ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DE UMA MINIGERAÇÃO FOTOVOLTAICA NO BLOCO H DO PRÉDIO DO CENTRO DE TECNOLOGIA NA UFRJ

Rafael Horwacz

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

Rio De Janeiro

Março de 2018

ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DE UMA MINIGERAÇÃO FOTOVOLTAICA NO BLOCO H DO PRÉDIO DO CENTRO DE TECNOLOGIA NA UFRJ

Rafael Horwacz

PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO 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 ENGENHAIRO ELETRICISTA.

Examinado por:

_____________________________________

Prof. Jorge Luiz do Nascimento, Dr. Eng.

(Orientador)

_____________________________________

Prof. Sebastiao Ercules Melo de Oliveira,

Dr. Eng.

_____________________________________

Prof. Camila Barreto Fernandes, MSc. Eng.

RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL

Março de 2018

Horwacz, Rafael.

Análise Técnico-Econômica de uma minigeração fotovoltaica no

bloco H do prédio do Centro de Tecnologia na UFRJ/ Rafael Horwacz –

Rio de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, 2018.

XIV, 70 p.; il.:29,7cm.

Orientador: Jorge Luiz Nascimento D.Eng.

Projeto de Graduação – UFRJ/Escola Politécnica/

Curso de Engenharia Elétrica, 2018.

Referências Bibliográficas: p. 68-70.

1. Introdução. 2. Energia solar fotovoltaica. 3. Regulamentações

para Geração Fotovoltaica. 4.Levantamento dos Recursos Disponíveis. 5.

Dimensionamento do Sistema Fotovoltaico. 6. Análise Técnico-

Econômica do projeto fotovoltaico 7. Conclusão 8. Referência

bibliográfica. I. do Nascimento, Jorge Luiz. II. Universidade Federal do

Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Elétrica. III.

Análise técnico-econômica de uma minigeração fotovoltaica no bloco h do

prédio do centro de tecnologia da UFRJ

“Não deixe o barulho da opinião dos outros abafar sua voz interior. E mais importante, tenha a coragem de seguir seu coração e sua intuição. Eles de alguma forma já sabem o que

você realmente quer se tornar. Tudo o mais é secundário.”

―Steve Jobs

Agradecimentos

Agradeço primeiramente a Deus, por estar sempre ao meu lado iluminando o meu

caminho.

Aos meus pais Mario e Mariangeli, por terem sido exemplos de pessoas nas quais eu

busco me inspirar para me tornar um ser humano melhor e por todo o apoio nas horas

mais difíceis, pelo amor e pelo carinho. Nada disso teria sido possível sem vocês.

À minha avó, Lucimar, por não medir esforços em buscar o melhor para mim.

À mulher da minha vida Thayane e ao meu filho João Arthur por estarem ao meu lado ao

longo desses 5 anos.

Á toda minha família por estarem sempre comigo em todos os momentos.

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte

dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.

ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DE UMA MINIGERAÇÃO FOTOVOLTAICA NO BLOCO H DO PRÉDIO DO CENTRO DE TECNOLOGIA DA UFRJ

Rafael Horwacz

Março 2018

Orientador: Jorge Luiz do Nascimento

Curso: Engenharia Elétrica

O objetivo deste relatório é apresentar resultados de análise e definição de um

sistema fotovoltaico conectado subestação H2 no bloco H do Centro de Tecnologia na

UFRJ, visando auxiliar no suprimento de energia e na redução dos custos do Centro de

Tecnologia e da UFRJ, em conjunto com outros suprimentos fotovoltaicos conectados a

outras subestações do Centro de Tecnologia. O local escolhido para a implementação do

projeto é o telhado do bloco H, espaço desocupado e que possui uma área útil

considerável. As atividades realizadas abrangeram o levantamento do consumo

energético do prédio e do potencial solar na região, além de estudar a área de implantação

e riscos do projeto, visando impactar positivamente na UFRJ. Após as análises, definiu-

se os componentes e o melhor arranjo fotovoltaico possível, além de análise técnico

econômica do projeto, visando quantificar a sua viabilidade.

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of

the requirements for the degree of Engineer.

TECHNICAL-ECONOMIC ANALYSIS OF A PHOTOVOLTAIC MINIGERATION

LOCATED IN BLOCK H OF THE BUILDING OF THE TECHNOLOGY CENTER

OF UFRJ

Rafael Horwacz

March 2018

Tutor: Jorge Luiz do Nascimento

Course: Electrical Engineering

The objective of this report is to present a photovoltaic system connected to the

H2 substation inblock H building of the technology center – UFRJ, aiming to assist the

energy consumption, in addition to the costs of the Technology Center and UFRJ,

together with other connected photovoltaic supplies of the Technology Center. The

location selected for the implementation of the project is the roof of block H, this space

is unoccupied and has a considerable useful area. A research of the consumption of the

building, analysis of the solar potential in the regions and analysis of the area and risks

of the project were carried out, aiming to generate positive impact. After the analysis,

the components and the best possible photovoltaic arrangement were defined, as well as

the economic and technical analysis of the project, in order to quantify its viability.

Sumário

Lista de Figuras ................................................................................................................ 4

Lista de Tabelas ................................................................................................................ 5

Lista de Abreviaturas ........................................................................................................ 6

Capítulo 1. Introdução ...................................................................................................... 1

1.1. Motivação .......................................................................................................... 2

1.2. Objetivos ............................................................................................................ 3

1.3. Justificativas ....................................................................................................... 4

1.4. Limitações do estudo ......................................................................................... 5

1.5. Descrição do trabalho ........................................................................................ 5

Capítulo 2. Energia solar fotovoltaica .............................................................................. 7

2.1 – O recurso solar ..................................................................................................... 7

2.1.1 No Mundo ........................................................................................................ 9

2.1.2 No Brasil ........................................................................................................ 11

2.2 Radiação Solar ...................................................................................................... 12

2.3 A Posição Sol-Terra ............................................................................................. 14

2.4 Efeito Fotovoltaico ............................................................................................... 16

2.5. Células Fotovoltaicas ........................................................................................... 17

2.5.1. Primeira Geração ......................................................................................... 18

2.5.2. Segunda Geração ......................................................................................... 18

2.5.3. Terceira Geração ......................................................................................... 19

2.6 Módulos Fotovoltaicos ......................................................................................... 19

2.6.1. Características Elétricas dos Módulos Fotovoltaicos ................................. 20

2.6.1.1. Corrente de Curto Circuito (𝑰𝒔𝒄) .............................................................. 20

2.6.1.2. Tensão de Circuito Aberto (𝑽𝑶𝑪) .............................................................. 21

2.6.1.3. Curva Característica do Módulo 𝑰𝒙𝑽 ....................................................... 21

2.6.1.4. Fator de Forma (𝑭𝑭) ................................................................................ 22

2.6.1.5. Eficiência dos Módulos Fotovoltaicos ...................................................... 22

2.6.1.6. Temperatura e Intensidade Luminosa dos módulos .................................. 23

2.6.1.7. Características das conexões dos módulos fotovoltaicos ......................... 23

2.7. Dispositivos Utilizados em um Sistema Fotovoltaico ........................................ 24

2.7.1. Inversores ..................................................................................................... 24

2.7.2. Diodo de Desvio e de Bloqueio .................................................................... 25

2.7.3. Aterramento e Proteção contra Descargas Atmosféricas ............................ 26

2.7.4. Medidores de Energia .................................................................................. 27

Capítulo 3 - Regulamentações para Geração Fotovoltaica ............................................. 28

3.1. Requisito de Acesso ............................................................................................ 28

3.2. Procedimento de Acesso ...................................................................................... 30

3.3. O Parecer de Acesso ............................................................................................ 31

3.4. Medição do Faturamento ..................................................................................... 32

3.5. PRODIST ............................................................................................................ 32

3.6. Requisitos de proteção de interligação da conexão ............................................. 33

Capítulo 4 – Levantamento dos Recursos Disponíveis .................................................. 34

4.1. Avaliação da conta de luz e potencial de geração ............................................... 34

4.2. Avaliação do espaço físico .................................................................................. 36

4.3. Dados Solarimétricose Softwares utilizados ....................................................... 38

4.3.1. Dados solarimétricos e temperatura ............................................................ 38

4.3.2. Softwares ...................................................................................................... 38

4.3.2. Avaliação do Recurso Solar ......................................................................... 39

Capítulo 5. Dimensionamento do Sistema Fotovoltaico ................................................ 41

5.1. Estimativa de carga e consumo ........................................................................... 41

5.2. A Seleção dos módulos ....................................................................................... 43

5.3. Cálculo dos módulos ........................................................................................... 45

5.4. Escolha dos inversores......................................................................................... 46

5.5. A escolha da disposição dos painéis .................................................................... 47

5.6. Condutores do sistema fotovoltaico .................................................................... 49

5.6.1 Teoria sobre condutores ................................................................................ 49

5.6.2. Cálculo dos condutores ................................................................................ 52

5.7. Estrutura de Suporte ............................................................................................ 54

5.8. Utilização do Software PVsyst ............................................................................ 54

Capítulo 6 - Análise Técnico-Econômica do projeto fotovoltaico ................................. 58

6.1. Levantamento do investimento do Sistema Fotovoltaico .................................... 58

6.2. Tarifa de Energia Elétrica .................................................................................... 59

6.3. Premissas Adotadas ............................................................................................. 60

6.5. Indicadores Financeiros ....................................................................................... 62

6.5.1. Payback ........................................................................................................ 62

6.5.2. Valor Presente Líquido VPL ........................................................................ 62

6.5.3. Taxa Interna de Retorno (TIR) ..................................................................... 63

6.6. Resultados Finais ................................................................................................. 64

Capítulo 7 - Conclusões .................................................................................................. 66

Referências Bibliográficas .............................................................................................. 68

Lista de Figuras

Figura 1 - Esquematização do Aquecedor Solar – Fonte: Soletrol................................... 8

Figura 2 - Aquecedor Solar Instalado – Fonte: Soletrol ................................................... 9

Figura 3 -Países que mais utilizam energia solar – Fonte: Portal Solar ......................... 10

Figura 4 - Irradiação Horizontal Global no Mundo - Fonte: Solargis ........................... 11

Figura 5 - Irradiação Horizontal Global do mapa do Brasil - Fonte: SCG .................... 12

Figura 6 - Tipos de Radiação Solar – Fonte: Neosolar ................................................... 13

Figura 7 - Declinação Solar - Fonte: Cresesb ................................................................ 14

Figura 8 - Declinação Solar – Fonte: Cresesb ................................................................ 15

Figura 9 - Funcionamento da Célula Fotovoltaica – Fonte: Sun7 Energia Solar .......... 17

Figura 10 - Norma de Representação do Módulo Fotovoltaico – Fonte: NBR 10899 ... 20

Figura 11 - Curva 𝐈𝐱𝐕 – Fonte : Cresesb – Tutorial Solar ............................................. 21

Figura 12 - Influência da Temperatura no Módulo Solar – Fonte: Solar Brasil ............. 23

Figura 13 - Módulos Fotovoltaicos Conectados em Série - Fonte: Cresesb – Tutorial Solar

........................................................................................................................................ 24

Figura 14 - Módulos Fotovoltaicos Conectados em Paralelo - Fonte: Cresesb – Tutorial

Solar ................................................................................................................................ 24

Figura 15 - Diodo by-pass - Fonte: Cresesb – Tutorial Solar ......................................... 26

Figura 16 - -Análise do Consumo de Energia Elétrica no CT em 2016 – Fonte: PR6- -

UFRJ ............................................................................................................................... 36

Figura 17 - Espaço disponível no telhado através do software DaftLogic .................... 37

Figura 18 - Bloco H em 3D através do Software Google Maps ..................................... 37

Figura 19 - Software Cresesb - Irradiação média por dia incidente no plano inclinado 40

Figura 20– Planta do bloco H – Fonte: Decania do CT ................................................. 42

Figura 21 – Subestações do Centro de Tecnologia – Fonte: Decania do CT ................. 43

Figura 22 - MóduloYingli Solar ..................................................................................... 44

Figura 25 - Estrutura de Fixação .................................................................................... 54

Figura 26 - Rendimento Mensal do Sistema – Fonte :PVSyst ....................................... 56

Figura 27 - Diagrama de Perdas Anuais do Sistema – Fonte :PVSyst ........................... 57

Figura 28 – Juros Futuros – 2015 até 2017 – Fonte: Tesouro Nacional ......................... 62

Figura 28 – Juros Futuros – 2015 até 2017 – Fonte: Tesouro Nacional ......................... 62

Lista de Tabelas

Tabela 1 Classificação dos Tipos de Geração ................................................................ 28

Tabela 2 - Categoria de conexão em função da potência instalada ................................ 30

Tabela 3 - Etapas de acesso de microgeração e minigeração ao sistema de distribuição da

Light [10] ........................................................................................................................ 31

Tabela 4 - Critérios do PRODIST .................................................................................. 33

Tabela 5 - Perfil do Consumo de Energia Elétrica ......................................................... 34

Tabela 6 - Consumo de Energia Elétrica no CT em 2016 .............................................. 35

Tabela 7 - Coordenadas Geográficas do Bloco H do CT ............................................... 39

Tabela 8 -Especificações do Módulo Escolhido............................................................. 44

Tabela 9 - Especificações do Inversor Escolhido ........................................................... 46

Tabela 10 -Parâmetros de tensão e corrente com o inversor .......................................... 53

Tabela 11 - Configuração dos módulos dos inversores .................................................. 55

Tabela 12 -Output do Software PVSyst – Geração de Energia Elétrica ........................ 56

Tabela 13 - Lista de Gastos do Projeto ........................................................................... 58

Tabela 14 - Tabela de Preços da Light ........................................................................... 59

Tabela 15 - Projeção das Tarifas de Energia Elétrica ..................................................... 60

Tabela 16 -Premissas Adotadas ...................................................................................... 61

Tabela 17 -Modelagem Financeira ................................................................................. 64

Tabela 17 -Modelagem Financeira ................................................................................. 64

Tabela 17 -Modelagem Financeira ................................................................................. 64

Tabela 17 -Modelagem Financeira ................................................................................. 64

Tabela 18- Análise de Indicadores Financeiros .............................................................. 64

Lista de Abreviaturas

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas

CC/DC Corrente Contínua

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

CEPEL Centro de Pesquisa de Energia Elétrica

CRESESB Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio Brito

DPS Dispositivo de Proteção Contra Surtos

DSV Dispositivo de Seccionamento Visível

Pn Potência nominal gerada por dia

Pp Potência nominal gerada por dia com perdas

FDG Fator de desempenho global

FDI Fator de Dimensionamento do Inversor

N Número de módulos fotovoltaicos

HSP Horas de Sol à Pico

ICMS Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços

INMET Instituto Nacional de Meteorologia

MPPT Maximum Power Point Tracking/Rastreador do ponto de máxima

PR Taxa de Desempenho - Performance Ratio

PRODIST Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica do Sistema

Elétrico Nacional

SF Sistema Fotovoltaico

SFCR Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede

SIN Sistema Interligado Nacional

SWERA Solar and Wind Energy Resource Assessment

TIR Taxa Interna de Retorno

VPL Valor Presente Líquido

WP Watt-Pico

SIN Sistema Interligado Nacional

UFRJ Universidade Federal do Rio de Janeiro

Capítulo 1. Introdução

As crises energéticas enfrentadas pelo Brasil ao longo dos 20 anos mostraram a

forte dependência da energia oriunda de usinas hidroelétricas, além disso em 2015

ocorreu o tarifaço[1], em que as tarifas de energia elétrica aumentaram cerca de 70%. A

razão deste grande aumento foi a grave crise hídrica enfrentada pelo país, reduzindo a

oferta de energia e fazendo com que o governo aumentasse os preços para reduzir o

consumo. O aumento populacional e aquecimento da economia na década passada

fizeram o consumo aumentar em taxa superior à capacidade de geração, aumentando o

risco de blecautes.

Com este cenário de incerteza e necessitando acionar usinas termoelétricas com

frequência para suprir a demanda de energia, foram instituídas as Bandeiras Tarifárias.

Isso ocorreu através do Decreto nº8401, de 5 de fevereiro de 2015, que criou a Conta

Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias [2], através da Câmara de

Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que visa gerir os recursos oriundos da

aplicação das bandeiras tarifárias. Os agentes da distribuição recolhem os recursos

aplicados das bandeiras tarifárias no mercado cativo diretamente na Conta Bandeiras,

através da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. O objetivo é se proteger das

variações nos valores dos custos de geração devido ao acionamento das usinas

termelétricas e também à exposição no curto prazo à preços de liquidação que afetem

distribuidores conectados ao Sistema Interligado Nacional (SIN)

Na Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), o planejamento orçamentário

de 2016 não previa o tarifaço[1]em 2015, fazendo com que o custo com energia elétrica

aumentasse cerca de 50% sem ter aumento de consumo. Este evento colocou a

universidade em situação extremamente delicada, reduzindo a capacidade de pagar essas

despesas não previstas em um orçamento contingenciado. Como consequência, atrasos

foram registrados e a irregularidade nas faturas da conta de energia elétrica resultou em

cortes pela distribuidora local Light.

A partir disto, o projeto visa diminuir a dependência da universidade com a rede

externa e também reduzir significativamente os custos de aquisição de energia elétrica

para o Centro de Tecnologia, levantando os benefícios sociais e ambientais do projeto,

assim como a análise técnico econômica para mostrar a viabilidade do projeto e futuras

aplicações em outros locais;

1.1. Motivação

A principal motivação deste trabalho é aumentar a contribuição de soluções de

sustentabilidade na UFRJ, aumentando as opções de fornecimento de energia e reduzindo

assim a dependência externa, além de diminuir possíveis custos. As universidades

públicas sofreram um aumento significativo no número de alunos nos últimos anos. Se

olharmos a última década, a UFRJ passou de 35.041 alunos para 59.997, representando

um aumento de 71,2%. Neste período não ocorreram mudanças significativas de estrutura

na universidade e na capacidade de abrigar esses novos alunos. Este fato gerou um

aumento expressivo no consumo de energia elétrica, mesmo com diversos cortes no

orçamento da universidade.

Além do aumento do consumo de energia elétrica gerado pelo aumento do número

de alunos da UFRJ, especialistas esperam um aumento entre 10% e 12,5% nas faturas de

energia elétrica do ano passado [3].Este aumento pode ser explicado por um novo

tarifaço[1]que se originou do pagamento às transmissoras de energia elétrica de diversas

indenizações oriundas do represamento dos preços de energia elétrica em 2014,

representando um total de R$ 65 milhões em indenizações, pagas em grande parte pelo

consumidor final.

Dentre este cenário de incerteza surgiram políticas de incentivo ao consumo

consciente de energia elétrica. Uma parceria entre a Reitoria e a Prefeitura Universitária

foi firmada para evitar possíveis desperdícios e criaram a campanha “Essa conta é de

todos” que implementou as seguintes iniciativas: aumento da eficiência energética ao

substituir lâmpadas fluorescentes por lâmpadas de LED, modernização de subestações e

políticas de conscientização, como por exemplo: redução do uso do ar-condicionado e

aproveitamento da luz solar, visando manter as luzes desligadas por um maior período de

tempo.

Alguns projetos de geração própria de energia elétrica foram implementados na

UFRJ nos últimos anos, mostrando ser possível implementar um projeto no Centro de

Tecnologia da UFRJ. Dentre os projetos de geração própria na universidade se encontra

a USINAVERDE [4], empreendimento da iniciativa privada que foi desenvolvido pela

Coppe/UFRJ em 2004 e visa o comprometimento socioambiental através da geração de

energia elétrica por meio de processos de destilação de resíduos sólidos industriais,

urbanos e da saúde. A capacidade nominal da usina é de 30 toneladas diárias de resíduos,

gerando cerca de 450 kWh para consumo próprio e operando continuamente, todos os

dias.

Outro projeto de extrema importância, principalmente pela possibilidade de

replicar este modelo em outros locais é o estacionamento solar fotovoltaico. O mesmo

abrangeu uma área de 645 metros quadrados, recebendo 414 módulos fotovoltaicos,

podendo gerar mais de 140 mil kWh por ano de energia elétrica. A potência gerada pelo

projeto fotovoltaico é lançada na rede da distribuidora local, reduzindo a conta de luz

devido ao modo de compensação por créditos de energia elétrica, impactando

positivamente a conta de luz da universidade, reduzindo o custo de aquisição de energia

elétrica de maneira benéfica ao meio ambiente.

1.2. Objetivos

O trabalho desenvolvido tem por finalidade estudar a implantação de um sistema

de geração de energia solar fotovoltaica conectado à rede da Light na subestação H2 do

bloco H do centro de tecnologia de Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ),

visando reduzir significativamente o gasto com energia elétrica, mantendo a universidade

mais independente da geração de energia elétrica externa e protegida contra eventuais

aumentos não esperados no preço da energia elétrica.

Outro objetivo do trabalho é a realização de uma análise técnico-econômica do

projeto, visando mostrar a viabilidade econômica do mesmo, além de estimar o custo de

implantação e também a viabilidade de replicação deste modelo em outras áreas da UFRJ

ou outros locais do país. Alguns indicadores comparativos frequentemente utilizados no

mercado são utilizados para dar maior robustez ao estudo de viabilidade, tentando torna-

la mais conclusiva e comparável a outros segmentos.

A replicação deste modelo de projeto caso seja viável pode ter grande impacto na

vida dos estudantes e moradores da cidade universitária. A redução nos gastos com

energia elétrica pode liberar investimentos em áreas cruciais, além da redução poder

beneficiar os moradores do alojamento e estabelecimentos comerciais dentro da

universidade, mostrando que a UFRJ cumpre o seu papel social de fornecer incentivos à

população e energia barata aos moradores e usuários.

1.3. Justificativas

A justificativa para a escolha da energia fotovoltaica para o telhado do bloco H do

prédio do centro de tecnologia foi pelo motivo da alta incidência de radiação solar no

local, além de do telhado ser um local disponível, sem sombreamento e de fácil acesso

para a implantação, se aprovada. Além disso o espaço físico selecionado para o estudo

está ocioso e não possui nenhum tipo de projeto previsto para ser implantado no local,

mostrando que o mesmo poderia ser utilizado caso a universidade aprove a implantação

do projeto.

1.4. Limitações do estudo

O trabalho desenvolvido tem a razão fim de apresentar um projeto fotovoltaico no

bloco H do prédio do centro de tecnologia. Algumas limitações do estudo podem ser

levantadas.

Primeiramente, o bloco H está interligado ao prédio do centro de tecnologia, sendo

impossível separar a conta de luz do bloco H em relação aos demais blocos do centro de

tecnologia, aumentando assim a possibilidade de encontrar um valor incorreto do valor

da conta de luz no bloco H, sendo assim necessário estimar a carga da subestação H2.

Segundamente, para análise técnico-econômica temos a questão da taxa de

desconto utilizada no Valor Presente Líquido (VPL), esta taxa de desconto é de livre

escolha, porém sempre baseada na taxa de juros do país (SELIC). A taxa SELIC está em

forte queda e não existe consenso quanto ao seu valor final, o próximo ano será de muita

incerteza e pode impactar no resultado final do projeto.

Para finalizar, existem problemas recorrentes com a distribuidora local (LIGHT),

que usualmente exige requerimentos não necessários para a implementação e conexão do

arranjo fotovoltaico na rede.

1.5. Descrição do trabalho

O trabalho consistirá no projeto de uma mini geração fotovoltaica conectada à

rede da Light, o projeto abrangerá a viabilidade técnico-econômica durante a vida útil

média dos equipamentos, de 25 anos e, mostrando as vantagens que esta tecnologia pode

oferecer para à universidade e outros clientes da distribuidora local.

Através da análise da conta de luz do prédio do centro de tecnologia da UFRJ,

será realizado o dimensionamento do projeto. Será feito a separação do consumo em horas

fora de ponte e horas de ponta. Através de dados solarimétricos, energia demandada e

área útil do local de instalação é possível estimar o número de módulos necessários para

a demanda do prédio.

Consequentemente, ocorrerá a escolha do tipo de módulo a ser utilizado, definindo

a configuração dos arranjos fotovoltaicos no local de instalação e os inversores para cada

área do projeto. Em seguida, calculam-se a distribuição de cada inversor, os condutores

CA e CC, DPS e seccionadores.

Para finalizar, todos os custos do projeto, incluindo manutenção e consumo serão

levantados para validar o estudo. Após a consolidação de todas as informações em

algumas tabelas, pode-se calcular todos os indicadores financeiros necessários para

avaliar a viabilidade técnico econômica do projeto. Estes indicadores são o Payback

Descontado, VPL e TIR.

Capítulo 2. Energia solar fotovoltaica

2.1 – O recurso solar

Durante o desenvolvimento tecnológico da humanidade a demanda por energia

elétrica é crescente.

A energia na forma de radiação fornecida pelo Sol é a principal fonte energética

do planeta Terra. Esta fonte de energia é inesgotável, além de ser totalmente gratuita,

sendo responsável por possibilitar a vida na Terra, originando outras fontes de energia,

como por exemplo o ciclo das águas, gerado pela evaporação da água e sendo primordial

na energia hidroelétrica.

Os aproveitamentos térmicos podem ser divididos em duas categorias,

aquecimento solar passivo, sendo este oriundo da absorção da radiação solar e

responsável pelo aquecimento do ambiente e da iluminação natural. Existe também o

aquecimento solar ativo, sendo este responsável pelo aquecimento de fluidos através do

uso de coletores, como por exemplo o aquecedor solar, mostrado nas figuras 1 e 2.

Figura 1 - Esquematização do Aquecedor Solar – Fonte: Soletrol

2.1.1 No Mundo

Países desenvolvidos ou em desenvolvimento como China, Estados Unidos,

Alemanha, Japão e Itália são os players globais em energia solar (figura 3). Estes países

possuem investimentos massivos em novos empreendimentos fotovoltaicos e a energia

solar representa cada vez de maneira mais expressiva uma importante fonte de energia

em suas matrizes energéticas.

A energia solar fotovoltaica não é uniforme ao redor do mundo e como mostrada

na figura 4, mostra que os países mais próximos à linha do equador recebem maior

incidência de radiação solar.

Figura 2 - Aquecedor Solar Instalado – Fonte: Soletrol

Figura 3 -Países que mais utilizam energia solar – Fonte: Portal Solar

2.1.2 No Brasil

O Brasil é um país continental e privilegiado por estar próximo da linha do

Equador, possuindo assim uma média expressiva de irradiação solar no planeta Terra.

Além disso o país possui grandes dimensões territoriais que possibilitam área útil para a

implementação de projetos fotovoltaicos.

A figura 5 mostra o potencial solar brasileiro, sendo este muito relevante nas

regiões nordeste e centro-oeste. As demais regiões apresentam potencial muito acima da

média mundial, incluindo grandes players como Alemanha e Itália.

Figura 4 - Irradiação Horizontal Global no Mundo - Fonte: Solargis

Figura 5 - Irradiação Horizontal Global do mapa do Brasil - Fonte: SCG

2.2 Radiação Solar

A terra em seu movimento de rotação ao redor do Sol possui uma distância que

varia entre 1,47 𝑥10 e 1,52 𝑥10 km, possuindo uma distância média de 1,495 𝑥10

km. A constante solar é o fluxo energético oriundo da radiação solar e é medida no plano

perpendicular ao sentido de propagação dos raios solares na atmosfera do planeta Terra.

Essa constante tem o valor de 1.367 W/m².

A radiação solar é dividida em 3 categorias. Primeiramente a radiação direta é a

componente que atinge a superfície terrestre sem qualquer tipo de interferência quando

atravessa a atmosfera terrestre. Segundamente a radiação difusa é caracterizada por uma

interferência ou espelhamento na radiação, causada por alguns componentes presentes na

atmosfera terrestre, como poeiras, nuvens e outros. Por fim, a radiação refletida ou Albedo

é a luz solar que foi refletida do solo. A figura 6 esquematiza as radiações existentes.

Com isso, a radiação solar global é a soma das componentes difusas e diretas

recebidas em uma superfície plana e horizontal e a radiação solar total é a soma das

compoentes difusa, direta e albedo, que são captadas em uma superfícies plana com

qualquer tipo de inclinação.

Figura 6 - Tipos de Radiação Solar – Fonte: Neosolar

2.3 A Posição Sol-Terra

Para a elaboração de um projeto fotovoltaico é necessário entender o movimento

do planeta Terra em relação ao Sol. A trajetória é elíptica e o eixo de rotação em relação

ao plano do Equador apresenta uma inclinação próxima de 23,27˚, este ângulo é

denominado de Declinação Solar (𝛿). A translação do planeta Terra em conjunto com a

Declinação Solar são responsáveis pelas estações do ano. As figuras 7 e 8 elucidam a

afirmação.

Figura 7 - Declinação Solar - Fonte: Cresesb

A inclinação da Terra altera a duração dos dias e noites ao longo da sua trajetória

ao redor do sol, possuindo as seguintes características em um determinado local:

No solstício de verão, hemisfério sul, dias mais longos

No solstício de inverno, hemisfério sul, dias mais curtos

Figura 8 - Declinação Solar – Fonte: Cresesb

2.4 Efeito Fotovoltaico

O efeito fotovoltaico pode ser definido pela exposição das células fotovoltaicas a

radiação solar, provocando assim no terminal semicondutor do material uma diferença de

potencial.

No processo de fabricação das células fotovoltaicas, outros materiais são

adicionados ao silício para ajudar no desempenho correto de suas funções. Este processo

se chama dopagem e é feito com os elementos Boro e Fósforo.

As combinações de átomos de silício criam uma rede cristalina, gerando quatro

elétrons de ligação que podem se ligar nos átomos vizinhos. O elemento Fósforo é do tipo

dopante n, possuindo 5 elétrons na sua camada de valência, sobrando um elétron,

tornando a ligação com o átomo de origem fraca. Neste cenário, o material estará

negativamente carregado, representando o semicondutor do tipo N. Após a adição do

elemento Boro, ocorre a caracterização do semicondutor tipo P, pois o Boro possui três

elétrons na sua camada de valência, surgindo assim uma lacuna vazia para fechar a ligação

covalente do elemento silício.

A figura 9 mostra como funciona uma célula fotovoltaica. As células são

compostas por uma fina camada do semicondutor do tipo N, e uma camada grossa do

semicondutor do tipo P, caracterizando assim a junção do tipo PN.

A migração dos elétrons da camada N para as lacunas da camada P ocorrem após

a exposição das células fotovoltaicas à radiação solar. A conexão das zonas metálicas de

ligação na extremidade dos semicondutores cria um caminho livre para os elétrons,

gerando assim uma corrente elétrica aproveitável.

Figura 9 - Funcionamento da Célula Fotovoltaica – Fonte: Sun7 Energia Solar

2.5. Células Fotovoltaicas

A célula fotovoltaica é um dispositivo fotovoltaico desenvolvido com o objetivo

de converter diretamente energia solar em energia elétrica. O módulo fotovoltaico é

definido como um conjunto de células fotovoltaicas, encapsuladas e interligadas

eletricamente com o objetivo final de gerar energia elétrica. O painel fotovoltaico é

definido como o conjunto de um ou mais módulos fotovoltaicos montados e combinados

em uma única estrutura física.

As células fotovoltaicas são classificadas de acordo com a tecnologia de

fabricação:

Primeira geração: Utilização do silício cristalino no processo de fabricação

Segunda geração: Utilização do silício amorfo no processo de fabricação

Terceira geração: Utilização de painéis híbridos no processo de fabricação

2.5.1. Primeira Geração

A primeira geração é caracterizada por células feitas através do silício mono e poli

cristalino. Este tipo de célula é a mais utilizada no mundo devido ao preço acessível e alta

eficiência.

A eficiência média das células de silício monocristalino (m-Si) é de 14 a 20%. As

células de policristalino (p-Si) possuem eficiência média de 12% a 17%. Novas

tecnologias vêm aumentando constantemente a eficiência das células ao logo dos anos.

A disparidade financeira entre as células ocorre, pois, as células de monocristalino

são homogêneas e necessitam de silício com pureza de 99,999%, sendo a obtenção deste

grau de pureza mais cara que a obtenção para a fabricação do policristalino.

2.5.2. Segunda Geração

As células de segunda geração são caracterizadas por células do tipo filmes finos

semicondutores. A fabricação ocorre através de um processo de depósito de camadas finas

ao longo de um substrato. Normalmente este material é revestido por metal, vidro ou

plástico.

No processo de fabricação são utilizados o talureto de cadmio com eficiência de

10%, disseleneto de cobre índio gálio eficiência entre 7% e 12% e silício amorfo com

eficiência entre 4% e 8%. A produção envolve menos gasto de energia, sendo

economicamente mais atrativa, porém a eficiência é menor e diminui significativamente

após a instalação. Uma vantagem significativa em sua utilização é a flexibilidade,

podendo empregar em diversos tipos de superfícies, aumentado o leque de aplicações.

2.5.3. Terceira Geração

A terceira geração, também conhecida como Heterojunção, é um painel híbrido

que visa obter alta eficiência. Além de utilizarem materiais não tóxicos no seu processo

de fabricação.

As suas células utilizam um único bang-gapeletrônico e podem em alguns casos

ultrapassar o limite de Shockley-Queisser [5]. A causa deste aumento de eficiência é

explicada pela capacidade de operar sob temperaturas mais elevadas, reduzindo

consequentemente as perdas. Esta tecnologia está em expansão no exterior, porém ainda

não se encontra disponível no Brasil.

2.6 Módulos Fotovoltaicos

Um modulo fotovoltaico pode ser representado por uma configuração que

contenha células fotovoltaicas, podendo estar em série e paralelo. A tensão de saída varia

entre 0,5 𝑉 e 0,8 𝑉. Os arranjos fotovoltaicos são caracterizados por combinações de

módulos, podendo estes serem ligados em série ou paralelo, de acordo com a configuração

desejada.

A norma NBR 10899[6] é a norma utilizada para representação de módulos fotovoltaicos

e é exemplificada na figura 10, mostrando a variedade de itens que pode ser representada

pela norma.

Célula Solar Conjunto de Células Solares Módulos fotovoltaicos Arranjo fotovoltaico Planta fotovoltaica

2.6.1. Características Elétricas dos Módulos Fotovoltaicos

Os módulos fotovoltaicos possuem a potência máxima de saída como principal

parâmetro para a elaboração do projeto, esta unidade é chamada de watt-pico (Wp). Além

da potência de saída, é fundamental analisar a corrente de curto circuito (𝐼 ), tensão de

circuito aberto (𝑉 ), corrente na máxima potência 𝐼 e tensão na máxima potência𝑉 .

2.6.1.1. Corrente de Curto Circuito (𝑰𝒔𝒄)

A corrente de curto circuito é a corrente obtida ao curto-circuitar os terminais, obtendo

tensão igual a zero nos terminais e obtendo a maior corrente possível. Esta corrente é

obtida com a instalação de um amperímetro nos terminais de saída, após realizar o curto-

circuito.

Figura 10 - Norma de Representação do Módulo Fotovoltaico – Fonte: NBR 10899

2.6.1.2. Tensão de Circuito Aberto (𝑽𝑶𝑪)

A tensão de circuito aberto (𝑉 ) é representada pela máxima tensão obtida

quando o módulo é desconectado da carga. Esta tensão é obtida com a ligação de um

voltímetro nos terminais de saída do módulo, quando o mesmo está em aberto.

2.6.1.3. Curva Característica do Módulo 𝑰𝒙𝑽

A curva 𝐼x𝑉 (corrente vs tensão) é representada na figura 11 e apresenta a potência

total fornecida por um módulo fotovoltaico de acordo com a irradiação solar e

temperatura de operação (condição de operação). Através dessa curva pode-se extrair a

eficiência do módulo (𝜂) e o fator de forma(𝐹𝐹).

A curva 𝑃x𝑉 (Potência vs Tensão) é caracterizada por uma curva que pode sofrer

variação de acordo com as condições operativas (irradiação solar e temperatura de

operação). Acurva também fornece o ponto de máxima potência (MPP), sendo possível

através deste ponto obter acorrente no ponto de máxima potência (𝐼 ) e a tensão no

ponto de máxima potência(𝑉 ).

Figura 11 - Curva 𝐈𝐱𝐕 – Fonte : Cresesb – Tutorial Solar

2.6.1.4. Fator de Forma (𝑭𝑭)

O Fator de Forma (𝐹𝐹) é uma maneira de quantificar a qualidade das células em

módulos fotovoltaicos. O (𝐹𝐹) se caracteriza por:

𝐹𝐹 =𝐼 𝑥𝑉

𝐼 𝑥𝑉

2.6.1.5. Eficiência dos Módulos Fotovoltaicos

Em módulos fotovoltaicos, a eficiência (𝜂) é um dos parâmetros mais importantes

para a tomada de decisão, quantificando a efetividade do processo de conversão de

energia solar em energia elétrica.

A definição de eficiência é:

𝜂 =𝐼 𝑥𝑉

𝐴 𝑥 𝐼

Onde:

𝐴 = Área útil do modulo (𝑚 )

𝐼 = Luz incidente – Potência luminosa incidente (𝑊𝑚 )

2.6.1.6. Temperatura e Intensidade Luminosa dos módulos

Os sistemas fotovoltaicos possuem condições operacionais que podem influenciar

diretamente nas curvas, são elas a temperatura e intensidade luminosa.

A temperatura do ambiente afeta diretamente as células do módulo fotovoltaico.

A figura 12 mostra que um aumento de temperatura gera uma queda de tensão. A variação

da corrente pode ser desprezada.

Figura 12 - Influência da Temperatura no Módulo Solar – Fonte: Solar Brasil

2.6.1.7. Características das conexões dos módulos fotovoltaicos

A conexão em módulos fotovoltaicos pode ser em série e/ou em paralelo. A

corrente e tensão contribuem da mesma forma para dispositivos fotovoltaicos. A figura

13 exemplifica a conexão em série. A figura 14 exemplifica a conexão em paralelo.

Figura 13 - Módulos Fotovoltaicos Conectados em Série - Fonte: Cresesb – Tutorial Solar

Figura 14 - Módulos Fotovoltaicos Conectados em Paralelo - Fonte: Cresesb – Tutorial Solar

2.7. Dispositivos Utilizados em um Sistema Fotovoltaico

2.7.1. Inversores

O inversor é um dispositivo conhecido por converter energia elétrica de uma fonte

CC (corrente contínua) para CA (corrente alternada). A potência do inversor assim como

a tensão são as grandezas elétricas mais importantes para a seleção do mesmo. A

temperatura de funcionamento e corrente máximas também são importantes para auxiliar

na escolha do mesmo

O mercado de energia é abastecido por dois tipos de inversores: os inversores

autônomos, chamados de Stand-Alone e os inversores de rede, chamados de Grid-tie. Os

inversores de rede trabalham conectados à rede de energia elétrica, enquanto os inversores

autônomos trabalham de maneira isolada da rede elétrica. O tipo de projeto define o tipo

de inversor que será utilizado.

2.7.2. Diodo de Desvio e de Bloqueio

Em circuitos de sistemas fotovoltaicos, diodos de desvio (by-pass), são empregados

com o objetivo de evitar o aquecimento em determinados pontos das placas solares,

realizando a limitação da dissipação de potência em um determinado conjunto de células

sombreadas, reduzindo significativamente o risco de danos ao modulo fotovoltaico e

perdas de energia.

Os diodos de desvio (by-pass) são conectados em antiparalelo, agrupados em

conjuntos que variam de quinze a trinta células organizadas em série para cada diodo

diferente.

A corrente deve ser a mesma em todos os diodos, sendo assim a proteção é realizada, pois

a máxima potência que seria dissipada em uma célula seria a potência total do conjunto

que o diodo faz parte.

A Figura 15 mostra o diodo de by-pass em funcionamento. Usualmente, os

módulos dos sistemas fotovoltaicos possuem incluso o diodo de by-pass.

Em sistemas fotovoltaicos existe também o diodo de bloqueio, que atua para

proteção do sistema, impedindo fluxo de corrente de um terminal de maior tensão para

um terminal de menor tensão.

Figura 15 - Diodo by-pass - Fonte: Cresesb – Tutorial Solar

2.7.3. Aterramento e Proteção contra Descargas Atmosféricas

O sistema de aterramento é utilizado com o intuito de proteção dos circuitos

elétricos. Um caminho de baixíssima resistência é fornecido de um ponto aterrado no

sistema em relação a terra, oferecendo assim segurança para a dissipação da corrente de

curto circuito.

Os inversores modernos possuem um sistema de proteção contra descargas

atmosféricas, sendo realizado tanto no lado CA quanto no lado CC. Em sistemas com

inversores mais antigos, o sistema fica a cargo do projetista.

2.7.4. Medidores de Energia

Existem dois tipos de medidores de energia autorizados no PRODIST [7]:

Medidor Bidirecional de registro independente: A energia consumida e gerada

na rede é registrada de forma separada por um medidor bidirecional ou

unidirecional.

Medidor Simultâneo: A medição de energia gerada pelo Sistema Fotovoltaico

não depende da medição de energia consumida na unidade consumidora. O

cálculo do balanço energético é feito pela distribuidora local.

Capítulo 3 - Regulamentações para Geração Fotovoltaica

A forte popularização de fontes alternativas de energia, incluindo a geração

fotovoltaica, obrigou o Brasil a tomar medidas para regulamentar este mercado e

aumentar a matriz energética, através de fontes alternativas de energia. A ANEEL,

autarquia que regula o setor elétrico no Brasil, criou a Resolução Normativa 482 [8],

instituindo o sistema de compensação de energia elétrica, permitindo a geração própria

de energia por particulares e permitindo também a utilização da rede das distribuidoras

de energia elétrica.

Com o passar do tempo a ANEEL foi atualizando a normativa e criou a Resolução

Normativa 687[9] visando implementar melhorias, entre elas a redução de prazos para

avaliação de projetos, facilitando assim o acesso à rede elétrica. Novas modalidades de

compensação de energia foram criadas, liberando assim o surgimento de consórcios e

cooperativas que rateiam créditos energéticos entre pessoas físicas e jurídicas.

A criação da Resolução Normativa 687[9] implementou uma divisão em relação

aos tipos de geração e, sendo exibida na Tabela 1.

Tabela 1 Classificação dos Tipos de Geração

Tipo de geração distribuída Potência instalada

Microgeração 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 ≤ 75 𝑘𝑊

Minigeração 75 𝑘𝑊 ≤ 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 ≤ 5𝑀𝑊

Uma particularidade relevante da normativa é que o crédito gerado a partir da

energia que entra no sistema de distribuição, deve ser consumida em até 60 meses.

3.1. Requisito de Acesso

A definição dos requisitos de acesso em um sistema de minigeração e microgeração

distribuída fica a cargo da distribuidora local. O Centro de Tecnologia da UFRJ,

localizado na cidade do Rio de Janeiro, é atendido pela distribuidora Light.

Para solicitar acesso à rede, um pedido formal de análise para analisar a conexão

deve ser realizado por um acessante (consumidor). A Resolução Normativa 687[9] possui

formulários para solicitar o acesso, tanto para microgeraçãodistribuída, quanto para

minigeração distribuída

Para o caso do projeto, será utilizada a minigeração distribuída que exige os

seguintes itens pela ANEEL:

Anotação de Responsabilidade Técnica (ART) do responsável técnico do

projeto.

Memorial descritivo do projeto elétrico.

Descrição da atual conjuntura do empreendimento, indicando o estágio

atual e um cronograma de implementação e possível expansão.

Diagrama de blocos e unifilar e do sistema de carga, geração e proteção.

Dados de registro da central geradora de acordo com o site da ANEEL.

Os inversores devem estar de acordo com às normas brasileiras, possuindo

certificado de conformidade ou registro no INMETRO.

Lista de unidades consumidoras participantes do sistema de compensação

indicando a porcentagem de rateio de créditos e o enquadramento

conforme incisos VI a VIII do art. 2° da Resolução Normativa 482 [8].

Cópia de instrumento jurídico que comprove o compromisso de

solidariedade entre os integrantes (se houver).

Documentos que comprovem o reconhecimento da ANEEL, da cogeração

qualificada.

A distribuidora local Light possui algumas exigências para minigeraçãode

potência maior que 10kW que devem ser atendidas, são elas:

Formulário de Solicitação de Energia Alternativa, estando disponível no

site [10].

Diagrama Trifilar, tanto funcionais quanto esquemáticos, além dos

manuais técnicos dos inversores e relés, além do descritivo de operação da

planta de geração.

Carta de credenciamento, sendo devidamente assinada por alguém

habilitado pelo CREA

As categorias de conexão para as diferentes potências instaladas para minigeração

e microgeração são mostradas na tabela 2.

Tabela 2 - Categoria de conexão em função da potência instalada

Potência instalada Nível de Tensão da Conexão

<10kW BT Monofásico

10 a 75 kW BT Trifásico

75 a 150 kW BT Trifásico /Média Tensão

151 a 500 kW BT Trifásico /Média Tensão

501 kW a 10 MW Média Tensão / Alta Tensão

11 a 30 MW Média Tensão / Alta Tensão

>30 MW Alta Tensão

3.2. Procedimento de Acesso

O projeto consiste em um sistema fotovoltaico conectado à rede (SFCR / on-Grid)

no bloco H do Centro de Tecnologia, localizado na Universidade Federal do Rio de

Janeiro, na cidade do Rio de Janeiro, cidade abastecida pela distribuidora de energia

elétrica Light.

Os procedimentos da Light para acesso ao sistema de distribuição de energia

elétrica são válidos tanto para alteração de geração quanto para a entrada de novos

acessantes. Algumas etapas precisam ser cumpridas para o atendimento das todas as

imposições da distribuidora Light.A tabela 3 descreve as etapas.

Tabela 3 - Etapas de acesso de microgeração e minigeração ao sistema de distribuição da Light [10]

ETAPA AÇÃO RESPONSÁVEL PRAZO 1. Solicitação 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.

Distribuidora -

(c) Solução de pendências relativas às informações solicitadas

Acessante -

2. Parecer de acesso

(a) Emissão de parecer com a definição das condições de acesso.

Distribuidora Se houver necessidade de execução de obras de reforço ou de ampliação no sistema de distribuição, até 60 (sessenta) dias após a ação 1(b) ou 1(c). Caso contrário, até 30 (trinta) dias.

3. Contratos (a) Acordo Operativo ou Relacionamento Operacional

Acessante e Distribuidora

Acordo Operativo até a ação 5(b), Relacionamento Operacional até a ação 2(a).

4. Implantação da conexão

(a) Solicitação de vistoria Acessante Até 120 (cento e vinte) dias após a ação 2(a)

(b) Realização de vistoria Distribuidora Até 7 (sete) dias após a ação 4(a)

(c) Entrega para acessante do Relatório de comissionamento.

Distribuidora Até 5 (cinco) dias após a ação 4(b)

5. Aprovação do ponto de conexão

(a) Adequação das condicionantes do Relatório de vistoria

Acessante Definido pelo acessante

(b) Aprovação do ponto de conexão, adequação do sistema de medição e início do sistema de compensação de energia, liberando a microgeração e minigeração para sua efetiva conexão

Distribuidora Até 7 (sete) dias após a ação 4(b), desde que não haja pendências.

3.3. O Parecer de Acesso

Um Parecer de Acesso será fornecido pela Light, sendo este um documento formal

obrigatório, informando as condições de acesso, conexão e uso bem como todos os

requisitos técnicos para as instalações serem feitas pelo acessante. Os prazos também

serão estabelecidos neste documento.

O atual projeto não tem demanda por obras estruturais. A tabela 5 nos mostra que

o parecer de acesso tem prazo de 30 dias se não tiver demanda por obras estruturais de

reforço e 60 (sessenta) dias se tiver demanda.

3.4Medição do Faturamento

Um sistema de medição de energia bidimensional deve ser instalado para obter a energia

ativa sendo consumida e a energia ativa fornecida para a rede elétrica. Este sistema pode

ser instalado tanto em minigeração, quanto em microgeração.

A Resolução Normativa 687 [9] deixa a distribuidora local responsável pela instalação

do sistema de medição, além da manutenção e instalação do mesmo. No cenário da

minigeração, a distribuidora não tem responsabilidade sobre o sistema de medição, sendo

o acessante o responsável direto pelo sistema de manutenção e todos os custos inerentes

a sua operação.

3.5 PRODIST

O PRODIST [7] foi criado pela ANEEL em 1996, sendo um conjunto de

documentos utilizados para padronização e normalização do sistema nacional de

distribuição de energia elétrica. Os documentos são chamados de módulos e possuem a

seguinte divisão estrutural:

Módulo 1 – Introdução

Módulo 2 – Planejamento da expansão do sistema de distribuição

Módulo 3 – Acesso ao sistema de distribuição

Módulo 4 – Procedimentos operativos do sistema de distribuição

Módulo 5 – Sistemas de medição

Módulo 6 – Informações requeridas e obrigações

Módulo 7 – Cálculo de perdas na distribuição

Módulo 8 – Qualidade da energia elétrica

Módulo 9 – Ressarcimento de danos elétricos

Módulo 10 – Sistema de informação geográfica regulatória

3.6 Requisitos de proteção de interligação da conexão

Algumas especificações são impostas pelo PRODIST para os acessantes se

conectarem à rede da distribuidora Light, conforme a tabela 4.

Tabela 4 - Critérios do PRODIST

Equipamento Potência instalada

Menor ou igual a

75kW

Maior que 75kW e

menor ou igual a

500kW

Maior que

500kW e menor

ou igual a 5MW

Elemento de

desconexão (DSP)

Sim Sim Sim

Elemento de

interrupção

Sim Sim Sim

Transformador de

acoplamento

Não Sim Sim

Proteção de sub e

sobretensão

Sim Sim Sim

Proteção de sub e

sobrefrequência

Sim Sim Sim

Proteção contra

desequilíbrio de

corrente

Não Não Sim

Proteção contra

desbalanço de

tensão

Não Não Sim

Sobrecorrente

direcional

Não Sim Sim

Sobrecorrente

com restrição de

tensão

Não Não Sim

Proteção de

sobrecorrente

Sim

Sim Sim

Relé de

sincronismo

Sim Sim Sim

Anti-ilhamento Sim Sim Sim

Medição Sistema de Medição

Bidirecional

Medidor de 4

Quadrantes

Medidor de 4

Quadrantes

Capítulo 4 – Levantamento dos Recursos Disponíveis

4.1. Avaliação da conta de luz e potencial de geração

O Centro de Tecnologia necessita de grande quantidade de energia disponível para

suprir toda a demanda necessária, para isso existe um contrato de fornecimento de

demanda, com vigência mensal. A tabela 5 exibe o perfil da conta de luz do CT.

Tabela 5 - Perfil do Consumo de Energia Elétrica

Classe Poder público

Subclasse Poder público federal

Subgrupo A4

Tensão Nominal 13,8kV

Demanda contratada 530kW

A subclasse poder público federal garante ICMS de 0%, reduzindo

significativamente o custo de obtenção de energia elétrica pela universidade.

Ao obtermos a conta de luz do edifício através da PR6-UFRJ, foi possível avaliar

o consumo de energia elétrica de acordo com as horas ponta e fora ponta. O consumo

médio precisa ser levantado para um correto dimensionamento do sistema fotovoltaico

que abastecerá a universidade. A tabela 6 e a figura 16 exibem o consumo de energia

elétrica em kWh, no centro de tecnologia da UFRJ, sendo dividido por mês e por horário

ponta(HP) e horário fora ponta (HFP).

Tabela 6 - Consumo de Energia Elétrica no CT em 2016

Mês Consumo Ponta TE Consumo Fora de Ponta TE Total

Janeiro 102.395

1.251.288

1.353.683

Fevereiro 121.975

1.367.496

1.489.471

Março 152.805

1.571.616

1.724.421

Abril 147.602

1.513.080

1.660.682

Maio 135.389

1.276.344

1.411.733

Junho 109.836

1.095.768

1.205.604

Julho 114.238

1.037.016

1.151.254

Agosto 93.927

856.440

950.367

Setembro 111.981

1.143.504

1.255.485

Outubro 116.614

1.129.896

1.246.510

Novembro 109.145

1.335.096

1.444.241

Dezembro 114.735

1.302.696

1.417.431

Total 1.430.642

14.880.240

16.310.882

A análise da Tabela 6, permite calcular o consumo médio mensal de 1359MWh e

consumo médio diário de 45MWh.

4.2. Avaliação do espaço físico

O projeto será realizado no prédio do Centro de Tecnologia da Universidade

Federal do Rio de Janeiro. O sistema fotovoltaico será instalado no telhado do bloco H.

O software DaftLogic[11] foi utilizado para calcular a área obtida através do software

Google Maps, exibido na figura 17 e 18.

- 200000,0 400000,0 600000,0 800000,0

1000000,0 1200000,0 1400000,0 1600000,0 1800000,0

Consumo de Energia Elétrica no CT (KWh)

Consumo Ponta TE Consumo Fora de Ponta TE

Figura 16 - -Análise do Consumo de Energia Elétrica no CT em 2016 – Fonte: PR6- - UFRJ

Figura 18 - Bloco H em 3D através do Software Google Maps

Figura 17 - Espaço disponível no telhado através do software DaftLogic

A área no terraço do bloco H é de aproximadamente 5180 metros quadrados. O

terraço é inutilizado e utilizaremos como premissa 95% de área total estando disponível

para o projeto fotovoltaico, sendo assim a área útil é de 4921 metros quadrados

4.3. Dados Solarimétricose Softwares utilizados

4.3.1. Dados solarimétricos e temperatura

As bases com dados solarimétricos e de temperatura com maior confiabilidade e

precisão, encontradas no mercado são

Cresesb [12]; SWERA [13].

4.3.2. Softwares

Alguns softwares são empregados com frequência em projetos de sistemas

fotovoltaicos, entre eles:

PVSOL [14]

PVSYST [15]

O software PVSYST foi utilizado por possuir um custo de utilização inferior ao

PVSOL, além disso o PVSYST é mais intuitivo na sua utilização. Entre os inputs do

programa se encontram as coordenadas geográficas, dados solarimétricos, especificação

de painéis e inversores. Os outputs são o diagrama de perdas, geração de energia elétrica,

investimento necessário e eficiência do sistema fotovoltaico.

4.3.2. Avaliação do Recurso Solar

As coordenadas do bloco H do Centro de Tecnologia estão representadas na tabela 7.

Tabela 7 - Coordenadas Geográficas do Bloco H do CT

Coordenadas do bloco H Latitude 22º 86'16.33'' S Longitude 43º 22'8'88'' W

Para fazer uma avaliação do potencial energético solar, utilizaremos a ferramenta

Cresesb [12] do Cepel para quantificarmos a radiação solar que incide no módulo

fotovoltaico (kW/m2.dia), calculando assim a energia elétrica que poderá ser gerada.

A imagem 19, exibe o software Cresesb [12], ao fornecermos as coordenadas da

cidade universitária é fornecido o valor médio anual de 4, 93kWh/m2.dia para um Ângulo

de 23º orientado ao Norte.

Foi levantado às horas de sol pleno, que são o número de horas em que a

irradiância solar deve ser constante e igual a 1000 W/m². Logo, dividiremos a irradiância

solar por 1000 W/m², encontrando um HSP médio de 4,93 horas. O valor médio foi

utilizado foi utilizado pois seria possível distribuir uniformemente a geração ao longo do

lado.

Figura 19 - Software Cresesb - Irradiação média por dia incidente no plano inclinado

Capítulo 5. Dimensionamento do Sistema Fotovoltaico

5.1. Estimativa de carga e consumo

O projeto consistirá em abastecermos energeticamente a subestação H2 do centro de

tecnologia. O sistema fotovoltaico será conectado no barramento da subestação H2, por

estar mais próximo do bloco H. O sistema fotovoltaico abastecerá o CT e a energia não

consumida será absorvida pela distribuidora light e abatida na conta de luz, através da

compensação de energia.

Como mostrado na planta do CT na figura 20 e na figura 21 que apresenta as

características das subestações do CT, o bloco H possui 3 subestações com as seguintes

potências instaladas:

H1 – 1025 KVA

H2 – 750 KVA

H3 – 900 KVA

A subestação H2 foi escolhida para ser o parâmetro de carga para realização do projeto.

A demanda estimada da subestação H2 foi de 24% da carga total, partindo do princípio

que a noite o consumo é extremamente baixo, assim como as sábados e domingos.

Foram encontrados os seguintes valores de carga para a subestação H2:

Carga total diária de 4350 kWh

Carga total mensal de 130500 kWh

Carga total anual de 1566 MWh

Figura 20– Planta do bloco H – Fonte: Decania do CT

5.2. A Seleção dos módulos

Foi realizado um levantamento com diversos módulos fotovoltaicos empregados

atualmente no mercado. A seleção do melhor módulo para o projeto levou em

consideração um custo de fabricação baixo, além de alta eficiência energética. O módulo

escolhido foi do modelo YL260P-29b, do fabricante Yingli Solar que pode ser visto na

Figura 22

Figura 21 – Subestações do Centro de Tecnologia – Fonte: Decania do CT

Figura 22 - MóduloYingli Solar

O módulo escolhido possui 60 células, apresenta eficiência de 16% e potência de

saída de 260WP, sendo assim um modelo de módulo com indicadores de qualidade

superiores aos concorrentes de mercado. Segue na tabela 8 as características do módulo

fotovoltaico da Yingli Solar.

Tabela 8 -Especificações do Módulo Escolhido

Marca do módulo fotovoltaico Yingli Solar

Modelo YL260P-29b

Eficiência (𝜼) 16 %

Potência Máxima do módulo(𝑷𝒎á𝒙) 260𝑊𝑝

Tensão de Máxima Potência 𝑽𝒎𝒑𝒑 30,3𝑉

Corrente de Máxima Potência 𝑰𝒎𝒑𝒑 8,59 𝐴

Tensão de circuito aberto (𝑽𝒐𝒄) 37,7𝑉

Corrente de curto circuito (𝑰𝒔𝒄) 9,09𝐴

Tensão Máxima do Sistema 𝑽𝑫𝑪 1000V

Dimensões do módulo 1640mm / 990mm / 35mm

Peso (𝒌𝒈) 18,5 KG

Área do módulo 1,915 𝑚2

Peso (𝒌𝒈) 22 Kg

Grau de Proteção IP 65

Faixa de temperatura em funcionamento -40°C até 85°C

5.3. Cálculo dos módulos

Foi calculado o número de módulos necessários para o sistema fotovoltaico. A potência

nominal gerada (Pn) é igual a potência demandada pela subestação H2 em kWh/dia

dividido pela quantidade de horas sol pleno (HSP).

𝑃𝑛 =𝑘𝑊ℎ/𝑑𝑖𝑎

𝐻𝑆𝑃=

4350

4,93= 882,35 𝑘𝑊/𝑑𝑖𝑎

Para calcular a potência líquida gerada (Pp), dividiremos Pn pelo rendimento do sistema

fotovoltaico (FDG). Utilizaremos 82% de eficiência para o FDG

𝑃𝑝 = 𝑃𝑛

𝐹𝐷𝐺=

882,35

0,82= 1076,04 𝑘𝑊/𝑑𝑖𝑎

Após obter o valor da potência líquida gerada (Pp), multiplicaremos a mesma por 1000

para convertermos em watts e dividiremos pela potência de pico do módulo escolhido

para o projeto fotovoltaico. Com isso obteremos o número aproximado de módulos (N)

que serão utilizados para suprir completamente a demanda de energia do local.

𝑁 = 𝑃𝑝 . 1000

𝑊𝑝=

1076,04

260= 4138

5.4. Escolha dos inversores

A escolha dos inversores é de extrema importância no projeto de um sistema

fotovoltaico, devem ser levadas em consideração o local de instalação do sistema

fotovoltaico, além das características dos módulos assim como o custo de obtenção do

inversor.

Como calculado no subcapítulo 5.3, são necessários4128 módulos na área de

aproximadamente5000m². Utilizando a potência líquida gerada (Pn), seriam necessários

1076,04 kWp de inversores para subir a demanda do projeto fotovoltaico. Com a

utilização do software PVsyst e realizando um benchmarking de inversores, escolhemos

o inversor da marca Ingeteam (Tabela 9).

Tabela 9 - Especificações do Inversor Escolhido

Inversor Solar ON-GRID 100.000W / 400V com 1 MPPT - Ingeteam 110 TL

PotênciaMáximana entrada 110 kW

Tensãomáximana entrada 1100 V

Tensão minima de funcionamento 570 V

Quantidade de MPPT 1

Corrente máxima na entrada 185 A

Temperatura de Funcionamento 25 ~65ºC

Eficiência 98,8%

Potênciamáximanasaída 100 kW

Tensão nominal nasaída 400 V

O inversor escolhido possui potência nominal de 110kWp, sendo necessários 10

inversores para suprir a potência demanda de 1076,04kWp.

5.5. A escolha da disposição dos painéis

Para a escolha da configuração ideal dos módulos, além da definição dos painéis

série e paralelo, utilizaremos a equação

𝑁𝑚𝑎𝑥 =𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎

𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑝𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑚 𝑝𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠

Nmax: Número módulosque o inversor pode suportar

𝑉𝑚𝑝𝑝, 𝑐 = 𝑉𝑚𝑝𝑝 . 𝑅°𝐶𝑉𝑚𝑝𝑝

Vmpp,c: Compensação da tensão mínima

Vmpp: Tensão na máxima potência do painel

R°CVmpp: [coeficiente da temperatura do painel em potência pico * a

temperatura máxima para o ambiente se baseandona temperatura do módulo

fotovoltaico] + 1

𝑉𝑜𝑐, 𝑐 = 𝑉𝑜𝑐 . 𝑅°𝐶𝑉𝑜𝑐

Voc,c: Compensação da tensão máxima

Voc: Tensão máxima no painel com o circuito aberto

R°CVoc: [coeficiente de temperatura do painelcom o circuito aberto * a

temperatura mínima para o ambiente se baseandona temperatura do módulo] + 1

𝐼𝑠𝑐, 𝑐 = 𝐼𝑠𝑐 . 𝑅°𝐶𝐼𝑠𝑐

Isc,c: Compensação de corrente em curto circuito

Isc: Corrente do painel em curto circuito

R°CIsc: [coeficiente de temperatura do painel em curto circuito * a temperatura

máxima possível se baseandona temperatura do módulo (valor arbitrado) ] + 1

𝑀𝑛𝑠 =𝑉𝑐𝑐

𝑉𝑚𝑝𝑝, 𝑐

Mns: Mínimo de módulos em série

Vcc: Tensão mínima necessária para o funcionamento do inversor

Vmpp,c: Compensação de tensão mínima

𝑀𝑥𝑠 =𝑡𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑛𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟

𝑉𝑜𝑐, 𝑐

Mxs: Máximo de módulos em série para cada inversor

Voc,c: Compensação de tensão máxima

𝑀𝑥𝑠𝑝 =𝐶𝑜𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑎í𝑑𝑎 𝑑𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟

𝐼𝑠𝑐, 𝑐

Mxsp: Máximo de strings em paralelo para cada inversor

Isc,c: Compensação de corrente de curto circuito

Os dados podem ser obtidos nas tabelas informativas do inversor e módulo.

Primeiramente, calcularemos Nmax, como mostrado abaixo>

𝑁𝑚𝑎𝑥 =110000

260 . 0,82= 516 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠

Foi escolhido o intervalo entre 0°C e 60 °C como as possíveis temperaturas para a cidade

do Rio de Janeiro.

𝑉𝑚𝑝𝑝, 𝑐 = 30,3 ∗ [1 + (−0,42% . 60)] = 22,66 𝑉

𝑉𝑜𝑐, 𝑐 = 34,8 [1 + (−0,32% . 0)] = 34,8 𝑉

𝐼𝑠𝑐, 𝑐 = 7,35 [1 + (0,05% . 60)] = 7,57 𝐴

𝑀𝑛𝑠 =627

22,66= 27,71

𝑀𝑥𝑠 =1100

34,8= 31,61

𝑀𝑥𝑠𝑝 =145

7,57= 19,15

5.6. Condutores do sistema fotovoltaico

5.6.1 Teoria sobre condutores

A NBR-5410/2008 [16] institui a norma para o dimensionamento de condutores

e abrangem os seguintes critérios:

Choques Elétricos

Sobrecarga

Curto-circuito

Queda de tensão

Capacidade de conduzir corrente elétrica

Seção mínima esperada

A seção mínima dos condutores é determinada pela queda de tensão. Não existe norma

padrão e é comum a utilização da norma vigente em alguns países da Europa.

A ligação entre a caixa de junção das strings e os módulos fotovoltaicos é realizada pelos

condutores que devem possuir tensão nominal entre 300V e 1000V, suportar temperaturas

de 75°C e corrente admissível com fator de segurança maior que a corrente CC em 25%

Para calcular a seção mínima utiliza-se a seguinte fórmula:

𝑆 = 2 𝐿 𝐼

𝜎 𝑄𝑉 𝑉

𝑆 : seção do condutor na unidade de medida milímetros quadrados

𝐿 : distância entre o conector e a string-box, definida em metros

𝐼 : valor da corrente do condutor

𝜎: condutividade do condutor

𝑄𝑉: queda de tensão aceitável, em decimal

𝑉 : tensão em máxima potência da string analisada

Respeitando a corrente 25% maior para prevenir eventual sobrecarga,

substituiremos o 𝐼 pelo 𝐼 , sendo exibido abaixo:

𝐼 = 𝐼 𝑁 1,25

𝑆 = 2 𝐿 𝐼

𝜎 𝑄𝑉 𝑉

𝐼 : corrente de curto circuito de cada string;

𝐼 : corrente de curto circuito do painel fotovoltaico;

𝑁 : número de strings associados em paralelo.

Para o cabo CA que conecta o quadro de distribuição nos inversores trifásicos,

utilizaremos a seguinte fórmula:

𝑆 = √3 𝐿 𝐼 cos 𝜑

𝜎 𝑄𝑉 𝑉

𝐼 : corrente máxima de saída do inversor interativo;

𝑄𝑉: queda de tensão permita nesse trecho (0,03);

cos 𝜑: fator de potência do inversor

𝑉 : tensão de fase da rede

Com a utilização de mais de um inversor é necessário um cabo geral CV para

conectar o quadro do sistema ao quadro geral de distribuição da light. Este cabo deve

possuir 25% mais capacidade em relação ao disjuntor por questões de segurança, como

mostrado na equação abaixo.

𝑆 = √3 𝐿 𝐼 1,25

𝜎 𝑄𝑉 𝑉

DSV(dispositivo de seccionamento visível)

O DSV é uma chave seccionadora utilizada para desconectar o sistema

fotovoltaico da rede da light quando o sistema estiver em manutenção. O DSV necessita

estar instalado em uma caixa especificada pela light, mantendo o grau de proteção igual

à IP 54.

Disjuntor CA

De acordo com as normas da distribuidora local Light [30], é obrigatório a

instalação de um disjuntor entre o barramento e a saída de cada inversor, respeitando o

critério abaixo:

𝐼 ≤ 𝐼 ≤ 𝐼 (4.5)

Onde:

𝐼 - Corrente da saída do inversor;

𝐼 – Corrente do disjuntor;

𝐼 – Corrente máxima no condutor.

Disjuntor CC

Os disjuntores CC são instalados para isolar completamente o inversor na

realização de manutenção. A norma NBR-5410 [17] estipula a seguinte regra para o

dimensionamento dos disjuntores CC:

𝐼 ≤ 𝐼 ≤ 𝐼

Onde:

𝐼 - Corrente de cada string;

𝐼 – Corrente do disjuntor;

𝐼 – Corrente máxima no condutor.

5.6.2. Cálculo dos condutores

O Dimensionamento do condutor foi realizado utilizando os dados por inversor.

Com isso, tem-se os seguintes parâmetros para cálculo das tensões nas strings e correntes

para cada inversor, mostrados na tabela 10.

Tabela 10 -Parâmetros de tensão e corrente com o inversor

Ingeteam 110 KW

Disposição de configuração Dados do painel Resultado

6 módulos em série Vmpp = 22,66 V V=135,96 V; I=7,57 A

18strings em paralelo Impp = 7,57 A V=135,96 V; I=137 A

As ligações entre os módulos será de no máximo 5 metros de comprimento. A seção

será calculada de acordo com a fórmula abaixo:

𝑆 = 2 𝐿 𝐼

𝜎 𝑄𝑉 𝑉=

2 . 5 . 7,57

55 . 0,02 . 135,96= 0,506 𝑚𝑚2

Foi escolhido um cabo com 2mm² de seção por possuir uma grande margem de

segurança;

Para definição da seção do cabo geral CC que ligará o inversor no sistema

fotovoltaico utilizaremos a fórmula abaixo:

𝑆 = 2 𝐿 𝐼

𝜎 𝑄𝑉 𝑉=

2 . 5 . 137 ∗ 1,25

55 . 0,02 . 135,96= 11,45 𝑚𝑚2

Considerando uma margem de segurança, utilizaremos o cabo de 15 mm².

Para calcularmos a seção do cabo CA no inversor, utilizaremos a fórmula abaixo:

𝑆 = √3 𝐿 𝐼 cos 𝜑

𝜎 𝑄𝑉 𝑉=

√3 . 40 . 145 . 0,85

55 . 0,02 . 220= 34,63 𝑚𝑚2

Utilizaremos um condutor de 55mm² devido a margem de segurança.

5.7. Estrutura de Suporte

O projeto utilizará a estrutura de fixação ao solo SICES – Mesa 2/10. A estrutura possui

três apoios e distância mínima do solo de 500 milímetros e é exibida na figura 25.

As estruturas metálicas de suporte são utilizadas para tração e fixação de módulos no solo.

A estrutura por é vantajosa pois além de ser robusta, possui fácil montagem e manutenção.

5.8. Utilização do Software PVsyst

O Software PVSyst é uma ferramenta profissional utilizada para calcular a geração de

energia de um sistema fotovoltaico. O programa recebe especificações sobre todos os

componentes do sistema fotovoltaico e informa a energia que será gerada, além do

investimento e melhor configuração dos equipamentos utilizados.

Figura 23 - Estrutura de Fixação

A configuração fornecida pelo software PVSyst para o módulo dos inversores está

sendo mostrada na tabela 11.

Tabela 11 - Configuração dos módulos dos inversores

Ingeteam 110 KW

3024 módulos

18 módulos em série

168strings em paralelo

6 inversores

O software nos forneceu o valor de 3024 módulos sendo 18 módulos em série e

168 strings em paralelo, em conjunto com 6 inversores de 110 kW. A simulação se

mostrou próxima dos valores calculados de 4138 módulos e 10 inversores, se mostrando

um pouco abaixo. Isso pode ser explicado pela não consideração nos cálculos teóricos das

inclinações e orientações que influenciam o número. Devido ao tamanho do projeto é

muito difícil a simulação se mostrar 100% igual ao cálculo teórico, porém os valores

obtidos são coerentes e válidos.

Em relação a quantidade de energia gerada pelo projeto fotovoltaico a simulação

do software PVSyst forneceu 1121 MWh por ano, sendo que a demanda para a subestação

foi de 1566 MWh, mostrado na tabela 12. A demanda não pode ser completamente

suprida pois existe uma limitação de área de 4940 m². O software PVSyst considera que

a área estipulada também deve conter espaço para a circulação de pessoas, por isso reduz

a área estipulada para uma nova área útil, reduzindo consequentemente a geração de

energia elétrica.

O rendimento global deste sistema fotovoltaico foi de 80,7%, como mostrado na

figura 26. O rendimento teórico utilizado foi de 82%, se mostrando próximo do valor

simulado pelo software PVSyst..

Tabela 12 -Output do Software PVSyst – Geração de Energia Elétrica

Figura 24 - Rendimento Mensal do Sistema – Fonte :PVSyst

Como era esperado os meses com temperaturas mais elevadas possuem uma perda

maior de rendimento pelas características do painel. Sendo o maior índice de perdas para

todo o sistema, vide o diagrama de perdas anuais mostrado na Figura 33.

As perdas do sistema são mostradas na figura 27, em que a maior perda do sistema

com 10,2% é a perda por temperatura, ocorrida nos meses mais quentes.

Figura 25 - Diagrama de Perdas Anuais do Sistema – Fonte :PVSyst

Capítulo 6 - Análise Técnico-Econômica do projeto fotovoltaico

Este capítulo visa analisar economicamente o projeto do sistema fotovoltaico,

buscando analisar a viabilidade do mesmo, além dos fatores relacionados a investimento,

retorno e preço da energia. O prazo escolhido foi de 25 anos pois é a vida útil média dos

equipamentos escolhidos.

Utilizaremos os seguintes parâmetros para analisarmos a viabilidade econômica

do projeto:

Valor Presente Líquido (VPL)

Taxa Interna de Retorno (TIR)

Retorno em anos do Projeto (Payback)

6.1. Levantamento do investimento do Sistema Fotovoltaico

O investimento do sistema fotovoltaico será o gasto de aquisição e instalação dos

equipamentos. O levantamento de gastos com equipamentos necessários e com a

instalação se encontram disponíveis na tabela 13.

Tabela 13 - Lista de Gastos do Projeto

Tipo de Equipamento Modelo Preço unitário Quantidade Custo

Painel Fotovoltaico YL260P-29b R$ 720,00 3024 R$ 2.177.280,00

Inversor Ingeteam110 KW R$ 59.300,00 6 R$ 355.800,00

Instalação R$ 500.000,00 1 R$ R$ 500.000,00

Outros Gastos R$ 400.000,00 1 R$ 400.000,00

SOMA R$ 3.433.080

Os outros gastos incluem compra de DSVs, disjuntores, seccionadores e trilhos,

totalizando R$ 300.000,00. O investimento total para o projeto é de 3.433.080 reais.

6.2. Tarifa de Energia Elétrica

A UFRJ está enquadrada na Light no perfil A4 horosazonal verde, com média tensão.

A energia gerada no projeto fotovoltaico vai ser gerada no horário fora de ponta (HFP),

com isso utilizaremos a tarifa deste horário, que é igual a 0,32614 R$/ kWp [18]. A

tabela14 exibe a tarifa no site da Light.

Tabela 14 - Tabela de Preços da Light

Reajustes nas tarifas de energia ocorrem anualmente e não existe definição

quanto aos futuros reajustes. Utilizaremos o valor de aumento de 8% nos próximos 5

anos e 5% de reajuste nos anos seguintes. A tabela15 contém o valor futuro das tarifas.

Tabela 15 - Projeção das Tarifas de Energia Elétrica

Ano Reajustes Tarifa (R$ / Wp) 2018 8% R$ 0,33 2019 8% R$ 0,35 2020 8% R$ 0,38 2021 8% R$ 0,41 2022 8% R$ 0,44 2023 5% R$ 0,48 2024 5% R$ 0,50 2025 5% R$ 0,53 2026 5% R$ 0,55 2027 5% R$ 0,58 2028 5% R$ 0,61 2029 5% R$ 0,64 2030 5% R$ 0,67 2031 5% R$ 0,71 2032 5% R$ 0,74 2033 5% R$ 0,78 2034 5% R$ 0,82 2035 5% R$ 0,86 2036 5% R$ 0,90 2037 5% R$ 0,95 2038 5% R$ 1,00 2039 5% R$ 1,05 2040 5% R$ 1,10 2041 5% R$ 1,15 2042 5% R$ 1,21 2043 5% R$ 1,27

6.3. Premissas Adotadas

Para realização da modelagem financeira do projeto algumas premissas precisaram ser

definidas para previsão de dados necessários para a realização da modelagem financeira.

A tabela 16 exibe as premissas adotadas.

Tabela 16 -Premissas Adotadas

Degradação dosistema fotovoltaico 0,6 % ao ano

Custo da manutenção 5% ao ano em relação ao investimento

Reajuste do custo de manutenção 8 % ao ano

Vida Útil do Sistema 25 anos

Geração de Energia no ano 0 1121 MWh

Taxa de Atratividade Mínima 10%

A taxa de atratividade foi definida em 10% por ser a cotação dos juros futuros com

vencimento em 2025. Os juros futuros indicam a expectativa do mercado financeiro

quanto ao valor da taxa de juros em uma determinada data. A Selic [19] atualmente está

abaixo de 7%, porém não existe garantia que a mesma se manterá neste patamar ao longo

dos próximos 25 anos. Os juros futuros se tornam neste caso a melhor aproximação

quanto as taxas de juros aplicadas no futuro. A figura 28 exibe os juros futuros.

6.5. Indicadores Financeiros

6.5.1. Payback

O Payback é um indicador que retorna o tempo necessário para recuperar o

investimento realizado, ou seja, o tempo necessário para o fluxo de caixa acumulado ser

positivo. O payback é dividido em payback simples e payback descontado. A diferença

entre os dois é que o payback descontado leva em conta a taxa de atratividade mínima e

o valor do dinheiro no tempo é descontado em sua conta, por isso seu resultado é mais

preciso e confiável que o payback simples.

6.5.2. Valor Presente Líquido VPL

Figura 26 – Juros Futuros – 2015 até 2017 – Fonte: Tesouro Nacional

Figura 27 – Juros Futuros – 2015 até 2017 – Fonte: Tesouro Nacional

O Valor Presenta Líquido (VPL) é o indicador mais utilizado ao se avaliar um

projeto. O VPL consiste em projetar fluxos de caixa ao longo dos anos de projeto e

descontar esses fluxos de caixa à uma taxa de desconto, ou seja, trazendo os fluxos de

caixa futuros ao valor presente e somando todos em seguida.

A taxa de desconto do VPL deve contemplar todos os riscos do projeto e a visão

pessoal acerca do retorno esperado. A utilização da taxa Selic como taxa de desconto do

VPL é extremamente comum ao se analisar projetos. No projeto em destaque utilizaremos

a taxa de desconto de 10%, por ser a média dos anos anteriores.

Quanto maior for o VPL, mais recomendado será o projeto, caso o VPL seja negativo, o

projeto não deve ser levado a diante pois existem alternativas mais rentáveis no mercado

financeiro.

𝑉𝑃𝐿 = 𝐹

(1 + 𝑖)= 𝐹 +

𝐹

(1 + 𝑖)+

𝐹

(1 + 𝑖)+ . . . +

𝐹

(1 + 𝑖)

Onde:

F0: Investimento inicial do projeto, tem sinal negativo

FN: fluxo de caixa calculado no valor presente em relação a cada ano

i: taxa de desconto

6.5.3. Taxa Interna de Retorno (TIR)

A Taxa Interna de Retorno é um indicador que retorna a taxa líquida de retorno

do investimento, em outras palavras, é a taxa que zera o VPL do projeto. A TIR é um dos

indicadores mais utilizados em análise de investimentos.

0 = 𝐹

(1 + 𝑖)= 𝐹 +

𝐹

(1 + 𝑖)+

𝐹

(1 + 𝑖)+ . . . +

𝐹

(1 + 𝑖)

6.6. Resultados Finais

Após a realização da modelagem financeira é possível analisar os resultados

encontrados. A tabela 17 apresenta a modelagem.

A modelagem financeira consistiu em gerar um fluxo de caixa dos próximos 25

anos, com as premissas adotadas na tabela 19. Após a criação dos fluxos de caixa, foi

possível realizar a análise dos indicadores financeiros utilizados no projeto, mostrados na

tabela 18.

Tabela 21- Análise de Indicadores Financeiros

PaybackDescontado 10 anos e 7 meses

VPL R$ 2.219.003,150

TIR 16,78%

ReceirasAno Geração ( kWh/ano ) Tarifa ( R$/kWh)Reembolso Investimento Despesas OperacionaisAnual Descontado Acumulado

0 1.121.000,00 0,33R$ 365.602,94R$ 3.433.080,00-R$ -R$ 3.067.477,06-R$ 3.067.477,06-R$ 3.067.477,06-R$ 1 1.114.274,00 0,35R$ 392.482,07R$ 17.165,40-R$ 375.316,67R$ 341.196,97R$ 2.726.280,09-R$ 2 1.107.588,36 0,38R$ 421.337,35R$ 18.538,63-R$ 402.798,72R$ 332.891,50R$ 2.393.388,59-R$ 3 1.100.942,83 0,41R$ 452.314,07R$ 20.021,72-R$ 432.292,35R$ 324.787,64R$ 2.068.600,95-R$ 4 1.094.337,17 0,44R$ 485.568,20R$ 21.623,46-R$ 463.944,74R$ 316.880,50R$ 1.751.720,45-R$ 5 1.087.771,15 0,48R$ 521.267,18R$ 23.353,34-R$ 497.913,84R$ 309.165,32R$ 1.442.555,13-R$ 6 1.081.244,52 0,50R$ 544.046,55R$ 25.221,60-R$ 518.824,95R$ 292.863,16R$ 1.149.691,97-R$ 7 1.074.757,05 0,53R$ 567.821,39R$ 27.239,33-R$ 540.582,05R$ 277.404,07R$ 872.287,90-R$ 8 1.068.308,51 0,55R$ 592.635,18R$ 29.418,48-R$ 563.216,70R$ 262.744,75R$ 609.543,15-R$ 9 1.061.898,66 0,58R$ 618.533,34R$ 31.771,96-R$ 586.761,38R$ 248.844,10R$ 360.699,05-R$

10 1.055.527,27 0,61R$ 645.563,25R$ 34.313,71-R$ 611.249,53R$ 235.663,15R$ 125.035,89-R$ 11 1.049.194,10 0,64R$ 673.774,36R$ 37.058,81-R$ 636.715,55R$ 223.164,92R$ 98.129,02R$ 12 1.042.898,94 0,67R$ 703.218,30R$ 40.023,52-R$ 663.194,78R$ 211.314,30R$ 309.443,32R$ 13 1.036.641,54 0,71R$ 733.948,94R$ 43.225,40-R$ 690.723,54R$ 200.078,01R$ 509.521,33R$ 14 1.030.421,70 0,74R$ 766.022,51R$ 46.683,43-R$ 719.339,08R$ 189.424,46R$ 698.945,79R$ 15 1.024.239,17 0,78R$ 799.497,69R$ 50.418,10-R$ 749.079,59R$ 179.323,70R$ 878.269,49R$ 16 1.018.093,73 0,82R$ 834.435,74R$ 54.451,55-R$ 779.984,19R$ 169.747,28R$ 1.048.016,77R$ 17 1.011.985,17 0,86R$ 870.900,58R$ 58.807,68-R$ 812.092,91R$ 160.668,25R$ 1.208.685,02R$ 18 1.005.913,26 0,90R$ 908.958,94R$ 63.512,29-R$ 845.446,65R$ 152.061,01R$ 1.360.746,03R$ 19 999.877,78 0,95R$ 948.680,44R$ 68.593,27-R$ 880.087,17R$ 143.901,28R$ 1.504.647,32R$ 20 993.878,51 1,00R$ 990.137,78R$ 74.080,73-R$ 916.057,04R$ 136.166,04R$ 1.640.813,36R$ 21 987.915,24 1,05R$ 1.033.406,80R$ 80.007,19-R$ 953.399,60R$ 128.833,43R$ 1.769.646,79R$ 22 981.987,75 1,10R$ 1.078.566,68R$ 86.407,77-R$ 992.158,91R$ 121.882,73R$ 1.891.529,52R$ 23 976.095,82 1,15R$ 1.125.700,04R$ 93.320,39-R$ 1.032.379,65R$ 115.294,26R$ 2.006.823,78R$ 24 970.239,25 1,21R$ 1.174.893,13R$ 100.786,02-R$ 1.074.107,11R$ 109.049,37R$ 2.115.873,14R$ 25 964.417,81 1,27R$ 1.226.235,96R$ 108.848,90-R$ 1.117.387,06R$ 103.130,35R$ 2.219.003,50R$

Geração Despesas

Tabela 17 -Modelagem Financeira

Ao analisar os indicadores econômicos podemos concluir que o projeto é viável.

O VPL foi de R$ 2.219.003,150, sendo esse um valor positivo e na ordem de milhões de

reais. Também é necessário ressaltar que a taxa de atratividade foi estimada em 10%,

sendo superior ao mercado, tornando assim o projeto viável com uma margem

significativa.

A TIR de 16,78% torna o projeto viável enquanto a taxa de desconto for inferior

a 16,78%. No horizonte de 25 anos do projeto diversas oscilações ocorrerão na taxa de

juros do país, porém é extremamente improvável uma taxa superior a 16,78%.

O Payback Descontado foi utilizado por ser mais preciso que o Payback Simples,

o valor encontrado foi de 10 anos e 7 meses, indicando que neste período de tempo todo

o investimento será revertido em lucro e o projeto se pagou.

Os indicadores em conjunto tornam o projeto extremamente viável, com uma

margem considerável para oscilações no mercado financeiro e nas premissas adotadas,

mostrando que um sistema fotovoltaico além de ter um viés sustentável e de pouco

impacto no meio ambiente, também possui um viés financeiro, sendo esse o principal

indicador das empresas para investirem em projetos de qualquer espécie.

Capítulo 7 - Conclusões

O trabalho desenvolvido abrangeu o dimensionamento de uma minigeração

distribuída no Centro de Tecnologia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).

Além disso também foi realizada uma análise técnico-econômica com o objetivo de

verificar a viabilidade do projeto para os gestores da UFRJ tomarem a decisão de avançar

ou não com a implantação do projeto.

O projeto foi realizado no Bloco H do Centro de Tecnologia da UFRJ, o sistema

fotovoltaico ficará localizado no telhado deste bloco. A estimativa de consumo foi

proveniente da subestação H2, localizada no mesmo bloco.

A análise técnico-econômica mostrou que o projeto é viável. O VPL encontrado

foi de R$2.219.003,150, com a utilização de uma taxa de atratividade de 10%. A TIR foi

de 16,78% foi considerada satisfatória por estar muito acima da taxa de atratividade. O

Payback descontado foi de 10 anos e 7 meses, indicando que o dinheiro investido será

recuperado neste período.

Este projeto só é possível pois a ANEEL instituiu a regulamentação sobre geração

compartilhada, em que um autoprodutor gere energia e consequentemente créditos que

podem ser utilizados no período de até 60 meses, permitindo assim que a energia gerada

no projeto também seja utilizada em outros estabelecimentos com o mesmo CNPJ dentro

da UFRJ

O projeto se iniciou com o levantamento do consumo de energia elétrica pelo

Centro de Tecnologia. Como não existe separação das contas de luz entre os blocos no

CT, o levantamento da demanda foi feito com o mapa de subestações do CT, sendo a

subestação H2 escolhida para o levantamento da carga, além da viabilidade do terreno.

Foi realizado também uma análise em relação a dados solarimétricos, que

mostraram uma boa insolação na cidade do Rio de Janeiro, contribuindo assim para a

viabilidade do projeto. Além disso alguns levantamentos de equipamentos foram

realizados para a seleção dos equipamentos ideais para o projeto, incluindo contato com

algumas empresas de energia solar fotovoltaica para geração de insights que pudessem

ser úteis ao projeto.

Após o levantamento das informações foi realizado um dimensionamento teórico,

com o objetivo de validar se o modelo simulado está próximo da realidade, aumentando

assim a sua credibilidade. O software PVSyst foi utilizado para simular a geração

fotovoltaica no projeto, este software recebe diversas informações sobre o projeto,

incluindo área, insolação e todos os equipamentos utilizados para então simular e fornecer

um relatório com as informações pertinentes sobre a geração, entre elas a energia gerada

e a eficiência.

Dentre as dificuldades encontradas ao longo do projeto foi estimar o consumo

exato do bloco H, a conta unificada do Centro de Tecnologia não permite saber esse dado

com precisão, porém a estimativa de carga na subestação H2 foi extremamente coerente

e caso gere mais do que a demanda, esse excedente pode ser utilizado em outras

subestações da UFRJ.

Destaco também a dificuldade em levantar os equipamentos ideais para o projeto

e o custo de aquisição dos mesmos. Muitos equipamentos são importados e de difícil

acesso no Brasil. A solução encontrada foi ligar para os fornecedores e entrar em contato

com empresas do setor e instalação de sistemas fotovoltaicos.

Em relação aos benefícios do projeto podemos destacar inicialmente a grande

economia financeira obtida com a execução do projeto, se tratando de valor presente o

valor economizado seria de mais de 2 milhões de reais, podendo ser aplicado em outras

áreas da universidade. Além disso a UFRJ caminharia para um futuro mais sustentável e

menos dependente da rede externa da Light, que ao longo dos últimos anos cortou a luz

da universidade por não pagar as contas.

A redução de cerca de 1100 MWh por ano no consumo de energia possibilitaria

um fornecimento melhor de energia pela Light, reduzindo picos de energia e oscilações

não só para a UFRJ, mas para todos os seus clientes finais.

O projeto foi extremamente agregador tanto no lado pessoal quanto no lado

profissional. Ocorreu um aprofundamento no conhecimento sobre energia solar

fotovoltaica e também na parte de análise de investimentos, sendo estas disciplinas muito

importantes para um profissional que deseja trabalhar com energias renováveis. Além de

possibilitar a aplicação do conhecimento aprendido em sala de aula em um projeto

extremamente aplicável e impactante.

Referências Bibliográficas

[1] “Tarifaço sobre energia começa semana que vem e aumento chega a 48%”.

http://www1.folha.uol.com.br/mercado/2015/02/1596109-tarifaco-sobre-energia-

comeca-semana-que-vem-e-aumento-chega-a-48.shtml

[2] Decreto nº8401, de 5 de fevereiro de

2015http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/arquivo/2015/006/documento/nota_

tecnica_28_sgt.pdf

[3] “Conta de luz pode subir mais 9% em 2018”

http://www1.folha.uol.com.br/mercado/2017/12/1945901-conta-de-luz-pode-subir-

mais-9-em-2018.shtml

[4] “Usina Verde UFRJ

http://www.usinaverde.com.br/

[5] SHOCKLEY, William; QUEISSER, Hans J. Detailed balance limitofefficiencyof p‐

n junction solar cells. Journalofappliedphysics, v. 32, n. 3, p. 510-519, 1961.

[6] ABTN - Norma NBR 10899

http://www.abntcatalogo.com.br/norma.aspx?ID=305969

[7] ANEEL. Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico

Nacional _ PRODIST - Módulo 3 _ Acesso ao Sistema de Distribuição,

v. 6. Agência Nacional de Energia Elétrica, 2016.

http://www.aneel.gov.br/prodist

[8] ANEEL. RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 482, DE 17 DE ABRIL DE 2012

http://www.abntcatalogo.com.br/norma.aspx?ID=305969

[9] ANEEL. RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 687, DE 24 DE NOVEMBRO DE 2015

http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015687.pdf

[10] LIGHT. Procedimentos para a Conexão de Microgeração e Minigeração ao

Sistema de Distribuição da Light SESA BT e MT _ Até Classe 36,2kV,

www.light.com.br

[11] SofwareDaftLogic

https://www.daftlogic.com/projects-google-maps-area-calculator-tool.htm

[12]SofwareCRESESB-CEPEL:

http://www.cresesb.cepel.br/index.php#data

[13] SWERA

https://maps.nrel.gov/swera

[14] Software PVSOL

http://www.solarize.com.br/site_content/22-software-pv-sol

[15] SoftwarePVsyst

http://www.pvsyst.com/en/software

[16] ABTN - Norma NBR 5410:2004 Versão Corrigida:2008

http://www.cresesb.cepel.br/index.php#data

[17] ABNT - Norma NBR 5410

http://www.abntcatalogo.com.br/curs.aspx?ID=22

[18] Tarifas da Light

https://www.bcb.gov.br/Pec/Copom/Port/taxaSelic.asp.

[19] Taxa Selic

https://www.bcb.gov.br/Pec/Copom/Port/taxaSelic.asp.

[20] STORTO, F. M. Análise de viabilidade econômico-financeira para Sistema de

Micro e Mini Geração distribuída solar fotovoltaica, v. 1. Universidade

São Francisco, 2016.

[21] LELAND BLANK, P., ANTHONY TARQUIN, P. BasicsofEngineeringEconomy,

1st ed. McGraw-Hill HigherEducation, 2008.

[22] CASAROTTO FILHO, Nelson e KOPITTKE, Bruno H. Análise de Investimentos.

9 ª ed. São Paulo: Altas, 1999.

[23] MACEDO, W. N. Análise do Fator de Dimensionamento do Inversor Aplicado

a Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede, v. 1. Universidade de São

Paulo, 2006.