Suprimento Solar para Prédios Públicos em Santo Antônio de ......Santo Antônio de Pádua...
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Suprimento Solar para Prédios Públicos em Santo Antônio de Pádua Clarissa Orçay Eccard Rio de Janeiro Março de 2016 Projeto de Graduação apresentado ao curso de Engenharia Elétrica da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro Eletricista. Orientador: Jorge Luiz do Nascimento, Dr. Eng.
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Suprimento Solar para Prédios Públicos em
Santo Antônio de Pádua
Clarissa Orçay Eccard
Rio de Janeiro
Março de 2016
Projeto de Graduação apresentado ao curso de Engenharia Elétrica da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro Eletricista. Orientador: Jorge Luiz do Nascimento, Dr. Eng.
Suprimento Solar para Prédios Públicos em
Santo Antônio de Pádua
Clarissa Orçay Eccard
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO CURSO
DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS
NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO
ELETRICISTA.
Examinada por:
Walter
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
MARÇO de 2016
Prof. Jorge Luiz do Nascimento, Dr. Eng.
(Orientador)
Prof. Luís Guilherme Barbosa Rolim, Dr. Ing.
Prof. Walter Issamu Suemitsu, Dr. Ing.
i
Eccard, Clarissa Orçay
Suprimento solar para prédios públicos em Santo
Antônio de Pádua/ Clarissa Orçay Eccard – Rio de Janeiro:
UFRJ/ Escola Politécnica, 2016.
vii, 114 p.: il.; 29,7cm
Orientador: Jorge Luiz do Nascimento
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso
de Engenharia Elétrica, 2016.
Referências Bibliográficas: p. 110-112
1. Sistema fotovoltaico 2. Compensação de energia 3.
Viabilidade econômica
I. Nascimento, Jorge Luiz do. II Universidade Federal do
Rio de janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia
elétrica. III.
ii
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola
Politécnica/UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do
grau de Engenheiro Eletricista.
SUPRIMENTO SOLAR PARA PRÉDIOS PÚBLICOS EM
SANTO ANTÔNIO DE PÁDUA
Clarissa Orçay Eccard
Março/2016
Orientador: Jorge Luiz do Nascimento
Curso: Engenharia Elétrica
Este Projeto de Graduação traz a proposta de um sistema fotovoltaico conectado
à rede na modalidade de compensação de energia elétrica, respaldado no que prevê a
Resolução Normativa 482/2012 da ANEEL, para os prédios públicos do município de
Santo Antônio de Pádua.
Para alcançar o objetivo proposto, optou-se por utilizar os telhados dos prédios
públicos administrados pela prefeitura, baseando-se nos principais consumidores. Uma
análise em termos de área, sombreamento e demanda das unidades (prédios) foi
realizada, definindo-se o melhor arranjo e os componentes para cada localidade
identificada como elegível. Além disso, para complementar a energia gerada pelos
subsistemas dos prédios, foi proposta implantação de uma usina de 2,25 MW. Para
tanto, definiu-se uma área adequada e realizou-se o dimensionamento da usina. Para
esse sistema complementar, também foi realizada o dimensionamento dos painéis,
inversores e componentes acessórios. E, por fim, realizado uma análise econômica
considerando esses dois cenários: i) Análise econômica somente dos subsistemas
instalados nos telhados e ii) Análise econômica da solução completa: UFV com os
subsistemas instalados nos telhados. Concluiu-se que, os cenários analisados
apresentam viabilidade econômica para implantação, no entanto, em face da conjuntura
econômica do País e da falta de incentivo poderiam apresentar resultados mais
favoráveis. Pois, novas ações dos órgãos governamentais indicam que esse panorama
poderá melhorar muito em breve.
Palavras-chaves: Sistema fotovoltaico, Compensação de energia, Viabilidade
econômica
iii
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial
fulfillment of requirements for the degree of Electrical Engineer.
SOLAR SUPPLY FOR PUBLIC BUILDINGS IN SANTO ANTÔNIO DE PÁDUA
Clarissa Orçay Eccard
March / 2016
Advisor: Jorge Luiz do Nascimento
Course: Electrical Engineering
This undergraduate project proposes grid-connected photovoltaic (PV) systems
for supplying electric energy to public buildings in Santo Antonio de Padua, based on
the ANEEL resolution 482/2012.
To reach the main goal, the 10 largest buildings, in term of power consumption,
were chosen to have a PV System installed on their rooftops. The solar resource was
estimated based on the available area and shading analysis, and the best inclination and
physical configuration have been determined to achieve the maximum efficiency for
each PV installation. All components were dimensioned for those systems. Moreover, a
2.2MW Solar Plant was also proposed to supply energy for all buildings managed by
municipal government, and the necessary area and dimensioning of all components
were calculated.
An economic analysis was carried out considering two scenarios: i) Only the 10
PV Systems installed on the rooftops, and ii) The PV Systems together with the Solar
Plant. In both scenarios the proposed solutions were viable. However, in a more
attractive economic conjuncture, the results could be more favorable to the proposed
investment.
Keywords : photovoltaic system , energy compensation, economic viability
iv
AGRADECIMENTOS
Agradeço aos meus pais, Clara e Anilton, pelo exemplo de vida, dedicação,
conselhos e amor incondicional. Aos meus irmãos, Catharina e Geison, e ao meu
cunhado, Ricardo, por estarem sempre ao meu lado me auxiliando e apoiando. Sem
vocês, com certeza esse sonho não seria possível.
Agradeço ao meu namorado, Robson Dias, pelo amor, companheirismo e por
sempre me apoiar e incentivar com palavras de carinho e pensamentos sempre otimistas.
Obrigada por estar sempre ao meu lado.
Agradeço ao Prof. Jorge Luiz do Nascimento pela orientação, apoio e dedicação
ao longo deste projeto, ao Prof. Luís Guilherme Rolim e ao Prof. Walter Issamu
Suemitsu, por aceitarem o convite de fazerem parte da minha banca examinadora.
Agradeço aos meus amigos e a todos que contribuíram e fizeram parte dessa
trajetória. Obrigada pela amizade, paciência e confidencialidade, tornando esse caminho
mais leve e prazeroso.
v
Sumário
Lista de Figuras ............................................................................................................................. vii
Lista de Tabelas ............................................................................................................................. ix
1. Introdução ............................................................................................................................. 1
1.1 O município ................................................................................................................... 2
1.2 O problema .................................................................................................................... 5
1.3 Objetivos ....................................................................................................................... 6
1.4 Metodologia .................................................................................................................. 7
1.5 Relevância ..................................................................................................................... 7
1.6 Organização dos capítulos ............................................................................................. 7
2. Aspecto teórico da energia solar fotovoltaica ...................................................................... 9
2.1 Energia solar .................................................................................................................. 9
2.2 Energia solar Fotovoltaica ........................................................................................... 10
2.2.1 Posicionamento entre o Sol-Terra ...................................................................... 10
2.2.2 Radiação Solar ..................................................................................................... 12
2.2.3 Efeito fotovoltaico ............................................................................................... 14
2.2.4 Célula fotovoltaica .............................................................................................. 15
2.3 Os Sistemas Fotovoltaicos .......................................................................................... 19
2.3.1 Sistemas Isolados ................................................................................................ 19
2.3.2 Sistema conectado à rede .................................................................................... 20
2.3.3 Sistema híbrido .................................................................................................... 21
3. Componentes básicos do sistema .................................................................................... 22
3.1 Módulo fotovoltaico .................................................................................................... 22
3.2 Inversores .................................................................................................................... 25
3.2.1 Inversor grid tie ................................................................................................... 26
3.3 Medidores de energia .................................................................................................. 32
3.3.1 Medição bidirecional de registro independente ................................................... 32
3.3.2 Medidor Simultâneo ............................................................................................ 33
3.4 Procedimento de acesso ao Sistema de distribuição.................................................... 34
4. Projeto das Unidades Geradoras......................................................................................... 38
4.1 Etapas preliminares do projeto .................................................................................... 38
4.1.1 Avaliação do recurso solar .................................................................................. 39
4.1.2 Avaliação dos Locais de Instalação ..................................................................... 40
4.2 Dimensionamento dos sistemas fotovoltaicos conectados à rede ............................... 57
4.2.1 Módulos fotovoltaicos ......................................................................................... 58
4.2.2 Dimensionamento do inversor............................................................................. 76
4.2.3 Determinação do Arranjo Fotovoltaico ............................................................... 78
vi
5. Usina Fotovoltaica ............................................................................................................... 89
5.1 Localização ................................................................................................................. 90
5.2 Módulo Fotovoltaico ................................................................................................... 90
5.3 Inversor ....................................................................................................................... 91
5.3.1 Arranjo Fotovoltaico ........................................................................................... 92
5.4 Caixa de Controle ........................................................................................................ 93
6. Análise econômica .............................................................................................................. 96
6.1 Indicadores Econômicos ............................................................................................. 96
6.2 Sistema fotovoltaico sem a UFV ................................................................................. 98
6.2.1 Investimento Inicial ............................................................................................. 98
6.2.2 Payback, VPL e TIR ........................................................................................... 99
6.3 Sistema fotovoltaico com a UFV .............................................................................. 101
7. Análise dos Resultados ...................................................................................................... 103
8. Conclusão e Trabalhos Futuros ......................................................................................... 108
Referências Bibliográficas ......................................................................................................... 111
Anexo I ....................................................................................................................................... 114
vii
Lista de Figuras
Figura 1: Evolução estimada do consumo per capita de eletricidade (kWh/hab) [3] .................... 1 Figura 2: Município de Santo Antônio de Pádua (em vermelho) .................................................. 3 Figura 3: Precipitação ao longo do ano em Pádua. Adaptado de[9] ............................................. 3 Figura 4: Temperatura máxima e mínima. Adaptado de [9] ......................................................... 4 Figura 5: Participação de cada setor no PIB de Santo Antônio de Pádua [8]................................ 5 Figura 6: Declinação solar........................................................................................................... 11 Figura 7: Ângulo entre o Sol e a superfície da Terra .................................................................. 12 Figura 8: Rotação e translação .................................................................................................... 12 Figura 9: Radiação solar: direta e difusa ..................................................................................... 13 Figura 10: Mapa de radiação solar média anual do Brasil - Fonte: [15] ..................................... 14 Figura 11: Sistema fotovoltaico Isolado - Fonte: Neosolar ........................................................ 20 Figura 12: Sistema fotovoltaico conectado a rede - Fonte: Neosolar .......................................... 21 Figura 13: Composição do Módulo fotovoltaico - Fonte: [14] ................................................... 22 Figura 14: Curva I-V e curva P-V ............................................................................................... 24 Figura 15:modelo de Circuito de uma célula fotovoltaica .......................................................... 25 Figura 16: Representação elétrica do Inversor ............................................................................ 26 Figura 17: Inversor com transformador de alta frequência ......................................................... 29 Figura 18: Inversor com transformador de baixa frequencia ...................................................... 30 Figura 19: Inversor grid tie Central ............................................................................................. 30 Figura 20: Inversor grid tie modular ........................................................................................... 31 Figura 21: Inversor grid tie com múltiplos MPPT’s ................................................................... 32 Figura 22: Medidor bidirecional [14] .......................................................................................... 32 Figura 23: Dois medidores unidirecionais [14] ........................................................................... 33 Figura 24: Medidor simultâneo [14] ........................................................................................... 33 Figura 25: Etapas de acesso de micro e mini-geração ao sistema de distribuição da AMPLA.
[19] .............................................................................................................................................. 34 Figura 26: Esquema simplificado de conexão do acessante à rede de BT da AMPLA. Adaptado
[19] .............................................................................................................................................. 37 Figura 27: Vista aérea de Pádua .................................................................................................. 41 Figura 28: Vista aérea dos pontos de consumo ........................................................................... 42 Figura 29: Vista aérea dos pontos de consumo ........................................................................... 42 Figura 30: Fachada da Prefeitura ................................................................................................ 43 Figura 31: Fachada da Câmara Municipal e Sede ....................................................................... 45 Figura 32: Praça Visconde Figueira ............................................................................................ 46 Figura 33: Vista aérea da Prefeitura, Sede, Câmara municipal e Praça Visconde Figueira ........ 47 Figura 34: Fachada do Asilo da Frente ....................................................................................... 48 Figura 35: Vista lateral do Asilo ................................................................................................. 49 Figura 36: Vista do telhado do Asilo (frente).............................................................................. 49 Figura 37: Vista do telhado do Asilo (Trás) ................................................................................ 49 Figura 38: Vista aérea do Asilo ................................................................................................... 50 Figura 39: Praça Pereira Lima (fonte luminosa) ......................................................................... 51 Figura 40: Fachada da Rodoviária .............................................................................................. 53 Figura 41: Vista do entorno da Rodoviária ................................................................................. 54 Figura 42: Entrada da Divisão de transportes ............................................................................. 55 Figura 43: Vista do entorno da Divisão de transportes ............................................................... 55 Figura 44: Vista aérea da secretaria de agricultura ..................................................................... 56 Figura 45: Altura solar ................................................................................................................ 59 Figura 46: Dimensões do local para instalação dos painéis da prefeitura ................................... 61 Figura 47: Dimensões do local para instalação dos painéis da Sede ........................................... 64
viii
Figura 48: Dimensões do local para instalação dos painéis da Camara Municipal ..................... 66 Figura 49: Dimensões do local para instalação dos painéis do Asilo.......................................... 68 Figura 50: Dimensões do local para instalação dos painéis do Asilo......................................... 70 Figura 51: Dimensões do local para instalação dos painéis da Rodoviária ................................. 72 Figura 52: Dimensões do local para instalação dos painéis da Divisão de transportes .............. 73 Figura 53: Formação do Arranjo FV ........................................................................................... 78 Figura 54: Dados do Inversor Fronius IG Plus 150 V-3 ............................................................. 80 Figura 55: Dados do Inversor Fronius IG Plus 80 V-3 ............................................................... 82 Figura 56: Dados do Inversor WEG SIW500 ST017 .................................................................. 84 Figura 57: Folha de Dados dos inversores de 50 kW da WEG ................................................... 86 Figura 58: Localização da UFV e da subestação de Pádua ......................................................... 90 Figura 59: Folha de dados do inversor T125-22 da WEG .......................................................... 91 Figura 60: String Control 250/30 DCD DF ................................................................................. 94
Figura 61: Diagrama da Usina Fotovoltaica de 2,25 MW ......................................................... 95
ix
Lista de Tabelas
Tabela 1: Temperatura máxima, mínima e precipitação do município. Adaptado de [9] ............. 4 Tabela 2: Eficiência para cada tecnologia das células [14] ......................................................... 24 Tabela 3: Etapas do Processo de solicitação de acesso ............................................................... 35 Tabela 4: Forma de Conexão em Função da Potência [19] ......................................................... 36 Tabela 5: Consumo diário dos 10 maiores consumidores ........................................................... 38 Tabela 6: Irradiação solar diária média. Adaptado do site do Cresesb ....................................... 39 Tabela 7: Radiação incidente no plano horizontal e inclinado .................................................... 40 Tabela 8: Resumo da Potência necessária e Capacidade de cada Unidade Geradora ................. 75 Tabela 9: Intervalo de potência dos inversores para cada unidade geradora .............................. 77 Tabela 10: Escolha dos inversores .............................................................................................. 77 Tabela 11: Dados do painel considerados para o projeto ............................................................ 79 Tabela 12: Resultados obtidos para o projeto ............................................................................. 79 Tabela 13: Síntese do Arranjo Fotovoltaico ................................................................................ 87 Tabela 14: Intervalo de Potência do Inversor Utilizado na UFV ................................................ 92 Tabela 15: Dados do Inversor T125-22 da WEG ........................................................................ 92 Tabela 16: Custo do sistema fotovoltaico (US$/kWp) ................................................................ 98 Tabela 17: Custo do sistema fotovoltaico (R$/kWp) .................................................................. 98 Tabela 18: Payback descontado do sistema sem a usina ........................................................... 100 Tabela 19: Payback descontado do sistema com a usina .......................................................... 102 Tabela 20: Média mensal e consumo diário de cada estação .................................................... 104 Tabela 21: Geração dos 10 maiores consumidores ................................................................... 105 Tabela 22: Arranjo Fotovoltaico de cada estação ..................................................................... 106 Tabela 23: Equipamentos da UFV ............................................................................................ 106
1
1. Introdução
O Brasil é um país privilegiado quando se trata de energia solar, já que possui
um índice de irradiação elevado durante todas as estações do ano, sendo sua menor
irradiação, 4,25kWh/m².dia no litoral norte de Santa Catarina, maior que a maioria dos
países europeus, onde projetos de aproveitamento de energia solar são amplamente
viabilizados 111[1]. Mesmo com esse índice elevado, a participação dessa energia na
matriz energética ainda é inexpressiva, porém, com o advento da Resolução ANEEL
482 de 2012 e de leilões específicos, a expectativa é de crescimento da participação
dessa fonte com previsão de um acréscimo de 1,8% (3,5GW) até 2023 na capacidade
instalada de geração [2].
Apesar da energia solar fotovoltaica ainda ser incipiente no país, tem
apresentado um crescimento considerável nos últimos anos devido à redução da oferta
de energia hidráulica, que em 2014 apresentou uma queda de 5,6% em relação ao ano
anterior. Além disso, há projeções de elevação de consumo per capita de eletricidade no
período de 2013 a 2050 de acordo com o Estudo de Demanda de energia da EPE,
observado na Figura 1 [3]. Por consequência, aumentou o incentivo do governo às
fontes renováveis de forma a garantir o fornecimento confiável de energia, provocando,
em 2014, um aumento de 19,5% da oferta de energia a partir de outras fontes renováveis
(eólica, PCH, solar, etc) [4].
Figura 1: Evolução estimada do consumo per capita de eletricidade
(kWh/hab) [3]
2
A consequência do aumento da inserção de energias renováveis na matriz
energética é a geração distribuída, em que a geração de energia elétrica fica localizada
próxima ao consumidor. Como benefício direto, tem-se o alívio do Sistema Elétrico de
Potência, pois o atendimento da carga é feito localmente, isto é, exigindo-se menos do
Sistema Interligado Nacional. Além disso, economiza investimentos em transmissão e
reduz as perdas nestes sistemas, melhorando a estabilidade do serviço de energia
elétrica [5]. No campo das políticas voltadas à eficiência energética, vale ressaltar que o
Brasil vem introduzindo, ao longo dos anos, diversos mecanismos e ações com impacto
sobre a eficiência energética, destacando o Módulo 3 do Procedimento de Distribuição
de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST) [6]. Posteriormente, a
Resolução Normativa da Aneel n°482/2012 [7] que incentiva a GD, estabelece as
condições gerais para acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de
distribuição de energia elétrica e o sistema de compensação de energia, beneficiando os
municípios através da redução da conta perante as concessionárias de energia.
Além disso, em dezembro de 2015, no estado do Rio de Janeiro, instituiu-se a
política estadual de incentivo ao uso de energia solar através da lei Nº 7122, onde
estimula o uso de energia fotovoltaica em áreas urbanas e rurais.
Dentro deste contexto, o presente trabalho se insere com o objetivo de propor
uma solução sustentável para a redução de conta de energia elétrica no município de
Santo Antônio de Pádua, a partir de um sistema fotovoltaico conectado à rede.
1.1 O município
O município de Santo Antônio de Pádua está localizado na região noroeste do
estado do Rio de Janeiro, ilustrado na Figura 2, a 265 quilômetros da capital tendo uma
área total de 603,3 km², representando 11,23% da Região Noroeste Fluminense. De
acordo com o último Censo feito em 2010 pelo Instituto Brasileiro de Geografia e
Estatística (IBGE), o município possui 40.589 habitantes, sendo que essa população
aumentou quase 5% em relação à década anterior, distribuída em 8 distritos, sendo eles:
Santo Antônio de Pádua, Baltazar, Ibitiguaçu, Marangatu, Campelo, Monte Alegre,
Paraoquena, Santa Cruz e São Pedro de Alcântara [8].
3
Figura 2: Município de Santo Antônio de Pádua (em vermelho)
Santo Antônio de Pádua está localizada em uma região cujo relevo apresenta
serras, morros arredondados e vales. Seu clima é quente e úmido tendo mais
pluviosidade no verão do que no inverno com uma média anual de 1255 mm, sendo em
dezembro o mês mais chuvoso, com uma média de 264 mm, e julho o mês mais seco,
com apenas 18 mm de precipitação. A temperatura média da cidade é de 24,6 C, sendo
fevereiro o mês mais quente com uma temperatura média máxima de 34 C e julho o
mês mais ameno com temperatura média baixa de 14 C [9]. A irradiação solar média
diária da cidade é de 4,8 kWh/m².dia [10].
Figura 3: Precipitação ao longo do ano em Pádua. Adaptado de[9]
0
50
100
150
200
250
300
Precipitação (mm)
4
Figura 4: Temperatura máxima e mínima. Adaptado de [9]
Tabela 1: Temperatura máxima, mínima e precipitação do município.
Adaptado de [9]
Mês Mínima
(°C)
Máxima
(°C)
Precipitação
(mm)
Janeiro 22° 33° 220
Fevereiro 22° 34° 127
Março 22° 33° 135
Abril 20° 31° 69
Maio 17° 29° 37
Junho 15° 27° 20
Julho 14° 27° 18
Agosto 15° 29° 22
Setembro 18° 29° 60
Outubro 19° 30° 100
Novembro 21° 31° 183
Dezembro 21° 32° 264
O município tinha a atividade agrícola como sua atividade econômica
predominante. Com o seu crescimento demográfico, a economia diversificou e hoje é
distribuída entre agricultura, indústria, serviço e comércio. Permanece ainda a pecuária
leiteira e de corte e plantio de algumas verduras. Surgiram novas opções econômicas,
principalmente as indústrias e atualmente a região conta com serrarias de pedras e
fábricas de papel, trazendo desenvolvimento para a região. A indústria é o setor que
mais cresce na região seguido por serviço, comércio e agropecuária, embora os setores
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Minima (C)
Máxima (C)
5
de serviços e comércio sejam os maiores contribuintes para o PIB do município,
representados pela Figura 5. As principais indústrias da cidade são: COPAPA –
Companhia Paduana de Papéis-, CIPEL de Pádua Indústria de Papéis Ltda e INPEL –
Indústria de Papéis [11].
Figura 5: Participação de cada setor no PIB de Santo Antônio de Pádua [8]
1.2 O problema
Atualmente, todo o país sofre com a crise econômica. Não seria diferente nos
estados e municípios. Verbas reduzidas para a segurança, para a educação e para a saúde
afetam a vida das pessoas. A economia como um todo é muito afetada. A população
tenta economizar da melhor maneira, seja nas compras do mês, com mercados, roupas e
lazer e até mesmo na racionalização de energia, onde a tarifa aumentou
consideravelmente. Nesse caso, os aumentos frequentes da energia elétrica têm afetado,
não só as famílias como também os órgãos públicos. Muitos municípios sofrem para
cumprir seus orçamentos diante dos aumentos das contas de energia que não estão
incluídos nos planejamentos. Além disso, nos municípios mais afastados da capital, o
fornecimento é ineficiente, implicando em soluções emergenciais caras para compensar
as faltas de energia.
O fornecimento de energia elétrica no município de Santo Antônio de Pádua fica
a cargo da Concessionária de distribuição de energia elétrica AMPLA, abastecendo
0
10
20
30
40
50
60
70
Agropecuária Indústria Serviços
PIB (%)
6
21.661 instalações [12] distribuídas nas diversas classes de consumo (residencial,
industrial, comercial, institucional e iluminação pública), cujo serviço prestado não
atende atualmente à demanda do município. Representantes das indústrias paduanas
queixam-se da ineficiência do fornecimento de energia, o qual apresenta problemas
como oscilações frequentes, interrupções prolongadas e picos de energia constantes.
Além disso, as indústrias trabalham com potência inferior à sua capacidade fabril e
algumas de suas máquinas estão inoperantes, uma vez que podem ser danificadas com
as constantes faltas de energia, o que impede o aumento da produção das fábricas e o
crescimento econômico da região [13].
1.3 Objetivos
Tomando como base o crescimento populacional e a transição das atividades
econômicas, a demanda por energia no município de Santo Antônio de Pádua
aumentou, exigindo ainda mais da rede de energia elétrica.
Diante disso, a proposta desse Projeto de Graduação é trazer como alternativa de
fonte de energia a proposta de um sistema fotovoltaico conectado à rede na modalidade
de compensação de energia e de abatimento da conta de energia perante a
concessionária local, AMPLA. O objetivo principal é produzir energia em áreas
disponíveis de telhados de prédios públicos municipais, através da instalação de painéis
solares fotovoltaicos de maneira que seja viável sob caráter técnico, legal e econômico.
Contudo, identificou-se que a energia gerada pelos sistemas fotovoltaicos somente nos
telhados de alguns prédios públicos, não atende totalmente à demanda global da
prefeitura. Então, com o objetivo de reduzir ao máximo a conta de energia, é proposta a
construção de uma usina fotovoltaica, cuja potência instalada seja igual a 2,25 MW. E,
essa alternativa também é incluída na análise econômica da solução global.
Essa solução contribuirá para a economia de Pádua e para geração de empregos
na instalação e manutenção do sistema fotovoltaico, além de contribuir para o
desenvolvimento da região por ampliar a oferta de eletricidade, proporcionando a
movimentação da economia de Pádua. Não somente isso, a implantação dos sistemas
fotovoltaicos contribui para uma matriz sustentável do país, uma vez que promove o
abastecimento da região com uma energia limpa e renovável e, também, a redução da
emissão de gases de efeito estufa.
7
1.4 Metodologia
Para propor sistemas fotovoltaicos conectados à rede, serão investigados quais
prédios são elegíveis para o recebimento de sistemas fotovoltaicos, baseando-se na área
livre disponível, localização e sombreamento. Em seguida, será analisado cada local
individualmente, fazendo o estudo da sua área disponível e efetiva para instalação dos
painéis, posteriormente, serão escolhidos os painéis e inversores a serem utilizados no
projeto e seus componentes acessórios e, por fim, será feita uma análise econômica da
solução proposta.
Para o sistema complementar de geração, a Usina Fotovoltaica será
dimensionada baseada na demanda não atendida pelos sistemas propostos para os
prédios públicos. O projeto da usina será dividido no cálculo dos números de painéis,
arranjo dos mesmos, dimensionamento dos inversores e dos componentes acessórios.
Além disso, será feita uma análise econômica considerando essa solução completa:
usina com os subsistemas instalados nos telhados.
1.5 Relevância
A relevância deste trabalho está na proposta de uma solução sustentável para
suprir a demanda de energia elétrica dos prédios públicos da prefeitura, possibilitando
que a verba destinada para essas despesas sejam aplicadas em outros setores do
município, como por exemplo, em saúde e educação, melhorando a qualidade de vida da
população paduana. Além disso, a solução ampliará a oferta de empregos diretos e
indiretos no município.
1.6 Organização dos capítulos
Este projeto de graduação será estruturado de maneira que o capítulo 1 aborde o
tema proposto, contextualizando o município de Santo Antônio de Pádua, os problemas
em relação ao fornecimento de energia do município, os objetivos, a metodologia e a
relevância do projeto.
O segundo capítulo será abordado o aspecto teórico da energia solar
fotovoltaica, onde será exposto o posicionamento entre o Sol e a terra, a radiação solar,
efeito fotovoltaico, os tipos de materiais semicondutores das células e os tipos de
sistemas fotovoltaicos.
8
O capitulo 3 apresentará os componentes básicos do sistema fotovoltaico:
módulos fotovoltaicos, inversores grid tie e os medidores de energia. O capítulo será
finalizado com os procedimentos de acesso ao sistema de distribuição.
No capítulo 4 será exposto o projeto das unidades geradoras dos prédios
públicos, onde serão estudadas as etapas preliminares do projeto, a localização, a
avaliação do recurso solar e o dimensionamento do sistema fotovoltaico conectado à
rede.
No capítulo 5 será exposto o projeto de uma Usina Fotovoltaica de 2,25 MW,
onde serão estudadas as etapas preliminares do projeto, a localização, a avaliação do
recurso solar e o dimensionamento do sistema fotovoltaico conectado à rede.
No capítulo 6 será realizada a análise econômica do projeto, introduzindo os
indicadores econômicos como o Payback, VPL (Valor Presente Líquido) e a TIR (Taxa
Interna de Retorno) e, posteriormente, a viabilidade econômica do: i) Sistema
fotovoltaico sem a UFV e; ii) Usina de 2,25 MWcom o sistema anterior.
Por fim, serão feitas as conclusões e sugestões para estudos futuros sobre o tema
dessa dissertação.
9
2. Aspecto teórico da energia solar fotovoltaica
2.1 Energia solar
O aproveitamento da energia gerada pelo Sol é, hoje, uma das alternativas
energéticas mais promissoras para prover a energia necessária ao desenvolvimento
humano. A superfície terrestre recebe anualmente 1,5 × 1018𝑘𝑊ℎ de energia solar, o
que corresponde a 10.000 vezes o consumo mundial de energia neste mesmo período. É
o sol, mesmo que indiretamente, que provê a energia necessária para as outras fontes
convencionais e, é a partir dele, que se dá a evaporação, origem do ciclo das águas, que
possibilita o represamento e a consequente geração de eletricidade (hidroeletricidade).
A radiação solar também induz a circulação atmosférica em larga escala, causando os
ventos. Petróleo, carvão e gás natural foram gerados a partir de resíduos de plantas e
animais que, originalmente, obtiveram a energia necessária ao seu desenvolvimento da
radiação solar, que por sua vez, não atinge de maneira uniforme toda a crosta terrestre,
depende da latitude, da estação do ano e de condições atmosféricas [14].
Além disso, a energia solar não necessita ser extraída, refinada e transportada
para o local de geração. Ela também não emite ruídos e gases poluentes. Sua utilização
de forma distribuída apresenta as vantagens de redução de gastos com o sistema de
transmissão e distribuição, além de permitir o desenvolvimento social e econômico para
a localidade onde há o seu aproveitamento.
Quando passa pela atmosfera, grande parte da energia solar se propaga em forma
de luz, em raios infravermelhos e ultravioletas; captando-se essa luz, consegue-se
transformá-la em energia elétrica ou energia térmica, sendo que esta conversão é
determinada exatamente pelo tipo de equipamento que será usado para essa
transformação.
O sistema de Energia Solar Térmica é a captação através de painéis solares
térmicos, também chamados de coletores solares que são os sistemas mais simples,
econômicos e conhecidos de aproveitar o sol. São utilizados em casas, hotéis e empresas
para o aquecimento de água ou ambientes. Os painéis são simples e têm a função de
transferir o calor da radiação solar para a água ou óleo que passa por dentro deles para
então ser utilizado como fonte de calor.
Já o sistema de Energia solar fotovoltaica é capaz de gerar energia elétrica
através das chamadas células fotovoltaicas. As células fotovoltaicas são montadas em
10
painéis solares fotovoltaicos e são capazes de transformar a radiação solar diretamente
em energia elétrica através do chamado “efeito fotovoltaico”.
2.2 Energia solar Fotovoltaica
A energia solar pode ser utilizada para produzir eletricidade pelo efeito
fotovoltaico, que consiste na conversão direta da luz solar em energia elétrica, sendo a
célula fotovoltaica, um dispositivo semicondutor, geralmente de silício, a unidade
fundamental desse processo de conversão.
2.2.1 Posicionamento entre o Sol-Terra
A Terra descreve uma trajetória elíptica inclinada em 23,5, em relação à linha
do Equador. Essa inclinação, juntamente com a translação, provoca variações na
posição do sol no horizonte no mesmo horário ao longo do ano, dando origem às
diferentes estações. A posição angular do sol, ao meio-dia solar, em relação ao plano do
Equador (norte positivo), é chamada de declinação solar (δ) e este ângulo varia de
acordo com o dia do ano dentro do intervalo de: -23,5 ≤ δ ≤ 23,5, onde -23,5°
corresponde a 21 de junho (solstício de inverno no hemisfério sul) e +23,5°, dia 21 de
dezembro (solstício de verão no hemisfério sul). Quando os raios solares se alinham
com o plano do equador, 𝛿 = 0, os dias do ano correspondem a 21 de março (equinócio
de outono) e a 21 de setembro (equinócio de Primavera), Figura 6.
11
Figura 6: Declinação solar
A direção dos raios solares varia de acordo com o movimento aparente do Sol e
a superfície terrestre. Essas relações geométricas são definidas através de vários
ângulos, descritos a seguir:
Ângulo de incidência (γ): ângulo formado entre os raios do Sol e a normal à superfície
de captação.
Ângulo Azimutal da Superfície (aw): ângulo entre a projeção da normal à superfície
no plano horizontal e a direção Norte-Sul. O deslocamento angular é tomado a partir do
Norte. (projeção a direita) -180º ≤ aw ≤ 180º ( projeção a esquerda)
Ângulo Azimutal do Sol (as): ângulo entre a projeção do raio solar no plano horizontal
e a direção Norte-Sul. Obedece à mesma convenção acima.
Altura Solar (α): ângulo compreendido entre o raio solar e a projeção do mesmo sobre
um plano horizontal.
Inclinação (β): ângulo entre o plano da superfície do painel solar e a horizontal.
Ângulo Horário do Sol (ω): deslocamento angular leste-oeste do Sol, a partir do
meridiano local, e devido ao movimento de rotação da Terra. Assim, cada hora
corresponde a um deslocamento de 15º. Adota-se como convenção valores positivos
para o período da manhã, com zero às 12:00 h.
Ângulo Zenital (θz): ângulo formado entre os raios solares e a vertical (Zênite).
12
Figura 7: Ângulo entre o Sol e a superfície da Terra
2.2.2 Radiação Solar
A disponibilidade de radiação solar depende da latitude local e da posição no
tempo. Isso se deve à inclinação do eixo imaginário em torno do qual a Terra gira
diariamente, caracterizando o movimento de rotação, onde é responsável pela
alternância entre o período de tempo ensolarado e o período de tempo sem incidência
solar direta, e a trajetória elíptica que a terra descreve ao redor do sol denominado
translação, responsável pela diferentes estações do ano Figura 8.
Figura 8: Rotação e translação
Nem toda a radiação solar atinge a superfície da terra, devido à reflexão e
absorção dos raios solares pela atmosfera. Essa parte da radiação solar que atinge a
13
superfície terrestre é constituída por uma componente direta e por uma componente
difusa, Figura 9.
Figura 9: Radiação solar: direta e difusa
A radiação direta é a parte proveniente diretamente do sol (sem reflexões) e
produz sombras nítidas. Essa componente é a mais importante para a geração solar
térmica.
A radiação difusa corresponde à parte da radiação que sofre diversos processos
de reflexão e difusão por moléculas suspensas na atmosfera (nuvens, poeiras, vapor
d’água, entre outros) durante seu trajeto. Se a superfície estiver inclinada com relação à
horizontal, haverá uma terceira componente refletida pelo solo, vegetação e outros
objetos. Essa componente é denominada radiação refletida e pode ser incluída na
radiação difusa.
2.2.2.1 Radiação solar no Brasil
No Brasil, a média anual varia entre 1500 e 2500 kWh/m², valores
significativamente maiores que dos países europeus, que possuem uma média variando
entre 900 a 1850 kWh/m².
Através da Figura 10, observa-se a média anual do total diário de irradiação
solar global incidente no território brasileiro. Apesar das diferentes características
climáticas observadas no Brasil, nota-se que a média anual de irradiação global
apresenta boa uniformidade, com médias anuais relativamente altas em todo país. O
valor máximo de irradiação global se verifica no norte do estado da Bahia, com
14
6,5kWh/m² e a menor irradiação solar global com 4,25kWh/m² ocorre no litoral norte de
Santa Catarina [15].
Figura 10: Mapa de radiação solar média anual do Brasil - Fonte: [15]
2.2.3 Efeito fotovoltaico
A energia fotovoltaica é a conversão direta da luz em eletricidade, em nível
atômico. Alguns materiais exibem uma propriedade conhecida como o efeito
fotoelétrico, que faz com que eles absorvam fótons de luz e liberem elétrons. Quando
estes elétrons livres são capturados, é gerada uma corrente elétrica que pode ser
utilizada como energia.
O efeito fotoelétrico foi observado pela primeira vez por um físico francês,
Edmund Becquerel, em 1839, que descobriu que certos materiais produziam pequenas
15
quantidades de corrente elétrica quando expostos à luz. Em 1905, Albert Einstein
descreveu a natureza da luz e o efeito fotoelétrico, no qual a tecnologia fotovoltaica se
baseia.
Na natureza existem materiais que são classificados como semicondutores, que
se caracterizam por possuir uma banda de valência preenchida totalmente por elétrons e
uma banda de condução com ausência de elétrons em baixas temperaturas. O material
semicondutor mais utilizado é o Silício, cujo átomo possui quatro elétrons na camada de
valência, formando uma rede cristalina na ligação com as vizinhanças [16].
Ao se introduzir ao silício uma parte de átomos de boro e de fósforo, é formada a
chamada junção pn. Nessa junção, os elétrons livres do lado n passam ao lado p onde
encontram os buracos que os capturam, fazendo com que haja um acúmulo de elétrons
no lado p, gerando uma carga negativa e uma redução de elétrons do lado n, que o torna
eletricamente positivo. Estas cargas aprisionadas dão origem a um campo elétrico.
Para o caso de ocorrer a exposição de um material semicondutor dotado de uma
junção pn a fótons com energia maior que a do gap ( na ordem de 1eV) na região onde o
campo elétrico é diferente de zero, as cargas serão aceleradas, gerando assim, uma
corrente ao longo da junção, e consequentemente, diferença de potencial, fenômeno este
conhecido como Efeito Fotoelétrico. Se as duas extremidades do silício forem
conectadas por um fio, haverá a circulação de elétrons, formando a base do
funcionamento das células fotovoltaicas [14].
2.2.4 Célula fotovoltaica
Para o material semicondutor se transformar em uma célula fotovoltaica é
necessário passar por uma etapa de purificação e, posteriormente, por uma etapa de
dopagem, através da introdução de impurezas dosadas na quantidade certa.
Em termos de aplicações terrestres, dentre os diversos semicondutores utilizados
para a produção de células solares fotovoltaicas, destacam-se por ordem decrescente de
maturidade e utilização, o Silício cristalino (c-Si), Silício amorfo hidrogenado (a-Si),
Telureto de Cádmio (CdTe) e os compostos relacionados ao Disseleneto de Cobre
(Gálio) e Índio (CuInSe2 ou CIS e Cu(InGa)Se2 ou CIGS) [17], Tabela 1 e 2.
16
2.2.4.1 Silício cristalino (c-Si)
O c-Si é a mais tradicional das tecnologias fotovoltaicas e apresenta a maior
escala de produção a nível comercial, devido a sua robustez e confiabilidade.
O c-SI é o líder dentre as tecnologias fotovoltaicas, pois apresenta uma área
ocupada por um arranjo fotovoltaico com maior eficiência de conversão se comparado
com outros tipos de células fotovoltaicas [17].
Alguns fabricantes já disponibilizam células fotovoltaicas de c-Si coloridas
destinadas à integração arquitetônica. A cor usual varia de azul escuro ao preto e a sua
modificação resulta na redução da eficiência e elevação dos custos dos módulos [14].
2.2.4.1.1 Silício Monocristalino
A célula de Silício monocristalino é historicamente aa mais usada e
comercializada como conversor direto de energia solar em eletricidade e a tecnologia
para sua fabricação é um processo básico muito bem constituído. A fabricação da célula
de silício começa com a extração do cristal de dióxido de silício, posteriormente
desoxidado em grandes fornos, purificado e solidificado. Este processo atinge um grau
de pureza em 98 e 99% o que é razoavelmente eficiente sob o ponto de vista energético
e custo.
Dentre as células fotovoltaicas que utilizam o silício como material base, as
monocristalinas são, em geral, as que apresentam as maiores eficiências. As fotocélulas
comerciais obtidas com o processo descrito atingem uma eficiência de até 15% podendo
chegar em 18% em células feitas em laboratórios [16].
Devido à quantidade de material utilizado e à energia envolvida na sua
fabricação, esta tecnologia apresenta sérias barreiras para redução de custos, mesmo em
grandes escalas de produção.
2.2.4.1.2 Silício Policristalino
As células de silício policristalino são mais baratas que as de silício
monocristalino por exigirem um processo de preparação das células menos rigoroso. A
eficiência, no entanto, cai um pouco em comparação às células de silício
monocristalino. O processo de purificação do silício utilizado na produção das células
de silício policristalino é similar ao processo do Si monocristalino, o que permite
17
obtenção de níveis de eficiência compatíveis. Ao longo dos anos, o processo de
fabricação tem feito com que as células alcancem eficiência máxima de 12,5% em
escalas industriais [16].
2.2.4.2 Filmes finos
No intuito de buscar formas alternativas de se fabricar células fotovoltaicas, as
células solares de filmes finos vêm sendo desenvolvidas com uma perspectiva de
redução de custos. Essa redução justifica-se pela redução da quantidade de material
envolvido, pela pequena quantidade de energia envolvida em sua produção, pelo
elevado grau de automação dos processos de produção e o baixo custo de capital.
Essas células geralmente têm menos da metade da eficiência das melhores
células. Elas são amplamente utilizadas para fornecer energia a aparelhos eletrônicos
portáteis.
Entre os materiais mais estudados para aplicação em filmes finos estão o Silício
amorfo hidrogenado, o Disseleneto de Cobre e Índio e Telureto de Cádmio.
2.2.4.2.1 Silício amorfo hidrogenado (a-Si)
As células solares de Silício amorfo foram fabricadas com a primeira tecnologia
de filmes finos desenvolvida, começando a ser empregadas em meados da década de 70,
destacando-se como uma tecnologia ideal para aplicação em calculadoras, relógios e
outros produtos onde o consumo elétrico é baixo. Por apresentar uma resposta espectral
mais voltada para a região azul do espectro eletromagnético, tais células se mostraram
extremamente eficientes sob iluminação artificial e sob radiação difusa que predomina
em dias com céus encobertos, com eficiência nestes casos superior à do c-Si.
Estas células são camadas extremamente finas de silício com uma estrutura
amorfa, o que reduz sua eficiência, quando comparado com células cristalinas, não
ultrapassando a 6%. Esse modo de fabricação permitiu o desenvolvimento de módulos
inquebráveis, flexíveis, leves, semitransparentes, com superfícies curvas que aumentam
a versatilidade na sua aplicação, principalmente em projetos de integração às
construções.
Ao contrário dos outros tipos de células fotovoltaicas, após o período de
comissionamento da instalação, a potência do painel sofre pouca influência com a
18
temperatura, apresentando assim, uma vantagem na sua utilização em países de climas
quentes como o Brasil. Além disso, essa tecnologia possui um custo por metro quadrado
de metade do custo do c-Si, que muitas vezes é considerado a característica fundamental
para aplicação de um projeto. Outro atrativo é um menor tempo de uso para pagar pela
energia gasta na fabricação do módulo – “energy pay-back time” [17].
2.2.4.2.2. Telureto de Cádmio (CdTe)
Esses módulos, normalmente sob a forma de placas de vidro num tom
marrom/azul escuro, apresenta um atrativo estético em comparação ao c-Si. Dessa
forma, as empresas envolvidas com esta tecnologia vêm buscando as aplicações
arquitetônicas como nicho de mercado.
Assim como no caso do a-Si, o CdTe apresenta um custo de produção
atrativamente baixo. Portanto, ela é considerada como um potencial competidor no
mercado fotovoltaico para a geração de energia elétrica. A maior eficiência na
conversão da energia solar em comparação com o a-Si é um dos principais atrativos
desta tecnologia. Porém, a toxidade do cádmio é um fator que deve ser considerado.
2.2.4.2.2 Disseleneto de Cobre (Gálio) e Índio (CIS e CIGS)
Assim como no caso do CdTe, a pouca abundância dos elementos envolvidos e
sua toxicidade são aspectos que devem ser considerados se esta tecnologia atingir
quantidades significativas de produção.
Outro sério competidor no mercado fotovoltaico também em aplicações
integradas a edificações é a família dos compostos baseados no Disseleneto de Cobre e
Índio (CIS), e Disseleneto de Cobre, Gálio e Índio (CIGS), principalmente por seu
potencial de atingir eficiências relativamente elevadas. Além disso, painéis solares de
CIS e CIGS apresentam, como o a-Si e o CdTe, uma ótima aparência estética e estão
surgindo no mercado com grandes superfícies, encontrando aplicações arquitetônicas
diversas.
Os módulos fotovoltaicos de CIG são os mais eficientes, entre as tecnologias de
película fina, com até 11% de eficiência. Infelizmente, o seu custo não está tão baixo
quanto o do Silício, além do uso de índio, que é um material raro, altamente requisitado
pela indústria de smartphones, onde é o principal componente das telas táteis.
19
Tanto as células de CIGS quanto as células CdTe não sofrem de degradação sob
a ação da luz.
2.3 Os Sistemas Fotovoltaicos
O sistema é composto pelos módulos fotovoltaicos, responsáveis pela conversão
da luz do Sol em eletricidade, baterias, controladores de carga e inversores. Além isso,
os sistemas fotovoltaicos podem ou não ter armazenamento de energia. Esses
componentes variam de acordo com a classificação do sistema fotovoltaico que pode ser
isolado, ou conectado à rede. Nos dois casos, podem operar a partir apenas da fonte
fotovoltaica ou combinados com uma ou mais fonte de energia, denominados híbridos.
A utilização de cada um deles depende da aplicação e/ou da disponibilidade dos
recursos energéticos.
2.3.1 Sistemas Isolados
Sistema isolado é aquele em que não há conexão com a rede e necessitam de
baterias para armazenar a energia produzida, garantindo o abastecimento em períodos
sem sol, como pode ser observado na Figura 11. Esse tipo de sistema pode ser
individual ou em minirredes. No primeiro caso, a geração é exclusiva para atendimento
de uma única unidade geradora, no segundo, por sua vez, a geração é partilhada entre
um pequeno grupo de unidades consumidoras que estão localizadas próximas umas das
outras.
Em sistemas isolados que necessitam de armazenamento de energia em baterias,
usa-se um controlador de carga, que tem por finalidade, evitar danos na bateria por
sobrecarga ou descarga profunda. Esse dispositivo é usado em sistemas pequenos onde
os aparelhos utilizados são de baixa tensão e corrente contínua (CC). Para alimentação
de equipamentos de corrente alternada (CA) é necessário um inversor. Este dispositivo
geralmente incorpora um seguidor de ponto de máxima potência necessário para
otimização da potência final produzida [16].
20
Figura 11: Sistema fotovoltaico Isolado - Fonte: Neosolar
2.3.2 Sistema conectado à rede
Os sistemas conectados à rede são aqueles em que o arranjo fotovoltaico
contribui com sistema elétrico ao qual ele está conectado. Esses sistemas dispensam o
uso de acumuladores de energia, pois toda potência gerada no arranjo é injetada à rede
elétrica convencional ou consumida diretamente pela carga, Figura 12. Este tipo de
sistema pode ser instalado de forma integrada a edificações, os SFIEs, ou de forma
centralizada como em usina fotovoltaica, as UFVs. Os SFIEs dispensam a criação de
novos espaços para a sua instalação, podendo ser aplicados em edificações já existentes,
sobre telhados ou fachadas. A grande vantagem desse tipo de sistema é que a energia
gerada pode ser totalmente usada na própria edificação, reduzindo as perdas com
transmissão e distribuição, além de diminuir o consumo de energia proveniente da
concessionária. Já as usinas fotovoltaicas são instaladas distantes do ponto de consumo
e podem atingir potência da ordem de MWp, podendo ser operados por produtores
independentes e sua conexão com a rede é feita em média tensão, geralmente.
21
Figura 12: Sistema fotovoltaico conectado a rede - Fonte: Neosolar
Os SFIEs podem ser enquadrados na classificação de micro e minigeração, já
regulamentados, em 2012, pela resolução normativa Aneel N°482/20121 e, para isso,
devem atender aos Procedimentos de Distribuição (PRODIST), modulo 3, e às normas
de acesso das distribuidoras locais. A resolução 482 estabelece as condições gerais para
o acesso de microgeração, minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de
energia elétrica e o sistema de compensação de energia elétrica e, complementarmente,
o Módulo 3 do PRODIST estabelece os procedimentos para acesso de micro e
minigeração ao sistema de distribuição.
2.3.3 Sistema híbrido
Nos sistemas híbridos, além da geração de energia a partir do arranjo
fotovoltaico, há também a presença de outras fontes de energia, que pode ser um
gerador a diesel, turbinas eólicas, entre outras.
1 A Resolução Normativa ANEEL Nº 482/2012 estava em revisão durante o processo de elaboração deste
Projeto de Graduação.
22
3. Componentes básicos do sistema
3.1 Módulo fotovoltaico
O módulo fotovoltaico é constituído por um conjunto de células conectadas
eletricamente em série e/ou em paralelo, cujo objetivo é gerar energia elétrica. Essas
células são soldadas a tiras metálicas para condução da corrente elétrica e depois
encapsuladas a fim de protegê-las e proporcionar resistência mecânica ao módulo
fotovoltaico. Pode-se observar na Figura 13, o encapsulamento das células, onde é
constituído, do topo para a base: por vidro temperado de alta transparência, acetato de
vinila (EVA) estabilizado para radiação ultravioleta, células fotovoltaicas, EVA
estabilizada e um filme posterior isolante, e por fim, é inserida uma moldura de
alumínio anodizado e a caixa de conexões elétricas.
Figura 13: Composição do Módulo fotovoltaico - Fonte: [14]
Os módulos fotovoltaicos podem ser conectados em série e/ou em paralelo
dependendo da necessidade da instalação. O conjunto de módulos conectados em série é
chamado de fileira (em inglês, string) e serve para elevar a tensão no elo CC. O número
de módulos conectados é limitado pelo limite de tensão de entrada no inversor. A
corrente não é afetada, isto é, a corrente da string é igual à corrente dos painéis, desde
que os dispositivos estejam sob as mesmas condições de irradiação e temperatura. Já na
associação de módulos em paralelo, há um aumento da capacidade de corrente e a
tensão permanece inalterada.
A potência, expressa em watt-pico (Wp), produzida pelos módulos é dada pela
Curva I x V (corrente x tensão). Esta curva é obtida através da aquisição de valores de
tensão e corrente para diversas condições de carga, sendo sua importância fundamental
23
para o dimensionamento do sistema fotovoltaico. E, é a partir desta curva característica
que se determina os parâmetros elétricos que caracterizam as células e os módulos
fotovoltaicos, tais como, tensão de circuito aberto (𝑉𝑜𝑐), corrente de curto circuito (𝐼𝑠𝑐),
fator de forma (FF) e eficiência (𝛈).
A tensão de circuito aberto é a tensão entre os terminais de uma célula
fotovoltaica quando não há corrente elétrica circulando e é a máxima tensão que uma
célula pode alcançar. O valor de 𝑉𝑜𝑐 varia de acordo com a tecnologia utilizada nas
células, sendo a tensão por célula de cada tecnologia: C-Si (0,5 – 0,7V), CdTe (0,857
V), a-Si (0,886V), DSSC (0,744V), InGaP/GaAs/InGaAs(3,014V).
A corrente de curto circuito é a máxima corrente que se pode obter e é medida
na célula fotovoltaica quando a tensão elétrica em seus terminais é igual a zero. Valores
de densidade de corrente variam conforma a tecnologia empregada: c-Si (38mA/cm² -
42,7mA/cm²), CdTe(26,95 mA/cm²), a-Si (16,75 mA/cm²), InGaP/GaAs/InGaAs (14,57
mA/cm²), DSSC (22,47 mA/cm²).
O fator de forma é a razão entre a máxima potência da célula e o produto da
corrente de curto circuito com a tensão de circuito aberto, além disso, os parâmetros que
mais influenciam na sua variação são a resistência em série e em paralelo. Valores de
FF também dependem da tecnologia usada: c-Si (80,9% - 82,8%), CdTe(77%). A-
Si(67,8%), DSSC (71,2%), InGaP/GaAs/InGaAs (86%).
A eficiência é o parâmetro que define se o processo de conversão de energia
solar em energia elétrica é efetivo, sendo representado pela equação (1):
η = 𝐼𝑠𝑐 𝑉𝑜𝑐 𝐹𝐹
𝐴𝐺100% =
𝑃𝑀𝑃
𝐴𝐺100% (1)
onde 𝑃𝑀𝑃 é a potência máxima do módulo, A(m²) é a área da célula e G (W/m²) é a
irradiância solar incidente. As eficiências das células fotovoltaicas podem ser
observadas na Tabela 2.
24
Tabela 2: Eficiência para cada tecnologia das células [14]
Tecnologia Eficiência
(%)
Silício Monocristalino 25,0 ± 0,5
Compostos III
A-VA
Policristalino 20,4 ± 0,5
Filmes finos 20,1 ± 0,4
GaAs (filme fino) 28,8 ± 0,9
GaAs (policristalino) 18,4 ± 0,5
InP (monocristalino) 22,1 ± 0,7
Calogênios
Compostos II
B-VI A
CIGS (filme fino) 19,6 ± 0,6
CdTe (filme fino) 18,3 ± 0,5
Silício amorfo/
nanocristalino
Amorfo (a-Si) (filme fino 10,1 ± 0,3
Nanocristalino (nc-Si) 10,1 ± 0,2
Células Sensibilizadas por Corantes (DSSC) 11,9 ± 0,4
Células Orgânicas (filme fino) 10,7 ± 0,3
Multijunção
InGaP/ GaAs/ InGaAs 37,7 ± 1,2
a-Si/nc - Si/nc-Si (filme fino) 13,4 ± 0,4
A partir da curva IxV, pode-se determinar a curva da potência em função da
tensão, denominada curva P-V. Na Figura 14, observa-se as duas curvas e seus
parâmetros: 𝐼𝑠𝑐, 𝑉𝑜𝑐, 𝑃𝑀𝑃, 𝑉𝑀𝑃 e 𝐼𝑀𝑃. Sendo 𝑃𝑀𝑃, o ponto de máxima potência (ponto
no qual sua derivada em relação à tensão é nula). É a partir desse ponto que obtém a
tensão (𝑉𝑀𝑃) e a corrente no ponto de máxima potência (𝐼𝑀𝑃).
Figura 14: Curva I-V e curva P-V
25
Outros parâmetros que também influenciam na curva I x V são as resistências
série (𝑅𝑠) e paralelo (𝑅𝑝), que representam efeitos resistivos internos de uma célula
fotovoltaica, que pode ser representada por um modelo de circuito como o mostrado na
Figura 15.
Figura 15:modelo de Circuito de uma célula fotovoltaica
A resitência série provém da resistência do próprio material semicondutor que
constitui as células e contribui para redução da 𝐼𝑠𝑐 e do FF da célula, mas não afeta o
𝑉𝑜𝑐. Para valores elevados desta resistência a curva característica da célula perde seu
formato e se reduz a uma reta cuja inclinação é 1𝑅𝑠
⁄ , sendo o valor mais baixo de 𝑅𝑠
decisivo para o desempenho da célula.
Já a resistencia paralela é causada por impurezas e defeitos na estrutura e é
responsável por reduzir a 𝑉𝑜𝑐 e o FF, sem alterar a 𝐼𝑠𝑐. Para baixos valores dessa
resistência, a curva I x V perde sua curvatura tornando-se uma reta com inclinação
1𝑅𝑝
⁄ .
Portanto, a medição desses parâmetros na fabricação dos painéis, ajuda a
diagnosticar possíveis defeitos e solucioná-los, caso esteja afetando seu desempenho.
3.2 Inversores
É o inversor que estabelece a ligação entre o gerador fotovoltaico e a rede ou
carga. É esse dispositivo eletrônico que converte a corrente contínua do gerador
fotovoltaico em corrente alternada e ajusta o sinal de saída para a frequência e o nível de
tensão da rede em que está ligado, cujo símbolo está representado na Figura 16.
26
Figura 16: Representação elétrica do Inversor
Nos sistemas FV os inversores podem ser classificados quanto a sua aplicação,
podendo ser destinados a sistemas isolados, os inversores autônomos, ou a sistemas
conectados à rede, os inversores grid tie. Embora os inversores, compartilhem os
mesmos princípios gerais de funcionamento que os inversores autônomos, eles possuem
características especificas para atender as exigências das concessionárias de distribuição
em termos de segurança e qualidade de energia injetada na rede.
Uma vez que o enfoque deste trabalho de fim de curso é o sistema conectado à
rede, os inversores grid tie terão uma abordagem mais aprofundada neste tópico.
3.2.1 Inversor grid tie
Os inversores grid tie transferem a energia produzida diretamente ao quadro de
força do local, sendo utilizada por toda a carga. Quando os painéis não produzem
energia, a rede pública suprirá a energia exigida pela carga, porém, enquanto houver
irradiação solar, a energia produzida pelos painéis será injetada e utilizada pela carga.
Se esta energia não for suficiente para a carga, então a diferença será suprida pela rede
elétrica ou, caso a energia produzida não seja totalmente utilizada pela carga, então esta
será injetada na rede.
3.2.1.1 Funções Além de fazer a conversão de energia e a injeção de corrente na rede elétrica, o
inversor incorpora diversos sistemas necessários para o aproveitamento da energia
fotovoltaica e a conexão segura com a rede, tais como: Sistema de controle de corrente,
Sistema de detecção de ilhamento e o Sistema de MPPT.
Sistema de controle de corrente
O sistema de controle de corrente do inversor eletrônico é responsável pela
conversão CC-CA e pela formatação da corrente injetada na saída. O princípio de
funcionamento do controle de corrente baseia-se na leitura do valor instantâneo da
27
corrente na saída do inversor, obtido por meio de um sensor, e sua comparação com um
sinal de referência, no qual possui forma de uma onda senoidal e é obtido através de
informações geradas pelo sistema de sincronismo com a tensão da rede e pelo sistema
de rastreamento da máxima potência fotovoltaica (MPPT), que será apresentado mais
adiante. A resposta do controle de corrente irá definir o padrão de chaveamento (PWM-
Pulse Width Modulation) das chaves IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor).
Sistema de detecção de ilhamento
Ilhamento é o nome dado quando parte de um sistema elétrico contendo geração
distribuída é isolada do Sistema Elétrico de Potência, normalmente devido a um defeito
(curto-circuito), formando uma minirrede ou microrrede. Isto é, em face da geração
distribuída, ambas as porções permaneceriam energizadas. Assim, pode-se imaginar que
o sistema principal é um continente e a porção isolada é uma ilha, por isso, o nome
ilhamento.
Apesar de aparentemente ser uma situação interessante por manter a
mini/microrrede energizada, essa situação não é permitida porque os conversores de
sistemas fotovoltaicos não possuem o controle adequado para essa situação. Além disso,
existe o risco de choque elétrico para equipe de manutenção, pois, após o defeito tem-se
a cultura que a parte isolada está desenergizada.
Por esses motivos, esse recurso (anti-ilhamento) é exigido pelas normas que
regem a conexão dos sistemas fotovoltaicos à rede elétrica para garantir a segurança de
pessoas, equipamentos e instalações nas situações de ilhamento do sistema fotovoltaico.
O objetivo do recurso da detecção de ilhamento é desconectar o inversor, cessando o
fornecimento de corrente (alimentação), na ocorrência de falhas ou ausência no
fornecimento da rede elétrica principal. Este é um recurso de segurança, pois, impede
que o inversor mantenha parte da rede energizada quando a proteção do alimentador
atua. Pois, caso contrário, o funcionário de manutenção poderia sofrer uma descarga
elétrica por imaginar que o sistema estivesse totalmente desenergizado. Essa proteção
(desconexão do inversor) atua mesmo que o inversor seja capaz de alimentar a sub-rede
à qual está conectado.
Sistema de MPPT
O MPPT (maximum power point tracking), ou rastreamento do ponto de máxima
potência, é um recurso presente em todos os inversores para a conexão de sistemas
28
fotovoltaicos à rede elétrica. Tem o objetivo de garantir instantaneamente a operação do
sistema em seu ponto de máxima potência, para uma determinada condição de
temperatura e irradiação solar.
O sistema de MPPT fornece ao sistema de controle a informação sobre a
amplitude da corrente que deve ser produzida na saída do inversor, alterando
instantaneamente o fluxo da potência injetada na rede elétrica. Indiretamente a tensão e
a corrente dos módulos fotovoltaicos, na entrada do inversor, são reguladas pela
modulação da corrente de saída do inversor.
Conforme as condições de irradiação solar variam, a tensão dos módulos é
ajustada automaticamente pelo sistema de MPPT, que fornece a ordem de tensão que o
inversor deve controlar no lado de corrente contínua. Existem diversos tipos de
algoritmos de rastreamento do ponto de máxima potência, sendo o mais simples e
popular o algoritmo P&O (perturbação e observação) que, em linhas gerais, pode ser
resumido como sendo o envio de pequenas perturbações na ordem de referência de
tensão do lado CC e a medição da potência resultante, caso o novo valor de potência
seja maior que o valor anterior, o controle segue na direção, caso contrário, retorna a um
valor intermediário na direção oposta.
3.2.1.2 Características dos inversores
Os inversores para conexão a rede apresentam como características principais:
Faixa útil de tensão contínua na entrada
A faixa útil de tensão na entrada é o intervalo de valores de tensão de entrada no
qual o inversor consegue operar. É também a faixa de tensão na qual o sistema de
MPPT do inversor consegue maximizar a produção de energia dos módulos
fotovoltaicos.
Tensão contínua máxima na entrada
Este é o valor máximo absoluto da tensão admissível na entrada do inversor. A
tensão máxima suportada pelo inversor está relacionada com a tensão de circuito aberto
dos módulos fotovoltaicos. A tensão de circuito aberto está presente nos terminais dos
módulos quando estes não fornecem corrente elétrica. Mesmo quando não estão em
funcionamento, quando o inversor está desconectado da rede elétrica, os módulos
fotovoltaicos aplicam tensão ao inversor e o limite máximo deve ser respeitado, sob o
risco de danificar os componentes eletrônicos internos do equipamento. O valor da
29
tensão máxima suportada pelo inversor limita o número de módulos que podem ser
colocados em série.
Transformador de isolação
Os inversores para sistemas conectados à rede elétrica podem possuir ou não um
transformador de isolação galvânica. O transformador pode ser de alta frequência e estar
presente entre o conversor CC-CC e o conversor CC-CA, chamado de pré-estágio,
Figura 17, ou entre o inversor e a rede CA, Figura 18, na frequência da rede elétrica ou
de baixa frequência. A presença do transformador torna o sistema fotovoltaico mais
seguro, pois possibilita a isolação completa entre o lado CC e o lado CA, impedindo a
circulação de corrente de fuga entre os módulos e a rede e oferecendo segurança
adicional em caso de falhas de equipamentos, curtos-circuitos e mesmo na ocorrência de
transientes da rede elétrica que podem afetar os inversores.
Figura 17: Inversor com transformador de alta frequência
30
Figura 18: Inversor com transformador de baixa frequencia
3.2.1.3 Tipos de inversores grid tie [18]
Inversor grid tie Central
O inversor central é indicado para pequenas plantas fotovoltaicas em que os
módulos estão sujeitos a mesma exposição solar. A vantagem desse tipo de inversor é a
economia do projeto em seu investimento inicial, porém, caso haja alguma falha no
inversor afetará toda a planta fotovoltaica. Portanto, a escolha desse inversor não é o
mais adequado para plantas de grande porte, pois aumenta a chance de problemas de
proteção contra sobrecargas e problemas de sombreamento diferente, uma vez que o
ponto de máxima potência da planta estará condicionado ao desempenho da parte que
está sombreada, ou seja, a planta terá um desempenho inferior ao que poderia oferecer.
Figura 19: Inversor grid tie Central
31
Inversor grid tie Modular
Cada inversor recebe uma, ou poucas, fileira(s) ou string(s) e, vários deles são
utilizados em paralelo e com seu próprio MPPT. As vantagens desse tipo de
configuração são: i) redução das perdas com defeitos, sujeiras, sombreamentos, etc., o
que aumenta a eficiência e confiabilidade da planta FV; e, ii) a flexibilidade de arranjo,
pois, permite o desligamento separado de cada inversor, facilitando a operação e
manutenção sem que seja feita a interrupção de todo o sistema fotovoltaico.
Figura 20: Inversor grid tie modular
Inversor grid tie com múltiplos MPPT’s
Esse sistema, também pode ser modularizado com um MPPT para cada string,
porém, a diferença é a utilização de um único inversor, provocando uma redução de
custo.
32
Figura 21: Inversor grid tie com múltiplos MPPT’s
3.3 Medidores de energia
Na Resolução Normativa 482 da ANEEL é considerada a medição de energia
elétrica e os equipamentos de medição instalados devem atender as especificações
técnicas do PRODIST e da concessionária local, no caso, ETA, Especificação Técnica
Ampla [19].
Os dois tipos de medidores considerados no PRODIST são os de medição
bidirecional de registros independentes e os de medição simultânea.
3.3.1 Medição bidirecional de registro independente
Neste tipo de medição, a energia consumida e a energia injetada na rede de
distribuição são registradas separadamente pelo medidor bidirecional, Figura 22, ou por
dois medidores unidirecionais, Figura 23, um para medir a energia consumida e o outro
para a gerada. Este último, é destinado para instalações em baixa tensão.
Neste sistema, a energia medida é a energia líquida: gerada menos a consumida.
Figura 22: Medidor bidirecional [14]
33
Figura 23: Dois medidores unidirecionais [14]
3.3.2 Medidor Simultâneo
Este tipo de medidor é usado quando deseja-se obter informações mais precisas
de consumo de energia e a produção do sistema fotovoltaico. Neste sistema, a medição
da energia gerada pelo sistema fotovoltaico é independente da medição de energia
consumida pela unidade consumidora, sendo assim, toda a energia gerada é medida,
assim como toda a energia produzida, Figura 24. Os cálculos de balanço energético são
realizados pela distribuidora local.
Figura 24: Medidor simultâneo [14]
34
3.4 Procedimento de acesso ao Sistema de distribuição
Para que as centrais geradoras sejam consideradas como micro ou minigreação
distribuída, é necessário a solicitação de acesso e o parecer de acesso da distribuidora. A
solicitação de acesso é o requerimento formulado pelo acessante entregue à acessada,
onde consta o projeto das instalações de conexão, além de outros documentos
solicitados pela distribuidora. O parecer de acesso é o documento formal apresentado
pela distribuidora, onde são estabelecidas as condições de acesso, requisitos técnicos
que permitem a conexão das instalações do acessante e seus respectivos prazos.
Esses procedimento de acesso estão especificados no Módulo 3 do
PRODIST e nas normas da concessionária local. A Figura 25 e a
Tabela 3 sintetizam esses procedimentos.
Figura 25: Etapas de acesso de micro e mini-geração ao sistema de
distribuição da AMPLA. [19]
35
Tabela 3: Etapas do Processo de solicitação de acesso
Etapa Ação Responsável Prazo
1.
Solicitaçã
o de
acesso
a) Formalização da
solicitação de acesso, com o
encaminhamento de
documentação, dados e
informações pertinentes, bem
como dos estudos realizados
Acessante -
b) Recebimento da
solicitação de acesso
Distribuidor
a -
c) Solução de pendências
relativas às informações
solicitadas na Seção 3.7
Acessante Até 60 dias após a açao 1 (b)
2. Parecer
de Acesso
a) Emissão de parecer com a
definição das condições de
acesso. Envio do Parecer de
Acesso juntamente com o
Acordo
Operativo/Relacionamento
Operacional e do Formulário
de Registro de Usina/Central
Geradora
Distribuidor
a
i. Se não houver necessidade de
execução de obras de reforço ou de
ampliação no sistema de distribuição,
até 30 dias após a ação 1 (b) ou 1 (c)
ii.Para fonte geradora classificada
como minigeração
distribuída e houver necessidade de
execução de obras de reforço ou de
ampliação no sistema de
distribuição, até 60 dias após a ação 1
(b) ou 1 (c).
3.
Contratos
b) Assinatura de Acordo
Operativo/ Relacionamento
Operacional e do
Formulário de Registro
de Usina/Central
Geradora
Acessante e
Distribuidor
a
Até 90 dias após a ação 2
4.
Implantaç
ão da
Conexão
a) Solicitação de vistoria Acessante Definido pela acessante
b) Realização de vistoria Distribuidor
a Até 30 dias após a ação 4 (a)
c) Entrega para acessante do
Relatório de Vistoria
Distribuidor
a Até 15 dias após a ação 4 (b)
5.
Aprovaçã
o do
ponto de
conexão
a) Adequação das
condicionantes do Relatório
de Vistoria
Acessante Definido pelo acessante
b) Aprovação do ponto de
conexão, liberando-o para
sua efetiva conexão
Até 7 dias após a ação 5 (a)
36
Além disso, deve ser analisada as características do sistema de distribuição a ser
realizada a conexão, com a finalidade de escolher corretamente o arranjo,
dimensionamento e escolha dos componentes de todo o sistema. Não obstante, a
conexão da potência da fonte geradora deverá ser igual ou menor que a capacidade da
unidade consumidora, conforme a Tabela 4:
Tabela 4: Forma de Conexão em Função da Potência [19]
Potência Fonte
Geradora
Capacidade da Unidade
Consumidora
BT MT
< 8kW Monofásico até 8kVA -
8 a 10kW Bifásico até 10 kVA -
< 15kW * Bifásico até 15 kVA -
> 10kW a 75kW Trifásico até 75 kVA -
> 75 kW - Trifásico
NOTAS: * Padrão restrito ao consumidor atendido por
Eletricidade Rural
A conexão com a rede de distribuição em baixa tensão que utiliza inversores
como interface entre gerador e ponto de conexão, deve se basear no esquema da Figura
26, como determinado pela concessionária local. Além disso, os inversores deverão
atender os requisitos estabelecidos na ABNT NBR IEC 62116 e certificação do
INMETRO.
37
Figura 26: Esquema simplificado de conexão do acessante à rede de BT da
AMPLA2. Adaptado [19]
2 De acordo com a nova regulamentação o DSV não é mais uma exigência, contudo, na
regulamentação técnica da concessionária isso ainda não foi atualizado.
38
4. Projeto das Unidades Geradoras
Este capítulo apresenta o dimensionamento dos sistemas fotovoltaicos
conectados à rede, na modalidade de compensação de energia, das unidades geradoras
(prédios da prefeitura de Pádua).
Dentro deste cenário, serão apresentadas as etapas para o projeto do sistema
fotovoltaico, onde será definida a localização de cada sistema e, também, será exposto o
levantamento adequado do recurso solar disponível em cada local da aplicação,
avaliando-se a radiação solar incidente sobre o painel fotovoltaico. Além disso, será
analisada a melhor posição do painel, para que seu desempenho seja o melhor possível
e, por fim, o dimensionamento do gerador fotovoltaico e do equipamento de
condicionamento de potência que, no caso dos SFCR, restringe-se ao inversor para
interligação a rede.
4.1 Etapas preliminares do projeto
Para a realização deste projeto foram selecionados os dez maiores consumidores
de energia elétrica3 referente aos prédios administrados pela prefeitura. Os dados foram
fornecidos em kWh/mês pela conta de energia elétrica perante à concessionaria local,
AMPLA, do mês de Fevereiro a Dezembro de 2014. Na Tabela 5: apresenta-se a média
mensal em kWh/mês e o consumo diário em kWh/dia em ordem decrescente de
consumo.
Tabela 5: Consumo diário dos 10 maiores consumidores
UNIDADES/ENDEREÇOS
média
mensal
(kwh/mês)
consumo
diário
(kwh/dia)
1 Prefeitura 7124,818 237,494
2 Pça. Pereira Lima (Fonte Luminosa) 4794,091 159,803
3 Iluminação Rodoviária 4046,000 134,867
4 Sede 3685,182 122,839
5 Secretaria Municipal de Agricultura 3408,727 113,624
6 Asilo (Frente) 3452,727 115,091
7 Praça Pereira Lima e Semáforo 2796,000 93,200
8 Câmara Municipal 2509,091 83,636
9 Div. De transportes 1810,45 60,348
10 Pç. Visconde 1234,000 41,133
11 Asilo (trás) 971,818 32,394
Total 34022,46 1134,08
3 Para a escolha dos dez maiores consumidores de energia elétrica foram consultados vários setores e
funcionários da prefeitura, onde foi possível ter acesso à conta de energia da concessionaria local, AMPLA, de Fevereiro a Dezembro de 2014.
39
A partir dos dados fornecidos tem-se que o consumo anual equivale a 4.158.461
kWh, correspondendo a uma média mensal de 378.041 kWh (foram considerados 11
meses). Esse consumo de energia é referente a todas as contas de energia em que a
prefeitura é responsável. Diante disso, esse projeto de fim de curso irá dimensionar um
sistema fotovoltaico para suprir parte dessa demanda. Com a escolha dos dez maiores
consumidores de energia, tem-se um equivalente a, aproximadamente, 9% desse
consumo mensal. Após dimensionar o SFV, será realizado um estudo de viabilidade
deste projeto.
4.1.1 Avaliação do recurso solar
Essa etapa do projeto tem o objetivo de avaliar a quantidade de radiação solar
incidente no painel fotovoltaico, para, posteriormente, calcular a energia gerada. Para
tanto, serão utilizados os dados obtidos através do software SunData, no site do
CRESESB [10].
Para adquirir os dados de radiação mensal é necessário inserir as coordenadas da
cidade de Pádua (Latitude : 21° 32' 23'' Sul e longitude: 42° 10' 52'' Oeste) no programa
e, este, por sua vez, fornece a radiação mensal para as três cidades mais próximas, nesse
caso, Itaperuna a 25,8Km, Leopoldina a 61Km e Cataguases a 61,9 Km, Tabela 6.
Tabela 6: Irradiação solar diária média. Adaptado do site do Cresesb
Cidade Irradiação solar diária média mensal [kWh/m
2.dia]
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Média Delta
Itaperuna 6,06 5,89 5,28 4,39 4,00 3,53 3,75 4,47 4,28 4,86 5,25 5,83 4,80 2,53
Leopoldina 5,35 5,37 4,81 4,13 3,65 3,38 3,57 4,12 4,07 4,41 4,86 4,91 4,39 1,99
Cataguases 5,94 5,56 4,67 4,28 3,83 3,42 3,81 4,19 4,08 4,67 5,03 5,36 4,57 2,52
Para determinar a radiação incidente no local que se deseja pode ser feita a
média dos resultados ou escolher o resultado da localidade mais próxima. Dessa
maneira, foi escolhida a segunda opção, que corresponde aos dados da cidade de
Itaperuna.
Retornando ao programa SunData, foi analisada a irradiação solar no plano
inclinado, variando o ângulo de 0, plano horizontal, para o ângulo igual da latitude,
para o ângulo que fornece a maior média anual de irradiação solar e, também, para o
ângulo, cujo valor provoca o maior mínimo mensal de irradiação solar. Delta, na Tabela
40
7, refere-se ao valor da diferença entre a maior radiação (em vermelho) e a menor
radiação solar (em verde).
Tabela 7: Radiação incidente no plano horizontal e inclinado
Ângulo Irradiação solar diária média mensal [kWh/m
2.dia]
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Média Delta
Plano Horizontal
(0° N) 6,06 5,89 5,28 4,39 4,00 3,53 3,75 4,47 4,28 4,86 5,25 5,83 4,80 2,53
Ângulo igual a latitude
(21° N) 5,50 5,63 5,41 4,89 4,86 4,45 4,66 5,19 4,50 4,75 4,85 5,23 4,99 1,18
Maior média anual
(19° N) 5,57 5,68 5,42 4,87 4,80 4,38 4,59 5,15 4,50 4,78 4,91 5,31 5,00 1,29
Maior mínimo mensal
(23° N ) 5,42 5,58 5,40 4,92 4,92 4,52 4,72 5,23 4,50 4,71 4,79 5,15 4,99 1,08
Diante dos dados expostos na Tabela 7, observa-se que a maior média mensal
equivale ao ângulo de 19. Por essa razão, este ângulo foi escolhido como a inclinação
ótima para os painéis.
4.1.2 Avaliação dos Locais de Instalação
Todos os lugares escolhidos para instalação dos painéis possuem a mesma
radiação solar, porém, há necessidade de avaliar cada local quanto à área disponível
para a instalação dos painéis, à presença de sombreamento e às superfícies reflexivas
próximas que podem afetar a eficiência do sistema. Diante disso, será analisado cada
local individualmente.
Para cada um dos 10 locais escolhidos, foi possível observar, através do Google
Earth Pro e de visita ao local, as condições da vizinhança para detectar possíveis
sombreamentos nos painéis a partir das edificações próximas ou árvores, sendo possível
visualizar nas Figura 28 e Figura 29, mas não com a exatidão que se necessita para os
cálculos de sombreamento, uma vez que para tal atividade seria necessária uma visita
mais detalhada ao local. Não somente isso, será realizado o dimensionamento da
distância entre painéis com o objetivo de garantir o bom desempenho da planta
fotovoltaica sem que um painel faça sombra em outro.
Através do Google Earth Pro também foi possível observar as possíveis áreas
para instalação dos painéis. Para os locais em que se observou a impossibilidade para
instalação do sistema fotovoltaico, será tomada como base a resolução normativa 482 da
ANEEL, em que enquadra o local no sistema de compensação de energia elétrica.
41
A resolução normativa 482 da ANEEL, traz em seu escopo o Sistema de
Compensação de energia elétrica. Esse sistema permite que o excedente de energia
gerado pela unidade consumidora seja injetado na rede de distribuição sendo
armazenado até o instante em que a unidade consumidora necessite desse excedente,
limitado a 36 meses. Ou seja, a energia produzida por essas unidades consumidoras é
cedida à distribuidora e, posteriormente, compensada com o consumo dessas mesmas
unidades ou de outra unidade consumidora da mesma titularidade da unidade geradora
em que os créditos foram gerados, desde que possua o mesmo CPF ou CNPJ. Porém,
caso a compensação de energia seja feita por outra unidade consumidora que não seja a
geradora, elas deverão ser cadastradas previamente para tal fim. Neste caso, as unidades
consumidoras que participarão deste sistema de compensação deverão ser indicadas em
ordem de prioridade, destacando que a unidade geradora deverá ser a primeira a ser
compensada. [20].
Figura 27: Vista aérea de Pádua
42
Figura 28: Vista aérea dos pontos de consumo
Figura 29: Vista aérea dos pontos de consumo
43
4.1.2.1 Prefeitura
A Prefeitura possui uma área livre de 544,49 m². Através de visita ao bairro do
prédio, notou-se que não há possibilidades de construções futuras próximas ao local
sendo a região ocupada por casas baixas e sem árvores que possam causar um possível
sombreamento.
O Gráfico 1 representa o consumo mensal em kWh de Fevereiro a Dezembro do
ano de 2014 do prédio da prefeitura, enquanto que a Figura 30 ilustra a fachada do
prédio.
Gráfico 1: Dados de consumo mensal em kWh durante o ano de 2014
Figura 30: Fachada da Prefeitura
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
Prefeitura
44
4.1.2.2 Sede
A sede administrativa da prefeitura localiza-se em um prédio distinto da
Prefeitura e possui 109,2 m² de área disponível sem sombreamento e sem possibilidade
de construções futuras, uma vez que já há construções baixas em seus arredores.
O consumo mensal em kWh de Fevereiro a Dezembro do ano de 2014 do prédio
da prefeitura é representado pelo Gráfico 2 e a sua localização e seu entorno estão
ilustrados nas Figura 31 e Figura 33.
Gráfico 2: Dados de consumo mensal em kWh durante o ano de 2014
4.1.2.3 Câmara municipal
Já a Câmara Municipal possui 171 m² de área para instalação do sistema, porém,
há sombreamento parcial devido ao prédio da Sede da prefeitura.
O consumo correspondente ao prédio da Câmara está ilustrado no Gráfico 3,
enquanto sua fachada e sua vista aérea estão mostradas nas Figura 31 e Figura 33.
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
Sede
45
Gráfico 3: Dados de consumo mensal em kWh durante o ano de 2014
Figura 31: Fachada da Câmara Municipal e Sede
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
Câmara Municipal
46
4.1.2.4 Iluminação pública da Praça Visconde figueira
A praça não tem possibilidades de instalação de painéis, pois não tem estruturas
livres de sombreamento e nem elevadas para captação solar. Uma possibilidade seria
fazer uma compensação de energia através de outra unidade geradora, sendo de mesma
titularidade na unidade consumidora em questão. Porém, a tarifa de energia para
iluminação pública é mais barata, não valendo a pena incluir no sistema de
compensação de energia.
O Gráfico 4 representa o consumo mensal da iluminação da Praça e a Figura 32
representa a vista ao redor da Praça.
Gráfico 4: Dados de consumo mensal em kWh da carga durante o ano de 2014
Figura 32: Praça Visconde Figueira
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
1 600
Iluminação Pública da Praça Visconde Figueira
47
Figura 33: Vista aérea da Prefeitura, Sede, Câmara municipal e Praça
Visconde Figueira
4.1.2.5 Asilo Nossa Senhora do Carmo
O Asilo Nossa Senhora do Carmo possui duas estruturas, uma de frente para rua
e o outro, construído posteriormente para aumentar as comodidades do asilo, na parte de
trás. Cada asilo possui sua conta energia elétrica independente, por essa razão, neste
Projeto de Graduação foi denominado como sendo Asilo da frente e Asilo de trás.
O asilo (da frente) dispõe de 206,61 m² livres de sombreamento para a instalação
do sistema, já o asilo de trás, 228 m².
Os consumos das duas casas de repouso estão representados no Gráfico 5 e as
Figura 34 a Figura 38 mostram sua fachada, as vistas dos telhados, onde serão
projetados os painéis e sua localização, respectivamente.
48
Gráfico 5: Dados de consumos mensais em kWh durante o ano de 2014
Figura 34: Fachada do Asilo da Frente
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
Asilo(Frente)
Asilo(trás)
49
Figura 35: Vista lateral do Asilo
Figura 36: Vista do telhado do
Asilo (frente)
Figura 37: Vista do telhado do
Asilo (Trás)
Asilo (Frente)
50
Figura 38: Vista aérea do Asilo
4.1.2.6 Praça Pereira Lima - fonte luminosa e semáforos
Aqui terá o mesmo problema da Praça Visconde Figueira, não sendo possível
instalar o sistema fotovoltaico na praça, devido ao sombreamento em toda sua área,
sendo assim, entrará no mesmo sistema de compensação a partir de outra unidade
geradora.
Os consumos mensais da fonte luminosa e dos semáforos da Praça Pereira Lima
estão representados no Gráfico 6 e Gráfico 7. A Figura 39 representa a visão geral da
praça.
51
Gráfico 6: Dados de consumo mensal em kWh durante o ano de 2014
Figura 39: Praça Pereira Lima (fonte luminosa)
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
Fonte Luminosa
52
Gráfico 7:Dados de consumo mensal em kWh da carga durante o ano de
2014
Outra possibilidade para instalação de painéis para suprir o consumo das praças
citadas acima, seria buscar edificações nas proximidades com cobertura com área livre.
Porém, neste caso, teria que se negociar um possível arrendamento do local, uma vez
que nas proximidades não há construção com a mesma titularidade da unidade
consumidora, logo, essa possibilidade foge ao escopo deste projeto.
4.1.2.7 Iluminação da rodoviária
A rodoviária tem uma localização privilegiada para a instalação do sistema
fotovoltaico. É localizada em uma região que não há sombreamento nem construções
próximas, sendo sua área de instalação de 1836 m² de área livre.
O Gráfico 8 ilustra o consumo mensal da iluminação da rodoviária. A Figura 40
representa a fachada do Terminal Rodoviário e a Figura 41, sua vista aérea para
visualização do seu entorno.
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
Semáforo
53
Gráfico 8: Dados de consumo mensal em kWh durante o ano de 2014
Figura 40: Fachada da Rodoviária
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
Rodoviária
54
Figura 41: Vista do entorno da Rodoviária
4.1.2.8 Divisão de transporte (próximo à rodoviária)
A divisão de transportes conta com uma área de 1019,8 m² de área livre para
instalação, porém há uma área que pode ser prejudicada por sombreamento de duas
árvores. Mas mesmo assim, a maior parte dessa área é livre de sombreamento.
O Gráfico 9 ilustra o consumo mensal da Divisão de transportes e as Figura 42 e
Figura 43 são a fachada e a vista aérea do local em questão.
Gráfico 9: Dados de consumo mensal em kWh da carga durante o ano de
2014
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
Div. de Transportes
55
Figura 42: Entrada da Divisão de transportes
Figura 43: Vista do entorno da Divisão de transportes
56
4.1.2.9 Secretaria Municipal de Agricultura
A Secretaria Municipal de Agricultura encontra-se em um local onde não há
edificações em potencial para a instalação dos painéis solares, Figura 44, logo, esse
ponto de consumo entrará no mesmo critério que as praças, a energia será compensada
através de outras unidades geradoras com a mesma titularidade da unidade consumidora
em questão.
Figura 44: Vista aérea da secretaria de agricultura
Após a análise individual dos locais para instalação do sistema fotovoltaico,
constatou-se que a Praça Visconde Figueira, Praça Pereira Lima e Secretaria de
Agricultura entrarão na modalidade de compensação de energia, de acordo com a
Resolução Normativa 482 da ANEEL, sendo a energia transferida para esses locais a
partir de outras unidades geradoras, onde a geração é excedente para seu próprio
consumo.
57
Gráfico 10: Dados de consumo mensal em kWh da carga durante o ano de 2014
4.2 Dimensionamento dos sistemas fotovoltaicos conectados à
rede
O dimensionamento de cada sistema pode ser feito baseado em uma das duas
premissas a seguir: baseada no consumo mensal médio da unidade consumidora e a
outra é baseada no potencial solar em função da área disponível para a instalação, ou
seja, a potência máxima que uma determinada área pode gerar. No primeiro caso, o
sistema gerará para seu consumo próprio, podendo não ser suficiente para suprir todo
seu consumo mensal. No segundo caso, a potência do sistema fotovoltaico é
dimensionada de acordo com a área disponível, mesmo que seja maior que o consumo
da unidade, e o excedente de energia servirá de créditos futuros para própria unidade ou
para compensar (abater) o consumo de outras unidades. Dessa forma, pode-se melhorar
o aproveitamento energético da solução proposta, uma vez que nos locais com grandes
áreas e baixo consumo, a geração excedente compensará a situação inversa. E assim, na
média, o aproveitamento energético será próximo do máximo possível.
Neste projeto, a metodologia adotada é de avaliar cada unidade sob a ótica das
duas premissas, isto é, o consumo médio mensal de cada unidade será analisado, bem
como, a máxima potência que se pode gerar pela área disponível na unidade analisada.
Dessa forma, é possível identificar o sistema de compensação entre os locais de estudos,
conforme citado na Seção 4.1.2.
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
Secretaria de Agricultura
58
Para realização do primeiro método será necessário determinar o número de
Horas de Sol Pleno (HSP). Essa grandeza reflete o número equivalente de horas em que
a irradiância solar deve permanecer constante e igual a 1kW/m², de maneira que a
energia resultante seja igual a energia disponibilizada pelo Sol no local em questão,
acumulada ao longo de um determinado dia. O cálculo de HSP é determinado através da
Equação 1.
𝐻𝑆𝑃 =𝐼𝑟𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎çã𝑜 [
𝑘𝑊ℎ
𝑚2 ]
1[𝑘𝑊
𝑚2] (1)
Com o objetivo de facilitar os cálculos, foi considerado o menor valor da
irradiação, sendo no mês de Junho onde se tem 4,38 kWh/m² por dia. Isso se deve ao
fato de já considerar as perdas do sistema fotovoltaico. Logo, para o município de Santo
Antônio de Pádua a Hora de Sol Pleno corresponde a:
𝐻𝑆𝑃 =4,38
1=
4,38ℎ
𝑑𝑖𝑎
4.2.1 Módulos fotovoltaicos
Utilizou-se o painel policristalino de alta eficiência, KD245GH-4FB, do
fabricante Kyocera Solar, cujo Data Sheet encontra-se no Anexo I. A escolha do painel
foi decisiva devido ao seu alto índice de eficiência.
Suas especificações elétricas sob condições de teste padrão (STC- irradiação de
1000 W/m² e temperatura da célula igual a 25º C) são: eficiência de 14,8%, máxima
potência de 245 W, tensão de máxima potência de 29,8 V, tensão de circuito aberto de
36,9V e a corrente de máxima potência de 8,23 A. Já as especificações sob condições
normais de operação (NOTC - irradiação de 800 W/m² e temperatura ambiente de 20o C
são: máxima potência de 176 W, tensão de máxima potência de 26,8 V , tensão de
circuito aberto de 33,7 V e a corrente de máxima potência de 6,58 A.
O módulo fotovoltaico possui largura 990 mm, comprimento 1662 mm e área
aproximadamente igual a 1,645 m². Diante dessas especificações, pode-se calcular a
quantidade de painéis necessários para cada localidade citados no item 4.1.2.
59
4.2.1.1 Sombreamento
Como já foi dito, o sombreamento sobre os painéis fotovoltaicos reduz sua
eficiência, necessitando dessa forma, de um cálculo da distância entre os módulos para
evitar a projeção das sombras entre eles. Para isso, é necessário considerar, inicialmente,
a declinação solar de 23,45, já explicada no item 2.2.1, e determinar a altura solar,
Figura 45 e Equação (2), para condição de maior sombreamento que corresponde à
menor altura alcançada pelo sol sobre o horizonte ao longo do ano.
Figura 45: Altura solar
𝑠𝑒𝑛(𝛼) = cos(𝐿) cos() cos(𝜔) + 𝑠𝑒𝑛(𝐿)𝑠𝑒𝑛() (2)
Onde L corresponde à latitude, à declinação solar e 𝜔 é o ângulo horário.
Os valores utilizados para este projeto foram L=-21, =23,45 (Figura 6) e
𝜔 = 0 (correspondente ao meio dia), logo, 𝛼 =45,55.
Após determinar a declinação solar e a altura solar, já é possível determinar a
distância entre os módulos, de acordo com a equação 3.
𝑑 =𝑏∙𝑠𝑒𝑛(180°−𝛽−𝛼)
𝑠𝑒𝑛(𝛼) (3)
Onde b é a largura do módulo (990 mm), d a distância entre os módulos, 𝛼 é a
altura solar calculada acima (45,55) e 𝛽 é a inclinação do módulo (19), determinado
na seção 4.1.1. Logo, obtém-se d = 1,25 m. Esse valor será o mesmo para todos os
locais selecionados para o projeto.
60
Como a escolha dos módulos foi a mesma para cada local do projeto, então os
valores encontrados neste tópico referem-se a todas as localizações do item 4.1.2.
Após esta análise será feito o cálculo do número de painéis para cada local de
instalação do sistema fotovoltaico.
4.2.1.2 Potencial solar em função da área disponível
Conforme analisado anteriormente, será feito o estudo do dimensionamento do
sistema a partir dos dois métodos: potência máxima que o local gerará e a potência
necessária para o consumo do próprio local.
Primeiramente será dimensionada a potência máxima da planta e, em seguida,
será feito o cálculo da potência necessária para suprir o consumo do local, obedecendo à
ordem da localização dita do item 4.1.2 .
Prefeitura Nesta etapa do projeto será calculado o número máximo de painéis e em seguida
os mesmo serão organizados em fileiras espaçadas com a distância calculada
anteriormente, d = 1,25 m (Equações (4), (5) e (6)). A partir daí, será possível
dimensionar a potência máxima da planta, Equação (7).
Número de painéis por fileira:
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙/𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎 =𝐿−2∗𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝐿𝑎𝑟𝑔𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 (4)
Onde 𝐿 é a largura do local, “borda” é a distância entre a margem do terreno e o
painel, que será considerada a mesma distância entre os painéis, calculada
anteriormente, sendo igual a 1,25 m e a largura do painel é 0,99 m. Aqui, fileira
corresponde à disposição física dos painéis na área disponível para instalação.
Número de fileiras:
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 =𝑃−2∗𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝑑 (5)
Onde p é a profundidade do local.
Número de Painéis
61
N = Npainel/fileira ∗ Nfileiras (6)
Potência Máxima do planta:
𝑃𝑜𝑡𝑚á𝑥 = 𝑃𝑜𝑡𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 ∗ 𝑁 (7)
Onde 𝑃𝑜𝑡𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 é a potência nominal de pico do painel escolhido, 245 Wp.
Para isso, será necessário obter as dimensões do espaço onde serão instalados os
painéis, para melhor distribuí-los. A área da prefeitura de 544,49 m² será dividida em
três regiões para facilitar o dimensionamento do sistema, como ilustrada na Figura 46.
Lembrando que as dimensões de cada local escolhido para instalação das unidades
geradoras deste projeto foram adquiridas através do Google Earth Pro, onde foi possível
estimar a área. Sendo necessário, caso se pretenda implementar a solução aqui
apresentada, se fazer uma aquisição mais rigorosa de dados com visita aos locais e
verificação mais detalhada do espaço para instalação dos sistemas fotovoltaicos.
Figura 46: Dimensões do local para instalação dos painéis da prefeitura
Região hachurada em amarelo:
Dimensões (L x P) = (9,6 x 8,2) m
Área: 78,72 m²
62
Através das Equações 5 a 9 foi possível determinar:
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙/𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎 =𝐿 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝐿𝑎𝑟𝑔𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙= 7,17 (7 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎)
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 =𝑃 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝑑= 4,56 (4 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠)
N = Npainel/fileira ∗ Nfileiras = 28 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠
𝑃𝑜𝑡𝑚á𝑥 = 𝑃𝑜𝑡𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 ∗ 𝑁 = 6,86 𝑘𝑊
Da mesma maneira será dimensionada a potência para as áreas azul e verde.
Região hachurada em azul:
Dimensões (L x P) = (6,2 x 16,6) m
Área: 102,92 m²
Através das Equações (5) a (9) foi possível determinar:
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙/𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎 =𝐿 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝐿𝑎𝑟𝑔𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙= 3,73 (3 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎)
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 =𝑃 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝑑= 11,28 (11𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠)
N = Npainel/fileira ∗ Nfileiras = 33 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠
𝑃𝑜𝑡𝑚á𝑥 = 𝑃𝑜𝑡𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 ∗ 𝑁 = 8,085 𝑘𝑊
Região hachurada em verde:
Dimensões (L x P) = (29,5 x 12,3) m
Área: 362,85 m²
Através das Equações 5 a 9 foi possível determinar:
63
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙/𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎 =𝐿 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝐿𝑎𝑟𝑔𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙= 27,27 (27 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎)
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 =𝑃 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝑑= 7,84 (7 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠)
N = Npainel/fileira ∗ Nfileiras = 189 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠
𝑃𝑜𝑡𝑚á𝑥 = 𝑃𝑜𝑡𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 ∗ 𝑁 = 46,305 𝑘𝑊
Portanto, a potência máxima que a Prefeitura pode gerar em seu espaço é
equivalente à soma das três áreas, correspondendo a 61,250 kW gerados a partir de um
total de 250 painéis.
Para suprir o consumo do prédio da prefeitura será necessário um sistema cuja
potência mínima deverá ser:
𝑃𝑝𝑟𝑒𝑓𝑒𝑖𝑡𝑢𝑟𝑎 =𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑖á𝑟𝑖𝑎
𝐻𝑆𝑃=
237,484[𝑘𝑊ℎ
𝑑𝑖𝑎]
4,38[ℎ
𝑑𝑖𝑎]
= 54,222 𝑘𝑊
Para este local, deverá ter uma quantidade N de módulos fotovoltaicos, sendo N
igual a:
𝑁 =𝑃𝑝𝑟𝑒𝑓𝑒𝑖𝑡𝑢𝑟𝑎
𝑃𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙=
54222
245= 221,31 ou 222 painéis.
Logo, a potência máxima de geração do prédio da Prefeitura supera a potência
necessária para suprir o consumo da mesma em 7,03 kW, sendo possível fazer a
transferência de energia excedente para outro local em que a geração é inferior ou nula
em relação ao consumo próprio.
Sede
Da mesma maneira que foi calculada a potência máxima de geração da
Prefeitura, será feita para as demais localidades. Dessa forma, tem-se para a Sede:
64
Figura 47: Dimensões do local para instalação dos painéis da Sede
Região hachurada em amarelo:
Dimensões (L x P) = (5,75 x 13,8) m
Área: 78,9 m²
Através das Equações (5) a (9) foi possível determinar:
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙/𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎 =𝐿 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝐿𝑎𝑟𝑔𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙= 3,28 (3 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎)
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 =𝑃 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝑑= 9,04 (9 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠)
65
N = Npainel/fileira ∗ Nfileiras = 27 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠
𝑃𝑜𝑡𝑚á𝑥 = 𝑃𝑜𝑡𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 ∗ 𝑁 = 245 ∗ 27 = 6,62 𝑘𝑊
Da mesma maneira será dimensionada a potência para as áreas azul e verde.
Região hachurada em azul:
Essa área não terá possibilidade de instalar os painéis, uma vez que sua área não
permite uma distância mínima de segurança entre o painel e a borda.
Região hachurada em verde:
Dimensões (L x P) = (2,9 x 7,7) m
Área: 22,6 m²
Essa área é estreita, sendo necessário diminuir a distância entre o painel e a
borda de maneira que ainda assim a instalação permaneça segura para a circulação da
pessoa que fará a manutenção dos painéis. Com isso, para essa área, foi considerada
uma distância para borda de 0,85 m e através das Equações (5) a (9) foi possível
determinar:
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙/𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎 =𝐿 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝐿𝑎𝑟𝑔𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙= 1,21 (1 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎)
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 =𝑃 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝑑= 4,8 (4 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠)
N = Npainel/fileira ∗ Nfileiras = 4 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠
𝑃𝑜𝑡𝑚á𝑥 = 𝑃𝑜𝑡𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 ∗ 𝑁 = 245 ∗ 4 = 0,98 𝑘𝑊
Portanto, a potência máxima que a Sede pode gerar em seu espaço é equivalente
a soma das duas áreas, correspondendo a 7,595 kW gerados a partir de um total de 31
painéis.
Para suprir todo o consumo da Sede será necessário um sistema cuja potência
mínima deverá ser:
66
𝑃𝑠𝑒𝑑𝑒 =𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑖á𝑟𝑖𝑎
𝐻𝑆𝑃=
122,839[𝑘𝑊ℎ
𝑑𝑖𝑎]
4,38[ℎ
𝑑𝑖𝑎]
= 28,045 𝑘𝑊
Para este local, deverá ter uma quantidade N de módulos fotovoltaicos, sendo N
igual a:
𝑁 =𝑃𝑠𝑒𝑑𝑒
𝑃𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙=
28045
245= 114,47 ou 115 painéis.
Logo, a potência máxima de geração da Sede é inferior a potência necessária
para suprir seu consumo em 20,45 kW, sendo possível fazer a transferência de energia
de outro local, em que a produção de energia é superior ao consumo.
Câmara municipal
Figura 48: Dimensões do local para instalação dos painéis da Camara
Municipal
Região hachurada em amarelo:
Dimensões (L x P) = (5,7 x 12,11) m
Área: 69 m²
67
Através das Equações 5 a 9 foi possível determinar:
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙/𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎 =𝐿 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝐿𝑎𝑟𝑔𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙= 3,23 (3 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎)
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 =𝑃 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝑑= 7,69 (7 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠)
N = Npainel/fileira ∗ Nfileiras = 21 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠
𝑃𝑜𝑡𝑚á𝑥 = 𝑃𝑜𝑡𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 ∗ 𝑁 = 245 ∗ 21 = 5,15 𝑘𝑊
Da mesma maneira será dimensionada a potência para a área verde.
Região hachurada em verde:
Dimensões (L x P) = (5,7 x 17,9) m
Área: 102 m²
Através das Equações (5) a (9) foi possível determinar:
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙/𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎 =𝐿 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝐿𝑎𝑟𝑔𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙= 3,23 (3 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎)
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 =𝑃 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝑑= 12,32 (12 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠)
N = Npainel/fileira ∗ Nfileiras = 36 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠
𝑃𝑜𝑡𝑚á𝑥 = 𝑃𝑜𝑡𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 ∗ 𝑁 = 245 ∗ 36 = 8,82 𝑘𝑊
Portanto, a potência máxima que a Câmara Municipal pode gerar em seu espaço
é equivalente à soma das duas áreas, correspondendo a 13,97 kW, gerados a partir de
um total de 57 painéis.
68
Para suprir todo o consumo da Câmara Municipal será necessário um sistema
cuja potência mínima deverá ser:
𝑃𝐶𝑎𝑚𝑎𝑟𝑎 𝑀𝑢𝑛𝑖𝑐𝑖𝑝𝑎𝑙 =𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑖á𝑟𝑖𝑎
𝐻𝑆𝑃=
83,636[𝑘𝑊ℎ𝑑𝑖𝑎
]
4,38[ℎ
𝑑𝑖𝑎]
= 19,095 𝑘𝑊
Para este local, deverá ter uma quantidade N de módulos fotovoltaicos, sendo N
igual a:
𝑁 =𝑃𝑐𝑎𝑚𝑎𝑟𝑎 𝑚𝑢𝑛𝑖𝑐𝑖𝑝𝑎𝑙
𝑃𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙=
19,095
245= 77,93 ou 78 painéis.
Logo, a potência máxima de geração da Câmara Municipal é inferior a potência
necessária para suprir seu consumo em 5,13 kW, sendo possível obter essa energia a
partir da transferência de outro local, em que a produção de energia é superior ao
consumo.
Asilo (Trás)
Figura 49: Dimensões do local para instalação dos painéis do Asilo
Região hachurada em amarelo:
Dimensões (L x P) = (11 x 18) m
Área: 198 m²
Através das Equações 5 a 9 foi possível determinar:
69
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙/𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎 =𝐿 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝐿𝑎𝑟𝑔𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙= 8,59 (8 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎)
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 =𝑃 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝑑= 12,4 (12 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠)
N = Npainel/fileira ∗ Nfileiras = 96 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠
𝑃𝑜𝑡𝑚á𝑥 = 𝑃𝑜𝑡𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 ∗ 𝑁 = 245 ∗ 96 = 23,52𝑘𝑊
Da mesma maneira será dimensionada a potência para a área verde.
Região hachurada em verde:
Dimensões (L x P) = (6 x 5) m
Área: 30 m²
Através das Equações (5) a (9) foi possível determinar:
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙/𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎 =𝐿 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝐿𝑎𝑟𝑔𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙= 3,5 (3 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎)
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 =𝑃 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝑑= 2,0 (2 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠)
N = Npainel/fileira ∗ Nfileiras = 6 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠
𝑃𝑜𝑡𝑚á𝑥 = 𝑃𝑜𝑡𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 ∗ 𝑁 = 245 ∗ 6 = 1,47 𝑘𝑊
Portanto, a potência máxima que o prédio de trás do Asilo pode gerar em seu
espaço é equivalente à soma das duas áreas, correspondendo a 24,99 kW, gerados a
partir de um total de 102 painéis.
Para suprir todo o consumo do Asilo será necessário um sistema cuja potência
mínima deverá ser:
𝑃𝑎𝑠𝑖𝑙𝑜 =𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑖á𝑟𝑖𝑎
𝐻𝑆𝑃=
115,091[𝑘𝑊ℎ
𝑑𝑖𝑎]
4,38[ℎ
𝑑𝑖𝑎]
= 26,276 𝑘𝑊
70
Para este local, deverá ter uma quantidade N de módulos fotovoltaicos, sendo N
igual a:
𝑁 =𝑃𝑎𝑠𝑖𝑙𝑜
𝑃𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙=
26276
245= 107,25 ou 108 painéis.
Logo, a potência máxima de geração do prédio de trás do Asilo é inferior a
potência necessária para suprir seu consumo em 1,29 kW sendo possível transferir
energia excedente de outros locais em que a energia gerada é superior ao consumo.
Asilo (frente)
Figura 50: Dimensões do local para instalação dos painéis do Asilo
Região hachurada em azul:
Dimensões (L x P) = (5,6 x 15) m
Área: 84 m²
Através das Equações 5 a 9 foi possível determinar:
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙/𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎 =𝐿 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝐿𝑎𝑟𝑔𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙= 3,13 (3 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎)
71
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 =𝑃 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝑑= 10 (10 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠)
N = Npainel/fileira ∗ Nfileiras = 30 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠
𝑃𝑜𝑡𝑚á𝑥 = 𝑃𝑜𝑡𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 ∗ 𝑁 = 245 ∗ 30 = 7,35 𝑘𝑊
Da mesma maneira será dimensionada a potência para a área verde.
Região hachurada em rosa:
Dimensões (L x P) = (6,7 x 18,3) m
Área: 122,61 m²
Através das Equações (5) a (9) foi possível determinar:
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙/𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎 =𝐿 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝐿𝑎𝑟𝑔𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙= 4,24 (4 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎)
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 =𝑃 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝑑= 12,64 (12 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠)
N = Npainel/fileira ∗ Nfileiras = 48 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠
𝑃𝑜𝑡𝑚á𝑥 = 𝑃𝑜𝑡𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 ∗ 𝑁 = 245 ∗ 48 = 11,76 𝑘𝑊
Portanto, a potência máxima do prédio da frente do Asilo é equivalente à soma
das duas áreas, correspondendo a 19,11 kW, gerados a partir de um total de 78 painéis.
Para suprir todo o consumo do prédio da frente do asilo será necessário um
sistema cuja potência mínima deverá ser:
𝑃𝐴𝑠𝑖𝑙𝑜 =𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑖á𝑟𝑖𝑎
𝐻𝑆𝑃=
32,394[𝑘𝑊ℎ
𝑑𝑖𝑎]
4,38[ℎ
𝑑𝑖𝑎]
= 7,395 𝑘𝑊
Para este local, deverá ter uma quantidade N de módulos fotovoltaicos, sendo N
igual a:
𝑁 =𝑃𝐴𝑠𝑖𝑙𝑜
𝑃𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙=
7395
245= 30,19 ou 31 painéis
72
Logo, a potência máxima de geração deste prédio do Asilo é superior a potência
necessária para suprir seu consumo em 11,72 kW, sendo possível transferir essa energia
para outro local, em que a produção de energia é inferior ao consumo.
Rodoviária
Figura 51: Dimensões do local para instalação dos painéis da Rodoviária
Dimensões (L x P) = (54 x 34) m
Área: 1836 m²
Através das Equações (5) a (9) foi possível determinar:
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙/𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎 =𝐿 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝐿𝑎𝑟𝑔𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙= 52,02 (52 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎)
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 =𝑃 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝑑= 25,2 (25 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠)
N = Npainel/fileira ∗ Nfileiras = 1300 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠
𝑃𝑜𝑡𝑚á𝑥 = 𝑃𝑜𝑡𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 ∗ 𝑁 = 245 ∗ 1300 = 318,5 𝑘𝑊
73
Portanto, a potência máxima que a Rodoviária pode gerar em seu espaço é
corresponde a 318,5 kW, gerada a partir de um total de 1300 painéis.
Para suprir todo o consumo da Rodoviária será necessário um sistema cuja
potência mínima deverá ser:
𝑃𝑅𝑜𝑑𝑜𝑣𝑖á𝑟𝑖𝑎 =𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑖á𝑟𝑖𝑎
𝐻𝑆𝑃=
134,867[𝑘𝑊ℎ
𝑑𝑖𝑎]
4,38[ℎ
𝑑𝑖𝑎]
= 31,704 𝑘𝑊
Para este local, deverá ter uma quantidade N de módulos fotovoltaicos, sendo N
igual a:
𝑁 =𝑃𝑟𝑜𝑑𝑜𝑣𝑖á𝑟𝑖𝑎
𝑃𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙=
31704
245= 129,4 ou 130 painéis.
Logo, a potência máxima de geração da Rodoviária é muito superior a potência
necessária para suprir seu consumo em 286,68 kW. Logo, para esse local será possível
fazer a transferência dessa energia para outro local, em que a produção de energia é
inferior ao consumo.
Divisão de transportes
Figura 52: Dimensões do local para instalação dos painéis da Divisão de
transportes
74
Região hachurada em amarelo:
Dimensões (L x P) = (38,5 x 11,4) m
Área: 438,9 m²
Através das Equações (5) a (9) foi possível determinar:
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙/𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎 =𝐿 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝐿𝑎𝑟𝑔𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙= 36,36 (36 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎)
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 =𝑃 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝑑= 7,12 (7 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠)
N = Npainel/fileira ∗ Nfileiras = 252 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠
𝑃𝑜𝑡𝑚á𝑥 = 𝑃𝑜𝑡𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 ∗ 𝑁 = 245 ∗ 252 = 61,740 𝑘𝑊
Da mesma maneira será dimensionada a potência para a área verde.
Região hachurada em verde:
Dimensões (L x P) = (18,5 x 31,4) m
Área: 580,9 m²
Através das Equações 5 a 9 foi possível determinar:
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙/𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎 =𝐿 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝐿𝑎𝑟𝑔𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙= 16,16 (16 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎)
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 =𝑃 − 2 ∗ 𝑏𝑜𝑟𝑑𝑎
𝑑= 23,12 (23 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠)
N = Npainel/fileira ∗ Nfileiras = 368 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠
𝑃𝑜𝑡𝑚á𝑥 = 𝑃𝑜𝑡𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 ∗ 𝑁 = 245 ∗ 36 = 90,160 𝑘𝑊
75
Portanto, a potência máxima que a Divisão de Transportes pode gerar em seu
espaço é equivalente à soma das duas áreas, correspondendo a 151,900 kW, gerada a
partir de um total de 620 painéis.
Para suprir todo o consumo do local será necessário um sistema cuja potência
mínima deverá ser:
𝑃𝐷𝑖𝑣.𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑝𝑜𝑟𝑡𝑒𝑠 =𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑖á𝑟𝑖𝑎
𝐻𝑆𝑃=
60,348[𝑘𝑊ℎ
𝑑𝑖𝑎]
4,38[ℎ
𝑑𝑖𝑎]
= 13,778 𝑘𝑊
Para este local, deverá ter N números de módulos fotovoltaicos, sendo N igual a:
𝑁 =𝑃𝑑𝑖𝑣 𝑑𝑒 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑝𝑜𝑟𝑡𝑒𝑠
𝑃𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙=
12629
245= 56,24 ou 57 painéis.
Logo, a potência máxima de geração deste local é superior ao seu consumo em
138,12 kW, sendo possível transferir essa energia excedente para outro local, em que a
produção de energia é inferior ao consumo.
Logo, a Tabela 8 representa um resumo da Potência necessária e da Capacidade
de cada Unidade Geradora dimensionadas neste capítulo e na última coluna foi feito o
balanço energético, sinalizado de vermelho os locais que precisarão da transferência de
créditos de outras unidades geradoras, e a última linha representa o saldo de energia
produzida que poderá ser contabilizado como créditos futuros ou abatido na conta da
prefeitura local.
Tabela 8: Resumo da Potência necessária e Capacidade de cada Unidade Geradora
Local Área Livre
(m²)
Potência
necessária
(W)
Capacidade
(W) P (W)
Prefeitura 544,49 54222 61250 -7028
Sede 109,2 28045 7595 20450
Câmara 171 19095 13970 5125
Asilo-frente 206,61 7395 19110 -11715
Asilo-trás 228 26276 24990 1286
Rodoviária 1836 31704 318500 -286796
Div. Transp. 1019,8 13778 151900 -138122
Pça. Pereira Lima - 181081 - 181081
Pça. Visconde - 9391 - 9391
Secretaria de
agricultura - 25941 - 25941
TOTAL 396.928 597.315 200.387
76
4.2.2 Dimensionamento do inversor
Sabendo que dificilmente o gerador fotovoltaico entrega sua potência máxima ao
inversor devido às condições climáticas, onde nos dias nublados sua irradiância pode
ser inferior a 1000 W/m², ou nos dias quentes, em que a temperatura é mais alta que
25oC, ou seja, as condições de operação não se assemelham às condições nominais de
operação dos painéis (STC). Então, a potência fornecida pelo gerador é geralmente
inferior à sua capacidade nominal, portanto o dimensionamento do inversor pode ser
feito com uma potência menor, tendo assim, uma economia no projeto.
Para fazer este dimensionamento, primeiro, será analisada a potência de cada
unidade geradora e serão escolhidos, quando possível, inversores do mesmo fabricante
para essas unidades, Tabela 9 e Tabela 10, facilitando a manutenção dos mesmos.
Além disso, será feito um estudo para escolher a maioria dos inversores com a mesma
potência para as unidades, com a finalidade de adquirir inversores sobressalentes para
troca imediata do equipamento quando este apresentar defeito.
De acordo com a Seção 3.2.1.3 deste projeto, para evitar perdas com sujeiras e
sombreamentos e facilitar a manutenção será utilizado o inversor modular, onde cada
um recebe uma série ou string, e, posteriormente, são conectados em paralelo e com
seu próprio MPPT.
A escolha do inversor deve respeitar o intervalo de potência dado pela Equação
(7) [21].
0,7 𝑥𝑃𝑝𝑣
𝑛< 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 < 1,2 𝑥
𝑃𝑝𝑣
𝑛 (7)
Onde, 𝑃𝑝𝑣 é a potência da geração fotovoltaica, 𝑛 é o número de inversores e 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 é a
potência do inversor.
77
Tabela 9: Intervalo de potência dos inversores para cada unidade geradora
Unidade
Geradora
Intervalor de Potência
Sede 0,7 𝑥 7,595 < 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 < 1,2 𝑥 7,595 5,317< 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 < 9,114
Câmara
Municipal 0,7 𝑥 13,970 < 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 < 1,2 𝑥 13,970 9,779< 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 < 16,764
Asilo (frente) 0,7 𝑥 18,810 < 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 < 1,2 𝑥 18,810 13,167 < 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 <
22,572
Asilo (trás) 0,7 𝑥24,990
2< 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 < 1,2 𝑥
24,990
2 8,747< 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 < 14,994
Prefeitura 0,7 𝑥61,250
5< 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 < 1,2 𝑥
61,250
5 8,575 < 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 < 14,7
Div. de
Transportes 0,7 𝑥
151,900
3< 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 < 1,2 𝑥
151,900
3 35,443 < 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 < 60,760
Rodoviária 0,7 𝑥318,500
6< 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 < 1,2 𝑥
318,500
6 37,158 < 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 < 63,700
A escolha do inversor para cada local em que foi realizado o dimensionamento
da geração no item anterior está esquematizada na Tabela 10, respeitando o intervalo de
potência. Para os sistemas maiores, foi considerada a instalação de múltiplos inversores,
cuja finalidade é elevar o rendimento global do sistema, uma vez que reduz as falhas por
possível defeito no inversor. Deste modo, caso um inversor apresente um problema,
somente o subsistema conectado a ele ficará fora de operação.
Tabela 10: Escolha dos inversores
Unidade geradora Inversor
Fabricante Local
Potência
Máxima
(kW)
Quantidade Potência (kW)
Sede 7,595 1 7 FRONIUS
Câmara
Municipal 13,970 1 12 FRONIUS
Asilo (frente) 18,810 1 17 WEG
Asilo (trás) 24,990 2 12 FRONIUS
Prefeitura 61,250 5 12 FRONIUS
Div. de
Transportes 151,900 3 50 WEG
Rodoviária 318,500 6 50 WEG
78
4.2.3 Determinação do Arranjo Fotovoltaico
Nessa etapa do projeto será definido o melhor arranjo elétrico fotovoltaico de
cada sistema. O arranjo fotovoltaico é a disposição dos painéis fotovoltaicos em que os
painéis são conectados eletricamente em série formando as fileiras (string) que, por sua
vez, são conectadas em paralelo para serem instaladas aos inversores. Nessa seção,
fileiras correspondem à conexão elétrica em série dos painéis.
Figura 53: Formação do Arranjo FV
A associação em série dos módulos fotovoltaicos provoca um aumento da
tensão, e esta não pode ser maior que a tensão máxima do inversor. Logo, a tensão de
entrada do inversor será a soma das tensões dos módulos conectados em série, além
disso, é sabido que a tensão é afetada pela temperatura. Dessa forma, para o
dimensionamento do arranjo fotovoltaico serão consideradas as condições extremas de
inverno e verão do projeto.
A máxima tensão do sistema ocorre quando os painéis ainda estão em circuito
aberto em baixas temperaturas. Para esse projeto, onde a temperatura média máxima e a
temperatura média mínima são, respectivamente, 34C e 14C serão consideradas, para
fins de dimensionamento, 70C4 e 14C as temperaturas das células fotovoltaicas. Para
os cálculos de 𝑉𝑜𝑐 𝑒 𝑉𝑚𝑝𝑝, nas temperaturas corrigidas para este projeto, serão usadas as
Equações (8) a (11) [9]:
𝑉𝑜𝑐(14°𝐶) = 𝑉𝑜𝑐(𝑠𝑡𝑐) 𝑥 [1 + 𝑇𝐶𝑣𝑜𝑐 𝑥 (𝑇𝑚𝑖𝑛.𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 − 𝑇𝑠𝑡𝑐)], (8)
4 Para determinar a temperatura máxima que o painel poderá atingir foi utilizada a equação:
𝑇𝑚 = 𝑇𝑎𝑚𝑏 + (𝑁𝑂𝐶𝑇 − 20)𝐸
800 [33]. Onde NOCT é 45 C, de acordo com o data sheet do
painel, E corresponde a irradiância (W/𝑚2) e 𝑇𝑎𝑚𝑏 a temperatura ambiente.
79
𝑉𝑜𝑐(70°𝐶) = 𝑉𝑜𝑐(𝑠𝑡𝑐) 𝑥 [1 + 𝑇𝐶𝑣𝑜𝑐 𝑥 (𝑇𝑚𝑎𝑥.𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 − 𝑇𝑠𝑡𝑐)], (9)
𝑉𝑚𝑝𝑝(14°𝐶) = 𝑉𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) 𝑥 [1 + 𝑇𝐶𝑃𝑚𝑝𝑝 𝑥 (𝑇𝑚𝑖𝑛.𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 − 𝑇𝑠𝑡𝑐)] (10)
𝑉𝑚𝑝𝑝(70°𝐶) = 𝑉𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) 𝑥 [1 + 𝑇𝐶𝑃𝑚𝑝𝑝 𝑥 (𝑇𝑚𝑎𝑥.𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 − 𝑇𝑠𝑡𝑐)] (11)
sendo os dados dos painéis apresentados na Tabela 11:
Tabela 11: Dados do painel considerados para o projeto
𝑉𝑜𝑐(𝑠𝑡𝑐) 𝑉𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) 𝐼𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) 𝑇𝐶𝑣𝑜𝑐 𝑇𝐶𝑃𝑚𝑝𝑝 𝑇𝑚𝑖𝑛.𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 𝑇𝑚𝑎𝑥.𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 𝑇𝑠𝑡𝑐 𝑇𝐼𝑠𝑐
36,9V 29,8V 8,23 A 0,36%/C 0,46%/C 14 70 25 0,06%/C
Portanto, na Tabela 12 são apresentados os resultados de 𝑉𝑜𝑐 𝑒 𝑉𝑚𝑝𝑝 obtidos
através das temperaturas corrigidas.
Tabela 12: Resultados obtidos para o projeto
𝑉𝑜𝑐(14°𝐶) 𝑉𝑜𝑐(70°𝐶) 𝑉𝑚𝑝𝑝(14°𝐶) 𝑉𝑚𝑝𝑝(70°𝐶)
38,36 30,92 31,308 23,63
A partir dos resultados acima, é possível determinar, através das Equações (12) e
(13), o número máximo e mínimo de painéis em série para cada sistema, que será
apresentado na Seção 4.2.3.1.
𝑁𝑚𝑎𝑥 ≤𝑉𝑚𝑎𝑥.𝑖𝑛𝑣
𝑉𝑜𝑐(14°𝐶), (12)
onde, 𝑉𝑚𝑎𝑥.𝑖𝑛𝑣 é a tensão máxima CC do inversor.
𝑁𝑚𝑖𝑛 ≥𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑚𝑖𝑛 𝑖𝑛𝑣)
𝑉𝑚𝑝𝑝(70°𝐶), (13)
onde, 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑚𝑖𝑛 𝑖𝑛𝑣) é a tensão mínima da faixa de tensão do inversor escolhido.
Para determinar a quantidade permitida de fileiras conectadas em paralelo neste
arranjo é necessário garantir que a corrente máxima de entrada do inversor não seja
ultrapassada. Para isso, calcula-se através das Equações (14) e (15) o número máximo
de fileiras que o sistema em questão precisará.
𝐼𝑠𝑐(70°𝐶) = 𝐼𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) × [1 + 𝑇𝐶𝐼𝑠𝑐 × (𝑇𝑚𝑎𝑥.𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 − 𝑇𝑠𝑡𝑐)] = 8,45𝐴 (14)
80
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 ≤𝐼𝑖𝑛𝑣𝑚𝑎𝑥
𝐼𝑠𝑐(70°𝐶), (15)
onde 𝐼𝑖𝑛𝑣𝑚𝑎𝑥 é a corrente máxima CC admitida na entrada do inversor.
4.2.3.1 Arranjo fotovoltaico para cada localidade
Aqui será determinado o número máximo e mínimo de módulos em série e,
também, o número de fileiras que cada unidade geradora poderá admitir.
Prefeitura
Para o prédio da prefeitura, Câmara municipal e Asilo (trás) foi escolhido o
inversor Fronius IG Plus 150 V-3 [22], cuja potência de saída é 12 kW e cujos dados
para o projeto estão ilustrados na Figura 54. Nesta unidade geradora, Prefeitura, serão
necessários 5 inversores desse modelo.
Figura 54: Dados do Inversor Fronius IG Plus 150 V-3
81
A partir dos resultados da Tabela 12, é possível determinar, através das
Equações (12) e (13), o número máximo e mínimo de painéis em série para o prédio da
Prefeitura.
𝑁𝑚𝑎𝑥 =𝑉𝑚𝑎𝑥.𝑖𝑛𝑣
𝑉𝑜𝑐(14°𝐶)=
600𝑉
38,36 𝑉≤ 15,64
𝑁𝑚𝑖𝑛 =𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑚𝑖𝑛 𝑖𝑛𝑣)
𝑉𝑚𝑝𝑝(70°𝐶)=
230 𝑉
23,63 𝑉≥ 9,73
Em seguida, para o cálculo do número máximo de fileiras possíveis será
utilizada a Equação (15).
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 ≤𝐼𝑖𝑛𝑣𝑚𝑎𝑥
𝐼𝑠𝑐(70°𝐶)=
55,6
8,45= 6,58
Estes valores referem-se à quantidade de séries e fileiras para um inversor. Com
isso, para melhor aproveitamento da área disponível para o projeto, também,
respeitando a faixa de tensão de MPPT e a corrente máxima de entrada do inversor, foi
determinada a matriz fotovoltaica com 5 fileiras e 10 painéis cada, objetivando
maximizar a geração, de acordo com a estimativa já estudada no item 4.2.1.2.
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 × 𝑉𝑜𝑐(𝑠𝑡𝑐) = 10𝑥36,9 = 369 Verifica-se que a tensão dos painéis em série
está dentro da faixa MPPT do inversor ( 230-
500V) 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 × 𝑉𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 10𝑥29,8 = 298
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 × 𝐼𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 5𝑥8,23 = 41,15 Verifica-se que a corrente das fileiras não
ultrapassa a corrente máxima de entrada do
inversor (41,15 < 55,6)
Potência total (com os 5 inversores) 61250 W
De maneira similar, foi projetado o arranjo fotovoltaico para as demais
localidades.
82
Sede
Para esta unidade geradora será usado o Inversor Fronius IG Plus 8u0 V-3, cuja
potência de saída é 7 kW.
Figura 55: Dados do Inversor Fronius IG Plus 80 V-3
𝑉𝑚𝑎𝑥.𝑖𝑛𝑣 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑚𝑖𝑛 𝑖𝑛𝑣) 𝐼𝑖𝑛𝑣𝑚𝑎𝑥 𝑁𝑚𝑎𝑥 𝑁𝑚𝑖𝑛 𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 Inversor
Potência
de saída
do
inversor
600V 230V 32A ≤ 15,64 ≥ 9,73 ≤ 3,78
Fronius
IG Plus
80 V-3
7kW
Para essa localização a melhor escolha foi:
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 Potência Total
3 10 7350 W
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 × 𝑉𝑜𝑐(𝑠𝑡𝑐) = 10𝑥36,9 = 369 Verifica-se que a tensão dos painéis em série
está dentro da faixa MPPT do inversor ( 230-
500V) 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 × 𝑉𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 10𝑥29,8 = 298
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 × 𝐼𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 3𝑥8,23 = 24,69 Verifica-se que a corrente das fileiras não
ultrapassa a corrente máxima de entrada do
inversor (24,69 < 32)
Potência total 7350 W
83
Câmara municipal
𝑉𝑚𝑎𝑥.𝑖𝑛𝑣 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑚𝑖𝑛 𝑖𝑛𝑣) 𝐼𝑖𝑛𝑣𝑚𝑎𝑥 𝑁𝑚𝑎𝑥 𝑁𝑚𝑖𝑛 𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 Inversor
Potência
de saída
do
inversor
600V 230V 55,6A ≤ 15,64 ≥ 9,73 ≤ 6,58
Fronius
IG Plus
150 V-3
12kW
Para essa localização a melhor escolha foi:
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 Potência Total
4 14 13720 W
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 × 𝑉𝑜𝑐(𝑠𝑡𝑐) = 14𝑥36,9 = 516,6 Verifica-se que a tensão dos painéis em série
não está dentro da faixa MPPT do inversor (
230-500V) 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 × 𝑉𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 14𝑥29,8 = 417,2
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 × 𝐼𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 4𝑥8,23 = 32,92 Verifica-se que a corrente das fileiras não
ultrapassa a corrente máxima de entrada do
inversor (32,92<55,6A)
Potência total 13720 W
Apesar de essa escolha ser a mais próxima da potência máxima que esta região
pode gerar, não é a escolha mais apropriada, uma vez que está fora da faixa de operação
do sistema, então a melhor escolha foi:
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 Potência Total
4 13 12740 W
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 × 𝑉𝑜𝑐(𝑠𝑡𝑐) = 13𝑥36,9 = 479,7 Verifica-se que a tensão dos painéis em série
está dentro da faixa MPPT do inversor ( 230-
500V) 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 × 𝑉𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 13𝑥29,8 = 387,4
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 × 𝐼𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 4𝑥8,23 = 32,92 Verifica-se que a corrente das fileiras não
ultrapassa a corrente máxima de entrada do
inversor (32,92<55,6A)
Potência total 12740 W
84
Asilo (frente) Para esta unidade geradora será usado o Inversor String da WEG SIW500
ST017, cuja potência de saída é 17kW.
Figura 56: Dados do Inversor WEG SIW500 ST017
𝑉𝑚𝑎𝑥.𝑖𝑛𝑣 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑚𝑖𝑛 𝑖𝑛𝑣) 𝐼𝑖𝑛𝑣𝑚𝑎𝑥 𝑁𝑚𝑎𝑥 𝑁𝑚𝑖𝑛 𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 Inversor
Potência
de saída
do
inversor
1000V 400V 33A ≤ 26,07 ≥ 16,93 ≤ 3,91 SIW500
ST017 17kW
Para essa localização a melhor escolha foi:
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 Potência Total
3 25 18375 W
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 × 𝑉𝑜𝑐(𝑠𝑡𝑐) = 25𝑥36,9 = 922.5 Verifica-se que a tensão dos painéis em série
não está dentro da faixa MPPT do inversor (
400-800V) 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 × 𝑉𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 25𝑥29,8 = 745
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 × 𝐼𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 3𝑥8,23 = 24,69 Verifica-se que a corrente das fileiras não
ultrapassa a corrente máxima de entrada do
inversor (24,69<33A)
Potência total 1875W
Apesar de essa escolha ser a mais próxima da potência máxima que esta região
pode gerar, não é a escolha mais apropriada, uma vez que está fora da faixa de operação
do sistema, 925,5 V > 800 V, então a melhor escolha foi:
85
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 Potência Total
3 21 15435 W
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 × 𝑉𝑜𝑐(𝑠𝑡𝑐) = 21𝑥36,9 = 774,9 Verifica-se que a tensão dos painéis em série
está dentro da faixa MPPT do inversor ( 400-
800V) 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 × 𝑉𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 21𝑥29,8 = 625,8
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 × 𝐼𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 3𝑥8,23 = 24,69 Verifica-se que a corrente das fileiras não
ultrapassa a corrente máxima de entrada do
inversor (24,69<33A)
Potência total 15435W
Asilo (trás)
𝑉𝑚𝑎𝑥.𝑖𝑛𝑣 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑚𝑖𝑛 𝑖𝑛𝑣) 𝐼𝑖𝑛𝑣𝑚𝑎𝑥 𝑁𝑚𝑎𝑥 𝑁𝑚𝑖𝑛 𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 Inversor
Potência
de saída
do
inversor
600V 230V 55,6A ≤ 15,64 ≥ 9,73 ≤ 6,58
Fronius
IG Plus
80 V-3
12kW
Para essa localização a melhor escolha foi:
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 Potência Total
5 10 12250 W
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 × 𝑉𝑜𝑐(𝑠𝑡𝑐) = 10𝑥36,9 = 369 Verifica-se que a tensão dos painéis em série
está dentro da faixa MPPT do inversor ( 230-
500V) 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 × 𝑉𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 10𝑥29,8 = 298
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 ×= 5𝑥8,23 = 32,92 Verifica-se que a corrente das fileiras não
ultrapassa a corrente máxima de entrada do
inversor (32,92<55,6A)
Potência total (com os dois inversores) 24.500 W
86
Rodoviária
Para a Rodoviária e para a Divisão de transportes será usado o inversor da WEG
SIW700 T050-22.
Figura 57: Folha de Dados dos inversores de 50 kW da WEG
𝑉𝑚𝑎𝑥.𝑖𝑛𝑣 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑚𝑖𝑛 𝑖𝑛𝑣) 𝐼𝑖𝑛𝑣𝑚𝑎𝑥 𝑁𝑚𝑎𝑥 𝑁𝑚𝑖𝑛 𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 Inversor
Potência
de saída
do
inversor
800V 360V 180 ≤ 20,86 ≥ 15,23 ≤ 21,3
SIW700
T050-
22
50kW
Para essa localização a melhor escolha foi:
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 Potência Total
12 18 52920 W
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠𝑥𝑉𝑜𝑐(𝑠𝑡𝑐) = 18𝑥36,9 = 664,2 Verifica-se que a tensão dos painéis em série
está dentro da faixa MPPT do inversor ( 360-
700V) 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠𝑥𝑉𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 18𝑥29,8 = 536,4
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠𝑥𝐼𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 12𝑥8,23 = 98,76 Verifica-se que a corrente das fileiras não
ultrapassa a corrente máxima de entrada do
inversor (98,76<180)
Potência total (com os 6 inversores) 317520 W
87
Divisão de transportes
𝑉𝑚𝑎𝑥.𝑖𝑛𝑣 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑚𝑖𝑛 𝑖𝑛𝑣) 𝐼𝑖𝑛𝑣𝑚𝑎𝑥 𝑁𝑚𝑎𝑥 𝑁𝑚𝑖𝑛 𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 Inversor
Potência
de saída
do
inversor
800V 360V 180 ≤ 20,86 ≥ 15,23 ≤ 21,3
SIW700
T050-
22
50kW
Para essa localização a melhor escolha foi:
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 Potência Total
12 17 49980 W
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 × 𝑉𝑜𝑐(𝑠𝑡𝑐) = 17𝑥36,9 = 627,3 Verifica-se que a tensão dos painéis em série
está dentro da faixa MPPT do inversor ( 360-
700V) 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 × 𝑉𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 17𝑥29,8 = 506,6
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 × 𝐼𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 12𝑥8,23 = 98,76 Verifica-se que a corrente das fileiras não
ultrapassa a corrente máxima de entrada do
inversor (98,76<180)
Potência total (com os 3 inversores) 149940 W
Na Tabela 13 será apresentada uma síntese do dimensionamento feito neste
Capítulo 4, onde será exposto, para cada unidade geradora, o inversor com seus
respectivos fabricantes, as matrizes fotovoltaicas com seus números de painéis e fileiras,
a potência mínima necessária para suprir o consumo da edificação em questão, a
potência máxima que pode ser instalada na unidade geradora e, por fim, a potência
calculada após o dimensionamento do inversor e arranjo fotovoltaico. A última linha da
tabela representa o consumo em kWh/dia de cada cenário citado.
Tabela 13: Síntese do Arranjo Fotovoltaico
Local Fabricante Inversor
Matriz
Fotovoltaica Pot.
Mínima
(W)
Pot.
Máxima
(W)
Pot. do
Arranjo
FV (W) 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠
Prefeitura Fronius 5x12kW 10 5 54222 61250 61250
Sede Fronius 1x7kW 10 3 28045 7595 7350
Câmara Fronius 1x12kW 13 4 19095 13970 12740
Asilo-frente WEG 1x17kW 21 3 7395 18810 15435
Asilo-trás Fronius 2x12kW 10 5 26276 24990 24500
Rodoviária WEG 6x50kW 18 12 31704 318500 317520
Div. Transp. WEG 3x50kW 17 12 13778 151900 149940
TOTAL 180515 597015 588735
Consumo (kWh/dia) 790,66 2614,93 2578,66
88
Para as unidade geradoras da Rodoviária e da Divisão de transportes, cuja
potência é maior que 75 kW, de acordo com a norma da distribuidora, essas unidades
deverão ser conectadas em média tensão, necessitando de transformadores elevadores
de 220V/13,8kV com potência adequada para cada local [19].
89
5. Usina Fotovoltaica
É sabido que os dez maiores consumidores de energia elétrica de todos os
prédios vinculados ao orçamento da Prefeitura consomem uma média mensal de
34.022,46 kWh, de um total de 378.041 kWh. Além disso, após o dimensionamento
realizado no Capítulo 4, verificou-se que a potência mínima para abastecer essas
unidade geradoras é de 396,928 kW, sendo possível instalar um sistema com potência
de 588,735 kW, correspondente a 2.578,66 kWh/dia. Sendo assim, esse excedente de
geração será transferido para outras unidades consumidoras, cujas contas de energia
elétrica são vinculadas ao orçamento da prefeitura de Pádua, dos quais não foram
listadas entre os dez maiores pontos de consumo no item 4.1.
Diante disso, este capítulo irá dimensionar uma Usina Fotovoltaica (UFV) com o
objetivo de suprir todo o consumo restante referente às contas vinculadas ao orçamento
da Prefeitura. Vale a pena ressaltar que, na Resolução 482/2012 da ANEEL não poderia
compensar a energia proveniente de locais que sejam diferentes das Unidades
estabelecidas como consumidoras. Porém, com a atualização desta Resolução divulgada
em dezembro de 2015, permite que esse tipo de compensação exista desde que seja na
mesma área de concessão e mesma titularidade da Unidade Consumidora e seja atendida
pela mesma distribuidora, sendo denominado como autoconsumo remoto [23].
𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝑘𝑊ℎ
𝑑𝑖𝑎) − 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑜(
𝑘𝑊ℎ
𝑑𝑖𝑎) = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑈𝐹𝑉(
𝑘𝑊ℎ
𝑑𝑖𝑎)
378041
30− 2578,66 = 10022,71
𝑘𝑊ℎ
𝑑𝑖𝑎
Sendo assim, a potência necessária para abastecer todo o restante do consumo
dos prédios da Prefeitura é:
𝑃𝑈𝐹𝑉 =𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑖á𝑟𝑖𝑎
𝐻𝑆𝑃=
10022,71[𝑘𝑊ℎ𝑑𝑖𝑎
]
4,38[ℎ
𝑑𝑖𝑎]
= 2288,29 𝑘𝑊
90
5.1 Localização
O projeto dessa usina será feito para uma área próxima da subestação da cidade
de Santo Antônio de Pádua (69 kV/13,8 kV), sendo possível ser conectada através de
um transformador elevador 220 V/13,8 kV à rede de distribuição de média tensão de
13,8kV e capacidade adequada para suportar a potência da UFV, ilustrada na Figura 58.
Nas proximidades da subestação existe uma área livre de aproximadamente 100.000 m²,
estimada pelo Google Earth Pro, sendo mais do que o suficiente para uma UFV de
2,25 MW.
Figura 58: Localização da UFV e da subestação de Pádua
5.2 Módulo Fotovoltaico
Para o dimensionamento da usina será utilizado o mesmo painel dos dez maiores
consumidores, o painel KD245GH-4FB, do fabricante Kyocera Solar, cuja Folha de
Dados encontra-se no Anexo I. Como já foi dito, a área de um painel corresponde a
1,645 m² e sua potência é 245 W.
Para este sistema, cuja potência será de 2,25 MW, serão necessários no mínimo:
𝑁 =𝑃𝑈𝐹𝑉
𝑃𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙=
2,25 MW
245𝑊= 9183,67 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠
91
Para esta quantidade de painéis, será necessária uma área mínima de 15.107,14
m², sem levar em consideração a distância entre os painéis para circulação de pessoas
para manutenção e a área que deverá ser disponibilizada para os equipamentos do
sistema, como os inversores, transformadores, dentre outros.
5.3 Inversor
O inversor escolhido foi o T125-22 da WEG com potência de 125 kW, cuja
folha de dados é apresentada na Figura 59. Para o dimensionamento dos inversores,
assumiu-se que a potência nominal da usina no lado de corrente alternada seja igual a
2,25MW, isto corresponde a 96,8% da potência ideal calculada na seção 5, sendo
necessários 18 inversores destes especificados.
Figura 59: Folha de dados do inversor T125-22 da WEG
Para verificar se a escolha do inversor é ideal para o projeto, é necessário
analisar se a potência escolhida para o equipamento é coerente com o intervalo de
potência permitido para este projeto.
92
Portanto, tendo em vista a equação (7), que será reproduzida abaixo, o intervalo
de potência que o inversor deve respeitar está representado na Tabela 14.
.
0,7 𝑥𝑃𝑝𝑣
𝑛< 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 < 1,2 𝑥
𝑃𝑝𝑣
𝑛
Tabela 14: Intervalo de Potência do Inversor Utilizado na UFV
Sistema FV Intervalor de Potência
Usina 0,7 x2250000
18< 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 < 1,2 x
2250000
18 87.500< 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑑𝑐 < 150.000
Com isso verifica-se que a escolha do inversor está coerente com o cálculo
realizado.
5.3.1 Arranjo Fotovoltaico
Da mesma maneira que foi determinado o arranjo fotovoltaico na seção 4.2.3,
será feito aqui para a UFV.
Tabela 15: Dados do Inversor T125-22 da WEG
𝑉𝑚𝑎𝑥.𝑖𝑛𝑣 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑚𝑖𝑛 𝑖𝑛𝑣) 𝐼𝑖𝑛𝑣𝑚𝑎𝑥 𝑁𝑚𝑎𝑥 𝑁𝑚𝑖𝑛 𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 Inversor Potência
inversor
800V 360V 445 A ≤ 20,86 ≥ 15,23 ≤ 52,66
SIW700
T2T125-
22
125kW
A partir dos dados do painel fotovoltaico mostrado na Tabela 11, dos valores
corrigidos para o projeto explicitado na Tabela 12, das Equações (12) a (15) para o
cálculo do número de painéis em série e números de fileiras, e, também, dos dados dos
inversores apresentados na Tabela 15, a melhor escolha para o arranjo fotovoltaico para
esta UFV é:
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 Potência Total
30 18 132.300 W
Para melhor aproveitamento da área disponível para o projeto, também,
respeitando a faixa de tensão de MPPT e a corrente máxima de entrada do inversor, foi
determinada a matriz fotovoltaica com 30 fileiras e 18 painéis cada, objetivando
maximizar a geração, de acordo com a estimativa já estudada no item 4.2.1.2. Esse
93
arranjo é conectado a um inversor. Para toda a usina serão necessários 18 arranjos deste
especificado.
𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠x𝑉𝑜𝑐(𝑠𝑡𝑐) = 18𝑥36,9 = 664,2 Verifica-se que a tensão dos painéis em
série está dentro da faixa MPPT do
inversor ( 360-700V) 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠x𝑉𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 18𝑥29,8 = 536,4
𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 x 𝐼𝑚𝑝𝑝(𝑠𝑡𝑐) = 30x8,23 = 271,59
Verifica-se que a corrente das fileiras não
ultrapassa a corrente máxima de entrada
do inversor (246,9<445)
Potência total (com os 18 inversores) 2.381.400 W
Portanto, esta usina gerará 2.381.400 W de potência, ou seja, um consumo diário
de 10.430,53 kWh/dia, correspondendo a 3.754.990,80 kWh/ano.
Como a conta de energia elétrica disponibilizada para elaboração deste projeto
constavam apenas 11 meses, foi realizado um cálculo da média mensal para elaboração
do mesmo. Sendo assim, o consumo anual, considerando 12 meses, seria de
4.536.502,91 kWh/ano.
Portanto, fazendo a verificação dos resultados, obtém-se:
𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑈𝐹𝑉 (𝑘𝑊ℎ
𝑎𝑛𝑜) + 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜𝑈𝐺 (
𝑘𝑊ℎ
𝑎𝑛𝑜)
= 3.754.990,80kWh
ano+ 928.317,6
kWh
ano
= 𝟒. 𝟔𝟖𝟑. 𝟑𝟎𝟖, 𝟒𝒌𝑾𝒉
𝒂𝒏𝒐
Após o dimensionamento dos inversores e do arranjo elétrico fotovoltaico da
Usina, será feito o dimensionamento da Caixa de Controle, que faz a conexão entre os
painéis e o inversor.
5.4 Caixa de Controle
O equipamento que faz a conexão entre os painéis fotovoltaicos e os inversores é
a caixa de controle e monitoramento, String Control Boxes. Esse dispositivo permite
medir e monitorar, com precisão, a corrente proveniente das ligações em série dos
painéis fotovoltaico. Para este projeto, será utilizado o String Control 250/30 DCD DF
do fabricante FRONIUS, onde a máxima corrente de entrada CC por string é de 20 A e
a tensão máxima de entrada é 1000 V, cuja folha de dados é apresentada na Figura 60.
94
Figura 60: String Control 250/30 DCD DF
O arranjo fotovoltaico com 18 painéis em série e 30 fileiras possui:
𝑃 = 18𝑥30𝑥245 = 132.300W
𝑉 = 18𝑥29,8 = 536,4 𝑉
𝐼 = 30𝑥8,23 = 246,9 𝐴
Após a análise da Figura 60, nota-se que a corrente em cada entrada do arranjo
fotovoltaico não excede o limite de 20 A e a tensão está dentro do limite de tensão
máxima do equipamento, de 1000 V. A partir disso, deve-se fazer a conexão do arranjo
fotovoltaico com a caixa de controle (String Control 250/30 DCD DF) compatível com
a configuração do arranjo fotovoltaico, onde a corrente total corresponde a 246,9 A e
seu número de fileiras (string), igual a 30. Como o número de entrada da caixa é igual a
30 e seu limite da corrente total que é igual a 250 A, maior que 246,9 A, será necessária
uma caixa dessa especificada, para cada arranjo.
Portanto, será utilizada uma caixa de controle para transferir a energia gerada a
partir de 540 painéis fotovoltaicos até cada inversor, cuja especificação foi apresentada
no item 5.3.
Sendo assim, a Usina de energia solar fotovoltaica conta com a utilização dos
equipamentos dispostos na Figura 61, de forma que a corrente contínua gerada a partir
da luz solar e captada pelos módulos fotovoltaicos seja transmitida através da caixa de
95
controle para os inversores que a transformam em corrente alternada e a levam a um
transformador para a elevação da tensão e distribuição da potência gerada.
Figura 61: Diagrama da Usina Fotovoltaica de 𝟐, 𝟐𝟓 MW
96
6. Análise econômica
Essa etapa do projeto será realizada em duas partes. Na primeira etapa será feito
o cálculo do custo do projeto somente das unidades geradoras localizadas nos telhados
dos prédios e sua análise econômica. A segunda parte incluirá o custo da instalação da
Usina Fotovoltaica de 2,25 𝑀𝑊 e será realizada, também, uma análise econômica do
projeto global que atenderá toda a demanda da prefeitura.
Esta análise econômica visa avaliar o potencial de retorno do investimento,
levando a decidir se é viável a construção do sistema fotovoltaico proposto por este
Projeto de Graduação. Para isso, será realizado um estudo de viabilidade econômica
utilizando os indicadores econômicos próprios para análise de projetos: Payback, VPL
(Valor Presente Líquido) e TIR (Taxa Interna de Retorno).
6.1 Indicadores Econômicos
Payback
Payback é o período de tempo que será necessário para reaver o retorno de todo
o investimento inicial, ou seja, é o período em que o fluxo de caixa acumulado muda de
negativo para positivo. Quanto menor for este período, mais atrativo o investimento
será.
O payback pode ser simples ou descontado. No primeiro, não é considerada a
taxa de juros, nem a inflação do período, com isso, é mais aconselhável para projetos
com recuperação do capital inicial em curto espaço de tempo. Já no payback
descontado, o fator tempo no valor do dinheiro é considerado, uma vez que considera
uma taxa de desconto. Essa por sua vez, é a taxa mínima de atratividade (TMA),
determinada pelo próprio investidor. Então, pode afirmar que o payback descontado é
um mecanismo financeiro que analisa o tempo necessário para recuperação do
investimento dos fluxos líquidos de caixa descontado, levando em consideração o custo
do capital.
Portanto, neste projeto de análise econômica fará uso do Payback descontado e
será considerada a taxa mínima de atratividade (TMA) de 6,5%. Para determinar essa
taxa foi utilizado o Sistema de Expectativa de Mercado do Banco Central do Brasil, a
média de 12 meses do IPCA do período de Janeiro a Dezembro de 2015 [31].
97
VPL
O Valor Presente Líquida (VPL) leva em consideração o valor do dinheiro no
tempo, ou seja, o valor do dinheiro com as correções, neste caso 6,5%, aplicadas a ele.
O VPL do investimento é a diferença entre os benefícios gerados pelo projeto e seus
custos. O cálculo é feito a partir do Payback descontado. A equação representa o cálculo
do VPL.
𝑉𝑃𝐿 = −𝐼0 + ∑𝐹𝐶𝑡
(1 + 𝑟)𝑡
𝑛
𝑡=1
Onde, 𝐼0 é o investimento inicial do projeto, 𝐹𝐶𝑡 é o fluxo de caixa do projeto no
período 𝑡, 𝑟 a taxa de desconto, 𝑡 o período em questão e 𝑛 o horizonte de análise do
fluxo de caixa, que para este projeto será considerado 25 anos (𝑛 = 25), conforme a
garantia dos painéis fotovoltaicos. Para valores positivos de VPL, a receita do projeto
supera o valor investido, porém, caso o VPL seja menor que zero, o projeto não será
viável.
TIR
A taxa interna de retorno (TIR) é a taxa de desconto que, quando aplicada a um
fluxo de caixa, faz com que os valores das despesas, trazidos ao valor presente, seja
igual dos retornos dos investimentos. Em outras palavras, a TIR representa uma taxa
que se aplicada como taxa de desconto, torna o VPL nulo. Quanto maior o TIR, mais
lucrativo será o projeto.
Para TIR=TMA e VPL=0, o projeto gera uma taxa de rentabilidade igual a taxa
de desconto do investimento.
Se TIR>TMA e VPL>0, o projeto gera uma taxa de rentabilidade maior que a
taxa de desconto do investimento, ou seja, é um projeto viável.
Se TIR<TMA e VPL<0, o projeto não consegue gerar uma taxa de rentabilidade
maior que a taxa de desconto, ou seja, o projeto é considerado inviável.
A equação 16 determina a TIR.
−𝐼0 + ∑𝐹𝐶𝑡
(1+𝑇𝐼𝑅)𝑡𝑛𝑡=1 =0, (16)
onde FCt é o fluxo de caixa no período 𝑡 e 𝐼0 é o investimento inicial.
98
6.2 Sistema fotovoltaico sem a UFV
6.2.1 Investimento Inicial
De acordo com estudos realizados pela EPE, foi feito um levantamento de
preços em sites norte americanos do conjunto Painel Solar mais Inversor, para potências
típicas de instalações comerciais e industriais, sem considerar os valores para instalação
e montagem do sistema.
A Tabela 16 apresenta os custos considerando, além do valor do conjunto, o
valor da instalação e montagem para cada cenário, sendo estimado em 20% do valor
total do investimento.
Tabela 16: Custo do sistema fotovoltaico (US$/kWp)
Potência Painéis Inversores Instalação e
Montagem Total
Residencial (4-6kWp) 2,23 0,57 0,70 3,50
Residencial (8-10kWp) 2,02 0,50 0,63 3,15
Comercial (100kWp) 1,74 0,42 0,54 2,70
Industrial (>=100 kWp) 1,60 0,30 0,48 2,38
Para internalização no Brasil, nestes custos devem ser considerados a incidência
de impostos, que de acordo com a nota técnica da EPE, Internalização no Brasil dos
custos de investimentos em sistema de geração fotovoltaica elevaria em cerca de 25%
dos valores atribuídos como referência internacional [24]. Logo, nessas condições e
com a taxa de câmbio de US$ 1.00 = R$ 3,8549 (cotação do dia 01/12/2015), a Tabela
17 é a referência dos custos de investimentos em sistemas de geração fotovoltaica no
Brasil, adaptada da nota técnica da EPE, para elaboração deste projeto.
Tabela 17: Custo do sistema fotovoltaico (R$/kWp)
Potência Painéis Inversores Instalação e
Montagem Total
Residencial (4-6kWp) 10.746 2.747 3.373 16.865
Residencial (8-10kWp) 9.734 2.409 3.036 15.179
Comercial (100kWp) 8.384 2.024 2.602 13.010
Industrial (≥1000 kWp) 7.710 1.446 2.313 11.468
Vale ressaltar que os valores encontrados aqui podem não refletir a realidade de
custos deste sistema, uma vez que a base dos cálculos foi realizada em cima dos custos
do mercado internacional, onde o mercado fotovoltaico é amplo e competitivo, diferente
99
do Brasil, que ainda é incipiente, possibilitando um índice de internalização maior que
os 25% considerados.
Diante disso, pode-se verificar que para o sistema fotovoltaico sem a usina, cuja
potência é de 588735 W, como visto anteriormente no Capítulo 4, e a partir dos custos
do kWp da Tabela 17 o custo deste sistema será de:
588735𝑥13,010 = 𝑅$7.653.555,00
6.2.2 Payback, VPL e TIR
Para calcular o Payback Descontado será usada uma taxa mínima de atratividade
de 6,5%. Então, para obter esse resultado, será calculada, na Tabela 18, a geração com
depreciação, que será assumida 0,5% ao ano, a tarifa de energia elétrica estabelecida em
R$ 0,3925, já com os tributos a ela associados. As últimas quatro colunas da Tabela
representam a remuneração do sistema, o custo de Operação e Manutenção anual
(O&M) que foi considerado 1% [14] do valor do investimento inicial, o fluxo de caixa
com aplicação de TMA de 6,5% e, por fim, o payback descontado.
A tarifa de energia sofre um reajuste anual, que é um procedimento de
atualização do valor de energia paga pelo consumidor. Para aplicação do reajuste faz-se
necessário duas parcelas, uma relacionada com a compra de energia elétrica para
atendimento de seu mercado, o valor da transmissão e os encargos setoriais, a outra
parcela é vinculada com os custos relacionados aos investimentos realizados pela
distribuidora e custos operacionais, além da quota de depreciação de seus ativos e a
remuneração regulatória. Essa segunda parcela é apenas corrigida pelo IGP-M (índice
geral de preços e mercado). Portanto, a partir das referencias [25], [27] e [28],[29]
valores das estatísticas realizadas pela Fundação Getúlio Vargas, (FGV) dos últimos 6
anos de IGP-M [29], obteve-se um valor de 7,24% de atualização anual.
5 Para determinar a tarifa de energia elétrica deste projeto foi utilizada a média das tarifas das
contas de energia da Prefeitura.
100
Tabela 18: Payback descontado do sistema sem a usina
Ano Investimento
inicial
Geração
com
depreciação6
Tarifa De
energia7
(R$/kWh)
Remuneração
anual (R$) O&M
8
Fluxo de
caixa
descontado9
Payback
descontado
0 -R$7.653.555,00
-7.653.555,00
1
928317.60 0.39 363900.50 76535.55 269826.24 -7460264.31
2
923676.01 0.42 388295.66 76535.55 342344.47 -7117919.83
3
919057.63 0.45 414326.23 76535.55 342999.59 -6774920.24
4
914462.34 0.48 442101.83 76535.55 343655.96 -6431264.28
5
909890.03 0.52 471739.45 76535.55 344313.58 -6086950.70
6
905340.58 0.56 503363.92 76535.55 344972.47 -5741978.23
7
900813.88 0.60 537108.43 76535.55 345632.61 -5396345.62
8
896309.81 0.64 573115.10 76535.55 346294.02 -5050051.60
9
891828.26 0.69 611535.59 76535.55 346956.69 -4703094.91
10
887369.12 0.74 652531.72 76535.55 347620.63 -4355474.27
11
882932.27 0.79 696276.14 76535.55 348285.85 -4007188.43
12
878517.61 0.85 742953.10 76535.55 348952.33 -3658236.10
13
874125.02 0.91 792759.19 76535.55 349620.09 -3308616.00
14
869754.40 0.97 845904.18 76535.55 350289.13 -2958326.87
15
865405.63 1.04 902611.90 76535.55 350959.45 -2607367.42
16
861078.60 1.12 963121.20 76535.55 351631.05 -2255736.37
17
856773.21 1.20 1027686.92 76535.55 352303.94 -1903432.44
18
852489.34 1.29 1096580.99 76535.55 352978.11 -1550454.33
19
848226.89 1.38 1170093.59 76535.55 353653.58 -1196800.75
20
843985.76 1.48 1248534.32 76535.55 354330.33 -842470.42
21
839765.83 1.59 1332233.57 76535.55 355008.38 -487462.04
22
835567.00 1.70 1421543.84 76535.55 355687.73 -131774.30
23
831389.17 1.82 1516841.30 76535.55 356368.38 224594.08
24
827232.22 1.96 1618527.31 76535.55 357050.33 581644.41
25
823096.06 2.10 1727030.14 76535.55 357733.59 939378.00
A tabela pode sofrer modificações ao decorrer desses 25 anos, adaptando-se a
resoluções e tarifas vigentes na época considerada.
6 Geração com depreciação de 0,5% ao ano
7 Tarifa de energia com reajuste de 7,24% ao ano
8 Custo de Operação e Manutenção corresponde a 1% do investimento inicial
9 Fluxo de caixa com aplicação de uma TMA de 6,5% ao ano
101
Através dos resultados de Payback Descontado expostos na Tabela 19, nota-se
que este projeto terá o retorno do investimento inicial em 22 anos. Além disso, após os
25 anos, quando encerra a garantia dos painéis, o valor presente líquido do projeto será
de R$ 939.378,00e a taxa interna de retorno de 7,52%.
Portanto, de acordo com os resultados estabelecidos nessa unidade, a solução
mostra-se viável. Contudo, tendo em vista o longo tempo de retorno, conclui-se que o
investimento não é atraente para implantação. Acredita-se que isso seja um reflexo na
conjuntura econômica da época desse estudo, uma vez que o valor elevado do dólar
torna os custos de investimentos demasiadamente elevados.
6.3 Sistema fotovoltaico com a UFV
Da mesma maneira que foi feito anteriormente para o sistema fotovoltaico sem a
usina, será feito o cálculo, adicionando o valor do investimento da instalação de uma
UFV, que de acordo com o capítulo 5 foi dimensionada com uma potência de 2.381.400
W, correspondendo a 3.754.991,52 kWh/ano. Portando, usando a Tabela 17, o
investimento inicial da UFV é de:
2381400 𝑥 11.468 = 𝑅$27.309.895,20
Com isso, para instalar todo este sistema com a UFV, correspondendo a um total
de 4.683.308,40 kWh/ano, será necessário de um investimento inicial de:
𝑅$7.653.555,00 + 𝑅$27.309.895,20 = 𝑅$34.963.450,20
Seguindo os mesmo critérios já estabelecidos na seção 6.2, será realizado um
fluxo de caixa para este investimento para determinar o Payback Descontado, VPL e a
TIR de todo o projeto, Tabela 19.
102
Tabela 19: Payback descontado do sistema com a usina
Ano Investimento
inicial Geração com depreciação
Tarifa De energia
(R$/kWh)
Remuneração anual
O&M Fluxo de
caixa descontado
Payback Descontado
0 R$34963450.20
-35313084.70
1
4683308.4 0.39 1835856.89 349634.50 1395513.98 -33917570.72
2
4659891.86 0.42 1958929.07 349634.50 1418849.49 -32498721.22
3
4636592.40 0.45 2090251.75 349634.50 1440968.41 -31057752.81
4
4613409.44 0.48 2230378.05 349634.50 1461945.39 -29595807.42
5
4590342.39 0.52 2379898.13 349634.50 1481850.52 -28113956.90
6
4567390.68 0.56 2539441.75 349634.50 1500749.62 -26613207.28
7
4544553.72 0.60 2709680.84 349634.50 1518704.49 -25094502.79
8
4521830.96 0.64 2891332.43 349634.50 1535773.16 -23558729.64
9
4499221.80 0.69 3085161.57 349634.50 1552010.11 -22006719.52
10
4476725.69 0.74 3291984.63 349634.50 1567466.52 -20439253.00
11
4454342.06 0.79 3512672.70 349634.50 1582190.42 -18857062.58
12
4432070.35 0.85 3748155.25 349634.50 1596226.93 -17260835.66
13
4409910.00 0.91 3999424.08 349634.50 1609618.39 -15651217.27
14
4387860.45 0.97 4267537.47 349634.50 1622404.59 -14028812.67
15
4365921.15 1.04 4553624.65 349634.50 1634622.88 -12394189.79
16
4344091.54 1.12 4858890.54 349634.50 1646308.31 -10747881.48
17
4322371.09 1.20 5184620.84 349634.50 1657493.83 -9090387.65
18
4300759.23 1.29 5532187.45 349634.50 1668210.34 -7422177.32
19
4279255.43 1.38 5903054.24 349634.50 1678486.88 -5743690.43
20
4257859.16 1.48 6298783.19 349634.50 1688350.72 -4055339.71
21
4236569.86 1.59 6721041.01 349634.50 1697827.45 -2357512.26
22
4215387.01 1.70 7171606.16 349634.50 1706941.12 -650571.14
23
4194310.08 1.82 7652376.29 349634.50 1715714.28 1065143.14
24
4173338.53 1.96 8165376.30 349634.50 1724168.14 2789311.29
25
4152471.83 2.10 8712766.79 349634.50 1732322.60 4521633.89
Através dos resultados de Payback Descontado expostos na Tabela 19, nota-se
que o este projeto terá o retorno do investimento inicial em 22 anos. Além disso, após
os 25 anos o valor presente líquido do projeto será de R$ 4.521.633.89 sua taxa interna
de retorno de 8,39%.
Apesar de obter um retorno financeiro antes de encerrar a garantia dos painéis,
esse projeto não é considerado atraente para implantação em face do longo tempo de
retorno.
103
7. Análise dos Resultados
Neste capítulo são apresentados os resultados obtidos através do projeto
realizado para fins de avaliação do atendimento aos objetivos propostos como solução
do problema identificado e apresentado na introdução do trabalho.
O fornecimento de energia elétrica no município de Santo Antônio de Pádua fica
a cargo da Concessionária de distribuição de energia elétrica AMPLA, abastecendo
21.661 instalações, distribuídas nas diversas classes de consumo (residencial, industrial,
comercial, institucional e iluminação pública), cujo serviço prestado não atende
atualmente à demanda do município. Representantes das indústrias paduanas queixam-
se da ineficiência do fornecimento de energia, o qual apresenta problemas como
oscilações frequentes, interrupções prolongadas e picos de energia constantes. Além
disso, as indústrias trabalham com potência inferior à sua capacidade fabril e suas
máquinas estão inoperantes, uma vez que podem ser danificadas com as constantes
faltas de energia, o que impede o aumento da produção das fábricas e o crescimento
econômico da região [13].
O objetivo é produzir energia em áreas disponíveis de telhados de prédios
públicos municipais que se mostrarem viáveis sob caráter técnico, legal e econômico,
além da construção de uma usina fotovoltaica, cuja potência instalada seja igual a
2,25 MW.
Como proposta para resolver o problema do suprimento energético, muitas das
vezes, insuficiente, de baixa qualidade e pouco confiável, foram projetadas 7 estações
fotovoltaicas, distribuídas pela cidade, além de uma usina para fornecimento geral de
energia complementar para a rede de distribuição da cidade.
Como ponto de partida para o dimensionamento da demanda da prefeitura,
foram identificados os 10 maiores consumidores do poder público municipal, cuja
relação é mostrada na Tabela 19.
104
Tabela 20: Média mensal e consumo diário de cada estação
UNIDADES/ENDEREÇOS
média
mensal
(kwh/mês)
consumo
diário
(kwh/dia)
Prefeitura 7124.818 237.494
Pça. Pereira Lima (Fonte
Luminosa) 4794.091 159.803
Iluminação Rodoviária 4046.000 134.867
Sede 3685.182 122.839
Secretaria Municipal de
Agricultura 3408.727 113.624
Asilo N. S. Carmo(Artur Silva) 3452.727 115.091
Praça Pereira Lima e Semáforo 2796.000 93.200
Câmara Municipal 2509.091 83.636
Div. De transportes 1810,45 60,348
Iluminação Pública, Pç.Visconde 1234.000 41.133
Asilo N. S. Carmo(Artur Silva 131) 971.818 32.394
Total 34022,46 1134,08
Foram analisados os locais onde estão situados os 10 maiores consumidores,
identificando-se as condições de implantação das estações, bem como suas capacidades
de geração em termos das condições dos locais e da área livre para captação. As praças
e a Secretaria de Agricultura não possuem áreas com capacidade de geração que
atendesse à demanda do consumidor local. A solução foi utilizar outro local ou uma
estação de outro consumidor dos 10 já pré-determinados que gerasse energia além da
sua própria demanda, como pode ser observada na Tabela 20. A Sede, A Câmara
Municipal e a parte de trás do Asilo também entraram nesse planejamento, tendo sua
demanda suprida a partir das demais unidades geradoras.
105
Tabela 21: Geração dos 10 maiores consumidores
Local Área Livre
(m²)
Potência
necessária
(W)
Capacidade
(W) P (W)
Prefeitura 544,49 54222 61250 -7028
Sede 109,2 28045 7595 20450
Câmara 171 19095 13970 5125
Asilo-frente 206,61 7395 19110 -11715
Asilo-trás 228 26276 24990 1286
Rodoviária 1836 31704 318500 -286796
Div. Transp. 1019,8 13778 151900 -138122
Pça. Pereira Lima - 181081 - 181081
Pça. Visconde - 9391 - 9391
Secretaria de
agricultura - 25941 - 25941
TOTAL 396.928 597.315 200.387
Como pode ser verificado na Tabela 21, o saldo da geração das sete unidades
geradoras é superior à demanda conjunta dos 10 locais definidos como maiores
consumidores públicos de Pádua. Sendo assim, a escolha definida para a instalação dos
painéis foi favorável em termos de geração fotovoltaica, uma vez que a área livre para a
instalação foi o suficiente para suprir a demanda necessária dos respectivos prédios e ter
um crédito perante a concessionária de 200.387 W. Esse saldo poderá ser consumido
pelas outras unidades da prefeitura além das dez analisadas, uma vez que o demanda
global é superior a esse saldo, 2.877,02 kW. Além disso, o custo para a instalação de
todos esses subsistemas, cujos equipamentos e geração estão demonstrados na Tabela
22, foi de R$ 7.653.555,00, gerando um retorno financeiro positivo a partir de 22 anos e
uma taxa interna de retorno de 7,52%, superior a TMA de 6,5%, tornando o projeto
viável.
106
Tabela 22: Arranjo Fotovoltaico de cada estação
Local Fabricante Inversor
Arranjo
Fotovoltaico Potência
do
Arranjo 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 𝑁𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠
Prefeitura Fronius 5x12kW 10 5 61250
Sede Fronius 1x7kW 10 3 7350
Câmara Fronius 1x12kW 13 4 12740
Asilo-frente WEG 1x17kW 21 3 15435
Asilo-trás Fronius 2x12kW 10 5 24500
Rodoviária WEG 6x50kW 18 12 317520
Div. Transp. WEG 3x50kW 17 12 149940
TOTAL 588735
Em seguida, foi realizado o estudo de viabilidade de um sistema mais amplo,
com todas as unidades citadas anteriormente e mais uma Usina Fotovoltaica, para suprir
a demanda restante da prefeitura local e promover o abastecimento da região com uma
energia limpa e renovável. A geração das unidades estabelecidas nos telhados dos
prédios da prefeitura corresponde a 588,735 kW, ou 22,32% do total do consumo da
prefeitura, enquanto UFV ficou com uma geração correspondente a 2,25 MW.
Para esse UFV complementar foi necessário um grande espaço para sua
instalação, sendo encontrada somente nas áreas periféricas da cidade. A área foi
escolhida através de pesquisa no Google Earth Pro em 100 𝑚2 e nela foram
dimensionados os painéis fotovoltaicos, os inversores, arranjo fotovoltaico e os
componentes acessórios da UFV.
Tabela 23: Equipamentos da UFV
Local Inversor Caixa de Controle Arranjo fotovoltaico Potencia
Instalada Fabricante Potência Fabricante Quantidade Npaineis Nfileiras
UFV WEG 19x125
kW Fronius 1 18 30 2.381.400 W
107
Nesse novo panorama, o custo do projeto passou a ser de R$ 34.963.450,20.
Este sistema pode ser pago antes dos 25 anos e, sua taxa interna de retorno é 8,39%
superior taxa mínima de atratividade, sendo considerado viável, mas não atraente para
implantação.
O projeto é considerado viável no âmbito econômico e também atende o
objetivo de suprir a demanda total da prefeitura. Além disso, com estes sistemas de
geração auxiliar o fornecimento de energia através da concessionária local poderá
melhorar reduzindo as oscilações frequentes e os picos de energia aos seus
consumidores.
108
8. Conclusão e Trabalhos Futuros
Esse projeto de fim de curso apresentou uma solução fotovoltaica com o
objetivo de reduzir os gastos com energia elétrica da prefeitura de Pádua, através de
sistemas fotovoltaicos instalados nos telhados dos prédios públicos do município. Essa
redução seria através do Sistema de Compensação de Energia prevista na Resolução
ANEEL 482/2012. Uma avaliação criteriosa dos dez maiores consumidores e, posterior
estudo, em termos de área disponível e sombreamento foram realizados. Foram
considerados dados coletados em visitas aos locais e imagens de satélites obtidas no
Google Earth Pro. Dessa análise, concluiu-se que, dentre essas unidades, alguns
edifícios não apresentavam os requisitos necessários para a instalação dos sistemas
propostos, como o caso das praças e da Secretaria de Agricultura. Após esta análise
inicial, os consumos mensais médios das unidades consumidoras foram avaliados no
período de um ano, permitido dimensionar a máxima potência permitida em função das
respectivas cargas instaladas, sendo possível, dessa forma, determinar o arranjo
fotovoltaico, os inversores e seus componentes acessórios para cada unidade geradora
estabelecida.
Um sistema complementar da Usina Fotovoltaica de 2,25 MW foi proposto com
a finalidade de atender a demanda global da prefeitura municipal, uma vez que os
sistemas fotovoltaicos distribuídos atendem somente a 22,32% do consumo global. Para
o local da instalação da UFV foi necessária uma área consideravelmente grande,
localizada na periferia da cidade. Em função desta análise, estabeleceu-se como critério
de escolha um local próximo à subestação (69kV/13,8kV) de alimentação de Pádua,
pertencente à concessionária local, que além de ter nas proximidades o espaço
disponível para a planta fotovoltaica de grande porte, apresenta como vantagem a
redução das perdas com distribuição e transmissão.
Tendo determinado o local de aproximadamente 100 mil 𝑚2 para instalação
deste sistema, foi calculado o número de painéis necessários para gerar a potência
desejada para o projeto, seguindo pela definição do arranjo fotovoltaico e seus
componentes acessórios.
Visando avaliar o potencial de retorno do investimento foi realizada uma análise
econômica do projeto, utilizando como indicadores econômicos o Payback, o VPL
(Valor Presente Líquido) e a TIR (Taxa Interna de Retorno). O levantamento do
investimento inicial foi feito a partir de estudos realizados pela EPE para dois cenários:
109
(i) Somente para os subsistemas sem a UFV, cuja potência é de 588,735 kW e (ii) para o
conjunto dos subsistemas com a UFV. Para o primeiro caso, o investimento inicial foi
de R$7.653.555,00 e obteve retorno em 22 anos com VPL igual a R$ 939.378,00 e a
TIR de 7,52%. Para o segundo caso o investimento foi de R$ 34.963.450,20, obtendo o
retorno do seu investimento inicial em 22 anos com VPL igual a R$ 4.521.633.89 e a
TIR de 8,39%.
Os dois cenários foram considerados viáveis, sendo a TIR superior a inflação do
período considerado, 6,5% ao ano, mas não atraente para implantação. Caso houvesse
mais incentivo governamental, com redução dos impostos embutidos nos equipamentos,
por exemplo, esse cenário poderia ser mais favorável. Além disso, a crise econômica
vivenciada pelo país nesta época contribuiu para esses resultados.
Ao longo do projeto foram encontradas algumas dificuldades como contatar os
representantes da concessionária local para obter informações sobre o fornecimento de
energia, dito pelos consumidores ineficiente, e melhores explicações sobre o sistema de
conexão à rede entre a concessionária e o consumidor. Como alternativa para sanar as
dúvidas sobre o fornecimento e sobre as contas de energia elétrica da prefeitura,
consultou-se funcionários da Prefeitura, que permitiram o acesso às contas de energia
elétrica no período de um ano, podendo realizar o dimensionamento dos sistemas deste
projeto.
Quanto ao objetivo da elaboração deste projeto de fim de curso, foi considerado
viável para implantação e também atende o objetivo de suprir a demanda total da
prefeitura. Além disso, com estes sistemas de geração fotovoltaica a demanda por
energia perante a concessionária local poderá diminuir e, consequentemente, o seu
fornecimento de energia poderá melhorar, reduzindo as oscilações frequentes e os picos
de energia aos seus consumidores.
A implantação de um projeto desse porte pode trazer muitos benefícios para o
município. Geração de emprego na instalação e manutenção do sistema, a economia
com a energia pode ser investida em outros setores, como educação e saúde e uma
maior confiabilidade no fornecimento de energia, favorecendo, também, as indústrias,
que se queixam da ineficiência do fornecimento de energia da concessionária local.
Para trabalhos futuros seria interessante avaliar a solução proposta em um
cenário futuro em que incentivos podem torná-lo mais atrativo, e abordar um possível
modelo de negócio baseado em construções de grandes UFV, nas imediações do
município de Santo Antônio de Pádua, através de contratos de Parcerias Público-
110
Privada (PPP), com intuito de participar de leilões de energia elétrica. Outra sugestão
para futuros projetos seria a investigação de utilização da energia solar térmica para
implantação de grandes usinas que utilizam concentradores solares, as CSP
(Concentrated Solar Power), esse tipo de sistema concentra uma maior área de
incidência solar em uma menor superfície de captação, reduzindo o custo da produção
de energia.
111
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114
Anexo I
