos de pássaros e neve, ou por fatores

permanentes, como construções vizinhas, árvores, edifícios altos (mesmo que

distantes) e a própria estrutura que suportará o sistema fotovoltaico. No programa

alemão “1.000 Telhados Solares”, por exemplo, constatou-se que 41% dos sistemas

fotovoltaicos instalados tiveram suas produções energéticas afetadas por sombras,

com perdas estimadas em 10% (DRIF et al., 2008). Em outro estudo, as perdas em

sistemas fotovoltaicos locados próximos a árvores maiores que o nível do telhado

(onde os sistemas foram instalados) ultrapassaram 20% (JAHN; NASSE, 2004).

Enquanto os fatores temporários podem ser minimizados com limpeza e remoção, os

fatores permanentes afetam diretamente o projeto.

A sombra direta nestas superfícies se caracteriza pelo impedimento da

passagem da radiação direta e parte da radiação difusa até o módulo fotovoltaico.

Ainda que a parte da radiação difusa e da radiação refletida (albedo) continuem

incidindo nas placas, a maior parte da energia advém da radiação direta. As sombras

causadas por elementos próximos são formadas por um núcleo e uma penumbra,

como ilustrado na Figura 21. Enquanto a penumbra pode reduzir a energia incidente

nas células em, no máximo, 50%, o núcleo da sombra reduz entre 60 a 80% (DGS,

2013). Os dois tipos de sombra devem ser evitados durante a concepção de um

sistema fotovoltaico, mas DGS (2013) sugere que os elementos causadores de

sombra estejam a uma distância mínima de 108 vezes a sua largura (a fim de evitar a

incidência do núcleo da sombra no módulo), ou que, no mínimo, a largura do núcleo

da sombra incidente no módulo não seja superior à largura da célula fotovoltaica do

módulo (geralmente 10 cm).

46

Figura 21 – Representação do Núcleo de uma sombra e da penumbra interferindo em um módulo fotovoltaico

Fonte: DGS (2013).

Os efeitos das sombras nos sistemas fotovoltaicos dependem de fatores como

o número de módulos sombreados, a interconexão das células fotovoltaicas e diodos

by-pass, o grau de sombreamento, a distribuição espacial e o curso da sombra ao

passar do tempo, a interconexão dos módulos fotovoltaicos e o tipo do inversor (DGS,

2013). Esses efeitos serão considerados no projeto do sistema fotovoltaico proposto,

porém com pesos distintos na proposta final.

Um dos métodos utilizados por profissionais da área é a projeção das sombras

em diagramas solares, com o auxílio de um vidro reflexivo, no local de instalação do

sistema fotovoltaico. Os diagramas resultantes indicam as datas e os horários em que

o ponto estudado estará sombreado por elementos ao seu redor. Alguns dispositivos

modernos utilizam câmeras digitais com lentes especiais ou integração com

softwares, além de considerarem dados climáticos em suas análises. Os dispositivos

mais utilizados são o Solar Pathfinder (Figura 22) e o SunEye Shade Tool (Figura 23),

mas DGS (2013) elenca outras opções disponíveis no mercado.

47

Figura 22 – Solar Pathfinder, instrumento popular em países do Hemisfério Norte para a análise de sombras no local de instalação dos sistemas fotovoltaicos

Fonte: Solar Pathfinder (2015).

Figura 23 – SunEye 210 Shade Tool, instrumento popular em países do Hemisfério Norte para a análise de sombras no local de instalação dos sistemas fotovoltaicos

Fonte: Solmetric (2015).

48

Se por um lado os dispositivos acima citados apresentam como vantagem a

precisão e a simplicidade, por outro lado apresentam como desvantagem a análise

limitada por duas dimensões; para uma análise mais ampla, utiliza-se softwares de

simulação de sombras em 3D. Neste trabalho, será utilizado o software Ecotect

Analysis, uma ferramenta para projetos sustentáveis na construção, que oferece uma

grande variedade de algoritmos de simulação e análise para medir o uso de energia,

emissões de carbono, desempenho térmico, o uso da água, radiação solar, iluminação

natural, sombras, etc. (BUENO et al., 2015).

Para a simulação do comportamento das sombras no Ecotect Analysis, é

necessário informar alguns dados de projeto: longitude e latitude do local onde a

estrutura está locada, offset do eixo principal do software com relação ao Norte

geográfico (desvio azimutal), fuso horário local, altitude e o tipo do terreno local. Após

a modelagem da edificação em 3D no software, é possível simular o comportamento

das sombras para qualquer dia e horário do ano, avaliar os caminhos que percorrerão

ao longo do tempo, quais elementos serão mais ou menos sombreados, e notar os

locais possivelmente adequados para a instalação de módulos fotovoltaicos. A Figura

24 foi extraída do Ecotect Analysis e exemplifica a interação das sombras do Bloco B

da Universidade Tecnológica Federal do Paraná – Sede Ecoville, às 15h do dia 1º de

janeiro.

Figura 24 – Simulação do Ecotect Analysis para a posição do Sol e sombras produzidas pela própria estrutura às 15h do dia 1º de janeiro

Fonte: Autoria própria.

49

A importância da consideração das sombras na disposição dos módulos

fotovoltaicos fica evidente através da investigação de DGS (2013), que analisa o efeito

de módulos sombreados para o sistema no qual estão inseridos, e a influência do tipo

de interconexão entre eles (série ou paralelo). A escolha entre a disposição de

módulos na vertical ou horizontal pode resultar em um menor número de módulos

sombreados, como mostra a Figura 25. Existe uma complexa relação entre a

quantidade de módulos sombreados, a interconexão dos módulos em série ou

paralelo e a queda na potência do sistema fotovoltaico, como explicada por DGS

(2013) e representada na Figura 26. Mas, em linhas gerais, procura-se sombrear a

menor quantidade possível de módulos e paralelizar ao máximo o circuito que se

encontra sobre áreas com alta incidência de sombras, ou, caso a paralelização não

seja possível, adotar a utilização de micro-inversores para o sistema fotovoltaico

proposto.

Figura 25 – Exemplo de influência da disposição dos módulos fotovoltaicos na quantidade de módulos sombreados

Fonte: DGS (2013).

Figura 26 - Perda de potência dos sistemas fotovoltaicos com diferentes concepções de interconexão e quantidade de módulos sombreados

Fonte: DGS (2013).

50

4.2.3 PERDAS ELÉTRICAS

Outra etapa importante para a previsão da quantidade de energia

disponibilizada por um sistema fotovoltaico é a determinação do desempenho do

mesmo, considerando todas as perdas elétricas envolvidas no caminho entre a

produção da energia e o seu consumo. Como cita GTES, este desempenho é

tipicamente medido pelo Performance Ratio (PR), que é definido “como a relação

entre o desempenho real do sistema sobre o desempenho máximo teórico possível”

(GTES, 2014). As perdas elétricas dependem de fatores como a qualidade da

execução das instalações, a qualidade dos materiais empregados, as condições

climáticas locais, a manutenção e conservação dos materiais e o desgaste ao longo

do tempo. Em geral, são adotados valores empíricos para as perdas no sistema.

As perdas de um sistema fotovoltaico são divididas em grupos e associadas

a fatores de redução, que são aplicados ao desempenho teórico para que se possa

calcular a real produção energética. Marion et al. (2005) elenca os principais grupos e

seus respectivos fatores de redução típicos na Tabela 2, sugerindo um fator de

redução típico de 0,804 para STC e 0,731 para NOCT, considerando, portanto, perdas

de 26.9% no sistema. Valores para PR entre 70% e 80% são comumente adotados

para sistemas fotovoltaicos residenciais conectados à rede pública (GTES, 2014).

Todavia, Reich et al. (2012), ao estudar 100 sistemas fotovoltaicos instalados em

diferentes anos, sugere que as taxas de desempenho dos sistemas fotovoltaicos vêm

evoluindo ao longo dos anos (Figura 27), e que, atualmente, um sistema com PR

acima de 84% apresenta um bom desempenho.

Figura 27 - Valores de PR para sistemas fotovoltaicos instalados em diferentes anos

Fonte: Reich et al. (2012).

51

Tabela 2 – Fatores de Redução típicos por tipo de perdas

Item Valor Típico Faixa de Valores

Valor teórico máximo do característico do módulo 1.00 0.85 – 1.05

Degradação inicial induzida pela luz 0.98 0.90 – 0.99

Cabeamento de corrente contínua 0.98 0.97 – 0.99

Diodos e conexões 0.995 0.99 – 0.997

Descasamento entre módulos 0.98 0.97 – 0.985

Inversor 0.96 0.93 – 0.96

Transformadores 0.97 0.96 – 0.98

Fiações de corrente alternada 0.99 0.98 – 0.993

Sujeira 0.95 0.75 – 0.98

Sombreamento 1.00 0.0 – 1.00

Rastreamento solar 1.00 0.98 – 1.00

Disponibilidade do sistema 0.98 0.0 – 0.995

Total na STC 0.804 0.62 – 0.92

Temperatura (na NOCT = 45ºC) 0.91

Total na NOCT 0.731

Fonte: Adaptado do artigo de Marion et al. (2005).

4.3 MODELAGEM DA EDIFICAÇÃO

A próxima etapa envolve a modelagem do sistema no software Ecotect

Analysis. Após a modelagem e a correta inserção dos dados de projeto e arquivos

climáticos, obtém-se como resultado final a energia solar total incidente em cada ponto

das superfícies do edifício analisado, para um ano meteorológico típico, seguindo a

mesma metodologia adotada por Bueno et al. (2015) e, posteriormente, os cálculos

indicados por Häberlin (2012).

Antes da modelagem, alguns dados de projeto são solicitados e, pela

importância dos mesmos no resultado final, devem ser confiáveis. As informações

solicitadas incluem: latitude e longitude do local, o fuso horário local, e o deslocamento

do eixo da edificação com relação ao Norte geográfico (desvio azimutal). Outras duas

informações são solicitadas, porém sem influência no cálculo da irradiação solar: a

52

altitude do local e o tipo de terreno (exposto, rural, suburbano ou urbano) no qual se

situa a edificação em estudo (uma explicação sobre os tipos de terreno é dada na

seção 5.6). A primeira é utilizada para a correção das temperaturas previstas para o

local, pois estas diferem das aferidas nas estações meteorológicas com altitudes

diferentes (GAMBI et al., 1998), enquanto a segunda é utilizada na determinação do

comportamento do vento no local (ASHRAE, 2001).

A latitude, a longitude e o fuso horário local são utilizados pelo software para

determinar a posição do Sol em qualquer data e qualquer horário. Diversos autores

(DGS, 2013; GTES, 2014; LUQUE; HEGEDUS, 2011; MESSENGER; VENTRE, 2003)

deduzem as fórmulas para a determinação da altura solar e o ângulo azimutal do Sol

utilizando as três informações, como a fonte citada no referencial bibliográfico. Esses

parâmetros são facilmente encontrados na internet para as principais cidades, e caso

se utilizasse os valores padrões para Curitiba, obter-se-ia uma boa estimativa.

Todavia, é possível encontrar valores com alta precisão através do software Google

Earth (Figura 28). Para a utilização dos valores obtidos pelo Google Earth (que utiliza

o formato GMS) no Ecotect Analysis (que utiliza o formato decimal), é necessário fazer

a conversão entre os formatos utilizados.

Figura 28 - Utilização do software Google Earth na determinação da latitude e longitude do local de instalação do sistema fotovoltaico


53

O desvio azimutal da edificação também é um importante parâmetro na

determinação da irradiação incidente e sombras produzidas, como descreve Bueno et

al. (2015). De fato, a orientação de uma fachada determina sua exposição ao Sol ao

longo do dia, e edificações sustentáveis priorizam a maximização das fachadas que

recebem luz solar direta, em detrimento da orientação da rua. Deve-se, portanto,

atingir boa precisão na determinação desse parâmetro. Para tal, utiliza-se uma

simples bússola (corrigindo a diferença entre o Norte Magnético e o Geográfico), caso

seja viável, ou o software Google Earth, que também o faz com confiabilidade. Através

da ferramenta do software denominada Régua, traça-se uma linha através do eixo

mais próximo das direções Norte e Sul (como ilustra a Figura 29), obtendo-se, assim,

o deslocamento em graus.

Figura 29 - Utilização do software Google Earth na determinação do desvio azimutal da edificação (deslocamento com relação ao Norte Geográfico)


A preparação do ambiente de simulação do Ecotect Analysis inicia-se no

preenchimento dos dados de projeto, que são acessados através da aba “Project”,

como mostra a Figura 30. Nesta área, são informados os dados latitude, longitude,

fuso horário local, desvio com relação ao Norte Geográfico, altitude e tipo de terreno.

O próximo passo é o carregamento dos dados climáticos. Como explica

Bueno et al. (2015), o Ecotect Analysis trabalha com um formato próprio para arquivos

54

de dados climáticos (formato .WEA), baseado nos arquivos de dados climáticos do

Departamento de Energia dos Estados Unidos, obtidos através do Projeto SWERA.

Todavia, este disponibiliza seus arquivos no formato .EPW (para utilização no seu

popular software de simulações energéticas em edificações, o EnergyPlus), o que

exige uma conversão entre os dois formatos de arquivo. O Ecotect Analysis possui

uma ferramenta chamada “Weather Manager”, especialmente utilizada para a criação,

conversão e gerenciamento de arquivos de dados climáticos utilizados por ele e por

outros softwares. Após a conversão, é possível visualizar graficamente os dados

climáticos do local (Figura 31) e carregá-los no Ecotect Analysis.

Figura 30 - Aba "Project" do Ecotect Analysis, em que informa-se dados como latitude, longitude, fuso horário local, desvio com relação ao Norte geográfico, altitude e tipo do terreno


55

Figura 31 - Ferramenta Weather Manager para criação, conversão e gerenciamento de arquivos de dados climáticos.


Após a obtenção dos dados de projeto solicitados pelo Ecotect Analysis,

inicia-se o processo mais trabalhoso do método apresentado: a modelagem da

estrutura no software. O ambiente de modelagem do Ecotect Analysis favorece a

simplificação das estruturas, haja visto que o objetivo é encontrar estimativas. Modelar

estruturas mais complexas com o Ecotect Analysis é mais trabalhoso do que em

softwares comumente utilizados para este fim, como o Autodesk Revit, cabendo ao

projetista optar pelas simplificações que não terão influências significativas no

resultado final.

Para sistemas fotovoltaicos instalados sobre telhados, é possível conseguir

estimativas da produção energética e apresentar pré-orçamentos apenas com os

dados e medidas obtidos com o Google Earth. Um projetista experiente é capaz de

identificar e simular as sombras causadas por elementos adjacentes à edificação e

presentes nos mapas tridimensionais do software. Todavia, para o aproveitamento da

energia incidente em fachadas e um projeto mais confiável, é imprescindível a visita

ao local, principalmente quando os sistemas fotovoltaicos serão parcialmente

sombreados. Como explica DGS (2013), cópias dos projetos da construção devem

ser obtidos junto ao cliente, além de ser de suma importância a confecção de um

56

croqui do local. Este croqui deve conter a locação da edificação e do sistema

fotovoltaico previsto, a indicação de edificações adjacentes já existentes ou previstas,

e a vegetação ao redor que possa produzir sombras, considerando o tipo (como, por

exemplo, se as árvores são coníferas ou caducifólias) e o crescimento futuro das

mesmas. Outros elementos, como chaminés, antenas e cabeamentos elétricos e

telefônicos devem ser considerados, caso venham a produzir sombra no sistema

fotovoltaico. A Figura 32 apresenta um exemplo de esboço.

Figura 32 - Exemplo de croqui do local de instalação do sistema fotovoltaico

Nota: F = claraboias, A = antena, S = chaminé, N = árvore conífera e L = árvore caducifólia

Fonte: DGS (2013).

4.4 ANÁLISE DA IRRADIAÇÃO

Após a modelagem de todos os elementos previstos no croqui, executa-se

então a ferramenta “Solar Access Analysis”, através da guia “Tools”. Essa análise é

feita através de um passo-a-passo exibido pelo software, visando avaliar a

disponibilidade da radiação solar incidente em superfícies e pontos do modelo. A

opção utilizada será a “Incident Solar Radiation”, que calcula as radiações total, direta

e difusa incidentes nos elementos modelados. Outra opção interessante dessa

ferramenta é o cálculo de HSP para cada superfície, caso o cálculo da energia fosse

feito manualmente. Em posse das radiações, é possível analisar os pontos mais

favoráveis para a instalação de módulos fotovoltaicos.

57

4.5 MODELAGEM DO SISTEMA FOTOVOLTAICO

4.5.1 CRITÉRIOS INICIAIS

É importante salientar que os critérios para a escolha da quantidade de

módulos fotovoltaicos a serem instalados e seus respectivos locais de instalação

variam de acordo com o projeto. Em geral, para sistemas fotovoltaicos conectados à

rede, não se opta por instalar um módulo fotovoltaico em um local onde o valor

economizado com a produção de energia (durante sua vida útil) seja menor do que o

investimento no próprio módulo, pois, ao contrário dos sistemas fotovoltaicos isolados,

eles não precisam prover o consumo energético diário total. Alguns dos fatores que

influenciam o tamanho de um sistema fotovoltaico incluem: orçamento disponível,

espaço físico disponível, incentivos tributários, opções de financiamento e restrições

junto às concessionárias de energia.

A maior parte das referências bibliográficas segue o padrão de

dimensionamento dos sistemas fotovoltaicos visando, tão somente, o suprimento da

demanda energética da edificação. Essa tendência se justifica pelo fato de que,

segundo relatório da EPE, até 2012 nenhum país havia atingido paridade tarifária da

energia fotovoltaica com as praticadas pelas concessionárias de energia elétrica, e

poucos países terão atingido essa paridade até o final da década (EPE, 2012). No

cenário atual, é interessante gerar apenas a quantidade de energia consumida devido

aos diversos incentivos governamentais para tal, pois o excedente produzido será

comprado pela concessionária por um valor inferior ao preço de venda. Todavia, tendo

em vista que este trabalho apresenta um viés acadêmico, os módulos serão instalados

nos lugares possíveis e minimamente viáveis, e a análise da demanda energética será

apenas a título de comparação.

4.5.2 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

A escolha do modelo do módulo fotovoltaico que será utilizado é função de

escolhas feitas pelo projetista, restrições impostas pelo projeto, relação preço por

58

quilowatt-pico, certificações e homologações exigidas e, no caso do Brasil,

disponibilidade no mercado, pois a maior parte dos componentes fotovoltaicos são

importados. Os modelos variam em função de diversos parâmetros, sendo os

principais a tecnologia empregada nas células fotovoltaicas, a eficiência do módulo, a

potência de pico, as temperaturas de operação, as medidas, o peso, a resistência a

cargas verticais, tempo de garantia, aspectos arquitetônicos e outros parâmetros

elétricos, como corrente de curto-circuito e voltagem de circuito aberto. Uma vez

selecionado o módulo, suas especificações técnicas determinarão o

dimensionamento de todos os outros componentes do sistema (DGS, 2013). A Figura

33 resume alguns tipos de módulos, suas eficiências e áreas requeridas.

Figura 33 - Principais tipos de módulos classificados por tecnologia das células fotovoltaicas

Fonte: DGS (2013).

4.5.3 INVERSORES E STRINGS

A escolha dos inversores é a etapa posterior a definição dos módulos, e deve

ser feita de maneira muito criteriosa, pois cada situação exige especificações e

topologias distintas. Esta decisão deve levar em consideração, além do aspecto

econômico, características elétricas do módulo fotovoltaico e da quantidade de

módulos que serão conectados no mesmo, como descrito por Luque & Hegedus

(2011). Antes dos cálculos, é preciso entender qual será o comportamento elétrico

total do sistema, para que se possa dividi-lo em grupos com comportamentos

59

similares, pois não se deve reunir em um mesmo inversor (ou em uma mesma string

de módulos fotovoltaicos, caso o inversor seja multistring) grupos com padrões

distintos de geração. Cita-se como exemplo o caso de grupos de módulos localizados

em fachadas opostas; a irradiância nunca será a mesma para os dois grupos e,

portanto, eles estão operando em diferentes valores de tensão e corrente. Ao serem

conectados em série ou paralelo, a curva tensão versus corrente característica do

agrupamento será irregular, diminuindo o ponto de operação máximo e ocasionando

as denominadas perdas por mismatch. A utilização de inversores dedicados para cada

grupo de módulos com comportamentos semelhantes diminuirá tais perdas. O Gráfico

6 apresenta diferentes perdas por mismatch para um mesmo sistema, com 144

módulos classificados por suas correntes de curto-circuito, corrente ótima de

operação, tensão ótima de operação, ou sem qualquer classificação.

Gráfico 6 - Perdas por mismatch para diferentes métodos de classificação dos módulos

Fonte: DGS (2013).

No caso do envelopamento de uma edificação, o sistema proposto certamente

apresentará condições muito heterogêneas para os módulos dispostos em diferentes

pontos da edificação. Enquanto alguns estarão recebendo radiação solar, outros

estarão sombreados; enquanto os módulos fixados na alvenaria apresentarão um

certo comportamento elétrico, os filmes fotovoltaicos utilizados nas janelas

apresentarão comportamentos distintos. Com uma topologia heterogênea, o a

60

topologia proposta deve ser cuidadosamente justificada, e seu comportamento elétrico

verificado com um software de análise de sistemas fotovoltaicos, como o PVsyst;

neste trabalho, as verificações não serão feitas, pois tornaria o mesmo

demasiadamente abrangente. DGS (2013) apresenta a utilização de inversores em

diversas topologias de sistema fotovoltaico, enquanto GTES (2014) destaca os

parâmetros a serem avaliados na escolha dos inversores, dentre eles citam-se a

“tensão de entrada c.c. e a tensão de saída c.a., faixa de variação de tensão aceitável,

potência nominal, potência de surto, frequência, forma de onda e distorção harmônica,

grau International Protection (IP) de proteção, temperatura ambiente e umidade do

local da instalação.”

Para os módulos fotovoltaicos instalados sobre a alvenaria e com maior

incidência de sombras, serão utilizados micro-inversores individuais, seguindo as

recomendações de DGS (2013), que afirma ser esse um conceito vantajoso para a

integração de sistemas fotovoltaicos em fachadas, particularmente quando há

considerável sombreamento das mesmas por elementos vizinhos ou projeções e

reentrâncias da própria fachada. Apesar de ser pouco adotado devido a menores

eficiências e aumento do custo de projeto, compensa parte das desvantagens com o

ganho de rendimento (os módulos estarão sempre operando no ponto de potência

máxima) e a flexibilidade de expansão do sistema fotovoltaico. A Figura 34

esquematiza o conceito que será adotado.

Figura 34 - Conceito de módulos inversores

Fonte: DGS (2013).

61

Para os módulos fotovoltaicos instalados sobre a alvenaria e com pouca

incidência de sombras, será utilizado o conceito de inversores multistring com

múltiplos reguladores de ponto de potência máxima, como sugerem DGS (2013) e

GTES (2014). Essa escolha se justifica pelo fato das fachadas apresentarem áreas

com baixo agrupamento de módulos, com diversas janelas, obstáculos e orientações

distintas, o que certamente resultará em strings com quantidades distintas de

módulos, separadas pelo critério de módulos com comportamentos similares. Neste

conceito, são utilizados MPPTs em cada string de módulos e anteriores ao inversor

(Figura 35), o que possibilitará o agrupamento heterogêneo sem perda de rendimento.

Figura 35 - Conceito de inversores multistring com múltiplos reguladores de ponto de potência máxima

Fonte: DGS (2013).

Para os módulos fotovoltaicos de filme fino instalados em vidros e janelas, o

conceito utilizado também será o de inversores multistring com múltiplos reguladores

de ponto de potência máxima. No entanto, DGS (2013) explica que, comparado com

os módulos cristalinos, os módulos de filme fino são mais tolerantes aos efeitos da

sombra, devido ao formato de suas células fotovoltaicas e a um maior número de

diodos by-pass dentro do mesmo. DGS (2013) cita o exemplo da sombra produzida

por uma chaminé que, enquanto diminuiria a produção de um módulo de silício

cristalino em 50%, diminuiria a de um módulo de filme fino em apenas 10% (Figura

36). Com isso, a necessidade é de apenas um regulador de ponto de potência máxima

por fachada, permitindo strings com o maior número possível de módulos. Outra

diferença é que os inversores para módulos de filme fino necessariamente precisam

conter um transformador interno. Algumas fabricantes de inversores, como a SMA,

62

contêm recomendações de seus inversores para cada tecnologia de célula

fotovoltaica (SMA SOLAR TECHNOLOGY AG, 2015a).

Figura 36 - Efeito das sombras na produção energética em módulos de filme fino e em módulos de silício cristalino

Fonte: DGS (2013).

Por fim, para os módulos fotovoltaicos instalados no telhado, também será

utilizado o conceito de inversores multistring com múltiplos reguladores de ponto de

potência máxima, pois naquela área recebe a influência das sombras de antenas, do

SPDA, casa de máquinas, escadas e uma maior propensão a retenção de sujeira.

63

5 RESULTADOS E DISCUSSÃO

5.1 INTRODUÇÃO

O sistema fotovoltaico foi proposto para o Bloco B do Câmpus Curitiba – Sede

Ecoville. Optou-se por este edifício devido ao seu provável alto consumo energético

(pois o mesmo abriga o restaurante universitário) e por ser o edifício com a maior

influência de sombras em suas fachadas (está envolto por 4 outros blocos). A

modelagem das edificações foi feita com base em pranchas de elevações do Bloco C.

Como as pranchas do Bloco C estavam disponíveis e não houve tempo hábil para

acessar os projetos dos outros blocos, e visto que os Blocos A, B e C da Sede Ecoville

são muito similares, o Bloco C foi tomado como base para a modelagem dos outros

dois, mudando-se basicamente a orientação dos mesmos. No anexo A encontram-se

as pranchas utilizadas.

Para a modelagem dos elementos vizinhos à edificação e com potencial de

produção de sombras no mesmo, foi feito um croqui com base em medições no local

e através do software Google Earth. Dentre os elementos identificados, estão 6 postes

de iluminação com 10 metros de altura, árvores caducifólias com copas de até 5

metros, estruturas de alvenaria para proteção de componentes elétricos e

armazenamento de cilindros de gás, uma casa e um depósito para apoio aos

funcionários da universidade, e coberturas metálicas interligando os Blocos.

5.2 MEDIÇÕES E INSPEÇÃO LOCAL

Para as medições, utilizou-se um medidor de distância à laser (Figura 37),

muito útil para o trabalho sozinho e com boa precisão e alcance (até 80 metros). As

medições no Google Earth foram para situações onde não havia acesso fisicamente

e para elementos foram do alcance do medidor à laser, como no caso de uma

edificação distante aproximadamente 120 metros do Bloco B (Figura 38), sobre a qual

recaía a suspeita de que pudesse produzir sombras nas fachadas estudadas.

64

Figura 37 - Medidor de distância à laser utilizado nas medições em campo


Figura 38 - Edificação distante passível de produzir sombras nas fachadas estudadas


Foi feito também um levantamento fotográfico das desconformidades

encontradas nas fachadas do edifício, assim como das situações encontradas que

possivelmente dificultarão a conservação dos módulos fotovoltaicos. Entre os fatores

levantados, cita-se adaptações não previstas no projeto arquitetônico, manchas de

sujeira e fungos na parede (causadas por falha na retenção da água de chuva naquele

ponto), paredes sendo utilizadas como encosto de materiais diversos (Figura 39), e

65

até mesmo ninhos de pássaros sobre reentrâncias das fachadas. Foram constatados

nas fachadas diversos elementos pertencentes ao sistema elétrico e de iluminação da

edificação, o que não era previsto quando os projetos foram solicitados.

Figura 39 - Materiais diversos escorados em uma das fachadas do Bloco B


Foram levantados os dados fundamentais para a simulação da irradiação e

sombras, como proposto na metodologia. A latitude aferida para o Bloco B do Câmpus

Curitiba – Sede Ecoville foi de -25.4431°, enquanto que a longitude foi de -49.3537°.

A altitude, fornecida juntamente com os outros dois dados pelo Google Earth, foi de

951.6 metros. O desvio azimutal da edificação, medido através do Google Earth, foi

de 34º, porém é preciso ficar atento com a informação deste parâmetro. O Ecotect

Analysis permite flexibilidade na definição dos eixos, e pode haver confusão do eixo

que está na direção do Norte geográfico; no caso do projeto em questão, o desvio

azimutal adaptado aos eixos do software resultou no valor de -101º.

66

5.3 MODELAGEM DA EDIFICAÇÃO

Diante das situações encontradas no local, algumas decisões de projeto foram

tomadas:

O primeiro pavimento não recebeu módulos fotovoltaicos, para evitar

depredações acidentais ou propositais, além da óbvia influência das

sombras das pessoas que caminham na universidade;

Quando houve conflito com dispositivos elétricos ou de iluminação

instalados nas fachadas, os módulos apenas foram posicionados se

houvesse possibilidade de realocação daqueles,

Em áreas com desconformidades, os módulos foram previstos, mas

deve ser explicitado a preocupação do compromisso da universidade

com o reparo dos problemas e conservação das placas.

O Bloco B do Câmpus Curitiba – Sede Ecoville e seu entorno foi modelado no

software Ecotect Analysis com sucesso, após a adoção de algumas simplificações,

motivadas pela experiência do autor ou por limitações do software e do método.

Dentre tais, destaca-se:

As árvores foram construídas com troncos cilíndricos e copas esféricas,

haja visto que o software trabalha apenas com a construção de linhas

retas (círculos e esferas são transformados em sucessões de linhas

retas e planos);

Os terrenos entre os Blocos foram considerados planos, pois não

afetam a produção das sombras incidentes nas fachadas, e foram

desenhados apenas para dar a noção do desnivelamento entre os

Blocos;

As chapas metálicas corrugadas, encontradas nas coberturas contra

chuvas que interligam os Blocos, foram desenhadas planas, pois a

modelagem do formato original no software dispenderia bastante

tempo e a influência no resultado final seria insignificante;

Os Blocos I e J, a casa e o depósito dos funcionários, as estruturas de

alvenaria e o prédio distante foram modelados com formas geométricas

67

simples, pois, para estes elementos, o importante eram os contornos

que gerariam as sombras.

5.4 ANÁLISE DAS SOMBRAS

A primeira análise realizada para a modelagem foi a abrangência das sombras

produzidas por cada elemento. O mapa solar tridimensional projetado pelo software

permite posicionar o Sol para o pior caso de sombreamento, que seria o dia com a

menor elevação atingida pelo mesmo durante o ano, adotando o Sol a pino como

referência; este dia é 21 de junho (solstício de inverno no Hemisfério Sul). De fato,

três datas relacionadas ao posicionamento do Sol devem ser verificadas: além do

solstício de inverno, o solstício de verão (21 de dezembro) e o equinócio de primavera

(23 de setembro) (ROBERTS; GUARIENTO, 2009). Analisando a abrangência das

sombras (Figura 40), foi possível chegar às seguintes conclusões:

A fachada Oeste do Bloco B tem menor incidência de sombras do que

a fachada Leste, fato explicado pelo desvio azimutal da edificação e

pela distância entre os Blocos C e B, maior que entre os Blocos B e A;

O prédio distante não interfere na irradiação que chega nos Blocos da

universidade e, portanto, outros elementos com altura igual ou menor

em suas proximidades também não influenciarão;

Os Blocos I e J também não influenciam na irradiação disponível para

os Blocos A, B e C, assim como parte da cobertura metálica que

interligam os Blocos I e J ao Bloco B;

As sombras ocasionadas pelas coberturas metálicas, árvores e postes

entre os Blocos A, B e C influenciam pouco em 3 das 4 fachadas dos

mesmos (exceção feita à fachada Norte, naturalmente mais exposta),

pois as sombras dos próprios Blocos se sobrepõem a elas nos horários

de menor elevação do Sol;

Embora os telhados recebam considerável irradiação e pouca

influência de sombras, a casa de máquinas / abrigo dos reservatórios

produz uma quantidade relevante de sombras em parte dos mesmos,

o que poderia ter sido arquitetado de maneira diferente caso a

68

produção de energia fotovoltaica nos telhados fosse prevista desde a

fase de concepção dos projetos;

As platibandas também impedem a passagem de radiação durante o

início da manhã e final da tarde;

As escadas de emergência e as coberturas metálicas praticamente

inviabilizam a colocação de painéis fotovoltaicos logo abaixo das

mesmas, pela quantidade de sombra produzida.

A fachada Sul passa dos dias 14 de abril a 01 de setembro sem receber

radiação direta, e a maior parte do ano (entre 14 de fevereiro e 09 de

novembro) sem receber radiação direta durante a parte da manhã.

Figura 40 - Abrangência das sombras ao longo do dia com menor elevação do Sol


Para verificar a precisão da simulação de sombras pelo Ecotect Analysis, foi

comparada a edificação modelada no software com uma fotografia real da fachada

69

Norte do Bloco B (Figura 41), onde constatou-se duas inconsistências. A primeira foi

a defasagem em 1 hora entre a situação real e a obtida na simulação, que é explicada

pela impossibilidade de consideração do Horário de Verão dentro do software. Porém,

ainda que as simulações por hora não coincidam, o comportamento das mesmas ao

longo do dia será o mesmo, sendo a inconsistência restringida a uma questão de

convenção. A segunda foi uma defasagem de 20 minutos entre o horário em que a

foto real foi tirada e o horário da simulação que mais se aproxima da realidade. Na

Figura 41, por exemplo, enquanto a foto real foi obtida no dia 14 de novembro, às

12h27, a simulação apresentada é para o mesmo dia, porém às 12h47. Uma possível

explicação para esse fato seria uma imprecisão na obtenção da latitude, longitude ou

do desvio azimutal da edificação. A influência desse desvio nos resultados é

desconhecida.

Figura 41 - Comparação entre a sombra real e a simulada no Ecotect Analysis


A análise mais detalhada das sombras permitiu prever a interferência das

sombras nos módulos durante o planejamento da paginação das mesmas. Analisando

as sombras ocasionadas pelo peitoril das fachadas, por exemplo, foi possível observar

que a melhor disposição dos módulos situados embaixo das janelas, era o mais

afastado possível do mesmo na vertical; já com relação às sombras ocasionadas

pelos pilares externos, a disposição ótima na horizontal variava bastante, mas ao

menos 20 centímetros de distância de qualquer um deles era essencial.

As sombras horizontais ocasionadas pelas platibandas dos Blocos A e C, por

exemplo, chegam a atingir, às 16h45, mais de 30% dos módulos da fachada Oeste

70

por um determinado período do ano, enquanto não influenciam em qualquer módulo

em outro período, para o mesmo horário. Na Figura 42, observa-se o sombreamento

ocasionado pelo poste de iluminação em dois possíveis strings fotovoltaicos ao

mesmo tempo, o que deve ser evitado. Uma discussão mais aprofundada será

desenvolvida na seção 5.6.2.

Figura 42 - Interferência da sobra de um elemento adjacente à edificação, com influência em vários módulos simultaneamente


5.5 ANÁLISE DAS IRRADIAÇÕES NAS FACHADAS

O resultado das irradiações acumuladas anuais, incidentes nas superfícies da

edificação, apontou algumas obviedades que já haviam sido notadas na análise das

manchas de sombras, mas também apresentou situações que influenciaram na

mudança de parte da proposta inicial do trabalho. Nesse momento do trabalho não

houve a preocupação com a magnitude das irradiações, tendo em vista que o

resultado útil para o cálculo da produção é a irradiância na área de superfície de cada

módulo, que será calculada apenas após a paginação dos módulos.

Dentre as constatações previsíveis, destacam-se, por exemplo, as irradiações

incidentes embaixo das escadas de emergência e coberturas metálicas, que não só

foram bem inferiores com relação às partes descobertas, mas também reduziram as

71

irradiações laterais devido às projeções de suas sombras, como é possível notar nas

distribuições de irradiação incidentes na fachada Norte (Figura 43), Sul (Figura 44) e

Oeste (Figura 45).

Figura 43 - Distribuição da irradiação acumulada anual na fachada Norte do Bloco B, com a escala de cores variando entre a irradiação nula e máxima


Figura 44 - Distribuição da irradiação acumulada anual na fachada Sul do Bloco B, com a escala de cores variando entre a irradiação nula e máxima


72

Figura 45 - Distribuição da irradiação acumulada anual na fachada Oeste do Bloco B, com a escala de cores variando entre a irradiação nula e máxima


Tanto os pilaretes e peitoris nas fachadas, quanto as platibandas no telhado,

acabam produzindo reentrâncias que bloqueiam boa parte da radiação que incidiria

das superfícies, situação que fica evidente na distribuição das irradiações na fachada

Leste (Figura 46). Como será observado na seção 5.6, este efeito dificulta a paginação

dos módulos nesses espaços e, caso houvesse previsão de aproveitamento

fotovoltaico, deveriam ter sido evitados durante a concepção arquitetônica do edifício.

Figura 46 - Distribuição da irradiação acumulada anual na fachada Leste do Bloco B, com a escala de cores variando entre a irradiação nula e máxima


73

Outra situação observada foi a disparidade entre as irradiações solares

incidentes na fachada Norte com relação às demais. A energia anual acumulada por

metro quadrado da fachada Norte é mais de duas vezes maior que qualquer outra

fachada, e chaga a um rendimento de mais de 50% dos valores obtidos para o telhado.

No entanto, sua área é bem inferior às fachadas Oeste e Leste, o que acabou

influenciando negativamente a produção energética das fachadas para o edifício em

questão. Como cita Bueno et al. (2015), as fachadas com maiores áreas planas e

adequadas para receber módulos fotovoltaicos devem estar voltadas diretamente para

o Sol; neste caso, seria mais interessante que a fachada Leste estivesse na orientação

Norte. A diferença entre as irradiações nas fachadas foi um fator determinante na

proposta inicial de utilização de vidros fotovoltaicos, como será discutido na seção 5.6.

Uma constatação que surpreendeu o autor foi a menor irradiação (tanto direta

quanto difusa) na fachada Oeste da edificação, com relação à fachada Leste. Embora

os valores sejam próximos, o desvio azimutal de 34º indica uma maior exposição da

fachada Oeste ao Sol, fato verificado pelos mapas solares. Uma hipótese para a

situação seria a de que os horários com condições climáticas desfavoráveis (chuvas

e céu nublado) fossem mais frequentes no período da tarde, quando há irradiação

direta na fachada Oeste. Examinando o arquivo climático através do Ecotect Analysis,

o autor considera ser essa uma hipótese coerente.

5.6 PROPOSTA DE PAGINAÇÃO DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

5.6.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS

Com o auxílio das análises de irradiação e manchas de sombra, foi possível

propor uma paginação de módulos fotovoltaicos para o Bloco B do Câmpus Curitiba –

Sede Ecoville. O objetivo inicial era o envelopamento da edificação com tecnologias

fotovoltaicas, porém a configuração proposta não abrange a totalidade das áreas

externas, por uma série de motivos:

Do posto de vista financeiro, a instalação de módulos foi inviabilizada,

pois a produção energética é mínima, contando basicamente com as

radiações difusa e refletida para a produção;

74

Vidros fotovoltaicos transparentes ainda não estão disponíveis

comercialmente, e os vidros translúcidos disponíveis apresentam

eficiência entre 5 a 8%, não se justificando para fachadas com pouca

irradiação (como nos casos das fachadas Leste e Oeste), pois além da

baixa eficiência, haveria desperdício de recursos públicos com o

descarte da pele de vidro atual;

Os filmes fotovoltaicos flexíveis (adequados para bordas e superfícies

curvas) disponíveis atualmente apresentam baixa eficiência e a

interligação dos mesmos em circuitos elétricos com os inversores seria

demasiadamente complexa para o objetivo deste estudo,

Algumas questões de engenharia que impedem a instalação dos

módulos em determinados pontos, como as distâncias mínimas para

os componentes do SPDA do edifício e as distâncias das bordas

necessárias para a ventilação dos módulos.

DGS (2013) explica a importância em se manter uma distância mínima não

apenas entre os componentes do sistema fotovoltaico e do SPDA, mas de calhas,

antenas ou quaisquer partes metálicas. Caso os suportes metálicos do sistema

fotovoltaico estejam muito próximos do SPDA, os mesmos podem ser considerados

eletricamente conectados, e no caso de descargas elétricas, descargas residuais

podem adentrar a edificação através do sistema fotovoltaico. DGS também propõe

métodos para calcular a distância mínima entre eles, mas afirma que, na prática, 50

centímetros de distância têm se provado efetiva; portanto, foi a distância utilizada

nesta proposta.

Em alguns pontos, a existência de componentes elétricos, como conduítes

metálicos, refletores e mesmo ramais do SPDA apresentaram uma interferência

importante no projeto de paginação dos módulos fotovoltaicos. Nestes casos, em que

uma mudança da paginação acarretaria em significativas perdas de área, será

necessário a realocação de tais elementos, sendo que em todos os casos verificados

as modificações seriam de fácil execução.

75

A distância entre as bordas da edificação e os módulos fotovoltaicos é

essencial para manter em níveis razoáveis os efeitos de pressões entre os módulos

fotovoltaicos e as superfícies de base, ocasionadas pelo vento (Figura 47). Em alguns

países, o carregamento extra na estrutura, ocasionado pela ação do vento, é crítico e

bastante estudado, inclusive em túneis de vento. DGS (2013) sugere que a distância

em questão seja ao menos cinco vezes superior à distância entre a base dos módulos

e a superfície base, além de recomendar que os módulos sejam instalados com um

espaçamento mínimo entre eles, para facilitar a compensação da pressão e evitar os

ruídos típicos causados pelo vento.

Para este projeto, foi considerado 20 centímetros de distância mínima, pois o

local é cercado por outras edificações (pode ser considerado locado em um terreno

de categoria 4, conforme a Figura 48), e a ocorrência de ventos fortes não é um

problema para a região. De acordo com o arquivo de dados climáticos para Curitiba

do Projeto SWERA, os ventos mais fortes da região ocorrem na direção Leste e

chegam a 53 km/h; teriam, portanto, maior influência nos módulos instalados nas

fachadas Norte e Sul. Recomenda-se, portanto, reforço nas estruturas de suporte dos

módulos fotovoltaicos dessas fachadas.

Figura 47 - Diagrama esquemático da pressão do vento atuando em telhados

Fonte: DGS (2013).

76

Figura 48 - Caracterização dos tipos de terreno

Fonte: DGS (2013).

O espaçamento adotado entre a superfície das fachadas e a superfície

externa dos módulos foi de 10 centímetros. Este parâmetro tem uma considerável

importância com relação à eficiência energética do sistema, à segurança dos sistemas

de suporte e aos aspectos arquitetônicos, e sua escolha deve levar em conta, além

do equilíbrio destes fatores, a disponibilidade comercial dos diversos sistemas de

suporte existentes.

A disposição dos módulos fotovoltaicos muito próxima da superfície de apoio

dificulta a ventilação na face traseira dos mesmos e, consequentemente, dificulta a

dissipação da energia térmica por convecção; 30% das perdas representadas pela PR

são atribuídas à temperatura dos módulos (LUQUE; HEGEDUS, 2011), e o acréscimo

da mesma acarreta em perdas de potência. DGS (2013) também nota que as

77

distâncias muito pequenas dificultam a drenagem da chuva. No caso do projeto

proposto, com muitas reentrâncias nas fachadas, um maior afastamento da alvenaria

resultaria em maior exposição à radiação solar e, portanto, em maior eficiência para o

sistema. Todavia, também descaracterizaria a proposta arquitetônica de integração

do sistema fotovoltaico com as fachadas. Enfim, nota-se que a escolha depende de

parâmetros objetivos e subjetivos, cabendo ao projetista uma decisão coerente. Por

mais que o sistema proposto tenha adotado 10 centímetros de distância, um

espaçamento maior não acarretará em mudanças no projeto elétrico.

Em países com controle rígido dos sistemas instalados, algumas regras de

projeto são essenciais no tocante à segurança da edificação. Nos Estados Unidos,

por exemplo, em projetos de sistemas fotovoltaicos instalados em telhados exigem-se

um corredor sobre o mesmo com uma largura entre 1,5 a 3 pés (variando de acordo

com a jurisdição de cada estado), ao longo do comprimento da edificação, sem

obstruções, para ser utilizado pelo Corpo de Bombeiros no resgate de vítimas em caso

de incêndio. Para o projeto proposto, adotou-se um corredor de 1 metro de largura

entre os módulos do telhado, para facilitar o acesso em caso de necessidade de

manutenção do sistema ou limpeza dos módulos; o autor considera não aplicável a

questão de segurança contra incêndio, pois a laje de concreto não permitiria o acesso

dos bombeiros.

5.6.2 INFLUÊNCIA DAS SOMBRAS

Em um sistema fotovoltaico proposto sobre uma fachada bastante

heterogênea, as sombras tiveram grande influência na determinação da paginação

dos módulos fotovoltaicos. Essencialmente, a procura era pela orientação que

minimizasse os efeitos do sombreamento sobre os mesmos, devido as considerações

expostas na seção 4.2.2. Os testes foram realizados para as datas de solstício de

verão, solstício de inverno e equinócio de outono, entre 9h e 14h (intervalo de horário

com valores de AM considerados elevados para a produção fotovoltaica), e

espacialmente ao meio-dia (AM igual a 1).

Em algumas áreas, a incidência de sombras é alta e irregular, e em outras,

como perto das escadas das fachadas Norte e Sul, os núcleos das sombras estão

78

muito próximos aos módulos fotovoltaicos. Como o objetivo da proposta é a produção

máxima de energia, os módulos serão alocados em locais bastante sombreados, mas

a utilização de diodos by-pass (do tipo Schottky ou de junção P-N) (HECKTHEUER,

2001) serão previstos para os mesmos, juntamente com a utilização de diodos de

bloqueio e MPPTs para cada string de módulos.

5.6.3 FACHADA NORTE

Para a fachada Norte, constatou-se que a sombra que comandaria a produção

energética era parte diagonal e parte vertical, e que era referente às escadas de

emergência, o que levou à disposição vertical dos módulos, paralelos às sombras.

Como a ideia era utilizar módulos fotovoltaicos de silício cristalinos (devido ao baixo

custo e a maiores eficiências), a disposição dos mesmos tinha grande importância.

Embaixo das escadas, a colocação de placas foi inviabilizada pela quantidade de

sombras da própria estrutura e do fluxo de pessoas sobre a mesma. Entre o topo da

estrutura metálica das escadas e o topo da platibanda, como não haviam sombras

incidentes neste local (portanto, a orientação era indiferente), foi locada a maior

quantidade possível de módulos. O resultado final (62 módulos fotovoltaicos de silício

cristalino) é exibido na Figura 49.

Figura 49 - Disposição dos módulos fotovoltaicos para a fachada Norte do Bloco B


79

5.6.4 FACHADA OESTE

A fachada Oeste apresentou uma situação difícil para a instalação de painéis

fotovoltaicos, com diversos pilaretes e peitoris protuberantes (formando sombras ora

na vertical, ora na horizontal, e ora em ambas), planos não contínuos, parte da

fachada formada por pele de vidro, casa de máquinas, abrigo dos reservatórios e

escadarias projetadas para fora do plano da fachada. Além do mais, seu ângulo

azimutal impede a radiação direta antes das 11h30 em qualquer dia do ano, e os

posicionamentos dos Blocos C, I e J prejudicam a incidência da luz solar nos últimos

horários.

Para contornar a questão da irregularidade e intensidade das sombras nas

áreas entre os pilaretes e peitoris, considerando a magnitude considerável dessas

áreas, optou-se por utilizar módulos fotovoltaicos de filme fino nos mesmos, o que

manterá uma produção elevada mesmo em situações de sombreamento irregular,

todavia com um maior custo de investimento. A adoção deste tipo de módulo libera a

disposição dos mesmos, deixando essa escolha basicamente em função do maior

número de placas. Logo ao lado direito das escadarias, a incidência de sombras era

tamanha que se decidiu por remover uma fileira de módulos do local.

Para as áreas planas laterais, os módulos fotovoltaicos foram dispostos na

vertical basicamente por questão de espaço disponível, haja visto que naquelas

bordas existem ramais da gaiola do SPDA e, portanto, respeitou-se os 50 centímetros

de distância recomendados. Para as áreas planas superiores, os módulos foram

dispostos na horizontal, paralelas às sombras produzidas pelo Bloco C. O resultado

final (104 módulos fotovoltaicos de silício cristalino e 81 módulos fotovoltaicos de

filme-fino) é exibido na Figura 50.

80

Figura 50 - Disposição dos módulos fotovoltaicos para a fachada Oeste do Bloco B


5.6.5 FACHADA SUL

A fachada Sul apresentou o pior desempenho com relação à quantidade

absoluta de energia incidente em sua superfície, todavia o seu rendimento (em kWh /

m².ano) surpreendentemente foi ligeiramente superior às fachadas Oeste e Leste

(porém, ressalta-se que seu desempenho não é bom, mas sim os desempenhos das

fachadas Oeste e Leste que são ruins). Além da explicação do comportamento

climático ao longo dos dias, esta fachada recebe pouca influência das sombras das

escadas de emergência e dos Blocos I e J. O resultado final (62 módulos de silício

cristalino) é exibido na Figura 51.

81

Figura 51 - Disposição dos módulos fotovoltaicos para a fachada Sul do Bloco B


5.6.6 FACHADA LESTE

A fachada Leste apresenta os mesmos problemas de superfícies irregulares

que a fachada Oeste, todavia sem o ressalto devido às escadarias e com uma maior

área de alvenaria; assim, mais módulos foram comportados. Foi aferido uma maior

irradiação difusa para o ano climático em relação à fachada Oeste, o que é explicado

pela maior proximidade com o Bloco A (portanto, com mais energia recebida através

da irradiação refletida neste). Somando-se ao maior desempenho quanto às

irradiações totais, esta fachada apresentou contribuição razoavelmente maior do que

a fachada Oeste e sendo, na verdade, a fachada que mais contribuiu para o sistema.

Outro detalhe que acabou sacrificando alguns painéis foi a passagem de

ramais do SPDA pela mesma, o que exigiu 1 metro de separação para cada intervalo

(6 metros no total). O resultado final (104 módulos fotovoltaicos de silício cristalino e

132 módulos fotovoltaicos de filme-fino) é exibido na Figura 52.

82

Figura 52 - Disposição dos módulos fotovoltaicos para a fachada Leste do Bloco B


5.6.7 TELHADO

A produção energética mostrou-se muito superior à soma de todas as

fachadas, por ao menos quatro motivos principais. O primeiro é a densidade de

energia que atinge os módulos fotovoltaicos na inclinação de aproximadamente 7º,

muito superior à densidade que atinge módulos a 90º. O modelo proposto

acompanhou a inclinação do telhado, mas poderia ter um desempenho ainda melhor

caso a inclinação fosse próxima ao valor da latitude. O segundo motivo é a baixa

incidência de sombras na região dos telhados, com ressalvas para as produzidas pela

casa de máquinas, abrigo dos reservatórios e as platibandas. O terceiro motivo é a

incidência solar durante praticamente o dia inteiro, em oposição às poucas horas de

algumas fachadas. O quarto motivo é a enorme quantidade de área disponível, sem

muitas reentrâncias, descontinuidades e protuberâncias.

A disposição dos módulos fotovoltaicos nos telhados maiores foi na horizontal,

paralelas às platibandas do eixo longitudinal e às sombras ocasionadas pela casa de

máquinas e abrigo dos reservatórios durante o período da tarde, evitando o

sombreamento de muitas strings paralelas ao mesmo tempo. Para o telhado da casa

de máquinas e do abrigo dos reservatórios, a disposição foi visando o maior

83

aproveitamento possível da área, visto que no local não incidem sombras. O resultado

final (588 módulos fotovoltaicos de silício cristalino) é exibido na Figura 53.

Figura 53 - Disposição dos módulos fotovoltaicos para os telhados do Bloco B


5.6.8 PROPOSTA FINAL

O resultado estético final é um sistema fotovoltaico integrado às superfícies

do Bloco B do Câmpus Curitiba – Sede Ecoville, respeitando suas simetrias e

características arquitetônicas, e conferindo-lhe um ar tecnológico e moderno. A

proposta apresentada é genérica, podendo acomodar módulos de diferentes

colorações (para, por exemplo, ornar com as cores das pastilhas das fachadas) e

diferentes dimensões, com poucas adaptações para tal. A concepção do sistema

fotovoltaico integrado à edificação pode ser observada nas Figura 54 e Figura 55 .

84

Figura 54 – Concepção tridimensional do sistema BIPV proposto para as fachadas e telhado do Bloco B


Figura 55 – Concepção tridimensional do sistema BIPV proposto para as fachadas e telhado do Bloco B


85

5.7 DIMENSIONAMENTO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO

5.7.1 PAINÉIS FOTOVOLTAICOS

A escolha dos módulos fotovoltaicos é determinante no dimensionamento do

restante do sistema, na produção energética total e no preço final do sistema. Os

módulos fotovoltaicos de silício cristalino (1ª geração) apresentam as melhores

eficiências e os melhores preços por watt do mercado, sendo o mais adotado em

projetos fotovoltaicos tradicionais. No Brasil, o estoque de módulos disponíveis para

venda basicamente se resume a essa tecnologia, haja visto que o país hoje importa a

maior parte dos módulos utilizados nos projetos nacionais, e o câmbio desfavorável

inibe a importação de tecnologias mais caras.

Grandes fabricantes internacionais de módulos fotovoltaicos pretendem

instalar fábricas no Brasil em breve (COSTA, 2015), sendo uma delas a Canadian

Solar, que conta com diversos módulos com mais de 15% de eficiência e já

etiquetados como Classe A pelo INMETRO (INMETRO, 2015a). Portanto, o módulo

CS6P 260P, produzido pela Canadian, foi o adotado para as simulações deste

trabalho. Salienta-se que esta escolha serve apenas como referência, e que uma

possível execução deste projeto deve aprofundar as investigações sobre as opções

disponíveis no mercado e recalcular o sistema fotovoltaico com base nos novos

parâmetros elétricos do módulo escolhido.

No caso dos módulos fotovoltaicos de filme fino, escolher um módulo como

referência pode se tornar uma tarefa complexa, pois são poucos os módulos com essa

tecnologia etiquetados pelo INMETRO, e os que são, apresentam eficiências

reduzidas e tamanhos muito variáveis. Após uma breve análise das opções

disponíveis, optou-se pelo módulo FLEX-01 210W, produzido pela MiaSolé,

etiquetado como Classe A pelo INMETRO (INMETRO, 2015a), e com dimensões

similares às do módulo da Canadian Solar. A Tabela 3 resume as características

físicas e elétricas dos dois modelos, necessárias para o dimensionamento do sistema

fotovoltaico.

A definição dos módulos fotovoltaicos é importante neste momento do

trabalho pois seus parâmetros elétricos têm profunda relação com a determinação dos

inversores e dos circuitos de módulos fotovoltaicos que serão neles conectados. Os

86

parâmetros físicos e elétricos de cada modelo de módulo fotovoltaico, necessários

para o dimensionamento do sistema, incluem a potência nominal na STC, a tensão

ótima de operação, a tensão de circuito aberto, a corrente de curto-circuito, a

temperatura de operação das células na NOCT, o coeficiente de variação da tensão

com relação a temperatura, e a eficiência dos módulos.

Tabela 3 – Características físicas e elétricas dos módulos fotovoltaicos de referência

Dados Módulo 1 Módulo 2

Fabricante Canadian Solar MiaSolé

Modelo CS6P 260P FLEX-01 210W

Tecnologia Silício Policristalino CIGS

Potência Nominal STC (W) 260 210

Tensão ótima de operação (V) 30.4 22.2

Tensão de circuito aberto (V) 37.5 27.8

Corrente de curto-circuito (A) 9.12 11.1

Eficiência (%) 16.16 12.6

Temperatura NOCT (ºC) 45 54.5

Coeficiente de Temperatura Voc (%/ºC) -0.34 -0.36

Fonte: (CANADIAN SOLAR, 2013; INMETRO, 2015a; MIASOLÉ, 2013).

Somando as quatro fachadas e o telhado, foram utilizados 920 módulos

fotovoltaicos de silício cristalino e 213 módulos fotovoltaicos de filme fino, detalhados

na seção 5.7.3. A quantidade de módulos fotovoltaicos nos permite calcular a potência

total instalada na edificação, o que será importante na especificação dos inversores.

A potência de pico instalada é:

𝑃 (𝑘𝑊𝑝) =920 ∗ 260 + 213 ∗ 210

1000

𝑃 (𝑘𝑊𝑝) = 283,93 𝑘𝑊𝑝

87

5.7.2 INVERSORES

A primeira subclassificação foi feita com relação às fachadas, pois se garante

que os módulos agrupados terão acesso à luz solar durante os mesmos horários.

Todavia, existia a preocupação com os módulos fotovoltaicos de filme fino, que além

de estarem em regiões muito sombreadas, apresentam peculiaridades com relação a

compatibilidade com inversores. Fabricantes de módulos de filme fino não

recomendam a utilização de inversores sem transformador, por exemplo, e a

assincronia das sombras nos mesmos exigiria a utilização de diodos by-pass

individuais ou acarretaria em elevadas perdas por mismatch. Sendo assim, optou-se

pela utilização de micro-inversores para cada módulo de filme fino, sem a participação

em circuitos ou strings de inversores centrais.

Um importante parâmetro elétrico a ser avaliado em um inversor é sua

potência máxima de entrada em corrente contínua admitida, que deve atender a soma

das potências de pico dos módulos previstos. Na verdade, como a potência nominal

do modulo fotovoltaico quase nunca é atingida (especialmente para orientações

desfavoráveis, situação predominante neste projeto), é comum a especificação de

inversores com potência nominal 20% menor ou menos do que a potência instalada

(LUQUE; HEGEDUS, 2011). Todavia, essa escolha pode encarecer uma futura

expansão do sistema fotovoltaico, cabendo ao projetista avaliar a situação. A Tabela

4 resume as potências instaladas para cada fachada (excluindo-se desses valores os

módulos de filme fino).

Tabela 4 – Potência de pico previstas para cada superfície

Superfície Quantidade de módulos

de silício cristalino Potência de pico instalada (kWp)

Fachada Norte 62 16,120

Fachada Oeste 104 27,040

Fachada Sul 62 16,120

Fachada Leste 104 27,040

Telhados 588 152,880

Fonte: (CANADIAN SOLAR, 2013; INMETRO, 2015a; MIASOLÉ, 2013).

88

Existem inúmeras opções de inversores no mercado, com diferentes

potências, variando desde simples micro-inversores de 120 W de potência nominal

até inversores centrais com mais de 1 MW de potência nominal (DGS, 2013),

diferentes faixas de tensão ótima de operação, diferentes limites de corrente máxima

de entrada, diferentes valores de tensão e corrente de saída, e inversores com um ou

mais circuitos independentes. Na prática, nem sempre os inversores estarão

disponíveis no mercado no momento do projeto, ou por vezes encontra-se uma

oportunidade pontual no mercado, sendo necessária a composição de inversores ou

a utilização de inversores com capacidade acima da necessária. Para o projeto

proposto, adotou-se a linha de inversores da fabricante SMA, pois o mesmo apresenta

uma boa gama de modelos de inversores para diferentes valores de potência nominal,

seus inversores contêm 2 circuitos independentes com MPPTs em cada um deles,

suas faixas de tensão e corrente de operação são satisfatórias, e, de acordo com a

experiência do autor, são confiáveis.

Ressalta-se que existem fabricantes nacionais de inversores, com alguns

modelos etiquetados pelo INMETRO, todavia, existem alguns inversores certificados

com até 5,2 kW de potência nominal e, acima deste valor, apenas mais um, com 20

kW de potência nominal (INMETRO, 2015b). Enquanto a etiquetagem de módulos

fotovoltaicos serve mais como uma garantia ao consumidor (de que está recebendo o

prometido), o controle dos inversores conectados na rede pública é rigoroso por parte

das concessionárias de energia e da ANEEL, pois características elétricas da saída

de um inversor, como fator de potência e frequência nominal, afetam a qualidade da

energia fornecida pela própria concessionária. No caso da Copel, atualmente aceita-

se inversores importados mediante a apresentação de certificados de conformidades

a normas internacionais (COPEL, 2015a).

Para a fachada Norte, optou-se pela utilização de 1 inversor modelo SMA

Sunny 15000TL-US, pois os dois circuitos independentes do aparelho seriam

suficientes para separar regiões com diferentes incidências de sombreamento. A

fachada Sul recebeu 1 inversor modelo SMA Sunny 15000TL, que difere do primeiro

pela menor capacidade de corrente nominal de entrada em um de seus circuitos

independentes, o que se encaixa para a situação da fachada, onde os poucos módulos

da platibanda recebem uma irradiação consideravelmente maior e, portanto, formaram

um circuito com uma única string. Para a fachada Oeste, foram selecionados dois

89

inversores, sendo 1 inversor modelo SMA Sunny 15000TL-US e 1 inversor modelo

SMA Sunny 12000TL-US, além de 81 micro-inversores Enphase M250. Com relação

a fachada Leste, optou-se por 2 inversores, sendo 1 inversor modelo SMA Sunny

20000TL-US e 1 inversor modelo SMA Sunny 7000TL-US, além de 132 micro-

inversores Enphase M250. Por fim, para os telhados foram divididos em 5 regiões, de

acordo com a orientação dos módulos e separação física. Para os 2 grupos voltados

para Oeste, foram necessários 1 inversor modelo SMA Sunny 24000TL-US cada,

enquanto que, para os 2 grupos voltados para Leste, por apresentarem uma maior

quantidade de módulos, foram necessários 2 inversores modelo SMA Sunny

24000TL-US para cada; o último grupo, formado pelos telhados da casa de máquinas

e abrigo dos reservatórios, utilizou 2 inversores modelo SMA Sunny 15000TL-US. A

Tabela 5 sintetiza as características de cada inversor e a quantidade requerida de

cada um para o projeto proposto.

Tabela 5 – Inversores utilizados no projeto proposto

(continua)

Fabricante SMA SMA SMA Enphase

Modelo Sunny 7000TL-US Sunny 12000TL-US Sunny 15000TL-US M250

Quantidade utilizada

1 1 4 213

Potência máxima (W)

7175 12250 15300 201 - 310

Tensão de entrada máxima (V)

1000 1000 1000 48

Faixa de tensão de operação ótima (V)

290 - 800 300 - 800 300- 800 27 - 39

Corrente de entrada máxima (A)

15 / 10 33 33 15

Circuitos com MPPT independentes

2 2 2 1

Eficiência CEC (%) 97.5 97.5 97.5 96.5

90

(conclusão)

Fabricante SMA SMA SMA

Modelo Sunny 15000TL Sunny 20000TL-US Sunny 24000TL-US

Quantidade utilizada

1 5 2

Potência máxima (W)

15340 20400 24500

Tensão de entrada máxima (V)

1000 1000 1000

Faixa de tensão de operação ótima (V)

360 - 800 380 - 800 450 - 800

Corrente de entrada máxima (A)

33 / 11 33 33

Cicuitos com MPPT independentes

2 2 2

Eficiência CEC (%) 97.8 97.5 98

Fonte: (ENPHASE ENERGY, 2013; SMA SOLAR TECHNOLOGY AG, 2015b).

5.7.3 DETERMINAÇÃO DOS CIRCUITOS

A determinação dos diferentes circuitos que interconectam os módulos

fotovoltaicos aos inversores é bastante trabalhosa, porém muito importante para a

eficiência final do sistema fotovoltaico proposto. Em um primeiro momento, o projetista

determina os limites que deverá respeitar para cada circuito de cada inversor utilizado,

e posteriormente arranja as strings de módulos em série e/ou paralelo dentro dos

circuitos previstos. Para inversores com potências nominais elevadas, não existe a

possibilidade de interligar poucos módulos em um circuito, o projetista trabalha com

um número mínimo de módulos (baseado no limite inferior da faixa de atuação do

MPPT) e um número máximo (atrelado a tensão máxima de operação do inversor). O

fator que prevalece nas escolhas de projeto dos circuitos é, como na determinação

dos grupos de inversores, interligar strings de módulos com exposições semelhantes

à irradiação e ao sombreamento, prever diodos de by-pass onde for necessário e

evitar sobrecargas de corrente e perdas por mismatch.

91

Os cálculos se iniciam com a determinação da temperatura de operação das

células fotovoltaicas nos extremos de temperatura ambiente do local de instalação,

através da seguinte Equação 2 (LUQUE; HEGEDUS, 2011, p. 801; MESSENGER;

VENTRE, 2003, p. 54):

𝑇 = 𝑇𝑎𝑟 + (𝑁𝑂𝐶𝑇 − 20℃) ∗ 𝐸𝑇 800⁄ 𝑊𝑚−2 Equação 2

. O parâmetro Tar se refere aos valores extremos de temperatura atingidos ao

longo do ano climático de referência. Para Curitiba, de acordo com os dados climáticos

do Projeto SWERA, a temperatura mínima é de 0,6 ºC, enquanto que a máxima chega

a 34 ºC. ET refere-se a irradiância solar total aferida durante os extremos da região.

Para o pior caso, supõe-se que a irradiância seja nula (no momento do nascer do Sol),

enquanto que a máxima considerada equivale à irradiância para AM1 na STC (1.000

Wm-2). Assim, temos as Equações 3 e 4:

𝑇𝑚𝑖𝑛 = 𝑇𝑎𝑟𝑚𝑖𝑛 Equação 3

𝑇𝑚𝑎𝑥 = 𝑇𝑎𝑟𝑚𝑎𝑥+ (𝑁𝑂𝐶𝑇 − 20℃) ∗ 1.000 800⁄ Equação 4

As temperaturas obtidas são utilizadas para a determinação dos números

mínimo e máximo de módulos que são permitidos em um mesmo circuito, para o

inversor, módulo e local considerados. As Equações 5 e 6 determinam a tensão de

circuito aberto máxima 𝑉𝑜𝑐𝑚𝑎𝑥 (que deve ser menor que a tensão nominal de entrada

máxima permitida pelo inversor), e a tensão de operação mínima 𝑉𝑚𝑚𝑎𝑥 (que deve ser

maior que a tensão de operação mínima do MPPT do circuito) (MESSENGER;

VENTRE, 2010, p. 123), visando estimar os valores de tensão para as temperaturas

reais enfrentadas, e não a temperatura da STC:

𝑉𝑜𝑐𝑚𝑎𝑥= 𝑉𝑜𝑐(25℃)[1 + (𝑇𝑚𝑖𝑛 − 25)(∆𝑉𝑜𝑐 ∆𝑇⁄ )] Equação 5

𝑉𝑚𝑚𝑎𝑥= 𝑉𝑚(25℃)[1 + (𝑇𝑚𝑎𝑥 − 25)(∆𝑉𝑚 ∆𝑇⁄ )] Equação 6

O coeficiente de temperatura ∆𝑉𝑜𝑐 ∆𝑇⁄ , que indica a variação do valor da

tensão de circuito aberto do módulo com a variação da temperatura da célula

fotovoltaica, constava nas informações técnicas do módulo fotovoltaico, porém, o

coeficiente ∆𝑉𝑚 ∆𝑇⁄ não foi informado. O mesmo valor foi utilizado para os dois

coeficientes, todavia deve-se obter junto a fabricante o valor correto para maior

confiabilidade dos resultados. Após a determinação dos valores de 𝑉𝑜𝑐𝑚𝑎𝑥 e 𝑉𝑚𝑚𝑎𝑥

, os

circuitos e suas strings de módulos, ligadas em paralelo, foram determinados. O

92

detalhamento da quantidade de módulos por string encontra-se na Tabela 6. A Figura

56 apresenta uma ideia das interconexões entre os módulos, com cada string de

módulos sendo representada por uma coloração distinta.

Figura 56 - Strings do sistema fotovoltaico proposto identificadas por cores


93

Tabela 6 - Especificação dos circuitos, potência instalada, irradiação total incidente e energia aproveitada.

(continua)

Fachada Norte

Inversor Circuito String Quantidade de Módulos

Potência Instalada (W)

Irradiação Total Incidente (Wh/m²*ano)

Energia Incidente (kWh/ano)

Energia Aproveitada (kWh/ano)

SMA Sunny 15000TL-US 1 1 15 3900 11443028 18412 2901

1 2 15 3900 11431754 18394 2898

2 1 16 4160 12198817 19628 3093

2 2 16 4160 12201770 19633 3093

Total 62 16120 76066 11985

Fachada Oeste






SMA Sunny 15000TL-US 1 1 11 2860 6854103.5 11028 1738

1 2 11 2860 6709289 10795 1701

2 1 17 4420 4443586.5 7150 1127

2 2 17 4420 4409399 7095 1118

SMA Sunny 12000TL-US 1 1 12 3120 2293163 3690 581

1 2 12 3120 2271515.5 3655 576

2 1 12 3120 3534785.5 5687 896

2 2 12 3120 3514621.5 5655 891

Enphase M250 81 21060 15830130 25471 3288

Total 185 48100 36068 11915

Fachada Sul






SMA Sunny 15000TL 1 1 13 3380 7695385.5 12382 1961

2 1 17 4420 3831266.25 6165 976

94

(continua)






2 2 16 4160 4152911.5 6682 1058

2 3 16 4160 4610344 7418 1175

Total 62 16120 32646 5170

Fachada Leste






SMA Sunny 20000TL-US 1 1 17 4420 10751692 17299 2726

2 2 17 4420 10683825 17190 2708

2 1 21 5460 6975773 11224 1768

2 2 21 5460 6616755.5 10646 1677

SMA Sunny 7000TL-US 1 1 14 3640 5623555.5 9048 1426

2 1 14 3640 4658569 7496 1181

Enphase M250 132 34320 30624772 49275 6360

Total 236 61360 122179 17847

Telhado






SMA Sunny 24000TL-US 1 1 24 6240 36152644 58170 9165

1 2 23 5980 34595556 55664 8770

1 3 24 6240 35689680 57425 9048

2 1 24 6240 31545100 50756 7997

SMA Sunny 20000TL-US 1 1 18 4680 26968508 43392 6837

1 2 18 4680 26971276 43397 6838

2 1 18 4680 26983624 43417 6841

2 2 18 4680 26983624 43417 6841

SMA Sunny 20000TL-US 1 1 18 4680 26569732 42751 6736

1 2 18 4680 26823874 43160 6800

95

(conclusão)






2 1 18 4680 26533012 42692 6726

2 2 18 4680 26089662 41978 6614

SMA Sunny 24000TL-US 1 1 24 6240 36128400 58131 9159

1 2 23 5980 34577220 55635 8766

1 3 24 6240 35407536 56971 8976

2 1 24 6240 29648144 47704 7516

SMA Sunny 20000TL-US 1 1 18 4680 26952116 43366 6833

1 2 18 4680 26949776 43362 6832

2 1 18 4680 26960078 43379 6835

2 2 18 4680 26858044 43215 6809

SMA Sunny 20000TL-US 1 1 18 4680 26546986 42714 6730

1 2 18 4680 26797358 43117 6794

2 1 18 4680 26477524 42602 6712

2 2 18 4680 26028682 41880 6599

SMA Sunny 15000TL-US 1 1 23 5980 34889360 56137 8845

2 1 16 4160 24270800 39052 6153

2 2 16 4160 24270754 39052 6153

SMA Sunny 15000TL-US 1 1 23 5980 34888444 56136 8845

2 1 16 4160 24270212 39051 6153

2 2 16 4160 24270086 39051 6153

Total 588 152880 1396769 220075

Total do SF 1133 294580 1663729 266992

Total do SF * PR 224273


96

5.8 PRODUÇÃO ENERGÉTICA ANUAL PREVISTA

Nesta etapa do trabalho, enfim as condições estão estabelecidas para que se

possa estimar a produção energética atual do sistema proposto. O Ecotect Analysis

gera relatórios de energia incidente para objetos selecionados, e a Tabela 6 consolida

todos os dados de irradiação e produção energética das fachadas e do sistema como

um todo. A produção energética final é obtida através da Equação 7:

𝐸 (𝑘𝑊ℎ/𝑎𝑛𝑜) = 𝑃𝑅𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 ∗ ∑ (𝐴𝑖 ∗ 𝑟𝑖 ∗ 𝐻𝑖)𝑛𝑖=1 Equação 7

Onde:

E = produção energética anual do sistema fotovoltaico (kWh/ano),

PRsistema = 𝑝𝑒𝑟𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑛𝑐𝑒 𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜 do sistema fotovoltaico (%),

n = número total de módulos analisados,

Ai = área de cada módulo avaliado (𝑚2),

ri = eficiência de cada módulo avaliado (%),

Hi = irradiação total anual sobre cada módulo avaliado (kWh/m2 ∗ ano).

A produção energética total prevista para a edificação alcançou mais de 224

MWh anuais, quantidade suficiente para atender as necessidades energéticas anuais

de 112 domicílios residenciais brasileiros, considerando um consumo médio global de

167 kWh por mês (PESSANHA; LEON, 2013, p. 30). A Tabela 7 consolida as

produções por superfícies e compara os rendimentos das mesmas com o rendimento

do telhado e o rendimento total; com base na Figura 57, é possível analisar o quão

satisfatório foram os desempenhos das fachadas.

Tabela 7 - Produção e rendimento por área das superfícies da edificação.

(continua)

Norte Oeste Sul Leste Total Telhado Total +

Telhado

Área dos módulos (m2)

99.8 297.7 99.8 379.7 876.9 946.1 1823.0

97

(conclusão)

Norte Oeste Sul Leste Total Telhado Total +

Telhado

Produção Energética (kWh/y)

10067 10008 4343 14991 39410 184863 224273

Produção / Produção do telhado (%)

5.45% 5.41% 2.35% 8.11% 21.32% 100.00% -

Produção / Produção total (%)

4.49% 4.46% 1.94% 6.68% 17.57% 82.43% 100.00%

Rendimento por área (kWh/m2*y)

101 34 44 39 45 195 123

Rendimento / Rendimento do telhado (%)

51.65% 17.21% 22.28% 20.20% 23.00% 100.00% 62.96%


Figura 57 - Rendimento por área para diferentes configurações de superfície e tecnologias

Fonte: WELLER et al. (2010, p. 31).

Algumas observações podem ser feitas com base nos resultados obtidos:

Apesar da relativa simetria da edificação, as fachadas Oeste e Leste

receberam uma quantidade significativamente diferente de área de

98

módulos fotovoltaicos, o que ressalta a importância da previsão do

aproveitamento de energia solar durante a fase de projeto;

A área para geração fotovoltaica do telhado é maior que a soma das

áreas de todas as fachadas, o que contribuiu ainda mais para a

diferença entre esta superfície e as restantes;

A fachada Norte produziu a mesma quantidade de energia que a

fachada Oeste, com uma área de cobertura por módulos fotovoltaicos

três vezes menor, o que evidencia a importância do ângulo azimutal

para o projeto do sistema fotovoltaico;

A energia produzida pelas fachadas equivale a 21% da produção

energética dos telhados e pouco mais de 17% da energia total, um

patamar aquém do esperado inicialmente;

O rendimento por área da fachada Norte é mais de 50% do rendimento

dos telhados, um resultado considerado muito bom quando comparado

com os rendimentos da Figura 57;

O próprio rendimento dos telhados está próximo dos limites de

rendimento previstos pela Figura 57, caracterizando a superfície como

excelente para a instalação de módulos fotovoltaicos.

O dimensionamento feito por Bueno et al. (2015) utilizou a mesma localização

e altitude, o mesmo arquivo climático e uma edificação com características

semelhantes às do Bloco B (razão área de telhado por área de fachada superior às

edificações mais comuns na cidade) e obteve uma produção energética para as

fachadas de 33% da produção dos telhados, razão bem superior aos 17% estimados

para este projeto. A explicação está na simplicidade arquitetônica das fachadas por

ele avaliadas (sem angulações ou reentrâncias), na similaridade entre as áreas mais

expostas à radiação solar, e na escolha do melhor ângulo de desvio azimutal do

edifício, fundamental para maximizar a área de fachada exposta aos maiores níveis

de radiação.

99

5.9 DIMENSIONAMENTO DAS CARGAS

A ideia inicial do trabalho previa a comparação da quantidade de energia

produzida com a consumida pelo Câmpus Curitiba – Sede Ecoville, todavia, por

questões burocráticas, não foi possível ter acesso aos dados de consumo. Com isso,

realizou-se uma previsão das cargas do Bloco B, através de uma estimativa de

demanda. Para a estimativa, foi feito um levantamento das cargas instaladas no

edifício, o que incluiu os dispositivos de iluminação, as tomadas de uso geral (TUGs),

e as tomadas de uso específico (TUEs), com a especificação das potências nominal

dos aparelhos e equipamentos.

O Bloco B é composto por 4 pavimentos, sendo estes compostos por:

1º pavimento: restaurante universitário, 5 banheiros, 4 salas

administrativas corredores e escadaria;

2º pavimento: biblioteca, 2 auditórios, sala para copiadora, 5 banheiros,

corredores e escadaria;

3º e 4º pavimentos (pavimento-tipo): 8 salas-de-aula, 2 salas

administrativas, 2 salas de laboratório, 5 banheiros, corredores e

escadaria;

Telhado: motor do elevador e bomba para a caixa d’água.

A estimativa de carga dos ambientes é a composição da carga de cada

componente elétrico instalado nas mesmas, levando em consideração as potências

características dos componentes, a quantidade instalada, o fator de potência dos

equipamentos e o fator de demanda dos mesmos. Para o cálculo da energia

demandada, multiplica-se a potência pela quantidade anual de horas de utilização dos

equipamentos. Para os fatores de demanda e potências dos aparelhos, iluminação e

tomadas, foram utilizados dados do livro do Niskier & Macintyre (2013, p. 74). Dentre

as principais recomendações observadas, destacam-se:

Potência de 200 VA para TUGs;

Fator de demanda de 80% para cargas de TUGs e iluminação até 20kV,

e 50% para acima de 20kV;

Fator de potência de 0,92 para lâmpadas.

100

A Tabela 8 elenca as principais cargas instaladas e seus respectivos

consumos mensais estimados. De acordo com os cálculos iniciais, a energia

necessária para alimentar o Bloco B durante 1 ano é de aproximadamente 355 MWh,

enquanto que a carga instalada fica próxima de 163 kW.

Tabela 8 – Carga instalada no Bloco B do Câmpus Curitiba – Sede Ecoville

(continua)

Carga Quantidade Potência

(W)

Horas de funcionamento

(h/mês)

Dias de funcionamento

(dias/mês)

Consumo mensal (kWh)

Lâmpada 32W

1130 35 12 22 9.2

Lâmpada 10W

186 11 12 22 2.9

Refrigerador 1 415 24 30 132.6

Freezer 3 1500 24 30 261.0

Balcão refrigerador

5 2500 24 30 300.0

Forno elétrico 1 4500 4 25 450.0

Cafeteira 1 1300 12 22 343.2

Pass through 2 3400 8 22 1080.0

Microondas 2 1500 2 22 132.0

Refresqueira 1 700 6 25 105.0

Espremedor de frutas

1 200 2 22 8.8

Forno elétrico 1 3000 4 22 264.0

Buffet modulado

1 8333 8 25 1000.0

Liquidificador industrial

1 700 2 22 30.8

Estufa salgados

1 500 12 25 150.0

Máquina café 1 1200 12 25 360.0

101

(conclusão)

Carga Quantidade Potência

(W)

Horas de funcionamento

(h/mês)

Dias de funcionamento

(dias/mês)

Consumo mensal (kWh)

Computador 82 300 6 22 39.6

Ventilador 38 100 8 10 8.0

Televisão 2 150 4 22 13.2

Secador de mãos

20 2000 4 22 176.0

Bebedouro 4 120 12 22 31.7

Copiadora 3 1500 12 22 396.0

Projetor 18 2000 8 22 352.0

Roteador 12 50 24 30 36.0

TUG 228 200 12 22 52.8

Motor elevador

1 6487.5 6 22 856.4

Motor do reservatório

1 1125 6 25 168.8


5.10 COMPARAÇÃO PRODUÇÃO X DEMANDA

Comparando as produções energéticas da Tabela 7 com os cálculos de

demanda da seção 5.9, conclui-se que o sistema fotovoltaico proposto atende por

volta de 63% da demanda energética da edificação, enquanto que a potência instalada

do sistema é 81% superior à carga instalada. Se o sistema fosse composto somente

pelos módulos das fachadas, 11% da demanda energética seria atendida, enquanto

que, caso o mesmo fosse composto apenas pelos módulos do telhado, o atendimento

da demanda seria de 52%. Salienta-se que tais estimativas são superficiais e podem

sofrer relativa variação.

102

5.11 VIABILIDADE FINANCEIRA

Para o estudo da viabilidade financeira, algumas premissas precisam ser

adotadas, pois o mercado fotovoltaico brasileiro é incipiente, as taxas cambiais são

imprevisíveis (até mesmo a curto prazo), as aprovações de novos estímulos para o

mercado fotovoltaico são incertas, e as tarifas de energia tiveram aumento substancial

nos últimos anos, em partes justificada por uma crise hídrica ainda não resolvida

(DIEESE, 2015). As premissas adotadas serão:

As tarifas de energia no Brasil terão aumento médio de 5% ao ano

durante os próximos 25 anos (período de garantia dos módulos solares

pelas fabricantes);

O valor da tarifa de energia cobrado pela Copel e utilizado para o

primeiro ano das projeções foi de 0,78644 reais por kWh consumido,

enquadrando o Câmpus Curitiba – Sede Ecoville na categoria A1 (230

kV ou mais) (COPEL, 2015b);

A cotação do câmbio para o período de aquisição dos componentes

importados será de R$3,50;

O custo com a importação de módulos e inversores, incluindo impostos

de importação, frete e seguro, taxas diversas e internalização será de

80% do valor no mercado externo, o que está de acordo com o estudo

da ABINEE (2012, p. 58);

Custos com cabos e proteções, sistema de fixação e demais custos

serão determinados por interpolação linear dos valores informados pela

ABINEE (2012, p. 58) para projetos de diferentes capacidades, como

fez Groth (2013, p. 42);

Os módulos apresentarão uma redução anual de 0,83% na produção

energética, contabilizando 20% de redução ao final de 25 anos,

comportamento previsto para os mesmos pela própria fabricante

(CANADIAN SOLAR, 2013);

Os inversores serão substituídos após 15 anos de uso.

A Tabela 9 apresenta os custos estimados para o sistema fotovoltaico

proposto. A distribuição dos custos está coerente com os resultados esperados

segundo DGS (2013, p. 265) (Figura 58).

103

Os módulos e inversores foram cotados nos seguintes sites de distribuidores:

http://www.wholesolar.com (Enphase M250)

http://www.proinsosolar.com (todos os inversores da SMA)

http://minhacasasolar.lojavirtualfc.com.br (módulo CS6P 260P)

http://www.freecleansolar.com (módulo FLEX-01-210W)

Tabela 9 – Estimativa de custos para implantação do sistema fotovoltaico

Potência instalada (W) 283.930 Custo / Custo total (%)

Custo dos módulos R$ 1.641.394,40 64%

Custo dos inversores R$ 523.248,66 20%

Custo de cabos e proteções R$ 113.225,00 4%

Custo do sistema de fixação R$ 122.338,00 5%

Demais custos (conexão, projeto, etc.) R$ 156.229,00 6%

Total R$ 2.556.435,06

Total (R$/W) R$ 9,00


Figura 58 - Distribuição dos custos de um sistema fotovoltaico, por categoria

Fonte: DGS (2013, p. 265).

104

A simulação da viabilidade financeira, apesar de não considerar qualquer tipo

de incentivo fiscal e tributário, utilizou como base o preço praticado pela Copel em

2015, que sofreu considerável ajuste com relação a 2014. O Câmpus Curitiba da

UTFPR pagou em 2014 o equivalente a R$ 0,40 por kWh consumido (UTFPR, 2015,

p. 187), enquanto as simulações consideraram o preço inicial de R$ 0,79 por kWh,

conforme consta no site da Copel, e uma elevação contínua de 5% ao ano dos preços,

até atingir R$ 2,54 por kWh ao final de 25 anos (Gráfico 7). Para estes valores, ainda

de acordo com o Gráfico 7, a simulação apresentou economias crescentes geradas

pelo sistema fotovoltaico, e um fluxo de caixa robusto para o investimento necessário

(Gráfico 8), indicando um período de retorno do investimento de 11,6 anos, e uma

economia para a UTFPR após 25 anos (valor acumulado da energia gerada

descontada dos custos exigidos) de R$ 4.322.786,70.

Gráfico 7 - Cenários previstos para o sistema fotovoltaico proposto


R$ 0

R$ 50,000

R$ 100,000

R$ 150,000

R$ 200,000

R$ 250,000

R$ 300,000

R$ 350,000

R$ 400,000

R$ 0.50

R$ 1.00

R$ 1.50

R$ 2.00

R$ 2.50

R$ 3.00

An

o 1

An

o 2

An

o 3

An

o 4

An

o 5

An

o 6

An

o 7

An

o 8

An

o 9

An

o 1

0

An

o 1

1

An

o 1

2

An

o 1

3

An

o 1

4

An

o 1

5

An

o 1

6

An

o 1

7

An

o 1

8

An

o 1

9

An

o 2

0

An

o 2

1

An

o 2

2

An

o 2

3

An

o 2

4

An

o 2

5

Custo previsto da energia cobrado pela Copel (R$/ kWh)

Economia gerada pelo sitema fotovoltaico para a UTFPR (R$)

105

Gráfico 8 - Fluxo de caixa para o investimento no sistema fotovoltaico proposto


O resultado apresentado não considera a desvalorização da moeda ao longo

do tempo, mas serve para indicar o panorama atual do mercado fotovoltaico no Brasil,

pois se há pouco tempo atrás não se esperaria um período de retorno razoável para

um investimento dessa magnitude e sem incentivo governamental, hoje o período

justifica o investimento. Como comparação, caso o sistema fotovoltaico fosse

constituído apenas pelos módulos e inversores do telhado, o período de retorno do

investimento cairia para 7,7 anos, enquanto que a economia para a UTFPR manter-

se-ia no mesmo patamar, atingindo R$ 4.301.623,34 após 25 anos.

5.12 SUSTENTABILIDADE

O Brasil é um país reconhecido mundialmente por sua matriz energética

renovável, pois mais de 80% da energia que consome é oriunda de usinas

hidrelétricas. No entanto, as recentes crises hídricas que o país vem enfrentando

obrigam o mesmo a acionar usinas termelétricas que utilizam óleo como combustível,

um processo altamente poluente e não-renovável. Enquanto grandes usinas

hidrelétricas apresentam uma pegada de carbono entre 10 a 30 gCO2/kWh (EDF

ENERGY, 2015), as termelétricas atingem 650 gCO2/kWh, e o lançamento de carbono

na atmosfera para suprir a demanda de energia primária no Brasil tem superado 130

gCO2/kWh (INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2015).

-20,000

-15,000

-10,000

-5,000

0

5,000

10,000

15,000

20,000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Flu

xo d

e C

aixa

(R

$)

Ano

106

Neste cenário, por mais que o Brasil possua uma matriz energética

reconhecidamente renovável, abre-se espaço para se analisar os benefícios da

inserção da geração distribuída de energia fotovoltaica na mesma. Estimar com

precisão a pegada de carbono de sistemas fotovoltaicos instalados no Brasil seria uma

tarefa complexa, pois dependeria do local onde os módulos e outros componentes

foram fabricados (processos de fabricação de módulos na China, por exemplo, podem

lançar até o dobro de poluentes na atmosfera, se comparados com processos nos

Estados Unidos) (YUE; YOU; DARLING, 2014); do transporte desses módulos entre

o país de origem e o local de instalação, de toda a estrutura imobilizada em várias

etapas entre a fabricação e instalação, do acondicionamento desses módulos, e da

irradiação local (que no Brasil é maior e, portanto, os valores de pegada de carbono

seriam inferiores aos levantados em países europeus).

Adotando um valor de 70 gCO2/kWh (EDF ENERGY, 2015) para a pegada de

carbono do sistema fotovoltaico proposto, conclui-se que o mesmo evitaria,

anualmente, o lançamento de quase 14 toneladas de CO2 na atmosfera terrestre. Ao

longo de 25 anos de vida útil previstos para o sistema, seriam 350 toneladas evitadas.

Um aspecto polêmico dessa situação é que, enquanto as outras fontes de energia

lançam o CO2 na atmosfera local, a utilização da energia fotovoltaica acaba

“exportando” a poluição para os países fabricantes dos módulos fotovoltaicos.

Outra analogia interessante é com relação à quantidade de árvores

necessárias para se produzir o mesmo efeito na atmosfera. Uma árvore pode ser

capaz de remover mais de 160 kg de CO2 do ambiente ao longo de 20 anos de vida

(CICLOVIVO, 2013), sendo que esse valor pode variar bastante de acordo com a

espécie e o local de plantio. Para essa taxa, seria necessário o plantio de mais de

2.000 árvores para a remoção das mesmas 350 toneladas evitadas pelo sistema

fotovoltaico, além da imobilização de 12.000 m2 de área para o plantio (considerando

uma área média de 6 m2 por árvore), enquanto o sistema fotovoltaico proposto

aproveita áreas já imobilizadas. É fato que o carbono não seria removido da atmosfera

pelo sistema, e sim deixaria de ser despejado caso essa energia utilizada fosse gerada

por outras fontes, todavia a comparação serve para ilustrar o impacto positivo que um

sistema fotovoltaico pode gerar na atmosfera.

107

6 CONCLUSÃO

Este trabalho se propôs a analisar a produção das fachadas de uma edificação

de apenas 4 pavimentos, onde a área aproveitada das fachadas correspondeu a 48%

da área total mobilizada para a produção de energia fotovoltaica (incluindo a área do

telhado). Considerando que tal situação exigiu a utilização de áreas em níveis mais

baixos, na qual há maior interferência de sombras nos módulos fotovoltaicos, era

esperado que a produção energética atingisse resultados consideravelmente menores

que na grande área de telhado disponível no edifício. Todavia, deve-se considerar que

o mesmo não é representativo, pois boa parte dos edifícios contam com pouca área

de telhado e contar com as fachadas não é uma alternativa. Áreas de fachadas

costumam representar 60 a 80% da área total de um edifício comercial típico em

grandes centros urbanos (ESCLAPÉS et al., 2014). No caso de Curitiba, apenas 4%

das edificações apresentam perfil baixo, ou seja, pouca área de fachada (EMPORIS

GMBH, 2015).

Se confirmada a previsão das cargas da edificação, o atendimento de pouco

mais de 60% da energia demandada frustra, de certo modo, a expectativa inicial de

fornecimento total da mesma, enquadrando o edifício na categoria “Net Zero Energy”.

Edifícios que produzem toda a energia que consomem são tendências para um futuro

próximo, como pode se verificar na Europa, em que todos os prédios em construção

até 2021 deverão se enquadrar nesta categoria (SCHUETZE, 2013). Dentre as

possibilidades para um sistema mais produtivo estariam a adoção de módulos mais

eficientes (módulos com mais de 20% de eficiência são facilmente encontrados no

mercado internacional), a utilização de suportes de fixação com rastreadores solares,

a instalação de módulos em áreas externas (como, por exemplo, a instalação de

coberturas fotovoltaicas para o estacionamento) e até mesmo a execução de obras

de modificação das fachadas e do telhado para aumentar a área disponível e diminuir

a interferência das sombras. Por outro lado, a sustentabilidade nas edificações

também envolve a substituição dos componentes elétricos atuais por outros com

maiores eficiências, e a conscientização dos frequentadores do espaço quanto ao

desperdício de energia.

De fato, seria mais adequado avaliar a produção energética de sistema

fotovoltaico que abrangesse todas as áreas disponíveis do Câmpus Curitiba – Sede

108

Ecoville, assim como a avalição do consumo energético de todo o complexo. O Bloco

B aparenta ser o edifício com o menor acesso à irradiação solar dentre os já

construídos no Câmpus, por estar cercado por outros quatro blocos. Também

aparenta ser o bloco com maior demanda energética, pela alta concentração de salas

de aula e por abrigar o restaurante universitário.

Um aspecto negativo dos resultados obtidos envolveu a inviabilidade da

utilização de vidros fotovoltaicos nas janelas e pele de vidro da edificação. A

constatação deveu-se à irradiação solar aquém do esperado para as fachadas Oeste

e Leste, às baixas eficiências dos vidros fotovoltaicos disponíveis atualmente no

mercado (entre 4 e 8%), aos preços elevados do W/m² apresentados pelas opções

disponíveis, e ao desperdício gerado em uma possível substituição dos vidros comuns

por fotovoltaicos. Em um projeto arquitetônico que leve em consideração a geração

de energia solar desde a sua concepção, com orientações favoráveis como a da

fachada Norte, talvez a adoção de vidros fotovoltaicos translúcidos passe a ser viável.

Aliás, os resultados deste estudo trazem à luz evidências de que a locação

das edificações deu pouca importância para a irradiação solar incidente no edifício.

Há um desequilíbrio entre as irradiações recebidas pelas fachadas, e a que mais

recebe energia solar se resume a um estreito “paredão” de alvenaria. Em uma cidade

de clima temperado como Curitiba, em que os meses de inverno apresentam

temperaturas médias em torno de 13º, o acesso da radiação solar deveria ser

facilitado. No entanto, é usual que projetistas deem preferência ao alinhamento da rua

no posicionamento dos edifícios.

O trabalho também procurou demonstrar os efeitos de elementos adjacentes

à edificação na irradiação recebida pela mesma, consequentemente, na produção

energética do sistema fotovoltaico. Alguns elementos, como postes de iluminação,

dispositivos elétricos instalados nas fachadas, elementos do SPDA e coberturas de

passarelas, podem ser realocados ou modificados a fim de se obter uma melhoria na

produção. No entanto, outros elementos, como árvores (em constante crescimento) e

edificações adjacentes posteriores à construção do edifício, são de difícil previsão. O

que se conclui, portanto, é que deve se dar preferência para as fachadas dos últimos

andares (quando possível), onde essa influência é menor.

109

Os resultados obtidos também apresentaram aspectos bastante positivos com

relação à sustentabilidade. Se a quantidade de energia gerada por apenas um dos

blocos do Câmpus Curitiba – Sede Ecoville é suficiente para atender até 112 famílias

brasileiras, e considerando que Curitiba conta hoje com 938 edificações (EMPORIS

GMBH, 2015), é possível estimar que a cidade pudesse atender o consumo energético

de 25% de sua população apenas com sistemas fotovoltaicos como o proposto.

Substituir as usinas termelétricas por sistemas fotovoltaicos distribuídos diminuiria

drasticamente o lançamento de CO2 nas atmosferas do país, sem que seja necessário

a mobilização de qualquer nova área que já não estivesse imobilizada para outros fins,

o que significa ausência de desmatamento, de alterações em ecossistemas e de

remanejamento de famílias.

Porém, o ponto alto do trabalho apresentado fica por conta da viabilidade

financeira. A previsão é de um sistema que economizará mais de 4 milhões de reais

ao final de 25 anos, pagando-se o investimento inicial necessário de 2,5 milhões de

reais em pouco mais de 11 anos. Para o governo brasileiro, estimular sistemas

fotovoltaicos distribuídos significa aumentar a capacidade de geração de energia

limpa do país, sem que seja necessário, para isso, empregar voluptuosas somas de

dinheiro público em grandes usinas. Basta apenas financiar o desenvolvimento com

incentivos fiscais e tributários, e desenvolver linhas de financiamento acessíveis para

quem quer adotar a tecnologia, pois o investimento seria privado para a maioria dos

casos. Do lado do consumidor, um investimento retornando em pouco mais de 7 anos

é bastante atrativo no Brasil, para um sistema com vida útil de 25 anos e que protegerá

o investidor das oscilações do preço da energia elétrica. Na Califórnia (EUA), em que

o mercado fotovoltaico é bastante evoluído e recebe importantes estímulos

governamentais, frequentemente se trabalha com período de retorno de 4 a 6 anos

para projetos residenciais. Enfim, esse cenário era improvável em até poucos anos

atrás para o Brasil, e a tendência é evoluir ainda mais.

110

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116

ANEXO A

Figura 59 - Projeto arquitetônico do Bloco C do Câmpus Curitiba - Sede Ecoville (prancha 06).

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ENVELOPAMENTO DE EDIFICAÇÕES COM TECNOLOGIAS...

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