Estudo de viabilidade técnica e econômico-financeira para ... · 8. Conclusão I. Suemitsu,...
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i Estudo de viabilidade técnica e econômico-financeira para a implementação de sistema fotovoltaico em condomínio residencial com conexão à rede de distribuição de energia elétrica Eliza Alcantara Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia Elétrica da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro. Orientador: Walter Issamu Suemitsu Rio de Janeiro Setembro 2017
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i
Estudo de viabilidade técnica e econômico-financeira para a implementação
de sistema fotovoltaico em condomínio residencial com conexão à rede de
distribuição de energia elétrica
Eliza Alcantara
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte
dos requisitos necessários à obtenção do título de
Engenheiro.
Orientador: Walter Issamu Suemitsu
Rio de Janeiro
Setembro 2017
ii
Estudo de viabilidade técnica e econômico-financeira para a implementação
de sistema fotovoltaico em condomínio residencial com conexão à rede de
distribuição de energia elétrica
Eliza Alcantara
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE
ENGENHARIA DE ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS
PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRA ELETRICISTA.
Examinada por:
_______________________________________
Prof. Walter Issamu Suemitsu (Orientador)
_______________________________________
Prof. Heloi José Fernandes Moreira
_______________________________________
Prof. Antonio Lopes de Souza
Rio de Janeiro
Setembro 2017
iii
Alcantara, Eliza
Estudo de viabilidade técnica e econômico-financeira para a
implementação de sistema fotovoltaico em condomínio residencial com
conexão à rede de distribuição / Eliza Alcantara – Rio de Janeiro:
UFRJ/Escola Politénica, 2017.
VIII, 70p.: il.; 29,7cm
Orientador: Walter Issamu Suemitsu
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/
Curso de Engenharia Elétrica, 2017.
Referências Bibliográficas: p. 67
1. Introdução. 2. Energia solar. 3. Normas técnicas e legislação. 4.
Arranjo fotovoltaico. 5. Levantamento de dados. 6. Microgeração on
grid. 7. Análise de viabilidade técnica e econômica. 8. Conclusão I.
Suemitsu, Walter. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro. III.
Estudo de viabilidade técnica e econômica para a implementação de
sistema fotovoltaico em condomínio residencial com conexão à rede de
distribuição
iv
Agradecimentos
Para minha mãe, Elza, que me deu a vida e me criou com todo amor e dedicação.
Para os meus avós, Helio e Elia, que me garantiram um lar e me protegeram sobre
seus escudos mesmo muito depois de partirem.
Para o meu cachorro, Pingo, que me ensinou sobre lealdade e preencheu de luz até os
dias mais escuros.
Para meus amigos, que dão significado aos meus dias. Em especial: Jorge, Stephanie e
Ana, com os quais cresço todos os dias.
Gostaria também de agradecer aos meus heróis J.K. Rowling, J.R.R. Tolkien e Philip
Pullman, que me proporcionaram as melhores aventuras e são responsáveis pela minha
formação de caráter.
Por fim, mas não menos importantes, gostaria de agradecer aos professores que a vida
me deu. Em especial aos professores Heloi e Walter, cuja alegria de ensinar nunca se
esvaeceu.
v
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica - UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheira Eletricista.
Estudo de viabilidade técnica e econômica para a implementação de sistema
fotovoltaico em condomínio residencial com conexão à rede de distribuição
de energia elétrica
Eliza Alcantara
Setembro/2017
Orientador: Walter Issamu Suemitsu
Curso: Engenharia Elétrica
Este projeto visa avaliar a viabilidade da instalação de um sistema fotovoltaico em um
condomínio residencial localizado na Barra da Tijuca, Rio de Janeiro – RJ, em seus aspectos
técnicos e econômicos. São apresentadas as leis que regem o sistema elétrico fotovoltaico no
Brasil, tributações e incentivos, dados e fontes que visam estimar a radiação solar no local ao
longo do ano e o projeto de instalação elétrica do sistema fotovoltaico ligado à rede elétrica
(on grid) no programa SIMULINK, bem como suas simulações e gráficos resultantes. Neste
estudo será identificada a viabilidade técnica da instalação através da comparação entre
energia gerada na simulação, relação com a capacidade máxima do equipamento e seu
aproveitamento, bem como a necessidade energia no local. A análise econômica será avaliada
através do tempo de retorno do investimento e suas vantagens e desvantagens em relação ao
sistema padrão existente de fornecimento de energia elétrica.
Palavras chave: fotovoltaica, energia solar, regulamentação, on grid.
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of
the requirements for the degree of Electrical Engineer.
vi
Estudo de viabilidade técnica e econômica para a implementação de sistema
fotovoltaico em condomínio residencial com conexão à rede de distribuição
de energia elétrica
Eliza Alcantara
Setembro/2017
Orientador: Walter Issamu Suemitsu
Curso: Engenharia Elétrica
This paper presents the evaluation of the feasability of installing a photovoltaic system
in a residential condominium located in Barra da Tijuca, Rio de Janeiro - RJ, in its technical
and economic aspects. The laws governing the photovoltaic electric system in Brazil, taxation
and tax breaks, data and sources that aim to estimate the solar radiation at the site throughout
the year are presented, as well as the grid installation project of the on-grid photovoltaic
system on the grid at SIMULINK program, as well as their resulting simulations and graphs.
In this study, the technical feasibility of the installation will be identified by comparing the
energy generated in the simulation, the relation with the maximum capacity of the equipment
and its utilization, as well as the need for energy in the place. The economic analysis will be
evaluated through the time of return of the investment and its advantages and disadvantages in
relation to the existing standard system of electric power supply.
vii
Sumário
Agradecimentos........................................................................................................................iv
Resumo......................................................................................................................................v
Sumário....................................................................................................................................vii
Lista de figuras........................................................................................................................viii
Lista de tabelas..........................................................................................................................x
Lista de abreviaturas..................................................................................................................xi
1. Introdução ............................................................................................................................. 1
1.1 Apresentação ....................................................................................................................... 1
1.2 Motivação ............................................................................................................................ 4
1.3 Objetivo ............................................................................................................................... 6
1.4 Estrutura do trabalho............................................................................................................ 7
2. Energia solar.......................................................................................................................... 9
2.1. Energia fotovoltaica.............................................................................................................9
3.Normas técnicas e legislação.................................................................................................14
3.1. Normas técnicas ................................................................................................................14
3.2. Legislação brasileira..........................................................................................................15
4. Arranjo fotovoltaico..............................................................................................................18
4.1. Operação das células fotovoltaicas....................................................................................19
4.2. Angulação..........................................................................................................................23
4.3 Unidade de potência Wp (watt-pico) .................................................................................26
4.4. Influência de fatores externos sobre o funcionamento da célula fotovoltaica...................27
5. Levantamento de dados.........................................................................................................29
5.1. Dimensionamento do espaço físico e da necessidade energética no local.........................29
5.2. Irradiação local...................................................................................................................31
5.3 Temperatura média local.....................................................................................................34
5.4. Dimensionamento da geração necessária...........................................................................36
6. Microgeração on grid............................................................................................................38
6.1 Proteção do sistema.............................................................................................................39
6.2 Inversor...............................................................................................................................44
6.3 Equipamento necessários à microgeração...........................................................................47
7. Análise de viabilidade técnica e econômica.........................................................................49
7.1. Dados do projeto................................................................................................................49
7.2. Simulação...........................................................................................................................56
7.3. Equipamentos e preços.......................................................................................................60
7.4. Análise do tempo de retorno do investimento...................................................................63
8. Conclusão..............................................................................................................................66
Referências Bibliográficas........................................................................................................67
viii
Lista de Figuras
Figura 1 – Tendências globais de investimento em energias renováveis (fonte: IRENA
2016)...........................................................................................................................................3
Figura 2 – Matriz energética Brasil (fonte: ANEEL 19/07/2017)...............................................4
Figura 3 – Matriz energética futura do Brasil de acordo com os empreendimentos em
construção (fonte: ANEEL).........................................................................................................5
Figura 4 - Diagrama de sistemas fotovoltaicos em função da carga utilizada (fonte:
CRESESB)................................................................................................................................11
Figura 5 - Sistema conectado à rede (fonte: CRESESB)..........................................................12
Figura 6 – Sistema conectado à rede com utilização de medidor bidirecional (fonte:
CEPEL).....................................................................................................................................12
Figura 7 - Símbolo Elétrico de um Módulo Fotovoltaico...............................................................18
Figura 8 – Arranjo fotovoltaico................................................................................................19
Figura 9 – Associação de células fotovoltaicas em série..........................................................20
Figura 10 – Associação de células fotovoltaicas em paralelo...................................................21
Figura 11 – Curva de potênia do arranjo fotovoltaico (corrente x tensão)...............................22
Figura 12 – Curva característica P x V com o MPP ................................................................23
Figura 13 – Orientação dos painéis fotovoltaicos para maximizar a capitação de energia ao
longo do ano..............................................................................................................................24
Figura 14 – Esquema de instalação e separação de fileiras (fonte: Sistemas Fotovoltaicos da
Teoria à Pratica)........................................................................................................................25
Figura 15 – Análise da distância entre módulos (fonte: Sistemas Fotovoltaicos da Teoria à
Pratica)......................................................................................................................................26
Figura 16 – Influência da variação de irradiância solar na curva característica IxV de uma
célula fotovoltaica a temperatura constante..............................................................................27
Figura 17 – Influência da variação de temperatura na cuva característica I x V de uma célula
fotovoltaica para irradiância constante.....................................................................................28
Figura 18 – Vista do telhado do edifício Pedra do Conde (fonte: Google Earth)....................30
Figura 19 – Representação das estações do ano e do movimento da Terra em torno do Sol...31
ix
Figura 20 – Gráfico de irradiação solar segundo com dados das três estações metereológicas
mais próximas das coordenadas do projeto (fonte: programa SunData)..................................33
Figura 21– Temperatura média anual no Brasil em 2016 (fonte: INMET)..............................36
Figura 22 – Esquema de microgeração por energia fotovoltaica conectado à rede..................38
Figura 23 – Forma de conexão do Acessante (através de inversor) à rede de BT da Light
SESA.........................................................................................................................................39
Figura 24 – Principais recursos presentes nos inversores para sistemas fotovoltaicos
conectados à rede elétrica.........................................................................................................44
Figura 25 – Curva Potência x ciclo de trabalho referente a um MPPT com diferentes entradas
de radiação................................................................................................................................46
Figura 26 – Componentes de um sistema fotovoltaico residencial (fonte: Energia solar
fotovoltaica – sistemas conectados à rede elétrica – 2012).....................................................47
Figura 27 - Esquema que exemplifica o modelo de sistema de medição bidirecional pela
utilização de dois medidores unidirecionais.............................................................................48
Figura 28 – Radiação solar ao longo do dia 31 de julho de 2017 (fonte: EarthTool)...............51
Figura 29 – Ilustração em AutoCad® representando a orientação ideal dos módulos
fotovoltaicos em verde para máximo aproveitamento da luz solar...........................................53
Figura 30 – Angulação dos módulos fotovoltaicos para melhor aproveitamento da área
disponível..................................................................................................................................55
Figura 31 – Circuito em Simulink® com base no modelo apresentado (fonte: Inonu
University).................................................................................................................................56
Figura 32 – Gráfico IxV característico da placa SX3200.........................................................58
Figura 33 – Gráfico potência(W) x tempo(s) entregue pelo sistema quando excitado por
irradiância de 1000W/m² a 56ºC...............................................................................................59
Figura 34 – Gráfico tensão(V) x tempo(s) entregue pelo sistema quando excitado por
irradiância de 1000W/m² à 56ºC...............................................................................................60
Figura 35 – Especificações técnicas do painel de 265Wp – Canadian.....................................61
Figura 36 – Especificações mecânicas do painel de 265Wp – Canadian.................................62
Figura 37 – Especificações técnicas do inversor de 100000 kW – Schneider Electric............62
x
Lista de Tabelas Tabela 1 – Matriz energética Brasil – dados – ANEEL 19/07/2017...........................................5
Tabela 2 – Matriz energética futura do Brasil de acordo com os empreendimentos em
construção – dados - ANEEL 19/07/2017...................................................................................6
Tabela 3 – Normas e regulamentos sobre módulos fotovoltaicos............................................15
Tabela 4 – Gastos com energia elétrica em 2016 no condomínio Pedra do Conde, média de
gastos em kWh e custo..............................................................................................................29
Tabela 5 – Radiação solar (fonte: Atlas Brasileiro de Energia Solar – Ano 2006)..................32
Tabela 6 – Irradiação solar diária com ângulo de inclinação igual à latitude (fonte:
SunData)...................................................................................................................................34
Tabela 7 – Níveis de tensão considerados para conexão de centrais geradoras (fonte: ANEEL,
PRODIST – Módulo 3)..............................................................................................................40
Tabela 8 – Proteções mínimas em função da potência instalada (fonte: ANEEL, PRODIST –
Módulo 3)..................................................................................................................................41
Tabela 9 – Quadro de informações técnicas sobre o módulo fotovoltaico SX3200 (fonte:
BP Solar....................................................................................................................................50
Tabela 10 – Características de dimensão e disposição das células fotovoltaicas no painel
SX3200 (fonte: BP Solar).........................................................................................................50
Tabela 11 – Informações de angulação solar (fonte: programa SunEarthTools)......................52
Tabela 12 – Comparação da porcentagem energética em relação às condições ideias, obtidas
em diferentes orientações para uma mesma placa fotovoltaica (fonte: UFT)...........................54
Tabela 13 – Preços dos equipamentos do projeto.....................................................................61
Tabela 14 – Payback - tempo de retorno do investimento.......................................................64
xi
Lista de Abreviaturas
ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica
BNDES – Banco Nacinal de Desenvolvimento
CA - corrente alternada
CC - corrente contínua
CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia Elétrica
CHESF - Companhia Hidroelétrica do São Francisco
CNPJ - Cadastro de Pessoa Jurídica
CONFAZ - Conselho Nacional de Política Fazendária
CPF - Cadastro de pessoa Física
CRESESB - Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito
C-Si - silício cristalino
DIT - Demais Instalações de Transmissão
DSV - dispositivo de seccionamento visível
ED - elemento de desconexão
EI - elemento de interrupção
EPE - Empresa de Pesquisa Energética
FV - fotovoltaico
HSP - horas de sol pleno
ICMS - imposto sobre circulação de mercadorias e prestação de serviços
IMPP - corrente no ponto de máxima potência
INMET - Instituto Nacional de Metereologia
IRENA - Agência Internacional de Energias Renováveis
LABSOLAR - Laboratório de Energia Solar
MME - Ministério de Minas e Energia
MPP – Ponto de potência máxima – Maximum Power Point
MPPT – Rastreamento do ponto de potência máxima (Maximum Power Point Tracking)
Np - Número de espiras do primário
Ns - Número de espiras do secundário
ONU - Organização das Nações Unidas
PLL - phase-locked loop
PMAX - potência máxima do painel
PRODEEM - Programa de Desenvolvimento Energético dos Estados e Municípios
PRODIST – Procedimentos de Distribuição
ProGD - Programa de Geração Distribuída de Energia Elétrica
PWM – Modulação por largura de pulso (Pulse Width Modulation)
sc - curto circuito - short circuit
Si - silício
STC – Condições de teste padrão (Standard Test Conditions) - (STC = 25°C – 1000W/m² - 1.5AM)
xii
UFPE - Universidade Federal de Pernambuco
UFSC - Universidade Federal de Santa Catarina
UNEP - United Nations Environment Programme
VMPP - tensão no ponto de máxima potência
Zp – Impedância do primário
Zs – Impedância do secundário
1
1. Introdução
1.1. Apresentação
A geração de energia elétrica sempre representou um grande desafio para o Brasil. O
país conta com dimensões continentais e seu consumo de energia vem crescendo
exponencialmente. Nos últimos 40 anos, o consumo de energia elétrica cresceu mais de 250%
e, segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE – janeiro 2016), o consumo deve triplicar
até 2050, chegando a 1.624 terawatt-hora (Twh) [1].
O Brasil possui uma matriz energética baseada em hidrelétricas. A energia produzida
por estas hidrelétricas chega a aproximadamente 66,2% da energia elétrica gerada no país (os
dados constam no Boletim Mensal de Energia – Fevereiro de 2016, do Ministério de Minas e
Energia (MME)) [2]. Embora esta forma de geração de energia seja baseada em um recurso
natural renovável – a água – este sistema exige largas áreas para sua implementação, gera
alagamentos e desmatamento, causando impacto social e ambiental em larga escala. Além
disso, a localização destas hidrelétricas demanda grandes investimentos em uma complexa
rede nacional de transmissão e distribuição de energia. Os gastos com a construção das
hidrelétricas e redes de distribuição associados a manutenação do sistema, acabam por elevar
os custos da energia elétrica ao consumidor final. Nos últimos anos, a baixa dos níveis de
reservatório e a necessidade de acionar usinas térmicas para o abastecimento de energia no
país demonstraram a necessidade de repensar o sistema elétrico nacional.
A busca por formas alternativas de geração de energia tem levado a grandes incentivos
fiscais no Brasil para construção de parques eólicos, tendo o setor recebido 140 milhões em
créditos subsidiados nos últimos anos (segundo o BNDES em resposta ao Jornal Folha) [3]. A
produção de eletricidade a partir da fonte eólica alcançou 12.210 GWh ao final de 2014,
equivalente a um aumento de 85,6% em relação ao ano anterior, quando se atingiu 6.578
GWh. Esse aumento é significativo para o setor, mas ainda representa cerca de 3% da oferta
de energia elétrica no país (de acordo com dados do Balanço Energético Nacional ano 2014 –
EPE 2015) [4]. Embora seja uma ótima forma de geração para áreas mais afastadas, a força
intermitente dos ventos exige algumas ressalvas quanto à sua implementação, especialmente
em áreas urbanas. A obtenção de energia pelo vento pode ser impactada pela existência de
construções nos arredores, pois o impacto visual das grandes pás e a sombra criada por elas
gerou depressão nas pessoas que viviam próximas aos parques eólicos.
2
Segundo estudo conduzido por Daniel Shepherd para a organização Noise and Health
(Setembro 2011) [5]:
As nações que realizam implantação em larga escala de turbinas eólicas
precisam considerar o impacto do ruído nos indivíduos expostos.
Concluímos que os limites de ruído da turbina eólica noturna devem ser
definidos de forma conservadora para minimizar os danos e, com base
em nossos dados, sugerem que as distâncias de entre a geração de
energia eólica e as casas devem ser superiores a 2 km.
Uma outra forma de geração de energia é a energia elétrica fotovoltaica. Embora a
geração de energia por sistemas fotovoltaicos ainda não tenha capacidade expressiva no
Brasil, os constantes investimentos no setor vem barateando seus custos. Segundo relatório da
Agência Internacional de Energias Renováveis (IRENA) – parte da Organização das Nações
Unidas (ONU), Global Trends in Renewable Energy Investment (2016) [6]:
O ano de 2015 produziu um novo recorde de investimento global em
energia renovável. O montante de dinheiro utilizado para energias
renováveis, excluindo grandes projetos hidrelétricos subiu 5%,
atingindo US $ 285,9 bilhões, superando o maior registro anterior de
US $ 278,5 bilhões, alcançado em 2011. Este registro foi alcançado
apesar das mudanças cambiais que afetaram o valor em dólares dos
investimentos em outros zonas monetárias e apesar também das fortes
quedas no petróleo, carvão e preços do gás que protegiam a posição
competitiva de geração de combustível fóssil.
Podemos observar no gráfico (figura 1) as tendências globais de investimentos em
energia renovável:
3
Figura 1 – Tendências globais de investimento em energias renováveis [6]
Segundo o Portal Solar, e-business especializado em energia solar fotovoltaica [7],
dentre as vantagens do uso de energia solar, uma das principais delas não está atrelada ao
meio ambiente, mas sim ao fato da tecnologia fotovoltaica ser a fonte de energia que mais
gera empregos no mundo, além de gerar postos de trabalho de melhor valor agregado, tanto
na instalação quanto na fabricação, vendas e distribuição. Além disso, a maioria dos empregos
são criados no próprio local de instalação dos sistemas, promovendo um desenvolvimento
econômico e social mais homogêneo da região onde o sistema está instalado. Como principais
vantagens, podemos também citar:
Maior segurança energética e menos dependência de hidrelétricas e térmicas;
Menos perdas e falhas na transmissão e distribuição, uma vez que é possível o consumo de
energia próximo ao lugar da geração;
Resposta mais rápida ao crescimento da demanda energética, com menor pressão por fontes
não renováveis e poluidoras;
Permite microgeração, por sistemas isolados ou conectados à rede;
4
No meio urbano, permite o aproveitamento de telhados sem o comprometimento de áreas
utilizáveis para outros fins.
No âmbito de microgeração de energia solar, o órgão que regula a atividade no Brasil
é a ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica). No capítulo 3 serão apresentadas as
normas e resoluções a respeito da minigeração e da microgeração de energia solar.
1.2. Motivação
Atualmente o sistema de geração de energia elétrica do Brasil conta com cerca de 162
GW de potência instalada outorgada, e esta energia tem forte predominância de usinas
hidrelétricas. Apenas 148 MW da potência instalada é provinda de geração fotovoltaica. A
matriz elétrica no Brasil, segundo informações da Agência Nacional de Energia Elétrica
(ANEEL) [8], é dividida conforme a figura 2 e figura 3:
Figura 2 – Matriz energética Brasil – ANEEL 19/07/2017
Legenda:
5
Tabela 1 – Matriz energética Brasil – dados – ANEEL 19/07/2017
Nos últimos anos o crescimento de geração de energia pelo uso de células
fotovoltaicas cresceu consideravelmente pelo mundo. Ao final de 2014, a potência instalada
de geração de energia solar fotovoltaica era de 180 GW, ou seja, 40,2 GW a mais que em
2013, segundo o boletim “Energia Solar no Brasil e no Mundo – Ano de Referência – 2014”,
publicado pelo Ministério de Minas e Energia (MME) [9]. O Brasil ainda está bem atrás desta
forte tendência mundial, mas os investimentos na área demonstram possibilidade de
crescimento num futuro próximo, conforme figuras 4 e 5.
Figura 3 – Matriz energética futura do Brasil de acordo com os empreendimentos em
construção - ANEEL 19/07/2017 [8]
6
Tabela 2 – Matriz energética futura do Brasil de acordo com os empreendimentos em
construção – dados - ANEEL 19/07/2017 [8]
Uma solução para os problemas enfrentados no país pela dificuldade em transmissão
de energia elétrica, devido às dimensões continentais do mesmo, e que possibilita uma futura
diminuição da dependência da matriz hidrelétrica, é a micro e minigeração de energia
fotovoltaica. Esta forma de geração é uma alternativa ao consumidor residencial. Entre as
vantagens para o sistema podemos citar que o carregamento da rede é suavizado, as perdas são
reduzidas, o impacto ambiental é diminuído e a matriz energética é diversificada. Já o consumidor
deixa de sofrer com os constantes ajustes de valor tarifário, tendo a diminuição da conta de
eletricidade, por meio de um equipamento de fácil acesso no mercado e a possibilidade de crédito
junto à compania de energia local no caso de excesso de produção que não será usada naquele
momento. Além disso, o Ministério de Minas e Energia (MME) lançou, no dia 15 de dezembro, o
Programa de Geração Distribuída de Energia Elétrica (ProGD). O objetivo é de estimular a
geração de energia pelos próprios consumidores (residencial, comercial, industrial e rural) com
base em fontes renováveis, em especial a fotovoltaica. Segundo ele, há potencial para a instalação
no Brasil de 23,5 GW até 2030 [10].
1.3. Objetivo
Este trabalho tem por objetivo o estudo técnico-econômico para implementação de
sistema de geração fotovoltaico on-grid (conectado à rede) em condominio localizado na
Barra da Tijuca – Rio de Janeiro/RJ, por meio de simulação computacional do sistema e
análise do tempo de retorno do investimento. O sistema será simulado considerando variações
de radiação no local e sem perturbações externas, sendo disponível a área do telhado do
7
prédio para instalação dos painéis e adicionando um medidor de energia bi-direcional,
possibilitando que o excedente de geração não consumido naquele momento se torne crédito
de energia junto à distribuidora de energia – Light.
1.4. Estrutura do trabalho
Este trabalho de conclusão de curso aborda o estudo de implementação de um sistema
fotovoltaico e é organizado de acordo com a seguinte estrutura:
O capítulo 1 aborda a introdução do trabalho, caracterizando a estrutura de geração
energética do Brasil, bem como seus desafios e a oportunidade que pode ser encontrada no
uso de energias renováveis, especificamente o uso de energia solar, sendo este o pilar deste
trabalho. São abordados também o desenvolvimento do setor através de investimentos e as
normas que se aplicam à microgeração de energia fotovoltaica no país. Por fim, é abordado o
objetivo do trabalho e a estrutura do mesmo.
O capítulo 2 trata da energia solar em forma de radiação e as principais formas
utilizadas pelo homem para o aproveitamento desta energia.
O Capítulo 3 aborda as normas técnicas e a legislação brasileira que se aplicam à
micro e minigeração de energia, sendo as principais delas as Resoluções Normativas de nº482
[11] e a de nº 687 [12], juntamente ao Módulo 3 do PRODIST [13] e as normas técnicas da
ABNT referentes a módulos fotovoltaicos.
O Capítulo 4 disserta sobre o arranjo fotovoltaico, ou seja, as ligações entre células
fotovoltaicas. O seu funcionamento através de conexão série, paralelo e suas características
operacionais são apresentadas. É descrito também o efeito de condições do ambiente
(irradiação local e temperatura) sobre o funcionamento e rendimento das células fotovoltaicas.
O Capítulo 5 traz os dados coletados sobre o local do projeto, dimensionamento de
espaço e necessidade energética do condomínio residencial alvo do projeto. O capítulo aborda
ainda a irradiação no local, fazendo uma comparação entre três fontes de dados sobre
irradiação solar, Atlas Solarimétrico do Brasil – Ano 2000, Atlas Brasileiro de Energia Solar
– Ano 2006 [14] e o programa SunData [15], e a temperatura média anual no local, conforme
dados do Atlas Brasileiro de Energia Solar, 2006 do INMET (Instituto Nacional de
Metereologia) [16].
8
O Capítulo 6 aborda a conexão da microgeração on-grid, as orientações técnicas a
respeito da proteção necessária para os sistemas de mini e microgeração, de acordo como
Módulo 3 – PRODIST, ANEEL [13]. São abordados também os aspectos operacionais do
inversor, um dos principais elementos de uma conexão fotovoltaica conectada à rede, bem
como os recursos de proteção que este equipamento dispõe. Os equipamentos necessários à
microgeração são então descritos.
O Capítulo 7 trata da análise de viabilidade técnica e econômica do projeto. São
abordados os parâmetros utilizados e uma simulação feita no programa SIMULINK®
demonstra o funcionamento dos módulos fotovoltaicos sob os parâmetros do local definidos
no capítulo 5 e a quantidade de módulos necessários para suprir a demanda de energia elétrica
no edifício residencial. Com a análise de viabilidade técnica finalizada, os modelos dos
equipamentos do projeto são definidos, bem como seus respectivos preços. Por fim, é
efetuada uma análise de tempo de retorno de investimento.
O Capítulo 8 traz as conclusões finais do projeto.
9
2. Energia Solar
A energia proveniente do Sol se dá por processos químicos de combustão que
acontecem na superfície do Sol e se propagam pelo espaço em forma de radiação solar. Esta
radiação disponível à superfície terrestre divide-se em três componentes:
Direta: a energia gerada no sol que atinge o solo da Terra em forma de
radiação e vem "diretamente”, ou seja, atinge os painéis solares sem sofrer
mudança em sua trajetória;
Difusa: energia que chega aos painéis após sofrer variação, proveniente das
nuvens, gotas de água, etc.;
Refletida: proveniente da reflexão no chão e nos objectos envolventes.
Das formas de aproveitamento da energia solar através de transformação usadas pelo
homem, se destacam a energia solar térmica e a energia solar fotovoltaica. Este trabalho trata
somente da energia solar fotovoltaica.
2.1. Energia fotovoltaica
A forma de uso da energia solar mais difundida é a energia solar fotovoltaica. Esta
forma de energia se baseia no uso de módulos solares, constituidos de células fotovoltaicas,
que fazem a conversão direta da luz em eleltricidade. A energia provinda do sol em forma de
radiação solar viaja pelo espaço e atinge a atmosfera terrestre onde parte da energia inicial é
refletida ou absorvida pela atmosfera, e o restante atravessa esta camada e chega até os
painéis solares. Diferentemente do sistema heliotérmico que permite a geração de energia
somente sob radiação direta, o sistema solar fotovoltaico produz energia mesmo sob
condições adversas do tempo, uma vez que este sistema gera energia não somente a partir da
radiação solar direta, mas também da difusa e refletida. Sendo assim, os painéis fotovoltaicos
são capazes de gerar energia elétrica mesmo quando há nunvens ou neve, em uma proporção
menor do que seria gerado em condições de céu aberto.
10
Nesta tecnologia a geração de energia se dá por meio de células fotovoltaicas. O raio
solar é transformado em eletricidade em uma célula fotovoltaica, fabricada com materiais
semicondutores, sendo que o mais utilizado é o silício. A luz solar é pura energia, composta
de pequenos elementos denominados fótons. Quando os fótons atingem a célula fotovoltaica,
parte deles é absorvida. Esses fótons despertam os elétrons do material semicondutor, gerando
assim eletricidade. Quanto maior a intensidade da luz solar, maior o fluxo da eletricidade,
desde que respeitados os limites de atuação da célula fotovoltaica e uma temperatura máxima.
Nos sistemas fotovoltaicos a nomenclatura utilizada divide os elementos em: célula solar, que
é a unidade básica de um módulo fotovoltaico. Os módulos, por sua vez, são ligados em série
e em paralelo, para aumentar a tensão e a corrente prouzidas, formando assim um painel
fotovoltaico.
A geração fotovoltaica opera basicamente de duas formas: isolada da rede (off-grid)
ou conectada à rede (on-grid). A primeira trata de sistemas autônomos, independentes da rede
de distribuição de energia elétrica. Estes sistemas isolados, em geral, utilizam-se alguma
forma de armazenamento de energia. Este armazenamento pode ser feito através de baterias,
quando se deseja utilizar aparelhos elétricos ou armazena-se na forma de energia gravitacional
quando se bombeia água para tanques em sistemas de abastecimento. Alguns sistemas
isolados não necessitam de armazenamento, o que é o caso da irrigação onde toda a água
bombeada é diretamente consumida ou estocadas em reservatórios. Esta solução é bastante
utilizada em locais remotos já que muitas vezes é o modo mais econômico e prático de se
obter energia elétrica nestes lugares. Exemplos de uso são sistemas de bombeamento de água,
eletrificação de cercas, geladeiras para armazenar vacinas, postes de luz e estações
replicadoras de sinal. São compostos basicamente de painéis ou módulossolares,
controladores de carga, inversores e baterias. Na figura 4 um modelo de sistema off-grid é
apresentado.
11
Figura 4 - Diagrama de sistemas fotovoltaicos em função da carga utilizada – CRESESB [17]
Quando há necessidade de armazenamento de energia através de baterias, usa-se um
dispositivo para controlar a carga e a descaga na bateria. A principal função deste dispositivo
é não deixar que haja danos na bateria por sobrecarga ou descarga profunda. O controlador de
carga pode ser do tipo MPPT (Maximum Power Point Tracker) ou do tipo PWM (Pulse Width
Modulation), ambos modelos serão apresentados no capítulo 6.
Para alimentação de equipamentos de corrente alternada (CA) é necessário um
inversor. Este dispositivo geralmente incorpora um seguidor de ponto de máxima potência
necessário para otimização da potência final produzida. Este sistema é usado quando se deseja
mais conforto na utilização de eletrodomésticos convencionais.
O segundo modelo, o on-grid, será o estudado neste trabalho. Este sistema
fotovoltaico também é chamado de grid-tie e opera conectado à rede de distribuição de
energia. Os sistemas on-grid são mais eficientes que os off-grid e dispensam a utilização das
baterias e dos controladores de carga, como ilustrado na figura 5. o que faz com que o
equipamento tenha um preço menor. No caso de sistemas on-grid, os inversores terão, além
da função tradicional de converter a corrente contínua (CC) em corrente alternada (CA), a
função de sincronizar o sistema com a rede de distribuição.
12
Figura 5 - Sistema conectado à rede – CRESESB [17]
Ainda na configuração on-grid, a energia fornecida pelos painéis pode ser utilizada
diretamente em residências e apena a energia excedente, que não for usada imediatamente,
pode ser fornecida à companhia de distribuição elétrica local em troca de créditos para o
consumo futuro de energia. Estes créditos podem ainda ser usados em outras unidades, desde
que possuam o mesmo titular e façam parte da mesma rede distribuidora. Esse sistema é
regulamentado pela resolução normativa nº 482 da Agência Nacional de Energia Elétrica
(ANEEL) [11], de 17 de abril de 2012. No Brasil existe cerca de 30MWp instalados em
sistemas isolados e 20MWp conectados à rede, segundo dados de 2015 do CEPEL [18]. A
figura 6 apresenta esta configuração.
Figura 6 – Sistema conectado à rede com utilização de medidor bidirecional [19]
13
Os sistematas fotovoltaicos conectados à rede podem ser divididos em sistemas de
geração centralizada ou sistemas de geração distribuída. No primeiro caso, a oferta de energia
é caracterizada por usinas de grande porte distantes dos centros de carga e, na geração
distribuída a oferta se dá por meio de usinas de menor porte próximas aos centros de
consumo. No caso da geração centralizada há a vantagem de economia de escala, que pode
aumentar a competitividade deste tipo de sistema frente aos sistemas de menor porte, em
contrapartida, há a necessidade de grandes linhas de transmissão para o transporte de energia,
além da aquisição do terreno para a construção da usina. Embora a geração distribuída não
tenha as vantagens da geração em larga escala, ganha em outros aspectos como ter menos
perdas e não necessitar de grandes linhas de transmissão, uma vez que se encontra próxima ao
consumidor. Além disso, este tipo de geração pode ser instalado nos próprios telhados de
edificações, dispensando custos associados à aquisição ou arrendamento de terrenos.
14
3. Normas técnicas e legislação
3.1. Normas técnicas
As normas vigentes no Brasil para geração de energia elétrica por sistemas
fotovoltaicos são definidos pelo Comitê Brasileiro de Eletricidade (ABNT/CB-03) e são duas
as comissões envolvidas neste processo: CE-03:064.01 – Comissão de Estudo de Instalações
Elétricas de Baixa Tensão e CE-03:082.01 – Comissão de Estudo de Sistemas Fotovoltaicos.
Considerando que o objetivo seja apenas a instalação de um sistema fotovoltaico conectado à
rede elétrica, as normas a serem seguidas são:
ABNTNBR 16.149 - Sistemas fotovoltaicos (FV) – Características da interface
de conexão com a rede elétrica de distribuição;
ABNTNBR16.150 - Sistemas fotovoltaicos (FV) – Características da interface
de conexão com a rede elétrica de distribuição – Procedimento de ensaio de conformidade;
NBR/IEC62116 - Procedimento de ensaio de anti-ilhamento para inversores de
sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica.
A tabela 3 reune as informações de normas nacionais e internacionais que servem de
base de consulta sobre módulos fotovoltaicos:
15
Tabela 3 – Normas e regulamentos sobre módulos fotovoltaicos
3.2. Legislação brasileira
Além destas normas, a legislação e condições regulatórias envolvendo a geração
distribuída no país também devem ser levadas em consideração ao se instalar um painel solar.
Devem ser levados em consideração o Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no
Sistema Elétrico Nacional (PRODIST) e a Resolução Normativa nº 482 [11] (e suas
respectivas alterações segundo a Resolução Normativa nº 687 [12]).
O PRODIST, em seu Módulo 3 - Acesso ao Sistema de Distribuição [13], visa
estabelecer as condições de acesso, compreendendo a conexão e o uso, ao sistema de
distribuição, não abrangendo as Demais Instalações de Transmissão – DIT, e definir os
16
critérios técnicos e operacionais, os requisitos de projeto, as informações, os dados e a
implementação da conexão, aplicando-se aos novos acessantes bem como aos existentes.
Enquanto no Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica [20], o PRODIST estabelece os
critérios da qualidade da energia elétrica que será conectada à rede. Este Módulo também
deve ser levado em consideração, uma vez que projeto trata de um sistema fotovoltaico gri-tie
(conectado à rede).
A Resolução Normativa nº 482/2012 da ANEEL [11] estabeleceu as condições gerais
para o acesso de microgeração e minigeração distribuídas aos sistemas de distribuição de
energia elétrica e o sistema de compensação de energia elétrica e mais recentemente, a
Resolução Normativa Nº 687/2015 [12] veio alterar alguns dados da resolução nº482 [11].
Segundo ela, a microgeração e minigeração distribuída a partir de centrais geradoras passam a
se enquadrar de acordo com a potência limitada nas seguintes faixas de valores:
Microgeração distribuída: potência instalada menor ou igual a 75 kW
(anteriormente 100 kW) e que utilize cogeração qualificada, conforme regulamentação da
ANEEL, ou fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio
de instalações de unidades consumidoras;
Minigeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência
instalada superior a 75 kW (anteriomente 100 kW) e menor ou igual a 3 MW (anteriormente 1
MW) para fontes hídricas, ou menor ou igual a 5 MW para cogeração qualificada, conforme
regulamentação da ANEEL, ou para as demais fontes renováveis de energia elétrica,
conectadas na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras;
A resolução determina também que embora as concessionárias não sejam obrigadas a
pagar um valor monetário pela energia excedente de geradores distribuídos, são gerados
créditos de energia para que possam ser utilizados nos meses subsequentes pelos
consumidores/geradores distribuídos e é possível que o crédito gerado seja utilizado por outra
unidade consumidora, desde que esta esteja relacionada ao mesmo CPF (Cadastro de pessoa
Física) ou CNPJ (Cadastro de Pessoa Jurídica) da unidade consumidora responsável pela
geração dos créditos.
Mesmo com estes grandes avanços para o micro e mini gerador de energia no Brasil,
ainda existem questões fiscais negligenciadas como o ICMS (imposto sobre a circulação de
mercadoria) aplicado a esta operação. O Conselho Nacional de Política Fazendária
(CONFAZ) define, no Convênio ICMS 6, de 5 de Abril de 2013 [21], questões fiscais
relacionadas ao Sistema de Compensação de Energia proposto pela Resolução 482 da ANEEL
17
[11], conforme cita a sua Cláusula primeira: “A emissão de documentos fiscais nas operações
internas relativas à circulação de energia elétrica, sujeitas a faturamento sob o Sistema de
Compensação de Energia Elétrica de que trata a Resolução Normativa Nº 482, da Agência
Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, de 17 de abril de 2012, deverá ser efetuada de acordo
com a disciplina prevista neste convênio, observadas as demais disposições da legislação
aplicável”. De acordo com o Convênio, em sua Cláusula segunda, a base de cálculo para a
cobrança do ICMS é “o valor integral da operação, antes de qualquer compensação,
correspondente à quantidade total de energia elétrica entregue ao destinatário, nele incluídos”.
Na prática, este convênio implica em um valor da energia injetada na rede pelo
micro/minigerador menor do que o pago para a energia convencional, da rede elétrica, uma
vez que se paga o imposto do ICMS na chegada de energia provinda da rede, mas o produtor
da microgeração de energia não recebe o imposto de volta no caso de enviar o excedente de
volta à rede.
18
4. Arranjo fovoltaico
Os sistemas fotovoltaicos são constituídos por painéis fotovoltaicos que por sua vez
são constituídos de módulos e estes por células fotovoltaicas. O símbolo usado para
representar o módulo fotovoltaico em diagramas e layouts elétricos é apresentado na figura
abaixo (figura X).
Figura 7 - Símbolo Elétrico de um Módulo Fotovoltaico
As células fotovoltaicas são os componentes responsáveis pela conversão de radiação
solar em energia elétrica. Existem diversos materiais semicondutores utilizados na construção
destas células, sendo o silício (Si) o mais utilizado. O material utilizado na fabricação da
célula irá ditar suas características de capacidade, sendo que o mais utilizado é o silício
cristalino (C-Si). Sozinha, cada célula fotovoltaica gera uma quantidade muito pequena de
energia, na ordem de 0,5V. A sua eficiência representa quanta energia elétrica a célula
fotovoltaica é capaz de produzir por 1m² durante 1 hora de funcionamento em condições de
laboratório (STC = 25°C – 1000W/m² - 1.5AM). Uma célula fotovoltaica de 18% de
eficiência, por exemplo, consegue produzir em condições de laboratório 180Watts por 1m² em
1 hora, segundo informação do Portal Solar [22].
O módulo fotovoltaico consiste da conexão de células fotovoltaicas. São usadas
tradicionalmente 36, 60 ou 72 células fotovoltaicas interligadas em série para montar um
painel fotovoltaico (Módulos Fotovoltaicos). A energia gerada pelos painéis fotovoltaicos é
19
chamada de energia solar fotovoltaica. Na figura abaixo (Figura 8) um esquema simplifica a
constituição dos arranjos fotovoltaicos:
Figura 8 – Arranjo fotovoltaico
4.1. Operação das células fotovoltaicas
As ligações das células estão diretamente relacionadas ao quanto se deseja de
produção de energia, corrente e tensão que o módulo deva atender ao projeto de fabricação.
Tais associações de células fotovoltaicas são divididas em:
Ligação em série: As ligações séries de células produzem o acréscimo de tensão de
cada célula. Esta conexão é feita de forma que o terminal positivo de um dispositivo
fotovoltaico é conectado ao terminal negativo de outro, e assim sucessivamente. Para
dispositivos idênticos e submetidos à mesma irradiância, quando a ligação é em série
20
as tensões são somadas e a corrente elétrica não é afetada, conforme as equações
abaixo:
eq.(4.11)
eq.(4.12)
A figura abaixo ajuda no entendimento da associação de células fotovoltaicas
em série:
Figura 9 – associação de células fotovoltaicas em série
Ligação em paralelo: As ligações em paralelo são responsáveis pelo acréscimo de
corrente. Neste tipo de ligação, os terminais positivos dos dispositivos são interligados
entre si, e o mesmo acontece com os terminais negativos. As correntes elétricas são
somadas, enquanto a tensão permanece a mesma, conforme as equações:
eq.(4.13)
eq.(4.14)
21
A figura abaixo mostra o efeito da associação em paralelo:
Figura 10 – associação de células fotovoltaicas em paralelo
A potência produzida pelo arranjo fotovoltaico será determinada pela curva
característica I x V (corrente versus tensão) , onde cada ponto representa a potência gerada
naquela condição de operação. A figura 11 representa esta curva característica:
22
Figura 11 – curva de potênia do arranjo fotovoltaico (corrente x tensão)
Outro gráfico que fornece importantes informações sobre o arranjo fotovoltaico é o
gráfico que relaciona potência (em Watts) com a tensão (em Volts). Ele fornece o chamado
ponto de potência máxima (MPP), o qual determina a tensão no ponto de máxima potência
(VMPP) e a corrente no ponto de máxima potência (IMPP). Na figura 12 podemos observar
que o ponto de MPP se encontra no pico da curva:
23
Figura 12 – Curva característica P x V com o MPP
3.2. Angulação
O movimento de rotação e translação da Terra, junto com a orientação do eixo do
planeta, são dados a partir dos quais é possível descrever em que momento do dia uma
determinada região se encontra e, consequentemente, se é possível que haja radiação solar ou
não. Ou seja, essa informação determina se é dia em um determinado local ou não. Ao instalar
um painel fotovoltaico, este dado se torna ainda mais revelante, uma vez que o
posicionamento do painel em relação ao sol irá possibilitar uma maior conversão de radiação
solar em energia elétrica, dependendo da angulação do mesmo.
Em projetos cujos painéis serão instalados nos telhados de casas o fator estético
muitas vezes prejudica a orientação dos painéis e consequentemente a obtenção de energia.
No projeto em questão, temos os painéis instalados no topo de um prédio de 19 andares e,
portanto, fora do campo de visão da população. Assim sendo, para maximizar o
aproveitamento da radiação solar, pode-se ajustar a posição do coletor ou painel solar de
24
acordo com a latitude local e o período do ano em que se requer mais energia sem
preocupações estéticas, podendo haver pequenas variações na inclinação do sistema
fotovoltaico. Segundo o Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos – 2014:
Para geração máxima de energia ao longo do ano, o ângulo de inclinação do gerador
fotovoltaico deve ser igual à latitude do local onde o sistema será instalado. No
entanto, pequenas variações na inclinação não resultam em grandes mudanças na
energia gerada anualmente e a inclinação do gerador fotovoltaico pode estar dentro
de 10º em torno da latitude do local. Por exemplo, um sistema usado, ao longo de
todo o ano, em uma latitude de 35º pode ter um ângulo de inclinação de 25 a 45º,
sem uma redução significativa no seu desempenho anual.
Este projeto fará uso desta possível variação na inclinação a fim de reduzir a sombra gerada
pelos módulos fotovoltaicos e maximizar a utilização do espaço, conforme será apresentado no
capítulo 7.
No Hemisfério Sul, como é o caso do local do projeto, um sistema de captação solar
fixo deve ser orientado para o Norte, com ângulo de inclinação similar ao da latitude local e
os painéis fotovoltaicos devem ser orientados em direção à linha do equador, conforme figura
ilustrativa abaixo:
Figura 13 – Orientação dos painéis fotovoltaicos para maximizar a capitação de energia ao
longo do ano
25
A distância adequada entre as fileiras de módulos solares permite obter máximo
aproveitamento dos mesmos, evitando que haja sombreamento entre elas. A altura mínima do
Sol se dá no dia de solstício de inverno [25]. A figura 14 representa o esquema de instalação e
separação por fileiras:
Figura 14 – esquema de instalação e separação de fileiras [25]
β - o ângulo correspondente à altura mínima do sol no solstício de inverno
α – ângulo da inclinação adequada dos módulos no local desejado
h – altura do módulo fotovoltaico
d – afastamento entre as fileiras
A figura 15 apresenta uma visão lateral da instalação para facilitar a compreensão e
cálculo da distância adequada:
26
Figura 15 – análise da distância entre módulos [25]
A equação 4.2.1 permite o cálculo da distância adequada para que não haja
sombreamento durante todo o ano:
) Eq. (4.2.1)
É importante notar que o afastamento máximo nem sempre é seguido, uma vez que o
mês do ano influencia no afastamento que gera sombreamento e o espaço pode ser melhor
aproveitado com menor afastamento. Neste trabalho iremos considerar o afastamento d de
acordo com a equação 4.2.1.
3.3. Unidade de potência Wp (Watt-pico)
A unidade de potência da célula e, consequentemente, do módulo fotovoltaico, é o Wp
(watt-pico). Este valor é associado à condições padrões de ensaio da célula (Standard Test
Conditions – STC), ou seja, 25 graus celsius e uma irradiação de 1000 W/m² com um espectro
de massa de ar de 1.5. A Potência que um painel fotovoltaico fornece pode variar conforme as
condições de irradiação e temperatura às quais está submetido, sendo que a potência fornecida
por um painel ao meio-dia, com sol pleno, é maior do que a potência fornecida pelo mesmo
27
painel no início da manhã ou no final da tarde. Uma vez que as condições no momento de
operação do arranjo fotovoltaico variam, seu rendimento também irá variar.
3.4. Influência de fatores externos sobre o funcionamento da
célula fotovoltaica
A irradiação no local, bem como a temperatura, tem influência direta no
funcionamento das células fotovoltaicas. Mantendo a temperatura constante, a corrente
elétrica gerada por uma célula fotovoltaica aumenta linearmente com o aumento da
irradiância solar incidente sobre ela, enquanto a tensão de circuito aberto (Voc) aumenta de
forma logarítmica, conforme figura 16:
Figura 16 – influência da variação de irradiância solar na curva característica IxV de uma
célula fotovoltaica a temperatura constante
Levando em consideração os dados da célula em STC, a equação que relaciona a
irradiância incidente sobre a célula e a corrente de curto circuito é dada por:
eq.(5.41)
28
Onde:
(A) - corrente de curto-circuito do módulo, para irradiância G e uma temperatura de
25ºC;
(A) – corrente de curto circuito do módulo na STCs
G (W/m²) – irradiância incidente sobre o módulo;
1000 (W/m²) – irradiância em STC.
Já a variação da temperatura, consequência da variação de temperatura ambiente ou
devido ao aumento de irradiância solar sobre a célula, diminui significativamente a tensão na
célula fotovoltaica. Como pode ser observado na figura 17, o desempenho da célula é
reduzido:
Figura 17 – influência da variação de temperatura na curva característica I x V de uma célula
fotovoltaica para irradiância constante
29
5. Levantamento de dados
As informações de consumo de energia elétrica e dimensionamento referentes ao local
em que o projeto será instalado foram obtidas na administração do condomínio em questão,
visando maior precisão das informações. A média de irradiação local foi obtida por média
simples entre três fontes de referência: Atlas Solarimétrico do Brasil (2000) [14], Atlas
Brasileiro de Irradiação Solar (2006) [16] e o programa SunData, criado pelo Centro de
Referência para Energia Solar Eólica Sérgio Brito – CRESESB [15].
3.2. Dimensionamento do espaço físico e da necessidade
energética no local
Os dados da tabela 4 referem-se às contas de energia elétrica pagas à Light pelo
edifício Pedra do Conde no condomínio Pontões da Barra. Este prédio está localizado na
Barra da Tijuca, na Rua Sylvio da Rocha Pollis, nº 201. Seguindo as necessidades da análise,
foram desconsiderados os gastos com energia pública.
Tabela 4 – Gastos com energia elétrica em 2016 no condomínio Pedra do Conde,
média de gastos em kWh e custo
quantidade (kWh) preço (R$) preço/kWh
janeiro 13.200 R$ 11.035,20 0,84
fevereiro 11.600 R$ 9.697,60 0,84
março 9.200 R$ 7.681,20 0,83
abril 12.400 R$ 10.366,40 0,84
maio 14.800 R$ 12.425,81 0,84
junho 13.600 R$ 11.370,26 0,84
julho 16.000 R$ 13.264,63 0,83
agosto 13.200 R$ 10.934,98 0,83
setembro 13.600 R$ 11.237,25 0,83
outubro 13.600 R$ 11.237,25 0,83
novembro 13.200 R$ 11.035,20 0,84
dezembro 13.200 R$ 11.167,20 0,85
média 13.133 R$ 10.954,42 0,83
30
As variações de preços devidos a diferentes bandeiras tarifárias (uso de fonte diferente
de hidrelétrica para geração de energia elétrica, como por exemplo as termelétricas) serão
desconsideradas nesta análise, uma vez que a predição de preços futuros de energia elétrica
fornecida pela Light adicionaria incerteza considerável ao trabalho.
O consumo médio do edifício esta na faixa de microgeração para energia fotovoltaica,
estabelecida pela Resolução Normativa nº687 [12]. Desta forma, o excedente poderá ser
revertido em créditos pela concessionária (Light) caso a energia gerada não seja consumida no
momento da geração. Desta forma o projeto será mantido com o objetivo de suprir 100% da
demanda do edifício e será considerado que o excedente produzido em horário diurno será
revertido em créditos para serem consumidos durante a noite, sem perdas.
A área destinada à implementação do projeto será a o telhado do edifício. O mesmo se
encontra a aproximadamente 50 metros de altura (20 andares), não havendo interferência solar
por sombra provocada por construções no entorno. Na figura 18 mostra a vista do local:
Figura 18 – Vista do Google Earh do telhado do edifício Pedra do Conde
Como pode ser observado, nem toda a área do telhado está disponível para uso, uma
vez que lá se encontram instaladas as antenas, a caixa d’água do edifício e o maquinário dos
elevadores. O edifício possui dimensões de aproximadamente 60 metros de largura e 17 de
comprimento. Para uma instalação e manutenção mais fácil, será considerada apenas a área
demarcada em amarelo, cuja área é de aproximadamente 770 metros quadrados, deixando
livre um corredor de 1,2 metros para circulação.
31
5.2. Irradiação local
A irradiação no local, também denominada energia total incidente sobre a superfície
terrestre ou radiação solar, será o primeiro e mais importante parâmetro para determinar a
viabilidade do projeto. Esta radiação solar depende das condições atmosféricas, como
nebulosidade, umidade relativa do ar, etc., e depende também da latitude local e da posição no
tempo (hora do dia e dia do ano). Isso se deve à inclinação do eixo imaginário em torno do
qual a Terra gira diariamente (movimento de rotação) e à trajetória elíptica que a Terra
descreve ao redor do Sol (translação ou revolução), como ilustrado na figura 19:
Figura 19 – representação das estações do ano e do movimento da Terra em torno do Sol
O termo “radiação solar” é usado de forma genérica e pode se referir em termos de
fluxo de potência, quando é chamado de irradiância solar, ou em termos de energia por
unidade de área, denominado neste caso de irradiação solar.
A maior parte do território brasileiro está localizada relativamente próxima da linha do
Equador, de forma que não se observam grandes variações na duração solar do dia. Contudo,
a maioria da população brasileira e das atividades socioeconômicas do País se concentra em
regiões mais distantes do Equador.
No Brasil, na avaliação da disponibilidade de radiação solar, destacam-se:
32
Atlas Solarimétrico do Brasil [14]: iniciativa da Universidade Federal de
Pernambuco – UFPE e da Companhia Hidroelétrica do São Francisco – CHESF, em
parceria com o Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito
– CRESESB;
Atlas Brasileiro de Energia Solar [16]: elaborado pelo Instituto Nacional de
Meteorologia – INMET e pelo Laboratório de Energia Solar – LABSOLAR, da
Universidade Federal de Santa Catarina – UFSC.
Segundo os pesquisadores do CEPEL (Centro de Pesquisas da Eletricidade), ambos os
modelos apresentam falhas e limites. O Atlas Solarimétrico do Brasil, apresenta uma
estimativa da radiação solar incidente no país, resultante da interpolação e extrapolação de
dados obtidos em estações solarimétricas distribuídas em vários pontos do território nacional.
Devido ao número relativamente reduzido de estações experimentais e às variações climáticas
locais e regionais, o Atlas de Irradiação Solar no Brasil faz estimativas da radiação solar a
partir de imagens de satélites. Desta forma, os modelos devem ser utilizados de forma
complementar, melhorando as estimativas e avaliações da disponibilidade de radiação solar
no Brasil. Para o local do projeto a latitude é de -23º e a longitude de -43,7º. O Atlas
Solarimétrico do Brasil fornece uma média anual de 6 kWh/m².dia, enquanto o Atlas
Brasileiro de Energia Solar – Ano 2006 fornece o gráfico apresentado na tabela 5 para a
latitude e longitude mais próximas do local:
Tabela 5 – Radiação solar segundo o Atlas Brasileiro de Energia Solar – Ano 2006
(Latitude -23º00’, Longitude -43º70’)
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Média
4,97 5,68 5,51 5,51 4,74 4,52 4,8 5,29 4,84 5,23 4,86 4,94 5,03
O CRESESB, oferece em seu site o programa SunData [15] , o qual destina-se ao
cálculo da irradiação solar diária média mensal em qualquer ponto do território nacional e
constitui-se em uma tentativa de oferecer uma ferramenta de apoio ao dimensionamento de
sistemas fotovoltaicos. Foi usado no dimensionamento dos sistemas nas diversas fases do
PRODEEM (O Programa de Desenvolvimento Energético dos Estados e Municípios). Na
figura 20 podemos visualizar os dados obtidos para o local desejado e suas respectivas
coordenadas geográficas:
33
Figura 20 – Gráfico de irradiação solar segundo com dados das três estações meterorológicas
mais próximas das coordenadas do projeto – programa SunData [15]
34
Os dados na figura 20 são referentes à irradiação em plano horizontal. O Sundata
fornece ainda informações sobre a irradiação nestas mesmas estações utilizando como
referência o ângulo igual à latitude, que permite maximizar a captação de energia. A tabela 6
refere-se às três estações em sua condição de ângulo igual à latitude:
Tabela 6 – Irradiação solar diária com ângulo de inclinação igual à latitude
Irradiação solar diária média mensal [kWh/m2.dia]
Cálculo no Plano Inclinado
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Média Delta
Jardim Botanico 4,55 4,41 4,73 4,26 3,99 3,54 4,04 4,41 4,26 4,12 4,66 4,33 4,27 1,19
Penha 4,9 5,44 5,25 4,74 4,86 4,42 4,59 5,08 4,67 4,78 4,96 5 4,89 1,02
Praça 15 de Novembro
5,29 5,41 5,38 4,57 4,76 4,15 4,85 4,77 4,47 4,75 4,85 5,01 4,85 1,26
Uma vez que o local das estações e o edifício residencial onde o projeto irá instalar os
módulos solares estão a menos de 50 quilômetros entre si, é razoável dizer que a angulação
ideal para o módulo do projeto será a mesma das estações, uma vez que 1 grau de latitude ou
de longitude equivale a aproximadamente 111 quilômetros. A média entre as três estações,
considerando que o equipamento será instalado com ângulo de inclinação igual à latitude é de
4,67 kWh/m².dia. Por fim, fazendo uma média entre os três dados de média apresentados
pelo Atlas Solarimétrico do Brasil – Ano 2000, Atlas Brasileiro de Energia Solar – Ano 2006
e o programa SunData, temos o valor médio de irradiação solar (também chamado horas
de sol pleno ou HSP) de 5,23 kWh/m² por dia, que equivale ao número de horas com
radiação constante igual a 1kW/m². Este será o valor utilizado no projeto.
5.3. Temperatura média local
Como dito no item 4.4, o funcionamento da célula fotovoltaica também é influenciado
pela temperatura, devido ao fato de que a tensão da célula diminui significativamente com o
aumento da temperatura, enquanto sua corrente sofre uma elevação muito pequena, reduzindo
assim a eficiência da célula fotovoltaica.
Uma vez que o STC muitas vezes não representa condições operacionais reais, é
necessário definir uma temperatura nominal para operação das células e dos módulos, na qual
35
as características elétricas podem se aproximar mais das características efetivas verificadas no
local.
Como a irradiação solar também afetará a temperatura sobre o painel, podemos usar a
equação abaixo para o cálculo simplificado da operação de um módulo fotovoltaico em
determinadas condições de ambiente:
Eq(5.4.1)
Onde:
(ºC) – temperatura do módulo
(ºC) – tempertura ambiente
(ºC*m²/W) – coeficiente térmico para o módulo. Na ausência deste dado, pode-se
adotar o valor padrão de 0,03.
(W/m²) – irradiância incidente sobre o módulo
O gráfico na figura 21 mostra a variação de tempetura média anual no Brasil segundo
dados do Instituto Nacional de Metereologia (INMET) [16], com escala de latitude à
esquerda, a de longitude abaixo e a de temperatura à direita da imagem. A temperatura média
anual em 2016 para a cidade do Rio de Janeiro foi de 26ºC. Este dado será utilizado na
simulação do projeto.
36
Figura 21– temperatura média anual no Brasil em 2016 (fonte: INMET) [16]
Aplicando a equação 5.4.1, utilizando o valor máximo de irradiação como 1kW/m² e o
coeficiente térmico para o módulo em seu valor padrão, temos:
A temperatura do módulo fotovoltaico será de aproximadamente 56ºC.
5.4. Dimensionamento da geração necessária
Segundo o Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos – 2014 [19]: “O
dimensionamento de um sistema fotovoltaico é o ajuste entre a energia radiante recebida do
37
sol pelos módulos fotovoltaicos e a necessidade de suprir a demanda de energia elétrica”.
Assim, a energia necessária para suprir toda a demanda energética do condomínio em questão
em kW será a média de consumo em kWh pelo número de horas em um mês:
Eq.(5.4.2)
– potência total disponível em kW
– média de consumo em kWh
De acordo com os dados obtidos nas contas de energia elétrica fornecidas pelo
condomínio residencial em questão, a potência total média disponível em kW será de
aproximadamente 18,47kW.
Uma vez que a média de irradiação solar no local determinado é de 5,23kWh/m², a
energia total gerada pelos painéis fotovoltaicos pode ser estimada utilizando a equação 5.4.3:
Eq. (5.4.3)
– horas de sol pleno [h];
– números de painéis ligados em série;
𝐴𝑋𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 – potência máxima do painel;
Wfotovoltaica – energia gerada pelos painéis
38
6. Microgeração on grid
De uma forma simplificada, a figura 22 visa mostrar o esquema para instalação de
uma microgeração ou minigeração por energia fotovoltaica. Serão necessários, além dos
panéis fotovoltaicos, um inversor e um medidor de energia birecional (também chamado
relógio bidirecional), que irá permitir que o excedente de energia elétrica seja enviado à Light
e gere crédito para o microgerador.
Figura 22 – Esquema de microgeração por energia fotovoltaica conectado à rede
O modelo utilizado neste trabalho será um sistema alimentando carga de corrente
alternada, sem armazenamento de energia. Desta forma, o arranjo fotovoltaico é conectado
direto ao equipamento ou carga por meio de um inversor.
A Light, emitiu em março de 2016 a informação técnica: Procedimentos para a
Conexão de Microgeração e Minigeração ao Sistema de Distribuição da Light SESA BT e
MT – Até Classe 36,2kV [23]. Segundo este documento, o esquema simplificado mostrado na
Figura 23 deverá ser adotado para conexão de geradores que utilizam um inversor como
interface de conexão:
39
Figura 23 – Forma de conexão do Acessante (através de inversor) à rede de BT da
Light SESA
6.1. Proteção do sistema
Ao se instalar um sistema fotovoltaico, a proteção do sistema se faz necessária a fim
de garantir a segurança do usuário e das instalações. Uma vez que o sistema fotovoltaico é
conectado diretamente à instalação elétrica interna da residência e no ponto de acoplamento
com a rede, emprega-se um quadro de proteção CA, constituído de disjuntores e dispositivos
de proteção de surto, itens comumente empregados nas instalações elétricas de baixa tensão,
conforme a ABNT NBR 5410. Os inversores grid tie atuam em paralelo com a rede elétrica.
Dessa forma, sua operação deve preservar os níveis de qualidade de energia da rede como os
valores de tensão, frequência, harmônicos e fator de potência. Os elementos de proteção
devem garantir, ao mesmo tempo, que as faltas na instalação do acessante não perturbem o
correto funcionamento da rede de distribuição e que defeitos na rede de distribuição não
coloquem em risco as instalações da geração, promovendo a abertura do disjuntor desfazendo
40
a interconexão com a rede de distribuição. Uma vez feita a desconexão, o sistema de proteção,
deverá garantir que o disjuntor não possa ser religado até que exista tensão estável na rede de
distribuição.
Segundo o Módulo 3 - PRODIST da ANEEL [13], as centrais geradoras de micro e
minigeração distribuída são divididas de acordo com os níveis de tensão de conexão,
conforme a tabela 7:
Tabela 7 – Níveis de tensão considerados para conexão de centrais geradoras –
ANEEL, PRODIST – Módulo 3 [13]
A proteção mínima necessária deve seguir a tabela 8:
41
Tabela 8 – Proteções mínimas em função da potência instalada - ANEEL, PRODIST –
Módulo 3
Notas:
(1) Chave seccionadora visível e acessível que a acessada usa para garantir a desconexão da
central geradora durante manutenção em seu sistema.
(2) Elemento de desconexão e interrupção automático acionado por comando e/ou proteção.
(3) Não é necessário relé de proteção específico, mas um sistema eletro-eletrônico que detecte
tais anomalias e que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de
desconexão.
(4) Nas conexões acima de 300 kW, se o lado da acessada do transformador de acoplamento
não for aterrado, deve-se usar uma proteção de sub e de sobretensão nos secundários de um
conjunto de transformador de potência em delta aberto.
A seguir são representados cada um dos elementos de proteção, de acordo com o
Módulo 3 do PRODIST [13] e uma breve explicação sobre cada um deles:
Elemento de desconexão: O elemento de desconexão (ED), também
chamado dispositivo de seccionamento visível (DSV), é um elemento de
manobra que deverá ser constituído por uma chave seccionadora visível e
acessível que a distribuidora usa para garantir a desconexão da central geradora
42
durante manutenção em sua rede de distribuição. O ED deverá ser instalado no
limite da via pública com o imóvel, tendo a tampa frontal da caixa que o abriga
voltada para a via pública, podendo ser fixado em mureta, parede ou poste
auxiliar (pontalete), o mais próximo possível da caixa que abriga o disjuntor de
proteção do padrão de entrada da unidade consumidora.
Elemento de Interrupção: O EI é um elemento de proteção que deverá ser
constituído por um disjuntor termomagnético sobre o qual atuarão os
elementos de proteção e deve estar de acordo com as características técnicas
mínimas definas pela NBR 5361. O EI deverá ser equipado com bobina de
disparo remoto.
Transformador de Acoplamento: Uma quantidade máxima de potência é
transferida de um circuito para outro quando a impedância dos dois circuitos
for a mesma. Uma vez que o sistema de micro ou minigeração faz conexão
com a rede e suas impedâncias são diferentes, se faz necessário um
transformador de acoplamento. Este dispositivo possui uma razão de espiras,
que estabelece a relação correta entre a razão das impedâncias dos
enrolamentos do primário e do secundário. Esta relação é expressa pela
equação 6.1:
(
)
Eq.(6.1)
Zp – Impedância do primário, Ω
Zs – Impedância do secundário, Ω
Np - Número de espiras do primário
Ns - Número de espiras do secundário
Proteção de sub e sobretensão: Este elemento de proteção visa garantir a
desconexão da central de microgeração quando houver variações anormais de
tensão na rede de distribuição acessada. O elemento de proteção de sub e
sobretensão monitora os valores eficazes da tensão no ponto de instalação
43
promovendo a atuação do elemento de interrupção quando os valores limites
de tensão ajustados forem ultrapassados.
Proteção de sub e sobrefrequência: Assim como a sub e sobretensão, a
central de microgeração deve ser desconectada quando houver variações
anormais de freqüência na rede de distribuição acessada. O elemento de
proteção de sub e sobrefrequência monitora os valores da freqüência no ponto
de instalação promovendo a atuação do elemento de interrupção quando os
valores limites ajustados forem ultrapassados.
Proteção contra desequilíbrio de corrente: A proteção contra desequilíbrio
de corrente é feita por um relé de proteção.
Proteção contra desbalanço de tensão: Um relé de desequilíbrio de tensão,
projetado para supervisão de redes elétricas e motores contra falta de fase,
inversão de fase e mínima tensão. O relé é construído em estado sólido,
insensível à vibração ou choque, podendo ser instalado em qualquer posição.
Indicado para a proteção de motores contra a falta de fase, devido a queima de
um fusível nos sistemas de partida contator-fusível.
Sobrecorrente direcional: Proteção feita através do uso de relés direcionais
de sobrecorrente, que reconhecem o sentido de fluxo da corrente elétrica que
circula no ponto de sua instalação. Os relés direcionais de indução são
construídos em unidades monofásicas e trifásicas. As unidades trifásicas são na
realidades três unidades monofásicas.
Sobrecorrente com restrição de tensão : é a proteção trifásica contra curto-
circuitos fase-fase, com nível dependente da tensão. Esta proteção é feita por
meio de relés que operam quando ocorre uma sobrecorrente e a tensão do
sistema ultrapassa um valor preestabelecido ou ajustado.
44
6.2. Inversor
O inversor eletrônico é um dos principais elementos quando se trata de sistemas
fotovoltaicos On-Grid. Este equipamento tem como função básica a conversão da energia
elétrica de corrente contínua para alternada. Quando conectado à rede, o inversor comporta-se
como uma fonte de corrente, injetando corrente elétrica senoidal pura (com baixa distorção
harmônica) em sincronismo com a forma de onda da tensão. Além de fazer a conversão da
energia e a injeção de corrente na rede elétrica, o inversor incorpora diversas funções
necessárias para o aproveitamento da energia fotovoltaica e a conexão segura com a rede.
Desta forma, não são necessários os relés de sincronismo, uma vez que todos os recursos de
proteção e sincronismo são realizados pelo inversor eletrônico. A figura 24 ilustra os recursos
dos inversores utilizados em sistemas fotovoltaicos:
Figura 24 – Principais recursos presentes nos inversores para sistemas fotovoltaicos
conectados à rede elétrica.
45
Um ponto importante para o funcionamento de inversores Grid Tie é o sincronismo.
Se durante a conexão do inversor na rede as tensões não estiverem sincronizadas, ocorrerá um
fluxo de potência sem controle (curto circuito), levando à queima de equipamentos e à
ocorrência de distúrbios na rede elétrica. Os inversores grid tie ofertados no mercado somente
realizam a conexão após o sincronismo com a rede, fator essencial para liberar o chaveamento
e, por consequência, a injeção de corrente na rede. Um sistema comumente usado é o sistema
de PLL (phase-locked loop), que produz um sinal senoidal puro com a mesma frequência e a
mesma fase do componente fundamental da tensão da rede elétrica. Com base no resultado da
comparação entre a corrente instantânea e o sinal de referência, o sistema eletrônico de
controle de corrente comanda a abertura e o fechamento dos dispositivos eletrônicos do
inversor, permitindo a síntese e a injeção de corrente senoidal na rede elétrica.
Outro recurso disponível no inversor é o de detecção de ilhamento ou anti-ilhamento,
que é exigido pelas normas brasileiras que regem a conexão dos sistemas fotovoltaicos à rede
elétrica. O objetivo do recurso da detecção de ilhamento é desconectar o inversor da
instalação elétrica, cessando o fornecimento de corrente, na ocorrência de falhas no
fornecimento da rede elétrica ou em sua ausência (situação de ilhamento), mesmo que o
sistema fotovoltaico seja capaz de suprir a demanda de energia local.
Devido às exigências de diversas normas internacionais, o sistema de anti-ilhamento
está presente em todos os inversores comerciais para sistemas fotovoltaicos conectados à rede
elétrica. Os inversores empregados no Brasil devem satisfazer a norma ABNT NBR IEC
62116:2012, publicada no início do ano de 2012, que trata dos procedimentos de ensaio de
anti-ilhamento para inversores de sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica.
Atualmente, os inversores grid tie apresentam também proteções segundo a norma
NBR IEC 60529 - Graus de proteção para invólucros de equipamentos elétricos (códigos IP).
Em local aberto, é indicado que o grau de proteção seja a partir do IP 55. Algumas
concessionárias pedem também que o inversor tenha transformador, embora não haja
legislação sobre este ponto.
Por fim, os inversores destinados à conexão de sistemas fotovoltaicos à rede elétrica
possuem ainda um recurso de MPPT (Maximum Power Point Tacking, ou Rastreamento do
Ponto de Máxima Potência, em português). Este recurso atua em geral utilizando o método de
perturbação e observação, onde o funcionamento dos módulos fotovoltaicos são perturbados
através de um algoritimo, alterando a tensão em seus terminais, a fim de observar o
comportamento da potência de saída. O sistema de MPPT fornece ao sistema de controle de
46
corrente a informação sobre a amplitude da corrente que deve ser produzida na saída do
inversor, alterando instantaneamente o fluxo da potência injetada na rede elétrica.
Indiretamente a tensão e a corrente dos módulos fotovoltaicos, na entrada do inversor, são
reguladas pela modulação da corrente de saída do inversor. Conforme as condições de
irradiação solar variam, fato verificado pelas variações da corrente fotovoltaica ao longo do
tempo, a tensão dos módulos é ajustada automaticamente pelo sistema de MPPT. A corrente
resultante na saída do inversor é modulada de acordo com condição de irradiação solar e com
a atuação do MPPT. Podemos observar o funcionamento deste recurso na figura 25, referente
a simulação em SIMULINK®:
Figura 25 – Curva Potência x ciclo de trabalho referente a um MPPT com diferentes
entradas de radiação
47
6.3. Equipamentos necessários à microgeração
Como mostrado no esquema geral da figura 26, um sistema fotovoltaico conectado à
rede precisa de módulos fotovoltaicos, bem como um inversor, um quadro geral e um medidor
de energia bidirecional e por fim, mas não menos importantes, os elementos de proteção do
sistema, que se encontram nos quadros de proteção. O preço destes equipamentos varia
largamente de acordo com sua marca e aplicação. Além disso, no caso dos módulos
fotovoltaicos, a gama de opções é muito grande, uma vez que as mesmas levam em
consideração o material utilizado, a eficiência e até mesmo seu aspecto visual, no caso de
módulos em casas ou terrenos mais baixos que estarão à vista dos habitantes do local.
Figura 26 – Componentes de um sistema fotovoltaico residencial (fonte: Jonas Rafael
Gazoli, Marcelo Gradella Villalva e Juarez Guerra, Energia solar fotovoltaica – sistemas
conectados à rede elétrica – 2012)
Segundo a nota técnica 0129 da ANEEL publicada em 27 de agosto de 2012 [24],
ficou estabelecido que o medidor eletrônico de energia que deve ser instalado na
microgeração distribuída em rede grid-tie deve ser do tipo bidirecional, a fim de medir tanto a
energia consumida quanto a gerada ou, alternativamente, dois medidores unidirecionais,
48
desde que estes tenham um menor custo. A figura 27 representa, de forma esquemática, um
exemplo de conexão que pode ser utilizado para averiguação do saldo de energia no sistema
de medição bidirecional com utilização de dois medidores unidirecionais.
Figura 27 - Esquema que exemplifica o modelo de sistema de medição bidirecional pela
utilização de dois medidores unidirecionais
49
7. Análise de viabilidade técnica e econômico-financeira
A análise técnica deste trabalho irá se basear nas limitações de espaço e tecnologia, a
fim de estimar o fornecimento final de energia elétrica pela microgeração que será instalada
no telhado do prédio, enquanto a análise econômica se dará pelo comparativo de custos de
microgeração versus o modelo convencional e seu tempo de retorno de investimento para o
condomínio em análise. As hipóteses deste estudo econômico são baseadas em aproximações,
uma vez que a tarifa de energia é um preço variável. O estudo desconsidera a existência do
sistema de bandeiras tarifárias, que alteram o valor da tarifa de energia de acordo com
parâmetros de custo do sistema.
7.1. Dados do projeto
De acordo com as contas de energia elétrica do edifício Pedra do Conde e conforme
dados apresentados no capítulo 5, o sistema fotovoltaico deverá entregar 13.133,33kWh/mês
de potência a uma tensão de 127V. Além disso, a temperatura média ao longo do ano na
placa solar solar será de 56 ºC (conforme equação 5.4.1).
Para o cálculo da potência total necessária, a equação 5.4.2 fornece o valor de
18,24kW. No entanto, tal equação considera 24 horas por dia de consumo, enquanto a placa
fotovoltaica atua apenas enquanto há radiação solar. Sendo assim, iremos considerar o
número de horas de sol pleno, também determinado no capítulo 5, de 5,23 horas por dia.
Sendo assim, a potência total a ser entregue pelo sistema fotovoltaico é de 83,7kW.
Existem diferentes modelos de módulos fotovoltaicos com diferentes especificações.
Nesta simulação, foram utilizados módulos do tipo BSX3200 da marca BP Solar, cujas
características são apresentadas na tabela 9:
50
Tabela 9 – quadro de informações técnicas sobre o módulo fotovoltaico SX3200 –
BP Solar
A fim de determinar o número de módulos fotovoltaicos necessários para suprir a
demanda energética do edifício em questão a equação 7.1 será utilizada:
Eq.(7.1)
Utilizando a potência máxima do módulo SX3200, a equação 7.1 indica o valor de
418,5, ou seja, 419 módulos. Outras características fornecidas pelo fabricante que são
relevantes ao dimensionamento do projeto estão na tabela 10:
Tabela 10 – Características de dimensão e disposição das células fotovoltaicas no painel
SX3200 da marca BP Solar
Considerando o dimensionamento dos módulos solares, não seria possível instalar o
número necessário dos mesmos para suprir a potência total necessária para alimentar o
edifício, uma vez que ocupariam uma área de 649m². Outros fatores relevantes no
dimensionamento do espaço necessário para o projeto ser bem sucedido são a angulação na
Características Elétricas SX3200
Potência máxima (Pmáx) 200W
Tensão na Pmáx (Vmp) 24,5V
Corrente na Pmáx (Imp) 8,16A
Potência garantida mínima Pmáx 182W
Corrente de curto circuito (Icc) 8,7A
Tensão de circuito aberto (Voc) 30,8V
coeficiente de temperatura da Icc (0,065±0,015)%/°C
coeficiente de temperatura da Voc -(111±10)mV/°C
coeficiente de temperatura da potência -(0,5±0,05)%/°C
STC 47±2 °C
Classificação máxima do fusível em série 15A
Tensão máxima do sistema 600V
dimensões
peso
células solares
Características Mecânicas
15.4 kg
50 células (156 x 156 mm) numa matriz de 5x10 conectadas em série
comprimento: 1680mm largura: 837mm profundidade: 50mm
51
qual os módulos devem ser instalados e a distância mínima entre eles para que não haja
sombreamento, fator que diminuiria consideravelmente o seu rendimento.
Utilizando a ferramenta do SunEarthTools [26] foi possível determinar a altitude do
Sol no dia 31 de julho de 2017, próximo ao solstício de inverno. A figura 28 representa a
radiação solar ao longo do dia e a tabela 11 fornece os dados solar a angulação solar:
Figura 28 – radiação solar ao longo do dia 31 de julho de 2017 [26]
Tabela 11 – informações de angulação solar de acordo com o programa SunEarthTools [26]
52
A tabela 11 mostra a angulação β ao longo do dia numa data próxima ao solstício de
inverno. Neste trabalho consideramos apenas as horas de sol pleno, que se encontram
aproximadamente entre as 10 horas da manhã e as 15 horas da tarde, sendo o menor grau de
elevação do Sol a ser considerado igual a 29,76 graus.
Utilizando o menor grau de elevação do Sol como 29,76 graus e considerando que os
módulos SX 3200 serão posicionados horizontalmente, podemos determinar pela equação
4.2.1 que a distância mínima entre os módulos fotovoltaicos será de 1,35 metros.
Considerando que a inclinação dos módulos pode sofrer variação de até 10º sem perdas
significativas no desempenho anual, o ângulo de inclinação dos módulos de 23 graus será
substituído por 13 graus, nos retornando pela equação 4.2.1 uma distância mínima de 1,15
metros. Esta distância é suficiente para circulação na área em caso de manutenção do sistema
fotovoltaico ou dos demais equipamentos localizados na cobertura do edifício.
Outro fator a ser considerado é a a angulação de longitude. Considerando que,
idealmente, para um melhor aproveitamento da luz solar incidente no local os módulos
fotovoltaicos devem ser instalados paralelos ao ângulo da longitude em relação ao norte,
temos a representação na figura 29:
53
Figura 29 – ilustração em AutoCad® representando a orientação ideal dos módulos
fotovoltaicos em verde para máximo aproveitamento da luz solar
No entanto, de acordo com o artigo “Desempenho de sistemas FV de acordo com a
inclinação e azimute" [27]:
Nas edificações, comumente os painéis são instalados em telhados orientados para
leste ou oeste e com inclinações típicas entre 10° e 15°.
Nestas condições, conforme mostra a tabela II, a produção anual de energia elétrica
apresenta redução da ordem de 2%. A produção anual de energia na orientação leste
é 1,2% superior quando comparada com a orientação oeste. As tabelas II e III
mostram que a pior condição de produção anual de energia ocorre quando o arranjo
FV encontra-se orientado para o sul e com inclinação da ordem de 30°, acarretando
perdas anuais de energia da ordem de 17,75%.
O artigo disponibiliza ainda a tabela 12 considerando a condição ideal de operação do
SFCR com azimute a 0° (norte) e inclinação igual a latitude (10°):
54
Tabela 12 – comparação da porcentagem energética em relação às condições ideias,
obtidas em diferentes orientações para uma mesma placa fotovoltaica [27]
A instalação deste projeto fará melhor proveito do espaço disponível se instalado em
paralelo à borda do edifício. A angulação em relação à posição ideal dos módulos é de 62
graus, conforme ilustrado na figura 30, equiparável a uma configuração entre oés-noroeste e
noroeste na tabela 12 com 10 graus de inclinação. Ambas as configurações mostram um
retorno de 99%, ou seja, a perda é de apenas 1% na energia anual.
55
Figura 30 – angulação dos módulos fotovoltaicos para melhor aproveitamento da área
disponível.
Com o uso da orientação para os módulos apresentados na figura 30, as linhas em azul
representam a orientação dos módulos fotovoltaicos que será utilizado no projeto. Serão
instalados 35 módulos ao longo de cada linha azul, em 5 fileiras à frente da área do
maquinário (mostrado na figura em amarelo) e mais 5 fileiras depois da área do
maquinário. Esta configuração permite ainda que na fileira mais próxima ao maquinário
sejam instaladas até 3 fileiras sobrepostas, uma vez que a sombra projetada por elas não
chegaria até os próximos módulos. Embora haja área disponível também nas laterais do
maquinário, o espaço é limitado e comumente usado para acesso às escadas de manutenção e
portanto ficarão livres. Usando desta disposição, serão instalados um total de 420 módulos
fotovoltaicos.
A tensão à máxima potência do módulo (Vmpp) é de 24,5 V e portanto são
necessários 5 módulos em série para suprir a tensão de 127 V. Já os 84 módulos em paralelo
serão responsáveis pela corrente entregue. Sendo a corrente à máxima potência da placa
(Impp) de 8,16 A, a corrente entregue será de 685,44 A.
56
7.2. Simulação
A ferramenta utilizada para a simulação do sistema fotovoltaico foi feita utilizando o
software MATLAB® da empresa MathWorks®, ferramenta utilizada por engenheiros para
desenvolvimento visualização gráfica, computação numérica, desenvolvimento de algorítimos
e análise de dados. Dentro dela existe o Simulink®, ambiente para modelagem, simulação e
análise de sistemas.
Utilizando as informações obtidas no capítulo 7.1 e no capítulo 5, uma simulação do
sistema fotovoltaico foi feito em Simulink® utilizando a biblioteca voltada para sistemas
elétricos, chamada SimPowerSystems, a fim de validar a energia entregue pelo modelo. Na
figura 33 o gráfico demonstra a potência entregue pelo sistema quando submetido a uma
irradiância de 1000W/m² e a temperatura média de 56 graus celsius, quando utilizada a
associação de 5 módulos em série e 84 em paralelo do modelo SX3200.
Como base para o projeto de simulação foi utilizado o artigo da Inonu University [28],
que apresenta um modelo de simulação em Simulink® com o uso de MPPT. A figura 31
mostra o circuito utilizado.
Figura 31 – circuito em Simulink® com base no modelo apresentado no artigo da
Inonu University [28]
57
A simulação se baseia apenas na parte off-grid a fim de garantir que o projeto é capaz
de suprir as necessidades do sistema. Posteriormente, o uso de um inversor permite a conexão
do sistema à rede.
Utilizando o bloco de arranjo fotovoltaico existente na biblioteca do Simulink® e
usando como entrada as informações fornecidas pelo fabricante foi possível escrever o código
abaixo utilizado para o projeto:
% BP Solar SX3200
% CONSTANTES USADAS: clc; alfa = 0.65/100; beta = -3200/1000; ref_temperatura = 25; ref_v = 24,5; ref_i = 8.16; rs = 0.47; phi = 20; ri = 1; ci = 1/100; temperatura = 56; radiacao = 1000; isc = 8.7; rload = 200*200/(83700); i_load = 200/rload;
% PROJETO DO ARRANJO v_max_potencia = 24.5; i_max_potencia = 8.16; n_modulos = 420; n_serie = 5;
n_paralelo = 84;
% PLOTS
vet_rload = 0.01:0.1:10; vet_rload(length(vet_rload)) = 1000000;
for
n_serie = 1;
n_paralelo = 1;
index = 1:max(size(vet_rload)) rload = vet_rload(index); sim('Simulacao',[0 0.1])
resultado(1,index) = v_carga.signals.values(end); resultado(2,index) = i_carga.signals.values(end); end
figure(1); % Obtenção da curva IV plot(resultado(1,:),resultado(2,:),'g','LineWidth',2); xlabel('Tensão (V)'); ylabel('Corrente (A)'); title('Curva IV @ G = 1000 W/m² & T = 56 ºC');
58
num_figure = 1; grid minor;
sim('Simulacao',[0,0.1])
num_figure = 1; figure(num_figure); plot(v_carga.time, v_carga.signals.values,'LineWidth',2); xlabel('Tempo (s)'); ylabel('Tensão (V)'); title('V \times t @ 1000 W/m²'); grid minor; num_figure = num_figure + 1;
figure(num_figure); % Obtenção de p_carga ao longo do tempo. plot(i_carga.time,
v_carga.signals.values.*i_carga.signals.values,'k','LineWidth',2); xlabel('Tempo (s)'); ylabel('Potência (W)'); title('P \times t @ 1000 W/m²'); grid minor; num_figure = num_figure + 1;
O primeira plotagem do código gera o gráfico referente à curva característica do
módulo fotovoltaico da placa SX3200, conforme figura 32:
Figura 32 – gráfico IxV característico da placa SX3200
59
A partir desta simulação foi possível obter também os gráficos de potência (W) versus
tempo (s), apresentado na figura 33, e de tensão versus tempo, na figura 34:
Figura 33 – gráfico potência(W) x tempo(s) entregue pelo sistema quando excitado por
irradiância de 1000W/m² a 56ºC
60
Figura 34 – gráfico tensão(V) x tempo(s) entregue pelo sistema quando excitado por
irradiância de 1000W/m² à 56ºC
De acordo com a simulação é possível obter a energia necessária para suprir a
demanda energética do edifício com esta configuração.
7.3. Equipamentos e preços
Para implementação do projeto, os equipamentos de maior custo são os módulos
fotovoltaicos e o inversor, de modo que é uma pratica comum entre empresas energéticas que
oferecem este tipo de projeto uma extrapolação baseada no preço apenas destes dois
equipamentos acrescido de 10% para compra do restante do material e mão de obra. O Portal
Solar, por exemplo, fornece um simulador de preço baseado nesta técnica [29]. Segundo ele o
preço para o projeto descrito neste trabalho seria entre R$ 525.907,00 e R$ 641.350,00.
Utilizando desta técnica, os preços encontrados são apresentados na tabela 13:
61
Tabela 13 – Preços dos equipamentos do projeto
O painel solar utilizado na simulação SX3200 da BP Solar encontra-se atualmente fora
de linha e possue um preço elevado, por isso foram considerados modelos similares.
As especificações técnicas dos equipamentos escolhidos encontram-se nas figuras 35,
36 e 37.
Figura 35 – Especificações técnicas do painel de 265Wp – Canadian
equipamento preço quantidade preço total
Painel Solar Fotovoltaico 265Wp
Canadian CSI CS6P - 265P – BR BRL 623,85 420 BRL 262.017,00
INVERSOR SOLAR TRIFÁSICO ON-GRID 100KW
- Schneider Electric BRL 100.000,00 1 BRL 100.000,00
demais equipamentos e mão de obra - 10% 1 BRL 36.201,70
total $398.218,70
62
Figura 36 – Especificações mecânicas do painel de 265Wp – Canadian
Figura 37 – Especificações técnicas do inversor de 100000 kW – Schneider Electric
63
7.4. Análise do tempo de retorno do investimento
O investimento para instalação de um sistema fotovoltaico deste porte é elevado, mas
apresenta um grande atrativo que é o custo evitado para a compra de energia elétrica
convencional. Segundo Rennyo Nakabayashi do Instituto de Energia e Ambiente da USP
[30]:
A conjuntura atual do setor elétrico brasileiro tem colaborado para expressivos reajustes nas tarifas de
energia elétrica, o que aumenta substancialmente as condições de viabilidade para a microgeração. No cenário
padrão há valores de TIR acima de 20% (nominal) para muitas capitais, podendo chegar acima de 25%,
dependendo do caso. Mesmo que não ocorram reajustes tarifários acima da inflação nos próximos anos (o que
não é provável), ainda assim haveria viabilidade da microgeração fotovoltaica na maioria das capitais brasileiras.
A sigla TIR na citação se refere à Taxa Interna de Retorno. Trata-se de uma taxa de
desconto hipotética que, quando aplicada a um fluxo de caixa, faz com que os valores das
despesas, trazidos ao valor presente, seja igual aos valores dos retornos dos investimentos,
também trazidos ao valor presente.
Uma vez que o projeto trata um sistema que suprirá a necessidade energética antes
proveniente da rede elétrica, através do uso direto da energia ou do retorno na forma de
crédito para as horas que o prédio não consumir imediatamente toda a potência entregue pelo
sistema, a análise de viabilidade econômica deste projeto será baseada em Payback (tempo de
retorno do capital), que permite uma tomada de decisão sobre o investimento.
Para realizar a análise de Payback do projeto será utilizada uma tabela 14
apresentando o valor investido e o tempo de retorno, baseado no valor médio da conta de
energia elétrica de R$10.954,42 por mês. Neste cálculo será utilizada a tarifa atual de energia
elétrica, uma vez que a tendência da mesma é ser reajustada para mais ano a ano, esta
aproximação permite uma análise conservadora do tempo de retorno.
64
Tabela 14 – Payback - tempo de retorno do investimento
valor do investimento fluxo de caixa Payback
mês 0 BRL 398.218,70
mês 1 BRL 10.954,42 BRL 387.264,28
mês 2 BRL 10.954,42 BRL 376.309,86
mês 3 BRL 10.954,42 BRL 365.355,44
mês 4 BRL 10.954,42 BRL 354.401,02
mês 5 BRL 10.954,42 BRL 343.446,60
mês 6 BRL 10.954,42 BRL 332.492,18
mês 7 BRL 10.954,42 BRL 321.537,76
mês 8 BRL 10.954,42 BRL 310.583,34
mês 9 BRL 10.954,42 BRL 299.628,92
mês 10 BRL 10.954,42 BRL 288.674,50
mês 11 BRL 10.954,42 BRL 277.720,08
mês 12 BRL 10.954,42 BRL 266.765,66
mês 13 BRL 10.954,42 BRL 255.811,24
mês 14 BRL 10.954,42 BRL 244.856,82
mês 15 BRL 10.954,42 BRL 233.902,40
mês 16 BRL 10.954,42 BRL 222.947,98
mês 17 BRL 10.954,42 BRL 211.993,56
mês 18 BRL 10.954,42 BRL 201.039,14
mês 19 BRL 10.954,42 BRL 190.084,72
mês 20 BRL 10.954,42 BRL 179.130,30
mês 21 BRL 10.954,42 BRL 168.175,88
mês 22 BRL 10.954,42 BRL 157.221,46
mês 23 BRL 10.954,42 BRL 146.267,04
mês 24 BRL 10.954,42 BRL 135.312,62
mês 25 BRL 10.954,42 BRL 124.358,20
mês 26 BRL 10.954,42 BRL 113.403,78
mês 27 BRL 10.954,42 BRL 102.449,36
mês 28 BRL 10.954,42 BRL 91.494,94
mês 29 BRL 10.954,42 BRL 80.540,52
mês 30 BRL 10.954,42 BRL 69.586,10
mês 31 BRL 10.954,42 BRL 58.631,68
mês 32 BRL 10.954,42 BRL 47.677,26
mês 33 BRL 10.954,42 BRL 36.722,84
mês 34 BRL 10.954,42 BRL 25.768,42
mês 35 BRL 10.954,42 BRL 14.814,00
mês 36 BRL 10.954,42 BRL 3.859,58
mês 37 BRL 10.954,42 -BRL 7.094,84
65
Após o 36 mês, ou seja, em 3 anos, o valor investido no sistema de geração
fotovoltaica voltaria em sua integridade para o condomínio na forma de redução de gasto com
energia elétrica. A partir do 37º mês, caso não haja variação na energia demandada pelo
edifício, não haveria mais gasto com energia elétrica.
Segundo Masakazu Ito em seu livro Life Cycle Assessment of PV systems [31], o
tempo de vida médio de um sistema solar é baseado no tempo de vida útil de seus
componentes:
Módulos fotovoltaicos: 30 anos
Inversores de grande porte: 30 anos (com a troca de 10% de suas peças)
Estrutura para telhado: 30 anos
Cabeamento: 30 anos
Mesmo considerando que a vida útil destes equipamentos pode sofrer corrosão devido
a proximidade do local com o mar, é possível perceber que o tempo de retorno do
investimento e a vida útil do sistema é atrativo.
66
8. Conclusão
Este trabalho teve por escopo o dimensionamento de um sistema fotovoltaico on-grid
localizado em um condomínio residencial da Barra da Tijuca – Rio de Janeiro/RJ, de acordo
com as resoluções normativas da ANEEL. A simulação em Simulink® permitiu a
visualização teórica da energia gerada pelo sistema, sendo esta suficiente para suprir a
necessidade energética do edifício residencial em questão. Os dados obtidos nesta simulação e
nos cálculos em relação ao dimensionamento e eficiência do sistema deixam claros os custos
e vantagens deste tipo de aplicação.
A análise do tempo de retorno desconsidera variações na tarifa de energia, tratando-se
assim de uma aproximação. Esta análise mostrou que o projeto é viável, tem um curto tempo
de retorno do investimento e seu longo tempo de vida útil é atrativo.
Fica assim demonstrada a viabilidade técnica, econômica e financeira do projeto, com
as hipóteses assumidas, sendo os resultados obtidos satisfatórios, uma vez que a alta potência
necessária foi entregue e a correta disposição dos módulos fotovoltaicos permitiu o
aproveitamento máximo da área disponível.
Através do uso deste trabalho é possível executar a instalação do um sistema
fotovoltaico on-grid proposto. Pelo uso do arranjo fotovoltaico proposto e sua conexão, é
possível também o dimensionamento de novos projetos adequados às necessidades
específicas, devendo ser levado em consideração que projetos de menor porte terão um tempo
de retorno proporcionalmente maiores às relações de custo entre painel, inversor e potência
gerada.
Como sugestão para um trabalho futuro:
- Projetar um sistema fotovoltaico modular. Com o uso de mais de um inversor, o
projeto permitiria a implementação parcial do sistema fotovoltaico proposto neste trabalho,
possibilitando um menor investimento inicial no projeto. Este projeto modular poderia,
posteriormente, ser complementado a fim de suprir a demanda energética total do edifício.
67
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