PROJETO ELÉTRICO DE UM EDIFÍCIO DE USO COLETIVO … · televisor ou usamos o chuveiro elétrico,...
136
UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ GILSON LUIS EGGERT PROJETO ELÉTRICO DE UM EDIFÍCIO DE USO COLETIVO COM GERAÇÃO DISTRIBUÍDA CURITIBA 2013
Transcript of PROJETO ELÉTRICO DE UM EDIFÍCIO DE USO COLETIVO … · televisor ou usamos o chuveiro elétrico,...
0
UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ
GILSON LUIS EGGERT
PROJETO ELÉTRICO DE UM EDIFÍCIO DE USO COLETIVO COM
GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
CURITIBA
2013
1
GILSON LUIS EGGERT
PROJETO ELÉTRICO DE UM EDIFÍCIO DE USO COLETIVO COM
GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Trabalho de conclusão de curso
apresentado como requisito parcial à
obtenção do grau de Engenheiro Eletricista,
ao Departamento de Engenharia Elétrica,
Setor de Tecnologia da Universidade
Federal do Paraná.
Orientador: Prof. Eng. Joaquim Antonio
Dalledone Neto
CURITIBA
2013
2
Dedico este trabalho aos meus pais Artur e Helena, por toda a
educação e apoio que me deram, pois sem eles, não teria
consegui chegar ao fim.
À minha irmã Joanice,
Por todo o amor, carinho e força que me trouxeram até aqui.
3
AGRADECIMENTOS
Ao meu Senhor, pela benção da vida e pela proteção.
Ao professor Joaquim Antonio Dalledone Neto, por todo o apoio, confiança e
disponibilidade a mim a prestados, fundamentais para a realização e conclusão
deste trabalho.
Ao professor João Américo Vilela Junior, por todo o apoio e incentivo para a
conclusão deste trabalho.
Ao meu amigo Bruno, pela paciência e colaboração na realização deste
trabalho.
Aos meus amigos João e Franciele pela amizade, apoio, companheirismo,
compreensão e pela colaboração na finalização deste trabalho.
Aos colegas de graduação Paulo, Eugênio, Dalzotto, Daniel, André França,
Ermerson, Ivanderson, Marcel, André Langner, Heitor, Fernando, Willian, pela
amizade e momentos de descontração durante o curso. E a todos os demais
colegas que de alguma forma contribuíram para que eu chegasse aqui hoje.
A amiga Ana Cláudia pela colaboração na obtensão dos dados para realização
deste trabalho. Ao meu chefe Sidnei, pela compreensão e ajuda prestada. E
aos demais colegas do escritório que me apoiaram nestes últimos dias de
finalização do trabalho.
4
Quando acendemos uma lâmpada, ligamos o
televisor ou usamos o chuveiro elétrico,
estamos destruindo um pouco o nosso
planeta e gastando recursos que se esgotam
com o uso.
(VILLALVA & GAZOLI, 2012)
5
RESUMO
A energia elétrica tem fundamental importância na forma de vida atual do homem. Tudo que ele faz está direta ou indiretamente ligado à eletricidade, de forma que é impensável no atual momento da evolução humana a falta dela. Porém, esta necessidade tem consequências ambientais graves, que devem ser levadas em consideração no desenvolvimento de cada novo projeto de uma usina elétrica. Com o objetivo de reduzir os impactos ambientes causados pela geração de energia, fontes limpas como a eólica e a solar vêm sendo estudadas e desenvolvidas. Neste trabalho será apresentado o estado atual de desenvolvimento destas tecnologias e uma das formas de aplicação destas, os sistemas de geração distribuída de pequeno porte. A conclusão dos estudos deste trabalho resultará no projeto de um edifício utilizando este conceito, onde é gerada energia elétrica através de painéis solares e aerogeradores e feita a conexão com a rede da concessionária, sendo que este sistema pode operar fornecendo energia apenas para o edifício onde se encontra instalado ou injetando parte da energia gerada na rede da concessionária.
Palavras-chave: Energia Solar, Energia Eólica, Geração Distribuída, Geração Localizada.
ABSTRACT
The electric power is crucial to the current way of the man’s life. Everything he does is directly or indirectly connected to the electricity, so it is unthinkable in the current moment of human evolution its lack. However, this need for electricity has serious environmental consequences that should be taken into consideration in the development of each new design of a power plant. Aiming to reduce the impacts caused by ambiental energy generation, clean energy source, such as wind and solar, are being studied and developed. In this paper will be presented the current state of development of these technologies, as well as one of the ways they can be used for power generation, small systems of distributed generation. The conclusion of this research will result in a building projected using this concept, where electricity is generated through solar panels and wind turbines and made the connection to the utility grid, and the system can operate only supplying power to the building where is installed or injecting part of the energy generated in the utility grid.
Keywords: Solar Energy, Wind Energy, Distributed Generation, Generation located.
6
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Sistema isolado de energia. Fonte: (FC Solar) ................................. 21 Figura 2: Sistema híbrido. Fonte: (DONAUER) ................................................ 23 Figura 3: Sistema conectado Fonte: (FC Solar) ............................................... 24 Figura 4: Evolução da potência total instalada de SFCRT no Japão. Fonte: (BERTOI, 2012) ................................................................................................ 28 Figura 5: Fachada sul do Edifício Solar XXI ..................................................... 30 Figura 6: Gráfico da produção x consumo no Edifício Solar XXI. Fonte: (JOYCE, 2007) ................................................................................................. 31 Figura 7: Diagrama esquemático do sistema solar fotovoltaico de 2kWp integrado ao prédio do Departamento de Engenharia Mecânica da UFSC. Fonte: (RUTHER, 2004) ................................................................................... 35 Figura 8: Potencial eólico brasileiro. Fonte: (ANEEL, Atlas de Energia Elétrica do Brasil 3ª edição, 2008) ................................................................................ 39 Figura 9: Edifício da OCESC. Fonte: (Pura) ..................................................... 41 Figura 10: Ângulo azimutal. Fonte: (VILLALVA & GAZOLI, 2012) ................... 49 Figura 11: Ângulo de declinação solar. Fonte: (VILLALVA & GAZOLI, 2012) .. 50 Figura 12: Ângulo da altura solar. Fonte: (VILLALVA & GAZOLI, 2012) .......... 51 Figura 13: Ângulo de inclinação do módulo e ângulo de incidência dos raios solares. Fonte: (VILLALVA & GAZOLI, 2012) .................................................. 52 Figura 14: Exemplo de turbinas de sustentação. Fonte: Catálogo de fornecedores. ................................................................................................... 56 Figura 15: Proposta de micro rede CC. Fonte: (LIU, et al.) .............................. 66 Figura 16: Elevação lateral do edifício. Fonte: Projeto Arquitetônico. .............. 68 Figura 17: Divisão das 5 regiões. Fonte: Autor. ............................................... 70 Figura 18: Dependência da irradiação. Fonte (SANYO) .................................. 74 Figura 19: Dependência da temperatura. Fonte (SANYO) ............................... 74 Figura 20: Dependência da irradiação. Fonte (KYOCERA) ............................. 75 Figura 21: Dependência da temperatura. Fonte (KYOCERA) .......................... 75 Figura 22: Curva de Potência do Aerogerador X. Fonte: Catálogo do fornecedor ......................................................................................................................... 78 Figura 23: Curva de Potência do Aerogerador Y. Fonte: Catálogo do fornecedor. ....................................................................................................... 79 Figura 24: Dimensões da região 1.2 ................................................................ 89
7
LISTA DE TABELAS
TABELA 1 - SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A REDE ELÉTRICA NO BRASIL .................................................................................... 33 TABELA 2: POTÊNCIA INSTALADA ENTRE 1997 E 2007 ............................. 37 TABELA 3: RANKING DOS PAÍSES QUE MAIS GERAM ENERGIA EÓLICA 38 TABELA 4: COMPARAÇÃO DA EFICIÊNCIA DAS DIVERSAS TECNOLOGIAS DE CÉLULAS FOTOVOLTAICAS .................................................................... 48 TABELA 5: ÂNGULO DE INSTALAÇÃO DE MÓDULOS SOLARES ............... 53 TABELA 6 - CARACTERÍSTICA TÉCNICA DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ........................................................................................... 73 TABELA 7 - CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE DOIS AEROGERADORES. ......................................................................................................................... 78 TABELA 8 - DISTIRÇÃO HARMÔNICA TOTAL INJETADA NA REDE. .......... 82 TABELA 9 - CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DOS INVERSORES PARA O SISTELA SOLAR ............................................................................................. 83 TABELA 10 - CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DO INVERSOR PARA O SISTELA EÓLICO ............................................................................................ 85 TABELA 11 - POTÊNCIA INSTALADA ............................................................ 96 TABELA 12 - CÁLCULO DA ENERGIA PRODUZIDA NA REGIÃO 1.1 ........... 99 TABELA 13 - CÁLCULO DA ENERGIA PRODUZIDA NA REGIÃO 1.2 ........... 99 TABELA 14 - CÁLCULO DA ENERGIA PRODUZIDA NA REGIÃO 1.3 ......... 100 TABELA 15 - CÁLCULO DA ENERGIA PRODUZIDA NA REGIÃO 2.1 ......... 100 TABELA 16 - CÁLCULO DA ENERGIA PRODUZIDA NA REGIÃO 3.1 ......... 100 TABELA 17 - POTÊNCIA INSTALADA DO CONDOMÍNIO ........................... 102 TABELA 18 - CONSUMO MENSAL DO CONDOMÍNIO ................................ 104 TABEL 19 - FATORES DE DEMANDA PARA ILUMINAÇÃO E TOMADAS DE USO GERAL .................................................................................................. 105 TABELA 20 - FATORES DE DEMANDA PARA TOMADAS DE USO ESPECÍFICO .................................................................................................. 105 TABELA 21 - CUSTO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO ................................. 115 TABELA 22: VALORES CONSIDERADOS PARA ANÁLISE FINANCEIRA .. 116 TABELA 23: ANÁLISE FINACEIRA CONSIDERANDO APENAS CONDOMÍNIO ....................................................................................................................... 116 TABELA 24: ANÁLISE FINACEIRA CONSIDERANDO GERAÇÃO TOTAL .. 116 TABELA 25: NÍVEIS DE TENSÃO CONSIDERADOS PARA CONEXÃO DE MICRO E MINICENTRAIS GERADORAS...................................................... 125 TABELA 26: REQUISITOS MÍNIMOS EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA ................................................................................................... 126
8
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ........................................................................................... 10 1.1 OBJETIVOS ........................................................................................ 12 1.2 METODOLOGIA ................................................................................. 13 1.3 MOTIVAÇÃO ....................................................................................... 13
2. REGULAMENTAÇÃO E GERAÇÃO DISTRIBUIDA ................................ 14 2.1 RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 482/2012 ........................................... 16
2.1.1 Do acesso aos sistemas de distribuição ....................................... 16 2.1.2 Da medição de energia elétrica .................................................... 17 2.1.3 Das responsabilidades por danos ao sistema elétrico .................. 17
2.2 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA ................................................................... 17 2.2.1 Tipos de Sistemas de Geração..................................................... 19 2.2.1.1 Sistemas Isolados ..................................................................... 20 2.2.1.2 Sistemas Híbridos ..................................................................... 21 2.2.1.3 Sistemas Conectados................................................................ 23
3. ESTADO ATUAL DA ARTE ...................................................................... 25 3.1 ENEGIA SOLAR ................................................................................. 25
3.1.1 Experiência Internacional ............................................................. 26 3.1.1.1 Alemanha .................................................................................. 27 3.1.1.2 Japão ......................................................................................... 28 3.1.1.3 Portugal ..................................................................................... 29 3.1.2 Experiência Brasileira ................................................................... 31 3.1.2.1 CHESF ...................................................................................... 33 3.1.2.2 LabSolar .................................................................................... 34
3.2 ENERGIA EÓLICA .............................................................................. 36 3.2.1 Experiência Internacional ............................................................. 37 3.2.2 Experiência Brasileira ................................................................... 38 3.2.2.1 Fernando de Noronha-PE ......................................................... 39 3.2.2.2 Câmara Municipal de São José – SC ........................................ 40 3.2.2.3 Organização das Cooperativas do Estado de Santa Catarina .. 40
4. FONTES ALTERNATIVAS DE ENERGIA ................................................ 42 4.1 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA .................................................. 42
4.1.1 Células e módulos fotovoltaicos ................................................... 42 4.1.1.1 Tecnologias fotovoltaicas .......................................................... 43 4.1.1.1.1 Silício (c-Si) ............................................................................... 43 4.1.1.1.2 Filmes finos ............................................................................... 44 4.1.2 Características de Instalação dos Módulos Fotovoltaicos ............ 48 4.1.2.1 Orientação dos módulos ............................................................ 48 4.1.2.2 Ângulo azimutal ......................................................................... 49 4.1.2.3 Declinação solar ........................................................................ 50 4.1.2.4 Altura solar ................................................................................ 51 4.1.2.5 Ângulo de incidência dos raios solares ..................................... 51 4.1.2.6 Escolha do ângulo de inclinação dos módulos solar ................. 52 4.1.3 Características de Ligação dos Sistemas Fotovoltaicos ............... 53
4.2 ENERGIA EÓLICA .............................................................................. 54 4.2.1 Tecnologias .................................................................................. 55 4.2.1.1 Turbina Eólica ........................................................................... 55 4.2.1.1.1 Turbinas de Arraste ................................................................... 55
9
4.2.1.1.2 Turbinas de Sustentação ........................................................... 56 4.2.1.1.3 Turbina de Eixo Vertical ............................................................ 56 4.2.1.1.4 Turbina de Eixo Horizontal ........................................................ 57 4.2.2 Aerogerador .................................................................................. 58 4.2.3 Fator de Capacidade de um Aerogerador .................................... 60 4.2.4 Características de Instalação dos Aerogeradores ........................ 61
5. SISTEMAS DE MEDIÇÃO E DISTRIBUIÇÃO .......................................... 62 5.1 MEDIÇÃO ........................................................................................... 62
5.1.1 Sistema de Tarifação .................................................................... 62 5.1.1.1 Tarifação feed in ........................................................................ 62 5.1.1.2 Tarifação net metering............................................................... 63
5.2 MICRO REDE CC ............................................................................... 65 6. PROJETO ELÉTRICO ............................................................................... 67
6.1 MEMORIRAL TÉCNICO DESCRITIVO E MEMORIAL DE CÁLCULO 67 6.1.1 Apresentação do Empreendimento .............................................. 67 6.1.2 Formas de concepção .................................................................. 69 6.1.3 Especificação dos Sistemas de Geração e Distribuição ............... 70 6.1.3.1 Geração Fotovoltaica ................................................................ 70 6.1.3.1.1 Especificação dos Módulos Solares .......................................... 71 6.1.3.2 Geração Eólica .......................................................................... 76 6.1.3.2.1 Especificação dos Aerogeradores ............................................. 76 6.1.3.3 Especificação dos Inversores para o Sistema Fotovoltaico ....... 79 6.1.3.4 Especificação dos Inversores para o Sistema Eólico ................ 83 6.1.4 Dimensionamento dos Sistemas de Geração ............................... 85 6.1.4.1 Região 1.1 ................................................................................. 86 6.1.4.2 Região 1.2 ................................................................................. 89 6.1.4.3 Região 1.3 ................................................................................. 91 6.1.4.4 Região 2.1 ................................................................................. 93 6.1.4.5 Região 3.1 ................................................................................. 94 6.1.4.6 Potência Total Instalada ............................................................ 95 6.1.5 Cálculo da Energia Produzida ...................................................... 96 6.1.6 Cálculo da Demanda .................................................................. 101 6.1.6.1 Demanda do Condomínio ........................................................ 101 6.1.6.2 Demanda dos Apartamentos ................................................... 104 6.1.6.3 Demanda do Edifício ............................................................... 106 6.1.7 Distribuição de Energia ............................................................... 107 6.1.7.1 Entrada de Energia ................................................................. 108 6.1.7.2 Centro de Medição .................................................................. 109 6.1.7.3 Quadros de Distribuição Local (QDL) ...................................... 110 6.1.7.4 Prumada .................................................................................. 110 6.1.7.4.1 Cálculo dos Condutores .......................................................... 110 6.1.7.5 Quadro de Interligação (QI) ..................................................... 112 6.1.7.6 Quadro de Proteção CA (QPCA) ............................................. 112 6.1.7.7 Desenhos ................................................................................ 113
7. RESULTADOS ENCONTRADOS ........................................................... 114 7.1 ANÁLISE TÉCNICA .............................................................................. 114 7.2 ANÁLISE FINANCEIRA ........................................................................ 115 CONCLUSÃO ................................................................................................ 118 REFERÊNCIAS .............................................................................................. 120 APÊNDICE ..................................................................................................... 122
10
I. INTERLIGAÇÃO COM A REDE ........................................................... 122 II. NORMA TÉCNICA DA CONCESSIONÁRIA ........................................ 127
11
1. INTRODUÇÃO
Apesar do longo tempo de existência da raça humana, grande parte da
tecnologia hoje utilizada foi desenvolvida no século XX, impulsionada pela
descoberta e domínio da energia elétrica, sem a qual, a forma que os homens
vivem atualmente não seria possível.
A geração de energia elétrica possibilitou ao homem o desenvolvimento
de suas tecnologias e com elas obteve conforto, segurança, diminuiu as
distâncias entre povos promovendo o intercâmbio cultural. Todavia, para toda
ação existe uma reação, que neste caso, veio em forma de problemas
ambientais. Considerando que grande parte das fontes utilizadas para geração
de energia elétrica é provida de combustíveis fósseis, a poluição gerada na
produção de energia tem sido um ponto preocupante nos últimos anos, sendo
motivo de várias discussões, congressos, seminários, fóruns entre outros
envolvendo os profissionais da área.
A discussão entorno do assunto apontou um dilema, para a continuidade
da forma de viver do homem com contínuo desenvolvimento e crescimento, é
de fundamental importância o aumento da produção de energia, porém esse
aumento pode acarretar consequências desastrosas para o meio ambiente. Em
busca da solução deste dilema a sociedade científica trabalha no
desenvolvimento de tecnologias para geração de energia com baixo ou
nenhum impacto ambiental, usando para tal, fontes limpas e alternativas como
a energia solar e a eólica.
O Brasil, com alguns anos de atraso em relação aos países da Europa e
Estados Unidos, vendo buscando ampliar as fontes de sua matriz energética,
sendo um importante passo dado nesta direção, a Resolução Normativa Nº 482
publicada pela ANEEL em 17 de Abril de 2012, que estabelece as condições
gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas
de distribuição de energia elétrica.
No início do século XX, com o começo da geração de energia em grande
escala, os sistemas de geração eram em sua grande maioria concebidos de
12
forma distribuída, ou seja, a geração era dividida em sistemas com porte médio
e localizadas próximos aos centros de consumo. Com o aumento da demanda
e o desenvolvimento das tecnologias de geração de energia, os sistemas
distribuídos deixaram de ser usados e em seu lugar adotaram-se os sistemas
centralizados, onde se tem uma fonte de geração com grande capacidade
localizada em regiões afastadas dos centros de consumo. Estes sistemas
apresentam consideráveis perdas de energia nas linhas de transmissão. Com a
aplicação da micro e minigeração localizadas, os geradores são instalados nos
pontos de consumo, minimizando desta forma as perdas com transmissão.
As tecnologias mais evoluídas e que tem sido amplamente utilizadas em
países desenvolvidos são a solar e a eólica. A solar faz a transformação direta
da luz do sol em energia elétrica utilizando painéis solares, os mais utilizados
são de silício monocristalino e policristalino além de filmes finos. Já a eólica
transforma a energia cinética do vento em energia mecânica através de uma
turbina e em seguida transforma-a em energia elétrica utilizando geradores
elétricos que podem ser síncronos ou assíncronos, em corrente alternada ou
contínua, onde cada qual apresenta vantagens e desvantagens, sendo
necessária uma minuciosa pesquisa para decidir qual a melhor tecnologia para
uma dada aplicação.
1.1 OBJETIVOS
O objetivo deste trabalho de conclusão de curso é desenvolver o projeto
elétrico de um edifício de uso coletivo dotado de geração localizada por fontes
alternativas de energia solar e eólica. Pretende-se estudar as tecnologias na
área de geração localizada, fontes alternativas de energia aplicáveis a edifícios
e medição eletrônica, aplicando-as ao projeto.
O objetivo final do trabalho é ter um projeto elétrico que faça a
integração da geração de energia através dos painéis solares e geradores
eólicos a medição de energia e os equipamentos de consumo localizados nos
apartamentos e áreas comuns do edifício.
13
1.2 METODOLOGIA
O trabalho foi divido em 2 etapas: estudos/pesquisas e desenvolvimento
do projeto. Na primeira etapa será realizado um estudo do estado atual da arte,
onde será possível conhecer o que já existe na área de estudo em questão.
Serão também realizados estudos das regras e normativas da Agência
Nacional de Energia Elétrica - ANEEL para geração localizada e
comercialização de energia por consumidores e forma de medição da energia
gerada e consumida, além do estudo sobre as tecnologias existentes de
painéis solares e geradores eólicos.
Na segunda etapa serão estudadas as formas de conexão com a rede e
os equipamentos para esta conexão, conversores e equipamentos de proteção.
Nesta etapa será desenvolvido o projeto elétrico, as especificações técnicas, os
memoriais descritivos e memorial de cálculo.
1.3 MOTIVAÇÃO
A grande dependência que o homem tem da energia elétrica e a relação
que a geração desta tem com o meio ambiente, motivam a busca por fontes de
energia menos poluentes, porém no Brasil os sistemas que utilizam estas
fontes integradas às construções ainda tem pequeno percentual na geração
total de energia. Desta forma uma das principais motivações deste trabalho é a
difusão dos sistemas de geração distribuída de pequeno porte.
Sendo ainda que por se tratar de um campo relativamente novo no país,
o seu conhecimento e domínio podem abrir oportunidades para o autor do
projeto.
14
2. REGULAMENTAÇÃO E GERAÇÃO DISTRIBUIDA
A geração de energia elétrica no Brasil teve seu início no final do século
XIX, quando era composta por pequenas empresas privadas nacionais e
empresas de governos municipais. A produção de energia elétrica começou a
aumentar consideravelmente no início do século XX com a chegada de
empresas de capital estrangeiro. Desta forma o governo começou a criar as
regulamentações que nesta época visavam os interesses privados do capital
estrangeiro. Os primeiros passos dados pelo governo para a regulação do setor
foram através da criação da Lei nº 1.145, de 31 de dezembro de 1903, e do
Decreto 5.704, que tinham como intuito a regulamentação da concessão dos
serviços de eletricidade (GASTALDO, 2009).
Mesmo com a criação da Lei e do Decreto supracitados o governo não
tinha controle sobre a geração, transmissão e distribuição - GTD da energia
elétrica no país. Em 10 de Julho de 1934 foi promulgado o Código das Águas,
via Decreto 24.643 que regulamentava a utilização e propriedade das águas.
Desta forma o estado passou a legislar e conceder concessões de serviços na
área de GTD.
Em 18 de Maio de 1939, através do Decreto-lei nº 1.285 foi criado o
Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica – CNAEE, que teve como
função a revisão dos contratos e concessões existentes. Nesta época o país
passava por um período de crescimento de demando elétrica, porém o governo
não tinha condições financeiras e tecnológicas de investir no setor, sendo este
dominando por empresas estrangeiras privadas. O grande problema
encontrava-se na região centro-oeste, nos estados de São Paulo e Rio de
Janeiro, onde as oscilações, quedas de tensão e interrupções no fornecimento
eram constantes. Visando superar os obstáculos de demanda nesta região, em
1957 o governo cria a empresa federal Central Elétrica de Furnas, que tem
início de operação em 1963 justamente em um período de estiagem.
Com o passar dos anos e a ampliação do setor elétrico a estrutura
organizacional de planejamento do setor sofreu algumas alterações, abaixo
15
citadas, que possibilitaram ao governo constituir-se o principal financiador e
executor do setor.
Em 1962 constituiu-se a Eletrobrás, vinculada esta ao Ministério de
Minas e Energia – MME. Tinha a função de planejar e coordenar o setor
elétrico, além de exercer a função de administradora financeira, antes exercida
pelo Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico – BNDES.
Em 1965 a Divisão de Águas e Energia passou a ser o Departamento de
Águas e Energia – DNAE. Tornando-se o Departamento de Águas e Energia
Elétrica em 1967
A partir da década de 70 o cenário econômico mundial começou a sofrer
recesso com os choques do petróleo em 1973 e 1979, contribuindo com a
elevação das taxas de juros no mercado mundial. Em meio a recessão o
governo brasileiro já não dispunha de recursos para continuar a financiar o
crescimento do setor, uma vez que a dívida externa entrara em crise e o fluxo
de financiamento externo diminuiu. Desta forma a solução encontrada foi a
redução do controle do estado, para tal ação a primeira medida a ser tomada
era a separação das atividades do setor transformando-as em áreas de
negócios independentes, conforme segue:
Geração;
Transmissão;
Distribuição.
Em 1995, através das Leis 8.987 e 9.074, introduziram-se modificações no
mercado de energia impondo-se a necessidade de licitações, opção de
grandes consumidores escolherem seus fornecedores de energia,
determinação do acesso livre aos sistemas de transmissão e distribuição e a
criação do produtor independente de energia elétrica.
Em 26 de Dezembro do ano seguinte, através da Lei nº 9.427, foi criada
a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, que “disciplina o regime das
concessões de serviços públicos de energia elétrica e da outras providências”
(Informações Técnicas - Legislação). Desde sua criação a ANEEL tem tomado
medidas que visam o aperfeiçoamento do setor elétrico brasileiro.
16
Recentemente com o advento da geração de energia elétrica através de formas
alternativas de geração, a ANEEL tem demonstrado grande esforço no que diz
respeito à regulamentação da geração distribuída localizada por pequenos
produtores independentes. Neste sentido, em 17 de Abril de 2012, foi publicada
a Resolução Normativa nº 482/2012 que, segundo (BRASIL & ANEEL,
RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 482, DE 17 DE ABRIL DE 2012, 2012, p. 1),
“Estabelece as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração
distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, o sistema de
compensação de energia elétrica, e dá outras providências.”.
2.1 RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 482/2012
A resolução normativa nº 482/2012 é de fundamental importância para a
realização deste trabalho, já que estabelece as condições para o acesso de
microgeração ao sistema de distribuição das concessionárias de energia.
Conforme Art. 2º da citada resolução define-se:
I - microgeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 100 kW e que utilize fontes com base em energia hidráulica, solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras; (BRASIL & ANEEL, RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 482, DE 17 DE ABRIL DE 2012, 2012, p. 1).
2.1.1 Do acesso aos sistemas de distribuição
Conforme Art. 3º:
As distribuidoras deverão adequar seus sistemas comerciais e elaborar ou revisar normas técnicas para tratar do acesso de microgeração e minigeração distribuída, utilizando como referência os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, as normas técnicas brasileiras e, de forma complementar, as normas internacionais. (BRASIL & ANEEL, RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 482, DE 17 DE ABRIL DE 2012, 2012, p. 2)
17
2.1.2 Da medição de energia elétrica
Conforme Art. 8º: “Os custos referentes à adequação do sistema de
medição, necessário para implantar o sistema de compensação de energia
elétrica, são de responsabilidade do interessado.” (BRASIL & ANEEL,
RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 482, DE 17 DE ABRIL DE 2012, 2012) e Art. 9º:
“Após a adequação do sistema de medição, a distribuidora será responsável
pela sua operação e manutenção, incluindo os custos de eventual substituição
ou adequação.”
2.1.3 Das responsabilidades por danos ao sistema elétrico
Art. 11:
Aplica-se o estabelecido no caput e no inciso II do art. 164 da Resolução Normativa nº 414 de 9 de setembro de 2010, no caso de dano ao sistema elétrico de distribuição comprovadamente ocasionado por microgeração ou minigeração distribuída incentivada. (BRASIL & ANEEL, RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 482, DE 17 DE ABRIL DE 2012, 2012, p. 3)
Art. 12: “Aplica-se o estabelecido no art. 170 da Resolução Normativa nº
414, de 2010, no caso de o consumidor gerar energia elétrica na sua unidade
consumidora sem observar as normas e padrões da distribuidora local.”
(BRASIL & ANEEL, RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 482, DE 17 DE ABRIL DE
2012, 2012).
2.2 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Como o presente trabalho visa o projeto de uma instalação com geração
de energia própria, faz-se necessária a definição do conceito de geração
distribuída – GD.
18
A geração e consumo da energia elétrica teve seu início no final do
século XIX, onde duas vertentes de pensamento foram inicialmente colocadas
em prática: o sistema alemão com geração em Corrente Alternada – CA e o
sistema americano com geração em Corrente Contínua – CC. Este último
desenvolvido por Thomas A. Edison em 1882 na cidade de Nova York,
baseado na ideia da geração próxima ao centro de consumo com pequena
distância percorrida entre o gerador e a carga. Este sistema fornecia energia
para as lâmpadas incandescentes de cerca de 59 clientes, distribuídos em
aproximadamente 1km². Pode-se dizer que este é o conceito básico da GD, ou
seja, a geração localizada próxima ao centro de consumo.
No início do século XX, era comum verificar no centro de algumas
cidades americanas (principalmente Nova York), a fumaça gerada pelas
centrais térmicas de geração de energia, dado que toda a geração de energia
elétrica era feita de forma distribuída e próxima a carga. Praticamente todo
quarteirão possuía uma fonte de geração. Com o desenvolvimento e
aperfeiçoamento do transformador elétrico, a utilização da CC foi perdendo
espaço já que a geração em grande escala centralizada e transmissão ao
ponto de consumo em CA apresentavam perdas consideravelmente menores.
Desta forma o sistema CC deixou de ser utilizado e o sistema CA passou a
figurar em toda a geração mundial de energia.
No Brasil o sistema elétrico é baseado na geração hidráulica, que
apresenta vantagens como o alto fator de rendimento e pouca geração de
poluentes, todavia existem desvantagens e uma delas é a necessidade de
grandes áreas de alagamento para construção dos reservatórios. Até os anos
80 o sistema brasileiro era basicamente formado por centrais hidráulicas
centralizadas, localizadas distantes dos centros de consumo, quando então
começou a ser inserida a ideia de GD com pequenas centrais geradoras.
Existe grande divergência entre os autores sobre a definição do conceito
de GD, principalmente no que diz respeito a potência gerada. Uma das
definições aceita diz que GD é uma fonte de geração conectada diretamente ao
consumidor ou a rede de distribuição, não sendo necessária a estipulação da
potência instalada. Para outros autores GD é a geração de modo centralizado
19
não planejado, sem despacho centralizado, não havendo desta forma um órgão
que controle as ações. É possível destacar alguns autores:
GD é uma planta de 20 MW ou menos, situada no centro de carga ou próxima a ele, ou situada ao lado do consumidor, e que produz energia elétrica. São quatro as tecnologias apropriadas para a GD: turbina de combustão, motores recíprocos, células combustíveis e módulos fotovoltaicos (TURKSON & WOHLGEMUTH, 2001)
GD indica um sistema isolado ou um sistema integrado de geração de energia elétrica em plantas modulares pequenas – na faixa de poucos kW até os 100 MW – seja de concessionárias, consumidores ou terceiros (PRESTON & RASTLER, 1996 apud ACKERMAN et AL., 1999).
Geração Distribuída (GD) é uma expressão usada para designar a geração elétrica realizada junto ou próxima do(s) consumidor(es) independente da potência, tecnologia e fonte de energia. As tecnologias de GD têm evoluído para incluir potências cada vez menores (O que é 'Geração Distribuida'?).
No caso brasileiro a GD foi definida e regulamentada através do Decreto
nº 5.163, de 30 de Julho de 2004:
Art. 14. Para os fins deste Decreto, considera-se geração distribuída a produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos de agentes concessionários, permissionários ou autorizados, incluindo aqueles tratados pelo art. 8º da Lei nº 9.074, de 1995, conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto aquela proveniente de empreendimento:
I - hidrelétrico com capacidade instalada superior a 30 MW; e
II - termelétrico, inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento, conforme regulação da ANEEL, a ser estabelecida até dezembro de 2004 (BRASIL, DECRETO Nº 5.163, DE 30 DE JULHO DE 2004, 2004, p. 6).
2.2.1 Tipos de sistemas de geração
Com a descoberta e o desenvolvimento de novas fontes de geração de
energia e com a crescente necessidade da inserção de fontes renováveis,
abriu-se mercado para uma nova forma de geração, comercialização e
consumo de energia. No Brasil há um grande potencial de geração através de
energia solar, eólica e biomassa, ainda pouco explorados, mas com
considerável crescimento nos últimos anos.
20
A geração de energia através destas fontes pode ser dividida
basicamente em três sistemas: sistemas isolados, sistemas híbridos e sistemas
conectados. A seguir são apresentados os três sistemas.
2.2.1.1 Sistemas isolados
Consideram-se sistemas isolados aqueles que não possuem conexão
com a rede elétrica de uma concessionária, sendo que toda a energia é
produzida por uma única forma de geração e consumida no mesmo local.
Assumindo que a geração se dará através da energia solar ou dos ventos,
estes sistemas necessitam de elementos armazenadores de energia, já que
não se pode garantir a geração 24 horas por dia devido ao fato de a mesma ser
dependente das condições climáticas momentâneas.
Os sistemas podem ser dimensionados para atender demandas que vão
desde a simples iluminação residencial até sistemas que permitam a utilização
de equipamentos eletrônicos e eletrodomésticos entre outros. Além de
domicílios, estes sistemas podem eletrificar torres de telecomunicações, faróis,
boias náuticas, estações meteorológicas, empresas, hospitais, etc.
Os sistemas isolados não necessariamente devem atender a apenas um
consumidor, pode-se conectar vários consumidores formando uma pequena
rede desconecta da rede da concessionária. Os sistemas isolados têm grande
utilidade em áreas distantes dos centros urbanos ou ilhas, por exemplo, onde
as concessionárias não disponibilizam rede de distribuição devido ao elevado
custo de implementação das mesmas.
No Brasil, os sistemas isolados respondem pelo fornecimento de energia
a algumas regiões dos Estados do Acre, Amazonas, Pará, Rondônia, Roraima,
Amapá e Mato Grosso, bem como à ilha de Fernando de Noronha. Depois da
interligação de Manaus e Macapá ao Sistema Interligado Nacional, a
participação destes sistemas na carga do país ficou restrita a menos de 1%. A
geração nestes sistemas é predominantemente térmica a base de óleo.
21
A Figura 1 mostra um exemplo de sistema isolado, onde a geração de
energia é através de painéis solares e o consumo é todo local.
Figura 1: Sistema isolado de energia. Fonte: (FC Solar)
2.2.1.2 Sistemas híbridos
Historicamente a geração e consumo de energia elétrica se dá através
da geração em grandes usinas afastadas dos centros de carga ou centros
consumidores. Este sistema é amplamente utilizado em todo o mundo e
apresenta grandes vantagens técnicas e econômicas para grandes potências.
Todavia, existem localidades remotas isoladas com baixo consumo de energia,
onde o fornecimento por uma rede convencional de distribuição conectada com
os demais pontos de consumo não existe, devido às dificuldades de acesso e o
elevado custo para a implantação de subestações, circuitos de transmissão e
distribuição. Para atender a este tipo de consumidor a alternativa mais usual
até o presente momento é a utilização de sistemas híbridos.
Diferentemente dos sistemas isolados, os sistemas híbridos utilizam
mais de uma fonte primária para a geração de energia elétrica, isto por que
estes sistemas alimentam vários consumidores conectados, fazendo com que a
22
demanda seja relativamente alta. Com a utilização de várias fontes de energia,
consegue-se uma confiabilidade razoável para o sistema. Comumente estes
sistemas utilizam geradores a diesel e fontes renováveis como: módulos
fotovoltaicos, geradores eólicos, gás natural e biomassa.
Os sistemas híbridos são constituídos normalmente pelos seguintes
equipamentos:
Módulos fotovoltaicos, aerogeradores e pequenas turbinas hidráulicas;
Grupo gerador a diesel ou gás natural;
Sistemas para armazenamento de energia, normalmente formado por
bancos de baterias;
Inversores de tensão, retificadores e reguladores de carga;
O Brasil apresenta alguns sistemas isolados instalados principalmente na
região amazônica, os quais alimentam geralmente de 10 a 100 unidades
consumidoras. Estes sistemas são em sua maioria formados por geradores a
diesel e apresentam condições precárias de funcionamento, com pouca
duração de fornecimento diário que vão de 4 a 12 horas por dia, interrupções
frequentes além de alto custo inerente ao sistema diesel-elétrico. Estes
sistemas apresentam problemas com a logística de transporte e
armazenamento do diesel, além de necessitarem de frequente manutenção das
máquinas mecânicas.
Uma das opções para aumentar a qualidade do fornecimento nestas
regiões isoladas, é o sistema híbrido, que por utilizarem várias fontes de
energia tem menos dependência do fornecimento de diesel, apresentando
desta forma maior confiabilidade. Estes sistemas apresentam maior
confiabilidade de operação, e maior qualidade de fornecimento, haja vista que
quando há a impossibilidade de geração por uma fonte, as demais continuam
operando, desta forma o sistema conta com poucas interrupções.
A Figura 2 mostra um exemplo de sistema híbrido com geração eólica,
solar, diesel e hidráulica.
23
Figura 2: Sistema híbrido. Fonte: (DONAUER)
2.2.1.3 Sistemas conectados
Sistemas conectados são aqueles que apresentam geração de energia
no local do consumo e operam em paralelismo com a rede da concessionária.
Diferentemente dos sistemas híbridos, o sistema conectado é utilizado em
locais já atendidos por energia elétrica.
O objetivo destes sistemas é gerar energia para o consumo local,
podendo desta forma, reduzir ou eliminar o consumo da rede pública ou até
mesmo fornecer o excedente para a rede.
Estes sistemas apresentam grandes benefícios técnicos e econômicos,
já que por estarem conectados à rede não necessitam de elementos
armazenadores de energia, sendo que quando a geração é maior que o
consumo este excesso de energia é injetado na rede, do contrário, quando o
consumo é maior que a geração, este déficit é retirado da rede. Desta forma,
24
estes sistemas apresentam alta confiabilidade de operação e qualidade de
funcionamento.
O presente trabalho pretende utilizar esta topologia de sistema para o
desenvolvimento do projeto elétrico de um edifício com geração através das
fontes de energia solar e eólica. A Figura 3 apresenta o esquema de um
sistema conectado.
Figura 3: Sistema conectado Fonte: (FC Solar)
25
3. ESTADO ATUAL DA ARTE
Desde o seu surgimento o homem evoluiu através de suas habilidades e
conhecimentos. Percorreu-se um longo caminho desde a descoberta do fogo
até a inteligência artificial, fato é que o homem desenvolveu suas tecnologias
nos últimos 150 anos, de uma forma que não havia feito até então em seus
estimados 2 milhões anos de existência. Um dos principais fatores para esta
evolução foi sem dúvida a descoberta e domínio da energia elétrica, que é a
forma de energia conhecia mais flexível.
Nos últimos anos a demanda de energia elétrica tem aumentado de
forma acentuada, segundo (VILLALVA & GAZOLI, 2012) “em 1980, o mundo
consumia cerca de 7.000 TWh (...) de eletricidade. Segundo previsões da
Agência Internacional de Energia (IEA), esse número vai subir para quase
30.000 TWh em 2030.” Este aumento da demanda preocupa tendo em vista
que, para gerar esta quantidade de energia, seriam necessárias 230 usinas
hidrelétricas iguais a de Itaipu ou 1.000 usinas nucleares iguais a de
Fukushima , no Japão. As consequências causadas por estas formas de
geração, a indisponibilidade de rios suficientes para a construção de tantas
usinas hidrelétricas deste porte e as demais formas de geração usadas em
grande escala até o momento aumentam tal preocupação. Sendo que para um
crescimento sustentável, a geração através de fontes alternativas e limpas
como a solar e eólica tem importância fundamental para a composição da base
de geração de energia.
3.1 ENEGIA SOLAR
Uma das formas de geração de energia solar é através da conversão
direta da luz do sol em energia elétrica pelo efeito fotovoltaico. Estes sistemas
utilizam painéis solares que captam a luz do sol e a transformam em corrente
elétrica, que é coletada e processada por dispositivos eletrônicos, podendo ser
26
armazenada ou utilizada diretamente em sistemas isolados ou conectados à
rede. A seguir serão apresentados alguns exemplos de sistemas já
implantados e em operação que utilizam a energia solar para geração de
eletricidade.
3.1.1 Experiência internacional
No mundo existem diversos sistemas fotovoltaicos conectados à rede e
distribuídos nos mais diversos países que investem nesta tecnologia. As
primeiras experiências com geração fotovoltaica seguiam o conceito de
grandes centrais geradoras, capazes de produzir e despachar grandes pacotes
de energia. Esta forma de se pensar os sistemas fotovoltaicos era uma
decorrência da maneira tradicional de se planejar a expansão do setor elétrico.
Buscava-se, desta forma, fontes de energia com grandes ganhos de escala
(OLIVEIRA, 2002). Seguindo esta concepção de projeto foram concebidos os
primeiros sistemas conectados a rede:
Hispéria – USA; 1982 com 1,1MWp;
Saijo – Japão; 1985 com 1,2MWp;
Carrisa – USA; 1985 com 5,2MWp;
Seco – USA; 1984/86 com 2MWp;
Vasto – Itália; 1993 com 1MWp
Serre – Itália; 1994 com 3,3MWp;
Toledo – Espanha; com 1MWp;
Com estes sistemas em funcionamento, constatou-se que não há ganho de
escala significativo em instalações de grandes centrais fotovoltaicas. Chegou-
se à conclusão que para a diminuição do custo do kWh, gerado por painéis
solares, não é necessária a instalação de grandes centrais, mas sim
desenvolver a tecnologia de fabricação das placas e aumentar o mercado,
sendo que para isto basta instalar um grande número de pequenos sistemas,
gerando eletricidade com um sistema de GD outrora aqui apresentado.
27
3.1.1.1 Alemanha
A Alemanha é hoje um dos países que mais incentiva a geração através
de fontes renováveis, foi um dos precursores em geração fotovoltaica ao lançar
o programa “1000 telhados fotovoltaicos” e possui hoje o maior mercado de
sistemas fotovoltaicos conectados à rede – SFCR, com 24,7 MW instalados até
2011 (BERTOI, 2012).
O primeiro programa alemão foi o já citado “1000 telhados fotovoltaicos”
que teve início no ano de 1990 e instalou mais de 2200 SFCR, cada instalação
com potência entre 1kWp e 5kWp integrados ao telhado de edificações
residenciais e comerciais. O principal objetivo deste programa era mostrar a
viabilidade técnica da GD e desenvolver o mercado fotovoltaico. O governo
subsidiava até 70% do investimento de instalação com a meta de atingir
capacidade de geração instalada de 4MWp. Mesmo com o fim do programa em
1994, o setor continuou a crescer de 4 a 12MW anualmente.
No ano de 2000, foi aprovado o código das fontes renováveis de energia
Erneuerbare Energien Gesetz – EEG, que garante que toda a energia elétrica
gerada por fontes renováveis, seja comprada pelas concessionárias por um
período de 20 anos após a instalação.
Em 1999 foi lançado o programa “100 mil telhados fotovoltaicos”, que
previa a instalação de sistemas de até 1kWp financiados pelo banco estatal
alemão KfW. O financiamento cobria 35% do valor da instalação e podia ser
pago em 10 parcelas anuais, sem a incidência de juros e sem resíduos no final.
Com o aumento do número de sistemas instalados e a potência
instalada, o governo começou a modificar os programas de bonificação e
empréstimos para financiamento das instalações gradativamente, de janeiro de
2009 a janeiro de 2012 o valor da tarifa prêmio sofreu corte de
aproximadamente 50%. Em maio de 2012 o parlamento encaminhou ao
governo uma proposta para acabar com a tarifa prêmio aos SFCR, o governo
rejeitou a proposta, mas indicou a possibilidade de reduzir a compra de 100%
para 80% da energia gerada por SFCR.
28
3.1.1.2 Japão
O Japão tem importância fundamental no desenvolvimento dos SFCR,
com uma geração de energia baseada em usinas nucleares, a participação dos
SFCR teve expressivo crescimento nos últimos anos com o acréscimo de
1.296MWp atingiu a marca de 4700MWp de capacidade instalada e figura entre
os três principais mercados mundiais de sistemas fotovoltaicos.
No Japão o crescimento da indústria de sistemas fotovoltaicos ocorreu
devido ao maciço uso dos sistemas em residências, onde se encontra 85,4%
da potência total instalada, ou seja, aproximadamente 974.250 kW.
A Figura 4 mostra a evolução dos SFCR no Japão entre os anos de
1992 a 2011.
Figura 4: Evolução da potência total instalada de SFCRT no Japão. Fonte: (BERTOI, 2012)
O governo japonês lançou em 2008 uma proposta para a redução da
emissão de carbono e estipulou entre outras medidas, uma meta para a
instalação de 28GW de potência em SFCR até o ano de 2020. Os principais
incentivos desta proposta são o subsídio ao investimento inicial e a
remuneração a energia injetada na rede.
29
Desde 2009 as concessionárias de energia são obrigadas a comprar a
energia gerada por unidades com potência até 500kW por um período de 10
anos.
3.1.1.3 Portugal
Portugal é um dos países com as políticas de incentivo a microgeração e
regulamento de conexão ao sistema elétrico mais bem definido. Em 2010 o
governo aprovou o ENE2020 – Estratégia Nacional para Energia 2020 que
entre outros objetivos, estipula reduzir em 25% a importação de energia com a
geração através de fontes renováveis e destaca ainda a importância de
incentivar a geração descentralizada em baixa tensão.
Além de Portugal ter uma das políticas mais bem desenvolvidas em se
tratando de geração de energia através de fontes renováveis, é também lá, que
está situado um dos projetos que melhor representam este conceito: o Edifício
Solar XXI, construído entre 2004 e 2005 e inaugurado em 2006.
O Edifício Solar XXI tem uma área construída total de 1.500m² divididos
em três pavimentos, um dos quais semienterrado. É um edifício com funções
de serviços (salas e gabinetes) e laboratórios. O objetivo principal do projeto é
que o edifico apresente boas condições térmicas às solicitações climáticas de
Lisboa, diminuindo assim as cargas térmicas. Para tal o projeto contempla a
aplicação de sistemas solares passivos (aquecimento e arrefecimento) e ativos
(fotovoltaicos e térmicos), que garantem o conforto térmico, mesmo sem a
utilização de sistemas de ar condicionado, minimizando desta forma o consumo
de energia.
O projeto do Edifício Solar XXI foi concebido com quatro pontos
principais:
Otimização térmica, reduzindo o consumo energético para aquecimento,
arrefecimento e iluminação;
30
Integração de painéis fotovoltaicos nas fachadas para geração de
energia elétrica;
Integração de coletores térmicos solares para aquecimento do edifício;
Sistema de arrefecimento do ar pelo solo, com utilidade no verão.
A Figura 5 mostra a fachada sul do Edifício Solar XXI onde se podem
visualizar os coletores térmicos instalados sobre o teto e os painéis solares
instalados na parede.
Figura 5: Fachada sul do Edifício Solar XXI
O projeto conta com dois conjuntos de painéis solares instalados
independentemente, um dos conjuntos instalado na fachada sul do edifício e o
outro instalado no parque de estacionamento.
O primeiro conjunto é formado por 76 módulos fotovoltaicos de silício
multicristalino, que ocupam uma área de 96m² e totalizam uma potência de
12kWp. O segundo conjunto é composto por 100 módulos fotovoltaicos de
silício amorfo, que ocupam uma área de 95m² e totalizam 6kWp de potência
instalada. Segundo (JOYCE, 2007) entre Fevereiro de 2006 e Março de 2007 a
31
média anual do consumo diário do edifício foi de 70,8kWh/dia, sendo que a
produção média diária através dos PV – painéis fotovoltaicos foram:
Fachada sul: 29,7kWh/dia;
Parque de estacionamento: 22,4kWh/dia.
Totalizando 52,1kWh/dia, ou seja, aproximadamente 74% da energia
consumida no edifício. A geração de energia através de PV permitiram evitar
que cerca de 13,3ton. de sejam lançados na atmosfera. Na Figura 6 é
possível ver um gráfico comparativo entre a produção de energia através dos
PV e o consumo do edifício.
Figura 6: Gráfico da produção x consumo no Edifício Solar XXI. Fonte: (JOYCE, 2007)
3.1.2 Experiência brasileira
Semelhante a maioria dos países, o início da utilização de tecnologias
fotovoltaicos no Brasil se deu através do uso para energização rural. Porém os
países da Europa, evoluíram e hoje possuem diversos sistemas instalados nas
áreas urbanas, enquanto no Brasil a energia solar ainda é empregada
32
principalmente no meio rural em pequenos sistemas isolados ou autônomos,
em localidades não atendidas por rede elétrica devido a distância e elevado
custo da instalação de sistemas de distribuição.
Em 2003 com o programa “Luz para todos”, criado pelo governo federal,
muitas residências brasileiras, antes não atendidas por eletricidade, passaram
a ser atendias por sistemas fotovoltaicos autônomos.
Estes sistemas são uma importante forma de geração de energia para
locais isolados, mas o grande potencial do uso da energia solar é para
sistemas conectados na rede elétrica de baixa e média tensão. No Brasil ainda
não são significativos em comparação a potência total gerada pelas demais
fontes, mas este cenário tende a mudar gradativamente, principalmente depois
da publicação da resolução normativa 482 de 17 de Abril de 2012 pela ANEEL.
Outra importante passo para a geração através da energia solar foi o projeto da
ANEEL em parceria com concessionárias de todo o Brasil, “Arranjos Técnicos e
Comerciais para a Inserção da Geração Solar Fotovoltaica na Matriz
Energética Brasileira” lançado em 2011. Segundo (VILLALVA & GAZOLI, 2012)
com este projeto pretende-se criar usinas de energia fotovoltaicas
experimentais com uma potência instalada de 25MW.
A TABELA 1 a seguir apresenta alguns dos SFCR no Brasil, em seguida
tem-se uma breve explicação com as principais características de cada
sistema.
33
TABELA 1 - SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A REDE ELÉTRICA NO BRASIL
SISTEMA LOCAL DA INSTALAÇÃO
ANO DA INSTALAÇÃO
POTÊNCIA
1 CHESF Recife - PE 1995 11kWp 2 LabSolar Florianópolis - SC 1997 2kWp 3 LSF – IEE/USP São Paulo - SP 1998 0,75KWp 4 LabSolar Florianópolis - SC 2000 1,1kWp 5 LSF – IEE/USP São Paulo - SP 2001 6,3kWp 6 CELESC Florianópolis - SC 2003 1,4kWp 7 CELESC Lajes - SC 2003 1,4kWp 8 CELESC Tubarão - SC 2003 1,4kWp 9 Grupo FAE-UFPR Restaurante Lampião - PE 2007 1,5kWp
10 Tractebel Florianópolis - SC 2009 2kWp
FONTE: O autor (2012)
3.1.2.1 CHESF
O sistema hoje instalado na CHESF – Companhia Hidroelétrica do São
Francisco em Recife – PE, inicialmente foi instalado em Natal – RN em 1986
onde permaneceu até 1991. Em 1995 o sistema foi reinstalado na sede da
CHESF onde permanece até hoje.
Este sistema com potência nominal de 11kWp, é formado por 12
arranjos fotovoltaicos dos quais 11 tem uma potência total de 10kWp. Eles
estão ligados em paralelo e conectados à rede tendo sua conexão feita através
de um inversor com comutação pela rede da marca AEG®. Possui 48 módulos
policristalinos ligados em série que compõem cada arranjo fornecendo desta
forma uma tensão de saída de 380Vca. O último arranjo tem uma potência de
1kWp, formado por módulos de silício monocristalino, e está conectado
diretamente na rede por um inversor da marca Varitec.
Este sistema faz parte do projeto Fernando de Noronha que, através de
uma parceria entre Brasil e Alemanha, tinha o objetivo de estudar a
implantação de um sistema híbrido formado por Eólico – Solar – Diesel e
baterias.
34
3.1.2.2 LabSolar
O LabSolar, localizado no bloco A do Departamento de Engenharia
Mecânica da Universidade Federal de Santa Catarina – UFSC, no ano de 1997,
com o apoio financeiro da fundação Alexander Von Humboldt, instalou o
primeiro SFRC integrado a uma edificação urbana no Brasil.
Segundo (RUTHER, 2004) este sistema foi projetado com capacidade
de produção para atender, em regime anual, à demanda de uma família de
quatro pessoas em uma residência típica brasileira. O sistema, que gera por
ano em média 2,6MWh de energia elétrica, tem uma potência instalada de
2078Wp que são divididos em 68 módulos solares de vidro em moldura de
60x100cm² cada um. Dos 68 módulos, 54 são opacos e 14 semitransparentes,
juntos ocupam uma área total de 40,8m². O projeto tem ainda um sistema de
aquisição de dados dedicado, com sensores de irradiação solar e temperatura
(ambiente e dos módulos), além do sistema inversor CC/CA para conexão na
rede.
O sistema foi divido em quatro subsistemas, com potência aproximada
de 500Wp cada, todos os módulos estão ligados em paralelo a inversores de
alto rendimento com eficiência aproximada de 93%, estes inversores são
comutados pela rede e tem potência nominal de 650W. Os inversores operam
em PWM (pulse width modulation) com processamento através de
microprocessadores e rastreamento do ponto de máximo potência – PMP dos
módulos solares, este sistema de rastreamento desconecta os módulos
automaticamente à noite para evitar perdas em stand by. A divisão do sistema
em quatro subsistemas teve como objetivo a redução da possibilidade de falha
total do sistema devido à falha no inversor, que é tipicamente o componente
mais suscetível a falha do SFCR.
A conexão do sistema é feita em uma das fases do barramento trifásico
que alimenta o prédio. O sistema de tarifação net metering está autorizado pela
concessionária elétrica que atende o estado (CELESC – Centrais Elétricas de
35
Santa Catarina). A Figura 7 mostra uma representação esquemática das
instalações do sistema fotovoltaico de 2kWp do LabSolar.
Figura 7: Diagrama esquemático do sistema solar fotovoltaico de 2kWp integrado ao prédio do
Departamento de Engenharia Mecânica da UFSC. Fonte: (RUTHER, 2004)
O sistema fotovoltaico do LabSolar foi ampliado no ano de 2000, quando
foi instalado no mesmo campus no prédio do Centro de Convivência um
sistema com potência de 1,15kWp, dividida em 18 módulos de silício amorfo.
Este sistema está subdivido em dois conjuntos um com 10 e outro com 8
módulos.
Já em 2003 o LabSolar instalou mais um SFCR integrado à parte da
cobertura do edifício do Centro de Eventos, este sistema tem uma potência de
10kWp e é o sistema com a maior potência instalada no campus da UFSC em
Florianópolis.
O LabSolar tem ainda um sistema instalado em parceria com a
CELESC, no formato do programa P&D ANEEL/CELESC, este sistema é
composto por módulos fotovoltaicos flexíveis sobre superfície curva. O último
sistema do LabSolar é proveniente de um acordo de cooperação técnica com o
Centro de Pesquisas da Petrobrás (CENPES), envolvendo projetos na área de
energia solar fotovoltaica, e visa o estudo da aplicação das tecnologias
36
fotovoltaicas de filmes finos na cobertura do Prédio Frontal do CENPES, no Rio
de Janeiro, tendo tem uma potência de 44,4kWp.
3.2 ENERGIA EÓLICA
Assim como a energia solar, a energia eólica tem fundamental papel no
crescimento da produção de energia limpa e renovável. Inicialmente pode-se
achar que esta é uma forma de energia recente, porém, se dermos uma breve
olhada para o passado, veremos que a energia eólica é ha bastante tempo
conhecida e utilizada. As fontes mais confiáveis dizem que os primeiros
moinhos de vento surgiram na Pérsia por volta de 200 a.C., utilizados para
bombeamento de água e moagem de grãos. Não se sabe ao certo a data de
início, o certo é que há séculos os chineses utilizam moinhos de vento na
drenagem dos campos de arroz.
O desenvolvimento das modernas turbinas eólicas se deu na Dinamarca
em 1891 com o professor Poul La Cour, que construiu o protótipo de uma
turbina eólica para realizar seus experimentos. O protótipo era composto por
um gerador CC acoplado a uma turbina eólica. Em 1908, áreas rurais da
Dinamarca já eram alimentas com energia elétrica através de turbinas eólicas.
Esta tecnologia foi amplamente utilizada em regiões rurais dos Estados Unidos
e da Rússia, até o momento em que a eletrificação rural através dos sistemas
de transmissão e distribuição passou a ter menor custo do que os
aerogeradores.
Cerca de 30 anos depois de caírem em desuso os aerogeradores ou
geradores eólicos, voltam a figurar entre as formas de geração de energia
elétrica, desta vez impulsionados pela necessidade de geração de energia
através de fontes limpas e renováveis. Sendo em grandes parques eólicos ou
através de pequenos geradores distribuídos, a energia eólica tem grande
importância no futuro do fornecimento de energia elétrica.
37
A seguir serão apresentados alguns projetos de unidades de geração de
energia elétrica através da energia eólica.
3.2.1 Experiência internacional
Alguns países da Europa possuem legislações favoráveis à utilização de
fontes de energia renováveis além de incentivar através de subsídios e compra
da energia produzidas por estas fontes, o que tem levado estes países a um
grande desenvolvimento dessas tecnologias. Os Estados Unidos apesar de
não ter tantos incentivos como Alemanha, Itália e Portugal, também figuram
entre os países com grande desenvolvimento nesta área.
Segundo (ANEEL, Atlas de energia elétrica do Brasil, 2005) a primeira
turbina eólica comercial conectada à rede elétrica pública foi instalada na
Dinamarca em 1976. Atualmente estima-se que existam mais de 30 mil
turbinas eólicas instaladas no mundo. A Associação Européia de Energia
Eólica estabeleceu como meta em 1991 a instalação de 4GW de energia eólica
até o ano de 2000 e 11,5 GW até 2005, porém estas metas foram cumpridas
bem antes do esperado, sendo aumentada para 40GW até o ano de 2010. A
TABELA 2 mostra o crescimento da potência instalada no mundo entre os anos
de 1997 e 2007.
TABELA 2 - POTÊNCIA INSTALADA ENTRE 1997 E 2007
ANO POTÊNCIA INSTALADA
[MW] CRESCIMENTO [%]
1997 7.475 - 1998 9.663 29,3 1999 13.696 41,7 2000 18.039 31,7 2001 24.320 34,8 2002 31.164 28,1 2003 39.290 26,1 2004 47.693 21,4 2005 59.033 23,8 2006 74.153 25,6 2007 93.849 26,6
Crescimento total 86.374 1255,505
FONTE: (ANEEL, Atlas de Energia Elétrica do Brasil 3ª edição, 2008)
38
Durante muitos anos os Estados Unidos foram os maiores produtores de
energia elétrica através da força dos ventos, atualmente, este cenário tem
mudado e segundo o Relatório de 2011 da Global Wind Energy, a China já
ultrapassou a produção dos Estados Unidos com grande vantagem. A TABELA
3 mostra o ranking dos países que mais geram energia elétrica com fontes
eólicas.
TABELA 3 - RANKING DOS PAÍSES QUE MAIS GERAM ENERGIA EÓLICA
POSIÇÃO PAÍS CAPACIDADE DE GERAÇÃO (GW)
1º China 62,7
2º Estados Unidos 46,9
3º Alemanha 29
4º Espanha 21,6
5º Índia 16
6º França 6,8
7º Itália 6,7
8º Reino Unido 6,5
FONTE: (ANEEL, Atlas de Energia Elétrica do Brasil 3ª edição, 2008)
3.2.2 Experiência Brasileira
O Brasil tem grande potencial para ampliação de sua capacidade de
geração de energia elétrica através da força dos ventos, haja vista que é um
país favorecido em termos de ventos. A presença de ventos no Brasil é duas
vezes superior à média mundial, com volatilidade (que é a oscilação da
velocidade do vento) de 5%, o que garante uma maior previsibilidade ao
volume de energia a ser produzido. Outra vantagem brasileira na utilização da
energia eólica, é que como a base da matriz energética brasileira é hídrica e a
velocidade dos ventos costuma ser maior em períodos de estiagem, as usinas
eólicas podem ser utilizadas de forma a complementar a geração das usinas
hidráulicas, preservando desta forma a água dos reservatórios em períodos de
estiagem (ANEEL, Atlas de Energia Elétrica do Brasil 3ª edição, 2008). A
39
Figura 8 mostra o mapa do potencial eólico brasileiro, pode-se verificar que o
maior potencial encontra-se na região Nordeste principalmente no litoral.
Figura 8: Potencial eólico brasileiro. Fonte: (ANEEL, Atlas de Energia Elétrica do Brasil 3ª
edição, 2008)
A exemplo do que ocorre no restante do mundo, a maior parte dos
projetos de geração eólica brasileiros está concentrado em parques de médio a
grande porte, normalmente instalados em regiões distantes dos centros
consumidores, gerando perdas e gastos com sistema de transmissão. Como já
mencionado, este projeto tem por objetivo a instalação das fontes geradoras no
local de consumo. Porém, devido ao fato, de se encontrar poucos sistemas
com estas características, faz-se necessário estudar sistemas maiores com
funcionamento semelhante.
3.2.2.1 Fernando de Noronha-PE
A primeira turbina eólica de grande porte do Brasil foi instalada no
Arquipélago de Fernando de Noronha, no estado de Pernambuco, em junho de
40
1992. O projeto foi realizado pelo Grupo de Energia Eólica da Universidade
Federal de Pernambuco através de um financiamento do instituto de pesquisas
dinamarquês Folkecenter em parceria com a Companhia Energética de
Pernambuco – CELPE. Este sistema era composto por um gerador síncrono de
75 kW, o rotor tem 17m de diâmetro e a torre 23 m de altura. Inicialmente o
sistema supria 10% da demanda de energia na ilha, o que proporcionava uma
economia anual de 70.000 litros de óleo diesel.
No ano de 2000 foi instalada a segunda turbina, que entrou em operação
em 2001, juntas as turbinas suprem cerca de 25% da energia consumida na
ilha. Com a instalação da segunda turbina este passou a ser o maior sistema
híbrido eólico-diesel brasileiro.
3.2.2.2 Câmara Municipal de São José – SC
A Câmara Municipal de São José, município localizado na grande
Florianópolis, é um dos primeiros órgãos públicos a utilizar um sistema de
geração localizada através de um gerador eólico.
O sistema é composto por um aerogerador de modelo Skystrea, com
capacidade instalada de 2,5kW. O aerogerador está instalado em uma torre de
12m e o rotor tem aproximadamente 4m de diâmetro.
3.2.2.3 Organização das Cooperativas do Estado de Santa
Catarina
Outro empreendimento que utiliza a geração eólica, também localizado
em Santa Catarina, é a sede da Organização das Cooperativas do Estado de
Santa Catarina. O edifício comercial está situado na capital do estado,
Florianópolis.
41
Este sistema opera em sincronismo com a rede local da concessionária,
o sistema é composto por um aerogerador com potência de 2,4kW e está
instalado na cobertura do edifício, conforme mostra Figura 9.
Figura 9: Edifício da OCESC. Fonte: (Pura)
42
4. FONTES ALTERNATIVAS DE ENERGIA
O crescente aumento da demanda de energia elétrica no mundo,
juntamente com a necessidade de reduzir a utilização de combustíveis fósseis,
tem feito aumentar a utilização de fontes alternativas de energia que não
poluem ou tem a poluição minimizada como, por exemplo, a biomossa, onde o
próprio plantio da vegetação absorve o lançado na atmosfera. Mas, sem
dúvida, dentre estas tecnologias duas vem se destacando no mercado mundial,
a energia solar e eólica. Nos capítulos seguintes serão apresentadas estas
duas fontes de energia e as tecnologias disponíveis até o momento.
4.1 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA
A energia solar é utilizada pelo homem basicamente de duas formas,
através dos sistemas solares térmicos que são utilizados para gerar calor ou
produzir energia elétrica a partir da energia térmica, e os sistemas solares
fotovoltaicos que são utilizados para gerar energia elétrica diretamente através
da conversão da luz solar em energia elétrica pelo efeito fotovoltaico. Os
sistemas fotovoltaicos tem a capacidade de transformar a luz do sol em
corrente elétrica, que é coletada e processada por dispositivos eletrônicos, e
pode ser utilizada ligada diretamente na rede ou armazenada em baterias.
4.1.1 Células e módulos fotovoltaicos
As células fotovoltaicas funcionam através do fenômeno físico de
mesmo nome, que faz a conversão direta da luz do sol em eletricidade.
Segundo (VILLALVA & GAZOLI, 2012) este fenômeno ocorre em uma célula
composta de materiais semicondutores com propriedades específicas quando
incidida por luz ou radiação eletromagnética do sol.
43
4.1.1.1 Tecnologias fotovoltaicas
As tecnologias fotovoltaicas evoluíram consideravelmente desde sua
primeira observação em 1839 por Edmond Becquerel, o qual verificou que
placas metálicas de prata ou platina, mergulhadas em um eletrólito, produziam
tensão quando expostas a luz. Hoje existem inúmeras tecnologias disponíveis
para a fabricação de painéis solares. Considerando as aplicações terrestres,
diversos semicondutores são utilizados para a produção destas células e,
dentre eles segundo (RUTHER, 2004) destacam-se o silício cristalino (c-Si); o
silício amorfo hidrogenado (a-Si:H ou a-Si); o telureto de cádmio (CdTe) e os
compostos relacionados ao disseleneto de cobre (gálio) e o índio ( ou
CIS e ou GICS). Dentre estas tecnologias algumas utilizam
elementos considerados altamente tóxicos como o Cd, Se e Te, e outras
utilizam elementos muito raros como o Te, Se, Ga, Ln e Cd, sendo que isso se
mostrou um obstáculo ao uso intenso dessas tecnologias. Em contra partida o
silício, utilizado em grande parte das tecnologias, é o segundo elemento mais
abundante na superfície da terra, correspondendo segundo (RUTHER, 2004) a
mais de 25% da crosta terrestre, e sendo 100 vezes menos tóxico do que os
demais elementos apresentados acima.
4.1.1.1.1 Silício (c-Si)
A tecnologia mais utilizada na fabricação de painéis solares é a do
silício, fazendo uso de lâminas cristalinas com espessura entre 300 e 400μm
consideradas relativamente espessas. Este é um dos limitantes quanto a
redução do custo de produção desta tecnologia. A fabricação de módulos com
silício esta dividida em duas tecnologias:
I) Monocristalino
O silício monocristalino é produzido aquecendo em altas
temperaturas blocos de silício ultrapuro, no chamado processo de
44
formação de cristal, pelo método de Czochralski. Este processo
produz um lingote de silício monocristalino constituído de uma
estrutura única cristalina com organização molecular homogênea.
Estes lingotes são cortados em fatias e submetidos ao processo
químico no qual recebem as impurezas, conhecido como
dopagem do silício, estas impurezas formam as camadas P e N.
Finalmente estas fatias já dopadas, recebem película metálica em
uma das faces e na outra, que vai receber a luz, uma camada de
material antirreflexível.
As tecnologias mais tradicionais utilizam esta técnica,
representando em 2002 cerca de 80% da produção, já que
alcançaram eficiência entre 15 a 18%. A grande desvantagem
desta tecnologia está no custo de produção, sendo que as
possibilidades de redução já estão praticamente esgotadas.
II) Policristalino ou multicristalino
A técnica utilizada para a produção do silício policristalino é
semelhante a produção do monocristalino, porém, neste, o lingote
é formado por um aglomerado de pequenos cristais, de diferentes
tamanhos e orientação não homogênea, da mesma forma este
lingote é serrado e posteriormente dopado para se transformar
em uma célula fotovoltaica. Este processo é mais barato do que o
da produção do silício monocristalino, porém a eficiência é menor
e situa-se entre 13 e 15%.
4.1.1.1.2 Filmes finos
A tecnologia dos filmes finos é bem mais recente do que a do silício
cristalino. Esta tecnologia trabalha com temperaturas de produção entre 200 e
500 °C, bem inferior a tecnologia do silício que trabalha com uma temperatura
aproximada de 1500°C. Diferentemente da tecnologia do silício, os filmes finos
não são produzidos através de fatias de lingotes, estes dispositivos são
produzidos através da deposição de finas camadas de matérias sobre a base.
45
A deposição do material pode ser feita através de vaporização, ou outro
método, permitindo que seja feita em pequena quantidade sobre a base. Esta
tecnologia evita ainda o desperdício de material com o corte do lingote.
Considerando-se que esta tecnologia utiliza menos material, não tem
desperdício com corte e trabalha com temperaturas inferiores a tecnologia de
filmes finos é a que apresenta um dos menores custos de fabricação, além de
permitir uma maior automatização do processo de fabricação, já que tem uma
complexidade reduzida.
Os dispositivos de filmes finos apresentam inúmeras vantagens em
relação aos dispositivos de silício cristalino:
Podem ser fabricados em qualquer dimensão, não havendo
necessidade de conexão de células para formação de módulos,
uma vez que a célula pode ser fabricada do tamanho do módulo;
Menos sensíveis ao efeito de sombreamento, já que os módulos
são formados por uma única célula, o sombreamento de parte
desta célula afeta pouco a produção de energia;
Melhor aproveitamento da luz solar em baixos níveis de radiação
e com radiação difusa;
Coeficiente de temperatura mais favorável, ou seja, se comparado
a outras tecnologias, a diminuição da produção de energia com o
aumento da temperatura é menor;
Apesar de apresentar grandes vantagens a tecnologia de filmes finos
também tem algumas desvantagens quando comparadas a outras tecnologias:
Apresentam baixa eficiência, necessitando de áreas maiores para
produzir a mesma quantidade de energia que outras tecnologias;
Sofrem degradação de maneira mais acelerada, principalmente
quando os módulos não são apropriadamente aterrados.
A tecnologia de filmes finos utiliza várias outras tecnologias atualmente
disponíveis, são elas: silício amorfo (aSi), silício microcristalino (μSi), tulereto
de cádmio (CdTe) e os CIGS (cobre-índio-gálio-selênio). Apesar de o CdTe e o
CIGS serem as tecnologias mais eficientes, dentre os filmes finos, ainda estão
46
em fase de desenvolvimento e tem pequena presença no mercado. A seguir
será explicada melhor cada tecnologia.
III) Silício amorfo (a-Si)
O a-Si foi a primeira tecnologia em filmes finos a ser
inventada, por volta da década de 70, e era vista como a única
tecnologia de filmes finos comercialmente viável nos anos 80.
Apresenta como vantagem o processo de fabricação a
plasma, que possibilita a deposição do material em substratos de
baixo custo como, por exemplo, vidro, aço inox e até mesmo
alguns plásticos. Graças a esta tecnologia hoje existem no
mercado células solares quase inquebráveis, leves,
semitransparentes ou com superfícies curvas. Devido a sua
maleabilidade e aparência estética agradável o a-Si vem sendo
aplicado em projetos arquitetônicos em substituição de matérias
de cobertura de telhados e fachadas em instalações integradas
ao ambiente construído. Além disso, as perdas de rendimento
com o aumento da temperatura de operação também é reduzido
em comparação ao silício cristalino.
A principal desvantagem é a baixa eficiência, que reduz
nos primeiros 6 a 12 meses de utilização, devido a degradação
induzida pela luz, estabilizando entre 8 a 12%.
IV) Silício microcristalino
A tecnologia do silício microcristalino ainda esta em fase de
aperfeiçoamento, mas tem se mostrado uma tecnologia
promissora pra o futuro, já que reúne as vantagens do silício
cristalino e dos filmes finos, isto graças ao processo de fabricação
que é separado em duas partes. Uma das etapas ocorre com
temperaturas elevadas, entre 900 e 1000°C, constituindo na
deposição de filmes de silício de elevada qualidade em um
substrato barato, criando desta forma estruturas microcristalinas
semelhantes ao silício policristalino. A segunda parte consiste na
produção de películas de silício com estruturas microcristalinas de
grãos muito finos, este processo acontece a baixas temperaturas,
47
entre 200 e 500°C o que possibilita a utilização de materiais mais
baratos como vidro, metal ou plástico.
Esta tecnologia tem uma eficiência estável de até 8,5% e
pode ser produzida em escala, com elevado nível de automação e
pouco desperdício de material, além de utilizar menos energia em
sua fabricação.
V) Células híbridas
As células híbridas são produzidas através da combinação de
célula cristalina convencional com célula de filme fino, e
posteriormente acrescida de uma camada fina de silício sem
impurezas.
Consome pouca energia para sua fabricação, além de usar pouco
material. É notável pela maior produção de energia em elevadas
temperaturas e não apresentar degradação de eficiência pela
exposição a luz solar.
VI) CdTe
Juntamente com as células CIGs, o CdTe são as células mais
eficientes dos filmes finos. Porém as células de CdTe ainda não
são produzidas em larga escala. A principal dificuldade esta na
toxidade do cádmio (Cd) e o telúrio ser um material raro.
As empresas que trabalham com o desenvolvimento destas
células tem buscado entrar no mercado com aplicações
arquitetônicas, devido ao seu aspecto atraente. Assim como o a-
Si, estas células têm baixos custos de produção, além disso,
apresenta uma maior eficiência de conversão de energia quando
comparado ao a-si.
VII) CIGS e CIS
Assim como as células de CdTe as células com base no
disseleneto de cobre e índio (CIS) e as com base no disseleneto
de cobre, gálio e índio (CIGS), tem um aspecto arquitetônico
atraente, entretanto também apresentam problemas com a
toxidade de alguns materiais.
Dentro da família dos filmes finos as células de CIGS apresentam
o melhor rendimento fotovoltaico segundo (RUTHER, 2004).
48
A TABELA 4 a seguir apresenta um comparativo da eficiência das
diversas tecnologias fotovoltaicas.
TABELA 4 - COMPARAÇÃO DA EFICIÊNCIA DAS DIVERSAS TECNOLOGIAS DE CÉLULAS
FOTOVOLTAICAS
Material da célula fotovoltaica
Eficiência da célula em laboratório
Eficiência da célula em comercial
Eficiência dos módulos comerciais
Silício monocristalino 24,7% 18% 14% Silício policristalino 19,8% 15% 13%
Silício cristalino e filme fino 19,2% 9,5% 7,9% Silício amorfo 13% 10,5% 7,5%
Silício micromorfo 12% 10,7% 9,1% Célula híbrida 20,1% 17,3% 15,2%
CIS, CIGS 18,8% 14% 10% Tulereto de cádmio 16,4% 10% 9%
Fonte: (VILLALVA & GAZOLI, 2012)
4.1.2 Características de Instalação dos Módulos Fotovoltaicos
Os módulos fotovoltaicos são equipamentos que tem seu desempenho
fortemente ligado à irradiação solar, sendo que para se obter um melhor
desempenho é necessário tomar alguns cuidados e seguir alguns
procedimentos quando da instalação dos mesmos. A seguir serão
apresentadas as condições de instalação e cálculos para se maximizar a
geração de energia com módulos fotovoltaicos.
4.1.2.1 Orientação dos módulos
Os raios solares são ondas eletromagnéticas que, antes de atingirem a
atmosfera terrestre, são paralelas entre si. Quando atingem a atmosfera parte
das ondas são desviadas em todas as direções pelo efeito da difusão, e esta
parte da radiação solar é de difícil captação pelos módulos solares. A outra
parte dos raios solares atinge diretamente a superfície da terra e é esta a
parcela considerada na geração de energia. Porém a inclinação de incidência
49
varia conforme a posição da Terra e do Sol no espaço e ao longo dos dias e
meses do ano.
4.1.2.2 Ângulo azimutal
A incidência dos raios solares na terra forma um ângulo que quando
comparado com o norte geográfico é chamado de azimutal, mudando com o
passar do dia em função da trajetória do sol, ou seja, um observador localizado
no hemisfério sul olhando para o Norte, observará o Sol com ângulos variáveis
ao longo do dia. Sendo que ao meio dia solar o ângulo azimutal será nulo ou
zero estando o Sol exatamente em sua frente. Para observadores no
hemisfério norte, o ângulo azimutal é tomado em relação ao sul geográfico. A
Figura 10 mostra a relação entre o Norte geográfico e o ângulo azimutal.
Figura 10: Ângulo azimutal. Fonte: (VILLALVA & GAZOLI, 2012)
Para a correta instalação do módulo fotovoltaico deve-se levar em
consideração o movimento do sol. Se um módulo for instalado com sua face
voltada para o Leste, receberá raios solares apenas no período da manha, de
maneira análoga se instalado com sua face voltada para o Oeste, receberá os
raios solares apenas no período da tarde, gerando desta forma energia em
apenas uma parte do dia. Assim conclui-se que a melhor forma é instalar o
módulo com sua face captora voltada para o norte geográfico, resultando em
50
um melhor aproveitamento da luz solar, pois há raios incidindo nos módulos
durante todo o dia.
Para encontrar o norte geográfico pode-se utilizar uma bússola, pois a
agulha da mesma sempre fica alinhada no sentido das linhas de campo
magnético da Terra, porém para descobrir a direção do norte geográfico deve-
se utilizar um mapa ou uma tabela com os ângulos de correção, estes ângulos
variam com a localização geográfica.
4.1.2.3 Declinação solar
Devido a inclinação do eixo de rotação da Terra os raios solares que
incidem diretamente na superfície formão um ângulo δ com relação ao plano
do Equador, conhecido como declinação solar. Este ângulo varia durante o ano
conforme a posição do Sol.
Nos solstícios este ângulo de declinação é máximo, já nos equinócios
este ângulo é zero, ou seja, os raios solares incidem paralelamente ao plano do
equador. A Figura 11 mostra o ângulo δ de declinação solar, onde se observa
que o ângulo é máximo nos solstícios (início do Inverno e Verão) e zero nos
equinócios (início do Outono e da Primavera).
Figura 11: Ângulo de declinação solar. Fonte: (VILLALVA & GAZOLI, 2012)
51
4.1.2.4 Altura solar
A trajetória do Sol varia ao longo do ano, sendo que o Sol nasce e se
põe em diferentes pontos do céu, isso ocorre devido ao ângulo de declinação
solar. Essa variação da trajetória do Sol faz com que o mesmo tenha diferentes
alturas no céu, sendo que no verão a altura do Sol é maior, o que significa que
os raios incidem na terra com um ângulo azimutal menor e percorrem uma
massa de ar reduzida. Já no inverno ocorre o oposto.
O ângulo que a trajetória do Sol faz com o plano horizontal é chamado
de ângulo da altura solar . Este ângulo depende também da posição
geográfica, sendo que quanto mais próximo a linha do equador maior a altura
solar, o oposto ocorre quando aproxima-se dos pólos. A Figura 12 mostra o
ângulo de altura solar, bem como o ângulo azimutal e o ângulo zenital.
Figura 12: Ângulo da altura solar. Fonte: (VILLALVA & GAZOLI, 2012)
4.1.2.5 Ângulo de incidência dos raios solares
Como visto anteriormente, a forma como os raios solares incidem na
superfície do módulo varia com vários fatores. O ângulo β de incidência dos
raios solares sobre a superfície é definido em relação à reta perpendicular à
52
superfície do módulo. Este ângulo varia com a variação do ângulo . Tem-se o
melhor aproveitamento quando o ângulo β é zero, ou seja, a incidência dos
raios é perpendicular ao módulo. A Figura 13 mostra os ângulos de inclinação
do módulo e incidência dos raios solares no módulo.
Figura 13: Ângulo de inclinação do módulo e ângulo de incidência dos raios solares. Fonte:
(VILLALVA & GAZOLI, 2012)
4.1.2.6 Escolha do ângulo de inclinação dos módulos solar
Existem vários tipos de sistemas fotovoltaicos, alguns deles apresentam
mecanismos que variam a inclinação do módulo conforme o ângulo de
incidência dos raios solares, porém estes sistemas tem um custo relativamente
alto, além de necessitarem de manutenção com mais frequência. Sendo em
sua grande maioria justificados em aplicações de grande porte, com volume de
energia gerada elevada.
A maioria dos sistemas instalados no entorno construído tem pequena
capacidade de geração e, como no caso brasileiro, a energia gerada não pode
ser vendida apenas utilizada como créditos, os sistemas com ângulo de
instalação fixo apresentam o melhor custo benefício. Todavia para se obter o
melhor rendimento é fundamental que os módulos sejam instalados com
ângulos α adequados.
Como vimos anteriormente o ângulo de incidência dos raios solares
varia ao longo do ano, não sendo possível achar um ângulo para instalação do
53
módulo com o qual a produção de energia seja máxima durante todo o ano,
mas é possível encontrar um ângulo que propicie a maior média de produção
anual.
Ainda não se tem um consenso geral sobre qual o melhor ângulo para
instalação dos módulos, porém a prática comum entre os profissionais da área
é seguir a recomendação dos fabricantes de módulos, que leva em
consideração a latitude geográfica do local onde o módulo será instalado. É
importante ressaltar que não se aconselha a instalação com ângulos menores
que 10º para evitar o acúmulo de poeira sobre o módulo. A TABELA 5 indica
qual deve ser o ângulo α para cada localidade, a latitude geográfica do local a
ser instalado o módulo pode ser facilmente encontrada com a ferramenta de
mapas do Google (maps.google.com).
TABELA 5 - ÂNGULO DE INSTALAÇÃO DE MÓDULOS SOLARES
Latitude geográfica do local Ângulo de inclinação recomendado α
0º a 10º α = 10º 11º a 20º α = latitude 21º a 30º α = latitude + 5º 31º a 40º α = latitude + 10º
41º ou mais α = latitude + 15º
Fonte: (VILLALVA & GAZOLI, 2012)
4.1.3 Características de ligação dos sistemas fotovoltaicos
Os módulos fotovoltaicos encontrados no mercado apresentam
normalmente níveis de tensão baixos, com pequena capacidade de geração e
injeção de corrente elétrica. Por este motivo a prática comum é utilizar módulos
com conexões série/paralelo para atingir a potência e tensão de projeto.
Normalmente os módulos são ligados em série, formando uma string ou
fileira. A tensão do conjunto é determinada pelo número de módulos ligados em
série, esta é a tensão aplicada na entrada (lado CC) do conversor de potência.
É importante resaltar que os inversores devem ser projetados para suportar a
soma das tensões de circuito aberto dos módulos.
54
Para se obter maior potência e corrente de um grupo de módulos
fotovoltaicos, é possível ligar várias strings em paralelo, sendo a corrente final
a soma da corrente de cada string. Este tipo de ligação não é comum em
sistemas conectados a rede elétrica, sendo mais utilizado em sistemas
isolados.
Para se projetar um sistema fotovoltaico primeiramente segundo
(VILLALVA & GAZOLI, 2012) deve-se dimensionar a quantidade de módulos
que são conectados em série formando a string, para tal leva-se em conta a
tensão de entrada do conversor. Em seguida define-se a quantidade de strings
do sistema, levando em consideração a potência do conversor ou a potência
total desejada do sistema.
4.2 ENERGIA EÓLICA
Como mencionado anteriormente uma fonte de energia de grande
importância para a composição da matriz energética mundial é a energia
eólica. Para que o projeto de central eólica apresente bons resultados, é
fundamental uma boa base de dados sobre os ventos na região que se
pretende instalar o projeto. Hoje em dia existem mapas e atlas eólicos que
auxiliam o projetista na tomada de decisão, entretanto o projeto não deve ser
baseado unicamente nestes dados, é necessário instalar no local escolhido,
torres anemométricas com sensores coletando dados num período mínimo de
um ano. A previsão para longos períodos pode ser obtida através de
extrapolações utilizando modelos matemáticos.
Para a realização de um bom projeto é importante que se tenha
conhecimento das leis que governam o comportamento dos ventos, uma vez
que segundo (FADIGAS, 2011) “a potência contida no vento é proporcional ao
cubo de sua velocidade”, bem como conhecer alguns parâmetros que
influenciam no perfil do vento como:
Obstáculos próximos ao local de medição;
55
Rugosidade do terreno: tipo de vegetação, tipo de utilização da
terra e construções;
Orografia. Existência de colinas e depressões.
4.2.1 Tecnologias
Basicamente os sistemas de geração eólica podem ser divididos em dois
grandes grupos que, segundo (TIBOLA, 2009), são eles: sistemas de grande
potência e sistemas de baixa potência. A diferença entre os dois grupos além
da potência gerada, se dá pelo fato de que os dois são formados por diferentes
componentes.
Como o objetivo deste trabalho é aplicar a geração eólica a edifícios
residenciais, o sistema a seguir apresentado será o de baixa potência.
4.2.1.1 Turbina eólica
Atualmente existem diversos modelos de turbinas eólicas disponíveis no
mercado, cada qual apresenta vantagens e desvantagens, sendo que para se
extrair o melhor rendimento do sistema é necessário escolher um modelo
adequado a aplicação final.
4.2.1.1.1 Turbinas de arraste
São modelos onde o vento empurra as pás da turbina impondo rotação
ao rotor. Uma das desvantagens deste tipo de turbina é que a velocidade das
pás não pode ser maior que a velocidade do vento, limitando desta forma sua
eficiência. São geralmente aplicadas em sistemas de bombeamento de
pequenos volumes de água com ventos em baixa velocidade. Apresentam uma
56
potência em torno de 5kW para um rotor com diâmetro de 5m (CUSTÓDIO,
2009).
4.2.1.1.2 Turbinas de sustentação
As turbinas de sustentação são as mais utilizadas nos sistemas para
geração de energia elétrica. Estas turbinas utilizam aerofólios como pás,
similares às asas dos aviões. A Figura 14 mostra duas turbinas de sustentação.
Figura 14: Exemplo de turbinas de sustentação. Fonte: Catálogo de fornecedores.
4.2.1.1.3 Turbina de eixo vertical
As turbinas de eixo vertical são menos utilizadas na geração de energia
elétrica pelo fato de apresentarem baixo aproveitamento da energia do vento e
consequentemente baixo rendimento. Hoje o uso destas turbinas se restringe a
sistemas de bombeamento de água e pequenos sistemas de geração de
energia elétrica. Entretanto este tipo de turbina apresenta algumas vantagens
como baixo ruído, simplicidade nos mecanismos de transmissão de potência e
a não necessidade da utilização de mecanismos direcionais. A maior vantagem
é o fato deste tipo de turbina aproveitar ventos vindos de qualquer direção.
As duas principais turbinas de eixo vertical são a Savonious e a
Darrieus. A primeira, criada por S.J Savonious na Finlândia é simples e possui
57
um rotor que consiste de placas arqueadas em forma de meios cilindros
acopladas a um eixo. Possuem um torque de partida entre médio e alto, com
velocidade de rotor baixa. Já a segunda, criada por G.J.M. Darrieus nos
Estados Unidos, tem uma forma de batedeira e é o modelo dentre os de eixo
vertical que apresenta o maior rendimento. Esta turbina apresenta maior
velocidade de rotor possibilitando sua utilização para geração de energia
elétrica.
4.2.1.1.4 Turbina de eixo horizontal
As turbinas de eixo horizontal são as mais utilizadas atualmente, tanto
para grandes parques eólicos como para pequenos sistemas. Este tipo de
turbina apresenta o melhor rendimento que segundo (TIBOLA, 2009) podem
chegar a 50%.
As turbinas de eixo horizontal podem ser construídas de forma diferente
no que se refere ao número de pás, podendo ser de uma, duas, três ou
multipás. As turbinas de uma pá necessitam de um contra peso para minimizar
o efeito das vibrações sendo isto um limitante para seu uso. As de duas pás
são simples e tem um custo baixo por utilizarem menos material, porém as
turbinas de três pás são as mais utilizadas por apresentarem o maior
rendimento além de distribuírem melhor as tensões quando a máquina gira
durante mudanças na direção dos ventos.
As turbinas de eixo horizontal podem ainda ser do tipo Upwind ou
Downwind:
Upwind ou rotor a montante
As turbinas Upwind são projetadas para trabalhar com a face virada
contra a direção do vento, ou seja, o vento atinge as pás da turbina antes de
atingir a torre. A principal vantagem deste tipo de turbina é que a torre não se
constitui em obstáculo direto ao vento. Hoje são as turbinas mais usadas para
geração de energia elétrica.
58
Mesmo tendo seu efeito reduzido a torre ainda causa um pequeno
desvio na direção do vento, sendo que este começa a desviar antes mesmo de
encontra-lá, devido a pressão contrária do ar. Sendo assim, cada vez que uma
das pás do rotor passa em frente a torre há uma pequena perda de potência
(ALDABÓ, 2002).
Este tipo de torre apresenta como desvantagem dois pontos:
Existe a necessidade de um afastamento entre as pás e a torre;
Existe a necessidade de dispositivo de orientação para manter a
posição contra o vento.
Downwind ou rotor a jusante
As turbinas downwind são projetadas para trabalhar com a face a favor
do vento, ou seja, o vento passa pela torre antes de atingir as pás do rotor. A
principal vantagem deste projeto é que, possuindo forma aerodinâmica que
possibilite o livre posicionamento a favor do vento, ele não necessita de
dispositivo para orientação da turbina. Outra vantagem é em relação as
características mecânicas, que formam um conjunto mais leve flexível e barato
do que a turbinas do tipo upwind.
Estas turbinas apresentam como desvantagem a flutuação na
intensidade do vento devido ao obstáculo formado pela própria torre, além da
impossibilidade de orientação do giro da turbina, o que acaba torcendo os
cabos de saída do gerador.
4.2.2 Aerogerador
Segundo (CUSTÓDIO, 2009) “Aerogeradores são equipamentos para
produção de energia elétrica a partir da energia cinética do vento. Seus
principais componentes são a turbina eólica e o gerador, mas também se
incluem outros equipamentos...”.
59
O equipamento utilizado para transformar a energia eólica em elétrica é
o aerogerador, equipamento este formado por diversos outros equipamentos,
sendo os dois principais a turbina eólica estudada anteriormente e o gerador
elétrico que transforma a energia mecânica do eixo do rotor em energia
elétrica. A seguir são apresentados os principais equipamentos que constituem
o aerogerador:
Rotor:
o Pás: perfis aerodinâmicos que tem a função de interação
com o vento, convertendo parte da energia cinética em
mecânica, em algumas turbinas, geralmente nas de grande
porte, as pás dispõe de rolamentos na base o que
possibilita a alteração do ângulo de ataque, sendo possível
assim controlar a velocidade por passo;
o Cubo das pás: é a ponta do eixo da turbina onde são
fixadas as pás;
o Eixo: localizado no centro do rotor, tem a função de
transferir a energia mecânica da turbina ao gerador;
o Nacele: carcaça de proteção para o gerador, a caixa de
acoplamento e demais dispositivos do aerogerador
localizados no alto;
o Torre: é a estrutura que eleva a turbina até a altura de
operação;
o Sistema de mudança de direção: tem a função de alinhar a
turbina na direção do vento, existem diversos modelos
diferentes;
o Caixa de engrenagem: tem a função de elevar a velocidade
do eixo conectado ao gerador, é necessário tendo em vista
que a turbina gira a baixas velocidades e o gerador opera a
altas velocidades;
o Freio: utilizado para paradas de emergência ou em
tempestades;
60
o Unidade de controle: é a parte responsável pelo controle
do sistema elétrico e supervisão do aerogerador e seus
sistemas periféricos;
o Gerador: é o responsável por transformar a energia
mecânica em energia elétrica. Podem ser utilizados dois
tipos de geradores em aerogeradores que são eles:
Gerador síncrono: utilizado em aerogeradores com
velocidade variável por possuir a capacidade de
controlar a tensão e a potência ativa geradas
através da excitação. A desvantagem destes
geradores é que a frequência é diretamente
proporcional à velocidade de rotação, sendo
necessária em alguns casos a utilização de
sistemas de conversão de frequência;
Gerador assíncrono: devido a característica dos
geradores assíncronos de operar com velocidade
constante, estes geradores são utilizados em
sistemas conectados diretamente à rede elétrica, de
forma que o sincronismo do gerador de indução faz
com que o rotor opere com velocidade
aproximadamente constante porque o sistema
elétrico ao qual esta conectado, mais forte, mantém
a frequência do gerador.
4.2.3 Fator de capacidade de um aerogerador
Segundo (CUSTÓDIO, 2009) “fator de capacidade de um aerogerador é
a relação entre a energia elétrica gerada e sua capacidade de produção”. Este
fator pode facilmente ser calculado através de:
(4.1)
61
Onde:
= fator de capacidade [%];
= energia anual gerada [kWh];
= potência nominal [kW];
4.2.4 Características de instalação dos aerogeradores
Para se obter bom rendimento do sistema eólico deve-se observar
alguns pontos quando da escolha do local a ser instalado o aerogerador. A
seguir serão apresentados os principais pontos, nota-se que alguns destes se
aplicam apenas a parques eólicos de grande porte.
Rugosidade do terreno, deve-se buscar os terrenos com a menor
rugosidade possível;
Rugosidade nos entornos do terreno;
Obstáculos, deve-se evitar locais que apresentem quebra-vento
em seu interior ou no entorno que possam vir a frear o vento;
Espaço disponível, que possibilite a instalação dos aerogeradores
pretendidos;
Acessos ao terreno e aos locais onde serão instalados os
aerogeradores, levando em consideração o transporte, montagem
e a manutenção dos equipamentos;
Possíveis restrições, ambientais, plano diretor entre outros.
62
5. SISTEMAS DE MEDIÇÃO E DISTRIBUIÇÃO
5.1 MEDIÇÃO
Conforme descrito no item 7 da seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST:
“O sistema de medição deve atender às mesmas especificações exigidas para unidades consumidoras conectadas no mesmo nível de tensão da central geradora, acrescida da funcionalidade de medição bidirecional de energia elétrica ativa.”
O mesmo item acima citado, diz que em instalações de baixa tensão,
pode-se utilizar para a medição dois medidores unidirecionais, um aferindo a
energia elétrica ativa consumida e o outro a gerada.
5.1.1 Sistema de tarifação
Há algum tempo, quando o consumidor era impossibilitado de gerar sua
própria energia ou até mesmo gerar energia para ser vendida, os sistemas de
tarifação e medição eram relativamente simples, onde um medidor
unidirecional registrava a energia consumida que por ele passava durante certo
intervalo de tempo, regularmente era realizada a aferição do medidor e com o
valor da energia consumida era gerada a fatura. Com o advento das fontes
renováveis instaladas no entorno construído, este sistema necessitou ser
revisto, surgindo novas formas de tarifação, como por exemplo, a tarifação net
metering e feed in que serão apresentadas a seguir.
5.1.1.1 Tarifação feed in
O sistema de tarifação feed in foi criado na Europa e seu objetivo era
incentivar a utilização das energias renováveis. Neste sistema além de receber
63
por toda a energia gerada o consumidor/gerador também recebia toda a
instalação do sistema solar fotovoltaico em sua residência.
O valor que o consumidor/gerador recebe pela energia injetada na rede
é maior do que o valor que o mesmo paga pela energia consumida. Em alguns
países para incentivar esta prática, o consumidor é pago por toda a energia
gerada, não apenas pelo excedente injetado na rede.
Segundo (VILLALVA & GAZOLI, 2012) no sistema feed in existem três
tipos de tarifas:
Tarifa de geração: o proprietário do sistema fotovoltaico recebe por cada quilowatt-hora [kWh] gerado a partir de uma fonte renovável, independente de essa energia ser consumida localmente ou ser exportada para a rede.
Tarifa de exportação: se a residência produzir mais do que consome, o proprietário recebe um valor adicional por cada quilowatt-hora [kWh] exportado para a rede elétrica.
Tarifa de consumo: a energia efetivamente consumida da rede elétrica, que é a diferença entre o que foi retirado da rede e o que foi exportado, é tarifada pelo preço normal da eletricidade. O mesmo preço que qualquer consumidor pagaria se não tivesse um sistema de energia fotovoltaica.
Normalmente o sistema feed in utiliza dois medidores, um medidor de
consumo e um medidor de geração.
5.1.1.2 Tarifação net metering
O sistema de tarifação net metering é adotado em vários países que
utilizam sistemas fotovoltaicos conectados principalmente nos Estados Unidos.
Neste sistema, um medidor eletrônico registra tanto a energia consumida como
a energia gerada, sendo que ao final do mês o consumidor paga apenas a
diferença entre o que gerou e o que consumiu, isto considerando um consumo
maior que a geração, quando o oposto ocorre e a geração é maior que o
consumo, o consumidor recebe pago pela energia injetada na rede.
Este sistema pode ser visualizado como se possuísse um medidor que
gira para os dois lados, ou seja, se o consumidor estiver consumindo energia o
medidor gira para um lado, se o consumidor estiver injetando energia o
64
medidor gira para o outro lado e, no final do mês o consumidor pode pagar ou
receber.
Para a implantação de microgeração distribuída, o sistema de tarifação
net metering é de fundamental importância, haja vista, que na maioria dos
casos os sistemas de geração instalados em residências são fotovoltaicos, que
tem como característica gerar energia durante o dia, período de menor
consumo em residências. Desta forma o sistema elétrico interligado funciona
como uma bateria, a qual é carregada durante o dia, quando há produção de
energia pelos módulos solares, e descarregada a noite quando se tem o maior
consumo e a geração é nula.
No Brasil o sistema implantado será o net metering, porém o consumidor
não receba pago quando gerar mais do que consumir, segundo a resolução da
ANEEL nº482/2012, o consumidor que gerar mais do que consumir, receberá
créditos com o prazo de 36 meses para consumir o mesmo. No final dos 36
meses os créditos não consumidos são perdidos, sem remuneração por parte
da concessionária ou do governo.
O consumidor que desejar aderir a microgeração será responsável por
todos os custos de projeto e instalação bem como por manter o sistema em
perfeitas condições de funcionamento sem causar danos à rede elétrica a que
está conectado. Fica a cargo a concessionária substituir o medidor
eletromecânico por um modelo eletrônico, com capacidade de medir o fluxo de
energia nos dois sentidos.
Para o controle do consumidor é de responsabilidade da concessionária
fornecer todo mês uma conta de eletricidade, onde constem duas medidas: a
energia gerada e a energia consumida, além do total de créditos que o
consumidor possui.
65
5.2 MICRO REDE CC
Com o crescente desenvolvimento e utilização de fontes renováveis de
energia, formados em sua grande maioria por sistemas eólico e solar, surge um
novo conceito de sistemas de distribuição de energia, a micro rede CC
inteligente, conforme (LIU, et al.), que incorpora o conceito de smart grid com
distribuição em CC. Estes sistemas são formados por pequenas redes com
geração de energia própria e conectados ao sistema.
Estes sistemas que segundo (SHENAI & SHAH, 2011) podem
apresentar uma economia de até 10%, são propícios para instalações que
atendam a cargas típicas de casas e edifícios comerciais.
As formas de produção e distribuição de energia foram definidas a mais
de 100 anos baseadas no princípio que o único meio para a mudança do nível
de tensão era através da utilização de transformadores, que só operam em
sistemas CA. Porém com o advento da eletrônica de potência e o
desenvolvimento dos semicondutores, hoje se consegue modificar o nível de
tensão utilizando sistemas eletrônicos que apresentam alto rendimento. Este
fato aliado ao desenvolvimento das fontes de energia renováveis como a
energia solar e a eólica faz com que o conceito de geração e transmissão sofra
alterações. Migrando para sistemas com distribuição em corrente contínua.
Conceitualmente uma microrrede CC tem como objetivo eliminar as
perdas de conversão CC-CA e CA-CC. Uma vez que atualmente grande parte
das cargas presentes em residências e edifícios comerciais, opera em corrente
contínua, utilizando para tal um conversor CA/CC, que retifica e baixa a tensão
da rede ao nível de operação dos equipamentos. Podem-se citar como
exemplo as luminárias fluorescentes com reatores eletrônicos, todos os
equipamentos eletrônicos como micro computadores, televisores, aparelhos de
som, carregadores de celular. Estes equipamentos poderiam ser alimentados
diretamente em corrente contínua, utilizando apenas um regulador de tensão
interno, ou conforme proposto pelos autores (SHENAI & SHAH, 2011) utilizar
várias redes com diferentes níveis de tensão.
66
Outro ponto que favorece a utilização da microrrede CC é a tendência de
cada vez mais equipamentos como motores de elevadores, motores de
máquinas de lavar e geladeira, tenham inversores de frequência CA/CA para
melhorarem seu desempenho, diminuindo as perdas em stand-by e picos de
partida. Porém estes conversores CA/CA, apresentam um estágio ou link CC,
ou seja, o conversor retifica a tensão CA tornando-a CC e em seguida
utilizando de chaves controladas como tiristores, faz a conversão para CA,
nestes casos é possível eliminar o estágio de retificação, diminuindo desta
forma significativamente as perdas de conversão.
A Figura 15 mostra uma proposta de micro rede CC apresentada no artigo “A
New DC Micro-grid System Using Renewable Energy and Electric Vehicles for
Smart Energy Delivery”, onde a geração composta por módulos solares
fotovoltaicos e aerogeradores, o sistema conta ainda com baterias e
ultracapacitores armazenadores de energia. O sistema é conectado à rede
através de um inversor CA/CC, que garante o funcionamento do sistema caso
não haja geração local nem energia armazenada.
Figura 15: Proposta de micro rede CC. Fonte: (LIU, et al.)
67
6. PROJETO ELÉTRICO
6.1 MEMORIRAL TÉCNICO DESCRITIVO E MEMORIAL DE CÁLCULO
6.1.1 Apresentação do empreendimento
O edifício de uso coletivo residencial, escolhido para realização do
presente projeto é uma obra existente e localizada na cidade de Curitiba – PR.
O edifício escolhido apresentado na Figura 16 tem 14 pavimentos, além
de subsolos e área de máquinas, com uma área total construída de 3039,04m²
e 49,57m de altura, sendo distribuídos da seguinte forma:
Subsolo 2 – 314,90m²;
Subsolo 1 – 323,19m²
Térreo – 230,41m²
2° pavimento – 165,16m²;
Apartamento tipo x11 Pavimentos – 165,16m² x 11 = 1816,76m²;
14° pavimento (salão de festas) – 105,64m²;
Casa de máquinas – 47,60m²;
Caixa d’água – 35,38m².
68
Figura 16: Elevação lateral do edifício. Fonte: Projeto Arquitetônico.
69
6.1.2 Formas de concepção
A concepção do projeto esta dividida em três etapas, geração,
distribuição e conexão com a rede. Na etapa de geração será desenvolvido o
projeto elétrico contendo o dimensionamento dos módulos fotovoltaicos,
aerogeradores, inversores, equipamentos de proteção, layout de instalação dos
módulos e aerogeradores, esquemas unifilares e trifilares. A geração de
energia se dá através de painéis fotovoltaicos e aerogeradores.
A etapa de distribuição compreende o sistema que levará a energia do
ponto de geração que se encontra na casa de máquinas no 15° andar até o
barramento de distribuição do condomínio que se encontra no térreo. Nesta
etapa serão desenvolvidos a prumada elétrica do prédio, layout dos quadros de
distribuição, dimensionamento dos cabos e cálculo da queda de tensão.
Na terceira etapa será desenvolvida a interligação da geração com a
rede, apresentando os sistemas de medição e proteção requeridos pela
concessionária.
Como mencionado, a geração de energia dar-se-á através de módulos
fotovoltaicos e aerogeradores, estes equipamentos serão instalados sobre a
cobertura do edifício. Porém, a cobertura do mesmo está em 3 níveis distintos,
o primeiro nível tem a cota de 38,22m, o segundo tem cota de 45,12 e o
terceiro tem cota de 48,27. Por estarem em níveis diferentes, em parte do dia
pode ocorrer o sombreamento de alguma região, como os sistemas
fotovoltaicos dependem da luz do Sol para produzirem energia, a região que
estiver na sombra não irá produzir energia. Entretanto, o principal problema
não é a falta de produção de energia, e sim a interferência que os módulos
sombreados tem sobre o sistema como um todo. Como apresentado no item
4.1.3 os módulos são conectados em série e paralelo para atingir a tensão e
corrente de operação dos inversores, desta forma se um módulo da string
estiver sombreado, todo o sistema será afetado.
Para diminuir os efeitos de sombreamento, a área total disponível para
instalação dos módulos foi dividida em 5 regiões, sendo 3 delas localizadas no
70
primeiro nível, uma no segundo e uma no terceiro. As regiões foram chamadas
de Região 1.1, Região 1.2, Região 1.3, Região 2.1 e Região 3.1, onde a região
1 está no primeiro nível, a região 2 no segundo e a região 3 terceiro. A Figura
17 mostra a divisão e posicionamento das 5 regiões.
Figura 17: Divisão das 5 regiões. Fonte: Autor.
6.1.3 Especificação dos sistemas de geração e distribuição
6.1.3.1 Geração fotovoltaica
O processo de planejamento e desenvolvimento de um projeto com
geração solar consiste em duas etapas principais: a escolha e
dimensionamento dos equipamentos a serem utilizados e o desenho do
projeto. Normalmente nos projetos com geração solar, a potência que se
deseja gerar é conhecida e em função desta são dimensionados os módulos
71
fotovoltaicos, em seguida os inversores e sendo necessários os carregadores e
as baterias, por fim o sistema de distribuição, proteção e interligação com a
rede. Porém no projeto proposto tem-se conhecimento apenas da área
disponível para instalação dos módulos fotovoltaicos, desta forma a capacidade
total de geração será conhecida apenas após a definição dos módulos a serem
utilizados.
6.1.3.1.1 Especificação dos módulos solares
A escolha adequada dos módulos solares é parte importante no
dimensionamento dos equipamentos, haja vista que são eles os responsáveis
pela geração de energia. Neste trabalho a escolha dos módulos levou em conta
características técnicas como:
Tecnologia do módulo: Monocristalino, policristalino, filmes finos,
amorfo, microcristalino, células híbridas, CdTe, CIGS ou CIS,
mais detalhes no item 4.1.1.1 Tecnologias fotovoltaicas;
Tipo do módulo: Módulo standard com ou sem armação, módulo
semitransparente, telha fotovoltaicas, etc.;
Rendimento;
Custo;
Máxima potência;
Tensão de MPPT (Maximum Power Point Tracking ou
Rastreamento do Ponto de Máxima Potência);
Corrente nominal;
Tensão em circuito aberto;
Corrente em curto circuito;
Dimensões;
Analisando as características de cada tecnologia descritas no item
4.1.1.1, optou-se por utilizar dois tipos de módulos cada qual com uma
tecnologia diferente. O primeiro módulo é fabricado com silício monocristalino e
72
uma camada superficial de silício amorfo e o segundo módulo é fabricado com
silício policristalino.
Os módulos de silício monocristalino são os mais comuns e mais
tradicionais da geração de energia, apresentam eficiência entre 15 e 18%,
porém tem custo relativamente elevado de produção. A fina camada de silício
amorfo proporciona vantagens como o aumento da resistência mecânica,
melhores efeitos estéticos, além de reduzir as perdas com o aumento da
temperatura.
Os módulos de silício policristalino são semelhantes ao de silício
monocristalino, entretanto a tecnologia de fabricação tem custo reduzido,
baixando o custo final. Em contra partida, a eficiência é menor, entorno de 13 a
16%.
Quanto ao tipo de módulo, serão standard com armação e deverão ser
fixados sobre telha de fibrocimento ou sobre estrutura metálica conforme
indicado no projeto.
A escolha da dimensão dos módulos deu-se em função da dimensão
das regiões disponíveis para instalação dos mesmos e será mais bem
detalhada para cada caso.
As características elétricas dos módulos foram escolhidas também em
função das dimensões das regiões, uma vez que o número de módulos ligados
em série e paralelo tem influência direta na seleção dos inversores. Estas
características devem atender os critérios de geração, mas também apresentar
níveis máximos e mínimos que possam ser acoplados a inversores comerciais.
A seguir serão apresentas as características dos dois módulos escolhidos. O
módulo de silício monocristalino tem como referência comercial o modelo HIP-
215NKHE5 do fabricante SANYO, já o módulo de silício policristalino tem como
referência comercial o modelo KD70SX-1P do fabricante KYOCERA.
73
TABELA 6 - CARACTERÍSTICA TÉCNICA DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS
Tecnologia da célula Monocristalino Policristalino
Potência máxima (Pmax) [W] 215 70 Máxima tensão de alimentação (Vpm) [Vcc] 42 17,9 Máxima corrente de alimentação (Ipm) [A] 5,13 3,92
Tensão de circuito aberto (Voc) [Vcc] 51,6 22,1 Corrente de curto circuito (Isc) [a] 5,61 4,3
Mínima potência garantida (Pmin) [W] 204,3 NI Maximum over current rating [A] 15 NI
Variação da potência de saída [%] + 10 / - 5 + 10 / - 5 Máxima tensão de sistema [Vcc] 1000 750
Coeficiente de temperatura em Pmax [% / °] -0,30 -0,45 Coeficiente de temperatura em Voc -0,129 [V / °C] -0,36 [% / °C]
Coeficiente de Temperatura em Isc [mA / °C] 1,68 0,06 Eficiência do módulo [%] 17,1 13,6
Potência de saída após 10 anos (Pmin) [%] 90 90 Potência de saída após 20 anos (Pmin) [%] 80 80
Dimensões
Comprimento [mm] 1580 778 Largura [mm] 798 660
Profundidade [mm] 35 36
Fonte: Catálogo dos fornecedores. Siglas: NI = Não informado.
Outra informação importante na hora de especificar os módulos
fotovoltaicos é a dependência da tensão e da corrente em função do nível de
irradiação solar e a temperatura de operação do módulo. Estas informações
são importantes para dimensionar corretamente os inversores, uma vez que
estes apresentam uma faixa de tensão e corrente em que operam com a
máxima eficiência. O dimensionamento dos inversores será melhor detalhando
adiante. Estas informações geralmente são disponibilizadas pelos fabricantes
em forma de gráficos. As Figura 18 e Figura 20 mostram a variação de tensão
e corrente em função da irradiação solar dos módulos HIP-215NKHE5 e
KD70SX-1P respectivamente, já as Figura 19 e Figura 21 apresentam a
variação de tensão e corrente em função da temperatura dos módulos HIP-
215NKHE5 e KD70SX-1P respectivamente.
74
Figura 18: Dependência da irradiação. Fonte (SANYO)
Figura 19: Dependência da temperatura. Fonte (SANYO)
75
Figura 20: Dependência da irradiação. Fonte (KYOCERA)
Figura 21: Dependência da temperatura. Fonte (KYOCERA)
76
6.1.3.2 Geração eólica
Para o dimensionamento de um sistema eólico é fundamental o
conhecimento do regime de vento no local onde o sistema será instalado. Para
auxiliar o projetista no levantamento destas informações existem vários
sistemas de aquisição de dados que coletam continuamente a velocidade dos
ventos. Como procedimento usual, estes sistemas fornecem a cada intervalo
de tempo ou período de amostragem um valor médio, sendo possível desta
forma, verificar a variabilidade da velocidade do vento em diferentes períodos.
O projetista pode utilizar publicações como atlas eólicos que contém as
informações sobre os ventos ou utilizar os dados fornecidos por institutos
tecnológicos como o Simepar (Sistema Meteorológico do Paraná). Com estes
dados é possível além de dimensionar os equipamentos estimar a produção de
energia do sistema.
6.1.3.2.1 Especificação dos aerogeradores
A escolha adequada dos aerogeradores é parte importante no
dimensionamento do sistema, haja vista, que são eles os responsáveis pela
transformação da energia cinética dos ventos em energia elétrica. Neste
trabalho a escolha dos aerogeradores levou em conta características técnicas
como:
Tecnologia do aerogerador: turbina de arraste, sustentação, de
eixo vertical ou horizontal, para mais detalhes consultar o item
4.2.1.1 Turbina eólica;
Tipo de gerador;
Rendimento;
Diâmetro da hélice;
Velocidade de partida;
Proteção contra altas velocidades;
77
Velocidade de sobrevivência;
Número de pás;
Custo.
Sistema elétrico;
o Potência;
o Tensão de saída;
o Corrente nominal;
o Número de fases.
Existem no mercado alguns tipos de turbinas eólicas para a geração de
energia elétrica, cada qual com suas vantagens e desvantagens. Analisando as
características de cada tecnologia de turbina apresentadas no item 4.2.1.1,
optou-se por utilizar turbinas de sustentação com eixo horizontal, pois além de
serem as mais utilizadas na geração de energia e apresentarem melhor
rendimento, geralmente são encontradas com tamanhos reduzidos em
detrimento das de eixo vertical que geralmente tem grandes dimensões.
O tipo de gerador refere-se ao sistema responsável por transformar a
energia mecânica da turbina em energia elétrica, mais detalhes podem ser
encontrados no item 4.2.2. Os geradores mais comumente encontrados no
mercado para baixas potências são de imã permanente com transmissão
direta. Estes geradores apresentam elevada confiabilidade e baixos custos com
manutenção (FERNANDES, GODOY, MELO, SEIXAS, & CANESIN).
É importante conhecer o diâmetro da hélice, no momento da escolha do
local de instalação, pois esta deve girar livremente sem obstáculos em seu raio
da atuação.
A velocidade de partida é a mínima velocidade de vento necessária para
que o gerador entre em funcionamento e comece a gerar energia, porém na
velocidade de partida o rendimento dos geradores é extremamente baixo.
Os aerogeradores devem possuir sistema de proteção contra altas
velocidades, para evitar danificar tanto a estrutura mecânica quanto elétrica do
aerogerador do inversor, quando ocorrerem rajadas de ventos muito fortes.
78
Velocidade de sobrevivência é a máxima velocidade do vento a que o
aerogerador pode operar sem ser danificado. Quando da especificação do
aerogerador deve-se verificar qual a máxima velocidade dos ventos na região
onde o sistema vai ser instalado.
É importante conhecer as características do sistema elétrico do
aerogerador, como a tensão, a corrente e o número de fases para poder
especificar o inversor de frequência que fará a transferência de energia.
A TABELA 7 apresenta as características técnicas dos aerogeradores,
nomeados de modelos “X” e “Y”. Já as Figura 22 e Figura 23 apresentam a
curva de potência destes.
TABELA 7 - CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE DOIS AEROGERADORES.
Modelo X Y
Tecnologia do Aerogerador Sustentação / Horizontal Sustentação / Horizontal Tipo de Gerador Imã permanente Imã permanente
Rendimento NI NI Diâmetro das Hélices 5,55 [m] 5,6 [m] Número de Hélices 3 2
Velocidade de Partida 2,2 [m/s] 3 [m/s] Proteção Contra Altas Velocidades Controle de Passo Controle de Passo
Velocidade de Sobrevivência 35 [m/s] (raja de 3s) 62,5 [m/s] Tensão de Saída 220 [V] 240 [V] Corrente Nominal NI NI Número de Fases 3 3
Potência 6 [kW] a 12 [m/s] 6,1 [kW] a 11,5 [m/s]
Fonte: Catálogo dos fornecedores. Siglas: NI = Não informado.
Figura 22: Curva de Potência do Aerogerador X. Fonte: Catálogo do fornecedor
79
Figura 23: Curva de Potência do Aerogerador Y. Fonte: Catálogo do fornecedor.
6.1.3.3 Especificação dos inversores para o sistema
fotovoltaico
O número e a potência dos inversores a serem instalados derivam da
potência instalada do sistema, que geralmente é determinada pela área útil
para instalação dos módulos solares e quantidade de aerogeradores. Para o
dimensionamento correto dos inversores é importante que sejam observadas
as seguintes características técnicas:
Potência de entrada;
Tensão contínua de operação em MPPT;
Máxima tensão contínua de entrada;
Máxima corrente de entrada;
Tensão de saída;
Frequência de saída;
Número máximo de strings na entrada;
Número de entradas independentes com MPPT;
Método de comutação;
Distorção de corrente injetada na rede;
Rendimento.
A determinação da potência de entrada dos inversores deu-se em
função da potência instalada em cada uma das cinco. Quando da definição da
potência dos inversores deve-se considerar que inicialmente os módulos
80
podem ter uma potência 15% superior à potência nominal e vão diminuindo
progressivamente com a degradação do módulo até atingirem a potência
nominal.
Algumas bibliografias recomendam o dimensionamento de inversores
com uma potência sensivelmente inferior à potência nominal do sistema, dado
que as potências nominais dos módulos são especificadas para irradiância de
1000W/m², e esses valores raramente são alcançados, pelo qual a potência
nominal dos sistemas fotovoltaicos raramente é atingida.
A tensão de operação em MPPT é a faixa de tensão na qual o inversor
consegue operar garantindo a maximização da produção de energia através do
controle de MPPT. Os inversores mais comumente encontrados no mercado
apresentam uma faixa de tensão de operação relativamente grande, porém a
faixa de operação em MPPT é reduzida. Desta forma, é necessária atenção na
hora de especificar o inversor. Deve-se atentar também para que a tensão de
operação não fique próxima ao nível mínimo, pois como dificilmente os
módulos operam em condições nominais, a tensão tende a ser inferior ao
nominal projetado.
A tensão nominal do sistema é a soma das tensões individuais dos
módulos conectados em série, que formam uma string. Normalmente os
fornecedores disponibilizam em seus catálogos a tensão em condições de CTS
(standard test conditions) estes testes são realizados em uma temperatura de
25°C, entretanto os módulos operam geralmente em temperaturas de
aproximadamente 70°C, desta forma é necessário calcular a tensão de
operação para esta temperatura. Os módulos de silício mono e policristalina
tem uma redução de 18% em sua tensão quando operando em 70°C.
Os inversores apresentam um limite máximo admissível de tensão CC
na entrada, este valor deve ser respeitado para evitar danificar o inversor e,
desta forma aumentar sua vida útil. A tensão máxima do sistema ocorre
quando o sistema não está injetando potência da rede, e a tensão nos módulos
é Voc (tensão de circuito aberto). Normalmente os catálogos de fabricantes
fornecem apenas a Voc para operação em 25°C, nestes casos é necessário
calcular a Voc para a menor temperatura que o módulo pode atingir através
81
das equações (6.1) e (6.2). Para tal cálculo é necessário conhecer o coeficiente
de temperatura em Voc.
(6.1)
Ou:
(6.2)
Onde:
= Variação de tensão;
= Variação de temperatura;
= Tensão de circuito aberto;
= Coeficiente de temperatura em Voc.
Todo inversor é projetado para suportar uma dada corrente de entrada,
sendo que se ultrapassada essa corrente podem ocorrer danos irreversíveis ao
equipamento. A corrente do sistema é dada pela soma das correntes das
strings conectadas em paralelo. Devem ser utilizados fusíveis ultrarrápidos na
entrada dos inversores para proteger os mesmos contra correntes de curto-
circuito.
A tensão e a frequência de saída dos inversores dever ser igual à tensão
de operação do sistema ao qual o inversor vai ser conectado.
O número máximo de strings de entrada diz a quantidade de strings que
podem ser conectadas no inversor operando em paralelo. Já o número de
entradas independentes com MPPT diz qual o número máximo de strings que o
inversor pode controlar maximizando a produção de energia. Quando a
necessidade de strings é maior que a quantidade de entradas independentes
pode-se utilizar conectores ligando várias strings em paralelo e então este
conjunto é ligado à entrada do inversor. Porém nestes casos o inversor
entende o conjunto de strings como sendo uma string única.
82
Existem no mercado basicamente dois tipos de inversores para
aplicação com energias renováveis, os comutados pela rede e os
autocomutados. Para sistemas conectados à rede de distribuição elétrica, os
inversores devem ser do tipo comutados pela rede, ou seja, a saída do inversor
está em fase e com a mesma amplitude da tensão da rede, uma vez que o
inversor utiliza como referência um sinal da mesma. Desta forma estes
equipamentos não podem operar ilhados, sendo necessários dispositivos de
proteção ante ilhamento. Os inversores devem ser ainda de onda senoidal pura
e atender as tolerâncias de distorção harmônica determinadas pela agência
reguladora e pelas concessionárias ao qual o sistema será conectado.
Os inversores devem possuir sistema de controle que possibilite o menor
grau possível de distorção harmônica. Para o projeto proposto os inversores
devem ter distorção harmônica máxima conforme indicado na TABELA 8
encontrada na norma NTC905100 da COPEL.
TABELA 8 - DISTIRÇÃO HARMÔNICA TOTAL INJETADA NA REDE.
DISTORÇÃO HARMÔNICA TOTAL
Impares Pares Ordem Valor [%] Ordem Valor [%] 3 a 25 1,5
todos 0,6 >= 27 0,7
Fonte: (COPEL, 2012)
A seguir serão apresentas na TABELA 9 as características técnicas dos
inversores utilizados no projeto. Estes equipamentos foram selecionados
conforme as necessidades de cada região seguindo os critérios acima
expostos.
83
TABELA 9 - CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DOS INVERSORES PARA O SISTELA SOLAR
Modelo A B C D
Característica de Entrada
Máxima Potência CC [W] 1850 3440 5750 9300 Máxima Tensão CC [Vcc] 400 750 600 700
Faixa de Tensão, MPPT [Vcc] 139 – 320 125 – 600 246 – 480 333 – 500 Máxima Corrente de Entrada [A] 12,6 13 26 28 Número de Rastreadores MPP 1 1 1 1 Número de strings em paralelo 2 2 4 5
Características de Saída
Potência Nominal [W] 1550 3000 5000 9000 Potência Máxima [W] 1700 3300 5500 NI Corrente Máxima [A] 6,10 17,0 26,0 50,0 Tensão Nominal [V] 127 127 127 127 Faixa de Tensão [V] 115 – 139 115 – 139 115 – 139 115 – 139
Frequência [Hz] 60 60 60 60 Cos φ 1 1 1 1
Máxima Eficiência [%] 93,5 96 96,1 98 Consumo em Standby [W] <10 <10 <10
Consumo Noturno [W] 0,1 0,25 0,25 0,25
Equipamentos de Proteção
Prot. Contra Inversão de Polaridade CC Sim Sim Sim Sim Chave de Desconexão Sim Sim Sim Sim
Proteção Contra Curto-Circuito Sim Sim Sim Sim Monitoramento de Falha a Terra Sim Sim Sim Sim
Monitorização de Rede Sim Sim Sim Sim Isolação Galvânica Sim Sim Sim Sim
Características Mecânicas
Comprimento [mm] 440 470 468 468 Largura [mm] 339 490 613 613
Profundidade [mm] 214 22,5 242 424 Peso [kg] 25 28 62 35
Faixa de Temperatura de Operação [°C] -25 a +60 -25 a +60 -25 a +60 -25 a +60
Fonte: Autor.
6.1.3.4 Especificação dos inversores para o sistema eólico
A especificação dos inversores de frequência para conectar os
aerogeradores ao sistema de distribuição é diferente dos inversores aplicados
aos sistemas fotovoltaicos, entretanto algumas das características que devem
ser observadas são as mesmas, como por exemplo: potência de entrada,
corrente de entrada, tensão de saída, frequência de saída, método de
comutação, distorção de corrente injetada na rede e o rendimento. As demais
devem ser observadas as seguintes características;
Tensão entrada;
84
Estágios de conversão.
Os aerogeradores, utilizados em aplicações como a proposta neste
trabalho, geralmente tem um gerador AC sendo necessário um inversor do tipo
CA/CA, porém em alguns casos este gerador pode ser CC, neste caso é
necessário um inversor do tipo CC/CA. Outro ponto é o nível de tensão de
saída do gerador que deve ser adequado à entrada do inversor.
Quando o inversor é conectado a um gerador CA, este deve ter dois
estágios de conversão, no primeiro estágio tem-se um conversor CA-CC que
retifica a tensão CA formando um link CC, este link deve conter capacitores
com capacitância suficientemente grande para evitar oscilações em períodos
transitórios quando o aerogerador esta à plena carga e bruscamente para de
produzir energia. Na sequência tem-se o conversor CC-CA, que deve ser
comutado pela rede para injetar a potência na mesma fase e amplitude que o
sinal da rede. Este sistema é necessário para que a energia do gerador possa
ser injetada na rede mesmo quando o gerador está operando em velocidades
diferentes na nominal, sendo que com o link CC e a conversão CC-CA é
possível ter frequência constante na saída com frequência variável na entrada.
A seguir serão apresentas na TABELA 10 as características técnicas do
inversor dimensionado no projeto. Este equipamento foi selecionado conforme
as necessidades de cada região da instalação e seguindo os critérios acima
expostos.
85
TABELA 10 - CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DO INVERSOR PARA O SISTELA EÓLICO
Modelo E
Máxima Potência Entrada [W] 6200 Máxima Tensão Entrada [V] 260 Faixa de Tensão, MPPT [V] 200 – 260
Máxima Corrente de Entrada [A] 18
Características de Saída
Potência Nominal [W] 6000 Máxima Potência de Saida [W] 6076 Máxima Corrente de Saída [A] 21
Tensão Nominal Saída [V] 220 Frequência [Hz] 60
Cos φ 1 Máxima Eficiência [%] 98
Consumo em Standby [W] <10 Consumo Noturno [W] 0,1
Equipamentos de Proteção
Chave de Desconexão Sim Proteção Contra Curto-Circuito Sim
Monitoramento de Falha a Terra Sim Monitorização de Rede Sim
Isolação Galvânica Sim
Comprimento [mm] 470 Largura [mm] 620
Profundidade [mm] 240 Peso [kg] 25
Faixa de Temperatura de Operação [°C] -25 a +60
Fonte: Autor.
6.1.4 Dimensionamento dos sistemas de geração
Para o dimensionamento do sistema de geração fotovoltaica, é
fundamental conhecer a área útil para a instalação dos módulos, porém como
os módulos devem ser instalados em um ângulo que maximize a produção de
energia durante todo o ano, a área deve ser calculada considerando este
ângulo e não apenas a área do plano de instalação.
A escolha do ângulo de inclinação dos módulos foi apresentada no item
4.1.2.6 e para descobrir em qual ângulo o módulo deve ser instalado é
necessário conhecer a latitude geográfica do local de instalação, no caso a
cidade de Curitiba. A latitude geográfica de Curitiba é aproximadamente 25° 25’
S, tomando como referência a TABELA 5, para uma latitude entre 21° a 30° o
86
ângulo α de instalação do módulo é α = latitude + 5°, ou seja, os módulos
devem ser instalados com um ângulo de 30° em relação a superfície.
No dimensionamento dos aerogeradores a localização dos mesmos é
fator determinante na quantidade de equipamentos a serem instalados.
Quando da escolha do local devem ser levados consideração fatores como a
altura em relação ao solo, obstáculos ao vento e a área disponível para ação
das hélices. Para maiores detalhes consultar item 4.2.4. Deve-se ter cuidado
especial quando a base do aerogerador é móvel, ou seja, gira em torno do eixo
vertical, pois nestes casos a distância entre dois aerogeradores deve ser tal
que não permita em momento algum a colisão entre as hélices.
Como apresentado no item 6.1.2, dividiu-se a área de instalação dos
módulos fotovoltaicos e aerogeradores em regiões, a seguir serão
apresentados os cálculos para o dimensionamento dos equipamentos em cada
uma das regiões. Como os cálculos se repetem em todas as regiões, será
descrito detalhadamente a região 1.1 E para as demais serão apresentados
apenas os cálculos.
6.1.4.1 Região 1.1
A região 1.1 encontra-se no nível 38,22m e está situada no lado direito
do salão de festas. Com dimensões de L = 4,05m, C=5,15m e A = 20,8575m²
onde L é a largura, C o comprimento e A a área, entretanto essas dimensões
são do plano, sem considerar o ângulo de instalação. Como os módulos devem
ser instalados com um ângulo α, é necessário calcular o novo C. Sabendo que
o ângulo de instalação dos módulos é de 30° basta fazer o cálculo utilizando a
regra dos catetos, apresentado na equação (6.3) para descobrir o novo Cα:
(6.3)
87
Desta forma, a área útil (Au) para instalação dos módulos é o produto de
L e Cα dado na equação (6.4):
(6.4)
Feitas todas as considerações apresentadas no item 6.1.3.1.1, para esta
região, foi optado pela utilização do módulo KD70SX-1P, que tem as seguintes
dimensões L = 0,60m e C = 0,778m, analisando a geometria da área a serem
instalados, será possível instalar 42 módulos, distribuídos em 7 filas e 6
colunas.
Para o dimensionamento do inversor a ser utilizado é necessário
analisar as características descritas no item 6.1.3.3, por tanto a seguir serão
apresentados os cálculos necessários para dimensionar o mesmo. Serão
conectados 21 módulos em série, formando duas strings ligadas em paralelo.
Potência de entrada: basta multiplicar o número de módulos (Nm)
pela potência individual (Pi) de cada módulo, para obter a
potência total, conforme mostra a equação (6.5):
(6.5)
Tensão contínua de operação em MPPT: basta multiplicar o
número de módulos da string (Nms) pela tensão nominal do
módulo (Vncc), conforme equação (6.6):
(6.6)
Conforme exposto anteriormente este valor de tensão é dado para o módulo
operando com temperatura de 25°C, para uma temperatura de 70°C a tensão
de operação reduz em aproximadamente 18%, desta forma a tensão contínua
de operação em MPPT passa a ser:
88
Máxima tensão contínua de entrada (Vinm): para descobrir a
máxima tensão do sistema é necessário descobrir a tensão de
circuito aberto na menor temperatura que o módulo possa vir a
operar. Neste caso considerou-se que esta temperatura é de -
10°C, fazendo uso da equação 6.2 e do coeficiente (Voc)
encontrado na TABELA 6 temos:
Agora basta multiplicar o valor de (Voc) corrigido pelo número de módulos da
string e obtemos a máxima tensão de entrada, conforme abaixo:
Máxima corrente de entrada, para descobrir qual a máxima
corrente do sistema, basta multiplicar a corrente Isc da strings
pelo número total de strings conectadas em paralelo (Nsp),
conforme (6.7):
(6.7)
Com estes dados calculados é possível escolher o inversor, dentre os
apresentados na TABELA 9 para esta região foi escolhido o inversor modelo 2.
89
6.1.4.2 Região 1.2
A região 1.2 encontra-se no nível 38,22m e está situada sobre a
cobertura do salão de festas. Suas dimensões são conforme apresentado na
Figura 24, sendo A = 110,40m².
Figura 24: Dimensões da região 1.2
Cálculo de Cα1:
Cálculo da área útil (Au1):
Cálculo de Cα2:
Cálculo da área útil (Au2):
Cálculo de Cα3:
90
Cálculo da área útil (Au3):
Cálculo da área útil total (Aut = Au1 + Au2 + Au3):
Feitas todas as considerações apresentadas no item 6.1.3.1.1, para esta
região, foi optado pela utilização do módulo HIP-215NKHE5, que tem as
seguintes dimensões L = 0,798m e C = 1,58m, analisando a geometria da área
a serem instalados, será possível instalar 86 módulos, distribuídos em três
conjuntos o primeiro com 11 filas e 7 colunas, o segundo com 2 filas e 4
colunas e o terceiro com 1 fila e 1 coluna.
Cálculo da potência de entrada:
Como a potência total é consideravelmente grande, serão utilizado dois
inversores para injetar a potência na rede, o primeiro estará ligado ao conjunto
1, que é formado por 44 módulos, que estão conectados em 4 strings paralelas
formadas por 11 módulos em série. O segundo inversor estará ligado ao
conjunto 2 que é formado por 40 módulos, que estão conectados e 4 strings
paralelas formadas por 10 módulos em série. Desta forma serão apresentados
os cálculos para o conjunto 1 e conjunto 2.
Cálculo da tensão contínua de operação em MPPT:
Cálculo da tensão contínua de operação em MPPT a 70°C:
91
Cálculo da máxima tensão contínua de entrada (Vinm):
Cálculo da máxima corrente de entrada:
Com estes dados calculados é possível escolher o inversor, dentre os
apresentados na TABELA 9, para esta região foram escolhidos dois inversores
do modelo 4.
6.1.4.3 Região 1.3
A região 1.3 encontra-se no nível 38,22m e está situada no lado
esquerdo do salão de festas. Com dimensões de L = 3,25, C=3,15m e A =
10,2375m.
Cálculo de Cα:
Cálculo da área útil (Au):
92
Feitas todas as considerações apresentadas no item 6.1.3.1.1, para esta
região, foi optado pela utilização do módulo KD70SX-1P, analisando a
geometria da área a serem instalados, será possível a utilização de 20
módulos, distribuídos em 5 filas e 4 colunas, estes módulos serão conectados
em duas strings ligadas em paralelo.
Cálculo da potência de entrada:
Cálculo da tensão contínua de operação em MPPT:
Cálculo da tensão contínua de operação em MPPT a 70°C:
Cálculo da máxima tensão contínua de entrada (Vinm):
Cálculo da máxima corrente de entrada:
Com estes dados calculados é possível escolher o inversor, dentre os
apresentados na TABELA 9, para esta região foi escolhido o inversor modelo 1.
93
6.1.4.4 Região 2.1
A região 2.1 encontra-se no nível 45,12m e está situada no lado
esquerdo da caixa d’água. Com dimensões de L = 4,15m, C = 5,15m e A =
21,3725m².
Cálculo de Cα:
Cálculo da área útil (Au):
Feitas todas as considerações apresentadas no item 6.1.3.1.1, para esta
região, foi optado pela utilização do módulo HIP-215NKHE5, analisando a
geometria da área a serem instalados, será possível instalar 14 módulos,
distribuídos em 4 filas e 3 colunas e uma fila de 2 colunas. Serão conectados 7
módulos em série, formando duas uma strings em paralelo.
Cálculo da potência de entrada:
Cálculo da tensão contínua de operação em MPPT:
Cálculo da tensão contínua de operação em MPPT a 70°C:
Cálculo da máxima tensão contínua de entrada (Vinm):
94
Cálculo da máxima corrente de entrada:
Com estes dados calculados é possível escolher o inversor, dentre os
apresentados na TABELA 9, para esta região foi escolhido o inversor modelo
B.
6.1.4.5 Região 3.1
A região 3.1 encontra-se no nível 48,27m e está situada sobre a caixa d’água.
Com dimensões de L = 7,55m, C = 5,15m e A = 38,8825m².
Cálculo de Cα:
Cálculo da área útil (Au):
Feitas todas as considerações apresentadas no item 6.1.3.1.1, para esta
região, foi optado pela utilização do módulo HIP-215NKHE5, analisando a
geometria da área a serem instalados, será possível instalar 27 módulos,
distribuídos em 3 filas e 9 colunas. Serão conectados 9 módulos em série,
formando três strings em paralelo.
Cálculo da potência de entrada:
Cálculo da tensão contínua de operação em MPPT:
Cálculo da tensão contínua de operação em MPPT a 70°C:
95
Cálculo da máxima tensão contínua de entrada (Vinm):
Cálculo da máxima corrente de entrada:
Com estes dados calculados é possível escolher o inversor, dentre os
apresentados na TABELA 9, para esta região foi escolhido o inversor modelo 3.
Nesta região também será instalado um aerogerador, dentre os dois
modelos apresentados na TABELA 7 decidiu-se por utilizar o modelo X, este
modelo tem 5,55m de diâmetro. O aerogerador deverá ser instalado em uma
torre com no mínimo 4m de altura evitando que haja obstáculos para o vento.
Desta forma a altura final de instalação do aerogerador será de 52,27m,
ligeiramente maior que altura de 50m considerada ideal para este tipo de
aplicação.
6.1.4.6 Potência total instalada
A potência total instalada é soma da potência instalada em cada uma
das 5 regiões, tanto dos módulos fotovoltaicos quanto dos aerogeradores. A
TABELA 11 apresenta a potência instalada em cada uma das regiões
separadas por tipo de geração e a potência total instalada.
96
TABELA 11 - POTÊNCIA INSTALADA
Região Fotovoltaica Eólica 1.1 2940 [W] X 1.2 18060 [W] X 1.3 1400 [W] X 2.1 3010 [W] X 3.1 5805 [W] 6000 [W]
Total por Tipo de Geração 31215 [W] 6000 [W] Total Instalado 37,215 [kW]
Fator de Potência 1 Total Instalado 37,215 [kVA]
Fonte: Autor.
6.1.5 Cálculo da energia produzida
Módulos Fotovoltaicos
Existem dois métodos para calcular a energia produzida por módulos
fotovoltaicos, o primeiro é através do método da insolação que pode ser
empregado quando se tem informação sobre a energia do sol disponível
diariamente no local da instalação, porém este método só pode ser aplicado a
sistemas que possuem controladores de carga com o recurso de MPPT. O
segundo método é o da corrente máxima do módulo, este considera que não é
possível extrair a potência máxima da energia do sol, pois o sistema não está
equipado com o recurso MPPT. Como o sistema projetado neste trabalho conta
com o recurso de MPPT, será o utilizado o primeiro método para o cálculo da
energia produzida.
Para utilizar este método é necessário saber o valor da insolação diária
para a região onde o sistema será instalado. Este valor é expresso em watt-
hora por metro quadrado por dia (Wh/m²/dia) e pode ser encontrado em mapas
solarimétricos. Esses valores são a soma das insolações diárias divido pelo
número total de dias do ano, ou seja, a média de insolação anual. Desta forma,
nos períodos de verão a insolação será maior que este valor, já nos períodos
de inverno será menor.
97
Para efetuar o cálculo, além da insolação diária é necessário é
levantamento das características do sistema como: área da superfície do
módulo e a eficiência do módulo. Com estes valores é possível, através da
equação (6.8), calcular a energia produzida diariamente.
(6.8)
Onde:
= Energia produzida pelo módulo diariamente [Wh];
= Insolação diária [Wh/m²/dia];
= Área do módulo [m²];
= Eficiência do módulo;
Para obter a quantidade de energia total produzida é necessário
multiplicar a energia produzida individualmente pelo número total de módulos
do sistema. Desta forma com a equação (6.9) é possível calcular a energia total
produzida por região:
(6.9)
Onde:
= Energia produzida pelo módulo diariamente [Wh];
= Energia produzida pelo sistema da região 1.1 diariamente [Wh];
= Número de módulos no sistema;
A energia injetada na rede será calculada considerando o máximo
rendimento do inversor através da equação 6.10:
(6.10)
98
Aerogeradores
Para calcular a energia produzida por um aerogerador o principal dado é
a velocidade dos ventos no local onde este será instalado. Porém,
aparentemente o vento é imprevisível e resultado da contínua circulação das
camadas de ar da atmosfera sob a ação predominante da energia radiada pelo
sol e pela rotação da terra. Entretanto apesar da aparente imprevisibilidade e
da inconstância do vento, este apresenta velocidades e direções sazonais e
diurnas bem definidas dentro de seu caráter estocástico.
Segundo o Atlas do Potencial Eólico do Estado do PARANÁ
(SCHUBERT, 2007) :
“o vento pode variar bastante no intervalo de horas ou dias, porém, em termos estatísticos, tende a um regime diurno predominantemente regido por influências locais (...). No intervalo de meses ou anos, os regimes de vento passam a apresentar notável regularidade, com sazonalidade bem definida ao longo do ano. Ao longo de décadas, em geral, as velocidades médias anuais apresentam variações inferiores a 10% da média de longo prazo.”
Desta forma para o cálculo da energia produzida serão considerados os
valores médios anuais para Curitiba segundo (SCHUBERT, 2007) onde a
velocidade média dos ventos a uma altura de 50m é aproximadamente
, e a densidade média do ar é aproximadamente .
Para conseguir calcular a energia gerada, é necessário calcular antes a
potência extraída do vento, que segundo (FADIGAS, 2011) é dada pela
equação (6.11):
(6.11)
Onde:
= Potência extraída do vento;
= Densidade do ar;
= Área varrida pela hélice;
= Velocidade do vento.
99
Se agora considerarmos o coeficiente de potência do aerogerador ,
que traduz a relação entre a potência mecânica do conversor e a potência
contida no vento, a eficiência ƞ do conjunto gerador/transmissões mecânicas e
elétricas e o intervalo de tempo do aerogerador em operação é possível
através da equação (6.12) calcular a energia produzida pelo aerogerador.
(6.12)
Segundo (COLLE & PEREIRA, 1998) a insolação diária na região de
instalação do sistema (Região Sul do Brasil) é de 5015 [Wh/m²]. Para o cálculo
da energia produzida pelos módulos fotovoltaicos será considerada uma
insolação de 4500 [Wh/m²] tendo em vista que Curitiba é uma região que
apresenta grande nebulosidade. Para a energia gerada pelos aerogeradores
serão utilizados os valores apresentados no Atlas do Potencial Eólico do
Estado do PARANÁ. A seguir serão apresentados os valores calculados de
energia gerada para cada uma das 5 regiões nas TABELA 12 a TABELA 16
respectivamente.
TABELA 12 - CÁLCULO DA ENERGIA PRODUZIDA NA REGIÃO 1.1
Região 1.1 Modelo do Módulo 1
Número de Módulos 42 0,51348m²
ƞ
13,6%
4500 [Wh/m²/dia]
314,249 [Wh/dia]
13,198 [kWh/dia]
Rendimento Inversor 96 [%]
12,67 [kWh/dia]
Fonte: Autor
TABELA 13 - CÁLCULO DA ENERGIA PRODUZIDA NA REGIÃO 1.2
Região 1.2 Modelo do Módulo 2
Número de Módulos 86 1,26084m²
ƞ
17,1%
4500 [Wh/m²/dia]
970,2 [Wh/dia]
83,438 [kWh/dia]
Rendimento Inversor 98 [%]
81,769 [kWh/dia]
Fonte: Autor
100
TABELA 14 - CÁLCULO DA ENERGIA PRODUZIDA NA REGIÃO 1.3
Região 1.3 Modelo do Módulo 1
Número de Módulos 20 0,51348m²
ƞ
13,6%
4500 [Wh/m²/dia]
314,249 [Wh/dia]
6,284 [kWh/dia]
Rendimento Inversor 93,5 [%]
5,876 [kWh/dia]
Fonte: Autor
TABELA 15 - CÁLCULO DA ENERGIA PRODUZIDA NA REGIÃO 2.1
Região 2.1 Modelo do Módulo 2
Número de Módulos 14 1,26084m²
ƞ
17,1%
4500 [Wh/m²/dia]
970,2 [Wh/dia]
13,583 [Wh]
Rendimento Inversor 96 [%]
13,039 [kWh/dia]
Fonte: Autor
TABELA 16 - CÁLCULO DA ENERGIA PRODUZIDA NA REGIÃO 3.1
Região 3.1 Modelo do Módulo 2
Número de Módulos 27 1,26084m²
ƞ
17,1%
4500 [Wh/m²/dia]
970,2 [Wh/dia]
26,195 [kWh/dia]
Rendimento Inversor 96,1 [%]
3.1.2 25,174 [kWh/dia]
Modelo do Aerogerador Verne555 Número de Aerogeradores 1
1,12
24,1922 [m²]
4,5 [m/s]
0,2343
93 [%]
24h
6,456 [kWh/dia]
Rendimento Inversor 98 [%]
3.1.2 6,326 [kWh/dia]
Fonte: Autor
101
Para calcular a energia total produzida ( ) basta somar a energia
produzida por cada uma das 5 regiões, conforme equação (6.13):
(6.13)
A energia total injetada na rede ( ) é a soma da energia injetada por
cada uma das 5 regiões conforme equação (6.14):
(6.14)
6.1.6 Cálculo da demanda
O cálculo da demanda é importante para conhecer qual a máxima
potência que pode ser exigida pelo edifício, a demanda é inferior a potência
instalada e a potência exigida durante a maior parte do tempo é inferior a
demanda. Para o cálculo da demanda do condomínio e do edifício será
utilizada a Norma Técnica Copel – NTC 900600 INSTRUÇÕES PARA
CÁLCULO DA DEMANDA EM EDIFÍCIOS – RESIDÊNCIAS DE USO
COLETIVO, também será apresentado o consumo real do condomínio, uma
vez que o prédio em estudo é real.
6.1.6.1 Demanda do condomínio
Como mencionado anteriormente, para o cálculo da demanda do
condomínio será utilizado a normal NTC 900600, a qual diz que deve-se
considerar individualmente as cargas a seguir:
102
Cargas de iluminação;
Cargas de tomada;
Motores de elevadores e bombas d’água;
Outras cargas, tais como aparelhos de ar condicionado, sauna,
aquecedores e equipamentos para piscina.
A norma supracitada apresenta o seguintes critérios:
a) Para iluminação deve-se considerar 100% da carga total instalada para os
primeiros 10[kW] e 25% para o que exceder os 10[kW].
b) Para tomadas de uso geral deve ser aplicado o percentual de 20% à carga
total instalada.
c) Para elevadores e bombas deve-se aplicar a Tabela 3 da norma
supracitada, aplicando-se o fator de diversidade 1,0 para este grupo.
d) Para as demais cargas motrizes deve-se aplicar a mesma tabela, porém
considerando fator de diversidade 1,0 a cada grupo destas cargas.
e) Para as cargas não motrizes deve ser realizada uma análise particular,
aplicando-se a mesma tabela e fator de demanda em função de suas
características.
A demanda total do condomínio é calculada somando as demandas parciais
do condomínio.
Após distribuir os pontos de energia conforme indicado na NBR 5410:2004,
a potência instalada do condomínio é apresentada na TABELA 17, com estes
valores é possível aplicar o método acima exposto para calcular a demanda do
condomínio.
TABELA 17 - POTÊNCIA INSTALADA DO CONDOMÍNIO
Tipo de Carga Potência Fator de Potência
Iluminação 17760 [W] 0,96 Tomadas 13708 [W] 0,92
Bomba de recalque 1,5 [cv] X Elevador 12 [cv] X
Fonte: Autor
a) Demanda da iluminação:
103
b) Demanda de tomadas:
c) Demanda da bomba de recalque:
Para uma bomba de 1,0 [cv], conforme tabela 3 da norma NTC 900600 a
demanda é de:
c) Demanda dos motores dos elevadores:
Para dois motores de 7,5 [cv] cada, conforme tabela 3 da norma NTC 900600 a
demanda é de:
Desta forma somando as demandas individuais obtém-se a demanda total do
condomínio:
Com a demanda calculada é possível verificar em qual categoria de
atendimento o condomínio se enquadra. Conforme a tabela 1 da norma
NTC901110, a categoria de atendimento é 38, que atende a uma demanda de
30kVA, sendo alimentada com 3 fases, o disjuntor de proteção geral deve ser
trifásico de 80A.
Como mencionado anteriormente o potência exigida geralmente é bem
inferior a demanda calculada, desta forma para conhecer o consumo real de
energia, foi necessário ter acesso a fatura de energia elétrica do condomínio, a
TABELA 18 apresenta o consumo do condomínio nos últimos seis meses além
da média destes valores.
104
TABELA 18 - CONSUMO MENSAL DO CONDOMÍNIO
Período de Consumo Consumo [kWh]
Janeiro / 2013 1179 Dezembro / 2012 1477 Novembro / 2012 1490 Outubro / 2012 1385
Setembro / 2012 1701 Agosto /2012 2015
Média 1541,17
Fonte: Fatura fornecida pela administradora do condomínio.
6.1.6.2 Demanda dos apartamentos
Para o cálculo da demanda de cada apartamento foi utilizada a equação
(6.15):
(6.15)
Onde:
= Demanda individual de cada apartamento;
= Soma das potências da iluminação e tomadas de uso geral;
= Soma das potências da iluminação e tomadas de uso geral;
= Fator de demanda dado pela TABELA 19;
= Fator de demanda dado pela TABELA 20;
105
TABEL 19 - FATORES DE DEMANDA PARA ILUMINAÇÃO E TOMADAS DE USO GERAL
Potência [VA] Fator de Demanda (g1)
0 a 1000 0,86
1001 a 2000 0,75
2001 a 3000 0,66
3001 a 4000 0,59
4001 a 5000 0,52
5001 a 6000 0,45
6001 a 7000 0,40
7001 a 8000 0,35
8001 a 9000 0,31
9001 a 10000 0,27
Acima de 10000 0,24
Fonte: (CAVALIN & CERVELIN, 2010)
TABELA 20 - FATORES DE DEMANDA PARA TOMADAS DE USO ESPECÍFICO
N° de circuitos
TUE’s g2 N° de circuitos TUE’s g2
01 1,00 11 0,49
02 1,00 12 0,48
03 0,84 13 0,46
04 0,76 14 0,45
05 0,70 15 0,44
06 0,65 16 0,43
07 0,60 17 0,41
08 0,57 18-19-20 0,40
09 0,54 21-22-23 0,39
10 0,52 24-25 0,38
Fonte: (CAVALIN & CERVELIN, 2010)
Depois de realizar a distribuição dos pontos de iluminação e tomadas
conforme indicado na NBR 5410:2004, chegou-se a potência instalada e
número de pontos conforme abaixo:
Iluminação: 32 pontos e 2590 [VA] de potência instalada;
Tomadas de uso específico: 53 pontos e 10300 [VA] de potência
instalada;
Tomadas de uso específico: 2 pontos e 2000 [VA] de potência
instalada;
Desta forma temos que:
106
= 12890 [VA];
= 2000 [VA];
= 0,24;
= 1.
Aplicando a equação (6.15) a demanda de cada apartamento ( ) é:
Consultando a tabela 2 da norma NTC 901100 este consumidor
enquadra-se na categoria 12, demanda máxima de 6 [kVA], no qual o disjuntor
de proteção geral deve ser monofásico de 50A, a entrada de energia é feita a
dois fios com uma fase.
Para calcular a demanda total dos apartamentos deve-se multiplicar a
demanda individual pelo fator de diversidade em função da quantidade de
apartamentos, este fator pode ser encontrado na tabela 2 da NTC 900600.
Para doze apartamentos este fator é 11,2, desta forma a demanda total dos
apartamentos ( ) é:
6.1.6.3 Demanda do edifício
Para o cálculo da demanda do edifício deve-se utilizar como referência a
norma NTC 900600, a qual diz que a demanda total do edifício é determinada
pela soma as demanda dos apartamentos e da demanda do condomínio.
Recomenda-se ainda que o dimensionamento da demanda total do edifício seja
feita de modo que a corrente considerada não seja inferior a corrente
correspondente à potência de 26 [kVA] somada à demanda do condomínio.
Temos então que a demanda do edifício é:
107
6.1.7 Distribuição de energia
Este projeto foi elaborado tendo em vista as Normas da Concessionária
local e NBR´s aplicáveis.
As especificações, testes de equipamentos e materiais das instalações
elétricas, deverão estar de acordo com as normas técnicas, recomendações e
prescrições a seguir relacionadas.
Os equipamentos e serviços a serem fornecidos deverão estar de
acordo com as normas e regulamentações governamentais, além das normas
da ABNT - Associação Brasileira de Normas técnicas e normas locais da
Concessionária de Energia Elétrica.
Segue relação das principais normas:
- NR10 – Segurança em instalações e serviços em eletricidade.
- NBR 5410 – Instalações elétricas em baixa tensão.
- NBR 9513 – ABNT – Emendas para cabos de potência isolados para
tensões até 750 V – Especificação.
- NBR 5413 – Iluminação de Interiores.
- NBR 5111 – Fios de cobre nus, de seção circular, para fins elétricos –
Especificação.
- NBR 5361 – Disjuntor de baixa tensão - especificação.
- NBR NM – 280 e NBR 7886 – Cabos de potência com isolação sólida
extrudada de borracha etileno propileno (EPR) para tensões de 1kV a 35kV.
- NTC 900100 – Projetos de Entrada de Serviço.
- NTC 901100 – Fornecimento em Tensão secundaria de distribuição.
- NTC 900600 – Instruções para Cálculo da demanda em edifícios residenciais
de uso coletivo.
- NTC 901110 - Atendimento a edificações de uso coletivo.
- NTC 910100 – Caixas para equipamentos de medição e centro de medição
modulado.
108
- NTC 910900 – Equipotencialização em instalações prediais.
- NTC 905100 – Manual de acesso de geração distribuída ao sistema da Copel.
6.1.7.1 Entrada de energia
A entrada de energia será através de ramal subterrâneo em baixa
tensão, derivando diretamente da rede de distribuição, com fornecimento nas
tensões de 220/127V. O edifício enquadra-se na demanda 112,5[kVA],
conforme norma NTC 901110, desta forma, deve ter um disjuntor de proteção
geral termomagnético tripolar de 300A.
O padrão de energia terá fornecimento a quatro condutores: 220/127 V,
composto de cabos cobre #2x70mm² para fase e #2x70mm² para o neutro,
ancorado em poste, conforme projeto na prancha 05 de 06. O
dimensionamento da entrada de serviço deverá obedecer às exigências da
Tabela 2, página 44 da norma técnica NTC-901100 COPEL.
O neutro da entrada de serviço deverá ser aterrado junto à caixa de
medição ou proteção geral conforme norma técnica NTC-901100 COPEL, com
condutor de aterramento de cobre nú de 50mm², empregando-se, no mínimo,
um eletrodo de aterramento. O condutor de aterramento deve ser interligado às
caixas tipo NS e CMM. As partes metálicas da entrada de serviço sujeitas à
energização acidental deverão ser permanentemente ligadas ao cabo terra.
A proteção geral da entrada deverá ser feita através de um disjuntor
termomagnético tripolar de 300A, instalado em uma caixa seccionadora NS
vertical conforme norma NTC910100. Localizado no pavimento térreo, no HALL
DE CIRCULAÇÃO ao lado esquerdo do centro de medição. Nesta caixa
também deverá ser instalado dois disjuntores termomagnéticos tripolares, um
de 200A para proteção dos circuitos alimentadores dos apartamentos e um de
100A para proteção do QGBT que alimenta o condomínio.
109
6.1.7.2 Centro de medição
O centro de medição será instalado no “HALL DE CIRCULAÇãO” no
pavimento térreo, ao lado direto da caixa seccionadora, será composto por 6
caixas do tipo CMM com as dimensões de A = 1360mm, L = 310mm e P =
220mm para medição, estas caixas devem seguir o padrão da COPEL.
As caixas de 1 a 5 serão destinadas aos medidores individuais de cada
apartamento, sendo numerados os medidores da seguinte forma: apartamento
1 – Medidor 2, apartamento 2 - Medidor 3, sucessivamente até o apartamento
12 – Medidor 13. Os medidores dos apartamentos poderão ser do tipo
unidirecional.
A última caixa será destina à medição da energia do condomínio. Como
a energia gerada no edifício será injetada na rede elétrica no barramento de
distribuição do condomínio, o medidor deverá ser bidirecional, de forma a
contabilizar tanto a energia consumida, quanto a energia injetada na rede.
Nesta caixa deverá ser instalado um disjuntor termomagnético tripolar de 100A
para proteção geral, além de uma chave seccionadora tripolar sem elementos
fusíveis para seccionamento e desconexão do sistema, conforme prancha 05
de 07, diagrama trifilar do projeto. As características técnicas da medição
deverão estar em conformidade com o item 5.3 REQUISITOS DE MEDIÇÃO da
norma NTC905100 – MANUAL DE ACESSO DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA.
Haverá ainda um Quadro Geral de Baixa Tensão (QGBT) contendo um
disjuntor termomagnético tripolar de 100 A, para proteção geral dos ramais
alimentadores do condomínio. Este quadro terá 4 disjuntores monopolares, um
para QDL_01 localizado no subsolo 2, um para o QDL_02 localizado no sub
solo_1, um para o QDL_03 localizado no térreo e um para o QDI para
iluminação das escadas. Este quadro deverá ter ainda um disjuntor
termomagnético tripolar de 100A para o QDC (quadro de distribuição e
conexão) localizado na casa de máquinas.
110
6.1.7.3 Quadros de distribuição local (QDL)
Os quadros de distribuição local deverão ser instalados conforme a
necessidade indicada no item anterior e ao menos um em cada apartamento.
Estes quadros serão em PVC do tipo embutir, e deverão conter um disjuntor
geral de proteção, barramento de terra e neutro separados, além de DR’s
(interruptor diferencial) com sensibilidade 30mA e corrente nominal conforme
necessidade de cada circuito. Os DR’s devem ser instalados nos circuitos que
alimentam ambientes úmidos e em locais externos, conforme prescrito na NBR
5410.
6.1.7.4 Prumada
A distribuição de energia dentro do edifício será feita através do shaft
localizado no HALL / CIRCULAÇÃO. Neste shaft deverá passar toda a fiação
para alimentação dos apartamentos além do QI.
6.1.7.4.1 Cálculo dos condutores
A secção dos condutores foi determinada através da capacidade de
condução de corrente (conforme tabelas 36 e 37 da NBR - 5410), instalação
tipo B1 ou D, considerando o fator de agrupamento (conforme tabela da
referida norma).
Para o cálculo da corrente de circuitos monofásico foi utilizada a
equação (6.16) e para os circuitos trifásicos a equação (6.17):
(6.16)
(6.17)
111
Onde:
= Corrente do circuito;
= Potência aparente do circuito;
= Tensão entre fase e neutro;
= Tensão entre fases.
Para o cálculo da queda de tensão em circuitos CA foi utilizada a
equação (6.18):
(6.18)
Onde:
∆V = Queda de tensão em volts;
= Corrente do circuito;
= Queda de tensão unitária [V/A * km];
= Distância em quilômetros.
Para o cálculo da queda de tensão em circuitos CC foi utilizada a
equação (6.19):
(6.19)
Onde:
∆V = Queda de tensão em volts;
= Corrente do circuito;
= Resistência do cabo em corrente contínua [Ω/km];
112
= Distância em quilômetros.
6.1.7.5 Quadro de interligação (QI)
A conexão da geração fotovoltaica e eólica com o sistema de distribuição
do condomínio será feita no Quadro de Interligação localizado na Casa de
Máquinas, este quadro deverá ter um disjuntor termomagnético tripolar de
100A para proteção geral, além de um disjuntor monopolar para alimentar o
QDL_18 localizado na Caixa d’água, um disjuntor bipolar para alimentar o
QDL_16 localizado no salão de festas, um disjuntor tripolar para alimentar o
QDL_17 localizado na casa de máquinas.
Este quadro deverá ter conectado no barramento de saída um disjuntor
termomagnético tripolar de 100A, com a finalidade de proteger e seccionar a
geração do restante do sistema
6.1.7.6 Quadro de proteção CA (QPCA)
Este quadro será utilizado para a conexão dos inversores ao sistema de
distribuição. Deverá ser provido de um disjuntor termomagnético tripolar de
100A proteção geral e disjuntores para proteção de cada um dos inversores,
conforme diagrama trifilar. Junto ao disjuntor geral deverá ser instalado um relé
com as seguintes funções de proteção:
25 – Relé de verificação de sincronismo ou sincronização;
27 – Relé de subtensão;
59 – Relé de sobretensão;
78 – Relé de medição de ângulo de fase / proteção contra falta de
sincronismo;
81 – Relé de frequência (sub e sobre).
113
6.1.7.7 Desenhos
O projeto é composto por 6 pranchas em formato A0 e uma em formato
01 conforme descrito a seguir:
Prancha 01 de 07 – LAYOUT INSTALAÇÃO MÓDULOS FOTOVOLTAICOS;
Prancha 02 de 07 – CONEXÃO DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS;
Prancha 03 de 07 – LAYOUT IDEALIZADO PARA INSTALAÇÃO DO AEROGERADOR;
Prancha 04 de 07 – ESQUEMA UNIFILAR DE PROTEÇÃO – ALIMENTAÇÃO DA COPEL – GERAÇÃO FOTOVOLTAICA;
Prancha 05 de 07 – ESQUEMA TRIFILAR DE PROTEÇÃO - ALIMENTAÇÃO DA COPEL – GERAÇÃO FOTOVOLTAICA;
Prancha 06 de 07 – IMPLANTAÇÃO TÉRREO/CASA DE MÁQUINAS
Prancha 06 de 06 – PRUMADA.
Para uma melhor apresentação visual do trabalho, os desenhos são
apresentados no final do volume.
114
7. RESULTADOS ENCONTRADOS
7.1 ANÁLISE TÉCNICA
Com a finalização do projeto é possível realizar uma análise dos
resultados teóricos encontrados, tanto para o consumo quanto para a geração,
além de comparar com os dados reais.
Conforme apresentado no item 6.1.6.1, a demanda calculada do
condomínio é de 29,9175 [kVA] e conforme item 6.1.4.6 a potência total de
geração instalada é de 37,215 [kVA], ou seja, considerando a demanda
máxima e a capacidade de geração instalada, o sistema de geração seria
suficiente para suprir o consumo do condomínio com um excedente de 7,2975
[kVA] que poderiam ser consumidos nos apartamentos ou injetados na rede.
Porém sabe-se que tanto a demanda máxima não é exigida durante todo o
tempo, como o sistema de geração não produz com a capacidade máxima
instalada, pelos motivos anteriormente expostos. Desta forma a análise destes
dados não retrata o perfil técnico do sistema.
Para conhecer o real consumo do condomínio foi necessário obter a
fatura de energia elétrica do mesmo, os valores da fatura estão apresentados
na TABELA 18, sendo a média de consumo nos últimos 6 meses igual a
1541,17[kVAh]. Este valor pode ser comparado com a estimativa de energia
injetada na rede, calculada no item 6.1.5, que é de 144,845 [kVAh/dia],
considerando um mês com 30 dias, temos que a energia total gerada em um
mês será de 4345,35 [kVAh]. Comparando com a energia consumida conclui-
se que o sistema de geração é capaz de gerar 2,819 vezes mais energia do
que o condomínio consome.
Analisando os cálculos da energia produzida, conclui-se que o
aerogerador representa 4,36% de toda a energia injetada na rede e que a
eficiência deste sistema é de apenas 4,39% contra 15,51% do sistema
fotovoltaico, isto devido ao fato de Curitiba apresentar velocidade média e
densidade média dos ventos baixas, descartando então, a geração através do
115
aerogerador e considerando apenas o sistema fotovoltaico, temos como
resultado, uma potência injetada na rede de 4155,84 [kWh] ainda superior ao
consumo do condomínio em 2,6965 vezes.
7.2 ANÁLISE FINANCEIRA
Para avaliação da viabilidade econômico-financeira do projeto será
utilizado o método do “Prazo de Retorno ou Prazo de Recuperação do
Investimento”, além de calcular o VPL – Valor Presente. Para os cálculos
destes parâmetros será utilizada a ferramenta computacional “Excel” da
Microsoft Corporation ®, a qual disponibiliza as funções Nper para o cálculo do
prazo de retorno e VPL para o cálculo do valor presente líquido.
Para a análise financeira, realizou-se uma estimativa de preços dos
principais componentes do sistema fotovoltaico apresentado na TABELA 21.
Estes valores foram obtidos através de uma pesquisa de preço aos
fornecedores situados no Brasil. O valor final é resultado da média entre os
orçamentos realizados.
TABELA 21 - CUSTO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO
Produto Quantidade Valor un. [R$] Valor Total [R$]
Módulo Solar 215W 62 790,00 48980,00
Módulo Solar 70W 122 1297,80 158331,60
Inversor A 1 5668,87 5668,87
Inversor B 2 7323,12 14646,24
Inversor C 1 8618,40 8648,40
Inversor D 1 13100,22 13100,22
Estruturas de Fixação 1 65000,00 65000,00
Materiais Elétricos 1 37000,00 37000,00
Instalação 1 38000,00 38000,00
Projeto 1 10000,00 10000,00
TOTAL 399345,33
Fonte: Autor
Realizaram-se duas análises, a primeira considerando apenas o
abatimento da fatura do condomínio, não considerando a energia total gerada.
Na segunda análise considerou-se a geração total de energia, sendo que para
116
tal, a energia gerada não consumida pelo condomínio seria abatida da fatura
dos apartamentos. Dentro destes dois cenários realizaram-se os cálculos
simulando algumas taxas de juros. A TABELA 22 apresenta os valores
considerados para os cálculos da análise financeira. A vida útil dos
equipamentos foi estimada em 20 anos, desta forma para ser financeiramente
viável é necessário que no prazo de 20 anos o VPL seja maior que zero.
TABELA 22: VALORES CONSIDERADOS PARA ANÁLISE FINANCEIRA
Investimento -R$ 399.345,33
Média Consumo Condomínio 1541,170 kWh
Et_inj 4155,840 kWh
Preço kWh R$ 0,457658
Abatimento Mensal Condomínio R$ 705,33
Abatimento Mensal Total Gerado R$ 1.901,95
Fonte: Autor
TABELA 23: ANÁLISE FINACEIRA CONSIDERANDO APENAS CONDOMÍNIO
Taxa a.a. % 0,00 1,00 7,11 10,00
Taxa a.m. % 0,00 0,06 0,19 0,22
Nper [meses] 566,18 690,52 #NÚM! #NÚM!
Nper [anos] 47,18 57,54 #NÚM! #NÚM!
VPL - R$ 230.066,42 - R$ 241.634,38
Fonte: Autor * #NÚM! = Não apresenta resultado.
TABELA 24: ANÁLISE FINACEIRA CONSIDERANDO GERAÇÃO TOTAL
Taxa a.a. % 0,00 1,00 2,60 5,00 7,11 10,00 20,00
Taxa a.m. % 0,00 0,06 0,11 0,16 0,19 0,22 0,29
Nper [meses] 209,97 224,34 239,71 256,47 268,42 282,61 323,31
Nper [anos] 17,50 18,70 19,98 21,37 22,37 23,55 26,94
VPL [R$] 57.123,49 25.929,92 426,48 -0.990,17 -3.285,76 -5.460,71 -70.397,22
Fonte: Autor
Na TABELA 23 é possível verificar, que para o investimento ser
totalmente recuperado é necessário um tempo superior a vida útil dos
equipamentos.
Na TABELA 24 considerando a geração total verifica-se que o
investimento é recuperado dentro do prazo de 20 anos quando consideradas
117
taxa de juros de até 2,6% ou ao ano. Porém quando consideradas taxas
maiores como a SELIC que no ano de 2013 está em aproximadamente 7,11%,
o investimento precisaria de 22,37 anos para ser recuperado.
118
CONCLUSÃO
O crescente aumento mundial da demanda de energia elétrica causa
preocupação, pois grande parte das usinas elétricas utiliza combustíveis
fósseis os quais causam elevados níveis de poluição. Porém, com o avanço da
tecnologia e o incremento de fontes limpa e renováveis na matriz energética
mundial esta situação pode melhorar.
É de fundamental importância a utilização de fontes de energia limpa
como a solar e a eólica, mas diferentemente do que a maior parte das pessoas
pensam essas fontes também geram certa poluição causando impactos
ambientais. Estes sistemas não geram poluição da mesma forma que uma
usina térmica, por exemplo, que causa poluição na geração de energia térmica
para posterior transformação em energia elétrica, mas sim no processo de
fabricação de seus equipamentos e componentes. Os módulos fotovoltaicos
dependem de grande quantidade de energia em sua fabricação e utilizam
matérias primas que precisam ser extraídos da natureza. Portanto é importante
realizar estudos de impactos ambientais também para a instalação destes
sistemas em grande porte. Todavia estes sistemas ainda assim são
considerados ecologicamente corretos e, sem dúvida, apresentam um grau de
impacto ambiental muitas vezes menor do que as tradicionais fontes de
energia.
Apesar de países desenvolvidos terem leis de incentivo a utilização de
fontes renováveis a muitos anos, apenas em 2012 o Brasil publicou uma
resolução que tem por objetivo a liberação da geração de energia por
consumidores, sendo o excedente desta produção injetado na rede das
concessionárias. Esta ação abre caminho para uma nova forma de concepção
do sistema energético brasileiro, porém, através da realização deste trabalho
pode-se observar que esta ação apenas, não é suficiente para alavancar o
crescimento de sistemas de energia renovável.
Através da análise técnica foi possível observar, que estes sistemas
alternativos apresentam bom desempenho quando utilizados em lugares
favoráveis. Com o cálculo da energia gerado, concluiu-se que a instalação de
aerogeradores na cidade de Curitiba é inviável tecnicamente, pois a maior
parte destes equipamentos operam com uma velocidade nominal de 12m/s
sendo que a velocidade média dos ventos em Curitiba é de 4,5m/s. Outro
agravante é que os aerogeradores disponíveis tem uma operação ideal com
ventos sem turbulência o que não é o caso dos ventos na cobertura dos
edifícios. No entanto a utilização de sistemas fotovoltaicos mostra-se uma
opção tecnicamente viável, atingindo níveis de rendimento satisfatórios, mesmo
quando instalados na cidade de Curitiba, popularmente conhecida como uma
119
cidade chuvosa e pouco ensolarada. Isso devido ao fato de que os módulos
fotovoltaicos não necessitam receber insolação máxima para gerarem energia.
Uma prova deste fato é a Alemanha, que apresenta índices de insolação
extremamente inferiores aos do Brasil e está entre os países referência em
geração solar.
A análise financeira mostra que os sistemas fotovoltaicos ainda são
inviáveis financeiramente, uma vez que o tempo de retorno sobre o capital
investido é maior que o período de funcionamento dos sistemas, estimados em
20 anos. Porém, acredita-se que ações do governo como a isenção de
impostos para os materiais e serviços ligados a estes sistemas, poderão
resultar em uma melhor viabilidade financeira, sem obtenção de lucros, porém
com a recuperação total do capital investido.
Desta forma, conclui-se que ainda são necessárias medidas de incentivo
dos governos para que o Brasil possa diversificar sua matriz energética com
sistemas fotovoltaicos de geração distribuída.
Durante o desenvolvimento deste trabalho, percebeu-se a possibilidade
dos seguintes estudos futuros: estudo sobre o período transitório da potência
injetada na rede quando ocorrem interrupções na geração, estudo dos
sistemas de distribuição em corrente contínua em microrredes e estudo das
técnicas de controle dos inversores para injeção da potência na rede.
120
REFERÊNCIAS
ALDABÓ, R. (2002). Energia Eólica. São paulo: Artliber.
ANEEL. (21 de 11 de 2012). ANEEL. Acesso em 21 de 11 de 2012, disponível em
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/OperacaoGeracaoTipo.asp?tipo=7&ger
=Outros&principal=E%C3%B3lica
ANEEL. (2005). Atlas de energia elétrica do Brasil. Brasília: ANEEL.
ANEEL. (2008). Atlas de Energia Elétrica do Brasil 3ª edição. Brasília.
ANEEL. (19 de 04 de 2012). Módulo 3 - Acesso ao Sistema de Distribuição. Brasíl.
BERTOI, E. F. (2012). ANÁLISE DOS INCENTIVOS À MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA SOB A
PERSPECTIVA DA VIABILIDADE ECONÔMICA DOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À
REDE. Porto Alegre, RS, Brasil.
BRASIL. (30 de Julho de 2004). DECRETO Nº 5.163, DE 30 DE JULHO DE 2004. Brasília, DF, Brasil.
BRASIL, & ANEEL. (17 de Abril de 2012). RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 482, DE 17 DE ABRIL DE
2012. Brasil.
CAVALIN, G., & CERVELIN, S. (2010). Instalações Elétricas Prediais. São Paulo: Erica.
COLLE, S., & PEREIRA, E. B. (10 de 1998). ATLAS DE IRRADIAÇÃO SOLAR DO BRASIL. Brasília, DF,
Brasil.
COPEL. (12 de 2012). NTC 905100. MANUAL DE ACESSO DE GERAÇÃO DISTRIBUIDA AO
SISTEMA DA COPEL . Paraná, Brasil.
CUSTÓDIO, R. d. (2009). ENERGIA EÓLICA PARA PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA. Rio de
Janeiro: Eletrobrás.
DONAUER. (s.d.). Acesso em 12 de 10 de 2012, disponível em
http://www.donauer.eu/pt/areas-de-negocio/sistemas-fotovoltaicos/sistemas-
isolados/sistemas-hibridos/
Energia, V. d. (s.d.). Ventos do Sul Energia. Acesso em 22 de 11 de 2012, disponível em
http://www.ventosdosulenergia.com.br/highres.php
FADIGAS, E. A. (2011). Energia Eólica. Barueri: Manile.
FC Solar. (s.d.). Acesso em 12 de 10 de 2012, disponível em FC Solar - Green energy:
http://www.google.com.br/imgres?num=10&hl=pt-
PT&biw=1366&bih=664&tbm=isch&tbnid=ABGGEFgSglZdRM:&imgrefurl=http://www.fc-
solar.com/%3Fpage_id%3D1945&docid=sQ_09Kxf95UfMM&imgurl=http://www.fc-
solar.com/wp-content/uploads/2010/05/02.jpg&w=595&h=313&ei=xGd4UN
FERNANDES, R. C., GODOY, R. B., MELO, G. A., SEIXAS, F. J., & CANESIN, C. A. (s.d.). Conversor
CA-CA de Elevado Fator de Potência para Aplicações com Geradores de Ímã Permanente. p. 6.
121
GASTALDO, M. M. (2009). Direito em Energia Elétrica - Histórico da regulamentação do setor
elétrico brasileiro. O Setor Elétrico , 7.
Informações Técnicas - Legislação. (s.d.). Acesso em 01 de 10 de 2012, disponível em ANEEL:
http://www.aneel.gov.br/area.cfm?id_area=50
JOYCE, A. (2007). Edifício Solar XXI. Protocolo de Quioto: panorama nacional , sector industrial
e gestão local, (p. 27). Seixal.
KYOCERA. (s.d.). KD70SX-1P.
LIU, C., CHAU, K., DIAO, C., ZHONG, J., ZHANG, X., GAO, S., et al. (s.d.). A New DC Micro-grid
System Using Renewable Energy and Electric Vehicles for Smart Energy Delivery.
O que é 'Geração Distribuida'? (s.d.). Acesso em 02 de 10 de 2012, disponível em INEE
INSTITUTO NACIONAL DE EIFICIÊNCIA ENERGÉTICA:
http://www.inee.org.br/forum_ger_distrib.asp
OLIVEIRA, S. H. (ABRIL de 2002). GERAÇÃO DISTRIBUÍDA DE ELETRICIDADE; INSERÇÃO DE
EDIFICAÇÕES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS À REDE NIO ESTADO DE SÃO PAULO. São Paulo,
SP, Brasil.
Pura, E. (s.d.). Energia eólica em prédio comercial em Florianópolis. Acesso em 22 de 11 de
2012, disponível em Energia Pura: https://www.energiapura.com/content/energia-
e%C3%B3lica-em-pr%C3%A9dio-comercial-em-florian%C3%B3polis
RUTHER, R. (2004). EDIFÍCIOS SOLARES FOTOVOLTAICOS. Florianópilos: UFSC.
SANYO. (s.d.). HIT photovoltaic module.
SCHUBERT, C. (2007). Atlas do Potencial Eólico do Estado do PARANÁ. Curitiba, Paraná, Brasil.
SHENAI, K., & SHAH, K. (2011). Smart DC Micro-grid for Efficient Utilization of Distributed
Renewable Energy.
TIBOLA, G. (03 de 2009). SISTEMA EÓLICO DE PEQUENO PORTE PARA GERAÇÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA COM RASTREAMENTO DE MÁXIMA POTÊNCIA. Florianópolis, Santa Catarina, Brasil.
TURKSON, J., & WOHLGEMUTH, N. (2001). Power Sector Reform and Distributed Generation.
Energy Policy.
VILLALVA, M. G., & GAZOLI, J. R. (2012). ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA - CONCEITOS E
APLICAÇÕES. Tatuapé: Érica.
122
APÊNDICE
I. INTERLIGAÇÃO COM A REDE
A interligação com a rede da concessionária deve ser feita respeitando
as normas técnicas da mesma bem como as recomendações do Módulo 3 do
PRODIST, na SEÇÃO 3.7 – ACESSO DE MICRO E MINIGERAÇÃO
DISTRIBUIDA.
Recomendações PRODIST
Como mencionado anteriormente, a seção 3.7 do PRODIST descreve as
etapas para viabilização de acesso as instalações da acessada. A seguir serão
descritas as etapas relevantes na ordem que elas devem ocorrer.
1. ETAPAS PARA VIABILIZAÇÃO DE ACESSO
a. Consulta de acesso:
i. Não é obrigatória, mas caso seja realizada deve seguir os
procedimentos descritos no item 3 da seção 3.1, além de
se fazer obrigatório então a informação de acesso, que
deve seguir os procedimentos do item 4 da seção 3.1;
b. Solicitação de acesso:
i. É obrigatório e compreende o requerimento formulado pelo
acessante;
ii. A coleta e o envio de dados a ANEEL para fins de registro
compete à distribuidora;
iii. Fica dispensada a apresentação de Certificado de Registro
para micro e minigeração;
iv. A solicitação de acesso deve conter:
1. Conforme a seção 3.3, projeto das instalações e
conexão, memorial descritivo, localização, arranjo
físico e diagramas;
123
2. Demais documentos previamente solicitados pela
distribuidora.
v. O solicitante tem o prazo de 60 dias para regularizar
eventuais pendências nas informações encaminhadas à
acessada, caso contrário a solicitação perde o efeito;
vi. Todas as informações que devem ser apresentadas pelo
acessante, bem como os dados requeridos pela ANEEL,
devem ser disponibilizados no site da acessada;
c. Parecer de acesso: é o documento formal e obrigatório que deve
ser apresentado pela acessada, sem nem um ônus ao acessante,
informando as condições de acesso, compreendendo a conexão
e o uso, além dos requisitos técnicos para as instalações e os
prazos, devendo ainda indicar quando cabível:
i. Características do sistema de distribuição acessado e do
ponto de conexão, com os requisitos técnicos como tensão
nominal e padrões de desempenho;
ii. Relação de obras de responsabilidade do acessante,
mesmo as que devem ser transferidas a acessada;
iii. Relação de obras de responsabilidade da acessada com o
cronograma das obras;
iv. Informações gerais do ponto de conexão, como: tipo de
terreno, faixa de passagem, características mecânicas das
instalações, sistema de proteção, controle e
telecomunicações disponíveis;
v. Tarifas de uso aplicáveis;
vi. As responsabilidades do acessante;
vii. Informações de cargas e equipamentos susceptíveis de
provocar distúrbios no sistema acessado ou nas
instalações de outros acessantes;
viii. Os estudos para a integração de micro e minigeração
distribuída, devem ser realizados todos pela distribuidora
sem ônus para o acessante, bem como informar a central
geradora os dados necessários à elaboração dos referidos
124
estudos que devem ser apresentados quando da
solicitação de acesso;
ix. A acessada tem o prazo de 30 dias após o recebimento da
solicitação, para encaminhar o parecer de acesso;
x. Para o caso de minigeração, o prazo anteriormente
referido pode ser de até 60 dias, quando houver a
necessidade de execução de obras de reforço ou de
ampliação no sistema de distribuição;
xi. Após o parecer de acesso, o prazo para firmar os contratos
é de 90 dias;
xii. A inobservância deste prazo, por responsabilidade do
acessante, incorre em perda da garantia ao ponto e as
condições de conexão estabelecidas.
2. CRITÉRIOS TÉCNICOS OPERACIONAIS
a. Ponto de conexão:
i. Para microgeração o ponto de conexão às instalações da
distribuidora é o mesmo da unidade consumidora, sendo
vedada a mudança deste ponto em função da instalação
de geração;
ii. Para minigeração, o ponto de conexão deve ser único para
a central geradora e a unidade consumidora, devendo
ainda situar-se na intersecção das instalações de interesse
restrito.
b. Conexão:
i. Aplicam-se os procedimentos descritos no item 5 de seção
3.2, exceto os subitens 5.2.9 e 5.2.10;
ii. As centrais geradoras classificadas como micro ou
minigeração distribuída estão dispensadas de realizar os
estudos descritos no item 5 da seção 3.2, sendo que estes
cabem a distribuidora, quando necessários.
125
3. REQUISITOS DE PROJETOS
a. Os requisitos de projetos devem seguir os procedimentos
descritos na seção 3.3 do Módulo 3 – PRODIST;
b. A tensão de conexão da central geradora deve ser conforme a
potência de geração e estão indicadas na TABELA 25;
c. Os requisitos mínimos para o ponto de conexão da central
geradora estão indicados na TABELA 9;
d. As proteções referidas na TABELA 9 podem ser inseridas nos
inversores de frequência quando estes são utilizados para a
conexão á rede;
e. Os valores de referência a serem adotados para os indicadores:
tensão em regime permanente, fator de potência, distorção
harmônica, desequilíbrio de tensão, flutuação de tensão e
variação de frequência são os estabelecidos na Seção 8.1 do
Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica;
f. A acessada pode propor proteções adicionais, desde que
justificadas tecnicamente em função de características
específicas do sistema de distribuição ao acessado, exceto para
central geradora classificada como microgeração distribuída;
i. A conexão deve ser realizada em corrente alternada com
frequência de 60 (sessenta) Hz;
TABELA 25: NÍVEIS DE TENSÃO CONSIDERADOS PARA CONEXÃO DE MICRO E MINICENTRAIS
GERADORAS
Potência Instalada Nível de Tensão de Conexão
< 10kW Baixa Tensão (monofásico, bifásico ou trifásico)
10 a 100kW Baixa Tensão (trifásico) 101 a 500 kW Baixa Tensão (trifásico) / Média tensão
501kW a 1 MW Média Tensão
Fonte: (ANEEL, Módulo 3 - Acesso ao Sistema de Distribuição, 2012)
126
TABELA 26: REQUISITOS MÍNIMOS EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA
Equipamento
Potência Instalada
Até 100kW 101 a 500
kW 501 kW a
1 MW
Elemento de desconexão (1)
Sim Sim Sim Elemento de interrupção
(2) Sim Sim Sim
Transformador de acoplamento Não Sim Sim Proteção de sub e sobretensão Sim
(3) Sim
(3) Sim
Proteção de sub e sobrefrequência Sim (3)
Sim (3)
Sim
Proteção contra desequilíbrio de corrente Não Não Sim
Proteção contra desbalanceamento de tensão Não Não Sim Sobrecorrente direcional Não Não Sim
Sobrecorrente com restrição de tensão Não Não Sim Relé de sincronismo Sim Sim Sim
Anti-ilhamento Sim Sim Sim Estudo de curto-circuito Não Sim
(4) Sim
(4)
Medição Sistema de
Medição Bidirecional
(6)
Medidor 4 quadrantes
Medidor 4 quadrantes
Ensaios Sim (5)
Sim (5)
Sim (5)
Fonte: (ANEEL, Módulo 3 - Acesso ao Sistema de Distribuição, 2012)
Notas:
(1) Chave seccionadora visível e acessível que a acessada usa para garantir a desconexão da
central geradora durante manutenção em seu sistema.
(2) Elemento de interrupção automático acionado por proteção, para microgeradores
distribuídos e por comando e/ou proteção, para minigeradores distribuídos.
(3) Não é necessário relé de proteção específico, mas um sistema eletro-eletrônico que detecte
tais anomalias e que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de
interrupção.
(4) Se a norma da distribuidora indicar a necessidade de realização estudo de curto-circuito,
caberá à acessada a responsabilidade pela sua execução.
(5) O acessante deve apresentar certificados (nacionais ou internacionais) ou declaração do
fabricante que os equipamentos foram ensaiados conforme normas técnicas brasileiras, ou, na
ausência, normas internacionais.
(6) O sistema de medição bidirecional deve, no mínimo, diferenciar a energia elétrica ativa
consumida da energia elétrica ativa injetada na rede.
4. REQUISITOS PARA OPERAÇÃO, MANUTENÇÃO E SEGURANÇA DA
CONEXÃO
a. Devem ser seguidos os procedimentos descritos na seção 3.5 do
Módulo 3;
127
b. Para a elaboração do Acordo Operativo ou do Relacionamento
Operacional, deve-se fazer referência ao Contrato de Adesão (ou
número da unidade consumidora), Contrato de Fornecimento ou
Contrato de Compra de Energia Regulada para a unidade
consumidora associada à central geradora classificada como mini
ou microgeração distribuída e participante do sistema de
compensação de energia da distribuidora local, nos termos da
regulamentação específica.
5. SISTEMA DE MEDIÇÃO
a. A medição deve ter os mesmos requisitos exigidos para unidades
consumidoras conectadas ao mesmo nível de tensão, acrescidas
da funcionalidade bidirecional, ou seja, devem ser seguidas as
normas de cada concessionária para medição.
6. CONTRATOS
a. Devem-se seguir os procedimentos descritos na seção 3.6 do
Módulo 3;
b. Para microgeradores deverá ser formalizado o Relacionamento
Operacional, conforme os termos do Anexo I da seção 3.7 do
Módulo 3;
II. NORMA TÉCNICA DA CONCESSIONÁRIA
Para a realização do projeto é necessário atentar para as normas locais
da concessionária onde o projeto será executado. A cidade a qual o projeto
destina-se é Curitiba, de forma que a concessionária é a COPEL.
A Norma Técnica COPEL, que estabelece padrões e uniformização de
procedimentos visando fornecer os requisitos técnicos para o acesso de
128
geradores de energia elétrica no sistema de distribuição em baixa tensão
(220/127V), média tensão (13,8 e 34,5 kV) e alta tensão (69 e 138 kV) é a NTC
905100 – MANUAL DE ACESSO DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA AO SISTEMA
DA COPEL.
Esta norma aplica-se aos geradores de energia elétrica que pretendem
implantar empreendimentos de geração conectando-se ao sistema de
distribuição da COPEL, observando os requisitos técnicos de projeto, proteção,
controle, segurança, operação e manutenção de unidades geradoras e os
procedimentos definidos no PRODIST e pela regulamentação vigente.
No item 5 – CONEXÃO EM BT, a norma apresenta os procedimentos de
acesso aos acessantes cujas centrais geradoras possuem potência instalada
inferior a 75kW.
Nos subitens seguintes são apresentados os esquemas unifilares de
conexão e proteção dos sistemas de geração, cargas e a rede da
concessionária. No caso de geração solar e ou eólica o esquema a ser utilizado
é apresentado na figura 5.3 na página 62 da referida norma. Onde a geração é
conectada através de inversor de frequência com a funções proteção 81 O/U,
25, 27, 59, 78 e 81 df/dt conforme tabela ANSI, além de disjuntor. A entrada de
serviço é feita com um disjuntor, medidor de energia elétrica bidirecional e uma
chave seccionadora sem elemento fusível.
O item 5.3 apresenta os requisitos e características de medição. No item
5.4 podem ser encontrados os requisitos de proteção. Os requisitos referentes
a qualidade de energia são expostos no item 5.5. No item 5.6 são
apresentados os requisitos de projeto e finalmente no item 5.7 é apresentado a
especificação de equipamentos.
ELB01 07
ELB02 07
ELB03 07
ELB04 07
ELB05 07
ELB06 07
ELB07 07
