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Metodologia de dimensionamento para instalações

fotovoltaicas em autoconsumo

Edson da Silva João

Dissertação para obtenção do grau de Mestre em

Engenharia Mecânica

Orientador: Prof. Carlos Augusto Santos Silva

Júri

Presidente: Prof. Mário Manuel Gonçalves da Costa

Orientador: Prof. Carlos Augusto Santos Silva

Vogal: Dra. Diana Pereira Neves

Abril 2016

ii

Agradecimentos

Queria começar por agradecer ao Dr. Miguel Simões, Dra. Ana Paula, e aos colaboradores/amigos do

Grupo Entreposto em geral, pelo acolhimento e por ter possibilitado a realização do estágio, que cujo fruto

originou o tema da minha dissertação.

Agradeço a Galp Energia pela oportunidade, e pelo fomento e aposta que tem mantido com a nossa

instituição de ensino no âmbito da eficiência energética.

Quero também agradecer ao meu orientador Professor Carlos Santos Silva pelo apoio, confiança e

orientação prestado não só durante o estágio, como também no decorrer desta dissertação.

Agradeço também ao professor Moreira pela confiança, e oportunidade na realização do estágio.

Quero também agradecer ao Instituto Superior Técnico pela oportunidade, e todo apoio prestado

durante a minha formação.

Agradeço a minha namorada, Iris Silva por todo suporte, paciência e espero que assim seja por toda a

vida.

Quero agradecer a todos os meus familiares que me apoiaram, em especial ao meu Avô Vitoriano Silva

que já não está entre nós, ao meu Tio Hernâni, e a Tia Lúcia.

Um sinceiro obrigado, manifesto de gratidão e respeito, que dedico a todos que contribuíram

diretamente ou indiretamente para a realização deste trabalho, e a todos que contribuíram para que

continuasse estudando.

iv

"If you are not willing to learn, no one can help you. If you are determined to learn, no one can stop

you"

Zig Ziglar

vi

Resumo

Com a publicação do decreto-lei nº 153/2014, de 25 de Outubro, foi aprovado um novo regime de

produção de Energia elétrica, designado por Unidade de Produção para Autoconsumo (UPAC).

Este regime é o único que permite produzir energia elétrica para ser consumida na própria instalação,

e a eletricidade em falta ou em excesso, pode ser respetivamente comprada ou vendida à Rede Elétrica de

Serviço Publico (RESP).

Como as UPAC dispõem de um enquadramento totalmente novo, verificou-se que as ferramentas

comerciais destinados a simulação de sistemas fotovoltaicos, não podiam ser diretamente utilizados para a

conceção deste tipo de centrais, já que apesar de poderem simular sistemas fotovoltaicos a operar em regime

de autoconsumo com trocas bidirecionais entre o sistema e a rede, mas não permitem simular a

complexidade tarifária, e fazer por isso uma correta avaliação económico-financeira.

Por isso em alternativa ao uso de softwares comerciais, foi desenvolvida uma folha de cálculo, que

permita auxiliar no planeamento de centrais fotovoltaicas em autoconsumo UPAC em Portugal.

A folha de cálculo foi testada para o caso de estudo na empresa Entreposto Auto, empresa de comércio

e prestação de serviço no ramo automóvel. Em particular, comparou-se a instalação de cinco (5) sistemas

fotovoltaico, com potências de 30, 45, 55, 65 e 75 kWp, fazendo uma avaliação da viabilidade técnica e

financeira.

Ficou assim demonstrada o seu potencial para o apoio à decisão no dimensionamento de centrais de

autoconsumo.

Palavra-Chave: Autoconsumo, ferramenta de apoio à decisão, sistemas fotovoltaicos

viii

Abstract

With the publication of the decree-law nº 153/2014 of October 25, it was approved a new electricity

regime, referred as Production Unit for self-consumption (PUSC).

This regime is the only one that can produce electricity to be consumed at the facility, and the electricity

missing or in excess, can be bought or sold respectively to the grid.

Because the PUSC have a totally new framework, it was found that commercial software dedicated for

simulation of photovoltaic systems, could not be directly used for the design of such plants, since it has

been developed to simulate photovoltaic systems operating in self-consumption with two-way exchanges

between the system and the grid, but does not allow to simulation the tariff complexity, and so do a correct

economic-financial evaluation.

Therefore, in alternative to the use of commercial software, a spreadsheet was developed to allow aid

in the planning of photovoltaic plants in self-consumption (PUSC) in Portugal.

The spreadsheet was tested for the case study in Entreposto Auto Company, a dealer and service

company in the automotive industry. In particular, it was compared five (5) photovoltaic systems with

power rating of 30, 45, 55, 65 and 75 kWp, making the evaluation of technical and financial viability.

It was demonstrated the potential for decision support in the design of photovoltaic plants in self-

consumption.

Keywords: Self-consumption, decision support, photovoltaic systems

ix

Índice

1 INTRODUÇÃO .................................................................................................................................. 1

1.1 ENQUADRAMENTO ............................................................................................................................ 1

1.2 OBJETIVO GERAIS DO TRABALHO ........................................................................................................... 2

2 MERCADO ENERGÉTICO ................................................................................................................... 4

2.1 MERCADO ENERGÉTICO MUNDIAL......................................................................................................... 4

2.2 ENERGIAS RENOVÁVEIS ....................................................................................................................... 6

2.3 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA NO MUNDO ............................................................................................ 8

2.4 MERCADO ENERGÉTICO EM PORTUGAL................................................................................................. 10

2.5 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA EM PORTUGAL....................................................................................... 13

3 REVISÃO DE CONCEITOS ................................................................................................................ 16

3.1 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA .......................................................................................................... 16

3.2 IRRADIAÇÃO DIRETA E DIFUSA ............................................................................................................. 16

3.3 A CONVERSÃO FOTOVOLTAICA ............................................................................................................ 18

3.4 PRINCIPAIS TECNOLOGIAS NOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ...................................................................... 24

3.5 CUSTOS ......................................................................................................................................... 27

3.6 SISTEMAS LIGADOS À REDE ................................................................................................................ 29

3.7 TIPOS DE PERDAS NOS GERADORES FOTOVOLTAICOS ................................................................................ 31

3.8 AVALIAÇÃO ECONÓMICA ................................................................................................................... 33

4 SOFTWARES PARA O DIMENSIONAMENTO E SIMULAÇÃO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ........... 37

x

4.1 ARCHELIOS PRO .............................................................................................................................. 37

4.2 POLYSUN ....................................................................................................................................... 38

4.3 PVSYST ......................................................................................................................................... 38

4.4 PVSOL .......................................................................................................................................... 39

4.5 HOMER ......................................................................................................................................... 39

4.6 DISCUSSÃO SOBRE A ADEQUABILIDADE DE UTILIZAÇÃO DESTAS FERRAMENTAS ............................................... 39

5 PLANEAMENTO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO ............................................................................... 41

5.1 VISITA E LEVANTAMENTO DAS CARACTERÍSTICAS DO LOCAL ........................................................................ 41

5.2 COMPONENTES DO SISTEMA ............................................................................................................... 42

5.3 LIGAÇÃO A REDE ELÉTRICA DE SERVIÇO PÚBLICO – RESP.......................................................................... 52

6 CASO DE ESTUDO ........................................................................................................................... 53

6.1 DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO LIGADO À REDE ELÉTRICA .............................................. 54

6.2 CÁLCULO ENERGÉTICO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO ................................................................................. 60

6.3 CUSTO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO ..................................................................................................... 67

6.4 VIABILIDADE ECONÓMICA DO PROJETO ................................................................................................. 68

6.5 ANÁLISE DE SENSIBILIDADE................................................................................................................. 70

6.6 COMPARAÇÃO ENTRE AS POTÊNCIAS ESTUDADAS PARA O SISTEMA FOTOVOLTAICO.......................................... 72

6.7 COMPARAÇÃO DOS RESULTADOS OBTIDO COM OS RESULTADOS OBTIDOS NO SOFTWARE HOMER. ...................... 73

7 CONCLUSÕES ................................................................................................................................. 77

7.1 PRINCIPAIS RESULTADOS ................................................................................................................... 77

7.2 RECOMENDAÇÕES FUTURAS ............................................................................................................... 78

xi

8 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................................................... 79

Anexo A – Rendimento das Tecnologias de conversão Solar Fotovoltaica

Anexo B - Preços indicativos de sistemas fotovoltaicos instalados em países pertencentes à IEA-PVPS

em 2013

Anexo C – Resultado de teste de rendimento realizado pelo laboratório PHOTON em 2014

Anexo D – Ciclo semanal para todos os fornecimentos em Portugal continental

Anexo E – Catálogo dos módulos Q. Plus- G3, 280 Wp do fabricante Hanwha Q. Cells

Anexo F – PVGIS – Dados sobre a irradiação solar média de 15 à 15 minutos, para o mês de Agosto.

Anexo G – Dimensionamento das fileiras através do software Sunny Design do fabricante de

Inversores SMA

Anexo H – Catálogo de Inversores SMA

Anexo I – Tabela de preços em Julho 2015-Empresa EMAT Solar

Anexo J – Registo de Atividade Financeira (cash-flow) do sistema fotovoltaico de 65 kWp

xii

Lista de Figuras

Figura 1 - Evolução do mercado global de energia primária entre 1971 a 2013 (Mtep ) [2] .................... 4

Figura 2 - Evolução do nível de emissões de CO2 por tipo de combustível [2] ........................................ 5

Figura 3 - Evolução do nível de emissões de CO2 por regiões [2] ........................................................... 6

Figura 4 - Crescimento das energias renováveis na produção mundial fim 2009 até 2014 [3] ................ 7

Figura 5 - Evolução da potência instalada (GWpcc) [4] ........................................................................... 8

Figura 6 - Potência fotovoltaica instalada em 2014 (MWpcc) [4] ........................................................... 9

Figura 7 - Evolução da potência fotovoltaica instalada por regiões (MWpcc) [4].................................... 9

Figura 8 - Evolução do consumo total de energia primária (tep) [5] ..................................................... 10

Figura 9 - Evolução da dependência energética de Portugal (%) [5] ..................................................... 11

Figura 10 - Evolução das emissões de GEE em Portugal (Mt CO2) [5] .................................................... 11

Figura 11 - Evolução do mix de capacidade instalada para produção de eletricidade em Portugal (MW)

[5] ................................................................................................................................................ 13

Figura 12 - Mix de capacidade instalada para produção de eletricidade em 2013 [5] ........................... 13

Figura 13 - Novas potências fotovoltaico instaladas anualmente em MW [6] ...................................... 13

Figura 14 - Irradiação global anual em Portugal [9] .............................................................................. 16

Figura 15 - Luz solar no seu percurso através da atmosfera [8] ............................................................ 17

Figura 16 - Padrão típico da irradiação direta e difusa total diária em Lisboa [8] ................................. 17

Figura 17 - Representação dos ângulos segundo as técnicas solares [8] ............................................... 18

Figura 18 - Corte transversal de uma célula fotovoltaica [9] ................................................................ 19

Figura 19 - Circuito elétrico equivalente de uma célula fotovoltaica alimentando uma carga Z [12] .... 20

Figura 20 - Curva I-V de duas células com fator de forma diferentes [12]............................................. 22

Figura 21 - Variação da curva I-V com a temperatura; resultados experimentais [9] ............................ 23

xiii

Figura 22 - Variação da curva I-V com a radiação incidente; resultados experimentais [9]................... 24

Figura 23 - Módulo fotovoltaico [12].................................................................................................... 27

Figura 24 - Evolução dos preços dos módulos e dos sistemas fv pequenos (sistemas para aplicação

residencial) [13] ........................................................................................................................... 28

Figura 25 - Esquema de um gerador fotovoltaico ligado à rede [12] .................................................... 29

Figura 26 - Irradiação global mensal média sobre plano fixo horizontal e inclinado em Lisboa [12] ..... 32

Figura 27 - Análise da distância entre fileiras [18] ................................................................................ 44

Figura 28 - Desempenho do gerador fotovoltaico sobredimensionado [19] ......................................... 46

Figura 29 - Região de operação do inversor de acordo com a tensão e a corrente [8] .......................... 47

Figura 30 - Ferramenta desenvolvida no Excel ..................................................................................... 54

Figura 31 - Posição Solar diária, Entreposto Auto, Feijó, Almada ......................................................... 56

Figura 32 - Dimensionamento do sistema fotovoltaico, a esquerda edifício Opel, a direita edifício Audi

.................................................................................................................................................... 56

Figura 33 - Vista em planta do sistema fotovoltaico, a esquerda edifício Audi, a direita edifício Opel . 57

Figura 34 - Sistema fotovoltaico de 65 KWp, edifício Opel a esquerda, e edifício Audi a direita ........... 62

Figura 35 - Diagrama de carga médio da instalação nos dias de semana vs. Potência elétrica gerada

pelo sistema fotovoltaico ............................................................................................................ 62

Figura 36 - Diagrama de carga médio da instalação aos sábados vs. Potência elétrica gerada pelo

sistema fv .................................................................................................................................... 63

Figura 37 - Diagrama de carga médio da instalação aos Domingos vs. Potência elétrica gerada pelo

sistema fv .................................................................................................................................... 63

Figura 38 - Distribuição das receitas provenientes da Energia Produzida pelo sistema fv nos respetivos

horários ....................................................................................................................................... 65

Figura 39 - Energia total mensal produzida pelo Sistema fv de 65 KWp ............................................... 65

Figura 40 - Energia produzida mensalmente pelo gerador solar Vs. Consumo mensal na instalação .... 66

xiv



Figura 43 - Receitas geradas mensalmente pelo sistema fotovoltaico de 65 KWp ................................ 66

Figura 44 - Período de retorno do investimento (Pay-back) ................................................................. 70

Figura 45 - Analise de sensibilidade a taxa de desconto ....................................................................... 70

Figura 46 - Analise de sensibilidade ao custo de investimento ............................................................. 71

Figura 47 - Analise de sensibilidade a receita gerada pelo sistema fv de 65 kWp ................................. 72

Figura 48 - Custo do investimento vs. Potência fotovoltaica ................................................................ 73

Figura 49 - Representação esquemática da simulação realizada na empresa Entreposto Auto ............ 73

Figura 50 - Resultados apresentados pelo software Homer ................................................................. 74

Figura 51 - Produção elétrica do sistema.............................................................................................. 74

Figura 52 - Fluxos financeiros para o sistema de 75 kWp conectado na rede elétrica ........................... 75

xvi

Lista de Tabelas

Tabela 1 - 10 melhores países por fotovoltaico instalado e capacidade total instalada em 2014 [4] .... 10

Tabela 2 - Capacidade instalada por tipo de fonte em Portugal (MW) [5] ............................................ 12

Tabela 3 - Potência fotovoltaica acumulada em Portugal em MW [6] .................................................. 14

Tabela 4 - Preços indicativos dos módulos fotovoltaicos em 2013 [13] ................................................ 28

Tabela 5 - Irradiação ótima vs. Irradiação a 30º ................................................................................... 43

Tabela 6 - Condições de dimensionamento e características dos inversores ........................................ 58

Tabela 7 - Distribuição dos módulos pelos edifícios na empresa Entreposto Auto ............................... 59

Tabela 8 - Perdas nos componentes do sistema ................................................................................... 62

Tabela 9 - Energia produzida pelo sistema fv Vs. Consumo na instalação nos dias de semana ............. 63

Tabela 10 - Energia produzida pelo gerador solar Vs. Consumo na instalação aos Sábados ................. 63

Tabela 11 - Energia produzida pelo gerador solar Vs. Consumo na instalação aos Domingos ............... 63

Tabela 12 - Receita gerada pelo sistema fotovoltaico de 65 KWp, no mês de Agosto .......................... 64

Tabela 13 - Energia total anual produzida pelo gerador solar Vs. Consumo total anual na instalação. . 65

Tabela 14 - Receitas gerados pelo sistema fv e custo mensal da energia elétrica comprada ................ 67

Tabela 15 - Tabela de custos para o sistema de 65 kWp ....................................................................... 67

Tabela 16 - Resultados financeiros ....................................................................................................... 70

Tabela 17 - Analise de sensibilidade ao custo do sistema..................................................................... 71

Tabela 18 - Balanço financeiro e viabilidade das potências estudadas ................................................. 72

Tabela 19 - Lucro gerado pela fv no fim de 25 anos .............................................................................. 73

Tabela 20 - Resumo dos principais indicadores .................................................................................... 75

xviii

Acrónimos

AC - Alternate Current (corrente alternada CA)

BT – Baixa Tensão

CERTIEL – Associação Certificadora de Instalações Elétricas

CIEG – Custos de Interesse Económico Geral

DC – Direct Current (corrente continua CC)

EDP – Energias de Portugal

ERSE – Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos

FER – Fontes de energia renovável

FV – Fotovoltaico

GEE – Gases de Efeito de Estufa

GW – Gigawatt

HOMER – Hybrid Optimization of Multiple Energy Resources

IEA – International Energy Agency

IEC – International Energy Centre

IR – Índice de Rentabilidade

kWp – kilowatt pico

LCOE – Levelized Cost of Energy

MPP – Maximum Power Point

MPPT – Maximum Power Point Tracker

Mtep – Mega tonelada equivalente de petróleo

MT – Média Tensão

Mt – Megatonelada

xix

MW – Megawatt

MWpcc – Megawatt pico em corrente contínua

NFER – Fontes de energia não renovável

NREL – National Renewable Energy Laboratory

NOCT – Normal Operation Conditions and Temperature

NPC – Net Present Cost (Custo presente actualizado)

OMIE – Operador de Mercado Ibérico de Energia

OCDE – Organização de Cooperação e Desenvolvimento Económico

O&M – Operação e Manutenção

PRI – Período de Recuperação de Investimento

PVGIS – Photovoltaic Geographical Information System

PVPS – Photovoltaic Power Systems

PT – Posto de Transformação

PRE – Produção em Regime Especial

PRI – Período de retorno do investimento (Payback)

QGBT – Quadro Geral de Baixa Tensão

RESP – Rede Elétrica de Serviço Publico

SEN – Sistema Elétrico Nacional

SEP – Sistema Elétrico de Serviço Publico

SEI – Sistema Elétrico Independente

SENV – Sistema Elétrico Não Vinculado

STC – Standard Test Conditions

String - fileiras

TIR – Taxa Interna de Rentabilidade

xx

UPP – Unidades de Pequena Produção

UPAC – Unidades de Produção em Autoconsumo

VAL – Valor Atual Líquido

1

1 Introdução

1.1 Enquadramento

A produção de energia e o seu uso contribui em cerca de dois terços para as emissões de efeito de

estufa, estando o seu teor na atmosfera relacionado com o aumento da temperatura média do planeta. Países

participantes na COP211 assumiram compromissos em relação a cortes a fazer, bem como à monitorização

das respetivas taxas de emissão de poluentes, para que ao mesmo tempo que não se prejudique o

crescimento sustentável da economia mundial, se possa contribuir para o reforço da segurança energética

ao redor do mundo, com base em energia sustentável para os bilhões de habitantes que não o têm [1].

A intensidade energética económica mundial caiu 2,3% em 2014, mais do dobro da taxa média de

queda observada na última década, como resultado de recorrentes melhorias na eficiência energética e

mudança de estruturais económicas como a China. Cerca de 11% das taxas de emissões de dióxido de

carbono “CO2” relacionadas com a produção de energia aparecem em áreas onde se pratica o mercado de

carbono (onde o preço médio é 6.23 € por cada tonelada de CO2 emitido [1]), enquanto outros 13%

aparecem em mercados onde se incentiva o consumo aos combustíveis fósseis, através de subsídios.

Há alguns sinais encorajadores em ambas as frentes, com a reforma prevista para o esquema de

Comercio das Emissões da União Europeia2, como também países incluindo India, Indonésia, Malásia, e

Tailândia, aproveitando a oportunidade de preços de petróleo mais baixos para diminuir os subsídios aos

combustíveis fosseis, cortando os incentivos ao consumo exagerado [1].

As alterações climáticas causadas pelo aumento da temperatura media global, devido ao uso

desenfreado dos combustíveis fósseis, aliado à forte dependência dos países compradores à submissão

externa relativamente aos países produtores, tem impulsionado a procura por fontes de energia renovável,

cuja energia é produzida com o uso de recursos naturais como sol, vento, água ou madeira.

Neste contexto, devido a imaturidade das tecnologias disponíveis para o aproveitamento desses

recursos, e como a energia produzida por estas vias em geral é mais cara do que fontes clássicas, os

governos, principalmente dos países dependentes, tem apostados em vários incentivos económicos com o

intuito de promover e contribuir para o desenvolvimento dessas tecnologias, já que ainda não são rentáveis

por si só.

As fontes de energia renováveis apresentam-se como a solução para atender à expressiva carência de

energia elétrica de origem não poluente, como também para atender o rápido crescimento do consumo

1 Conferência realiza em Dezembro de 2015 em Paris, em que participam mais de 190 países, para mais informação

consultar bibliografia [26].

2 O ECE da UE é o maior esquema de comércio de emissões de gases de efeito estufa de todo o mundo, envolvendo

múltiplos países e setores.

2

energético mundial. A eletricidade é considerada um vetor energético fundamental para o desenvolvimento

económico e social e o aumento do seu consumo está diretamente correlacionado com o aumento

populacional e ao acesso dessa população a melhores condições económicas, principalmente em países em

desenvolvimento.

A utilização da energia solar como fonte de energia, traz muitos benefícios, em que se destaca, o facto

de ser uma fonte inesgotável, apesar da sua intermitência sem poluir o nosso meio ambiente.

Atualmente, os sistemas de energia solar mais utilizados são os de aquecimento residencial passivo, e

fornecimento de energia elétrica (energia fotovoltaica) para equipamentos autónomos remotos, e sistemas

fotovoltaicos ligados a rede elétrica publica.

Apesar das inúmeras vantagens, o investimento inicial, principalmente em tecnólogas de conversão

fotovoltaica, que é o motivo da realização desta dissertação, requer grandes investimentos financeiros, ainda

que estes tenham decrescido significativamente na última década. Se a energia elétrica obtida por via solar,

vier a revelar-se mais cara do que a das fontes clássicas, o seu uso fica desacreditado, a não ser que exista

uma outra fundamentação, como por exemplo, o benefício ambiental. Nestes casos, costuma-se promover

a sua utilização através de incentivos económicos para promover esta tecnologia.

A correta avaliação da viabilidade económica dos investimentos em instalações de produção

descentralizada de energia elétrica por via fotovoltaica, é a condição primordial para que a progressiva

implantação das mesmas, se faça de modo sólido e convincente. Assim, é importante que existam

ferramentas de apoio à conceção e simulação deste tipo de sistemas.

1.2 Objetivo gerais do trabalho

Através de uma parceria tripartida entre o Grupo Entreposto, a Galp Energia e o Técnico de Lisboa,

surgia a oportunidade de realização de um estágio de 6 meses, numa das empresas do grupo, nomeadamente

empresa Entreposto Auto, localizada em Feijó, Alameda.

O objetivo do estágio era estudar os consumos energéticos, mais especificamente os consumos elétricos

das instalações da empresa Entreposto Auto, localizada em Almada, já que uma das recentes apostas do

Grupo consiste, em aplicações de medidas de eficiência energética, de modo a proporcionar no futuro,

poupanças tanto energéticas como financeiras. Um dos estudos desenvolvidos, e que é o foco desta

dissertação, é a da incorporação de um sistema fotovoltaico ligado à rede, já que os edifícios apresentam

grandes áreas disponíveis para esse aproveitamento, num total de 1199 m2, espalhados entre dois edifícios.

Assim o objetivo do presente trabalho consiste em desenvolver uma ferramenta que permita apoiar ao

projeto de um sistema fotovoltaico ligado à rede, a partir do diagrama de carga médio da empresa, e de

fazer uma comparação tanto energética como económica, entre cinco potências possíveis para o sistema

fotovoltaico, nomeadamente potências de 30, 45, 55, 65 e 75 kWp.

3

Por isso foi necessário constituir um enquadramento teórico, procurando trazer os conceitos necessários

para realização do projeto, e criar uma base científica sólida que sirva de apoio para dimensionamento de

sistemas fotovoltaicos para autoconsumo.

Este trabalho visa assim dar um contributo científico no contexto de produção fotovoltaica para

autoconsumo.

4

2 Mercado Energético

2.1 Mercado Energético Mundial

A evolução do consumo dos recursos energéticos a nível mundial, desde o início da década 70 até 2013,

também designados por energia primária, tem vindo a crescer progressivamente, conforme é apresentado

na Figura 1.

Figura 1 - Evolução do mercado global de energia primária entre 1971 a 2013 (Mtep ) [2]

Na Figura 1, se pode constatar que em 2013, comparativamente a 1973, houve um aumento no consumo

da energia primária em 7441 Mtep o que significa que num espaço de 40 anos, a quantidade de energia

primária consumida ultrapassou o dobro da energia consumida em 1973.

Constata-se também comparando 1973 e 2013, que os recursos naturais mais usados continuam a ser o

petróleo, o carvão e o gás natural, em que em 2013 representaram uma cota total de 81.4% do consumo

total da energia primária.

Na Figura 2, se pode constatar que em 2013 comparativamente a 1973 houve um aumento das taxas de

emissões de gases de efeito de estufa em 16675 Mt, o que também significa que num espaço de 40 anos, a

taxa de emissões de dióxido de carbono para atmosfera ultrapassou mais do dobro das emissões de CO2

emitidas em 1973.

5

Figura 2 - Evolução do nível de emissões de CO2 por tipo de combustível [2]

Continuando a análise da Figura 2, podemos constatar que a taxa de emissões de CO2 proveniente do

consumo de petróleo apesar de representar uma cota menor 33.6% em 2013, se comparado com a cota de

49.7% em 1973, aumentou em 52.8%.

Seguindo o mesmo raciocínio, a cota do carvão nos anos em comparação, aumentou 10,1 pontos

percentuais, e a taxa de emissões aumentou em 166%.

Também a cota do gás natural aumentou 5,4 pontos percentuais, com um aumento da taxa de emissão

de CO2 em 185%.

Na Figura 3, se pode verificar que em 1973 os países pertencentes a OCDE3 eram responsáveis por

66.3% das emissões totais, representando 10286 Mt de CO2 emitidos. Em 2013, a sua cota diminui para

37.4%, um aumento modesto da taxa de emissão de CO2 para 17% relativo a 1973, fruto de grandes esforços

no sentido de baixar os níveis de emissões, conseguidas através da adoção de políticas a favor do meio

ambiente e incentivando o uso de fontes alternativas aos combustíveis fosseis.

3 Em inglês “OECD”, é uma organização internacional, composta por 34 países, e com sede em Paris, França. A OCDE

tem por objetivo promover politica que visem o desenvolvimento económico e o bem-estar social de pessoas por todo

o mundo.

6

Figura 3 - Evolução do nível de emissões de CO2 por regiões [2]

Verifica-se também na Figura 3, que os países em desenvolvimento das regiões Asiáticas,

nomeadamente China e India aumentaram significativamente as suas cotas referentes as taxas de emissões

de CO2. Em que a China aumentou 22 pontos percentuais em 2013 face a 1973, e a Índia representante

maioritário na fatia da Asia aumentou 8.2 pontos percentuais em 2013 face a 1973.

O forte crescimento nestes países em desenvolvimento é sustentado pelo consumo de fontes

convencionais de energia, nomeadamente petróleo, carvão e gás natural, tornando-se assim, o foco de

atenção de muitas instituições a favor do meio ambiente, já que são os maiores responsáveis pelas taxas de

emissões de CO2 para atmosfera no mundo.

2.2 Energias Renováveis no mundo

As energias renováveis continuaram a crescer em 2014 contra o pano de fundo do aumento do consumo

mundial de energia, e o dramático declínio do preço do petróleo durante a segunda metade do ano. O

consumo de energia final global aumentou cerca de 1,5% ano nos últimos anos, impulsionado

principalmente pelo aumento da demanda em países em desenvolvimento [3].

Há crescente consciência mundial de que a energia renovável e eficiência energética são fundamentais

não só para lidar com as mudanças climáticas, mas também para a criação de novas oportunidades

econômicas, como também fornecer acesso à energia para os bilhões de pessoas que ainda vivem sem

serviços de energia modernos.

Em reconhecimento da importância das energias renováveis e da eficiência energética para o

desenvolvimento sustentável, a Assembleia Geral das Nações Unidas declarou em 2014 como o primeiro

ano, de uma década de Energia Sustentável para todos (SE4ALL). SE4ALL pretende dobrar a quota de

energia renovável no mix global, em que contava em 2010 com uma participação inicial de 18% para 36%

em 2030 [3].

7

Em 2013, o ano mais recente para o qual existem dados disponíveis, a energia renovável fornecida foi

estimada em 19,1% do consumo global final de energia. Desse total, biomassa tradicional, usado

principalmente para cozinhar e aquecer em zonas remotas e áreas rurais em países em desenvolvimento,

são responsáveis por cerca de 9%, e energias renováveis modernas aumentaram a sua quota ligeiramente

em cima de 2012 para cerca de 10,1%.

As energias renováveis modernas estão sendo usadas cada vez mais em quatro mercados distintos:

geração de energia, aquecimento e refrigeração, transporte e em serviços rurais isolados.

Em 2013, a energia hidroelétrica representaram um número estimado de 3,9% do consumo final de

energia; outras fontes de energia renováveis representaram 1,3%; a energia térmica renovável representou

cerca de 4,1%; e biocombustíveis para o transporte contribuíram com cerca de 0,8% [3].

Em 2014, a energia renovável em geral expandiu-se significativamente em termos de capacidade

instalada e energia produzida. Algumas tecnologias experimentaram um crescimento mais rápido na

implantação em 2014 do que eles têm tido em média ao longo dos últimos cinco anos (ver figura seguinte).

Figura 4 - Crescimento das energias renováveis na produção mundial fim 2009 até 2014 [3]

No setor de aquecimento, a capacidade instalada continuou a um ritmo constante; a produção de

biocombustíveis nos transportes aumentou pelo segundo ano consecutivo, após um abrandamento em 2011-

2012. O crescimento mais rápido, e o maior aumento em capacidade instalada, ocorreram no setor de

energia elétrica.

8

Apesar de muitas tecnologias de energia renovável têm experimentado uma rápida expansão, o

crescimento da capacidade e melhorias em eficiência energética são inferiores às taxas necessárias para

conseguir o objetivo SE4ALL. Além disso, a maior parte da nova capacidade e investimento centrou-se em

apenas três tecnologias: energia solar fotovoltaica, eólica e energia hidrelétrica.

2.3 Energia Solar Fotovoltaica no mundo

A situação dos sistemas fotovoltaicos no mundo, no que diz respeito a potência total instalada, e a

custos indicativos, podem ser avaliadas através de dados estatísticos publicados pela Agência Internacional

de Energia (IEA-PVPS4).

Na Figura 5 apresenta-se a evolução da potência total fotovoltaica instalada no mundo nos últimos 14

anos, que é de 177 GW.

Os 23 países pertencentes a IEA-PVPS5 contribuíram com 155 GW, maioria ligado a rede pública.

Países adicionais que não fazem parte do programa PVPS representam no mínimo 22 GW adicionais, a

maioria localizados na Europa: Reino Unido com 5.1 GW, República Checa com 2.1 GW, Grécia com 2.6

GW, Roménia com 1.2 GW, Bulgária com 1GW e abaixo da marca estipulada 1 GW, Eslováquia e Ucrânia.

Acompanhando estes países, India já instalou mais de 2.9 GW, e Taiwan mais de 750 MW [7].

Figura 5 - Evolução da potência instalada (GWpcc) [4]

A potência fotovoltaica instalada em 2014, a nível mundial pode ser dividida em países pertencentes a

PVPS, e o resto do mundo. Os países pertencentes a PVPS instalaram neste período considerado 34 GW, e

pelo menos 4.7 GW foi reportado por países não pertencentes a PVPS.

4 Photovoltaic Power Systems – Sistemas de energia fotovoltaica

5 Alemanha, Austrália, Áustria, Bélgica, Canada, China, Coreia, Dinamarca, Estados Unidos, Espanha, França, Holanda, Israel, Itália, Japão, Malásia, México; Noruega, Portugal, Suécia, Suíça, Tailândia e Turquia.

9

A Figura 6 mostra que a potência mundial total instalada durante 2014 foi no mínimo 38.7 GW,

contabilizando todos os países que o relataram [4].

Figura 6 - Potência fotovoltaica instalada em 2014 (MWpcc) [4]

Na Figura 7 mostra que desde 2007 até 2014, a Europa representa a maior fatia, a nível de instalações

fotovoltaicas múndias, e também se consegue observar que a Asia tem vindo a aumentar a sua fatia

exponencialmente desde 2012.

Atualmente Europa representa cerca de 50 % do total das instalações fotovoltaicas múndias.

Figura 7 - Evolução da potência fotovoltaica instalada por regiões (MWpcc) [4]

Na Tabela 1, consegue-se observar a liderança do continente Asiático, em relação a potência

fotovoltaica anual instalada em 2014, representada pela China com 10.6 GW, seguida pelo Japão, com 9.7

GW instalados. Em terceiro lugar foi no continente Americano, representado por Estados Unidos com 6.2

GW, e as três posições seguintes foi no continente Europeu, liderado pelo Reino Unido com 2.3 GW,

precedido da Alemanha com 1.9 GW e França com 0.9 GW instalados.

Em relação a potência fotovoltaica acumulada, Alemanha lidera com 38.2 GW, seguida pela China

com 28.1 GW, seguida pelo Japão 23.3 GW, Itália 18.5 GW e Estados Unidos 18.3 GW, e os restantes

países estão muito abaixo em termos de potencia acumulada instalada.

10

Tabela 1 - 10 melhores países por fotovoltaico instalado e capacidade total instalada em 2014 [4]

2.4 Mercado Energético em Portugal

Portugal é um país que não possui recursos petrolíferos, jazidas de gás natural ou minas de carvão em

atividade, fazendo com que Portugal seja um país altamente dependente dos mercados energéticos externos,

ficando assim sujeito as flutuação externas dos preços praticados.

Figura 8 - Evolução do consumo total de energia primária (tep) [5]

A Figura 4 mostra que Portugal registou em 2013 um Consumo de Energia Primária (CEP) total de

21,7 Mtep, o que configura um aumento de 1,0% face a 2012. Analisando os consumos das diferentes fontes

de energia em 2013, verifica-se que o petróleo continua a ser a principal fonte e energia primária 45%,

seguido das renováveis 24%, e a seguir do gás natural 17%.

É de notar que o peso do petróleo tem vindo a decrescer nos últimos anos, 58% em 2004 contra 45%

em 2013, enquanto o peso das renováveis, 14% em 2004 contra 24% em 2013, e o gás natural 13% em

2004 contra 17% em 2013, aumentaram consideravelmente.

A redução da dependência energética nacional é um dos principais desafios da atual política energética

nacional. Historicamente, Portugal apresenta uma dependência energética elevada, entre 80 e 90%, fruto

11

da inexistência de produção nacional de fontes de energia fósseis, como o petróleo ou gás natural, que têm

um peso muito significativo no mix de consumo de energia.

A aposta nas renováveis, e na eficiência energética, com maior incidência nos últimos anos, tem

permitido a Portugal baixar a sua dependência para níveis inferiores a 80%. No entanto, a variabilidade do

regime hidrológico, associado a uma grande componente hídrica no sistema electroprodutor nacional,

influência negativamente a dependência energética em anos secos, como foi o caso do ano 2005 ou 2008

[5].

Figura 9 - Evolução da dependência energética de Portugal (%) [5]

Como consta na Figura 9, em 2013 a dependência energética situou-se nos 73,9%, representando uma

redução de 5,5 pontos percentuais face a 2012, e uma redução de 14,9 pontos percentuais face a 2005, ano

em que se verificou a dependência energética mais elevada dos últimos anos.

Esta redução deve-se em grande parte ao aumento da produção hídrica e eólica, como também

sobretudo, à redução das importações de gás natural, e petróleo [5].

Figura 10 - Evolução das emissões de GEE em Portugal (Mt CO2) [5]

Em relação as emissões de Gases com Efeito de Estufa (GEE), como se pode ver na Figura 10, Portugal

têm registado um decréscimo significativo nos últimos anos, fruto da adoção de medidas neste âmbito, em

especial no setor da energia que compõe cerca de 70% das emissões totais. Em 2012 as emissões totais de

GEE situaram-se na ordem das 68,8 Mt CO2, das quais 47,9 Mt CO2 são relativas ao setor energético. Em

comparação ao ano anterior, as emissões totais de GEE decresceram cerca de 0,8%, enquanto as emissões

do setor energético decresceram cerca de 1,0% como consta na Figura 10 [5].

12

2.4.1 Consumo de Energia Elétrica

O sistema electroprodutor nacional contava em 2013 com um total de 19 621 MW de capacidade

instalada (-3,9% face a 2012). Olhando para as diferentes tecnologias de produção de eletricidade existentes

em Portugal, 8 309 MW (42,3% do total) são em tecnologias fósseis (NFER6 - carvão, petróleo e gás

natural), e 11 312 MW (57,7% do total) referentes a tecnologias renováveis (FER7 - hídrica, eólica,

biomassa, solar, geotermia e ondas), representado na Tabela 2 [5].

Na componente térmica fóssil, destaque para o gás natural que representa cerca de 60% do total da

capacidade fóssil, e cerca de 25% da capacidade total instalada em Portugal. Apesar do peso significativo

que tem no setor electroprodutor, e face a 2011, a produção com gás natural passou de 54% para 35% em

2013, por contraste com o carvão que viu a sua produção aumentar de 36% para 57%.

Tabela 2 - Capacidade instalada por tipo de fonte em Portugal (MW) [5]

Nota: A capacidade total instalada inclui 330 kW relativos às Ondas.

A componente do mix associado ao petróleo tem vindo a diminuir nos últimos anos, por força do

encerramento das centrais térmicas em Portugal Continental (ex.: Central do Carregado), sendo que

atualmente apenas existem centrais térmicas nas Regiões Autónomas, pelo que a restante capacidade diz

respeito à cogeração, também em decréscimo devido ao encerramento de unidades ou conversão para gás

natural [5].

Na componente renovável, destaque para as fontes hídrica e eólica que representam respetivamente

cerca de 49% e 42% como se pode verificar na Figura 12.

6 Fontes de energia não renovável

7 Fontes de energia renovável

13

Em 2013 o total da capacidade renovável representava mais de 50% da capacidade total instalada em

Portugal como se pode constatar na Figura 11 e na Figura 12.

Figura 11 - Evolução do mix de capacidade instalada para produção de eletricidade em Portugal (MW) [5]

Figura 12 - Mix de capacidade instalada para produção de eletricidade em 2013 [5]

2.5 Energia solar fotovoltaica em Portugal

Em 2014, a potência fotovoltaica instalada em Portugal foi de 108 MW, aumentando a potência total

instalada para 392 MW. A maioria desta capacidade, cerca de 89 MW, foi conectada no âmbito do quadro

de produção independente, destinado a centrais fotovoltaicas.

Figura 13 - Novas potências fotovoltaico instaladas anualmente em MW [6]

14

Tabela 3 - Potência fotovoltaica acumulada em Portugal em MW [6]

Nota: Dados sobre instalações isoladas são apenas estimados.

2.5.1 Legislação para o mercado das Renováveis

A produção de energia elétrica através de fontes renováveis é sujeita a um conjunto de requisitos que

vigoram no regime jurídico vigente, separados em diferentes procedimentos de operação como

remuneração, inspeção, entre outros.

A legislação atual, Decreto-lei nº153/2014, de 20 de Outubro, estabelece o regime jurídico aplicável à

produção de eletricidade, destinada ao autoconsumo (designadas por Unidades de Produção para

autoconsumo - UPAC) na instalação associada á respetiva unidade produtora, com ou sem ligação à rede

elétrica publica, baseada em tecnologias de produção renováveis ou não renováveis, sempre que a atividade

de produção se destine à satisfação das necessidades próprias de abastecimento de energia elétrica, e em

que a eletricidade em falta ou em excesso seja, respetivamente, comprada ou vendida à Rede Elétrica de

Serviço Público (RESP).

O mesmo diploma estabelece ainda o regime jurídico aplicável à produção de eletricidade, através de

uma unidade de pequena produção (designadas por Unidades de Pequena Produção - UPP) a partir de

energias renováveis, baseada em uma só tecnologia de produção, cuja potência de ligação à rede seja igual

ou inferior a 250 kW, destinada à venda na sua totalidade à Rede Elétrica de Serviço Público (RESP) [7].

2.5.2 Taxa de Compensação (UPAC)

A celebração de um contrato de venda do excedente de energia elétrica não consumida na instalação

implica, nos termos do Artigo 25 do Decreto-Lei nº153/214, o pagamento de uma prestação mensal fixa,

para compensação dos Custos de Interesse Económico Geral (CIEG). Estão sujeitas todas as UPAC com

15

potência instalada superior a 1.5 KW, cuja instalação elétrica de utilização se encontre ligada à RESP8, e

estão sujeitas ao pagamento da compensação nos 10 primeiros anos após obtenção do certificado de

exploração.

Esta compensação apenas se torna efetiva quando a representatividade das UPAC excederem 1% do

total da potência instalada no Sistema Elétrico Nacional (SEN) [7].

Recorrendo ao ponto 2.4.1, em 2013 o sistema electroprodutor nacional contava com um total de 19.6

GW, o que significa que 1% de incremento, provenientes de instalações UPAC, e com potências superiores

a 1.5 KW representa 196.2 MW.

8 Rede Elétrica de Serviço Publico

16

3 Revisão de Conceitos

3.1 Energia Solar Fotovoltaica

A intensidade de irradiação que chega até a atmosfera depende da distância entre o sol e a terra, que

durante o decorrer do ano pode variar entre 1,47 × 108 𝑘𝑚 e 1,52 × 108 𝑘𝑚. Devido a este facto, a

irradiância E0 varia entre 1,325 W/m2 e 1,412 W/m2, e o valor médio é designado por constante solar, EO

= 1,367 W/m².

A irradiação solar, em algumas regiões situadas perto do Equador, excede 2,300 kWh/m2 por ano,

enquanto no sul da Europa não deverá exceder os 1,900 kWh/m2. Em Portugal, este valor poderá situar-se

entre os 1,300 kWh/m2 e os 1,800 kWh/m2 [8].

As diferenças regionais da irradiação solar em Portugal, são evidenciadas na Figura 14. Os somatórios

médios da irradiação são indicados para um ano normal.

Figura 14 - Irradiação global anual em Portugal [9]

3.2 Irradiação direta e difusa

A irradiação solar incidente no limite superior da atmosfera sofre uma serie de reflexões, dispersões, e

absorções durante o seu percurso até o solo, conforme as variações climáticas. A incidência total desta

irradiação solar sobre um corpo localizado no solo é a soma das componentes direta e difusa, como se

verifica na Figura 15.

17

Figura 15 - Luz solar no seu percurso através da atmosfera [8]

A irradiação direta vem segundo a direção do sol, produzindo sombras bem definidas em qualquer

objeto enquanto a irradiação difusa carece de direção específica.

Figura 16 - Padrão típico da irradiação direta e difusa total diária em Lisboa [8]

A Figura 16 apresenta as frações de irradiação diária direta, e difusa, durante o período de um ano em

Lisboa. Nos dias claros, a fração de irradiação direta prevalece, no entanto, na maioria dos dias cobertos de

nuvens (especialmente no Inverno), a irradiação solar é quase completamente difusa. Em Portugal, a

proporção da irradiação solar difusa durante um ano, é cerca de 40 % para 60 % de irradiação direta [8].

A disponibilidade da energia solar na superfície da terra vária conforme o local e a época do ano.

Algumas variações a estes valores são previsíveis. A variação diurna, que é a função do movimento de

rotação da terra em torno do seu eixo; a variação sazonal, que é a função da inclinação do eixo da terra; e a

variação anual, que é a função da órbita elíptica da terra em torno do sol.

Outras variações significativas são previsíveis por estatística, tal como a incidência média da irradiação

solar por um período de tempo, neste caso existe os efeitos da formação de nuvens, poluição atmosférica,

pó e nevoeiros.

O conhecimento da localização exata do sol possibilita estimar dados sobre a irradiação, e em seguida

estimar a energia produzida pelas respetivas instalações solares. A localização do sol em qualquer local

pode ser definida através do conhecimento da altura solar e o azimute solar.

No estudo da energia solar é usual utilizar o Sul como linha de referência (Azimute nulo), negativo

para ângulos orientados a Leste (Leste: = -90), e positivo para ângulos orientados a Oeste (Oeste: =

18

90), portanto a irradiância solar depende da altura do sol, e é calculada a partir de uma base horizontal como

mostra a Figura 17.

Figura 17 - Representação dos ângulos segundo as técnicas solares [8]

3.3 A conversão fotovoltaica

O efeito fotovoltaico consiste no aparecimento de uma diferença de potencial nos extremos de uma

estrutura de material semicondutor, derivada da absorção de luz, produzindo corrente elétrica. O material

semicondutor tem que possuir uma estrutura atómica cristalina, e para facilitar a condutibilidade elétrica,

são acrescentados substâncias adicionais denominadas por dopantes [10].

O silício é a matéria-prima mais comum e largamente utilizada no mercado fotovoltaico. Um átomo de

silício é formado por catorze protões e catorze eletrões distribuídos por três bandas de energia. Na banda

exterior, conhecida como banda de valência, existem apenas 4 eletrões. Para o cristal de silício garantir a

sua estabilidade, precisa de conter oito eletrões na sua banda de valência, o que leva os átomos a alinhar-se

segundo uma estrutura em teia, formando quatro ligações covalentes com quatro átomos vizinhos,

partilhando deste modo os seus eletrões de valência. Como resultado desta partilha de eletrões, a banda de

valência, que pode conter até oito eletrões, fica cheia, ou seja os eletrões ficam presos na banda de valência,

e o átomo está num estado estável. Para que os eletrões se possam deslocar tem de adquirir energia

suficiente para passarem da banda de valência para a banda de condução. Esta energia é designada por

hiato9 e no caso do cristal de silício vale 1,12 Ev [11].

Quando um fotão da irradiação solar contendo energia suficiente atinge um eletrão da banda de

valência, este move-se para a banda de condução, deixando um buraco10 no seu lugar, a qual se comporta

como uma carga positiva. Neste caso, diz-se que o fotão criou um par eletrão-buraco. Uma célula

fotovoltaica constituída por cristais de silício puro não produziria energia elétrica. Os eletrões passariam

para a banda de condução mas acabariam por se recombinar com os buracos, não dando origem a qualquer

corrente elétrica. Para haver corrente elétrica é necessário que exista um campo elétrico, isto é, uma

9 Band gap energy

10 Hole

19

diferença de potencial entre duas zonas da célula. Através do processo conhecido como dopagem do silício,

que consiste na introdução de elementos estranhos com o objetivo de alterar as suas propriedades elétricas,

é possível criar duas camadas na célula: a camada tipo p e a camada tipo n, que possuem, respetivamente,

um excesso de cargas positivas e um excesso de cargas negativas, relativamente ao silício puro [11].

O boro é o dopante normalmente usado para criar a região tipo p. Um átomo de boro forma quatro

ligações covalentes com quatro átomos vizinhos de silício, mas como só possui três eletrões na banda de

valência, existe uma ligação apenas com um eletrão, enquanto as restantes três ligações possuem dois

eletrões. A ausência deste eletrão é considerada um buraco, a qual se comporta como uma carga positiva

que viaja através do material, pois de cada vez que um eletrão vizinho o preenche, outro buraco se cria. A

razão entre átomo de boro e átomos de silício é normalmente da ordem de 1 para 10 milhões [11].

O Fósforo é o material usado para criar a região n. Um átomo de Fósforo tem cinco eletrões na sua

banda de valência, pelo que cria quatro ligações covalentes com os átomos e deixa um eletrão livre, que

viaja através do material. A razão entre átomo de Fósforo e de Silício é próxima de 1 para 1000 [11].

Na região onde dois materiais se encontram, designada junção p-n, cria-se, portanto, um campo elétrico

que separa os portadores de carga que a atingem: os eletrões, excitados pelos fotões com energia suficiente

para excitar eletrões da banda de valência para a banda de condução, são acelerados para um terminal

negativo, ao passo que os buracos são enviados para um terminal positivo. Nestas condições, ligando os

terminais a um circuito que se fecha exteriormente através de uma carga (a lâmpada na Figura 18), circulará

corrente elétrica unidirecional (DC).

Figura 18 - Corte transversal de uma célula fotovoltaica [9]

3.3.1 Modelos matemáticos das Células

No domínio do estudo dos equipamentos fotovoltaicos, é habitual representar os equipamentos através

de circuitos equivalentes, com o objetivo de estudar o comportamento dos mesmos. Existem dois modelos,

o modelo simplificado, de um díodo e três parâmetros, e o modelo mais detalhado de um díodo e cinco

parâmetros.

No presente capítulo só se apresentará o primeiro modelo.

20

Modelo de um Díodo e três Parâmetros

Em termos de modelo matemático simplificado, uma célula pode ser descrita através do circuito elétrico

equivalente que se mostra na Figura 19.

Figura 19 - Circuito elétrico equivalente de uma célula fotovoltaica alimentando uma carga Z [12]

A fonte de corrente Is representa a corrente elétrica gerada pelo feixe de radiação luminosa, constituída

por fotões, ao atingir a superfície ativa da célula (efeito fotovoltaico); esta corrente unidirecional é constante

para uma dada radiação incidente. A junção p-n funciona como um díodo que é atravessado por uma

corrente interna unidirecional Id, que depende da tensão V aos terminais da célula [11].

A corrente ID que se fecha através do díodo é:

𝐼𝐷 = 𝐼0 (𝑒𝑉

𝑚𝑉𝑡 − 1) (3.1)

em que:

I0 - Corrente inversa máxima de saturação do díodo

V - tensão aos terminais da célula

m – fator de idealidade do díodo (díodo ideal: m=1; díodo real: m>1)

VT – designado por potencial térmico VT = 𝐾𝑇

𝑞

- K: constante de Boltzmann (K =1,38×10-23 J/K)

-T: temperatura absoluta da célula em K (0oC =273,16 K)

-q: carga elétrica do eletrão (q = 1,6×10-19 C)

A corrente I que se fecha pela carga é, portanto (ver na Figura 19):

I = 𝐼𝑆 − 𝐼𝐷 = 𝐼𝑆 − 𝐼0 (eV

mVt − 1) (3.2)

Dois pontos de operação da célula merecem atenção particular: curto-circuito e circuito aberto.

No caso do Curto-circuito exterior

V=0; 𝐼𝐷 = 0; I = 𝐼𝑆 = 𝐼𝑐𝑐 (3.3)

21

A corrente de curto-circuito Icc é o valor máximo da corrente de carga, igual, portanto, à corrente gerada

por efeito fotovoltaico. O seu valor é uma característica da célula, sendo um dado fornecido pelo fabricante

para determinadas condições de radiação incidente e temperatura [11].

No caso de Circuito aberto

A tensão em vazio Vca é o valor máximo da tensão aos terminais da célula, que ocorre quando esta está

em vazio [11].

𝐼 = 0, 𝑉𝑐𝑎 = m𝑉𝑇ln(1 +𝐼𝑆

𝐼0) (3.4)

O seu valor é uma característica da célula, sendo um dado fornecido pelo fabricante para determinadas

condições de radiação incidente e temperatura.

A relação entre a corrente e a tensão, dependente da temperatura, irradiação e o fator de idealidade do

díodo m, e é determinado recorrendo à seguinte expressão [10].

𝐼 = 𝐼𝐶𝐶 (1 − 𝑒𝑉−𝑉𝑐𝑎

𝑚𝑉𝑡 ) (3.5)

3.3.2 Condições de referência

As condições normais de teste11, normalizadas para a realização das medidas dos parâmetros

característicos da célula, acordadas entre os fabricantes, designadas por condições de referência, são [11]:

Temperatura da célula, θr = 25 0C Tr = 298,16 K

Irradiância incidente na célula, Gr = 1000 W/m2

Distribuição espectral padrão da irradiação solar AM de 1,512

Na sequência, as grandezas referenciadas pelo índice superior r consideram-se medidas nas condições

de referência – STC.

11 Standard Test Conditions - STC

12 Air Mass

22

3.3.3 Potência-pico, rendimento e fator de forma

A potência máxima de saída, obtida em condições STC, designa-se por potência-pico13, Pp:

𝑃𝑝 = 𝑃𝐷𝐶𝑟 = 𝑉𝑀𝑃

𝑟 𝐼𝑀𝑃𝑟 (3.6)

O rendimento de um módulo fotovoltaico nas condições de referência advém da relação entre a

potência-pico e a potência correspondente à irradiação incidente Gr:

𝜂𝑟 =𝑃𝐷𝐶

𝑟

𝐴𝐺𝑟 =𝑃𝑝

𝐴𝐺𝑟 (3.7)

em que A é a área da célula. Em outras condições de funcionamento será:

𝜂 =𝑃𝐷𝐶

𝐴𝐺 (3.8)

O quociente entre a potência-pico e o produto VcaIcc, chama-se fator de forma FF14

𝐹𝐹 =𝑃𝐷𝐶

𝑉𝑐𝑎𝐼𝑐𝑐 (3.9)

O fator de forma está relacionado com a qualidade da junção e das resistências em série. As células de

silício em uso comercial apresentam um fator de forma entre 0.7 e 0.85. Será sempre desejável trabalhar

com células em que o fator de forma seja o maior possível [11].

Na Figura 20, mostram-se as curvas I-V para duas células com fatores de forma diferentes. Pode

observar-se a sensível redução na potência máxima verificada na célula 2.

Figura 20 - Curva I-V de duas células com fator de forma diferentes [12]

13 Em inglês, Peak Power ou Maximum Power Point - MPP

14 Em inglês, Fill factor

23

3.3.4 Potência elétrica

A potência elétrica de saída P, para uma dada irradiância incidente e temperatura na célula é:

P = VI = V [𝐼𝑐𝑐 − [𝐼0 (𝑒𝑉

𝑚𝑉𝑡 − 1)]] (3.10)

A potência máxima obtém-se para dP/dV = 0, o que é equivalente a:

𝑑𝑃

𝑑𝑉= 𝐼𝑐𝑐 + 𝐼0 (1 − 𝑒

𝑉

𝑚𝑉𝑡 −𝑉

𝑚𝑉𝑡𝑒

𝑉

𝑚𝑉𝑡) = 0 (3.11)

𝑒𝑉

𝑚𝑉𝑡 =

𝐼𝑐𝑐𝐼0

+1

𝑉

𝑚𝑉𝑡+1

(3.12)

A solução da equação 3.10 (que, no caso geral, se obtém por métodos iterativos), é V = Vmax, e a

correspondente corrente é Imax.

O ponto de potência máxima é Pmax = VmaxImax e nas condições de referência será V = Vrmax, I = Ir

max e

P = Prmax [11].

3.3.5 Influência da temperatura

Na Figura 21, ilustra-se a variação da curva I-V com a temperatura para a célula que tem vindo a servir

de exemplo.

Figura 21 - Variação da curva I-V com a temperatura; resultados experimentais [9]

Na Figura 21 pode observar-se que:

A potência de saída decresce com o aumento da temperatura.

A tensão de circuito aberto decresce com a temperatura (aproximadamente - 2,3mV/oC)

A corrente de curto-circuito varia muito pouco com a temperatura, sendo esta variação

habitualmente desprezada nos cálculos.

24

3.3.6 Influência da Irradiância Incidente

A Figura 22, ilustra-se a variação da curva I-V com a irradiação incidente para a célula que tem vindo

a ser analisada, e mostra que:

A potência de saída aumenta com aumento da irradiação incidente.

A corrente de curto-circuito vária linearmente com a irradiação incidente

A tensão de circuito aberto varia pouco com a irradiação incidente, sendo esta variação, no entanto,

mais importante para valores baixos de irradiação incidente.

Figura 22 - Variação da curva I-V com a radiação incidente; resultados experimentais [9]

3.4 Principais Tecnologias nos Módulos Fotovoltaicos

As tecnologias de construção de células fotovoltaicas podem ser divididas em três gerações:

1º Geração: Silício cristalino, na qual representa 87 % das células disponíveis no mercado.

2º Geração: Filme fino, tecnologia de películas finas aplicadas sobre substratos rígidos (já há

aplicações comerciais mas o mercado ainda é pequeno/nicho).

3º Geração: Películas finas aplicadas sobre substratos flexíveis (em fase de investigação).

3.4.1 1º Geração

As células de silício cristalino podem ser ainda do tipo [10]:

Silício monocristalino, obtido através de corte de um lingote de monocristal de silício puro, que

representa cerca de 35% do mercado.

Silício multicristalino ou policristalino, proveniente de um lingote de silício com múltiplos cristais,

que corresponde a 49 % do mercado

25

Fitas de Silício, envolvendo um processo de produção em que o silício fundido é puxado, dando

origem a uma fita, com uma participação residual de 3% do mercado.

As células multicristalinas apresentam custos de produção mais baixos (cerca de 20%), embora

atinjam valores de rendimento elétrico também mais baixos do que os congéneres monocristalinos. Isto

porque a uniformidade da estrutura molecular resultante da utilização de um cristal único é ideal para

potenciar o efeito fotovoltaico, já as descontinuidades da estrutura molecular do silício policristalino

dificulta o movimento de eletrões o que reduz a potência de saída. Deste modo, a eficiência das células

de silício policristalinos encontram-se entre os 11 % e os 16 %, enquanto a eficiência das células de

silício monocristalino podem atingir 21 %. Apesar das primeiras apresentarem uma eficiência mais

baixa relativamente ao monocristalino, o seu custo de produção também é mais baixo, o que possibilita

a sua entrada no mercado com um preço mais acessível.

Nos últimos tempos tem surgido células, baseadas no mesmo princípio de funcionamento das de

silício, mais ainda sem sucesso comercial, devido à escassez, e elevado custo dos seus materiais. O que

mais se destacam são o Arseneto de Gálio (GaAs), e o Fosforeto de Índico (InP). Tentou- se também

um desenho das células diferente da convencional, na tentativa de aumentar o seu rendimento, em que

inclui múltiplas camadas, geralmente duas, em tandem, ou três.

Nas células feitas à base de junções de Arseneto de Gálio, de Índico e de Germânio, também designadas

por células de multijunção, atingem rendimentos superiores a 35%. Mas apesar do seu alto rendimento,

o seu custo de produção é elevado, o que dificulta a sua comercialização [10].

3.4.2 2º Geração

A tecnologia de filme é constituída por materiais semicondutores ultrafinos, nas quais os materiais se

depositam em substratos de grande área: metal, vidro ou de plástico. Os mais usados são o Teruleto de

Cádmio (CdTe), silício amorfo (a-Si) e o Disseleneto de Cobre-Índico-Gálio (CIGS).

Este tipo de tecnologias apresenta algumas vantagens, embora seus rendimentos sejam bastante

inferiores aos das células de silício cristalino, na ordem dos 11 %, entre as quais se destacam [10]:

A menor quantidade de material, e energia gasta na sua produção

A menor perda de eficiência a altas temperaturas

Melhor desempenho em condições de baixa irradiação e irradiação difusa

Menor sensibilidade a sombreamentos devido à sua geometria (células longas e estreitas).

26

3.4.3 3º Geração

Existem ainda um conjunto de novas tecnologias emergentes de filmes finos com elevado potencial de

desenvolvimento, mas ainda sobe fase de investigação. Dentro das várias tecnologias em investigação

destacam-se:

Células sensibilizadas por corante,

Células orgânicas,

Nanoantenas.

A primeira constituída por Dióxido de Titânio (TiO2) apresenta níveis de eficiência na ordem dos 5 %.

As células orgânicas, utilizam pigmentos orgânicos como dadores e recetores de eletrões e buracos, ao

invés de junções p-n. Com eficiências máximas de 7-8%, esta tecnologia, ainda que barata, tem a

desvantagem de necessitar de uma área demasiado grande para garantir os níveis de potência de saída,

semelhante às concorrentes.

Já as nanoantenas apresentam uma eficiência de 80%, esta tecnologia assenta na ideia de “sintonizar”

uma antena para a frequência de radiação de infravermelho, captando a energia do sol, durante o dia, e a

radiação absorvida pela terra durante a noite. Este efeito dá-se porque as nanoantenas possuem a capacidade

de absorver diversos comprimidos de onda de luz, de acordo com a sua dimensão, o que permite aumentar

o espectro de radiação e assim melhorar a eficiência da célula. Com a possibilidade de fabricação em larga

escala por processos de impressão a rolo, esta tecnologia procura atualmente ultrapassar os problemas

associados aos efeitos de ressonância, os quais poderão ter efeitos destrutivos [10].

3.4.4 Rendimento das Diversas Tecnologias

A evolução do rendimento das células fotovoltaicas a nível mundial encontra-se representada no anexo

A, para o período de 1975 até 2015, publicada pela NREL15.

3.4.5 Módulos e Painéis

A potência máxima de uma única célula fotovoltaica não excede 2 W, o que é obviamente insuficiente

para a maioria das aplicações. Por este motivo, as células são agrupadas em série e em paralelo formando

15 National Renewable Energy Laboratory – é uma instituição que procura respostas criativas para os desafios

energéticos da atualidade, através de estudos e análises que permitem a validação de produtos para o comércio

energético.

27

módulos. Em geral, um módulo consiste num conjunto de NPM ramos ligados em paralelo, cada um deles

constituído por NSM células ligadas em série, como se mostra na Figura 23. Normalmente, os módulos

disponíveis no mercado têm apenas um ramo paralelo e um número variável de células ligadas em série

(são habituais valores de 36, 48, 54 e 72), [10].

Figura 23 - Módulo fotovoltaico [12]

Em termos de modelo dos módulos fotovoltaicos, podem aplicar-se os modelos apresentados

anteriormente para caracterizar o comportamento de uma única célula fotovoltaica, considerando o módulo

como uma célula fotovoltaica equivalente. Naturalmente que a razão entre a corrente correspondente ao

módulo, e a corrente de cada célula é dada pelo número de ramos ligados em paralelo, NPM, e a razão entre

a tensão do módulo e a tensão da célula é o número de células ligadas em série, NSM.

Os módulos associados em série e paralelo para obter mais potência formam painéis16 [10].

3.5 Custos

O custo de investimento com sistemas fotovoltaicos é normalmente referido em custo por Watt de pico

(€/Wp). O custo inclui tanto os módulos fv propriamente ditos, como dispositivos de interface, e regulação

entre os módulos fv e a rede (BOS17).

Estes dispositivos são tipicamente a bateria, regulador de carga e o inversor no caso de sistemas

isolados, é apenas o inversor para os sistemas ligados à rede. As estruturas de suporte dos módulos também

se incluem nos dispositivos de interface e regulação.

Preços indicativos de 2013 referentes a sistemas fotovoltaicos instalados em países pertencentes à IEA-

PVPS, encontram-se representados no Anexo B. Pode-se constatar, para o caso do nosso vizinho Espanha,

o custo indicativo para um sistema fv ligado à rede, é de 2,4 €/Wp no sector residência, 1,7 €/Wp no sector

16 Panel

17 Balance Of Systems

28

comercial, e 1,4 €/Wp no sector industrial. Constata-se também que os sistemas fv instalados em terrenos

Ground-Mounted apresentam o custo mais baixo de 1,2 €/Wp [13].

Na Tabela 4, se pode observar que para o caso de Espanha, o custo medio dos módulos em 2013 é de

0,55 €/Wp, e em Alemanha é 0,69 €/Wp.

Tabela 4 - Preços indicativos dos módulos fotovoltaicos em 2013 [13]

Também se pode verificar na Figura 24 que a descida dos preços do sistema tem sido bem mais lenta

do que previsto. Enquanto o preço dos paneis desceu significativamente, já o preço de instalação e de outros

componentes, como o inversor, não tem descido, pelo que no global, a quedo do preço do sistema é menor

do que a quedo de preço dos painéis.

Figura 24 - Evolução dos preços dos módulos e dos sistemas fv pequenos (sistemas para aplicação residencial)

[13]

Os custos de operação e manutenção (O&M) são também muito variáveis, mas pode estimar-se que

não excedam, em média, 1% do investimento total [10].

29

3.6 Sistemas Ligados à Rede

Em aplicações ligadas à rede de energia elétrica, o gerador fotovoltaico entrega à rede a máxima

potência que, em cada instante, pode produzir. Entre o módulo e a rede existem equipamentos de regulação

e interface que otimizam as condições de geração e as adaptam às condições de receção impostas pela rede.

Em termos esquemáticos, a situação pode ser descrita como se ilustra na Figura 25.

Figura 25 - Esquema de um gerador fotovoltaico ligado à rede [12]

3.6.1 Seguidor de potência Máxima (MPPT) e Inversores.

A potência máxima varia com as condições ambientais (temperatura e irradiação), e com a tensão aos

terminais do módulo, sendo naturalmente desejável o funcionamento sempre à máxima potência possível.

De forma a colocar o módulo fotovoltaico no ponto de operação correspondente à potência máxima,

os conversores fotovoltaicos possuem um sistema digital de cálculo da tensão à potência máxima (para cada

par de valores, irradiação-temperatura), designado por seguidor de potência máxima (MPPT)18.

Este valor de referência da tensão é calculado através de um modelo de simulação do comportamento

do módulo fotovoltaico, e constitui uma entrada de um conversor DC/DC19, o qual é usado para ajustar o

nível da tensão da saída, à tensão de entrada do inversor. Muitas vezes, o próprio conversor DC/DC é

designado (de forma não muito rigorosa) por MPPT. Ao controlar a tensão de saída do módulo,

automaticamente se impõe o valor de corrente, que depende da tensão de acordo com a curva I-V do módulo

fotovoltaico, e com o modelo adaptado para a sua representação.

O facto de todos os conversores fotovoltaicos estarem equipados com este dispositivo reforça a

necessidade de dispor de um método eficiente de cálculo da potência máxima (para condições de

temperatura e irradiação existente), pois é, suposto que os módulos funcionem sempre nesse ponto de

operação.

18 Maximum Power Point Tracker - MPPT

19 Chopper

30

Em aplicações ligadas em sistema de energia elétrica, é necessário também um inversor para colocar

na rede AC, a energia DC produzida pelo módulo fotovoltaico.

Os equipamentos inversores usados nos sistemas fv são bastante completos, incluindo, no mesmo

dispositivo as funções de [10]:

Conversão da grandeza DC em grandezas AC (função de inversor), com os padrões de qualidade

exigidos pela rede à qual se ligam.

Seguidor de potência máxima (função de MPPT), regulando a tensão de entrada (e de saída do

módulo) para o valor correspondente.

Proteção do sistema (sobrecargas, sobretensões, interligações, etc.)

Em termos de grandes blocos funcionais, um inversor de um sistema fv, é constituído por [10]:

Entrada DC (onde se ligam os terminais do módulo fV)

Unidade processadora do algoritmo de seguimento de potência máxima (MPPT)

Conversor DC/DC

Filtros

Equipamentos de monitorização e proteção.

3.6.2 Rendimento dos Inversores

O aspeto mais importante a ter em conta na escolha de um inversor é o seu rendimento, pois este decide,

do total de energia gerada pelos painéis fotovoltaicos, a quantidade que é fornecida à rede. Como o inversor

tem, geralmente a função MPPT integrada, o rendimento do sistema de conversão rege-se pela equação

3.13.

𝜂𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝜂𝑀𝑃𝑃𝑇 𝜂𝑖𝑛𝑣 (3.13)

Em que o 𝜂𝑀𝑃𝑃𝑇 é o rendimento da função MPPT presente no inversor, e 𝜂𝑖𝑛𝑣 é o rendimento da função

de conversão DC/AC. O rendimento do MPPT, em regime estacionário é elevado, e em geral superior a

99.5% [10].

O rendimento do inversor varia com a potência em DC que lhe é entregue para conversão e é

genericamente dado pela razão entre a potência de saída em AC, e a potência de entrada em DC, como

mostra a equação 3.14.

𝜂𝑖𝑛𝑣 =𝑃𝐴𝐶

𝑃𝐷𝐶=

𝑃𝐴𝐶

𝐼𝑀𝑃𝑉𝑀𝑃 (3.14)

31

3.6.3 Configurações dos Inversores

Conceito do inversor central

Esta arquitetura é normalmente adotado para sistemas de grande dimensão, principalmente em centrais

de geração fotovoltaica situadas em descampados planos, onde todos os geradores fotovoltaicos estão

orientados para o mesmo sítio, e não é afetada por sombreamentos.

Conceito de inversor em cadeia de módulos

Esta arquitetura é usada regularmente em campos fotovoltaicos com diferentes orientações e

disposições. Este conceito, descentralizado, contribui para a redução do comprimento e da secção das

cablagens entre as ligações dos módulos e dispensa a utilização de um condutor principal DC20.

Conceito integrado inversor/módulo

Esta arquitetura permite que cada painel esteja a funcionar permanente no seu ponto de máxima

potência, o que torna o sistema ainda mais eficiente, e são denominados no mercado por módulos AC. A

eficiência conseguida ainda não compensa o custo necessário neste tipo de investimento.

3.7 Tipos de perdas nos geradores fotovoltaicos

Para obter uma estimativa da energia produzida por um sistema fotovoltaico colocado num determinado

local, é necessário possuir medições das grandeza como a irradiação solar incidente, adquirida com um

equipamento de medida designado por piranómetro, de dados sobre a variação da temperatura ambiente e

dados sobre a potência produzida, usualmente disponíveis nos inversores.

3.7.1 Irradiação

A irradiação incidente é obtida através de medições, que são habitualmente realizadas sobre um plano

horizontal, no entanto, outras medições efetuadas e estimativas realizadas para planos fixos inclinados

sugerem a maximização da energia solar absorvida, tirando partido da diferença da altura solar ao longo do

ano.

Em Portugal é atingida com grandes inclinações (entre 50º e 60º) no Inverno e pequenas inclinações

(entre 5º e 10º) no Verão como pode ser observado na Figura 26, onde se mostram os resultados de

medições, efetuadas ao longo de vários anos, da irradiação (kWh/m2) global mensal média incidente na

20 Cablagem que resulta da junção de todos os cabos das fileiras e liga ao inversor central

32

zona de lisboa sobre plano fixo horizontal e inclinado a 30º e a 60º. Em termos anuais, a irradiação global

incidente nos três planos é o que se apresenta na figura, no canto superior direito. Pode observar-se que, em

termos anuais, é no plano fixo inclinado a 30º que é possível recolher mais energia [10].

Como não é prático, nem económico mudar a inclinação das superfícies coletoras consoante a estação

do ano, usam-se normalmente planos com inclinação fixa. A literatura da especialidade reporta que o plano

inclinado fixo que globalmente máxima a irradiação solar absorvida tem uma inclinação aproximadamente

igual à latitude do local. Deve também notar-se que no hemisfério norte os conversores fotovoltaicos devem

ser orientados a sul.

Figura 26 - Irradiação global mensal média sobre plano fixo horizontal e inclinado em Lisboa [12]

3.7.2 Temperatura

Na fase de projeto de um sistema fotovoltaico, quando os módulos não estão ainda instalados,

estabelece-se uma relação entre a temperatura ambiente, que pode ser medida na fase de projeto, e a

temperatura do módulo.

A temperatura na célula pode ser relacionada com a temperatura ambiente, e com a irradiação incidente

através da expressão:

𝜃𝑐 = 𝜃𝑎 + 𝐺(𝑁𝑂𝐶𝑇−20)

800 (3.15)

em que:

𝜃𝑐 – Temperatura da célula (0C)

𝜃𝑎 - Temperatura ambiente (0C)

G – irradiação solar incidente (W/m2)

33

NOCT – temperatura normal de funcionamento da célula21; este valor é dado pelo fabricante, e

representado a temperatura atingida pela célula em condições “normalizadas” de funcionamento,

definidas como 𝜃𝑎 = 200C (temperatura ambiente) e G =800 W/m2.

O valor do NOCT é relativamente constante para os módulos em comercialização, variando

habitualmente entre 45 e 47ºC, consoante os modelos.

3.7.3 Perda da qualidade dos módulos

Este parâmetro leva em consideração à degradação anual dos módulos, ao longo do seu tempo de vida

útil. Geralmente é fornecido pelo fabricante dos módulos, sendo que em geral varia entre 1% a 2 % [8].

3.7.4 Perdas por Incompatibilidade

As perdas por incompatibilidade (Mismatch losses), são causadas pelas ligações internas entre as

células fotovoltaicas, ou pelos módulos conectados em série ou em paralelo. As perdas por

incompatibilidade são um problema sério nos módulos fotovoltaicos, e em particular entre fileiras (String),

porque provoca perdas de potência, o que penaliza a eficiência e o desempenho do gerador fotovoltaico.

Existem dos tipos de incompatibilidade, incompatibilidade estática e incompatibilidade dinâmica.

Devido a dificuldade em contabilizar a incompatibilidade dinâmica numa base anual, está será omissa, e

no estudo desta dissertação só se contabilizará as perdas por incompatibilidade estática, que em geral varia

entre 0,3 à 2,5% [14].

3.8 Avaliação Económica

3.8.1 Taxa de Atualização

A maior dificuldade na avaliação de projetos resulta do fato de entradas e saídas de dinheiro se

escalonarem no tempo segundo as mais variadas sequências. O uso da taxa de atualização, também chamada

taxa de desconto, permite resolver esta dificuldade, ao converter valores financeiros entre diferentes

períodos temporais.

21 NOCT – Normal Operating Cell Temperature

34

A taxa de atualização pode, em geral, ser constituída por três componentes [10]

𝑟 = [(1 + 𝑇1)(1 + 𝑇2)(1 + 𝑇3)] − 1 (3.17)

em que:

𝑇1: Taxa de rendimento real

𝑇2: Taxa (ou prémio) de risco

𝑇3: Taxa de inflação

A taxa de rendimento real para os capitais investidos é uma taxa que pretende compensar o investidor

pelo facto de não poder gastar atualmente o dinheiro investido, dado que foi aplicado no projeto.

A taxa de risco traduz o risco envolvido no projeto, e depende da evolução económica e financeira,

global e sectorial, do projeto, bem como o montante total envolvido. Regra geral quanto maior for o risco,

maior terá de ser a taxa de atualização a considerar.

A taxa de inflação não é considerada quando a análise for conduzida a preços constantes, neste caso

considera-se T3 =0, e a taxa de atualização obtida denomina-se taxa de atualização real, e se a inflação é

contabilizada, a taxa de atualização obtida denomina-se taxa de atualização nominal [10].

3.8.2 Indicadores de Avaliação de Investimentos

Os indicadores de avaliação de investimentos mais usados na avaliação de projetos de investimentos

em centrais de produção descentralizada são o Valor Atual Líquido (VAL), a Taxa Interna de Rendibilidade

(TIR), Tempo de Retorno de Investimento (Payback) e o Custo da Energia Produzida (LCOE).

3.8.2.1 Valor Atual Líquido – VAL

O Valor Atual Líquido (VAL) é a diferença entre as entradas e as saídas de dinheiro, os chamados

fluxos monetários (cash-flow), devidamente atualizados durante a vida útil (ou o período de análise) do

empreendimento:

VAL = ∑Rlj

(1+a)jnj=1 − ∑

Ij

(1+a)jn−1j=0 (3.18)

em que n é a vida útil (ou o período de análise) do empreendimento e a receita líquida RLj se obtém

para o ano j através de:

𝑅𝐿𝑗 = 𝑅𝑗 − 𝑑𝑜𝑚𝑗𝐼𝑡 (3.19)

35

Isto é, pela diferença entre a receita bruta anual Rj e os encargos de O&M22, 𝑑𝑜𝑚𝑗𝐼𝑡.

Um VAL positivo é um sinal da viabilidade económica do projeto. Significa que os resultados

alcançados permitem cobrir o investimento inicial, bem como a remuneração mínima exigida pelo

investidor (representada pela taxa de atualização), e ainda gerar um excedente financeiro. Um VAL nulo

significa a completa recuperação do investimento inicial, bem como a obtenção do rendimento mínimo

exigido pelos investidores e não mais do que isso, pelo que a rendibilidade de um projeto com estas

caraterísticas é incerta. Já um VAL negativo é uma indicação clara da inviabilidade económica do projeto.

Também convém realçar que, quanto maior for a taxa de atualização considerada no cálculo do VAL, menor

será o VAL obtido, uma vez que se está a exigir uma maior rendibilidade ao projeto de investimento [10].

3.8.2.2 Taxa Interna de Rendibilidade – TIR

A taxa Interna de Rendibilidade (TIR) é a taxa de atualização que anula o VAL, pelo que, da equação

de definição do VAL, resulta que o TIR satisfará a equação:

∑RLj

(1+TIR)jnj=1 − ∑

Ij

(1+TIR)jn−1j=0 = 0 (3.20)

A obtenção de um TIR superior à taxa de atualização considerado no cálculo do VAL significa que o

projeto consegue gerar uma taxa de rendibilidade superior ao custo de oportunidade do capital, o que

significa, em princípio, que estamos perante um projeto economicamente viável. Já o contrário quer dizer

que a rendibilidade mínima exigida não é alcançada. Os parâmetros que mais influenciam o TIR são, o

valor do investimento, a atualização anual e a receita líquida [10].

3.8.2.3 Tempo de Retorno Bruto (Payback)

O Tempo de Retorno Bruto do investimento Trb (ano) é o período findo o qual todo o investimento foi

recuperado. Este valor é dado pelo quociente:

Trb =It

R1− d1 (3.21)

em que:

R1: receita bruta anual, suposto constante

22 Operação e Manutenção

36

d1: despesas anuais de exploração (Exclui despesas com o financiamento) supostas constantes.

O método supõe receitas, e encargos iguais todos os anos, e não se consideram atualizações [10].

3.8.2.4 Custo da Energia Produzida (LCOE23)

Num sistema fotovoltaico, os custos de investimentos, determinam o custo de produção da energia

elétrica gerada, já que os custos correntes - seguro civil, manutenção, são de reduzido significado.

Considerando os custos de produção de energia, os sistemas fotovoltaicos podem ser comparados com

outros sistemas de produção de energia. Convém também realçar que o retorno de capital investido tem

uma influência decisiva no cálculo dos custos de produção de energia [8]. O cálculo é efetuado através de

um rácio entre o custo do investimento inicial, mais os custos gerais, nos quais se incorrerá durante o tempo

de vida útil do sistema, denominado por CO&M (custo de Operação e Manutenção), onde também inclui

custo de seguro civil, entre outros eventuais custos, e a energia total produzida Ea durante a vida útil da

central fotovoltaica [8].

𝐋𝐂𝐎𝐄 =𝐶𝑖𝑛𝑣 + ∑ C𝐎&𝐌𝑁

𝑡=0

𝑁∗𝐸𝑎=

€

𝑴𝑾𝒉 (3.22)

em que:

Cinv – Custo do investimento inicial

CO&M – Custo de Operação e Manutenção

Ea – Energia produzida anualmente pelo sistema fotovoltaico

N – Vida útil do sistema fv, geralmente é assumida uma vida útil entre 20 à 30 anos

A equação apresentada exclui juros e a valorização do capital investido.

23 Levelized Cost of Energy

37

4 Softwares para o dimensionamento e simulação de sistemas

fotovoltaicos

A forte procura por sistemas fotovoltaicos, e renováveis em geral, em alternativa as fontes de energia

convencionais, impulsionou uma procura enorme por softwares simples, de fácil utilização, destinados ao

dimensionamento, e simulação do desempenho dos respetivos sistemas.

Em [15], é feita uma revisão aprofundada de vários tipos de ferramentas para o estudo de sistemas

fotovoltaicos. O estudo foca na precisão das simulações feitas pelos mesmos, quando confrontados como

valores reais, e a comparação é feita entre os valores simulados nos respetivos softwares, e os valores

medidos numa central fotovoltaica de 19.8 kWp instalada na Trácia, Grécia.

Os Softwares comerciais descritos a seguir, são os quatro considerados mais precisos segundo [15], e

serão apresentados do mais preciso para o menos preciso, em relação a previsão da energia total elétrica

gerada pela central num ano. Por fim será apresentado o software Homer, que apesar de não estar bem

classificado na fonte [15], é um software bastante completo e amplamente utilizado.

4.1 Archelios Pro

Antigamente chamado de Solar Calc, é um software francês que permite o dimensionamento e

simulação de sistemas fotovoltaicos em três dimensões 3D. Também pode ser utilizado através de uma

extensão (Plugin) no software SKETCHUP24, onde disponibiliza a opção de visualização da irradiação

recebida em cada módulo, podendo optar por excluir módulos nas quais recebam pouca irradiação. Assim,

tem a vantagem de permitir estudar a envolvente da instalação e das potências sombras que poderão causar

perda de geração.

É reconhecido como um dos softwares de simulação mais precisos do mundo, segundo o estudo em

[16] e o já anteriormente referenciado [15]. Até a data da realização desta dissertação, era o único software

que dispensava instalação, porque utiliza um aplicativo Web, possibilitando deste modo a utilização em

qualquer dispositivo conectado a internet, e em que as atualizações são feitas automaticamente, no caso de

estar conectado com mais do que um dispositivo.

A localização dos projetos é feita através do Google Maps, e a escolha dos dados meteorológicos é

feita diretamente na página, através da escolha da estação meteorológicos mais perto do projeto em estudo.

24 Software de desenho em 3D cada vez mais utilizado por uma ampla comunidade de Engenheiros, Arquitetos e

Designer.

38

Outra grande valia deste software, é que o cálculo de obstáculos longínquos (impedindo a irradiação chegar

a destino), e o cálculo preciso das perdas devido aos sombreamentos próximos, em qualquer parte do

mundo, é feito de forma intuitiva e automática, dispensando cálculos complexos. Também possibilita

baseado na irradiação recebida, a visualização das curvas de corrente em função da tensão, I = f (V), para

cada módulos ou fileira (string) de módulos. Uma licença para um ano custa 690 Euros.

4.2 Polysun

O Polysun (Suíça) é um dos softwares mais completos existentes no mercado mundial no que toca a

soluções para aproveitamento de energia renovável. Na versão completa do software, vem com vários

módulos, desde sistemas fotovoltaicos, sistemas solares térmicos e até módulos de Geotermia, o que

possibilita a montagem de sistemas híbridos, e as combinações podem ser entre fotovoltaico, Caldeiras,

Bombas de Calor, máquinas de refrigeração, entre outros.

O forte deste software é o solar térmico, onde disponibiliza uma base de dados com vários modelos

físicos dos sistemas com as suas respetivas ligações, separados por fabricantes e por soluções usuais em

cada país. Ainda possibilita a opção de modificar os modelos ou construir uma de raiz. Também

disponibiliza uma base de dados com vários diagramas de carga típicos para cada aplicação, o que

possibilita a realização de uma simulação do sistema mesmo ainda numa face inicial.

Uma licença para um ano, somente para o módulo fotovoltaico, na versão profissional custa 399 Euros,

e na versão Designer custa 899 Euros, enquanto uma licença para o pacote completo do software na versão

profissional custa 1799 Euros, a versão Designer custa 3299 Euros, e a versão Premium custa 6900 Euros.

4.3 PVsyst

Desenvolvido especificamente para simular o desempenho de sistemas fotovoltaicos, é um dos

softwares mais antigos existentes no mercado mundial de softwares para sistemas fotovoltaicos. Foi

desenvolvido pela Universidade de Genebra (Suíça), com o intuito de ser uma ferramenta de apoio simples,

de fácil utilização, que pudesse ser usado por Instaladores, Arquitetos, Investigadores ou Engenheiros. Os

valores de irradiação solar podem ser importados tanto do portal PVGIS25 ou da base de dados da NASA26,

e com poucos passos pode-se estimar rapidamente a produção elétrica de uma dada central fotovoltaica.

25 Photovoltaic Geographical Information System, é uma aplicação que fornece um inventário dos recursos de energia

solar e avaliação da geração de eletricidade a partir de sistemas fotovoltaicos na Europa, África e Sudoeste da Ásia com

base no mapa interativo disponível em http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php

26 National Aeronautics and Space Administration

39

Uma licença vitalícia para a versão Pro (limitado a instalações até 30 KWp) custa 927 Euros, e a versão

Premium custa 1205 Euros, já incluído um ano de atualizações grátis.

4.4 PVsol

O PVsol um software alemão, também desenvolvido exclusivo para sistemas fotovoltaicos, onde

permite a simulação dinâmica e visualização em 3D, com análise de sombreamento detalhado em sistemas

FV conectados à rede.

Uma licença vitalícia para a versão Expert custa 1228 Euros, e a versão Advanced custa 895 Euros,

mais custos de atualizações anuais.

4.5 Homer

HOMER (Hybrid Optimization of Multiple Energy Resources) é um software desenvolvido pelo

National Renewable Energy Laboratory (NREL) dos Estados Unidos da América. Este software é orientado

para a tarefa de avaliação de projetos energéticos, através da utilização de vários modelos energéticos tanto

para sistemas não conectados à rede, como para sistemas conectados.

Os algoritmos de otimização, e de análise de sensibilidade permite aos usuários avaliarem aspetos tanto

económicos como técnico, em uma ampla gama de opções tecnológicas, e leva em consideração várias

incertezas na previsão de custos em cada tecnologia, disponibilidade dos recursos energéticos, entre outras

variáveis.

Os sistemas de energia em estudo podem ser fotovoltaicos, mas também turbina eólicas, central

hidroelétricas ou biomassa, grupos de eletrogeradores a gasóleo, pilhas de combustível ou um sistema

hibrido das combinações anteriores.

Uma licença anual Standard custa entre 445 à 889 Euros.

4.6 Discussão sobre a adequabilidade de utilização destas ferramentas

Os softwares supracitados, a exceção do software Homer, são ferramentas amplamente utilizadas por

empresas de projeto e de instalação, em que implicam que haja um domínio técnico muito específico, pelo

que não são adequadas para desenvolver estudos de pré-viabilidade económica, o que implica que não

permitem avaliar financeiramente, projetos desenvolvidos para o contexto português. Outro fator é o custo

elevado das licenças dos respetivos softwares.

40

Em contrapartida o software Homer pode ser utilizado por usuárias menos experientes ou com pouca

bagagem técnica, as licenças são relativamente mais acessíveis, apresentando o único inconveniente sobre

a precisão dos resultados alcançados, principalmente os resultados sobre avaliação económica do projeto

em estudo.

41

5 Planeamento do sistema fotovoltaico

O planeamento de uma instalação fotovoltaica segue uma metodologia bem sistematizada que se divide

em 4 etapas fundamentais [8], [17]:

1. A primeira etapa visa o estudo da envolvente, económica, legal e geográfica. As características do

local, e o regime em vigor para o tipo de exploração pretendida, são fatores decisivos para a correta

avaliação do projeto.

2. A segunda etapa está relacionada com o dimensionamento dos componentes do sistema. Esta

centra-se na escolha dos equipamentos adequados, conceção do sistema e dimensionamento dos

inversores e respetivos cabos de ligação.

3. Na terceira etapa considera-se o tipo de ligação à rede. Nesta fase, têm de se ter em conta, de

acordo com a potência instalada, o tipo de interligação entre o sistema de produção elétrica e a

rede. A decisão baseia-se, na escolha do nível de tensão, como a eletricidade é injetada na rede

(Baixa Tensão – BT ou Média Tensão – MT) e quais os meios necessários para que os requisitos

tarifários e de segurança sejam respeitados.

4. A quarta e última etapa resultam no cálculo da viabilidade económica. O estudo do desempenho

do sistema na conversão energética, associado ao sistema tarifário aplicado na altura, traduz a

rentabilidade financeira do projeto. Com base neste estudo é possível, a partir da quantidade de

energia injetada na rede durante o tempo de vida útil do sistema fotovoltaico, planificar o tipo de

investimento, avaliar a sua fiabilidade, e estimar o tempo de retorno desse investimento.

5.1 Visita e levantamento das características do local

Para se poder começar a planear um sistema fotovoltaico, tendo em vista o seu posterior

dimensionamento e avaliação económica, é fundamental conhecer bem o local da instalação. A visita ao

local da instalação permitirá efetuar uma avaliação prévia sobre as condições básicas existentes, que

poderão levar desde logo a uma indicação mais ou menos favorável sobre a instalação de um sistema

fotovoltaico.

Um dos passos iniciais consistirá em reconhecer se as coberturas em questão, são ou não apropriadas

à colocação de um sistema fotovoltaico descentralizado, como também a verificação da área útil disponível

pelas mesmas.

É necessário ainda caracterizar os trabalhos necessários para a instalação do gerador fotovoltaico, como

a identificação do espaço adequado para a localização do inversor, o traçado da rede da cablagem do

sistema, assim como os eventuais trabalhos de modificação da caixa do contador, entre outros.

Neste contexto, essas condições passam pela verificação e registo dos seguintes dados:

42

Verificação da orientação azimutal, e inclinação das estruturas disponíveis à colocação do sistema

fotovoltaico;

Formato da cobertura, características da estrutura e subestrutura;

Verificação dos valores de irradiação e temperatura do local;

Acesso e condições de trabalho, no decorrer da instalação;

Localização do ponto de interligação com à rede elétrica;

Verificação e recolha de dados que facilitem o estudo da existência de sombreamentos;

Comprimento dos cabos, rede de cablagem e método de implantação da canalização elétrica;

5.2 Componentes do sistema

5.2.1 Seleção dos Módulos fotovoltaicos

Depois de analisar as características do local, é necessário escolher os módulos fotovoltaicos a aplicar

no projeto. A escolha dos mesmos deve ser feita de uma forma cuidada e de acordo com as características

registadas na etapa anterior.

Para seleção dos módulos numa fase inicial tem que ser escolhidos em função [8]:

1. Do tipo de material: Monocristalino, Policristalino, Amorfo, Terulieno de Cádmio (CdTe),

Disselenieto de cobre e Índio (CIS), Arsenieto de gálio (GaAS);

2. Tipo de módulo: Módulo standard com ou sem armação, módulo semitransparente, telha

fotovoltaica, ect;

Deve ter-se ainda em consideração, o custo dos módulos, dependendo da marca, e do modelo, como

também da potência dos módulos que vão compor o sistema. De seguida já é possível calcular o numero de

módulos necessários, de acordo com a potência requerida ou/e área disponível.

Os módulos escolhidos no projeto foi selecionados segundo estes dois critérios:

Melhor razão entre Qualidade/preço;

Fabricante de módulos mais bem classificado no teste de rendimento de 2014, realizado pelo

laboratório Photon27.

27 http://www.photon.info/photon_aboutus_en.photon?ActiveID=1120

Um dos focos é a publicação de medições de rendimento sob condições de teste padrão (STC), e os resultados de 2014

podem ser consultados no Anexo C

43

5.2.2 Orientação dos módulos fixos

A orientação ótima dos módulos fixos é aquela que permite o melhor aproveitamento da irradiação

solar incidente. Para que esse aproveitamento se verifique, os módulos devem estar orientados para o sul

(azimute zero) em países acima do meridiano equatorial, ou para norte em locais pertencentes ao hemisfério

sul.

Relembrando o ponto 3.7.1, para orientação dos módulos fixos segundo sua horizontal em termos

anuais, é o plano com inclinação de 30º que possibilita a maior recolha de energia durante o ano em Lisboa.

Como a latitude de Almada (Feijó), é apenas ligeiramente inferior a de Lisboa, também será a inclinação

adotado neste estudo.

Na Tabela 5 apresenta-se a comparação entre a irradiação recebida a inclinação ótima, e a inclinação à

30º discutida anteriormente, e no ponto 3.7.1. Nesta tabela, temos os termos: Irradiação incidente nos

módulos com o angulo de inclinação ótima (H. Opt); Irradiação incidente nos módulos ao angulo de 30 (H

(30)); Inclinação ótima para o respetivo mês (I. Opt); e Temperatura média (T. med).

Tabela 5 - Irradiação ótima vs. Irradiação a 30º

Os edifícios da empresa Entreposto ficam localizados a latitude de 3838´57´´ e longitude -99´55´´.

Verificou-se que o angulo de inclinação ótimo para o sistema localizada em Feijó -Almada é de 35o, mas

optou-se por 30o: a diferença entre inclinação escolhida e a inclinação ótima (35º) é quase nula em termos

de rentabilidade energética, mas um angulo menor permite encurtar a distância entre as fileiras, o que

permite a maximização do número de fileiras com painéis fotovoltaicos.

5.2.3 Sombreamento nos painéis fotovoltaicos

A existência de sombreamento nos módulos fotovoltaicos conduz a vários ploblemas, quer a nível de

eficiência, que traduz-se na perda de potência, quer a nível de segurança dos módulos.

44

É de realçar que no caso de este projeto em específico, foi verificado após varias visitas, que nas

coberturas dos edifícios em estudo, edifício Audi e edifício Opel, não deverá existir qualquer problema com

possíveis sombreamentos provocados por obstáculos sobre os módulos fotovoltaicos, desde que se evite o

sombreamento entre as fileiras.

5.2.3.1 Sombreamento entre as fileiras

Para evitar o auto-sombreamento provocado pela inclinação dos painéis, os painéis estabelecidos em

fileira nas respetivas coberturas dos edifícios, devem ficar afastadas entre si o suficiente, para não se

sombrearem entre si. Assim para evitar que a central fotovoltaica tenha grandes quedas de rendimento, deve

levar-se em conta a distância mínima de segurança entre as fileiras, como se pode observar na Figura 27.

O ângulo β, corresponde à altura mínima do sol, observada no dia 22 de Dezembro, onde este, determina o

afastamento máximo entre fileiras de modo a evitar o sombreamento entre elas, sendo à inclinação dos

painéis, e d o afastamento entre fileiras.

Figura 27 - Análise da distância entre fileiras [18]

O afastamento entre fileiras é dado pela seguinte expressão [18]:

𝑑 = 𝐿 ∗ (𝑐𝑜𝑠𝛼 + 𝑠𝑒𝑛𝛼

𝑡𝑔𝛽) (5.1)

em que:

L - Altura do painel fotovoltaico

- Inclinação do painel

β - Ângulo da altura mínima do sol

d - Será o afastamento entre as fileiras

5.2.4 Inversores

Aspetos de Dimensionamento a ter em conta

45

Os inversores devem ser selecionados de acordo com a configuração do sistema. Esses devem

responder às necessidades de potência e de tensão de funcionamento. É muito importante que a escolha, e

posterior dimensionamento, tenham em atenção a preservação do inversor, pelo que este deve estar

protegido da humidade, radiação, temperatura, bem como das restantes condições climatéricas que podem

condicionar o seu tempo de vida útil [8].

Durante muito tempo considerou-se como solução primordial para uma instalação fotovoltaica, a de

instalação de uma unidade de conversão central DC para AC (inversor central), dimensionada para suportar

o sistema gerador total. Devido a avanços na tecnologia de conversão, principalmente no campo da

eletrónica, está-se cada vez mais, a abandonar o conceito do inversor central, e a adaptar novas tendências,

principalmente em sistemas de dimensão média, como instalação de vários inversores de pequena

dimensão, surgindo assim o conceito de inversores descentralizados, como inversores de cadeia de

módulos, e inversores diretamente integrados nos módulos [8].

Determinação da potência dos inversores

Dentro da vasta gama de inversores, entre varias marcas e potências, todas devem satisfazer as

características do gerador fotovoltaico, a qual vai ser interligado. A potência escolhida para inversor deve

estar relacionada numa razão de 1:1, em relação a potência do gerador fotovoltaico, admitindo uma variação

de 20% [8].

0.7 ∗ 𝑃𝑚𝑝 < 𝑃𝑖𝑛𝑣𝐷𝐶 < 1.2 ∗ 𝑃𝑚𝑝 (5.2)

É favorável a escolha de um inversor com uma potência menor do que a potência do gerador

fotovoltaico 𝑃𝑖𝑛𝑣𝐷𝐶 < 𝑃𝑚𝑝, visto que a eficiência do inversor decresce para gamas de potência inferiores à

da potência nominal. Os geradores fotovoltaicos na maior parte do tempo disponibilizam cerca de 60 %, ou

menos da potência nominal (STC28) na qual foi projetada. Com o intuito de otimizar a eficiência do inversor,

é frequente subdimensionar de maneira a operar em gamas de potência mais próximas da operacional, como

se pode observar na Figura 28.

28 1000 W/m2, 25ºC, AM 1.5

46

Figura 28 - Desempenho do gerador fotovoltaico sobredimensionado [19]

Para os dias de maior irradiação, ao sobredimensionar o gerador fotovoltaico para uma potência 20%

superior a potência do inversor, como se pode verificar na Figura 28 (Dia com limitação de potência na

saída do inversor, linha amarela), a potência na saída do gerador fotovoltaico está próximo da potência

máxima do inversor, maximizando deste modo a quantidade de energia entregue a rede elétrica, enquanto,

se o sobredimensionamento for excessivo, ou seja potência do gerador fotovoltaico 50% superior a potência

do inversor, linha a verde na Figura, num certo instante ocorrer um corte na entrega da energia elétrica à

rede, já que a potência na saída do gerador fotovoltaico num dado instante ultrapassa a potência máxima

do inversor.

Esta prática permite manter elevados níveis de eficiência do inversor (rendimentos superiores a 90 %),

mesmo para baixos níveis de irradiação solar. Outra vantagem que se verifica é a redução de custos de

aquisição, já que é necessário um inversor com potência 20% inferior, para mesma potência do gerador

fotovoltaico [19].

Determinação da tensão do inversor

A tensão de uma fileira é a soma das tensões de cada módulo, visto que estes estão ligados em série, o

que implica que a amplitude da tensão no inversor será portanto, igual à tensão da fileira. Uma vez que a

tensão do módulo depende da temperatura, o inversor necessita de ser dimensionado para situações de

operação extrema de Inverno e de Verão, por forma a definir-se um intervalo de funcionamento, em que

deve ser ajustado em função da curva do gerador fotovoltaico [8].

No cálculo do intervalo de operação do inversor, tem que ter em atenção aos pontos de funcionamento

de operação de MPPT para várias temperaturas como mostra a Figura 29, de modo a garantir o máximo

rendimento do inversor.

47

Figura 29 - Região de operação do inversor de acordo com a tensão e a corrente [8]

Tem que se ter em atenção, para as diferentes temperaturas, o valor da tensão máxima do inversor,

𝑉𝑖𝑛𝑣𝑚𝑎𝑥.

O primeiro valor a considerar, deriva da estação fria, para uma temperatura do módulo de -10ºC.

Em baixas temperaturas, o valor máximo que a tensão de funcionamento do módulo pode atingir é a

tensão de circuito aberto, 𝑉𝑐𝑎−10º𝑐. Para o caso, a tensão de uma fileira corresponderá assim à soma das

tensões 𝑉𝑐𝑎−10𝑐 dos módulos. Esta não deve ser maior que a tensão máxima do inversor, caso contrário o

inversor corta o trânsito de energia [8].

A tensão de circuito aberto à temperatura de -10ºC, vem normalmente especificado nas fichas técnicas

fornecidas pelos fabricantes. Se não for fornecido nenhum destes dados, será especificado a variação da

tensão ∆𝑉 em % ou em mV, em função da temperatura.

Recorrendo as fórmulas seguintes é possível obter a tensão de circuito aberto (𝑉𝑐𝑎−10º𝑐) para uma

temperatura de -10 ºC, a partir da tensão de circuito aberto nas condições referência (Vca (STC)) [8]:

∆𝑽 em % por cada ºC

𝑉𝑐𝑎−10º𝑐 = (1 −

35∆𝑉

100) 𝑉𝑐𝑎

STC (5.3)

∆𝑽 em mV por cada ºC

𝑉𝑐𝑎−10º𝑐 = −35º𝐶 ∗ ∆𝑉 (5.4)

Para os elevados níveis de irradiação do Verão, um sistema fotovoltaico terá uma tensão aos seus

terminais inferior àquela que se verifica para as condições de referência STC. Se a tensão operacional do

48

gerador cair abaixo da tensão mínima MPP29 do inversor, a eficiência global do sistema fica comprometida

e, na pior das hipóteses, poderá provocar um corte no mesmo. Por este motivo, a tensão considerada numa

fileira à temperatura de 70ºC, deverá ser superior à tensão mínima MPP do inversor [8]:

Se a tensão do módulo no MPP à 70ºC não for especificada na folha de dados do fabricante, esta poderá

ser calculada a partir da tensão MPP nas condições de referência CTS (VMPP (STC)), através do coeficiente

∆𝑉 em % ou em mV por cada ºC, como se segue:

∆𝑽 em % por cada ºC

𝑉𝑐𝑎70º𝑐 = (1 +

45∆𝑉

100) 𝑉𝑀𝑃𝑃

STC (5.5)

∆𝑽 em mV por cada ºC

𝑉𝑐𝑎70º𝑐 = 45º𝐶 ∗ ∆𝑉 + 𝑉𝑀𝑃𝑃

STC (5.6)

Com base nos valores de tensão supracitados, é possível determinar o número máximo e mínimo de

módulos por fileira:

Número máximo de módulos por fileira:

nmax =Vmax

inv

Vca−10ºC (5.7)

Número mínimo de módulos por fileira:

nmin =VMPPmin

inv

Vca70ºC (5.8)

Determinação da corrente do inversor

A corrente do gerador fotovoltaico caracteriza-se pela soma das correntes de cada fileira, e essa não

pode exceder o limite máximo da corrente de entrada no inversor. Por conseguinte, é possível calcular o

número máximo de fileiras em paralelo que verifique as condições do inversor, como comprova a equação

[8]:

𝑛𝑚𝑎𝑥𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎

≤ 𝐼𝑚𝑎𝑥

𝑖𝑛𝑣

𝐼𝑛𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎 (5.9)

29 Maximum Power Point – Ponto de máxima potência

49

Em que 𝐼𝑚𝑎𝑥𝑖𝑛𝑣 é a corrente máxima DC admissível pelo inversor e 𝐼𝑛

𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎 é a corrente nominal de cada

fileira.

5.2.5 Cablagem para sistema fotovoltaico

Depois de selecionar os equipamentos principais dos geradores fotovoltaicos (módulos e Inversores),

e de ter escolhido o local de instalação dos mesmos, estão reunidas as condições necessária para efetuar o

dimensionamento das cablagens dos sistemas, tanto no lado DC, como no lado AC. De modo a evitar

acidentes provenientes de sobreaquecimento, é crucial uma cablagem devidamente ajustada as grandezas

elétricas e térmicas do sistema.

O dimensionamento dos cabos segue três critérios essenciais:

1. O cumprimento dos limites fixados pela tensão nominal;

2. O cumprimento dos limites fixados pela intensidade de corrente máxima admissível do cabo;

3. Minimização das perdas na linha.

A tensão dos sistemas fotovoltaicos, normalmente não ultrapassa a tensão nominal dos cabos Standard,

que se situam entre os 300 e os 1000 V.

5.2.5.1 Redução das quedas de tensão nos cabos

Lado DC

No processo de dimensionamento da secção dos cabos deve ter-se em consideração a necessidade de

reduzir o máximo possível as perdas resistivas. Em [8], a norma Alemã VDE 0100 Parte 712 (1988)

adaptada em Portugal, sugere que a queda da tensão máxima admissível no circuito condutor não deve ser

superior a 1% da tensão nominal do sistema fotovoltaico para as condições de referência STC. Este critério

determina que se limite a 1% as perdas de potência nos cabos DC do sistema.

De forma a reduzir ao máximo as perdas resistivas, é boa pratica garantir que o inversor seja instalado

o mais perto possível do gerador fotovoltaico [8]

Lado AC

A queda de tensão máxima admissível entre os pontos de ligação à rede e o lado AC dos inversores,

não deverá ser superior a 3%, relativamente a tensão nominal de rede.

50

5.2.5.2 Proteção contra curto-circuito

Para proteger as cablagens deve ter-se em atenção que a corrente de curto-circuito é aproximadamente

igual à corrente nominal, o que condiciona o tipo de fusível a utilizar para a proteção de curto-circuitos. De

modo a evitar cortes inesperados, a corrente máxima no cabo 𝐼𝑚𝑎𝑥𝑐𝑎𝑏𝑜 deverá ser 25 % superior à corrente

nominal do cabo 𝐼𝑛𝑐𝑎𝑏𝑜 [8].

𝐼𝑚𝑎𝑥𝑐𝑎𝑏𝑜 ≥ 1.25𝐼𝑛

𝑐𝑎𝑏𝑜 (5.10)

No entanto, os fusíveis devem garantir que a corrente máxima admissível nos cabos se encontra entre

a corrente nominal 𝐼𝑛𝑓𝑢𝑠𝑖𝑣𝑒𝑙

e a corrente de corte30 𝐼𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 do respetivo aparelho de proteção. Por sua vez a

corrente de corte não deve ser superior a 15% da corrente máxima admissível nos cabos. O presente

parágrafo se traduz na equação seguinte [8]:

𝐼𝑛𝑓𝑢𝑠𝑖𝑣𝑒𝑙

≤ 𝐼𝑚𝑎𝑥𝑐𝑎𝑏𝑜 ≤ 𝐼𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 ≤ 1.15 𝐼𝑚𝑎𝑥

𝑐𝑎𝑏𝑜 (5.11)

5.2.5.3 Seção dos cabos

O dimensionamento da seção dos cabos numa instalação fotovoltaica é dividido em duas partes

principais:

Dimensionamento do lado DC, que faz a interligação entre os geradores fotovoltaicos aos

respetivos inversores.

Dimensionamento de lado AC, que faz a interligação entre os inversores ao posto de transformação

(Rede Elétrica Serviço Publico - RESP)

Lado DC

De acordo com a norma IEC 60364-7-712 os cabos de fileira devem suportar correntes 1.25 vezes

superiores à corrente de curto-circuito do gerador, e devem estar protegidos contra falhas de terra [8].

𝐼𝑚𝑎𝑥𝑐𝑎𝑏𝑜 ≥ 1.25𝐼𝑐𝑐 (5.12)

Em que 𝐼𝑚𝑎𝑥𝑐𝑎𝑏𝑜 é a corrente máxima que o cabo deverá ser capaz de transportar e 𝐼𝑐𝑐 é a corrente de

curto-circuito do gerador fotovoltaico.

30 A corrente de corte é a corrente máxima tolerada pelo dispositivo de proteção, qualquer corrente acima faz o

dispositivo desligar cortando o trânsito de corrente.

51

Para garantir a segurança e fiabilidade do transporte de corrente no sistema, a secção transversal do

cabo de fileira deve ser determinada a partir da corrente do corte do fusível de proteção 𝐼𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒. Como visto

anteriormente, está omisso que a queda de tensão admitida no dimensionamento é de 1 % [8].

A equação 5.13 é a equação que permite calcular a secção dos cabos em corrente contínua SDC:

SDC = 2LDCIcorte

1%VfileiraK (5.13)

Onde:

SDC é a seção do cabo DC

LDC é o comprimento do cabo DC

Vfileira é a tensão admitida na fileira

K é a condutividade elétrica do condutor (34 m/Ω.mm2 para o alumínio, e 56 m/Ω.mm2 para o

cabre)

Os valores obtidos através da equação 5.13 devem ser arredondados para o maior valor aproximado

das seções nominais dos cabos Standard (2.5 mm2, 4 mm2, 6 mm2, …)

Lado AC

O cabo de ligação de corrente alternada liga o inversor à rede recetora, através do equipamento de

proteção. No caso dos inversores trifásicos, a ligação à rede de baixa tensão é efetuada com um cabo de

cinco polos. Para os inversores monofásicos é usado um cabo de três polos. No cálculo da secção transversal

do cabo de alimentação AC, assume-se uma queda de tensão máxima admissível na linha de 3% [8].

A equação 5.14 e 5.15, são as equações que permite calcular as secções dos cabos SAC, tanto para o

caso de uma rede elétrica monofásico como trifásica.

Instalação monofásica

SAC = 2LACInAC𝑐𝑜𝑠𝜇

3%VnsK (5.14)

Instalação trifásica

SAC = √3LACInAC𝑐𝑜𝑠𝜇

3%VnsK (5.15)

Onde:

SAC é a seção do cabo AC

52

LAC é o comprimento do cabo AC

InAC é a corrente nominal AC

𝑐𝑜𝑠𝜇 é o fator de potência do inversor

Vns é a tensão simples (220V) ou tensão composta (400 V)

K é a condutividade elétrica do condutor (34 m/Ω.mm2 para o alumínio e 56 m/Ω.mm2 para o

cobre)

5.3 Ligação a Rede Elétrica de Serviço Público – RESP

Antes da ligação à rede deve-se assegurar que o sistema respeita as normas de proteção, das quais se

destacam:

A proteção contra descargas atmosféricas,

A ligação à terra.

As instalações fotovoltaicas devem possuir equipamentos para proteção da interligação com a rede

pública que devem assegurar as funcionalidades previstas no Guia Técnico das Instalações de Produção

Independente de Energia elétrica de máximo/mínimo de tensão, e de frequência e, quando a ligação à rede

for no nível de média/alta tensão máximo de corrente e de tensão homopolar [20].

Nas instalações com inversor DC/AC dispensa-se a aplicação de dispositivo externo de proteção contra

máximo/mínimo de tensão e de frequência, conforme indicado no Guia Técnico das Instalações de

Produção Independente se [20]:

Para equipamentos até 16A por fase (3,68kW / 11,04kW de potência nominal), for apresentado

certificado de conformidade com a norma EN 50438, ou VDE126-1-1;

Para equipamentos de potência nominal superior a 3,68 kW monofásico e 11,04 kW trifásico e

não superior a 30KW, for apresentado certificado de conformidade com a norma VDE126-1-1;

Para equipamentos de potência superior a 30 kW, apresentação de Declaração do fabricante

atestando o cumprimento da norma VDE126-1-1.

53

6 Caso de Estudo

Neste capítulo apresenta-se a metodologia usada para o dimensionamento de um sistema fotovoltaico

em autoconsumo para a empresa Entreposto Auto, pertencente ao Grupo Entreposto, localizada em Feijó,

Almada, a qual possui uma tarifa elétrica tetra-horaria, e que apresenta três tipos de consumo diferentes:

consumo típico de um dia de semana, consumo típico de um sábado em que apenas os concessionários

estão abertos e as oficinas e escritórios fechados, portanto possui um consumo mais baixo, e o consumo de

Domingo, com atividade reduzida.

Para solucionar os problemas encontrados, foi desenvolvido uma folha de cálculo, configurada para

simular o desempenho de qualquer sistema fotovoltaica em autoconsumo, desde que a tarifa do edifício em

estudo seja tetra-horária.

A folha de cálculo funciona através do princípio de balanços de energia. Por isso é necessário fornecer

o diagrama de carga médio da instalação, que posteriormente será convertida em energia, e a irradiação

média incidente no local em estudo, que também é convertida em energia em função da potência do sistema

fotovoltaico em estudo.

O balanço de energia é feito quinze em quinze minutos (15 em 15 min), em que quando a procura

elétrica do edifício é superior a energia produzida pela central fotovoltaica, toda a energia produzida pelo

sistema é absorvida pelo edifício, e a energia em falta é comprada à rede elétrica RESP. No cenário inverso,

a energia em excesso produzido pelo sistema é injetada na rede elétrica RESP.

A folha é dividida em dois períodos, período de hora legal de Inverno, período I e IV (1 janeiro à 31

Março, e 1 Outubro à 31 Dezembro), e período de hora legal de Verão, período II e III (1 Abril à 30 Junho,

e 1 Julho à 30 setembro) segundo publicado pela ERSE31.

Mostra-se de seguida na Figura 30, uma parte da folha de inserção de dados, ferramenta criada em

Excel.

31 Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, Consultar Anexo D

54

Figura 30 - Ferramenta desenvolvida no Excel

Como o perfil de consumo elétrico dos edifícios é típico de instalações do sector comercial e de

serviços, significa que grande parte dos consumos da instalação estão distribuídos entre o horário de Ponta

(P1), e o horário de cheia (P2), altura em que se verifica grande disponibilidade do recurso solar. Neste

cenário, a energia gerada pela central solar será prontamente absorvida na instalação, originando não só

uma redução dos encargos com a eletricidade face a empresa Endesa, como também permite diminuir a

potência de ponta absorvida pelas mesmas e ainda reduzir os custos de acesso às redes.

A energia produzida pelo sistema fotovoltaico e posteriormente absorvida na instalação, é contabilizada

nos diferentes períodos como custo evitado (poupança), e no caso da hora de ponta P1, também é

contabilizada à potência de hora de ponta evitada. Os custos evitados são contabilizados do mesmo modo

que são contabilizados os custos de compra de energia sem a existência do sistema fotovoltaico nos

respetivos períodos P1, P2, P3 e P4.

Esta contabilização é feita mês a mês, e é a receita gerada pelo sistema fotovoltaico no respetivo mês

em estudo.

6.1 Dimensionamento de um sistema fotovoltaico ligado à rede elétrica

Como o investimento inicial em sistemas fotovoltaicos é bastante elevado, este estudo tem por objetivo

apresentar os prós e contra entre diferentes potências possíveis a serem instaladas dentro do enquadramento

das UPAC. As potências estudadas foram 30 KWp, 45 KWp, 55 KWp, 65 KWp e 75 KWp. A capacidade

máxima para o sistema é de 75 kWp, porque é limitada pela área disponível para instalação dos módulos,

55

mas segundo [7] alínea b do artigo 5º, a potência máxima de ligação da UPAC não pode ser superior à

potência contratada que neste caso é de 116 kW.

Na presente dissertação é apresentado os resultados referentes ao sistema fotovoltaico de 65 KWp,

sendo a análise semelhante para restantes potências (resumo apresentado no ponto 6.6).

6.1.1 Escolha dos Módulos Fotovoltaicos

Os módulos considerados neste estudo foram módulos policristalinos, da marca Q.Plus – G3 280 Wp,

do fabricante Alemão Hanwha Q Cells (consultar catálogo em Anexo E). O material escolhido à partida,

para os módulos foi o policristalino, já que tem a melhor razão qualidade/preço quando comparado com os

painéis monocristalinos.

A marca escolhida deu-se pelo facto, de ser à mais bem colocado na categoria multicristalino

(policristalino) em 2014 (Consular Anexo C). É de realçar a importância do segundo critério introduzido,

já que o tempo de retorno de investimento (Payback) no estudo da viabilidade económica do projeto, tem

por base a produção de uma certa quantidade de energia elétrica anual durante o seu ciclo de vida, e esta,

pode ficar comprometida, se os módulos apresentarem uma degradação mais acentuado do que é

apresentado nos respetivos catálogos.

6.1.2 Irradiação Solar

Para obter dados sobre a irradiação solar incidente em Feijó, Almada, recorreu-se a página PVGIS32

disponível na internet, e os dados foram introduzidas nas respetivas folha de cálculo, a irradiação

introduzida foi para cada respetivo mês. A título do exemplo no Anexo F pode-se consultar os valores de

irradiação para o mês de Agosto.

Recorrendo-se ao software PVsyst, introduzido no ponto 4.3, foi possível traçar o percurso solar em

função das coordenadas geográficas e, assim se obtém a altitude, e a distância azimutal do sol para qualquer

altura do ano.

32 Photovoltaic Geographical Information System, é uma aplicação que fornece um inventário dos recursos de energia

solar e avaliação da geração de eletricidade a partir de sistemas fotovoltaicos na Europa, África e Sudoeste da Ásia com

base no mapa interativo disponível em http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php

56

Figura 31 - Posição Solar diária, Entreposto Auto, Feijó, Almada

Ficam assim reunidas as condições para determinar a distância entre as fileiras. Os módulos serão

orientados na horizontal (comprimento paralelo a horizontal), o que implica que a altura dos painéis é L=

1 m, e como a altura mínima do sol β=27º extraída da Figura 31 para o dia 22 de Dezembro ao meio dia,

pode calcular-se a distância minimia entre fileira d, utilizando a equação 5.1 apresentado no item 5.2.3

𝑑 = 1 ∗ (𝑐𝑜𝑠30 + 𝑠𝑒𝑛30

𝑡𝑔27) = 1.85 𝑚 (6.1)

Optou-se por uma distância de d=2 m, de modo a ter uma margem de segurança.

6.1.3 Coberturas disponíveis para à instalação do sistema fotovoltaico

Sabendo a distância a ser respeitada entres as fileiras dos módulos solares mencionada a cima, já

podemos projetar a disposição dos mesmos.

Os edifícios são desfasados cinco graus (5º Este) em relação ao sul geométrico, e através das figuras

em baixo, se consegue visualizar as áreas consideradas para instalação do sistema fotovoltaico tanto no

edifício Audi, como no edifício Opel.

Figura 32 - Dimensionamento do sistema fotovoltaico, a esquerda edifício Opel, a direita edifício Audi

57

Figura 33 - Vista em planta do sistema fotovoltaico, a esquerda edifício Audi, a direita edifício Opel

O edifício Audi tem uma área de cobertura disponível de 782 m2, e com os módulos fv supracitados de

280 Wp, possibilita uma potência de 45 kWP. Como representado na Figura 32 e na Figura 33, dispõem de

7 filas com 23 painéis cada, perfazendo 161 painéis, totalizando 45 kWP.

No edifício Opel, há três (3) áreas disponíveis de 176 m2 cada, e cada área tem uma capacidade

projetada de 10kWp, dispondo de 3 fileiras com 12 painéis cada, perfazendo 36 painéis, o que possibilita

contribuir com mais 30 kWp.

Cada área da cobertura perfaz um grupo gerador fotovoltaico que será interligado entre si, mas o

dimensionamento de cada grupo é de forma independente, pelo que a energia produzida pelo sistema é a

soma das energias geradas por cada grupo fotovoltaico, e o sistema total fotovoltaico poderá ter uma

potência máxima de 75 KWp.

Para os trabalhos a realizar na cobertura, bem como as estruturas de suporte dos módulos solares, o

cliente, deverá apoiar-se na realização de uma consulta aos empreiteiros locais, já que este estudo concentra-

se no dimensionamento dos componentes do sistema fotovoltaico em si. Contudo a ferramenta considera

uma estimativa dos custos para realização de estas atividades acima mencionadas, embora os custos tenham

de ser posteriormente validos por orçamentos de empresas da especialidade.

6.1.4 Dimensionamento dos inversores

Como exposto no ponto 5.2.4, em sistemas de dimensão medio, está-se a utilizar o conceito de inversor

em cadeia de módulos, pelas vantagens citadas no item. O que significa que o dimensionamento é feito

simplesmente conectando módulos em série até a atingir a tensão pretendida, mas nunca excedendo a tensão

máxima de entrada imposta em cada terminal do inversor, e a corrente máxima suportada por cada MPP33.

33 Maximum Power Point - Ponto de Máxima Potência

58

Tendo em consideração que são quatro (4) geradores fotovoltaicos independente, dispersos entre si (3

de 10 kWp, e 1 de 45 kWp), a conversão para a corrente alternada é feita a seguir de cada gerador.

Os inversores escolhidos para o projeto, depois de ter sido feito um estudo comparativo entre diversos

fabricantes, foram os Sunny tripower do fabricante SMA por apresentar a melhor razão qualidade/preço.

Estes são conversores DC/AC, auto-comutados e sem transformador, disponibilizando uma ampla gama de

potências facilitando a seleção para o projeto em estudo.

A eficiência máxima de conversão DC/AC conseguida é de 98%, e a eficiência segundo normas

europeias é de 97.6 %. Estes inversores são equipados com dispositivos que permitem a detenção de falhas

na rede de cabos AC, e acionam o corte assim que se detete algum defeitos na linha. Estes inversores

também estão equipados com proteção contra polaridade inversa nos cabos CC, incluem monitorização no

caso falha de aterramento, e tipo de proteção I e II de acordo com IEC 62103 e IEC 60664-1.

Para o dimensionamento das fileiras recorreu-se ao software Sunny Design disponibilizado pelo

fabricante SMA, tanto em versão Web, como versão de computador, e os resultados podem ser consultados

no Anexo G. Os módulos foram agrupados de forma mais otimizada possível, e de modo a otimizar a tensão

de cada fileira.

Como referido no ponto 5.2.4, o sobredimensionamento do grupo gerador dentro de uma margem de

20%, face a potência nominal do inversor, aumenta a rentabilidade energética anual do sistema kWh anuais

kW.

Aumentar a rentabilidade energética anual do sistema geralmente resulta numa razão de gerador

fotovoltaico por inversor, compreendida na gama de 1:10 à 1:25, dependendo da localização do projeto em

estudo [19].

A tabela seguinte resume o supracitado, sendo que na primeira linha apresenta-se os geradores

fotovoltaicos de 10 kWp cada, projetados na cobertura do edifício Opel. Isto significa que são necessários

3 inversores STP 9000TL-20, para uma razão gerador-inversor de 1:12, ao passo que a segunda linha é para

o gerador de 45 kWp, situada na cobertura do edifício Audi.

Tabela 6 - Condições de dimensionamento e características dos inversores

A tabela seguinte resume o número de módulos por edifício, como suas respetivas áreas e potências

disponíveis.

59

Tabela 7 - Distribuição dos módulos pelos edifícios na empresa Entreposto Auto

6.1.5 Dimensionamentos dos cabos

6.1.5.1 Lado DC

Para o dimensionamento dos cabos DC, recorreu-se aos conceitos e a expressão 5.13 apresentada no

ponto 5.2.5.3 Como os módulos já vêm equipados com cabos com secção de 4 mm2, vai-se calcular o

comprimento máximo que este deve respeitar para que a queda de tensão nos cabos, não seja superior a 1%

da tensão nominal do gerador fotovoltaico.

O gerador fotovoltaico de 45 kWp localizada na cobertura do edifício Audi, dispõe de dois inversores

em paralelo de 20 KWp como apresentado na Tabela 6. Como os inversores SMA utilizam um sistema de

fileiras assimétricas (consultar Anexo H), estes são equipados com dois MPP (MPP A e MPP B). O MPP

A é constituído por três fileiras com 21 módulos cada, em que a tensão nominal é 601 V, e a corrente

máxima é de 26,9 A, enquanto o MPP B tem somente uma fileira de 19 módulos, em que a tensão nominal

é 458 V e a corrente máxima é de 9 A. Como o MPP A é o único que possui fileiras em paralelo, significa

que é o único que está sujeito a maior corrente elétrica, e dimensionando para este, os outros ficam

automaticamente dimensionados, já que os restantes valores de corrente elétrica são inferiores (o que

possibilita um maior comprimento dos cabos), incluso a corrente dos geradores de 10 KWp, localizados na

cobertura do Edifício Opel.

𝐿𝐷𝐶 =4 ∗ 0.01 ∗ 601 ∗ 56

2 ∗ 26.9= 25 𝑚 6.2

Isto significa que o comprimento máximo dos cabos, com a secção de 4 mm2, não deve exceder os 25

metros de comprimento.

No projeto todos os inversores serão localizados num raio inferior aos 25 metros, o que significa que

se assume que todos os cabos DC têm uma secção de 4 mm2.

6.1.5.2 Lado AC

Para o dimensionamento dos cabos do lado AC, recorreu-se aos fundamentos teóricos apresentados no

ponto 5.2.5.3 para garantir uma queda de tensão inferior à 3 % desde as saídas dos inversores até a entrada

60

do QGBT34 do edifício localizada no PT35. Apresenta-se os resultados referentes ao sistema fotovoltaico de

65 KWp, sendo a abordagem semelhante para as restantes potências.

Como a produção fotovoltaica é separada em duas zonas, distanciadas geograficamente como

apresentado na Figura 32, as cablagens AC foram divididas em dois grupos:

Cablagem A, oriunda do Edifício Audi, onde o sistema fotovoltaico é 45 kWp;

Cablagem B, oriunda do Edifício Opel-Oficina, agora como potência fotovoltaica total de 20 kWp.

Começando com a cablagem A, a distância desde a saída dos inversores até o PT, onde está localizado

a QGBT, é de 68 metros, e a corrente de saída AC máxima é Imax = 58 A, para os dois inversores em

paralelo.

Agora que já estamos em condições de calcular a secção do condutor, e recorrendo à expressão 5.15

temos:

SAC = √3∗70∗58∗0.99

0.03∗400∗56= 10.06 𝑚𝑚2 (6.3)

O cabo adequado para esta secção será portanto o cabo XV 4G10, são cabos rígidos preparados para

instalações interiores ou exteriores.

Para cablagem B, a distância até PT é 22 metros, e a corrente AC máxima é de Imax= 26.2 A para os

dois inversores em paralelo. A secção do condutor é:

SAC = √3∗22∗26.2∗0.99

0.03∗400∗56= 1.47 𝑚𝑚2

(6.4)

O cabo adequado para esta secção é cabo XV 4G2.5.

6.2 Cálculo energético do sistema fotovoltaico

O cálculo da rentabilidade energética do sistema fotovoltaico em estudo, como o custo evitado pela

utilização das mesmas, foi feita através da folha de cálculo configurada essencialmente para simular o

desempenho de qualquer sistema fotovoltaico em autoconsumo, desde que a tarifa do edifício seja tetra-

horária.

34 Quadro Geral de Baixa Tensão

35 Posto de Transformação

61

Os resultados apresentados são referentes ao sistema fotovoltaico de 65 KWp, sendo a abordagem

semelhante para restantes potências.

A avaliação do desempenho deste sistema fotovoltaico é feita mês a mês, mas para fins de

exemplificação, vai se usar o mês no qual o sistema fotovoltaico é mais rentável, mês de Agosto (mês em

que a menos necessidade de compra de energia elétrica), e a análise descrita a seguir é semelhante para os

restantes meses.

Recorrendo ao catálogo fornecido pelo fabricante dos módulos, a eficiência de conversão dos módulos

para condições STC36 é de 𝜂 = 16.8%, ou seja para uma irradiação solar de 1000 W/m2 e temperatura dos

módulos à 25ºC. Como pode ser observado no Anexo F, em Agosto a irradiação solar media de 1000 W/m2

esta disponível para aproveitamento somente entre às 11:52 até as 12:22, e em relação a temperatura dos

módulos, como Agosto é dos meses mais quentes do verão, a temperatura ambiente a partir das 11:52 (onde

temos disponíveis os 1000 W/m2), é de 27.5ºC, o que significa que a temperatura dos módulos vai ser

superior.

Recorrendo aos conceitos, e à expressão 3.15, do ponto 3.7.2, podemos estimar à temperatura dos

módulos, sendo assim temos:

𝜃𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = 27.5 + 1000 (45−20)

800= 58.75 º𝐶 (6.5)

Desprezando o efeito do vento, significa que os módulos estarão funcionando à aproximadamente 59ºC,

e como mencionado no ponto 3.7.2, a potência elétrica de saída decresce como o aumento da temperatura.

O caso inverso também acontece, principalmente na estação do inverno, a temperatura do módulo à 25ºC,

mas a irradiação recebida nos módulos será bastante inferior à de referência, e como exposto no ponto 3.7.1,

a potência elétrica de saída dos módulos decresce com o decréscimo da irradiação, já que a corrente de

curto-circuito vária linearmente com à irradiação incidente.

Para levar em consideração as perdas supracitadas, na folha de cálculo existe um parâmetro “ Perdas

por Irradiação e/ou Temperatura nos módulos”. Este parâmetro pode ser ajustado mensalmente, e devido à

complexidade do mesmo, foi adotado para todos os meses, o valor de 10.7 %, valor assumido na página da

PVGIS.

Outro parâmetro também ajustável na folha de cálculo são as perdas no sistema. As perdas no sistema

são compostas pelas perdas mencionadas no ponto 3.7.3 e 3.7.4, nomeadamente perdas por degradação dos

módulos, e perdas por incompatibilidade (Mismatch). Outra perda também incluída nesta categoria são as

perdas nos cabos por efeito de Joule ou Óhmicas, e a tabela seguinte representa os valores assumidos na

folha de cálculo:

36 Standard Test Conditions – Condições Normalizadas de Ensaio.

62

Tabela 8 - Perdas nos componentes do sistema

Dos parâmetros acima mencionados, para calcular a energia produzida pelo sistema fotovoltaico só

falta incluir o rendimento dos inversores, e este parâmetro é fornecido pelo fabricante dos mesmos.

Na Figura seguinte apresenta-se o sistema fotovoltaico de 65 KWp. É composta por 233 módulos

solares de 280 Wp, repartidos entre os dois edifícios, no edifício Audi o sistema fotovoltaico de 45 kWp, e

no edifício Opel o sistema fotovoltaico de 20 KWp.

Figura 34 - Sistema fotovoltaico de 65 KWp, edifício Opel a esquerda, e edifício Audi a direita

6.2.1 Potência elétrica média gerada pelo sistema de 65 KWp

Os diagramas de carga médio da instalação, e a potência elétrica gerada pelo sistema fotovoltaico 65

KWp para os dias de Semana, Sábado e Domingo, para respetivo mês de Agosto, estão apresentados nas

figuras seguintes, como também as respetivas tabelas com a energia produzida pelo sistema fotovoltaico e

com também a energia consumida na instalação.

Figura 35 - Diagrama de carga médio da instalação nos dias de semana vs. Potência elétrica gerada pelo sistema

fotovoltaico

63

Tabela 9 - Energia produzida pelo sistema fv Vs. Consumo na instalação nos dias de semana

Figura 36 - Diagrama de carga médio da instalação aos sábados vs. Potência elétrica gerada pelo sistema fv

Tabela 10 - Energia produzida pelo gerador solar Vs. Consumo na instalação aos Sábados

Figura 37 - Diagrama de carga médio da instalação aos Domingos vs. Potência elétrica gerada pelo sistema fv

Tabela 11 - Energia produzida pelo gerador solar Vs. Consumo na instalação aos Domingos

6.2.2 Receita gerada pelo sistema fotovoltaico

Na tabela seguinte apresenta-se a receita gerada pelo sistema fotovoltaico de 65 kWp no mês de Agosto.

64

Tabela 12 - Receita gerada pelo sistema fotovoltaico de 65 KWp, no mês de Agosto

O valor de 1700 Euros é a receita gerada pelo sistema fotovoltaico no mês de Agosto, e este valor

também representa a poupança energética, ou seja encargo evitado a pagar a empresa de fornecimento de

energia.

Na quarta linha da tabela consegue-se ver que a energia vendida à rede elétrica (CUR37) foi 2896 KWh,

e de acordo com o Decreto-Lei nº153/2014, artigo 24º, o excedente de produção é remunerado à 90% do

preço de fecho anunciado pelo OMIE38, sendo que o preço médio de fecho em Agosto de 2015 foi de 55,59

€/MWh.

Outra observação na tabela é que sem a existência do sistema fotovoltaico, a potência consumida na

hora de ponta seria 60.8 kW (3834 𝑘𝑊ℎ

63ℎ), o que implica um custo de 440.80 €, para além da energia

consumida na hora de ponta P1, mas com o sistema fotovoltaico à potência consumida nesse mesmo período

é de apenas 10.72 kW ((3834−3159 )𝑘𝑊ℎ

63ℎ), o que implica um custo de apenas 77.64 €, ou seja uma poupança

só pela redução da potência consumida na hora de ponta de 363.25€ ( só no mês de Agosto).

A figura seguinte representa a distribuição das receitas provenientes da energia produzida pelo sistema

fotovoltaico pelos respetivos horários.

37 Comercializador de último recurso

38 Operador do Mercado Ibérico de Energia

65

Figura 38 - Distribuição das receitas provenientes da Energia Produzida pelo sistema fv nos respetivos horários

Como se pode verificar, as receitas referentes à venda representam apenas uma pequena parcela, e são

sobretudo pela produção em excesso aos fins-de-semana.

6.2.3 Energia total anual produzida pelo sistema fotovoltaico de 65 KWp

A Tabela 13 resume tanto os consumos mensais na instalação, como a energia mensal gerada pelo

sistema fotovoltaico de 65 KWp.

Tabela 13 - Energia total anual produzida pelo gerador solar Vs. Consumo total anual na instalação.

A Figura 39 representa a energia total produzida mensalmente pelo sistema fotovoltaico de 65 KWp, e

os restantes figuras representam a distribuição dessa energia entre os dias de semana, sábado e domingo.

Figura 39 - Energia total mensal produzida pelo Sistema fv de 65 KWp

66

Figura 40 - Energia produzida mensalmente pelo gerador solar Vs. Consumo mensal na instalação



6.2.4 Receitas geradas mensalmente pela central de 65 KWp

Na figura seguinte apresenta-se as receitas geradas mensalmente pelo sistema fotovoltaico.

Figura 43 - Receitas geradas mensalmente pelo sistema fotovoltaico de 65 KWp

Na Tabela 14, a segunda coluna representa as receitas geradas pelo sistema fotovoltaico 65 KWp

apresentado na Figura 43, a terceira coluna representa os custos inerentes a compra de energia elétrica ao

67

fornecedor ENDESA antes da instalação do sistema fotovoltaico, ao passo que a quarta coluna representa

os custos com a eletricidade comprada depois de ter instalado o sistema fv, e a quinta coluna representa a

contribuição em percentagem das receitas geradas pelo sistema fv face ao valor da fatura (sem gerador

fotovoltaico).

Tabela 14 - Receitas gerados pelo sistema fv e custo mensal da energia elétrica comprada

Na Tabela 14 se pode observar que a nível global o sistema fotovoltaico de 65 KWp cobre 63% dos

custos inerentes do consumo de energia elétrica.

6.3 Custo do sistema fotovoltaico

A tabela seguinte apresenta o custo total estimado para o sistema solar de 65 kWp.

Tabela 15 - Tabela de custos para o sistema de 65 kWp

Descrição da tabela de custos:

68

Para estimar o custo dos módulos e inversores recorreu-se a companhia EMAT Solar [21], e a

tabela de preços utilizada pode ser consultada no Anexo I. O custo de transporte está incluído no

preço dos componentes, acréscimo de 5% por módulo, e acréscimo de 20% por cada inversor.

Para estimar o custo da cabelagem, recorreu-se ao fabricante CABELTE [22], umas das empresas

de referência na área em Portugal. Para os cabos DC, depois de uma extensa busca na internet por

preços para cabos resistentes a radiação ultravioleta (UV), e altas temperaturas, cabo TUV,

utilizou-se o valor disponibilizado na página da empresa Portuguesa, CCBS-Energia [23], empresa

que atua na área da energia fotovoltaica. As distâncias dos cabos foram aumentadas em relação as

distâncias de projeto, com o intuito de englobar matérias adicionais e acessórios, necessários para

instalação dos mesmos.

Para estimar o custo das estruturas de suporte dos módulos, para o caso do edifico Opel as

estruturas serão instaladas em coberturas planas, por isso estimou-se 10% do custo da potência

instalada, e para o edifício Audi em que a cobertura não é plana, estimou-se um custo de 15% em

relação ao custo da potência instalada. Estes valores têm de ser posteriormente substituídos por

orçamentos emitidos por empresas de especialidade depois de realizarem uma visita ao local de

instalação.

Os preços dos interruptores foram consultados na tabela de preço disponível na página do

fabricante HAGER [24].

Os restantes componentes foram estimados baseados em custo por potência instalada indicada na

tabela, e o custo do serviço de instalação foi contabilizado como valor global, ou seja inclui

interligação elétrica dos módulos, montagem de estruturas e respetivos módulos, como também as

restantes ligações elétricas como ligação ao QGBT e RESP.

6.4 Viabilidade económica do projeto

Para avaliar corretamente a viabilidade deste projeto devem ser consideradas todas as variáveis, na qual

o sucesso do projeto em causa depende.

As variáveis consideradas relativas ao projeto em causa são:

Custo do sistema fotovoltaico: Para realização do orçamento utilizou-se uma estima de acordo

com a tendência de preços praticados na união europeia e em Portugal.

Rendimento do sistema fotovoltaico: Os módulos estão expostos a condições climatéricas

extremas durante o seu tempo de vida útil, o que leva ao decaimento da eficiência dos mesmos

69

com o tempo. Por isso os fabricantes disponibilizam a figura da queda de eficiência anual

(disponível no anexo E), para que os projetistas o possam considerar nos estudos realizados. No

estudo realizado foi considerado este fator num período de 25 anos, já que a energia produzida é

diretamente proporcional à eficiência dos mesmos.´

Taxa de atualização nominal: Para calcular a taxa de atualização, recorreu-se à expressão 3.17 do

ponto 3.8.1:

𝒓 = [(1 + T1) ∗ (1 + T2) ∗ (1 + T3)] − 1 (6.6)

em que:

T1 – A taxa real de rendimento mínimo escolhido foi de 0,5%, segundo o argumento de que a

empresa Entreposto Auto não só iria investir com recurso a capitais próprios, como também está

apostando em medidas de eficiência energética com o intuito de baixar futuramente os encargos

derivados do consumo energético nas suas instalações.

T2 – A taxa de risco escolhida foi de 1%, já que como o investimento será feito na própria

instalação, a maior incerteza é a quantidade de energia produzida pelo sistema fotovoltaico, já que

este depende das condições climatéricas e da taxa de degradação anual dos módulos.

T3 – A inflação anual em Portugal em 2015 foi de 0.397%, e -0.357 % em 2014 segundo [25],

ou seja um aumento de 0.75 pontos percentuais em um ano, e com o intuito de manter uma

margem utilizou-se 1 %.

Com isto obtemos uma taxa de atualização nominal anual de 2.5 %.

Os registos de atividade financeira durante o tempo de vida útil do sistema, 25 anos encontram-se no

Anexo J.

A taxa de amortização utilizada na viabilidade do projeto foi de 8% ou seja, doze anos e meio (12.5),

segundo consta na reforma fiscal verde, DR nº25/2009, Tabela II, categoria equipamentos fotovoltaicos

cujo código é 2250.

Os custos anuais relativos à Operação e Manutenção, O&M foram estimados em 1% do valor do

investimento, o seguro de responsabilidade civil foi estimado em 0,5% também do valor do investimento,

e o imposto sobre lucros (IVA) considerado foi de 23%.

Os resultados para central de 65 KWp estão apresentados na Tabela 16, e no Figura 44.

70

Tabela 16 - Resultados financeiros

Figura 44 - Período de retorno do investimento (Pay-back)

Na Tabela 16, podemos observar que para a taxa de atualização considerada, o retorno do investimento

é em onze anos (11), com uma TIR de 8.7 %, e o custo da energia produzida (LCOE) é de 51.2 €/MWh,

muito abaixo do preço de aquisição de eletricidade atualmente.

6.5 Análise de sensibilidade

A análise quanto a variabilidade das variáveis apresentadas no ponto anterior, é feita através da análise

de sensibilidade.

Na Figura 45, se pode constatar que para o custo do sistema considerado (111´449 €), a taxa de

atualização está limitado até 8%, já que acima desta taxa o projeto torna-se automaticamente inviável.

Figura 45 - Analise de sensibilidade a taxa de desconto

71

Na Figura 46 se pode observar que se o custo do sistema fotovoltaico for 25% superior ao custo

estimado (111´449 €), o VAL será 34 % inferior ao estimado, ao passo que no lado inverso o VAL será 34

% superior do valor estimado.

Figura 46 - Analise de sensibilidade ao custo de investimento

Devido a incerteza em relação ao custo real do sistema fotovoltaico de 65 kWp, já que neste estudo o

custo do sistema foi estimado, a Tabela 17 apresenta os índices financeiros caso o custo do sistema seja

25% superior ou inferior ao valor estimado.

Tabela 17 - Analise de sensibilidade ao custo do sistema

Na Tabela 17, pode observar-se que se o custo real do sistema for 25% superior ao estimado, o retorno

do investimento passaria para catorze anos e meio (14,5), a uma taxa de rentabilidade de 6% e o custo da

energia produzida seria 64 €/MWh. Entretanto, se o custo vier a revelar-se 25% inferior ao estimado, o

retorno do investimento passaria para oito anos (8) a uma taxa de 12.8%, o custo da energia produzida seria

38.4 €/MWh, e o mais importante seria a situação em que o projeto não só recuperava o total do capital

investido como gerava um lucro de 33% em relação ao capital investido (VAL de 111´460 € vs. Custo de

83´587 €).

Como se pode constatar também na Figura 47, se a receita gerada pelo sistema fotovoltaico for 25%

inferior ao previsto, o VAL será 59 % inferior ao estimado, ao passo que no lado inverso o VAL será 59 %

superior ao estimado.

72

Figura 47 - Analise de sensibilidade a receita gerada pelo sistema fv de 65 kWp

Desta análise de sensibilidade conclui-se que mesmo que o investimento seja 25% superior ao

estimado, continua a ser um projeto muito interessante do ponto de vista financeiro.

6.6 Comparação entre as potências estudadas para o sistema fotovoltaico

Na Tabela 18 apresenta-se o resumo do estudo comparativo entre diferentes potências para o sistema

fotovoltaico.

Tabela 18 - Balanço financeiro e viabilidade das potências estudadas

Como é visível na tabela acima, à potência ideal a ser instalada é de 45 kWp porque apresenta o custo

mais baixo por potência instalada 1,69 €/Wp, exibe o menor custo em relação a energia produzida 50,5

€/MWh, e tem a segunda melhor taxa de rentabilidade (8,7%), com uma diferença apenas de um décimo

(0.1%) da melhor taxa, e estima-se que o projeto gerará um lucro correspondente a 74.4% do capital

investido no final dos 25 anos.

Outra analise que também pode ser feita e muito utilizado por investidores financeiros consiste na

procura da melhor taxa de rentabilidade que leva ao maior lucro gerado.

Na Tabela 19 se resume os dados mais pertinentes para este tipo de análise, e se observa que o sistema

fotovoltaico com potência de 55 KWp, apresenta a melhor taxa de rentabilidade (8,8%), o que leva a um

lucro correspondente de 75.3% face ao capital investido.

73

Tabela 19 - Lucro gerado pela fv no fim de 25 anos

Na Figura 48 se pode constatar que a variação do custo do investimento é linear a potência instalada,

mas a partir da potência de 45 kWp o declive da reta é menos acentuado, justificado pelo facto do sistema

fotovoltaico de 45 kWp ser a mais dispendioso (consultar orçamento ponto 6.3), já que requer estruturas e

cabos AC mais caros, e a partir desta potência acrescenta-se sistemas de 10 kWp em que o custo é

consideravelmente mais baixo, já que a distância até o QGBT é menor, e o preço das estruturas e dos cabos

são mais baixos.

Figura 48 - Custo do investimento vs. Potência fotovoltaica

6.7 Comparação dos resultados obtido com os resultados obtidos no software

Homer.

Para comparar os resultados obtidos anteriormente utilizou-se o software Homer, referenciado no ponto

4.5.

Na Figura 49 apresenta-se a representação esquemática da simulação realizada no software Homer,

versão 2, para um sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica publica em autoconsumo.

Figura 49 - Representação esquemática da simulação realizada na empresa Entreposto Auto

74

Os dados pertinentes ao estudo em causa foram introduzidos de maneira mais coerente possível, e de

maneira similar aos que foram introduzidos na folha de cálculo, para que no fim se possam comparar os

resultados obtidos com o menor erro possível.

O campo de análise concentrou-se nas potências estudadas anteriormente através da folha de cálculo,

nomeadamente as potências de 30, 45, 55, 65 e 75 kWp. No entanto após a realização das primeiras

simulações, verificou-se que o software Homer não considerou as quatro primeiras potências, como

soluções ótimas, nomeadamente as potências de 30, 45, 55 e 65 kWp, e apresentou como soluções ótima

há potência de 75 kWp com se pode verificar na figura seguinte.

Figura 50 - Resultados apresentados pelo software Homer

No canto superior esquerdo da Figura 50 se pode verificar que para a potência contrata 115 kW a

solução apresentado como ótima é de 75 kWp para gerador fotovoltaico, e 67 kWp para os inversores.

Também se pode verificar tanto na tabela da respetivo Figura, como no gráfico da figura (em Grid), que o

software considera o custo de O&M da rede, onde não foi possível alterar este valor predefinido, já que vai

influenciar o valor do custo da energia adquirida (LCOE), e como consequência vai ser muito superior ao

valor simulado na folha de cálculo, já que nesse estudo não se considerou o custo de O&M da rede.

A Figura 51 apresenta a energia produzida pelo sistema fotovoltaico de 75 kWp.

Figura 51 - Produção elétrica do sistema

75

No canto superior esquerdo da figura verifica-se que a energia produzida pelo sistema fotovoltaico é

de 107 MWh/ano vs. 139 MWh/ano simulado na folha de cálculo, o que constitui um erro de 23,1%, o que

é bastante significativo. Note-se que a fonte de dados de irradiação do Homer é diferente da utilizada na

ferramenta desenvolvida..

Na Figura 52 pode-se verificar os fluxos financeiros considerados no software Homer. Se verifica que

por defeito o software considera encargos com à rede (Grid), o que não só não permite simular somente o

sistema fotovoltaico em autoconsumo como também torna neste caso o projeto inviável. Adicionalmente,

note-se que no Homer não é possível adaptar totalmente os horários das tarifas de eletricidade com forme

a realidade do edifício em estudo.

Figura 52 - Fluxos financeiros para o sistema de 75 kWp conectado na rede elétrica

A tabela seguinte apresenta o resumo dos principais indicadores apresentados no software Homer.

Tabela 20 - Resumo dos principais indicadores

Nota: A taxa de desconto considerada no software é a taxa real, ou seja sem levar em consideração a

taxa de inflação.

Como supracitado o custo da energia produzida, na tabela denominada por (COE) é superior ao valor

simulado na folha de cálculo (0.096 vs. 0.051), porque inclui o valor do custo de operação e manutenção

(O&M) da rede, valor predefinido que não pode ser alterado.

76

Também se pode observar que o Net Present Cost (NPC39), que é o simétrico do VAL40, é neste caso

negativo, e é 533031 Euros. Este valor é negativo porque como se pode verificar na Figura 52, o software

considera custos O&M da rede elétrica o que impossibilita a viabilidade do projeto.

Conclui-se portanto que o dimensionamento de sistemas fotovoltaicos em autoconsumo realizados em

softwares comerciais, como o caso do Homer, conduziriam há conclusões erradas sobre a potência ótima

do sistema fotovoltaico a instalar, como também quanto a sua viabilidade económica, já que como se

verificou no item 6.6, as potências ótimas estão entre 45 à 55 KWp.

39 Custo presente líquido

40 Valor atual líquido

77

7 Conclusões

7.1 Principais resultados

A eletricidade gerada pelas UPAC possibilita não só o abastecimento das cargas da instalação elétrica

a que a mesma se encontra associada, como também permite a venda da energia elétrica quando é gerada

nos momentos em que a potência do gerador fotovoltaico é superior à carga absorvida pela instalação.

Como as UPAC dispõem de um enquadramento totalmente novo, verificou-se que os softwares

comerciais destinados a simulação de sistemas fotovoltaicos, ainda não foram adaptados para simular custos

evitados em autoconsumo. Para o caso de produção elétrica para autoconsumo, é principalmente para a

realidade do mercado Português, a rentabilização de um sistema fv deve ser contabilizada como custo

evitado por ter instalado o sistema, já que a energia produzida pelo sistema vai ser prontamente absorvida

na instalação.

Por isso em alternativa ao uso de softwares comerciais, foi desenvolvida uma folha de cálculo, que

funciona através do princípio de balanço de energia, dispensando desse modo algoritmos complexos. Com

recurso a está ferramenta foi possível analisar de maneira rápida, e fácil o desempenho energético do

sistema em estudo nos diferentes períodos, como também avaliar a viabilidade económica do sistema.

Por isso esta ferramenta demostrou-se bastante útil para realização desta dissertação, onde foi possível

demostrar as potencialidades desta, e se pretende que venha apresentar-se como alternativa, no âmbito de

simulações de sistemas fotovoltaicos em autoconsumo (UPAC) em Portugal.

Também a tópico investigativo, utilizou-se a ferramenta desenvolvida para comparar cinco (5) sistemas

fotovoltaicos cujas potências estudadas foram 30, 45, 55, 65 e 75 kWp, e se concluiu que o

sobredimensionamento da UPAC, concretamente o sistema fotovoltaico com potência de 75 KWp, não traz

nenhum benefício a nível energético, já que a energia em excesso é vendida à rede a um custo muito inferir

ao custo de compra, e em termos financeiro requer um investimento superior face a potência ótima.

Verificou-se ainda que apresenta a segunda pior taxa de rentabilidade, o que leva ao segundo pior resultado

em termos de lucro gerado.

No lado oposto, também se verificou que o subdimensionamento da UPAC, concretamente o sistema

fotovoltaico com potência de 30 KWp, não traz nenhum beneficio quando comparado com a potência ótima.

Requer o menor investimento quando comparado com as outras potências mas leva mais tempo a recuperar

o mesmo, disponibiliza a pior taxa de rentabilidade, o que leva ao pior resultado em termos de lucro gerado.

Assim sendo, o intervalo em que as potências podem ser consideradas ótimas está entre as potências

de 45 à 65 KWp, sendo que a potência de 45 kWp apresenta o custo mais baixo por potência instalada 1.69

€/Wp, exibe o menor custo em relação a energia produzida (LCOE) de 50.5 €/MWh, e apresenta a segunda

melhor taxa de rentabilidade 8.7%, o que garante um lucro correspondente a 74.4% do capital investido no

final dos 25 anos.

78

Verificou-se também que a potência necessária para o sistema fotovoltaico é praticamente metade da

potência contratada do edifício (Psist =116.25 𝑘𝑊

2 58 𝐾𝑊𝑝).

De modo geral concluiu-se que atualmente não se verifica grande adesão por parte do público face a

está tecnologia devido ao elevado investimento inicial requerido, e longa duração até recuperar o mesmo.

Para que seja considerado um bom investimento no futuro sem levar em consideração o peso

ambiental, tem que acontecer um destes dois cenários, ou para o mesmo custo praticado atualmente se

consiga aumentar a eficiência dos módulos no mínimo para o dobro, o que significaria que era necessário

metade da potência requerida atualmente, encurtando o período do retorno do investimento para metade do

tempo conseguido atualmente, ou que os preços dos respetivos sistemas, principalmente os módulos e

inversores baixem para metade dos valores praticados atualmente.

7.2 Recomendações futuras

Como trabalho futuro, fica por adaptar à folha de cálculo para simular sistemas fotovoltaicos em

autoconsumo para todas as tarifas elétricas existentes em Portugal.

Sugere-se também a programação da folha de cálculo em Excel VBA (Visual Basic for Applications),

desenvolvendo uma interface simples para o usuário, de fácil utilização, para que possa ser utilizado tanto

por académicos como também instaladores ou Arquitetos.

79

8 Referencias Bibliográficas

[1] IEA, “Energy and climate change,” World Energy Outlook Spec. Rep., pp. 1–200, 2015.

[2] International Energy Agency, “Key World Energy Statistics 2015,” p. 81, 2015.

[3] REN21, Renewables 2015, Gloabal Status Report. 2015.

[4] IEA, “Snapshot of Global PV Markets 2014,” pp. 1–16, 2015.

[5] DGEG, “Energia em Portugal,” 2013.

[6] IEA-PVPS, “PVPS ANNUAL REPORT 2014,” PhD Propos., vol. 1, 2014.

[7] O. do T. e E. Ministério do Ambiente, “Decreto-Lei no 153/2014 de 20 de outubro,” Diário da

República, pp. 5298–5311, 2014.

[8] IST-GREENPRO, “Energia Fotovoltaica - Manual sobre tecnologias, projecto e instalação,”

Janeiro de, p. 368, 2004.

[9] CRESESB, “Energia solar princípios e aplicações,” Cent. Ref. para Energ. Sol. e Eólica, p. 28,

2008.

[10] Rui Castro, Uma introdução às energias renováveis: eolica, fotovoltaica e mini-hídrica-2oEdição.

2013.

[11] Rui Castro, “Energias Renováveis e Produção Descentralizada - INTRODUÇÃO À ENERGIA

FOTOVOLTAICA,” vol. 2008, pp. 1–48, 2002.

[12] Rui Castro, “Energias Renováveis e Produção Descentralizada - Introdução à Energia

Fotovoltaica,” 2002.

[13] IEA-PVPS, Trends 2014 in photovoltaic applications. 2014.

[14] N. and A. Agarwal, “Mismatch Losses in Solar Photovoltaic Array,” vol. 4, no. 1, pp. 16–19, 2014.

[15] Axaopoulos et al, “Accuracy analysis of software for the estimation and planning of photovoltaic

installations,” Int. J. Energy Environ. Eng., vol. 5, no. 1, pp. 1–7, 2014.

[16] Photon, “Photon,” 2011.

[17] R. Soares, “Estudo da incorporação de energias renováveis no IST,” 2015.

80

[18] J. Morais, Sistemas fotovoltaicos - Da teoria à pratica-1o Edição. 2009.

[19] J. Fiorelli, “How oversizing your array-to-inverter ratio can improve solar-power system

performance,” 2013.

[20] Renováveis, “Miniprodução,” 2011.

[21] Emat, “Emat Solar,” 2015. [Online]. Available: http://www.emat-es.com/home.

[22] Cabelte, “CABELTE - Cabos,” 2015. [Online]. Available: http://svrweb.cabelte.pt/pt-pt/.

[23] CCBS, “CCBS-Energia,” 2015. [Online]. Available: http://www.ccbs-energia.pt/.

[24] Hager, “Hager,” 2015. [Online]. Available: http://www.hager.pt/documentacao-

downloads/software-e-actualizacoes/catalogo-electronico/186.htm.

[25] “Global Rates.” [Online]. Available: http://global-rates.com/.

[26] Cop21, “Cop21- Paris,” 2015. [Online]. Available: http://www.cop21paris.org/. [Accessed: 22-

Mar-2016].

Rendimento das Tecnologias de conversão Solar

Fotovoltaicas

Preços indicativos de sistemas fotovoltaicos

instalados em países pertencentes à IEA-PVPS em

2013

Resultado de teste de rendimento realizado pelo

laboratório Photon em 2014

Ciclo semanal para todos os fornecimentos em

Portugal Continental

Ciclo semanal para todos os fornecimentos em Portugal Continental

Catálogo dos módulos Q.Plus-G3, 280Wp do

fabricante Alemão Hanwha Q.Cells

PVGIS – Dados sobre a irradiação solar média de 15

à 15 minutos, para o mês de Agosto

Photovoltaic Geographical Information SystemEuropean Commission

Joint Research Centre

Ispra, Italy

Average Daily Solar Irradiance

PVGIS Estimates of average daily profiles

Location: 38°38'57" North, 9°9'55" West, Elevation: 61 m a.s.l.,

Inclination of plane: 30 deg.

Orientation (azimuth) of plane: -5 deg.

Radiation estimates

Time G Gd Gc DNI DNIc Td

04:37 0 0 0 0 0 17.504:52 0 0 0 0 0 17.405:07 0 0 0 0 0 17.405:22 0 0 0 0 0 17.405:37 15 15 16 0 0 17.505:52 27 26 27 0 0 17.706:07 48 35 49 265 273 17.906:22 86 47 87 347 358 18.206:37 131 58 134 417 429 18.606:52 183 69 186 476 490 19.007:07 237 80 242 527 543 19.407:22 295 89 301 571 588 19.907:37 353 98 361 609 627 20.407:52 412 106 422 642 661 21.008:07 471 114 482 671 691 21.508:22 528 120 541 697 718 22.108:37 584 126 598 720 741 22.608:52 638 131 654 740 762 23.109:07 689 135 706 758 781 23.609:22 737 138 755 774 797 24.109:37 782 141 801 788 811 24.509:52 823 143 844 800 824 24.910:07 860 145 882 810 834 25.310:22 894 146 917 820 844 25.710:37 923 147 947 827 852 26.010:52 948 148 972 834 859 26.311:07 968 149 993 839 864 26.611:22 984 149 1010 843 868 26.911:37 996 149 1020 847 872 27.211:52 1000 149 1030 849 874 27.512:07 1000 149 1030 850 875 27.712:22 1000 148 1030 850 875 27.912:37 994 148 1020 849 874 28.212:52 983 148 1010 847 872 28.413:07 966 147 991 843 868 28.613:22 945 146 970 839 864 28.713:37 920 145 944 834 859 28.913:52 891 144 913 827 852 29.014:07 857 142 879 820 844 29.114:22 820 140 840 810 834 29.114:37 778 138 798 800 824 29.214:52 734 135 752 788 811 29.115:07 686 132 703 774 797 29.115:22 635 128 651 758 781 29.015:37 582 123 596 740 762 28.9

Page 1/4



Ispra, Italy

15:52



Ispra, Italy

527



Ispra, Italy

118



Ispra, Italy

540



Ispra, Italy

720



Ispra, Italy

741



Ispra, Italy

28.716:07 470 112 481 697 718 28.516:22 413 105 422 671 691 28.216:37 354 98 362 642 661 28.016:52 297 90 303 609 627 27.717:07 240 81 245 571 588 27.317:22 186 71 189 527 543 27.017:37 135 61 137 476 490 26.617:52 89 51 90 417 429 26.218:07 50 40 50 347 358 25.818:22 38 37 38 0 0 25.418:37 27 26 27 0 0 -

G: Global irradiance on a fixed plane (W/m2)

Gd: Diffuse irradiance on a fixed plane (W/m2)

Gc: Global clear-sky irradiance on a fixed plane (W/m2)

DNI: Direct normal irradiance (W/m2)

DNIc: Clear-sky direct normal irradiance (W/m2)

Td: Average daytime temperature profile (deg. C)

Page 2/4



Ispra, Italy

Daily Irradiance on a fixed plane

Direct normal irradiance

Page 3/4



Ispra, Italy

Average daily temperature profile

PVGIS (c) European Communities, 2001-2012

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Dimensionamento das fileiras através do software

Sunny Design do fabricante de Inversores SMA

Any Company

Any Street 21

54321 Any Town

Tel.: +49 123 456-0

Fax: +49 123 456-100

E-Mail: [email protected]

Internet: www.any-company.de

Any Company • Any Street 21 • 54321 Any Town

Entreposto

Oficina Opel

1

Local de instalação: Portugal / Lisbon

Tensão de rede: 400V (230V / 400V)

Nome do projecto:

Número do

projecto:

Vista geral do sistema

36 x Hanwha Q.Cells GmbH Q.Peak-G3 280 (03/2014) (Gerador fotovoltaico 1)Azimute: -5 °, Inclinação: 30 °, Tipo de montagem: Telhado, Potência de pico: 10,17 kWp

1 x STP 9000TL-20

Monitorização do sistema

Sunny Portal

Dados do dimensionamento

Quantidade total de módulos FV: 36

Potência de pico: 10,17 kWp

Número de inversores: 1

Potência nominal CA: 9,00 kW

Potência activa CA: 9,00 kW

Relação de potência activa: 88,5 %

Rendimento energético anual (aprox.)*: 17.218,70 kWh

Factor de utilização da energia: 99,9 %

Performance Ratio (aprox.)*: 86,1 %

Rendimento energético espec. (aprox.)*: 1693 kWh/kWp

Perdas em linha (em % de energia FV): ---

Carga desequilibrada: 0,00 VA

Consumo anual de energia: 200,00 MWh

Autoconsumo: 16.544,76 kWh

Quota de autoconsumo: 96,1 %

Taxa de autonomia (em % do consumo

de energia):

8,3 %

*Importante: os valores de rendimento indicados são valores estimados. Eles são calculados matematicamente. A SMA Solar Technology AG

não assume qualquer responsabilidade pelo valor de rendimento real, que pode divergir dos valores de rendimento aqui indicados. As

diferenças podem dever-se a várias circunstâncias externas, p. ex., sujidade dos módulos fotovoltaicos ou flutuações nos rendimentos dos

módulos fotovoltaicos.

Version: 3.31.0.R

Assinatura

1 / 5

Nome do projecto: Oficina Opel

Número do projecto: 1


Temperatura mínima: 4 °C

Temperatura de dimensionamento: 24 °C

Temperatura máxima: 38 °CProjecto parcial 1

Temperatura ambiente:

Avaliação do dimensionamento

1 x STP 9000TL-20 (Sistema parcial 1)

STP 9000TL-20

Potência de pico:

Quantidade total de módulos FV:

Número de inversores:

Potência máx. CC (cos φ = 1):

Potência activa máx. CA (cos φ = 1):

Tensão de rede:

Razão de potência nominal:

Factor de desfasamento cos φ:

10,17 kWp

36

1

9,23 kW

9,00 kW

400V (230V / 400V)

91 %

1


Tensão FV máx.:

Potência CC mín. (tensão de rede 230 V):

Número de strings:

Módulos fotovoltaicos por string:

Potência de pico (entrada):

Tensão FV mín.:

Tensão FV típica:

Tensão CC máx.:

Corrente máx. do gerador FV:

Corrente máx. de CC:

Entrada A: Gerador fotovoltaico 1

20 x Hanwha Q.Cells GmbH Q.Peak-G3 280 (03/2014), Azimute: -5 °, Inclinação: 30 °, Tipo de montagem: Telhado

Entrada B: Gerador fotovoltaico 1


830 V

Entrada A:

1

20

5,65 kWp

521 V

573 V

150 V

1000 V

9,0 A

15 A

664 V

Entrada B:

1

16

4,52 kWp

417 V

458 V

150 V

1000 V

9,0 A

10 A

Sistema fotovoltaico / Inversor compatíveis

Version: 3.31.0.R

2 / 5





Sistema fotovoltaico Monitorização do sistema

Projecto parcial 1

Sistema parcial 1

1 x STP 9000TL-20

Externo

Portal da internet para

monitorização de sistemas, bem

como para visualização e

apresentação de dados de sistemas

Sunny Portal

Notas

Sunny Portal O dimensionamento da monitorização do sistema não está completo ou apresenta falhas.

Version: 3.31.0.R

3 / 5

Autoconsumo




Empresa (dias úteis, das 8 às 18 horas)

200 MWh

Dados sobre o autoconsumo

Consumo de energia por ano:

Empresas com elevado consumo energético durante os dias úteis, das 8 às 18 horas. Exemplos:

escritórios, cantinas, bancos, prestadores de serviços, oficinas, construção civil.

Perfil de carga:

Optimização do autoconsumo

Resultado

Sem optimização do autoconsumo

Os resultados indicados são valores estimados. Eles são calculados matematicamente. A SMA Solar Technology AG não assume qualquer

responsabilidade pelo autoconsumo real, que pode divergir dos valores aqui indicados. O autoconsumo possível é determinado

essencialmente pelo comportamento de consumo individual, que pode divergir do perfil de carga utilizado para o cálculo.

Version: 3.31.0.R

4 / 5

Valores mensais




Diagrama

Tabela

Mês Rendimento energético

[kWh]

Autoconsumo [kWh] Injecção na rede [kWh] Consumo de energia da

rede [kWh]

1 977 (5,7 %) 975 3 19381

2 1108 (6,4 %) 1085 23 16768

3 1428 (8,3 %) 1398 30 17104

4 1588 (9,2 %) 1522 66 14126

5 1804 (10,5 %) 1725 79 13935

6 1831 (10,6 %) 1745 86 11850

7 1918 (11,1 %) 1786 131 12384

8 1869 (10,9 %) 1760 109 12906

9 1575 (9,1 %) 1504 71 12601

10 1339 (7,8 %) 1270 69 15675

11 957 (5,6 %) 953 3 18568

12 826 (4,8 %) 823 3 18157

Version: 3.31.0.R

5 / 5

Any Company

Any Street 21

54321 Any Town

Tel.: +49 123 456-0

Fax: +49 123 456-100

E-Mail: [email protected]

Internet: www.any-company.de

Any Company • Any Street 21 • 54321 Any Town

Edificio Audi

---


Tensão de rede: 400V (230V / 400V)

Nome do projecto:

Número do

projecto:

Vista geral do sistema

161 x Hanwha Q.Cells GmbH Q.Peak-G3 280 (03/2014) (Gerador fotovoltaico 1)Azimute: -5 °, Inclinação: 30 °, Tipo de montagem: Telhado, Potência de pico: 45,48 kWp

1 x STP 20000TL-30 1 x STP 20000TL-30


Quantidade total de módulos FV: 161

Potência de pico: 45,48 kWp

Número de inversores: 2

Potência nominal CA: 40,00 kW

Potência activa CA: 40,00 kW

Relação de potência activa: 87,9 %

Rendimento energético anual (aprox.)*: 77.458,10 kWh

Factor de utilização da energia: 99,9 %

Performance Ratio (aprox.)*: 86,6 %

Rendimento energético espec. (aprox.)*: 1703 kWh/kWp

Perdas em linha (em % de energia FV): ---

Carga desequilibrada: 0,00 VA

Consumo anual de energia: 250,00 MWh

Autoconsumo: 63.336,09 kWh

Quota de autoconsumo: 81,8 %

Taxa de autonomia (em % do consumo

de energia):

25,3 %

*Importante: os valores de rendimento indicados são valores estimados. Eles são calculados matematicamente. A SMA Solar Technology AG

não assume qualquer responsabilidade pelo valor de rendimento real, que pode divergir dos valores de rendimento aqui indicados. As

diferenças podem dever-se a várias circunstâncias externas, p. ex., sujidade dos módulos fotovoltaicos ou flutuações nos rendimentos dos

módulos fotovoltaicos.

Version: 3.31.0.R

Assinatura

1 / 6

Nome do projecto: Edificio Audi

Número do projecto:








STP 20000TL-30

Potência de pico:





Tensão de rede:



22,32 kWp

79

1

20,44 kW

20,00 kW

400V (230V / 400V)

92 %

1


Tensão FV máx.:


Número de strings:



Tensão FV mín.:

Tensão FV típica:

Tensão CC máx.:







872 V

Entrada A:

3

21

17,80 kWp

548 V

601 V

150 V

1000 V

26,9 A

33 A

664 V

Entrada B:

1

16

4,52 kWp

417 V

458 V

150 V

1000 V

9,0 A

33 A


Version: 3.31.0.R

2 / 6










STP 20000TL-30

Potência de pico:





Tensão de rede:



23,17 kWp

82

1

20,44 kW

20,00 kW

400V (230V / 400V)

88 %

1


Tensão FV máx.:


Número de strings:



Tensão FV mín.:

Tensão FV típica:

Tensão CC máx.:







872 V

Entrada A:

3

21

17,80 kWp

548 V

601 V

150 V

1000 V

26,9 A

33 A

789 V

Entrada B:

1

19

5,37 kWp

495 V

544 V

150 V

1000 V

9,0 A

33 A


Version: 3.31.0.R

3 / 6





Sistema fotovoltaico Monitorização do sistema

Projecto parcial 1

Sistema parcial 1

1 x STP 20000TL-30

Sistema parcial 2

1 x STP 20000TL-30

Version: 3.31.0.R

4 / 6

Autoconsumo




Empresa (dias úteis, das 8 às 18 horas)

250 MWh

Dados sobre o autoconsumo

Consumo de energia por ano:

Empresas com elevado consumo energético durante os dias úteis, das 8 às 18 horas. Exemplos:

escritórios, cantinas, bancos, prestadores de serviços, oficinas, construção civil.

Perfil de carga:

Optimização do autoconsumo

Resultado

Sem optimização do autoconsumo

Os resultados indicados são valores estimados. Eles são calculados matematicamente. A SMA Solar Technology AG não assume qualquer

responsabilidade pelo autoconsumo real, que pode divergir dos valores aqui indicados. O autoconsumo possível é determinado

essencialmente pelo comportamento de consumo individual, que pode divergir do perfil de carga utilizado para o cálculo.

Version: 3.31.0.R

5 / 6

Valores mensais




Diagrama

Tabela

Mês Rendimento energético

[kWh]

Autoconsumo [kWh] Injecção na rede [kWh] Consumo de energia da

rede [kWh]

1 4396 (5,7 %) 3812 585 21633

2 4983 (6,4 %) 4127 856 18190

3 6416 (8,3 %) 5519 898 17608

4 7136 (9,2 %) 5743 1393 13817

5 8114 (10,5 %) 6615 1499 12960

6 8243 (10,6 %) 6568 1675 10426

7 8628 (11,1 %) 6699 1929 11013

8 8408 (10,9 %) 6755 1653 11578

9 7087 (9,1 %) 5543 1544 12088

10 6024 (7,8 %) 4936 1088 16245

11 4305 (5,6 %) 3758 547 20644

12 3717 (4,8 %) 3261 456 20463

Version: 3.31.0.R

6 / 6

Catálogos de Inversores SMA

Economical• Maximum efficiency of 98.3 %• Shade management with

OptiTrac Global Peak• Active temperature management

with OptiCool

Communicative • SMA Webconnect • Sunny Portal communication• Bluetooth® communication• Simple country configuration• Multifunction relay comes standard

Easy-to-Use• Three-phase feed-in• Cable connection without tools• SUNCLIX DC plug-in system• Integrated ESS

(Electronic Solar Switch)• Easy wall mounting

Flexible • DC input voltage of up to 1,000 V• Integrated grid management

functions• Reactive power supply• Module-tailored system design with

Optiflex

SUNNY TRIPOWER 5000TL – 12000TLThe Three-Phase Inverter – Not Only for Your Home... ...but also perfectly suited to the design of the traditional residential PV system up to the higher power outage range. After all, with the addition of the new 10 kVA and 12 kVA versions to the portfolio, the Sunny Tripower product range covers a broad spectrum of applications. Users benefit from numerous tried-and-tested product features. Highly flexible with its proven Optiflex technology and asymmetrical multistring, it delivers maximum yields with a top efficiency rating and OptiTrac Global Peak. In addition to Bluetooth communication, it also comes standard with a direct Sunny Portal connection via SMA Webconnect. Other standard features include integrated grid management functions, reactive power supply and suitability for operation with a 30 mA RCD. In summary, when it comes to system design in the 5 to 12 kW power classes, the Sunny Tripower is the optimum product solution – for applications ranging from use in your own home and larger PV rooftop systems to implementation of smaller-scale PV farms.

NEW – available as 10 kVA and 12 kVA versions

SUNNY TRIPOWER 5000TL – 12000TL

STP 5

000T

L-20

/ STP

600

0TL-2

0 / S

TP 7

000T

L-20

/ STP

800

0TL-2

0 / S

TP 9

000T

L-20

/ STP

100

00TL

-20

/ STP

120

00TL

-20

SUNNY TRIPOWER 5000TL / 6000TL / 7000TL / 8000TL / 9000TL / 10000TL / 12000TL

Technical Data Sunny Tripower 5000TL

Sunny Tripower 6000TL

Input (DC) Max. DC power (@ cos φ = 1) 5100 W 6125 WMax. input voltage 1000 V 1000 VMPP voltage range / rated input voltage 245 V … 800 V/580 V 295 V … 800 V/580 VMin. input voltage / start input voltage 150 V / 188 V 150 V / 188 VMax. input current input A / input B 11 A / 10 A 11 A / 10 AMax. input current per string input A / input B 11 A / 10 A 11 A / 10 ANumber of independent MPP inputs / strings per MPP input 2 / A:2; B:2 2 / A:2; B:2Output (AC) Rated power (@ 230 V, 50 Hz) 5000 W 6000 WMax. AC apparent power 5000 VA 6000 VANominal AC voltage 3 / N / PE; 220 / 380 V

3 / N / PE; 230 / 400 V 3 / N / PE; 240 / 415 V

3 / N / PE; 220 / 380 V 3 / N / PE; 230 / 400 V 3 / N / PE; 240 / 415 V

Nominal AC voltage range 160 … 280 V 160 V … 280 VAC grid frequency / range 50 Hz, 60 Hz / -5 Hz … +5 Hz 50 Hz, 60 Hz / -5 Hz … +5 HzRated power frequency / rated grid voltage 50 Hz / 230 V 50 Hz / 230 VMax. output current 7.3 A 8.7 APower factor at rated power 1 1Adjustable displacement power factor 0.8 overexcited ... 0.8 underexcited 0.8 overexcited ... 0.8 underexcitedFeed-in phases / connection phases 3 / 3 3 / 3EfficiencyMax. efficiency / European efficiency 98 % / 97.1 % 98 % / 97.4 %Protective devicesDC disconnect device ● ●Ground fault monitoring / grid monitoring ● / ● ● / ●DC reverse polarity protection / AC short-circuit current capability / galvanically isolated ● / ● / — ● / ● / —All-pole sensitive residual-current monitoring unit ● ●Protection class (according to IEC 62103)/overvoltage category (according to IEC 60664-1) I / III I / IIIGeneral dataDimensions (W / H / D) 470 / 730 / 240 mm

(18.5 / 28.7 / 9.5 inch)470 / 730 / 240 mm

(18.5 / 28.7 / 9.5 inch)Weight 37 kg (81.6 lb) 37 kg (81.6 lb)Operating temperature range -25 °C … +60 °C (-13 °F … +140 °F) -25 °C … +60 °C (-13 °F … +140 °F)Noise emission (typical) 40 dB(A) 40 dB(A)Self-consumption (at night) 1 W 1 WTopology / cooling concept Transformerless / Opticool Transformerless / OpticoolDegree of protection (according to IEC 60529) IP65 IP65Climatic category (according to IEC 60721-3-4) 4K4H 4K4HMaximum permissible value for relative humidity (non-condensing) 100 % 100 %FeaturesDC connection / AC connection SUNCLIX / spring-cage terminal SUNCLIX / spring-cage terminalDisplay Graphic GraphicInterface: RS485, Bluetooth, Speedwire / Webconnect ○ / ● / ● ○ / ● / ●Multifunction relay / Power Control Module ● / ○ ● / ○Guarantee: 5 / 10 / 15 / 20 / 25 years ● / ○ / ○ / ○ / ○ ● / ○ / ○ / ○ / ○Certificates and permits (more available on request) AS 4777, CE, CEI 0-213, C10/11:2012, DIN EN 62109-1, EN 504381, G59/3,

G83/2, IEC 61727/MEA², IEC 61727/PEA², IEC 62109-2, NEN EN 50438, NRS 097-2-1, PPC, PPDS, RD 661/2007, RD 1699:2011, SI 4777,

UTE C15-712-1, VDE0126-1-1, VDE AR-N 4105, VFR 2013, VFR 2014Type designation STP 5000TL-20 STP 6000TL-20




7175 W 8200 W 9225 W1000 V 1000 V 1000 V

290 V … 800 V / 580 V 330 V … 800 V / 580 V 370 V … 800 V / 580 V150 V / 188 V 150 V / 188 V 150 V / 188 V15 A / 10 A 15 A / 10 A 15 A / 10 A15 A / 10 A 15 A / 10 A 15 A / 10 A2 / A:2; B:2 2 / A:2; B:2 2 / A:2; B:2

7000 W 8000 W 9000 W7000 VA 8000 VA 9000 VA

3 / N / PE; 220 / 380 V 3 / N / PE; 230 / 400 V 3 / N / PE; 240 / 415 V

3 / N / PE; 220 / 380 V 3 / N / PE; 230 / 400 V 3 / N / PE; 240 / 415 V

3 / N / PE; 220 / 380 V 3 / N / PE; 230 / 400 V 3 / N / PE; 240 / 415 V

160 V … 280 V 160 V … 280 V 160 V … 280 V50 Hz, 60 Hz / -5 Hz … +5 Hz 50 Hz, 60 Hz / -5 Hz … +5 Hz 50 Hz, 60 Hz / -5 Hz … +5 Hz

50 Hz / 230 V 50 Hz / 230 V 50 Hz / 230 V10.2 A 11.6 A 13.1 A

1 1 10.8 overexcited ... 0.8 underexcited 0.8 overexcited ... 0.8 underexcited 0.8 overexcited ... 0.8 underexcited

3 / 3 3 / 3 3 / 3

98 % / 97.5 % 98 % / 97.6 % 98 % / 97.6 %

● ● ●● / ● ● / ● ● / ●

● / ● / — ● / ● / — ● / ● / —● ● ●

I / III I / III I / III

470 / 730 / 240 mm (18.5 / 28.7 / 9.5 inch)

470 / 730 / 240 mm (18.5 / 28.7 / 9.5 inch)

470 / 730 / 240 mm (18.5 / 28.7 / 9.5 inch)

37 kg (81.6 lb) 37 kg (81.6 lb) 37 kg (81.6 lb)-25 °C … +60 °C (-13 °F … +140 °F) -25 °C … +60 °C (-13 °F … +140 °F) -25 °C … +60 °C (-13 °F … +140 °F)

40 dB(A) 40 dB(A) 40 dB(A)1 W 1 W 1 W

Transformerless / Opticool Transformerless / Opticool Transformerless / OpticoolIP65 IP65 IP65

4K4H 4K4H 4K4H100 % 100 % 100 %

SUNCLIX / spring-cage terminal SUNCLIX / spring-cage terminal SUNCLIX / spring-cage terminalGraphic Graphic Graphic

○ / ● / ● ○ / ● / ● ○ / ● / ●● / ○ ● / ○ ● / ○

● / ○ / ○ / ○ / ○ ● / ○ / ○ / ○ / ○ ● / ○ / ○ / ○ / ○AS 4777, CE, CEI 0-213, C10/11:2012, DIN EN 62109-1, EN 504381, G59/3,

G83/2, IEC 61727/MEA², IEC 61727/PEA², IEC 62109-2, NEN EN 50438, NRS 097-2-1, PPC, PPDS, RD 661/2007, RD 1699:2011, SI 4777, UTE C15-712-1,

VDE0126-1-1, VDE AR-N 4105, VFR 2013, VFR 2014STP 7000TL-20 STP 8000TL-20 STP 9000TL-20

1 Does not apply to all national appendices of EN 50438 2 Only STP 9000TL-203 Only with external NS protection 4 AS 4777, SI4777 available as of September 1, 20145 Available as of October 2014

● Standard feature ○ Optional feature — Not availableLast updated: August 2014Data at nominal conditions

Accessories

RS485 interface 485BRD-10

Power Controle ModulePWCBRD-10


Sunny Tripower 12000TL 5

10250 W 12275 W1000 V 1000 V

370 V … 800 V / 580 V 440 V … 800 V / 580 V150 V / 188 V 150 V / 188 V18 A / 10 A 18 A / 10 A18 A / 10 A 18 A / 10 A2 / A:2; B:2 2 / A:2; B:2

10000 W 12000 W10000 VA 12000 VA

3 / N / PE; 220 / 380 V3 / N / PE; 230 / 400 V3 / N / PE; 240 / 415 V

3 / N / PE; 220 / 380 V 3 / N / PE; 230 / 400 V 3 / N / PE; 240 / 415 V

160 V … 280 V 160 V … 280 V50 Hz, 60 Hz / -5 Hz … +5 Hz 50 Hz, 60 Hz / -5 Hz … +5 Hz

50 Hz / 230 V 50 Hz / 230 V14.5 A 17.4 A

1 10.8 overexcited ... 0.8 underexcited 0.8 overexcited ... 0.8 underexcited

3 / 3 3 / 3

98 % / 97.6 % 98.3 % / 97.9 %

● ●● / ● ● / ●

● / ● / — ● / ● / —● ●

I / III I / III

470 / 730 / 240 mm(18.5 / 28.7 / 9.5 inches)

470 / 730 / 240 mm (18.5 / 28.7 / 9.5 inch)

37 kg (81.6 lb) 38 kg / 84 lbs-25°C … +60 °C (-13 °F … +140 °F) -25°C … +60 °C (-13 °F … +140 °F)

40 dB(A) 40 dB(A)1 W 1 W

Transformerless / Opticool Transformerless / OpticoolIP65 IP65

4K4H 4K4H100 % 100 %

SUNCLIX / spring-cage terminal SUNCLIX / spring-cage terminalGraphic Graphic

○ / ● / ● ○ / ● / ●● / ○ ● / ○

● / ○ / ○ / ○ / ○ ● / ○ / ○ / ○ / ○AS 47774, CE, CEI 0-213, C10/11:2012, DIN EN 62109-1, EN 504381, G59/3,

G83/2, IEC 61727/MEA², IEC 61727/PEA², IEC 62109-2, NEN EN 50438, NRS 097-2-1, PPC, PPDS, RD 661/2007, RD 1699:2011, SI 47774, UTE C15-712-1,

VDE0126-1-1, VDE AR-N 4105, VFR 2013, VFR 2014STP 10000TL-20 STP 12000TL-20

www.SMA-Solar.com SMA Solar Technology

www.SunnyPortal.comProfessional management, monitoring and presentation of PV plants

STP1

2000

TL-D

EN14

33

SMA

and

Sunn

y Trip

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are

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ssion

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rent

infor

matio

n, se

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.SM

A-So

lar.co

m

www.SMA-Solar.comStatus: August 2014

Efficient• Maximum efficiency of 98.4 %

Flexible • DC input voltage of up to 1,000 V• Multistring capability for optimum

system design

Innovative• Cutting-edge grid management func-

tions with Integrated Plant Control*• Reactive power available 24/7

(QonDemand24/7)*

Safe• DC surge arrester (SPD type II)

can be integrated

SUNNY TRIPOWER 20000TL / 25000TLThe versatile specialist for large-scale commercial plants and solar power plantsThe Sunny Tripower 20000TL/25000TL is the ideal inverter for large-scale commercial and industrial plants. Not only does it deliver extraordinary high yields with an efficiency of 98.4 %, but it also offers enormous design flexibility and compatibility with many PV modules thanks to its multistring capabilities and wide input voltage range. The future is now: the Sunny Tripower 20000TL/25000TL comes with cutting-edge grid management functions such as Integrated Plant Control*, which allows the inverter to regulate reactive power at the point of common coupling. Sepa-rate controllers are no longer needed, lowering system costs. Another new feature—reactive power provision on demand (QonDemand24/7).*

SUNNY TRIPOWER 20000TL / 25000TL

STP

2000

0TL-3

0 / S

TP 2

5000

TL-3

0

*In preparation

Accessories

Technical Data Sunny Tripower 20000TL


Input (DC) Input (DC)Max. DC power (@ cos φ = 1) 20440 W 25550 WMax. input voltage 1000 V 1000 VMPP voltage range / rated input voltage 320 V to 800 V / 600 V 390 V to 800 V / 600 VMin. input voltage / start input voltage 150 V / 188 V 150 V / 188 VMax. input current input A / input B 33 A / 33 A 33 A / 33 ANumber of independent MPP inputs / strings per MPP input 2 / A:3; B:3 2 / A:3; B:3Output (AC) Rated power (@ 230 V, 50 Hz) 20000 W 25000 WMax. AC apparent power 20000 VA 25000 VAAC nominal voltage 3 / N / PE; 220 / 380 V

3 / N / PE; 230 / 400 V 3 / N / PE; 240 / 415 V

3 / N / PE; 220 / 380 V 3 / N / PE; 230 / 400 V 3 / N / PE; 240 / 415 V

Nominal AC voltage range 160 V to 280 V 160 V to 280 VAC grid frequency / range 50 Hz, 60 Hz / -6 Hz to +5 Hz 50 Hz, 60 Hz / -6 Hz to +5 HzRated power frequency / rated grid voltage 50 Hz / 230 V 50 Hz / 230 VMax. output current 29 A 36.2 APower factor at rated power 1 1Adjustable displacement power factor 0 overexcited to 0 underexcited 0 overexcited to 0 underexcitedFeed-in phases / connection phases 3 / 3 3 / 3EfficiencyMax. efficiency / European Efficiency 98.4 % / 98.0 % 98.3 % / 98.1 %Protective devicesDC-side disconnection device ● ●Ground fault monitoring / grid monitoring ● / ● ● / ●DC surge arrester (type II) can be integrated ○ ○DC reverse polarity protection / AC short-circuit current capability / galvanically isolated ● / ● / — ● / ● / —All-pole sensitive residual-current monitoring unit ● ●Protection class (according to IEC 62103) / overvoltage category (according to IEC 60664-1) I / III I / IIIGeneral dataDimensions (W / H / D) 665 / 690 / 265 mm

(26.2 / 27.2 / 10.4 inch)665 / 690 / 265 mm

(26.2 / 27.2 / 10.4 inch)Weight 61 kg (134.48 lb) 61 kg (134.48 lb)Operating temperature range -25 °C to +60 °C (-13 °F to +140 °F) -25 °C to +60 °C (-13 °F to +140 °F)Noise emission (typical) 51 dB(A) 51 dB(A)Self-consumption (at night) 1 W 1 WTopology / cooling concept Transformerless / Opticool Transformerless / OpticoolDegree of protection (as per IEC 60529) IP65 IP65Climatic category (according to IEC 60721-3-4) 4K4H 4K4HMaximum permissible value for relative humidity (non-condensing) 100 % 100 %FeaturesDC connection / AC connection SUNCLIX / spring-cage terminal SUNCLIX / spring-cage terminalDisplay – –Interface: RS485, Speedwire/Webconnect ○ / ● ○ / ●Multifunction relay / Power Control Module ○ / ○ ○ / ○Guarantee: 5 / 10 / 15 / 20 / 25 years ● / ○ / ○ / ○ / ○ ● / ○ / ○ / ○ / ○

Planned certificates and permits (more available on request) AS 4777, BDEW 2008, C10/11, CE, CEI 0-16, CEI 0-21, EN 504381, G59/3, IEC61727, IEC 62109-1/2, NEN EN 50438, NRS 097-2-1,

PPC, RD 1699, RD 661/2007, SI4777, UTE C15-712-1, VDE 0126-1-1, VDE-AR-N 4105, VFR 2014

Type designation STP 20000TL-30 STP 25000TL-30

www.SMA-Solar.com SMA Solar Technology STP2

5000

TL-3

0-DE

N14

38

SMA

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Sunn

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Solar

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RS485 interface DM-485CB-10

DC surge arrester (Type II), inputs A and B DCSPD KIT3-10

Power Controle ModulePWCMOD-10

Multifunction relayMFR01-10

Speedwire/Webconnect interface SWDM-10

1 Does not apply to all national appendices of EN 50438 ● Standard features ○ Optional features — Not available Data at nominal conditionsLast updated: August 2014

Tabela de preços Julho 2015

Empresa EMAT

Registo de atividade financeira (Cash-Flow) do

sistema fotovoltaico de 65 kWp

Metodologia de dimensionamento para instalações ... · conceção deste tipo de centrais, já que...

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