autor orientadores: professor doutor fernando josé...

Departamento

de Engenharia Electrotécnica

Projecto e Monitorização de Sistemas de Produção de Energia, Baseados em Fontes de Energias Renováveis

Relatório de estágio para a obtenção do grau de Mestrado em

Automação e Comunicações em Sistemas de Energia

Autor

Nuno Filipe Gomes Soares

Orientadores:

Professor Doutor Fernando José Pimentel Lopes

Professor Coordenador, ISEC

Professor Doutor Carlos Manuel Borralho Machado Ferreira

Professor Coordenador, ISEC

Orientador na empresa:

Eng. Nuno Miguel Augusto Tomás

Director Técnico, Enernatura, Lda

Coimbra, Dezembro, 2012

AGRADECIMENTOS

Nuno Filipe Gomes Soares III

AGRADECIMENTOS Ao longo de todo o período de estágio, recebi vários apoios que me auxiliaram nas actividades realizadas, e na elaboração do presente relatório. Devido a este facto, desejo expressar os agradecimentos a todas as pessoas e instituições que directa ou indirectamente, possibilitaram a realização de todas as tarefas que me foram propostas, bem como contribuíram de forma directa ou indirecta para o meu crescimento como profissional da área. Apesar de me sentir muito grato com toda a ajuda recebida, pretendo prestar um agradecimento especial às seguintes individualidades e entidades:

à empresa Enernatura, pela oportunidade de realização de um estágio que me possibilitou uma melhor preparação para entrar no mercado de trabalho. Em particular ao meu orientador na empresa, Eng.º Nuno Miguel Augusto Tomás pelo apoio e orientação ao longo do estágio, e aos colaboradores da empresa que também proporcionaram condições para o desempenho das tarefas;

aos professores do mestrado e orientadores, Fernando José Pimentel Lopes e Carlos Manuel Borralho Machado Ferreira, por todo o apoio prestado na elaboração do presente relatório, por toda a disponibilidade, atenção e apoio durante todo o período do estágio curricular;

Por fim, à minha família e à minha namorada por todo o apoio, dedicação e

paciência demostrada ao longo de toda esta etapa. A todos a minha gratidão.

RESUMO

Nuno Filipe Gomes Soares V

RESUMO O presente Relatório de Estágio pretende descrever as actividades realizadas durante o período de estágio curricular no âmbito do Mestrado em Automação e Comunicação em Sistemas de Energia, no seio da empresa Enernatura, Lda. Pretende-se demonstrar, desta forma, que o conjunto de experiências e actividades desenvolvidas contribuíram para a aquisição de conhecimentos e o crescimento profissional do autor, dentro da área das Energias Renováveis, mais concretamente a produção de energia eléctrica a partir da energia solar fotovoltaica. No presente relatório será realizado inicialmente um breve enquadramento das energias renováveis, dando especial atenção à energia solar fotovoltaica, sendo também descritos e analisados ao longo do trabalho os principais componentes constituintes do sistema. Um dos procedimentos mais importantes no projecto de um sistema fotovoltaico ligado à rede é o seu dimensionamento. Ao longo deste trabalho serão abordados os principais procedimentos de cálculo para a realização de um correcto dimensionamento do sistema. É também descrita a aplicação informática, desenvolvida durante o estágio, onde foram aplicados os procedimentos de cálculo referidos anteriormente, facilitando assim a realização do referido dimensionamento. São ainda abordadas ao longo do presente relatório algumas das actividades realizadas durante o estágio, sendo descritas as considerações de projecto, as condições de cálculo e a selecção/especificação de equipamentos relativas a um projecto de uma unidade de produção de energia a partir de um seguidor solar fotovoltaico. Por fim, serão abordados vários procedimentos e equipamentos de manutenção e monitorização de sistemas fotovoltaicos ligados à rede. O trabalho desenvolvido teve como principal objectivo a criação de uma ferramenta de apoio ao projecto, dimensionamento e instalação de unidades produtoras de energia a partir de energia solar fotovoltaica. Os fundamentos, procedimentos e funcionalidade da ferramenta são detalhadamente descritos neste Relatório de Estágio. Palavras-chave: Energias Renováveis; Energia Solar Fotovoltaica; Dimensionamento, Instalação, Monitorização e Manutenção de Sistemas Fotovoltaicos.

ABSTRACT

Nuno Filipe Gomes Soares VII

ABSTRACT This Internship Report aims to describe the activities performed during the curricular internship period, part of the Master in Automation and Communications in Power Systems, in the company Enernatura, Ltd. It is intended to demonstrate that the whole experience and developed activities contributed to the acquisition of knowledge and to the professional growth in the area of renewable energy, specifically in the production of electricity from solar photovoltaics. In the first part a brief framework on renewable energy will be provided, with particular attention to photovoltaic solar energy. The main constituent components of the system will also be described and analyzed throughout the report. One of the most important procedures in the design of a photovoltaic system connected to a network is its dimensioning. In this report the main calculation procedures for conducting a proper system sizing are presented. The software application developed during the curricular internship where these calculation procedures were applied are also described. This application minimizes the difficulties with sizing procedures. Some of the activities conducted during the curricular internship will be explained, including the description of all the design considerations, the conditions for calculations, as well as the selection/specification of equipment used in a project for an energy production unit a photovoltaic sun tracker. Finally, various procedures, maintenance and monitoring equipment, involved in grid-connected photovoltaic systems will also be described. The main objective of the developed work was to create a tool aiming to support the design, sizing and installation of energy production units based on solar photovoltaics. The fundamental concepts, procedures and functionalities of this tool are described with detail in this Internship Report. Keywords: Renewable Energy, Solar Photovoltaic Energy, Sizing, Installation, Monitoring and Maintenance of Photovoltaic Systems.

ÍNDICE

Nuno Filipe Gomes Soares IX

ÍNDICE

AGRADECIMENTOS ................................................................................................ III

RESUMO ...................................................................................................................... V

ABSTRACT ............................................................................................................... VII

ÍNDICE ........................................................................................................................ IX

ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................ XIII

ÍNDICE DE TABELAS ...........................................................................................XVII

ABREVIATURAS .................................................................................................... XIX

CAPíTULO 1 - INTRODUÇÃO ................................................................................ 1

1.1. Motivações do Trabalho ................................................................................................................. 1

1.2. Apresentação da Empresa ............................................................................................................... 2 1.3. Objectivos ...................................................................................................................................... 3

1.4. Estrutura do Trabalho ..................................................................................................................... 3

CAPíTULO 2 - SISTEMAS DE ENERGIAS RENOVÁVEIS .................................. 5

2.1. Enquadramento Mundial................................................................................................................. 5

2.2. Enquadramento Europeu................................................................................................................. 7 2.3. Enquadramento Nacional .............................................................................................................. 11

2.3.1. Enquadramento Político Português ........................................................................................ 14 2.3.2. Enquadramento Legislativo Português ................................................................................... 15

2.4.3. Recurso Solar em Portugal .................................................................................................... 18 2.4. Enquadramento Tecnológico ........................................................................................................ 19

2.4.1. Energia Solar Fotovoltaica .................................................................................................... 20

CAPíTULO 3 - TECNOLOGIA SOLAR FOTOVOLTAICA ................................ 23

3.1. Módulo Fotovoltaico .................................................................................................................... 24

3.2. O Inversor .................................................................................................................................... 31 3.2.1. Instalação do Inversor ........................................................................................................... 33

3.3. Estruturas de Apoio ...................................................................................................................... 35 3.4. Cabos ........................................................................................................................................... 36

3.5. Equipamentos de Protecção, Corte e Medida em AC ..................................................................... 37 3.6. Interruptor DC .............................................................................................................................. 37

ÍNDICE

Nuno Filipe Gomes Soares X

3.7. Baterias ........................................................................................................................................ 38 3.8. Regulador de Carga ...................................................................................................................... 38

CAPíTULO 4 - DIMENSIONAMENTO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS LIGADOS À REDE .................................................................................................... 39

4.1. Levantamento das características do Local da Instalação ............................................................... 40 4.1.1. Sombreamento em Campos Fotovoltaicos Inclinados............................................................. 43

4.2. Selecção do módulo fotovoltaico .................................................................................................. 44 4.3. Dimensionamento do inversor ...................................................................................................... 44

4.3.1. Escolha da tensão de entrada do inversor ............................................................................... 44 4.3.2. Determinação do número de string’s: .................................................................................... 46

4.4. Dimensionamento dos Cabos ........................................................................................................ 47 4.4.1. Dimensionamento dos cabos de string e DC .......................................................................... 48

4.4.2. Dimensionamento dos Cabos AC .......................................................................................... 48 4.5. Protecções de sistemas fotovoltaicos ............................................................................................. 49

4.5.1. Protecção contra os contactos directos ................................................................................... 49 4.5.2. Protecção contra contactos indirectos .................................................................................... 50

4.5.3. Protecção contra sobreintensidades........................................................................................ 51 4.5.4. Protecção contra descargas atmosféricas ................................................................................ 52

4.6. Cálculo Energético do Sistema ..................................................................................................... 53 4.7. Programa de Dimensionamento e Apoio ao Projecto ..................................................................... 54

4.7.1. Plataforma Desenvolvida ...................................................................................................... 55 4.7.2. Fluxograma da Aplicação ...................................................................................................... 56

4.7.3. Implementação da metodologia de dimensionamento............................................................. 59 4.7.4. Acesso à Aplicação ................................................................................................................... 60

CAPíTULO 5 - PROJECTO DE SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO LIGADO À REDE ELÉCTRICA COM SEGUIDOR SOLAR ................................................. 61

5.1 Procedimentos Iniciais .................................................................................................................. 61 5.2 Configuração da Instalação ............................................................................................................ 62

5.3 Selecção e Especificação dos Módulos e do Inversor Fotovoltaico. ................................................ 62 5.3.1 Módulos Fotovoltaicos ........................................................................................................... 62

5.3.2 Inversor ................................................................................................................................. 63 5.4.2 Constituição do Sistema Fotovoltaico ..................................................................................... 65

5.5 Dimensionamento dos Cabos ......................................................................................................... 66 5.5.1 Dimensionamento do Cabo de Corrente Contínua ................................................................... 66

5.5.2 Dimensionamento dos Cabos de Corrente Alternada ............................................................... 67 5.7. Dimensionamento das protecções de Pessoas e da Instalação ........................................................ 68

5.7.1. Protecção Relativas a Contactos Directos .............................................................................. 68 5.7.2. Protecção Relativas a Contactos Indirectos ............................................................................ 69

5.7.3. Protecção Contra Sobreintensidades ...................................................................................... 70 5.7.4. Protecção Contra Sobretensões .............................................................................................. 70

5.8. Cálculo Energético e Financeiros do Sistema ................................................................................ 71 5.9. Escolha da Estrutura ..................................................................................................................... 73

5.9.1. Principais elementos constituintes do seguidor ...................................................................... 74

ÍNDICE

Nuno Filipe Gomes Soares XI

5.9.2. Funcionamento do Seguidor .................................................................................................. 75 5.10 Instalação do Sistema .................................................................................................................. 76

5.10.1. Montagem ........................................................................................................................... 77 5.10.2. Parametrização Inicial do Seguidor ...................................................................................... 79

5.11. Registo de Sistema e Ligação à Rede .......................................................................................... 83

CAPíTULO 6 - MONITORIZAÇÃO E MANUTENÇÃO DE SISTEMAS DE ENERGIAS RENOVÁVEIS ....................................................................................... 85

6.1 Monitorização de Sistemas Fotovoltaicos ....................................................................................... 85

6.2. Manutenção de Sistemas Fotovoltaicos ......................................................................................... 87 6.2.1. Manutenção do Gerador e do Inversor Fotovoltaico ............................................................... 87

6.2.2. Manutenção do Seguidor Solar .............................................................................................. 88

CAPíTULO 7 - OUTROS TRABALHOS REALIZADOS ..................................... 89

CAPíTULO 8 - CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS ............................... 93

8.1. Actualização de Dados Presentes no Relatório .............................................................................. 95

8.1.1. Actualização de Estatísticas Nacionais Relativas às Energias Renováveis ............................... 95 8.1.2. Actualização do Enquadramento Político Nacional ................................................................ 97

8.1.3. Actualização do Enquadramento Legislativo Nacional ........................................................... 98

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................... 99

ANEXO I ................................................................................................................... 103

ANEXO II .................................................................................................................. 123

ANEXO III ................................................................................................................ 133

ANEXO IV................................................................................................................. 135

ANEXO V .................................................................................................................. 147

ANEXO VI................................................................................................................. 151

ÍNDICE DE FIGURAS

Nuno Filipe Gomes Soares XIII

ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2.1- Participação das energias renováveis no consumo de energia final

no mundo em 2011 5

Figura 2.2- Produção global de energia eléctrica no ano 2011 6

Figura 2.3- Potência global instalada de energia renovável no ano 2011 7

Figura 2.4- Sete maiores países com potência instalada de energia renovável no ano 2011 7

Figura 2.5- Produção primária de energia renovável entre 2000 e 2010 na UE 8

Figura 2.6 - Percentagem de energia eléctrica produzida a partir de fontes renováveis em 2010 (percentagem do consumo bruto de energia eléctrica) 9

Figura 2.7 - Percentagem de energias renováveis no consumo final bruto de energia 10

Figura 2.8- Projecto relativo ao consórcio Desertec 10

Figura 2.9 - Contribuição das energias renováveis para o balanço energético de Portugal 11

Figura 2.10 - Produção bruta de energia eléctrica em Portugal 12

Figura 2.11 - Repartição da Produção de Energia Eléctrica em Portugal 12

Figura 2.12 - Evolução da Potência Instalada Renovável 13

Figura 2.13 - Produção de energia eólica em Portugal no dia 13 de Novembro de 2011 13

Figura 2.14 - Distribuição da irradiação solar anual de Portugal. 18

Figura 2.15 - Distribuição da irradiação solar anual da Europa. 19

Figura 2.16- Efeito Fotovoltaico 21

Figura 2.17- Dopagem Semicondutores 21

Figura 3.1 - Instalação Solar Fotovoltaica Ligada à Rede 23

Figura 3.2 - Instalação Solar Fotovoltaica Autónoma 24

Figura 3.3 - Circuito eléctrico equivalente de uma célula fotovoltaica 24

Figura 3.4- Variação da curva I-V com a irradiância e temperatura dos módulos 27

Figura 3.5- Célula Monocristalina 27

Figura 3.6- Célula Policristalina 28

Figura 3.7- Célula Amorfa 28

Figura 3.8 - Associação de Células em Série. 29

Figura 3.9 - Associação de módulos em Série e Paralelo. 29

Figura 3.10 - Inversor Central 33

Figura 3.11 - Inversor de várias string’s 34

Figura 3.12 - Inversor Integrado 34

Figura 3.13- Estrutura para Planos Inclinados. 35

Figura 3.14- Estrutura para Áreas Planas. 35

Figura 3.15 - Dois Eixos 36

Figura 3.16 - Eixo Zenital 36

Figura 3.17 - Eixo Azimutal 36

ÍNDICE DE FIGURAS

Nuno Filipe Gomes Soares XIV

Figura 3.18- Perfil Fotovoltaico 36

Figura 3.19- União Central e Lateral 36

Figura 3.20 - Contador Microprodução e Modem GSM 37

Figura 4.1 - Comportamento de Sol e dos Sombreamentos ao Longo do Ano 40

Figura 4.2- Determinando o ângulo de elevação e o ângulo de azimute de um objecto 41

Figura 4.3 - Determinando o ângulo de elevação e o ângulo de azimute de um objecto. 41

Figura 4.4- Projecção estereográfica cilíndrica para uma latitude de 40º 42

Figura 4.5 - Grelha de Ângulos e Mapa de uma Trajectória Solar para a Alemanha 42

Figura 4.6 - Distância entre filas para evitar sombras. 43

Figura 4.7- Determinação da distância entre filas para evitar sombras 43

Figura 4.8 - Exemplo de esquema eléctrico de um sistema PV 47

Figura 4.9 - Esquema Simplificado do Quadro AC 51

Figura 4.10 - Exemplo de protecção contra sobretensões, para uma instalação PV 52

Figura 4.11 - Radiação solar incidente para Coimbra 53

Figura 4.12 - Temperatura ambiente e da célula para Coimbra 54

Figura 4.13 - Fluxograma para um sistema ligado à rede. 57

Figura 4.14 - Fluxograma para o cálculo de rentabilidade do sistema. 58

Figura 4.15- Fluxograma para o cálculo da lista de material. 58

Figura 4.16- Estrutura da aplicação computacional. 59

Figura 4.17 - Aspecto da página inicial da aplicação 60

Figura 5.1 - Local de Implementação do Sistema Fonte: (Mapas, 2012) 62

Figura 5.2 - “Open 230-PC60” 63

Figura 5.3 - “KACO Powador 4200” 64

Figura 5.4 - “Hager - VE106F” 69

Figura 5.5 - Ligação das armaduras dos módulos à terra 70

Figura 5.6 - Energia Produzida pelo Sistema 72

Figura 5.7 - Remuneração Anual do Sistema 73

Figura 5.8 - Retorno de investimento 73

Figura 5.9- Seguidor Solar SS2X02 da Metelogalva 74

Figura 5.10- Fuste e cabeça rotativa 74

Figura 5.11- Viga central, madres e cantoneira do suporte do painel 74

Figura 5.12- Roda de coroa e veio sem-fim (movimento de rotação). 74

Figura 5.13- Actuador linear (movimento de basculamento). 74

Figura 5.14- Sensor indutivo 75

Figura 5.15- Anemómetro 75

Figura 5.16- Sensores indutivos (2 fim-curso de basculamento). 75

Figura 5.17- Quadro eléctrico e de comando 75

Figura 5.18- Caixa de distribuição 75

ÍNDICE DE FIGURAS

Nuno Filipe Gomes Soares XV

Figura 5.19- Sapata de seguidor fotovoltaico 77

Figura 5.20- Fuste, motoredutor e cabeça rotativa 77

Figura 5.21- Asa com módulos instalados 78

Figura 5.22- Instalação dos módulos na asa 78

Figura 5.23- Instalação da asa na cabeça de rotação 78

Figura 5.24- Finalização da instalação 79

Figura 5.25- Seguidor Finalizado em Posição de Segurança 79

Figura 5.26- Unidade de controlo com o cabo de dados ligado 79

Figura 5.27- Menu inicial 80

Figura 5.28- Gravação de coordenadas GPS 80

Figura 5.29- Zerar Painel 81

Figura 5.30- Orientar o painel ao Sol utilizando um parafuso 81

Figura 5.31- Orientar o painel ao Sol 81

Figura 5.32- Configuração dos valores mínimos de altitude mínima 82

Figura 5.33- Confirmar a Posição de Manutenção 83

Figura 6.1- Princípio de Funcionamento de Equipamento de Monitorização 85

Figura 6.2- Protótipo Enernatura 86

Figura 7.1- Seguidor de grandes dimensões de 3,6 kW 89

Figura 7.2- Seguidor intervencionado que apresentava diversos problemas de controlo 90

Figura 7.3- Charca para alimentar a partir de energia solar fotovoltaica 90

Figura 7.4- Esquema de princípio da instalação de bomba solar 90

Figura 8.1- Repartição da produção de Energia em Portugal 95

Figura 8.2- Contribuição das energias renováveis para o balanço energético de Portugal 96

Figura 8.3- Produção bruta de energia Eléctrica em Portugal 96

ÍNDICE DE TABELAS

Nuno Filipe Gomes Soares XVII

ÍNDICE DE TABELAS Tabela 1 – Rendimento dos Diferentes Tipos de Células Fotovoltaicas 29

Tabela 2- Referenciais de Índices de Protecção IP 50

Tabela 3 - Valores Limites da Resistência de Terra para Diversas Correntes Diferencias 51

Tabela 4 - Características do Módulo 63

Tabela 5- Características do Inversor 63

Tabela 6 - Verificação dos parâmetros da instalação 66

Tabela 7 - Queda de Tensão e Perdas no cabo DC 67

Tabela 8 - Queda de Tensão e Perdas no cabo AC 68

Tabela 9 - Resultados anuais relativos a energia produzida 72

ABREVIATURAS

Nuno Filipe Gomes Soares XIX

ABREVIATURAS AC ‒ Corrente Alternada AQS ‒ Água Quente Sanitária ASP ‒ Active Server Pages AVAC ‒ Aquecimento, Ventilação e Ar Condicionado BJT ‒ Transístores Bipolares de Junção CD ‒ Compact Disc CTS ‒ Condições de Teste Standard DC ‒ Corrente Contínua DGEG ‒ Direcção Geral de Energia e Geologia EDP ‒ Energias de Portugal ENE2020 ‒ Estratégia Nacional para a Energia EU ‒ União Europeia EU27 ‒ 27 Países Constituintes da União Europeia FER ‒ Fontes de Energia Renovável FTP ‒ File Transfer Protocol GNR ‒ Ground GPS ‒ Global Positioning System GTO ‒ GateTurn-Off Thyristor HTML ‒ HyperText Markup Language IGBT ‒ Transistor Bipolar de Porta Isolada IP ‒ Índice de Protecção LCD ‒ Display de Cristal Líquido MPP ‒ Ponto de Potência Máxima MPPT ‒ Procura de Ponto de Potência Máxima PANER ‒ Plano de Acção Nacional de Energias Renováveis PC ‒ Computador Pessoal PHP ‒ HyperText Preprocesso PIC ‒ Peripheral Interface Controller PV ‒ Fotovoltaico RCCTE ‒ Regulamento das Características de Comportamento Térmico dos Edifícios RSECE ‒ Regulamento dos Sistemas Energéticos de Climatização em Edifícios RTIEBT ‒ Regras Técnicas das Instalações Eléctricas de Baixa Tensão SEN ‒ Sistema Eléctrico Nacional SGBD ‒ Sistema de gerenciamento de banco de dados SMS ‒ Serviço de Mensagens Curtas SQL ‒ Linguagem de Consulta Estruturada SRM ‒ Sistema de Registo de Microprodução

INTRODUÇÃO CAPÍTULO 1

Nuno Filipe Gomes Soares 1

CAPíTULO 1 - INTRODUÇÃO O Mestrado em Automação e Comunicações em Sistemas de Energia, ministrado pelo Instituto Superior de Engenharia de Coimbra, consiste num curso de especialização com duração de dois anos lectivos. O primeiro ano integra dez unidades curriculares. O segundo ano integra uma unidade curricular no primeiro trimestre e um trabalho de projeto original e especialmente realizado para este fim, ou um estágio de natureza profissional objeto de relatório final. O presente relatório enquadra-se no âmbito da vertente do estágio de natureza profissional, mais concretamente, na área de especialização em Sistemas de Energia e Automação, atendendo a que surgiu a oportunidade da sua realização na empresa Enernatura, Lda. A empresa Enernatura tem como mercado, as energias renováveis, a certificação energética de edifícios e climatização. Esta empresa apresentou-se como sendo uma empresa dinâmica, bem situada no mercado que poderia proporcionar actividades que se enquadrassem perfeitamente na área de especialização do presente mestrado.

1.1. Motivações do Trabalho

Portugal desde sempre apostou fortemente nas energias renováveis, mas desde que delineou a sua Estratégia Nacional para a Energia (ENE2020), viu-se obrigado a reduzir a sua dependência energética face ao exterior. Tendo isto em conta colocou como objectivo a redução até 2020 para 74% de dependência energética do exterior. Para essa redução ser possível, no ENE2020, está estabelecido como meta que 31% da energia produzida em Portugal advenha de fontes de energia renovável. Sendo Portugal um dos países com maior exposição solar da Europa, torna-se inevitável o aproveitamento dessa energia gratuita para a produção de energia, contribuindo assim para alcançar as metas anteriormente referidas. Por este facto e devido a crescente expansão da energia fotovoltaica no país nos últimos anos, o presente estágio tornou-se pertinente, possibilitando assim, adquirir e consolidar conhecimentos nesta área. Em contrapartida veio também possibilitar à empresa Enernatura o desenvolvimento de novas ferramentas ao nível do projecto de instalações fotovoltaicas ligadas à rede.



1.2. Apresentação da Empresa

A empresa de acolhimento, a Enernatura, proporcionadora do estágio, foi fundada em 2008, por quatro sócios, entre os quais, se en ontram actualmente o Eng.º Nuno Miguel Augusto Tomás, orientador do estágio, e o Sr. Luís Miguel Duarte Dias. Numa fase inicial, a infra-estrutura da empresa estava localizada num pequeno escritório no centro de Coimbra, mas o rápido crescimento obrigou a uma mudança para instalações maiores. Neste momento, a empresa Enernatura dispõe de um edifício que engloba a área administrativa e a área de armazém, que se localiza na Urbanização da Pedrulha, na Rua do Cardal, lote 13, 3025-007 Coimbra. Nas mesmas instalações está também sediada outra empresa do mesmo grupo, a WattMondego. A primeira é uma empresa de instalação de sistemas de energias renováveis, consultadoria energética e certificação energética no âmbito do Regulamento das Características de Comportamento Térmico dos Edifícios (RCCTE). No seu portfólio possui actualmente inúmeras instalações de sistemas de microprodução e miniprodução com painéis solares fotovoltaicos, bem como a instalação de inúmeros sistemas de energia solar térmica, tanto a nível residencial, com a nível de Instituições Particulares de Solidariedade Social e Públicas. Realizou ainda algumas instalações de sistemas de climatização e muitos processos de certificação energética para edifícios de habitação. A segunda dedica-se à realização de projectos de grandes edifícios, estando a sua actividade ligada a projectos de Aquecimento, Ventilação, Ar Condicionada, Auditorias Energéticas e Certificação Energética no âmbito do Regulamento dos Sistemas Energéticos de Climatização em Edifícios (RSECE). No seu portfólio encontram-se projectos de AVAC para edifícios de serviços novos e Auditorias Energéticas de edifícios de serviços existentes, bem como a Certificação Energética de ambos. O grupo de empresas apresentado tem como missão:

Promover a eficiência energética através da elaboração de projectos abrangidos pelo RCCTE e pelo RSECE, caracterizados pela escolha de soluções tecnológicas e construtivas de elevado grau de eficiência.

Promover a certificação energética de edifícios, sugerindo e apoiando a implementação de opções de melhoria do seu desempenho energético.

Promover o aproveitamento e a utilização das fontes de energia renovável disponíveis, contribuindo assim para a redução da dependência energética externa do país e fomentando a criação de novas actividades económicas, tais como a microprodução e produção de águas quentes por intermédio de fontes renováveis.

Promover o alcance da meta relativa a edifícios neutros em termos de emissões de gases com efeito de estufa e de utilização de energia, através da introdução de eficiência energética e da integração de sistemas de energias renováveis em edifícios, contribuindo assim para o desenvolvimento sustentável da região e do país.



1.3. Objectivos

O presente estágio curricular teve como objectivo principal aprofundar e consolidar conhecimentos de formação académica em contexto do trabalho. Desta forma dotar o aluno das ferramentas necessárias para uma melhor integração no mercado de trabalho. Assim sendo, no seio da empresa Enernatura foi estabelecido um conjunto de objectivos que se encontram distribuídos pelas várias áreas de actividade da empresa, em particular nas áreas de:

Energias Renováveis em edifícios; Solar Fotovoltaico:

o Dimensionamento de Sistemas Fotovoltaicos; o Monitorização de Sistemas Fotovoltaicos; o Instalação de Sistemas Fotovoltaicos.

1.4. Estrutura do Trabalho

Este documento encontra-se dividido em nove capítulos. No presente capítulo, “Introdução”, são apresentados o enquadramento do trabalho, os seus objectivos, bem como uma breve descrição da empresa onde decorreu o estágio. No segundo capítulo, é feito um enquadramento relativo ao panorama actual das energias renováveis, dado especial enfâse a energia solar fotovoltaica. Relativamente ao terceiro capítulo, é descrito o estado da arte, tendo em conta uma temática relativa às tecnologias utilizadas na produção de energia eléctrica utilizando energia solar fotovoltaica. No quarto capítulo, são descritos os procedimentos a efectuar aquando do dimensionamento de um sistema fotovoltaico ligado e rede eléctrica. No quinto capítulo, são apresentados os algoritmos, bem como as características da plataforma de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos, realizada durante o presente estágio. No sexto capítulo, é descrito o dimensionamento e uma instalação tipo de um sistema solar fotovoltaico com seguidor solar de dois eixos. No sétimo capítulo, é apresentado um protótipo de um equipamento desenvolvido por uma empresa externa à Enernatura, para a monitorização dos equipamentos de protecção de instalações, bem como um exemplo de tarefas de manutenção das mesmas. Relativamente ao oitavo capítulo, este diz respeito a uma breve descrição de outras tarefas realizadas durante o estágio curricular. Por fim, no nono e último capítulo, “Conclusões e Trabalhos Futuros”, são apresentadas as principais conclusões deste trabalho e indicadas perspectivas de trabalhos futuros.

SISTEMAS DE ENERGIAS RENOVÁVEIS CAPÍTULO 2


CAPíTULO 2 - SISTEMAS DE ENERGIAS RENOVÁVEIS Este capítulo é composto por uma breve introdução sobre as energias renováveis em geral, e tecnologias relativas à energia fotovoltaica, em particular. Abordando o seu enquadramento Mundial, Europeu e Português. Relativamente a Portugal, será também abordado o enquadramento político, legislativo e recursos naturais disponíveis.

2.1. Enquadramento Mundial

Com a escassez mundial de combustíveis fósseis, a utilização de fontes de energias renováveis têm crescido nos últimos anos, estima-se que em 2011 estas tenham fornecido 16,7% do consumo total mundial de energia. Deste número, a tecnologia de energia renovável moderna teve uma participação de 8,2%, relativamente à percentagem de energia renovável tradicional (biomassa sem considerar produção de energia eléctrica) é de aproximadamente 8,5% (REN21, 2012).

Figura 2.1- Participação das energias renováveis no consumo de energia final

no mundo em 2011

Fonte: (REN21,2012) Na produção de energia eléctrica, as energias renováveis foram também responsáveis no ano de 2011 por cerca de 20% de toda a energia produzida no planeta, sendo os restantes 80% de origem fóssil ou nuclear. Desses 20%, a maior fatia é proveniente de centrais hidroeléctricas, representado cerca de 15% (REN21, 2012).



Figura 2.2- Produção global de energia eléctrica no ano 2011

Fonte: (REN21, 2012) A potência total instalada em energia renovável em 2011 ultrapassou os 1.360 GW, representando um aumento de cerca de 8% em relação a 2010, desse aumento, 390GW correspondem à energia renovável não hídrica, aumentando assim a sua potência instalada em 24% relativamente a 2011. Globalmente, a energia eólica e a energia solar fotovoltaica contabilizaram quase 40% e 30%, respectivamente, seguidas da energia hidroeléctrica com cerca de 25% (REN21, 2012). Enquanto a potência instalada de energia renovável cresce a uma taxa rápida de ano para ano, a quota total correspondente à produção a partir de fontes de energias renováveis está a aumentar mais lentamente, pois grande parte da capacidade instalada em energia renovável baseia-se em fontes variáveis, tais como a energia eólica e a solar, levando assim, a que muitos países continuem a adicionar uma parte significativa de potência instalada a partir de fontes não renováveis (REN21, 2012). Os países com maior potência renovável instalada no final de 2011 foram a China, os Estados Unidos, o Brasil, o Canadá e a Alemanha, mas se não se considerar a potência hidroeléctrica instalada, o Brasil e o Canada, não constam nos países com maior potência renovável não hídrica instalada, logo conclui-se, que o mix energético renovável desses países é menos diversificado, sendo constituído maioritariamente por energia hidroeléctrica. A China foi no ano de 2011 o líder mundial de potência instalada proveniente de energias renováveis, sendo também a líder mundial, no que respeita à instalação de turbinas eólicas e hídricas nesse mesmo ano, tendo no ano de 2011 uma potência renovável instalada de 282 GW. Dos 90 GW de capacidade eléctrica recém-instalada durante o ano de 2011, as energias renováveis correspondem a mais de um terço dessa potência. Nos Estados Unidos, as energias renováveis representaram 12,7% da produção de electricidade em 2011. A maior parte da energia é de origem hidroeléctrica, a energia renovável não hidroeléctrica correspondeu a 4,7% do total da energia eléctrica produzida. A Alemanha produziu cerca de 122 TWh a partir de fontes renováveis em 2011, em que a energia eólica representou a maior parcela (38,1%), seguida pela biomassa (30,3%). A energia hídrica e fotovoltaica contribuíram com 16% e 15,5%, respectivamente (REN21, 2012).



Figura 2.3- Potência global instalada de energia renovável no ano 2011

Fonte: (REN21, 2012)

Figura 2.4- Sete maiores países com potência instalada de energia renovável no ano 2011

Fonte: (REN21, 2012)

2.2. Enquadramento Europeu

Relativamente à União Europeia (UE), os dados mais recentes datam de 2010 e referem que entre as energias renováveis como fonte primária de energia, a fonte mais significativa foi a biomassa, estando esta representada com 67,6% da produção de energia primária da totalidade das fontes de energia renováveis. A energia hidroeléctrica, por sua vez, correspondeu nesse mesmo ano à segunda maior fonte de energia renovável na UE, com um total de 18,9%. Embora o seu nível de produção ainda se manter relativamente baixo, houve uma expansão particularmente rápida na utilização da energia eólica, correspondendo nesse ano a cerca de 7,7% das energias renováveis produzidas na UE (Eurostat, 2012).



Figura 2.5- Produção primária de energia renovável entre 2000 e 2010 na UE

Fonte: (Eurostat, 2012)

Relativamente ao mix energético dos países membros da UE, a Alemanha foi no ano de 2010 o maior produtor de energia renovável, tendo esta uma quota de 19,6% do total da UE (considerando os 27 Estados Membros). A França com 12,5%, a Suécia com 10,4% e a Itália com 9,8%, foram os Estados Membros com maior produção a partir de fontes renováveis a seguir à Alemanha (Eurostat, 2012). Relativamente ao mix de energia renovável de cada país, ocorreram diferenças consideráveis, que reflectem em grande medida, as características naturais e as condições climáticas de cada estado. Esse facto pode ser observado, por exemplo, no Chipre, em que mais de três quartos da energia renovável produzida, cerca de 79,2%, provém da energia solar, enquanto, que mais de um terço da energia renovável produzida pelos países relativamente montanhosos, como é o caso da Áustria e Eslovénia, advém de energia hidroeléctrica. Já no caso da Itália perto de um terço da produção de energia renovável, cerca de 29,2%, adveio da energia geotérmica, visto ser um país vulcanicamente bastante activo (Eurostat, 2012). A participação da energia eólica foi particularmente elevada na Irlanda, cerca de 39%, na Espanha com 25,9% e na Dinamarca com 21,5% (Eurostat, 2012). Por outro lado, as fontes de energia renovável representaram em 2010 uma participação de 8,7% no consumo interno bruto de energia em 2010 da UE a 27. Cerca de 34,5% da energia consumida na Letónia foi produzida a partir de fontes renováveis, por sua vez estas tiveram também uma importância relativamente elevada em países como a Suécia (30,8%), Áustria (25,6%), Finlândia (21,7%) e Portugal (19,7%). A última informação disponível mostra também que a energia eléctrica produzida a partir de fontes de energia renováveis contribuiu com 19,9% para o consumo bruto de energia eléctrica da UE a 27. Na Áustria (61,4%), Suécia (54,5%) e Portugal (50,0%) mais da metade de todo o consumo de energia eléctrica foi gerado a partir de fontes de energia renováveis, em grande parte a partir da energia hidroeléctrica e da eólica (Eurostat, 2012).

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%

Energia Solar Biomassa e Ressíduos Energia Geotérmica Energia Hídrica Energia Eólica



Figura 2.6 - Percentagem de energia eléctrica produzida a partir de fontes renováveis em 2010

(percentagem do consumo bruto de energia eléctrica)

O aumento da electricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis durante o período de 2000 a 2010 em grande parte reflecte a expansão de dois tipos de fontes, a energia eólica e a biomassa. Embora a energia hidroeléctrica permaneça como a maior fonte de produção de electricidade, por via renovável, da UE em 2010, a quantidade de energia eléctrica produzida a partir desta fonte praticamente estagnou na última década, não havendo um aumento de potência instalada significativo. Em contraste, com a quantidade de energia eléctrica produzida a partir da biomassa que triplicou e a partir de turbinas eólicas que aumentou mais de nove vezes (Eurostat, 2012). Este aumento na aposta nas energias renováveis por parte da UE, advém por um lado, de ter estabelecido planos para uma nova estratégia energética baseada numa economia mais segura, sustentável e de baixo teor de carbono, e por outro lado, da necessidade de combater as alterações climáticas através da redução das emissões de gases de efeito estufa, visto que, o uso de energia proveniente de fontes renováveis conduzirá, provavelmente, a um maior número de fontes de energia seguras, a uma maior diversidade da oferta de energia, menos poluição do ar, bem como à possibilidade de criação de empregos relacionados com o meio ambiente e os sectores das energias renováveis (Eurostat, 2012). A estratégia energética integrada entre os países da UE a fim de atenuar as alterações climáticas adoptada em Dezembro de 2008, proporciona mais um estímulo para aumentar o uso de fontes de energia renováveis para 20% do consumo total de energia em 2020. A Directiva 2009/28/CE do Parlamento e Conselho Europeu relativa à promoção da utilização de energia proveniente de fontes renováveis estabeleceu uma meta global para toda a UE a 27 de uma quota de 20% do consumo de energia proveniente de fontes renováveis até 2020, tendo também como perspectiva que 10% do combustível utilizado no sector dos transportes até 2020 seja proveniente de fontes de energia renováveis (Eurostat, 2012).



Figura 2.7 - Percentagem de energias renováveis no consumo final bruto de energia

Com o intuito de vir ao encontro da Directiva 2009/28/CE, num futuro não muito longínquo uma parte significativa da energia consumida no continente Europeu poderá vir a ser produzida através de fontes de energia renováveis instaladas no norte do continente Africano, mais propriamente no Deserto do Saara, visto que está a ser estudada pelo consórcio Desertec, formado por 50 empresas alemãs, a construção de uma rede de centrais de energia solar de grandes dimensões nesse local. A ideia é construir centrais solares em várias partes do deserto do Saara para atender a cerca de 15% a 20% das necessidades europeias de energia. Este projecto é visto pela UE como uma alternativa para uma Europa sem centrais nucleares (Desertec, 2012).

Figura 2.8- Projecto relativo ao consórcio Desertec

Fonte: (Desertec,2012)



2.3. Enquadramento Nacional

Relativamente a Portugal, os dados mais recentes disponíveis datam de 2010, e referem que entre as energias primárias renováveis a fonte mais significativa era, como se pode ver no gráfico da Fig. 2.9, a energia proveniente de resíduos industriais, seguida pela energia hidroeléctrica. A biomassa correspondeu nesse mesmo ano à terceira fonte de energia renovável do país seguida pela energia eólica na quarta posição.

Figura 2.9 - Contribuição das energias renováveis para o balanço energético de Portugal

A energia eléctrica, chegou a Portugal nos finais do século XIX, e desde logo foram utilizadas fontes de energia renováveis para a produção de energia eléctrica. No ano de 1894, foi inaugurada no fundo do vale do rio Corgo, perto de Vila Real, a primeira central hidroeléctrica do país, alimentando assim a cidade de Vila Real (AICEP, 2008). Durante o primeiro quartel e ao longo do século XX, foram-se multiplicando por todo o país instalações eléctricas, aumentado assim o consumo de energia, levando à necessidade de construção de novas grandes centrais hídricas e à entrada de novas centrais térmicas, levando a uma forte dependência energética do exterior, e consequente aumento da dependência energética do país (Freitas, 2008).



Figura 2.10 - Produção bruta de energia eléctrica em Portugal

Mas, como se pode verificar no gráfico da Fig. 2.10, desde o ano de 2005 tem ocorrido um decréscimo de consumo de combustíveis fósseis para a produção de energia eléctrica. Este facto é coincidente com um acréscimo de produção a partir de fontes renováveis, muito devido ao aumento da potência instalada em energia eólica. Em Portugal, no ano de 2011, a energia renovável já representava 46% da totalidade da energia eléctrica produzida pelo país, sendo que os restantes 54% correspondiam à produção de energia a partir de fontes não renováveis, na sua maioria proveniente de centrais termoeléctricas a carvão e principalmente a gás natural. As tecnologias com maior potência instalada renovável correspondiam a energia eólica com 18% e à energia hidroeléctrica com 22%, relativamente à energia fotovoltaica, no entanto, apesar desta ainda ser considerada irrisória, já contava com uma potência instalada de 155 MW, tendo tido um acréscimo de 21% relativo ao ano de 2010. (REN, 2012)

Figura 2.11 - Repartição da Produção de Energia Eléctrica em Portugal

Fonte: (REN, 2012)



A evolução da potência instalada a partir de fontes de energia renováveis em Portugal, como se pode observar no gráfico da Fig. 2.12, a potência instalada a partir de centrais hidroeléctricas e de biomassa tem-se mantido praticamente constante ao longo dos anos. As centrais eólicas têm tido uma forte expansão nos últimos seis anos, conseguindo actualmente, em dias climaticamente propícios, como foi o caso do dia 13 de Novembro de 2011, e a determinadas horas do dia, que o consumo de energia seja quase na totalidade garantido a partir de energia eólica (DGEG, 2010), (REN, 2012).

Figura 2.12 - Evolução da Potência Instalada Renovável

Fonte: (DGEG, 2010)

Figura 2.13 - Produção de energia eólica em Portugal no dia 13 de Novembro de 2011

Fonte: (REN, 2012)

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

MW

Fotovoltaica

Geotérmica

Eólica

Biomassa

Hídrica ≤ 10MW

Hídrica > 10MW



2.3.1. Enquadramento Político Português Em Portugal, como foi referido no ponto anterior, quase metade da electricidade produzida é baseada na utilização de fontes de energia renováveis, isto deve-se a um conjunto de políticas energéticas seguidas nos últimos anos. Como exemplo disso, tem-se o regime de acesso à rede eléctrica utilizado actualmente que dá prioridade de despacho, de planeamento e desenvolvimento às fontes de energia renováveis. Foram também criados nos últimos anos um leque de apoios de natureza financeira ao investimento em energias renováveis, muito impulsionadas pela criação de tarifas diferenciadas para a energia eléctrica produzida a partir de fontes de energia renováveis. A Estratégia Nacional para a Energia (ENE 2020) delineada pelo governo em Abril de 2010, conferiram às energias renováveis um papel fundamental na estratégia energética nacional, tendo deste modo e a partir dessa data um impacto significativo na economia portuguesa (PNAER, 2010). Um dos objectivos do ENE 2020 relativos as energias renováveis tinha como ambição manter Portugal na liderança da revolução energética, nomeadamente no que respeita à utilização de energias renováveis (PNAER, 2010). No âmbito da Estratégia Nacional da Energia foi delineado o Plano Nacional de Acção para as Energias Renováveis (PNAER) que define as metas nacionais de energia renovável no consumo de energia final e transpõe parcialmente a Directiva 2009/28/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 23 de Abril Assim, a ENE 2020 e o PNAER, tendo em consideração a contribuição das fontes de Energia Renovável (FER), têm como principais objectivos:

Assegurar o cumprimento das políticas europeias de energia e de combate às alterações climáticas, permitindo que em 2020, 31% do consumo final bruto de energia, 60% da electricidade produzida e 10% do consumo de energia no sector dos transportes rodoviários tenham origem em fontes renováveis (PNAER, 2010);

Diminuir a dependência energética do exterior, para cerca de 74% em 2020, a partir

de uma crescente utilização de recursos energéticos endógenos (PNAER, 2010);

Reduzir em 25% o saldo importador energético com a energia produzida a partir de fontes endógenas, possibilitando uma redução de importações de barris de petróleo (PNAER, 2010);

Consolidar o cluster industrial associado à energia eólica, possibilitando assim a

criação de novos postos de trabalho;

Promover o desenvolvimento de sustentável, levando assim o país ao cumprimento das metas assumidas relativas à redução de emissão de gases causadores de efeito de estufa.



A estratégia Nacional para a Energia, está dividida em cinco grandes grupos, sendo um deles inteiramente dedicado às energias renováveis, fixando objectivos, estratégias de desenvolvimento e promoção relativas às várias tecnologias que compõem o mix renovável para 2020. Neste sentido, é dada especial relevância ao desenvolvimento das tecnologias baseadas no aproveitamento da energia solar (PNAER, 2010).

2.3.2. Enquadramento Legislativo Português A produção de energia eléctrica está dividida em dois regimes distintos, o regime especial e o regime ordinário. O regime especial, relativo à produção de electricidade a partir de fontes endógenas e renováveis, sem considerar as grandes centrais hídricas. O regime ordinário abrange as restantes fontes de energia eléctrica, incluindo as grandes centrais hidroeléctricas, estando estas obrigadas a operar em ambiente de Mercado. A Produção em Regime Especial (PRE), visto ser um regime bonificado, está sujeita a diferentes requisitos de licenciamento, tendo sido regida em primeira instância pelo Decreto-Lei n.º 189/88, de 27 de Maio, e pelas sucessivas alterações, que desde então têm sido introduzidas, incluindo: Decreto-Lei n.º 312/2001, de 10 de Dezembro e, no que diz respeito às tarifas, pelo Decreto-Lei n.º 168/99, de 18 de Maio, Decreto-Lei n.º 339-C/2001 de 29 de Dezembro, Decreto-Lei n.º 33A/2005, de 16 de Fevereiro, e Decreto-Lei n.º 225/2007, de 31 de Maio. Contudo, a produção em regime especial é também afectada pelo Decreto-Lei n.º 29/2006 e Decreto-Lei n.º 172/2006, relacionados com o Sistema Eléctrico Nacional (SEN). O regime especial português permite que os operadores qualificados como regime especial possam vender a electricidade aos comercializadores de último recurso, EDP Serviço Universal, os quais são obrigados a comprar toda a energia produzida, conforme estipulado no Artigo n.º 55 do Decreto-Lei n.º 172/2006, de 15 de Fevereiro. O direito do operador de regime especial, bem como a correspondente obrigação do comercializador de último recurso, não limitam, contudo, a possibilidade dos produtores em regime especial venderem a sua energia a outros comercializadores de electricidade a operar no mercado. Quando o produtor em regime especial vende a energia ao comercializador de último recurso, recebe uma importância correspondente à tarifa aplicável à electricidade (EDP, 2009). Para além de toda a legislação em vigor para os produtores em regime especial, a produção de energia fotovoltaica, rege-se também por legislação específica, sendo esta regulamentada pelo Decreto-Lei n.º 363/2007, de 2 de Novembro, que estabelece o regime jurídico aplicável à produção de electricidade por intermédio de instalações de microprodução, alterado e republicado pelo Decreto-Lei n.º 118-A/2010, de 25 de Outubro, e pelo Decreto-Lei n.º 34/2011, de 8 de Março, que estabelece o regime jurídico aplicável à produção de electricidade, a partir de recursos renováveis, por intermédio de unidades de miniprodução (Renováveis na hora, 2012).



Microgeração:

Decreto-Lei n.º 118-A/2010 de 25 de Outubro Simplifica o regime jurídico aplicável à produção de electricidade por intermédio de instalações de pequena potência, designadas por unidades de microprodução, e procede à segunda alteração ao Decreto-Lei n.º 363/2007, de 2 de Novembro, e à segunda alteração ao Decreto-Lei n.º 312/2001, de 10 de Dezembro.

Decreto Legislativo Regional n.º 16/2008/M Adapta à Região Autónoma da Madeira o Decreto-Lei n.º 363/2007, de 2 de Novembro, que estabelece o regime jurídico à produção de electricidade por intermédio de instalações de pequena potência, designadas por unidades de microprodução.

Portaria n.º 1185/2010 de 17 de Novembro Fixa as taxas a cobrar pelos serviços previstos no n.º 1 do artigo 23.º do Decreto-Lei n.º 363/2007, de 2 de Novembro, que estabelece o regime jurídico aplicável à produção de electricidade por intermédio de unidades de microprodução. Nos termos desta Portaria o valor da taxa aplicável em é:

a) Taxa para registo da unidade de microprodução: € 500 mais IVA; b) Taxa para averbamento de alteração ao registo que não careça de certificado de

exploração: € 120 mais IVA; c) Taxa para averbamento de alteração ao registo que careça de certificado de

exploração: € 350 mais IVA.

Despacho do SEEI de 26 de Novembro de 2010 Define os elementos instrutórios do pedido de registo de unidades de microprodução necessários para enquadrar as alterações introduzidas pela nova legislação e a marcha do procedimento, bem como o processo de transição aplicável aos pré-registos existentes, nos termos do Decreto-Lei n.º 118-A/2010, de 25 de Outubro.

Portaria n.º 284/2011, de 2011-10-28 Fixa a percentagem de redução anual da tarifa de electricidade aplicável às unidades de microprodução.

Despacho do DGEG de 26 de Dezembro de 2011 (publicado em 28 de Dezembro)

Divulga o valor da tarifa aplicável no ano de 2012 e a quota de potência de ligação a alocar, estabelecendo ainda a programação temporal da referida alocação de potência para a totalidade do ano a que respeita.

Despacho do DGEG, de 27 de março de 2012 (publicado em 29 de março)



Redefine a quota de potência de ligação a alocar em 2012, estabelecendo ainda a programação temporal da referida alocação.

Minigeração:

Decreto-Lei n.º 34/2011 de 8 de Março

Estabelece o regime jurídico aplicável à produção de electricidade por intermédio de instalações de pequena potência, designadas por unidades de miniprodução.

Portaria n.º 178/2011 de 29 de Abril

Fixa o valor das taxas a cobrar nos pedidos de registo, de reinspecção da unidade de miniprodução e de averbamento de alterações ao registo da miniprodução, com e sem emissão de novo certificado de exploração.

Portaria n.º 285/2011, de 2011-10-28

Fixa a percentagem de redução anual da tarifa de electricidade aplicável às unidades de miniprodução.

Despacho Procedimento Registo do SEEI de 20 de Abril de 2011 (publicado

em 21 de Abril) Define os elementos instrutórios do pedido de registo de miniprodução, a marcha do respectivo procedimento e os termos da aceitação e recusa de registo e atribuição da potência de ligação à rede, bem como das demais instruções destinadas a assegurar o disposto no Decreto-Lei n.º 34/2011, de 8 de Março.

Despacho Registos Interesse Público do SEEI de 20 de Abril de 2011

(publicado em 21 de Abril) Define os requisitos da bolsa registos de interesse público para a actividade de miniprodução, destinados a assegurar o disposto no Decreto-Lei n.º 34/2011, de 8 de Março.

Despacho do DGEG de 26 de Dezembro de 2011 (publicado em 28 de

Dezembro) Estabelece a programação da alocação, ao longo do ano, da quota anual de potência de ligação a atribuir no âmbito do regime remuneratório bonificado, bem como a sua distribuição pelos escalões I, II e III, conforme previsto no n.º 2 do artigo.º 13 do Decreto-Lei n.º 34/2011, de 8 de Março.



2.4.3. Recurso Solar em Portugal Visto que o tema base deste trabalho é a energia solar fotovoltaica, serão analisados neste ponto os recursos solares energéticos de Portugal. A base de toda a vida na Terra é a energia fornecida pelo Sol por meio da radiação solar. Esta energia é proveniente da fusão nuclear que transforma núcleos de hidrogénio em núcleos de hélio que ocorre no centro do Sol, libertando assim grandes quantidades de energia durante este processo, mas devido à grande distância entre o Sol e a Terra, somente uma pequena porção desta energia emitida chegará à superfície da Terra. Esta radiação corresponde a uma irradiação em Portugal ente os 1700 kWh/m2, no Norte e os 2000 kWh/m2 no Sul, correspondendo desta forma a uma produtividade anual que varia entre cerca de 1275 kWh e 1550 kWh. Neste sentido, Portugal é um dos países com maior irradiação de toda a Europa, sendo por este facto um dos melhores, a nível e Europeu, conforme se pode constatar pelas Fig. 2.14 e 2.15, para o aproveitamento da energia solar tanto fotovoltaica como térmica (Castro, 2011), (GREENPRO, 2004).

Figura 2.14 - Distribuição da irradiação solar anual de Portugal.

Fonte: (PVGIS, 2012)



Figura 2.15 - Distribuição da irradiação solar anual da Europa.

Fonte: (PVGIS, 2012)

2.4. Enquadramento Tecnológico

Quando se fala em energias renováveis, tem-se de ter em conta um vasto número de tecnologias que podem disponibilizar um largo número de serviços de energia de uma forma sustentável, como por exemplo, a produção de energia eléctrica, aquecimento, bem como soluções relacionadas com os transportes. Ao longo desta secção ir-se-á incidir, somente, nas tecnologias relacionadas com a produção de energia eléctrica, mais propriamente, a energia solar fotovoltaica. A energia eléctrica é uma forma de energia baseada na criação de uma diferenças de potencial eléctrico entre dois pontos, permitindo assim estabelecer uma corrente eléctrica entre ambos. Existem diversas tecnologias para a produção de energia eléctrica, sendo a principal o aproveitamento do movimento rotativo de origens diversas, dependendo da tecnologia, para produzir uma intensidade de corrente eléctrica num gerador. O movimento rotativo para a produção de energia eléctrica advém de uma fonte de energia mecânica directa, como por exemplo, duma queda de água, do vento, ou de um ciclo termodinâmico. Num ciclo



termodinâmico, utilizado para a produção de energia eléctrica de origem renovável, é aquecido um fluido transformando-se de seguida em vapor, accionado assim uma turbina ligada a um alternador, produzindo assim uma corrente eléctrica. O calor necessário para esse processo obtém-se mediante a queima de biomassa, o vapor retirado directamente do solo terrestre (central geotérmica) ou a energia solar (aproveitamento a nível térmico).

2.4.1. Energia Solar Fotovoltaica Relativamente a energia solar fotovoltaica, o conceito base é completamente diferente das demais energias renováveis. O efeito fotovoltaico é o processo físico básico através do qual uma célula fotovoltaica converte a radiação solar em energia eléctrica. A radiação solar é composta por fotões que contêm quantidades diferentes de energia que, estando estas directamente ligadas aos diferentes comprimentos de onda do espectro solar. Quando os fotões atingem uma célula fotovoltaica, estes podem ser reflectidos ou absorvidos. Quando um fotão é absorvido, oriundo da radiação solar, este atinge um electrão da banda de valência de um átomo de silício, fornecendo assim energia ao electrão fazendo com que este se mova para a banda de condução, ocasionando assim uma lacuna no seu lugar, formando-se neste caso um par electrão-lacuna. Uma célula fotovoltaica é constituída maioritariamente por cristais de silício, dopados com átomos de boro e fósforo. Se uma célula fosse constituída unicamente por cristais de silício puro, esta não iria produzir qualquer energia eléctrica, visto que os electrões passariam para a banda de condução, mas acabariam por se recombinar com as lacunas, não originando assim qualquer corrente eléctrica. Para contornar esta situação é necessário que exista uma diferença de potencial entre as duas zonas das células. Para isso os cristais de silício são dopados com átomos de boro e fósforo a fim de criarem duas camadas na célula, uma de tipo-P e outra de tipo-N, que possuem respectivamente, um excesso de cargas positivas e um excesso de cargas negativas, relativamente ao silício puro (Castro, 2008). A camada tipo-P é dopada com átomos de boro provocando quatro ligações covalentes com quatro átomos de silício vizinhos, mas visto que só possui três electrões na banda de valência, existe uma ligação apenas com um electrão, enquanto as restantes três ligações possuem dois electrões, deste modo a ausência deste electrão é considerada uma lacuna, comportando-se desta forma como uma carga positiva viajando através do material, pois de cada vez que um electrão vizinho a preenche, outra lacuna se vai criar e assim sucessivamente (Castro, 2008). Relativamente a camada do tipo –N, é dopada com átomos de fósforo que têm cinco electrões na sua banda de valência, criando assim quatro ligações covalentes com os átomos de silício, deixando assim um electrão livre, que irá viajar através do material (Castro, 2008). Na região p-n, onde os dois materiais se encontram, é criado um campo eléctrico que separa os portadores de carga que a atingem, isto é, os electrões excitados pelos fotões que atingem a célula fotovoltaica provenientes da radiação solar, com energia suficiente para excitar



electrões da banda de valência para a banda de condução, são encaminhados para um terminal negativo, ao passo que as lacunas são enviadas para um terminal positivo (Castro, 2008).

Figura 2.16- Efeito Fotovoltaico

Fonte: (Electronica, 2012)

Figura 2.17- Dopagem Semicondutores Fonte: (Electronica, 2012)

TECNOLOGIA SOLAR FOTOVOLTAICA CAPÍTULO 3


CAPíTULO 3 - TECNOLOGIA SOLAR FOTOVOLTAICA Os sistemas solares fotovoltaicos dividem-se em dois tipos, sistemas ligados à rede e sistemas autónomos. Nos sistemas ligados à rede pública toda a energia produzida é injectada na rede pública de distribuição de energia eléctrica, não sendo assim necessário nenhum sistema de armazenamento de energia. Relativamente aos sistemas autónomos, isso não se verifica, pois o aproveitamento da energia solar, neste caso necessita de ser ajustado à procura energética, uma vez que a energia produzida a um determinado instante pode não corresponder ao consumo pontual de energia, pelo que se torna obrigatório considerar um sistema de armazenamento. Um sistema fotovoltaico com ligação à rede é composto, normalmente, pelos seguintes componentes: gerador fotovoltaico (vários módulos fotovoltaicos dispostos em série e em paralelo), caixa de junção (equipada com dispositivos de protecção e interruptor de corte principal DC), cabos AC e DC, inversor(es), mecanismos de protecção e aparelho de medida. Na Fig. 3.1, mostra-se uma instalação solar fotovoltaica ligada à rede.

Figura 3.1 - Instalação Solar Fotovoltaica Ligada à Rede

Fonte: (Jornadas CERTIEL, 2012) No caso dos sistemas autónomos, estes necessitam de acumular energia, visto que tem de ser compensado as diferenças existentes entre a produção de energia e a sua procura. Com a utilização de baterias torna-se indispensável a utilização reguladores de carga adequado, pois é necessário realizar a gestão do processo de carga, por forma a proteger e garantir uma elevada fiabilidade e um maior tempo de vida útil das baterias. Um sistema autónomo típico é composto pelos seguintes componentes: módulos fotovoltaicos, regulador de carga, acumulador, inversor, cabos AC e DC e mecanismos de protecção e corte. Na Fig. 3.2, encontra-se um sistema solar fotovoltaico autónomo.



Figura 3.2 - Instalação Solar Fotovoltaica Autónoma

Fonte: (Energiadosol, 2012)

3.1. Módulo Fotovoltaico

Um módulo fotovoltaico é constituído por uma associação de células fotovoltaicas em série e em paralelo, sendo o número de células determinado pelas necessidades de tensão e corrente da carga a alimentar. Devido a este facto tem-se de dar especial atenção ao comportamento da célula fotovoltaica. Conforme se pode constatar pelo esquema mostrado na Fig. 3.3, uma célula fotovoltaica pode ser descrita, matematicamente, a partir de um circuito eléctrico simples.

Figura 3.3 - Circuito eléctrico equivalente de uma célula fotovoltaica

Fonte: (Castro, 2011) Este circuito é constituído por uma fonte de corrente IS e por um díodo D. A corrente IS representa a corrente gerada pelo feixe de radiação luminosa ao atingir a superfície activa da célula, já o díodo D representa o funcionamento da junção p-n que é atravessada por uma corrente interna unidireccional ID que depende da tenção V aos terminais da célula (Castro, 2011).



A corrente ID que se fecha pelo díodo é determinada através da expressão:

(

) (3.1)

Por outro lado, a corrente I que se fecha pela carga é dada por

(

) (3.2)

A corrente inversa de saturação é calculada por:

(3.3)

Em que:

I0 – corrente inversa máxima de saturação do díodo Icc – corrente de curto-circuito da célula (valor característico da célula, normalmente

fornecido pelo fabricante) V – tensão aos terminais da célula Vca – tensão em circuito aberto ou em vazio (valor característico da célula, normalmente

fornecido pelo fabricante) m – factor de idealidade do díodo (díodo ideal: m = 1; díodo real: m > 1) VT – potencial térmico

O potencial térmico é determinado por:

(3.4)

Com:

K – constante de Boltzmann (K = 1,38x10-23 J/K) T – temperatura absoluta da célula em K (0ºC = 273,16 K) q – carga eléctrica do electrão (q = 1,6x10-19 C)



Para uniformizar as condições de realização das medidas dos parâmetros característicos das células, visto que a corrente fotogerada depende das condições de radiação solar incidente e da temperatura atingida pela célula, os fabricantes acordaram estabelecer determinadas condições normais de teste, identificadas por condições de referência, sendo estas (Castro, 2011):

Temperatura da célula, θr =25 ºC ≡ Tr =298,16 K Radiação solar incidente na célula, Gr =1000 W/m2

A partir destas condições os fabricantes especificam as características das células

, sendo a potência máxima de saída e o rendimento da célula nas condições de

referência, respectivamente, iguais a (Castro, 2011):

(3.5)

(3.6)

Em que:

– corrente de referencia de máxima potência (valor característico da célula,

normalmente fornecido pelo fabricante)

– tensão de referencia de máxima potência (valor característico da célula, normalmente fornecido pelo fabricante)

A – Área da célula

Pode-se então, a partir dos parâmetros característicos da célula fornecidos pelos fabricantes, determinar o factor de idealidade do díodo (m) referido anteriormente (Castro, 2011).

(

)

(3.7)

Até agora foi descrito o comportamento da célula fotovoltaica quando esta está sujeita às condições de referência, mas naturalmente as condições de irradiância e temperatura são variáveis ao longo do tempo, alterando o comportamento da célula fotovoltaica. De modo a ajudar a compreender estas alterações, é necessário observar a Fig. 3.4, onde são ilustradas como as curvas I-V de um módulo fotovoltaico variam com a irradiância e temperatura, visto que o comportamento do módulo é análogo ao da célula.



Figura 3.4- Variação da curva I-V com a irradiância e temperatura dos módulos

Fonte: (Martifer, 2012)

Como se pode observar na Fig. 3.4:

A potência de saída aumenta com o aumento da irradiância incidente e decresce com o aumento da temperatura.

A corrente de saída varia de forma aproximadamente linear com a irradiância incidente e é praticamente insensível à variação da temperatura.

A tensão varia pouco com a irradiância e decresce com o aumento da temperatura.

Depois de se verificar o comportamento das células fotovoltaicas, vai-se analisar a sua composição. As células constituintes dos módulos comerciais podem ser classificadas em três grupos distintos, as monocristalinas, as policristalinas e as amorfas.

As células monocristalinas são constituídas por um cristal único e uniforme de silício, sendo ideais para potenciar o efeito fotovoltaico, mas apresentam uma grande desvantagem competitiva, o seu elevado custo, levando por este facto a um longo período de retorno do investimento (Freitas, 2008).

Figura 3.5- Célula Monocristalina

Fonte: (Freitas, 2008)



As células policristalinas apresentam um número muito elevado de pequenos cristais de uma espessura muito fina, dificultando por este motivo o movimento de electrões, reduzindo a potência de saída da célula e por sua vez do módulo fotovoltaico. Por outro lado, o processo de produção é mais barato do que as células monocristalinas, levando a que por este motivo o módulo seja economicamente mais competitivo (Freitas, 2008).

Figura 3.6- Célula Policristalina

Fonte: (Freitas, 2008)

No caso das células amorfas, estas são pouco utilizados para a produção de energia fotovoltaica em grande escala, sendo utilizadas maioritariamente, em equipamentos utilizados no quotidiano, como por exemplo máquinas de calcular e lanternas, entre outros equipamentos. Este tipo de células são compostas por uma fina camada de silício depositada num material de suporte, usualmente vidro, levando a que os átomos de silício se disponham de uma forma não regular, ao contrário do que acontece com as monocristalinas e policristalinas. Por este motivo o rendimento deste tipo de células é mais baixo do que nas células cristalinas, mas mesmo assim produzem uma corrente razoável (Freitas, 2008).

Figura 3.7- Célula Amorfa

Fonte: (Energiajigs, 2012)



Relativamente ao rendimento de cada tipo de células, este pode ser comparado na Tabela 1.

Eficiência da Célula (Laboratório)

Eficiência da Célula (Produção)

Eficiência da Célula (Produção em Série)

Silício Monocristalino 24,7% 18% 14%

Silício Policristalino 19,8% 15% 13

Silício Amorfo 13% 10,5% 7,5%

Tabela 1 – Rendimento dos Diferentes Tipos de Células Fotovoltaicas

Fonte: (GREENPRO, 2004)

Como já foi referido, nos módulos fotovoltaicos convencionais podem encontrar-se as células fotovoltaicas agrupadas em série ou em paralelo, isto deve-se ao facto de cada célula ter uma potência máxima que não excede os 2 W, sendo assim necessário ligar várias células para se obter uma potência aceitável. Normalmente, os módulos disponíveis no mercado, têm apenas um ramo com um número variável de células ligadas em série, sendo habituais valores de 32, 48, 54, 60 e 72 células ligadas em série (Castro, 2011). Caso, mesmo assim, não produzam a potência necessária, é possível ligar em série, em paralelo ou ambos, vários módulos fotovoltaicos, implementado assim um gerador fotovoltaico.


Na ligação em série, as células são percorridas pela mesma corrente, sendo a tensão aos seus terminais o somatório das tensões aos terminais das várias células.

Em relação à ligação em paralelo, as células são percorridas por uma corrente que corresponde ao somatório das correntes aos terminais de cada célula, sendo a tensão total igual à tensão nos terminais de cada célula. Para calcular a potência de saída do módulo fotovoltaico para uma determinada temperatura, T, e irradiância, G, ter-se-á de conhecer também os seus valores de referência,

, fornecidos pelos fabricantes (Castro, 2011). Ter-se-á de calcular sucessivamente as seguintes grandezas:

Figura 3.8 - Associação de Células em Série.

Figura 3.9 - Associação de módulos em Série e Paralelo.



(3.8)

(

)

(

) (3.9)

(3.10)

(3.11)

(

) (3.12)

Em que:

– corrente de máxima potência para uma determinada temperatura, T, e irradiância, G

– tensão de máxima potência para uma determinada temperatura, T, e irradiância, G

– corrente inversa máxima de saturação do díodo de referência

I0 – corrente inversa máxima de saturação do díodo para uma determinada temperatura, T, e irradiância, G

– corrente de curto-circuito da célula para uma determinada temperatura, T, e

irradiância, G Nc – Número de células presentes no módulo fotovoltaica

– potencial térmico para a temperatura de referência,

VT – potencial térmico para uma determinada temperatura, T A potência máxima de saída do módulo para uma determinada temperatura e irradiância é igual a:

(3.13)

Relativamente à escolha de um módulo fotovoltaico tem-se de ter em conta as suas especificações técnicas, pois vão influenciar directamente no dimensionamento do sistema, bem como na sua configuração física. Ao escolher um módulo, o seu rendimento é também um aspecto importante a ter em conta, pois quanto maior for o valor da eficiência menor vai ser a área ocupada por kW produzido. Tendo em conta as características do módulo, com vista a efectuar um dimensionamento correcto, este tem de apresentar as seguintes especificações técnicas: potência nominal de pico, tensão no ponto de potência máxima, corrente no ponto de potência máxima, tensão em



circuito aberto, corrente em curto-circuito, coeficiente de variação da tensão em função da temperatura e coeficiente de variação da corrente em função da temperatura.

3.2. O Inversor

O inversor solar é o responsável por estabelecer a ligação entre o gerador fotovoltaico e a rede AC ou a carga AC, tendo como principal função a conversão de sinais eléctricos DC vindos do gerador fotovoltaico em sinais eléctricos AC, ajustando-os também para a frequência e o nível de tensão da rede a que está ligado. Dependendo do tipo de instalação, existem dois tipos distintos de inversores, os inversores para sistemas ligados à rede e os inversores para sistemas autónomos. Os inversores de ligação à rede podem dividir-se em:

Inversor Comutado pela Rede: Este inversor é constituído por uma ponte comutada de tirístores, onde cada par de tirístores da ponte recebe um impulso sincronizado com a frequência da rede, comutando assim para o estado de condução. Como o tirístores não conseguem desligar-se é necessário a intervenção da rede para o forçar a passar para o estado de bloqueio. Este tipo de inversores deixou de ser comercializado, pois provocam o aparecimento de fortes perturbações, isto é, estes inversores produzem uma forma de rectangular, levando um desvio na forma original da onda sinusoidal da rede eléctrica, provocam o aparecimento de fortes componentes harmónicos e lavando assim a um elevado consumo de energia reactiva. (Castro, 2011).

Inversor Auto-Controlado: Este inversor é constituído por uma ponte comutada de MOSFET, BJT, GTO ou IGBT dependendo dos níveis de tensão necessários. Este tipo de dispositivos permite o controlo tanto do instante de passagem ao corte como à condução. Este tipo de inversor possibilita o controlo das formas de onda da tensão e da corrente do lado AC, possibilitando assim um ajuste do factor de potência e uma redução das perturbações. Constitui, actualmente, a tecnologia mais utilizada pelos fabricantes de equipamento do sector fotovoltaico, sendo estes utilizados tanto em sistemas autónomos como em sistemas ligados à rede (GREENPRO, 2004), (Castro, 2011).

Inversor Sem Transformador: As tecnologias descritas anteriormente possuem um transformador para isolar electricamente o lado DC do lado AC. No caso dos inversores sem transformador, este elemento foi removido a fim de reduzir perdas, o seu tamanho, o seu peso, bem como o seu custo. Este tipo de inversor é utilizado em gamas de baixa potência (GREENPRO, 2004).



Uma característica importante dos inversores está relacionada com a potência instalada, pois regra geral, na maioria dos fabricantes, os inversores acima dos 5 kWp correspondem a inversores trifásicos, a baixo desse valor, são monofásico (GREENPRO, 2004). Relativamente às suas funções, os inversores solares realizam:

A conversão da corrente DC gerada pelo gerador fotovoltaico em corrente AC;

O ajuste do ponto operacional do inversor ao MPP (Ponto de Potência Máxima) do gerador fotovoltaico;

O registo de dados operacionais e sinalização (visualizadores, armazenamento de

dados, transferência de dados, …);

Possuem dispositivos de protecção AC e DC (protecção de polaridade, protecção contra sobrecargas e sobretensões e equipamento de protecção da interligação com a rede receptora).

Como foi referido anteriormente, uma das principais funções do inversor é realizar o ajuste ao ponto de potência máxima do gerador, visto que, a potência máxima produzida pelo sistema fotovoltaico está directamente relacionado com as condições ambientais da envolvente, tais como a temperatura e a radiação, sendo desejável o funcionamento do gerador sempre à máxima potência. De forma a colocar o módulo fotovoltaico a funcionar no ponto de potência máxima, os inversores fotovoltaicos são equipados com um sistema electrónico designado por seguidor de potência máxima. O MPPT (Seguidor do Ponto de Potência Máxima) consiste num conversor electrónico DC/DC que, de acordo com as condições ambientais da envolvente e as condições impostas pela rede, ajusta a tensão de saída do módulo, impondo automaticamente o valor da corrente de saída, de acordo com as curvas características I-V dos módulos, mostradas na Fig. 3.4, e deste modo a sua tensão de saída corresponde à máxima potência gerada (Castro, 2011). A eficiência do inversor está directamente relacionada com a eficiência da conversão AC/DC, caracterizando as perdas originadas pela conversão da corrente DC em AC. Nos inversores, estas perdas compreendem as perdas ocasionadas pelo transformador (caso o possuam), pelos comutadores electrónicos, entre outros dispositivos (Castro, 2011).

(3.14)



3.2.1. Instalação do Inversor Ao instalar um inversor ligado à rede, este pode obedecer a três tipos de configuração distintas, inversor central, inversor de fileira ou string e unidades integradas inversor/módulo, tudo depende das características do inversor escolhido e da configuração da própria instalação, sendo este um facto importante no dimensionamento de sistemas fotovoltaicos.

Inversor central: Na configuração relativa a instalação de um inversor central, configuração largamente utilizada em instalações de microgeração, esta consiste na ligação de todos os módulos ao mesmo inversor, tendo assim só um inversor para toda a instalação, como pode ser visto na Fig. 3.10. A sua maior desvantagem reside no aumento das perdas energéticas em virtude do maior impacto do sombreamento nas longas string’s, pois um modulo obstruído por uma sombra inutiliza a produção de toda a string onde está inserido, durante o tempo em que estiver sombreado, levando assim a se tenha de tomar precauções adicionais a quando da instalação dos painéis para evitar sombreamentos.

Figura 3.10 - Inversor Central


Inversor de várias string’s: Nos sistemas fotovoltaicos de grandes dimensões

compostos por um grande numero de string’s e com diferentes orientações ou sujeitos a diferentes condições de sombreamento, a instalação de um inversor por cada string de módulos permite assim uma melhor adaptação às condições de radiação, aumentando assim o rendimento global do sistema, pois módulos sujeitos a condições de funcionamento semelhantes (radiação e sombreamento) devem estar ligados na mesma string e esta, por sua vez, ao inversor de string, não comprometendo a totalidade da instalação. Este tipo de configuração tem como principais vantagens a adaptação individual do ponto de potência máxima de cada string, permite o aumento da eficiência do sistema, o efeito de ligações defeituosas é reduzido, assim como o efeito associado às questões de sombreamento, e por fim, em caso de avaria de uma string, a energia produzida nas restantes continua a ser entregue à rede.



Figura 3.11 - Inversor de várias string’s


Unidades integradas inversor/módulo: Relativamente aos inversores integrados no

módulo, mais propriamente módulos AC, estes apresentam uma maior eficiência global do sistema, pois neste caso é optimizada a compatibilidade entre os inversores e os módulos fotovoltaicos, possibilitando um melhor ajuste do ponto de potência máxima. Esta configuração tem também outra grande vantagem, que consiste na facilidade de expansão do sistema, bastando para isso adicionar mais módulos, permitindo que os sistemas fotovoltaicos sejam reforçados conforme o desejado, não comprometendo toda a instalação, pois cada módulo AC trabalha de forma independente.

Figura 3.12 - Inversor Integrado




3.3. Estruturas de Apoio

A estrutura de apoio dos geradores fotovoltaicos representa um papel fundamental em todo o sistema, visto que é responsável pela orientação do sistema, pois uma orientação incorrecta ou instável pode comprometer o seu rendimento, uma vez que a radiação solar incidente numa superfície perpendicular à direcção da sua propagação é sempre maior do que para a mesma superfície colocada em qualquer outra posição. Nas instalações fotovoltaicas podemos encontrar três tipos de estrutura: plano inclinado, cobertura plana e seguidores solares. Nas estruturas relativas a planos inclinados e coberturas planas, estas são consideradas como estruturas fixas, residindo a sua única diferença na estrutura de apoio dos perfis1. De fabricante para fabricante estas estruturas podem mudar ligeiramente, mas têm como ponto comum o facto de nas estruturas instaladas em planos inclinados os perfis serem apertados directamente à laje inclinada recorrendo à utilização de salva telhas, não necessitando de uma estrutura complexa. Já relativamente as estruturas planas ou em que o ângulo da estrutura de apoio não corresponde ao desejado, estas necessitam de uma estrutura em alumínio mais complexa pois é necessário colocar os módulos fotovoltaicos com o ângulo de inclinação óptimo.

Figura 3.13- Estrutura para Planos Inclinados.

Fonte: (Mprime, 2011)

Figura 3.14- Estrutura para Áreas Planas.

Fonte: (Mprime, 2011)

O seguidor solar constitui é um sistema mais complexo, pois é um dispositivo automático e mecânico capaz de orientar os módulos solares de modo a que estes permaneçam perpendiculares à radiação solar, seguindo o sol ao longo do dia. Existem três tipos de seguidores: de 2 eixos (azimutal e zenital), de 1 eixo azimutal, e de 1 eixo zenital. A instalação de um seguidor num sistema fotovoltaico permite aumentar em 27-32% a energia solar captada para seguidores de 1 eixo, e para o caso de 2 eixos entre 35-40% (Profafonso, 2012). Nos seguidores solares quando falamos em variação azimutal, esta refere-se à orientação horizontal do Sol, isto é, de Leste até Oeste, já a variação zenital, está relacionada com o altura máxima e mínima atingida pelo Sol no Solstício de Verão e no Solstício de Inverno, estando assim directamente relacionada com ao ângulo óptimo de inclinação dos módulos ao longo do ano. 1 Barra em alumínio onde são instalados os módulos fotovoltaicos.



Figura 3.15 - Dois Eixos Figura 3.16 - Eixo Zenital

Fonte: (Profafonso, 2012)

Figura 3.17 - Eixo Azimutal

Fonte: (Profafonso, 2012)

Em todas as estruturas referidas anteriormente existem três elementos em comum, os perfis, as uniões laterais (a verde na Fig. 3.19) e as uniões centrais (a vermelho na Fig. 3.19). Este conjunto de elementos são utilizados para prender os módulos fotovoltaicos à estrutura de apoio. Os perfis são barras em alumínio onde serão aparafusadas às uniões laterais e centrais a fim de segurarem o módulo fotovoltaico na posição correcta.

3.4. Cabos

Na instalação eléctrica de um gerador solar fotovoltaico apenas devem ser utilizados cabos denominados como “cabos solares” para o circuito DC, pois para este tipo de instalações é fundamental que nas suas características, estejam presentes os seguintes aspectos: resistência aos raios ultravioletas, a temperaturas extremas, ao ozono e à absorção de água. Por razões associadas à protecção contra falhas de terra e curto-circuitos, é também recomendável neste

Figura 3.18- Perfil Fotovoltaico

Fonte: (Mprime,2011)

Figura 3.19- União Central e Lateral Fonte: (Mprime, 2011)



tido de instalações a utilização de cabos mono condutores isolados para as linhas positivas e negativas. O cabo de ligação de corrente alternada depende do tipo de inversor utilizado, visto que no caso dos inversores trifásicos, a ligação à rede de baixa tensão é efectuada por um cabo de cinco polos, caso o inversor seja monofásico é utilizado um cabo de três polos (GREENPRO, 2004).

3.5. Equipamentos de Protecção, Corte e Medida em AC

Para protecção da instalação AC, normalmente são utilizados disjuntores, comuns às demais instalações eléctricas, para proteger a instalação contra sobrecargas ou curto-circuitos e disjuntores diferenciais para analisar a corrente que percorre os condutores do circuito eléctrico, este dispositivo disparará caso ocorra um defeito de isolamento, ou um contacto directo ou indirecto à terra. Os aparelhos de medida devem permitir a contagem bidireccional de toda a energia eléctrica produzida para ser entregue à rede eléctrica pública, bem como toda a energia que o campo fotovoltaico poderá consumir.

Figura 3.20 - Contador Microprodução e Modem GSM

3.6. Interruptor DC

Todos os quadros eléctricos da instalação solar fotovoltaica relativos ao lado DC, deverão estar equipados com um interruptor DC. Este é utilizado como corte de energia eléctrica entre os módulos solares e o inversor fotovoltaico. O interruptor DC deve ter suficiente poder de corte para permitir a abertura do circuito DC, em condições de segurança.



3.7. Baterias

O armazenamento de energia eléctrica é um tópico importante nos sistemas solares fotovoltaicos autónomos, visto que a produção de energia e o seu consumo não coincidem no tempo, quer ao longo do dia quer ao longo do ano, sendo por este motivo necessário armazená-la. Nas instalações solares fotovoltaicas, as baterias de ácido de chumbo, são os elementos mais utilizados para os armazenamentos de curta duração, pois estas baterias têm a melhor relação custo, eficiência, e podem assegurar reduzidas ou elevadas correntes de carga com uma boa eficiência (GREENPRO, 2004).

3.8. Regulador de Carga

Nos sistemas autónomos, o regulador de carga é o equipamento mais importante entre o módulo fotovoltaico e a bateria, uma vez que evita que a bateria seja demasiado descarregada durante longos períodos sem radiação solar e de grande consumo de energia eléctrica e evitando que as baterias sejam carregadas em excesso em períodos de grande radiação e pouco consumo de energia, ou vice-versa, prevenindo assim que se danifiquem as baterias devido a uma utilização incorrecta.

DIMENSIONAMENTO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS LIGADOS À REDE CAPÍTULO 4


CAPíTULO 4 - DIMENSIONAMENTO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS LIGADOS À REDE

Para dar início ao planeamento de um sistema fotovoltaico é necessário realizar um levantamento detalhado do local onde a instalação vai ser implementada. Esta visita vai permitir uma avaliação prévia de todas as condicionantes existentes, dando assim elementos indicativos mais ou menos favoráveis à instalação do sistema fotovoltaico. Para começar é necessário verificar se o edifício em questão, ou possível local de instalação, é ou não apropriado à instalação de um sistema fotovoltaico, em caso negativo, é necessário identificar locais alternativos à sua instalação. É necessário que esta análise seja realizada de forma cuidada e aprofundada para evitar erros de planeamento e de cálculo do custo global da instalação. Durante essa primeira visita ao local é necessário também identificar o espaço adequado para a localização do inversor, o traçado da rede da cablagem do sistema, assim como os eventuais trabalhos de modificação da caixa do contador. Durante a visita ao local deverão ser registados os seguintes aspectos:

Disponibilidade da área do telhado, fachadas e/ou superfícies disponíveis na envolvente;

Orientação e inclinação das estruturas disponíveis à colocação do sistema; Formato do telhado, características da estrutura e sub-estrutura, e tipo de cobertura; Dados sobre sombreamentos; Locais potenciais à instalação do gerador, das caixas de junção, dos quadros de

protecção AC e DC e inversor; Caixa do contador de consumo e de produção; Comprimento dos cabos, rede de cablagem e método de implantação da canalização

eléctrica; Acesso ao telhado ou local de instalação, particularmente se for necessário

equipamento específico para a instalação do gerador (guindaste, andaime, …); Tipo de módulo, concepção do sistema, método de instalação; Produção energética desejada versus potência fotovoltaica a instalar; Enquadramento financeiro, tendo em conta as respectivas condições para a atribuição

de subsídios. É necessário também informar o cliente dos custos do investimento inicial, de funcionamento e possibilidade de se poder recorrer a subsídios, uma vez que estes assumem, uma influência decisiva sobre a decisão final do sistema a instalar.



Por fim, deverá ser solicitado ao cliente toda a documentação necessária para o apoio ao planeamento do projecto, sendo também alguns destes documentos necessários posteriormente para registo da unidade de produção no Sistema de Registo de Microprodução junto da empresa operadora da rede de distribuição. Entre estes documentos podem-se destacar:

O plano de localização do edifício; Projectos do edifício; Fotografias do edifício; Dados pessoais do cliente.

4.1. Levantamento das características do Local da Instalação

Para a realização de um levantamento correcto da envolvente do possível local da instalação fotovoltaica é necessário conhecer o comportamento do Sol ao longo de todo a ano para esse local, sendo para isso necessário identificar correctamente os pontos cardeais nesse local. Este procedimento é essencial para uma correcta escolha da melhor localização para a instalação, visto que será necessário realizar um estudo cuidadoso sobre possíveis sombreamentos existentes.

Figura 4.1 - Comportamento de Sol e dos Sombreamentos ao Longo do Ano

Fonte: (ISQ, 2012) Ao observar-se a envolvente deve-se dar especial atenção a todos os elementos que possam em alguma parte do ano causar sombreamentos, mesmo que por um curto espaço de tempo, visto que estes podem por em causa o rendimento do sistema. Devido a este facto dever-se-á ter em atenção a localização de árvores, prédios, casas, cabos eléctricos, postes, chaminés, e restantes obstáculos que possam interferir com o sistema a instalar.



Para se realizar um levantamento correcto das características da envolvente é aconselhado que se elabore sempre uma análise de sombreamentos o mais pormenorizada possível. Em primeiro lugar é necessário calcular o ângulo de azimute e de elevação para cada obstáculo existente na envolvente, a fim de se construir um mapa de trajectória solar. Para isso é necessário calcular a distância e as dimensões da projecção da sombra pelos objectos.

Figura 4.2- Determinando o ângulo de elevação e o ângulo de azimute de um objecto


O ângulo de elevação γ é calculado a partir da diferença entre a altura h2 do objecto que projecta a sombra e a altura h1do sistema fotovoltaico, e da distância entre os dois.

⇒ (

) (4.1)

O ângulo de elevação deverá ser obtido para todos os obstáculos envolvente do sistema solar fotovoltaico, sendo necessário conhecer a altura e a distância de todos os objectos a partir do local de observação (recomenda-se que seja o centro da instalação fotovoltaica). O azimute dos obstáculos pode ser calculado directamente a partir do plano do local ou do mapa de trajectória solar. O mapa de trajectória solar ou projecção estereográfica cilíndrica é uma projecção estereográfica utilizada para a determinação das coordenadas solares ao longo do ano e do dia para uma determinada latitude geográfica. O técnico responsável pelo levantamento, na perspectiva do sistema, para facilitar a medição dos valores anteriormente referidos, pode agora olhar para os objectos através deste diagrama impresso num acetato, ler directamente e anotar os ângulos de elevação e de azimute.

Figura 4.3 - Determinando o ângulo de elevação e o

ângulo de azimute de um objecto.




Figura 4.4- Projecção estereográfica cilíndrica para uma latitude de 40º

Fonte: (ISQ, 2012) O resultado da análise do sombreamento nas projecções estereográficas permitem determinar as zonas de sombreamento ao longo do ano.

Figura 4.5 - Grelha de Ângulos e Mapa de uma Trajectória Solar para a Alemanha

Fonte: (GREENPRO, 2004) Como se pode observar no exemplo da Fig. 4.5, o equipamento estaria aproximadamente sombreado em 50% no dia 21 de Dezembro. A partir do dia 21 de Fevereiro, não se iriam verificas mais sombras. Não haverá sombreamentos no período entre os meses de Março a Outubro.



4.1.1. Sombreamento em Campos Fotovoltaicos Inclinados Em muitas ocasiões o local disponível para a instalação de um gerador fotovoltaico corresponde a um terreno sem inclinação, ou onde a inclinação não é a desejada. Por um lado, poder-se-ia montar os módulos sem inclinação ou com pouca inclinação, mas assim a radiação solar não iria ser perpendicular aos módulos, levando a uma menor eficiência do sistema. Por este facto, é necessário optar por uma estrutura de suporte que possibilite o ajuste a uma inclinação óptima, mas com isto, por vezes, pode-se criar um novo problema, o sombreamento de umas filas para as outras. Geralmente é utilizado um ângulo de azimute de 0º, isto é, para Sul, relativamente ao ângulo de inclinação (zenital), este corresponde à latitude do lugar de instalação ‒5º durante todo o ano, ou por outro lado, o ajuste para a latitude ‒15º no verão ou a latitude +15º no inverno (ISQ, 2012). Assim, é necessário na instalação de um painel fotovoltaico estimar a distância entre as estruturas de cada fila de módulos.

Figura 4.6 - Distância entre filas para evitar sombras.

Fonte: (GREENPRO, 2004) Em Portugal, a distância d mínima entre estruturas deve ser aproximadamente de 2,5 vezes a altura h, como se pode ver demostrado em seguida, dado o ângulo solar pelas 12 h do dia 21 de Dezembro, como se pode observar na projecção estereográfica cilíndrica da Fig. 4.4, ser aproximadamente de 25° (Vilaça, 2009).

Como ⇒

⇔

Figura 4.7- Determinação da distância entre filas para evitar sombras

Legenda: b – Altura do módulo d – Distância entre estruturas h – Altura da estrutura β – Inclinação dos módulos



Visto que se deve assegurar alguma margem de segurança, pode-se arredondar o valor da distância d para , sabendo que .

4.2. Selecção do módulo fotovoltaico

Como foi referido anteriormente, no decorrer da visita ao local deverá ser escolhido o ponto de instalação do sistema bem como a área de ocupação e orientação do mesmo. A partir da área disponível para a instalação do sistema e da potência desejada, será escolhido, com o cliente, o tipo de módulo a ser instalado em função das seguintes características:

Tipo de tecnologia: monocristalino, policristalino ou amorfo; Tipo de módulo: módulo standard com ou sem armação, módulo semitransparente,

telha fotovoltaica, entre outras características. As especificações técnicas do módulo escolhido determinam os passos seguintes do dimensionamento do sistema. Sendo que, o número de módulos a ser instalado na área disponível, poderá ser determinado de forma aproximada a partir da potência total do sistema fotovoltaico, com base na regra: 1 kWp = aproximadamente 10 m2 de área fotovoltaica (GREENPRO, 2004).

4.3. Dimensionamento do inversor

As informações fornecidas pelos fabricantes dos inversores e dos módulos fotovoltaicos são bastante importantes para realizar um correcto dimensionamento, uma correcta análise dessa documentação pode evitar problemas futuros e o prolongar da vida de todos os equipamentos de uma instalação. Para ser possível determinar o número de inversores é necessário saber previamente a potência estimada do sistema e as várias gamas de potências fornecida pelos fabricantes de inversores fotovoltaicos. Sendo que a potência total está, como se verificou anteriormente, directamente relacionada com a área da instalação.

Intervalo de potência: 0.7 x PPV < PINV DC < 1.2 x PPV (GREENPRO, 2004).

4.3.1. Escolha da tensão de entrada do inversor O somatório das tensões individuais dos módulos ligados em série em cada string, corresponde à amplitude da tensão de entrada no inversor, sendo dependentes das



temperaturas a que estão sujeitos os módulos em determinado instante. Desta forma, as tensões de entrada são determinantes no dimensionamento do sistema, visto que as condições extremas de funcionamento de Verão e Inverno vão condicionar a comportamento do mesmo.

Número máximo de módulos por string: O limite superior da tensão está relacionado com a temperatura do módulo na estação fria, estando estipulada como temperatura padrão ‒10 ºC. Para baixas temperaturas, a tensão de funcionamento do módulo aumenta até ao limite máximo da tensão em circuito aberto. Se por algum motivo for desligado o inversor num dia soalheiro de inverno a tensão em circuito aberto será demasiado elevada para se poder voltar a ligar o sistema sem o danificar. Para que isso não aconteça esta tensão deve ser menor do que a tensão DC máxima admissível do inversor. Para isso é necessário limitar o número máximo de módulos lidados em série a fim de que o quociente entre a tensão de circuito aberto do módulo à temperatura de ‒10 ºC e o número máximo de módulos em série seja inferior à tensão DC máxima admissível pelo inversor (GREENPRO, 2004).

(4.2)

Nas fichas técnicas fornecidas pelos fornecedores nem sempre vem especificada a tensão em circuito aberto dos módulos à temperatura de ‒10 oC, estando no seu lugar especificado a variação da tensão ∆U, em percentagem ou em mV, em função da temperatura, expressa em graus centígrados. Este coeficiente de temperatura é sempre acompanhado de um sinal negativo. As expressões (4.3) e (4.4), permitem calcular a tensão de circuito aberto para uma temperatura de ‒10 ºC, a partir da tensão do circuito aberto nas condições de referência UOC(CTS) (GREENPRO, 2004):

∆U em % por cada oC:

(

) (4.3)

∆U em mV por cada oC:

(4.4)



Número mínimo de módulos por string: Para determinar o número mínimo de módulos a colocar em série por string tem-se de considerar as temperaturas de instalação dos módulos a uma temperatura de 70 ºC, pois esta é a temperatura padrão máxima atingida pelos módulos em Portugal durante o Verão. Durante o Verão são atingidos os níveis máximos de radiação do ano, mas um sistema fotovoltaico terá uma tensão aos seus terminais inferior àquela que se verifica para as condições de referência CTS (tensão nominal que consta da ficha técnica do módulo), isto deve-se às elevadas temperaturas a que estão sujeitos os módulos. Em situações extremas, a tensão operacional do gerador pode cair abaixo da tensão MPP mínima admissível pelo inversor, levando a que a eficiência global do sistema seja comprometida, podendo em alguns casos levar ao corte do inversor. Para que isso não aconteça, o número mínimo de módulos em série em cada string deve ser dimensionado para que o quociente entre a tensão MPP do módulo à temperatura de 70oC e o número mínimo de módulos em série em cada string seja igual à tensão mínima MPP de entrada do inversor. A expressão (4.5) permite calcular o número mínimo de módulos que é possível ligar em série numa fileira (GREENPRO, 2004):

(4.5)

Se a tensão do módulo no MPP a 70 ºC não for especificada na folha de dados do fabricante, esta poderá ser calculada a partir da tensão MPP nas condições de referência UMPP(STC), através do coeficiente ∆U, em percentagem ou em mV, por cada ºC, como se segue (GREENPRO, 2004):

∆U em % por cada oC:

(

) (4.6)

∆U em mV por cada oC:

(4.6)

4.3.2. Determinação do número de string’s: O número de string’s encontra-se relacionado com o limite da corrente à entrada do inversor, tendo para isso de verificar se em algum momento a corrente do gerador fotovoltaico ultrapassa o limite máximo da corrente de entrada do inversor. Para isso o número máximo de



string’s deverá ser igual ao quociente entre os valores máximos da corrente do inversor e da string de módulos (GREENPRO, 2004):

(4.7)

4.4. Dimensionamento dos Cabos

Ao concluir o dimensionamento do inversor é possível produzir um esquema geral da instalação, onde deverá ser determinado o comprimento aproximado de cada cabo, estes valores são fundamentais para o dimensionamento de toda a cablagem do sistema.

Figura 4.8 - Exemplo de esquema eléctrico de um sistema PV


Aquando do dimensionamento dos cabos deve-se ter em conta três critérios essenciais: o cumprimento dos limites fixados pela tensão nominal e pela intensidade de corrente máxima admissível do cabo e a minimização das perdas na linha. Relativamente ao cumprimento dos limites fixados pela tensão nominal, a tensão dos sistemas fotovoltaicos, normalmente não ultrapassa a tensão nominal dos cabos standard (tensões nominais situadas entre 300 e 1.000 V). Em sistemas fotovoltaicos de grande dimensão, com string’s de módulos longas, a tensão nominal no cabo deverá ser comparada com a tensão de circuito aberto do gerador para uma temperatura do módulo a ‒10 ºC (GREENPRO, 2004). Quanto ao cumprimento dos limites fixados pela intensidade de corrente máxima admissível pelo cabo, os cabos de ligação serão dimensionados para uma intensidade não inferior a 125% da intensidade do sistema produtor de energia (GREENPRO, 2004). No que diz respeito às perdas na linha, as quedas de tensão máximas permitidas para os diferentes troços têm de ser inferiores a 1%.



4.4.1. Dimensionamento dos cabos de string e DC Para dimensionar a secção dos cabos relativos à corrente contínua, tem de se garantir que a queda de tensão máxima seja inferior a 1% da tensão nominal, logo a partir das características do sistema pode-se calcular a secção transversal dos cabos AS e ADC, bem como as suas respectivas perdas PS e PDC (GREENPRO, 2004):

(4.8)

(4.9)

Em que:

AS ‒ Secção transversal do cabo string ADC ‒ Secção transversal do cabo DC PS ‒ Perdas na linha em condições de referência CTS no cabo de string PDC ‒ Perdas na linha em condições de referência CTS LS ‒ Comprimento do cabo do string LDC ‒ Comprimento do cabo do DC

K ‒ Condutividade eléctrica (cobre KCU = 56

; alumínio KAL = 34

)

UMPP ‒ Tensão da string IS ‒ Corrente da string IDC ‒ Corrente DC N ‒ Número de string do gerador fotovoltaico

O resultado obtido em ADC deve ser aproximado para o maior valor das secções nominais dos cabos standard (4mm2, 6mm2,10mm2, 16mm2, …).

4.4.2. Dimensionamento dos Cabos AC Relativamente ao cálculo da secção e perdas rdos cabos AC assume-se uma queda de tensão máxima admissível de 1% relativamente à tensão nominal da rede, logo a partir das características do sistema é possível calcular a secção transversal e as perdas relativas ao cabo AC (GREENPRO, 2004).



Instalações monofásicas:

(4.10)

Instalações trifásicas:

√

√

(4.11)

Em que:

AAC ‒ Secção transversal do cabo do ramal AC PAC ‒ Perdas na linha do ramal AC LAC ‒ Comprimento do cabo do ramal AC K ‒ Condutividade eléctrica (cobre KCU = 56

; alumínio KAL = 34

)

Un ‒ Tensão nominal da rede InAC ‒ Corrente nominal AC do inversor cos φ ‒ Factor de Potência

O resultado obtido em AAC deve ser aproximado para o maior valor das secções nominais dos cabos standard (4mm2, 6mm2,10mm2, 16mm2, …).

4.5. Protecções de sistemas fotovoltaicos

As protecções colocadas nas instalações eléctricas relativas a sistemas fotovoltaicos terão de assegurar a protecção das instalações e a protecção de pessoas, devendo para isso, integrar dispositivos de corte e protecção na instalação fotovoltaica.

4.5.1. Protecção contra os contactos directos Todos os equipamentos da instalação fotovoltaica correspondentes do lado DC devem ser sempre considerados em tensão, mesmo quando desligados do lado AC, pois durante o dia têm sempre uma diferença de potencial aos terminais de cada módulo solar. Por este facto, todos os materiais utilizados deverão garantir as características adequadas de isolamento, devendo as caixas ou armários que contêm partes activas do circuito estar fechadas, apenas permitindo a abertura através de ferramenta ou de chave. Tendo estas de apresentar no



mínimo um grau de protecção de IP 2X, ou IP 44, no caso de se situar no exterior (Certiel, 2008).

Protecção Contra Corpos Sólidos Protecção Contra Líquidos 0 Sem Protecção 0 Sem Protecção

1 Protecção contra corpos

estranhos de grande dimensão, diâmetro ≥50mm

1 Protecção contra queda

vertical de gotas de água


estranhos de tamanho médio, diâmetro ≥ 12 mm

2 Protecção contra gotas de água caindo obliquamente

até 15 graus


estranhos de pequena dimensão, diâmetro ≥2,5mm

3 Protecção contra água

pulverizada até 60 graus com a vertical

4 Protecção contra corpos estranhos granulados,

diâmetro ≥ 1mm 4

Protecção contra salpicos de água em todas as direcções

5 Protecção contra acumulação

de Pó 5

Protecção contra jactos de água

6 Protecção contra penetração

de Pó 6 Protecção contra inundação

7 Protecção para Imersão 8 Protecção para Submersão

Tabela 2- Referenciais de Índices de Protecção IP

Fonte: Norma EN60529

4.5.2. Protecção contra contactos indirectos Em relação ao circuito de corrente contínua, a protecção contra choques eléctricos é garantida pela utilização de materiais de classe II de isolamento ou equivalente (duplo isolamento ou isolamento reforçado) até aos ligadores do inversor, sendo que os cabos deverão garantir uma tensão mínima V = Voc x 1,15 x número de módulos, pelo que tanto os cabos de string e o cabo principal deverão garantir um nível de isolamento mínimo de 1 kV (Certiel, 2008). Para o lado AC, a protecção deverá ser garantida por equipamento sensível à corrente diferencial-residual, isto é, um aparelho diferencial, de média sensibilidade, por exemplo, 300 mA ou inferior. Caso se verificar a utilização de equipamentos auxiliares, tais como seguidores solares, estes deverão ser dotados de circuito específico que garanta também protecção de pessoas e a continuidade de serviço da instalação (Certiel, 2008).



Resistência de Terra (Ω) IΔn (mA)

R ≤ 100 500 100 < R ≤ 166.6 300 166,6 < R ≤500 100

500 < R ≤ 1666,6 30 1666,6 < R ≤ 4166,6 10

Tabela 3 - Valores Limites da Resistência de Terra para Diversas Correntes Diferencias

Fonte: (Certiel, 2007)

Figura 4.9 - Esquema Simplificado do Quadro AC

Fonte: (Certiel, 2008)

4.5.3. Protecção contra sobreintensidades Para o circuito DC, os cabos são dimensionados para que possam dispensar aparelhos de protecção contra sobreintensidades, pelo que a sua corrente máxima admissível (Iz) deve ser igual ou superior a 1,25 x IccCTS, mas por uma questão de segurança pode-se também instalar fusíveis para protecção no lado DC seguindo a mesma regra de dimensionamento (Certiel, 2008). Quanto ao circuito AC, o valor de In (corrente estipulada) do aparelho de protecção é definido pelas condições de ligação à rede. As condições de estabelecimento são as previstas no RTIEBT (Certiel, 2008). Relativamente à protecção contra os curto-circuitos, o poder de corte dos aparelhos de protecção é determinado a partir das correntes de curto-circuito máximas previsíveis. Regra geral, um poder de corte de 3 kA será suficiente para o dispositivo de protecção, devendo no entanto ser consultado o distribuidor público (EDP Distribuição) de energia eléctrica (Certiel, 2008).



4.5.4. Protecção contra descargas atmosféricas A probabilidade de uma instalação vir a ser atingida por um “raio” é muito baixa, visto que um sistema fotovoltaico instalado num edifício não aumenta o risco do edifício poder a vir ser atingido por uma descarga atmosférica directa. Devido a este facto, a instalação de um sistema fotovoltaico não implica a instalação de qualquer sistema adicional contra descargas atmosféricas directas, mas em certos casos, quando a instalação se encontra demasiado exposta poderão ser tomadas medidas adicionais que poderão levar à instalação de um sistema próprio de protecção contra descargas atmosféricas. As medidas a ser tomadas têm de estar de acordo com o prescrito no “Guia Técnico de Pára-raios” editado pela Direcção Geral de Energia (GREENPRO, 2004). Relativamente a descargas atmosféricas indirectas, a probabilidade da instalação ser atingida é maior do que no caso relativo a descargas atmosféricas directas, logo tem de se tomar medidas adicionais de protecção. Por este facto, ter-se-á de instalar descarregadores de sobretensão, tanto de lado DC como do lado AC. Estes descarregadores de sobretensão terão de ser de classe II com correntes nominais de descarga superior a 1 kA por cada unidade de potência instalada (kWp). Para pequenos sistemas fotovoltaicos, com váristores integrados na entrada dos inversores, é possível dispensar o descarregador de sobretensão da caixa de junção geral do gerador. Outra medida importante contra descargas atmosféricas é a ligação das armaduras dos módulos, bem como as subestruturas metálicas ao condutor de protecção, esta medida aplica-se a áreas fotovoltaicas iguais ou superiores a 10 m2 (GREENPRO, 2004).

Figura 4.10 - Exemplo de protecção contra sobretensões, para uma instalação PV




4.6. Cálculo Energético do Sistema

Para se poder estimar a energia produzida é necessário calcular a potência obtida através dos modelos matemáticos descritos na Secção 3.1 do presente relatório. Para se poder calcular a potência obtida através dos módulos fotovoltaicos é necessário conhecer a radiação solar incidente, bem como a temperatura da célula para o local em causa.

Figura 4.11 - Radiação solar incidente para Coimbra

Fonte: (PVGIS, 2012) Para calcular uma estimativa da energia produzida, é necessário saber a temperatura da célula em cada instante. Por sua vez, para o cálculo da temperatura da célula durante o ano é necessário saber a temperatura ambiente para o local em questão, sendo calculada do seguinte modo (Castro, 2011):

(4.12)

Em que:

Tc ‒ Temperatura da célula (ºC) Ta ‒ Temperatura ambiente (ºC) G ‒ Radiação solar incidente (W/m2) NOCT ‒ temperatura normal de funcionamento da célula, este valor é dada pelo

fabricante, sendo o valor típico igual a 450C.

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

Inclinação optima 146 178 220 236 248 267 285 280 255 201 155 135

Seguidor 2 eixos 184 223 280 317 346 401 429 398 338 255 196 172

050

100150200250300350400450500

W/m

2

Radiação Solar



Figura 4.12 - Temperatura ambiente e da célula para Coimbra

Fonte: (PVGIS, 2012) Para calcular uma estimativa da energia produzida, esta pode ser calculada a partir de (Castro, 2011):

∑

(4.13)

Em que:

ηinv ‒ Rendimento do inversor n ‒ Número de períodos de tempo considerado Δt ‒ Intervalo de tempo considerado PDC (G, T) ‒ Potência máxima do módulo em função da radiação solar incidente e da

temperatura da célula no intervalo de tempo considerado Quando se calcula a energia anual produzida por um módulo fotovoltaico, devem-se usar valores médios mensais; assim, n = 12, Δti = número de horas do mês i, PDC (G,T)i = valor médio da potência DC no mês i.

4.7. Programa de Dimensionamento e Apoio ao Projecto

Durante o decorrer do estágio relativo ao presente relatório, foi desenvolvida uma aplicação informática. Esta irá facilitar o dimensionamento de sistemas fotovoltaicos ligados à rede, aquando da execução/estudo do projecto de uma unidade de mini ou microprodução.


Ambiente 10 11 13 14 17 21 22 23 20 17 13 10

Célula 15 16 22 23 27 32 34 35 30 25 18 15

0

10

20

30

40

0 C

Temperatura



4.7.1. Plataforma Desenvolvida Esta aplicação foi desenvolvida em ambiente web, como será mostrado mais adiante, faz um dimensionamento mais pormenorizado em relação à maioria das aplicações disponíveis pelos fabricantes de inversores, visto que para além das soluções das demais aplicações, o software desenvolvido calcula também a protecção contra sobreintensidades e sobretensões, bem como possibilita o dimensionamento da estrutura de apoio da instalação. De uma forma sequencial é possível ao utilizador escolher o módulo fotovoltaico, o inversor ou inversores (caso a potência a instalar e o número de módulos assim o exija), o número de módulos por string e o número de string’s, o comprimento dos condutores, o tipo de instalação (trifásica ou monofásica), o ângulo de inclinação total do painel, o tipo de estrutura de apoio, bem como a orientação dos módulos (horizontal ou vertical). Durante a introdução dos valores anteriormente descritos, a plataforma vai ajudando no dimensionamento, apresentando só os equipamentos tecnicamente possíveis, mostrando intervalos de valores tecnicamente admissíveis, assim como várias mensagens de erro, caso se cometa algum erro de dimensionamento. No fim da introdução de todos os valores nos vários formulários será apresentado um relatório final de todo o dimensionamento, onde são apresentados para além dos valores introduzidos anteriormente, todos os valores calculados pela aplicação (número de módulos necessários, número de inversores necessários, número máximo e mínimo de módulos por string, número máximo de string’s, tensão em circuito aberto a uma temperatura de ‒10°C para cada inversor, tensão do modulo no MPP a 70°C para cada inversor, queda de tensão e secção mínima de cada condutor, perdas nos condutores, protecções AC e DC e distância mínima entre filas de painéis). Foi também implementada na aplicação a possibilidade da contabilização aproximada da lista de material necessária para concretizar o projecto, bem como a possibilidade de análise económica do projecto em causa para os 18 distritos de Portugal Continental, possibilitando uma estimativa da energia produzida, a remuneração mensal e anual do projecto, e consequentemente o retorno de investimento. Para além do descrito anteriormente, foi também implementada a possibilidade de emissão de um pré-orçamento rápido, possibilitando desta forma a obtenção de um valor aproximado do custo da instalação de um sistema fotovoltaico. Por fim, esta aplicação tem também a possibilidade de associar a cada dimensionamento ou pré-orçamento a um cliente, possibilitando posteriormente a consulta de cada projecto relacionado com cada cliente.



4.7.2. Fluxograma da Aplicação A partir das especificidades do dimensionamento de sistemas fotovoltaicos ligados à rede pública foram desenvolvidos os seguintes fluxogramas:

Dimensionamento de sistemas fotovoltaicos ligados à rede

Potência Calculada Potência Desejada

Área

Selecção do Modulo

Estimativa do nº módulos necessários.

Calculo das tensões para temperaturas extremas.

Selecção do(s) Inversor(es) Verificação da compatibilidade entre painel e inversor.

Calculo de: Nº Módulos Máximo;

Potência Nominal; Potência Instalada;

Selecção de: Nº de Módulos por String;

Nº de String’s Comprimento dos Cabos

Tipo de Cabos; Tipo de Instalação;

Validadas as configurações escolhidas.

Não

Reconf. Inversor

Rec

onf.

Mód

ulo

Rec

onf.

Potê

ncia

Compatível

(Continua…)

Sim



Figura 4.13 - Fluxograma para um sistema ligado à rede.

Selecção da secção de cada tipo de cabo.

Sim

Cálculo das Perdas, Quedas de Tensão nos Cabos e Protecções.

Cálculo de Distância entre Painéis.

Cálculo da Área Total.

Introdução do Ângulo de Inclinação da Sup.

de apoio.

Introdução da Posição do Painel.

∆V>1% ∆V≤1%

Apresentação da configuração do sistema.

Tipo de Estrutura de Apoio do Sistema

Seguidor Inclinada Plana

Cálculo da Área Total Introdução da Altura do Poste

Cálculo da Área do Painel

Cálculo da Área Total

Introdução do Ângulo de Inclinação Total do

Painel.

(…Continuação)



Cálculo da rentabilidade do sistema

Figura 4.14 - Fluxograma para o cálculo de rentabilidade do sistema.

Cálculo relativo à lista de material

Potência Instalada Módulo Fotovoltaico

Tipo de estrutura Investimento Inicial

Localização do Sistema

Tarifa fotovoltaica aplicada Cálculo da potência obtida

pelos módulos

Estimativa de energia produzida

Estimativa da remuneração do sistema

Estimativa de retorno de investimento

Selecciona o tipo de equipamento

Guarda o nome do primeiro equipamento e inicia

quantidade a 1

Selecciona outro equipamento o mesmo tipo

Soma 1 à quantidade

Se = Se ≠ Guarda o nome do equipamento e inicia

quantidade a 1

Existe mais equipamento do mesmo tipo? Sim

Não

Existe mais algum tipo de Equipamento

Não Sim

Termina o Processo

Figura 4.15- Fluxograma para o cálculo da lista de material.

Início do Processo



4.7.3. Implementação da metodologia de dimensionamento Para a implementação dos algoritmos descritos anteriormente foram utilizadas ferramentas computacionais livres, isto é, ferramentas que não têm qualquer custo nem licenciamento para o utilizador. Esta aplicação foi então concebida nas linguagens de programação PHP, HTML e SQL, possibilitando o seu acesso remoto a partir de um PC, Tablet ou Telemóvel, tornando-a uma mais-valia para a empresa, visto que grande maioria das aplicações existentes correm unicamente em ambiente Windows.

Figura 4.16- Estrutura da aplicação computacional.

O PHP (HyperText Preprocessor) é uma linguagem usada originalmente apenas para o desenvolvimento de aplicações presentes e actuantes no lado do servidor de web pages, capazes de gerar conteúdos dinâmicos. Encontra-se entre as primeiras linguagens que funcionam em conjunto com documentos HTML. O código é interpretado no lado do servidor pelo módulo PHP, gerando também a página web a ser visualizada no lado do cliente. O PHP evoluiu, passando a oferecer funcionalidades que possibilitaram a utilização do PHP, não relacionados com web sites, possibilitado assim a sua instalação na maioria dos sistemas operativos. Esta é uma linguagem muito parecida, em tipos de dados, sintaxe e mesmo funções, com a linguagem C e com a C++, sendo assim de fácil compreensão. O MySQL é um sistema de gestão de base de dados (SGBD), que utiliza a linguagem SQL (Linguagem de Consulta Estruturada, do inglês Structured Query Language) como interface, sendo esta, actualmente, uma das mais populares bases de dados.



O servidor Apache é o servidor livre de páginas HTTP mais bem-sucedido. O servidor Apache é capaz de executar código em PHP, ASP e pode actuar como servidor FTP, HTTP, entre outros. A sua utilização mais conhecida é a que combina o Apache com a linguagem PHP e uma base de dados MySQL.

4.7.4. Acesso à Aplicação Para se aceder à aplicação existem dois métodos diferentes. O primeiro e mais aconselhado é aceder ao endereço web http://www.sgfotovoltaico.pt.vu/ ou então instalar a aplicação no seu PC. Esta está presente no CD anexo ao presente relatório, para isso consulte o Anexo I, para saber como instalar e aceder aos dados de login. Com a instalação directa no PC, referida anteriormente é perdida toda a possibilidade de acesso a base de dados a partir da internet.

Figura 4.17 - Aspecto da página inicial da aplicação

Devido à elevada complexidade e quantidade de formulários constituintes da aplicação de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos ligados à rede, foi elaborado um manual de utilizador. Este manual pode ser consultado no Anexo I do presente documento.

http://www.sgfotovoltaico.pt.vu/

PROJECTO DE SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO CAPÍTULO 5


CAPíTULO 5 - PROJECTO DE SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO LIGADO À REDE ELÉCTRICA COM SEGUIDOR SOLAR Nos capítulos anteriores foram descritos os vários componentes de um sistema fotovoltaico, os vários equipamentos a dimensionar bem como as suas principais características. Neste capítulo será levado à pratica todas essas demonstrações e apresentações, bem como testado o software devenvolvido durante o decorrer do estágio e já abordado no quarto capítulo. Este capítulo apresenta um projecto de um sistema solar fotovoltaico com ligação à rede eléctrica com seguidor solar, onde se expõe a configuração geral de uma instalação solar fotovoltaica, as selecções e especificações dos equipamentos, bem como os respectivos dimensionamentos.

5.1 Procedimentos Iniciais

Durante a visita ao local da instalação do sistema fotovoltaico o técnico responsável deve especificar ao máximo o sistema a ser implementado, a sua orientação, inclinação, área disponível, tipo de montagem, sombreamento, comprimento de cabos, localização do inversor, dos contadores de consumo e produção e da portinhola, bem como a potência de consumo contratada ao distribuidor de energia. Com estas especificações, será determinada a potência a instalar e a potência contratada, de acordo com a área disponível bem como o número de módulos que podem ser instalados. A instalação em causa situa-se em Mogofores, distrito de Aveiro, esta é constituída por um seguidor solar instalado nas traseiras da habitação. Durante o levantamento das características da envolvente não foi observado qualquer tipo de sombreamento que pudesse por em causa a exposição solar do equipamento durante todo o ano. Relativamente, às características da instalação, o contador de produção e a portinhola serão instalados no muro relativo a frente de estrada, situados a 60 m do equipamento fotovoltaico.



Figura 5.1 - Local de Implementação do Sistema Fonte: (Mapas, 2012)

5.2 Configuração da Instalação

Para esta instalação foi verificado que o cliente possuía uma potência de consumo contratada de 6,9 kVA, logo a partir do Artigo 4º do Decreto-Lei n.º 118-A/2010 de 25 de Outubro, a potência contratada da unidade de microprodução não poderá exceder os 3,45 kVA. Nesta caso, está-se perante um projecto com uma potência instalada de 4,14 kWp em condições standard e 3,45kVA de potência nominal no inversor. Esta instalação fotovoltaica será composta por 18 módulos fotovoltaicos de 230 Wp cada um, a ser instalados num seguidor solar. Os valores anteriormente apresentados serão todos justificados nos itens apresentados a seguir.

5.3 Selecção e Especificação dos Módulos e do Inversor

Fotovoltaico.

5.3.1 Módulos Fotovoltaicos

Os módulos fotovoltaicos seleccionados para a instalação, possuem todos, uma potência de 230 Wp, tendo como modelo “Open 230-PC60” da “Open Renewables”, e possuem as seguintes características.



Fabricante Open Renewables Modelo Open 230-PC60 Potência 230Wp

Tecnologia Policristalino VMPP 29.44V IMPP 7.81A VOC 37.09V ICC 8.3A

Coef. Temp. -0.319 %/°C Dimensões 1.651x0.988 (m2) Eficiência 14.6%

Na Fig. 5.2, pode-se observar a organização do módulo solar fotovoltaico seleccionado, onde é possível visualizar as suas 60 células solares policristalinas assim como a sua distribuição.

5.3.2 Inversor Relativamente ao inversor, foi seleccionado um inversor de 3,45 kVA da marca KACO, com o modelo “Powador 4200”, com seguimento do ponto de máxima potência, protecção contra sobretensões e corte geral DC. Como se irá verificar no seguimento deste capítulo, este inversor é compatível com os módulos anteriormente seleccionados.

Fabricante KACO Modelo Powador 4200

Max. Potência DC 4200W Tensão min. VMPP 350V Tensão max. VMPP 600V Tensão max. VOC 800V

Corrente max. DC 11,5A Potência max. Saída AC 3450VA

Eficiência 96% Cos φ 0.8

a) Local da Instalação do Inversor. As distâncias entre os módulos fotovoltaicos e o inversor devem ser as mais curtas possível, com o objectivo de reduzir perdas de energia que ocorrem através dos cabos DC, assim como para reduzir custos de instalação. Por outro lado, também é necessário que o inversor esteja

Figura 5.2 - “Open 230-PC60”

Fonte: (Open Renewables, 2012)

Tabela 4 - Características do Módulo

Fonte: (Open Renewables, 2012)

Tabela 5- Características do Inversor

Fonte: (KACO, 2012)



protegido contra condições climatéricas desfavoráveis, como a temperatura, chuva e a radiação solar directa. Por estes motivos, em instalações em que a estrutura de apoio do sistema é um seguidor solar, o inversor é instalado no fuste ao lado da caixa de controlo do próprio seguidor.

Figura 5.3 - “KACO Powador 4200”

b) Escolha da Tensão de Entrada

A amplitude da tensão no inversor corresponde ao somatório das tensões de saída individual dos módulos lidados em série numa string. Esta tensão tem de estar dentro dos limites admissíveis pela tensão de entrada do inversor. Por outro lado, a tensão do módulo e a tensão total do gerador fotovoltaico dependem da temperatura de cada módulo. Estas tensões são determinadas a partir das situações de operação em condições climatéricas extremas.

Número Máximo de Módulos Ligados em Série Na determinação do número máximo de módulos ligados em série tem-se de ter em atenção a tensão de funcionamento do módulo na estação fria (temperatura extrema de ‒100C), pois esta aumenta em função da descida de temperatura da célula até ao limite máximo da tensão de circuito aberto (GREENPRO, 2004). Para se determinar o número máximo de módulos ligados em série numa string tem-se de utilizar as equações indicadas no capítulo 4.

(

) (

)

O número de módulos máximo a colocar em série em cada string é então de 19.



Número Mínimo de Módulos Ligados em Série

Na determinação do número mínimo de módulos ligados em série tem-se de ter em atenção à tensão de funcionamento do módulo na estação quente (temperatura extrema de 700C), pois esta diminui em função da subida de temperatura da célula. Para se determinar o número mínimo de módulos ligados em série numa string tem-se de utilizar as equações mostradas no Capítulo 4.

(

) (

)

O número de módulos mínimo a colocar em série em cada string é de 14.

Número Máximo de String’s

Relativamente à determinação do número máximo de string’s admissíveis pelo inversor, deve-se verificar se a correte do gerador fotovoltaico ultrapassa o limite máximo da corrente de entrada do inversor. Para isso, tem-se de recorrer à relação indicada em (4.7):

⇔

⇔

Logo, pode-se concluir que não poderá existir mais do que uma string de módulos.

5.4.2 Constituição do Sistema Fotovoltaico

Concluídos os cálculos, verifica-se a seguinte composição final do sistema fotovoltaico:

N.° Módulos: 18 N.° Módulos em serie: 18 N.° String’s em paralelo: 1 Potência total instalada: 4.14 kWp Superfície de painéis: 30 m2



Os parâmetros da instalação fotovoltaica, podem ser confirmados no quadro seguinte, onde se pode observar que foram cumpridos todos os valores limites dados pelo fabricante do inversor. Em conclusão, a disposição dos equipamentos no sistema fotovoltaico vai ser de uma string única constituída por 18 módulos.

Instalação Limites Resultado Max. Tensão MPP 529.9V 600V OK Min. Tensão MPP 453.8V 350V OK Max. Tensão Voc 742.2V 800V OK Max. Potência DC 4140W 4200W OK Max. Corrente DC 8,3A 11,5A OK

Tabela 6 - Verificação dos parâmetros da instalação

5.5 Dimensionamento dos Cabos

No dimensionamento da instalação fotovoltaica tem-se de ter especial atenção à queda de tensão existente em cada cabo. O processo de dimensionamento da secção dos cabos deve tomar em consideração a necessidade de reduzir ao máximo as perdas resistivas. Para isso, a queda de tensão no circuito DC e AC não deve exceder o 1%.

5.5.1 Dimensionamento do Cabo de Corrente Contínua

Neste caso e visto que só se está na presença de uma string, o cabo DC será igual ao cabo de string, que por sua vez será igual ao cabo que equipa os módulos fotovoltaicos. Neste caso, será utilizado um cabo DC com uma secção de 4 mm2. Assim, só se terá de verificar as quedas de tensão no cabo DC, para confirmar se realmente se encontra dentro na margem de 1%. Como se utilizou um cabo DC com as mesmas características dos cabos utilizados nos módulos fotovoltaicos e como só está-se na presença de uma string, a corrente máxima da srting é igual a corrente de curto-circuito do módulo, logo pode-se garantir que o cabo DC é capaz de transportar 1,25 vezes a corrente de curto-circuito do gerador.

⇔



Como se pode verificar a queda de tensão é inferior a 1%. As perdas relativas ao cabo DC são de :

Tabela 7 - Queda de Tensão e Perdas no cabo DC

5.5.2 Dimensionamento dos Cabos de Corrente Alternada

Para a determinação da secção dos cabo AC assume-se uma queda de tensão máxima admissível de 1% relativamente à tensão nominal da rede. Para além da queda de tensão admissível vai-se também considerar a tensão da rede de 230V, a potência de saída do inversor de 3450 VA, um cosφ de 1 e um comprimento de cabo de 60 m.

Sabendo a corrente nominal AC, determina-se a secção necessária.

Para um comprimento de cabo de 60 m será necessário um cabo com 16 mm2 de secção. Posto isto, é necessário verificar se a queda de tensão é inferior a 1%.

⇔

2 Fonte: (Enco, 2012)

L (m) P (w) I (A) I*1.25(A) S (mm2) Iadm (A) 2 ΔU (%) Cabo DC 40 38.6 8.3 10.4 4 55 0.7



Como se pode verificar, pelo resultado anterior, a queda de tensão é inferior a 1%. As perdas relativas ao cabo AC são:

Tabela 8 - Queda de Tensão e Perdas no cabo AC

5.7. Dimensionamento das protecções de Pessoas e da Instalação

Todas as instalações eléctricas deverão integrar dispositivos que assegurem a protecção das instalações e das pessoas, logo nas instalações fotovoltaicas também se terá de dar especial atenção a este ponto. Nos pontos seguintes ir-se-á descrever todas as medidas de protecção que têm de ser implementados nesta instalação específica.

5.7.1. Protecção Relativas a Contactos Directos

Neste ponto, tem-se de garantir que os materiais utilizados terão características adequadas de isolamento quer por construção, quer através de utilização de invólucros. Por este facto, foi escolhido para caixa de protecção AC, o equipamento da marca “Hager” com o modelo “VE106F”, garantindo assim que as partes activas permaneçam fechadas. Por outro lado, este equipamento garante um grau de protecção de IP 54 e IP 64, garantindo assim que partes activas estejam protegidas num invólucro com um grau de protecção superior IP 44, pois esta instalação encontra-se ao ar livre.

3 Fonte: (RTIEBT,2006)

L (m) P (w) I (A) S (mm2) Iadm (A) 3 ΔU (%) Cabo AC 60 30,1 15 16 100 0,9



Figura 5.4 - “Hager - VE106F”

5.7.2. Protecção Relativas a Contactos Indirectos

A protecção relativa a contactos indirectos do lado DC é acautelada pela utilização cabos que garantem uma tensão máxima de 1,5 kV (Enco, 2012), o que está bem acima dos 853,5 V esperados (V = Voc x 1,15 x n.º módulos), garantindo também um nível de isolamento de 2 kV (Enco, 2012). Em relação à protecção contra contactos indirectos relativos ao lado AC, deverá garantir através de aparelho sensível à corrente diferencial-residual de média sensibilidade, para isso, foram seleccionados dois disjuntores diferenciais com corrente diferencial de 300 mA (visto que o valor da resistividade da terra no local, ser inferior a 166 Ω) e corrente nominal de 25 A, visto que a partir do catálogo do fabricante do cabo AC chega-se a um valor de 81 A (Policabos, 2012) para a corrente máxima admissível para um cabo XV-3G16 (16 mm2 de secção transversal). São utilizados dois disjuntores diferenciais visto que um é utilizado para proteger o circuito de produção, o outro é utilizado para protecção do circuito relativo ao controlo do seguidor solar.

⇔ 5.7.2.1. Ligação à Terra

Outra medida de protecção importante é a ligação das armaduras dos módulos bem como as subestruturas metálicas ao condutor de protecção, visto que se está na presença de uma instalação com uma área fotovoltaica superior a 10 m2 (GREENPRO, 2004). O condutor de protecção que deverá ser utilizado terá que ter uma secção transversal mínima de 4 mm2, dado que os condutores de protecção dos geradores fotovoltaicos situados em edifícios que não possuam sistema de protecção contra descargas atmosféricas, como é o caso, devem ter a mesma secção transversal que o cabo principal DC (GREENPRO, 2004).



Figura 5.5 - Ligação das armaduras dos módulos à terra

5.7.3. Protecção Contra Sobreintensidades

O cabo DC é dimensionado para que possa dispensar aparelhos de protecção contra sobreintensidades relativas ao lado DC, pois, a corrente máxima admissível pelo cabo DC tem de ser superior a 1,25 x IccSTC. Esse facto é garantido, pois a corrente admissível máxima pelo cabo DC é de 55 A (Enco, 2012), muito acima dos 10,4 A necessários para garantir essa protecção. Se pretendemos uma protecção adicional teremos que instalar um fusível com no mínimo 12 A de corrente nominal de corte e inferior a 50 A. Relativamente à protecção do cabo AC, tem-se em conta dois aspectos no dimensionamento da protecção contra sobreintensidades, garantir protecção contra sobrecargas e curtos-circuitos. O poder de corte dos aparelhos de protecção é determinado tendo em conta as correntes de curto-circuito máximas previsíveis, que regra geral, um poder de corte de 3 kA será suficiente para o dispositivo de protecção (Certiel, 2008). Já a protecção contra sobrecargas tem de ser determinada seguindo as normas presentes nas RTIEBT. A partir do catálogo do fabricante do cabo AC chega-se ao valor de 81 A para a corrente máxima admissível para um cabo XV-3G16 (16 mm2 de secção transversal). Foi então, seleccionado um disjuntor com corrente nominal de corte de 20 A, visto que:

⇔

5.7.4. Protecção Contra Sobretensões

O inversor seleccionado já possui protecção contra sobretensões, logo não é necessário dimensionar a protecção, mas se se preferir a instalação de uma protecção adicional esta terá que ser um descarregador de sobretensões de classe II com corrente nominal de descarga superior a 1 kA por cada unidade de potência instalada (kWp), logo terá de ser de superior a 4,14 kA.



5.8. Cálculo Energético e Financeiros do Sistema

Para se poder estimar a energia produzida é necessário calcular a potência total do sistema correspondente a radiação incidente, esta pode ser obtida a partir dos modelos matemáticos descritos na Secção 3.1 e na Secção 4.6 do presente relatório. Para se poder calcular a potência obtida a partir dos módulos fotovoltaicos é necessário conhecer a radiação solar incidente para Mogofores, bem como a temperatura da ambiente para o mesmo local. A partir das características do módulo fotovoltaico seleccionado para as condições de referência é possível calcular a sua corrente inversa de referência ( ), bem como o seu factor de idealidade do díodo (m).

(

)

(

)

Como exemplo do processo de cálculo, vai-se tomar como referencia o mês de Janeiro onde a radiância média para Mogofores é 193 W/m2 (PVGIS, 2012) e a temperatura ambiente média é aproximadamente +100C (PVGIS, 2012). É necessário então calcular em primeiro lugar a temperatura da célula para as condições atmosféricas em causa:

Para estas condições de temperatura e radiância, tem-se:

(

)

(

) (

)

(

)



(

) (

)

Potência DC total:

G (W/m2) Tc (0C) ICC (A) IMPP (A) I0 (A) Vr (V) VMPP (V) PDC (W) E (kWh)

Janeiro 193 16 1,60 1,51 3,9x10-6 0,025 27,3 740,4 529

Fevereiro 235 18 1,95 1,84 4,8x10-6 0,025 27,3 901,5 582

Março 294 22 2,44 2,30 7,0x10-6 0,025 26,9 1109,8 793

Abril 338 25 2,81 2,64 9,3x10-6 0,026 26,5 1257,5 869

Maio 369 28 3,06 2,88 1,2x10-5 0,026 26,0 1346,2 962

Junho 417 33 3,46 3,26 1,9x10-5 0,026 25,1 1467,8 1.016

Julho 438 35 3,64 3,42 2,3x10-5 0,027 24,7 1522,0 1.087

Agosto 409 35 3,39 3,19 2,3x10-5 0,027 24,5 1410,6 1.008

Setembro 348 31 2,89 2,72 1,6x10-5 0,026 25,1 1225,8 847

Outubro 263 25 2,18 2,05 9,3x10-6 0,026 25,8 953, 681

Novembro 199 19 1,65 1,55 5,2x10-6 0,025 26,6 743,5 514

Dezembro 175 16 1,45 1,37 3,9x10-6 0,025 27,0 664,8 475

Figura 5.6 - Energia Produzida pelo Sistema

Como se pode ver no gráfico e no quadro anterior a energia total provável produzida pelo sistema ao fim do ano é de 9.361 kWh. Sabendo que, a partir do despacho do DGEG de 26 de Dezembro de 2011, a tarifa de referencia para 2012 foi fixada em 0,326€/kWh para os primeiros 8 anos e 0,185€/kWh para os 7 anos seguintes, podemos então calcular a renumeração total provável do sistema, sendo esta de 36.536€. No gráfico da Fig. 5.7 está representado a respectiva remuneração anual.

Tabela 9 - Resultados anuais relativos a energia produzida

0

500

1000

1500


kWh



Figura 5.7 - Remuneração Anual do Sistema

Para se poder ter uma ideia do período de retorno do investimento tem-se de saber qual é o valor de investimento inicial. Para isso, vai-se considerar um valor de 4,15 € (Sasenergia, 2012) por Wp instalado, logo teremos um valor aproximado de 21.130 € (valor já com IVA a 23%), sendo o período de retorno de investimento de 7 anos.

Figura 5.8 - Retorno de investimento

5.9. Escolha da Estrutura

Para esta instalação foi escolhido um seguidor solar de dois eixos da marca “Metalogalva” com o modelo “SS2X02”. Este equipamento foi o escolhido porque é uma estrutura que garante uma menor utilização de espaço disponível, um maior rendimento fotovoltaico, uma maior rentabilidade da exposição solar, manutenção reduzida e de fácil montagem, O fabricante disponibiliza, os esquemas de montagem devidamente documentados. Trata-se de uma estrutura com um reduzido número de ligações e com possibilidade da ajustes e afinações de acordo com o terreno de implantação, possuindo qualidade nos matérias utilizados, apresenta compatibilidade com os módulos fotovoltaicos escolhidos e por fim apresenta um excelente apoio técnico e respectiva documentação técnica de manutenção em Português.

0,00 €

100,00 €

200,00 €

300,00 €

400,00 €

Jan

Fev

Mar

Ab

r

Mai

Jun

Jul

Ago Se

t

Out

No

v

Dez

Primeiros 8 anos

7 anos seguintes

-20.000 €

-10.000 €

0 €

10.000 €

20.000 €

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Anos



Figura 5.9- Seguidor Solar SS2X02 da Metelogalva

Fonte: (Metalogalva, 2012)

5.9.1. Principais elementos constituintes do seguidor A constituição de um seguidor solar é composta por quatro grupos de equipamento distintos:

Estrutura metílica de suporte

Equipamento movimentação

Figura 5.11- Viga central, madres e cantoneira do suporte do painel

Figura 5.13- Actuador linear (movimento de basculamento).

Figura 5.10- Fuste e cabeça rotativa

Figura 5.12- Roda de coroa e veio sem-fim (movimento de rotação).



Equipamento eléctrico de medição

Equipamento eléctrico protecção e comando

5.9.2. Funcionamento do Seguidor

Desde que esteja alimentado com energia eléctrica, sendo este alimentado pelo gerador fotovoltaico, o seguidor solar tem funcionamento automático, não necessitando assim de intervenção humana, após estar parametrizado e colocado em ciclo automático.

Figura 5.15- Anemómetro

Figura 5.16- Sensores

indutivos (2 fim-curso de basculamento).

Figura 5.17- Quadro eléctrico e de comando

Figura 5.18- Caixa de distribuição

Figura 5.14- Sensor indutivo (1 fim-curso rotação).



No seu funcionamento o seguidor solar encontrasse num dos ciclos seguintes:

Ciclo diário: Desde o nascer ao pôr-do-sol, o seguidor solar através de cálculo astronómico reconhece a posição do sol acima e abaixo do horizonte, apontando para o mesmo, com um desvio de até ±2º, a cada 16 minutos o seguidor efectuando uma movimentação de 4º, ou seja um impulso. Quando o sol se põe, o seguidor assume a posição de segurança horizontal (para o caso de ocorrência de ventos fortes durante a noite) e volta-se para a posição do nascer do sol do dia seguinte ficando assim a espera.

Ciclo de falta e retorno de energia de alimentação:

Quando ocorre falha de energia, o seguidor solar ficará parado (excepto o relógio interno). Quando a energia volta, o seguidor faz um ciclo até encontrar os fim-de-curso de início de rotação e basculamento de modo a colocar a zero a contagem da rotação e basculamento. Após este procedimento, retorna para a posição de seguimento automático.

Ciclo de segurança em caso de ventos fortes:

Em caso de ventos fortes (acima de 60 km/h durante 5 segundos), o seguidor assume a posição horizontal. Quando o vento se mantiver durante 5 minutos abaixo de 40 km/h, o seguidor volta ao ciclo diário normal.

Ciclo de manutenção: Este ciclo é efectuado de acordo com o software de parametrização, que coloca o painel na posição definida na programação inicial para permitir a manutenção dos painéis.

5.10 Instalação do Sistema

Aquando da entrada em obra, as primeiras tarefas a serem realizadas são a limpeza, desaterro e construção das fundações. As fundações deverão cumprir as normas referidas no manual de instalação do seguidor fotovoltaico, bem como os desenhos técnicos fornecidos pelo fabricante. Durante a construção das fundações, a colocação dos chumbadouros (parafusos chumbados ao betão que fixam o fuste na sua posição) é dos procedimentos mais sensíveis/exigentes durante a sua construção. Estes deverão ser bem posicionados de modo a



garantir boa fixação ao betão, cumprimento de cotas entre furos, o aprumo e orientação correcta do fuste. Durante a construção da fundação deve ser colocada a tubagem eléctrica que deverá sair no centro do fuste.

Figura 5.19- Sapata de seguidor fotovoltaico

5.10.1. Montagem O primeiro passo da montagem do seguidor consiste na colocação do fuste sobre os chumbadouros de forma a orientar as ranhuras da flange de topo e da flange de base para sul. Neste processo é necessário ter em atenção a verticalidade do fuste. Quando este processo estiver concluído ter-se-á de apertar o motoredutor à flange superior do fuste, juntamente com a chapa e parafuso fim-de-curso de rotação. De seguida deve-se efectuar a montagem da cabeça rotativa, aparafusar as chapas de suporte de sensor, instalar o actuador linear na cabeça rotativa e aparafusar a caixa de derivação no exterior da cabeça rotativa (este processo deverá ser realizado no chão e de seguida elevada a estrutura). Quando o procedimento anterior estiver terminado seguir-se-á a montagem de toda a asa de suporte dos painéis, neste ponto é necessário ter bastante atenção ao aperto de todos os parafusos, pois caso isso não seja acautelado poderão existir vibrações indesejadas em dias de vento, podendo levar à destruição de todos os painéis. De seguida serão colocados os módulos

Figura 5.20- Fuste, motoredutor e cabeça rotativa



no seu devido lugar, neste ponto da instalação, deverá ser contabilizado uma distribuição equilibrada de carga (distribuição simétrica de módulos em relação ao fuste) para garantir a estabilidade da estrutura.

Após esta tarefa estar concluída, é necessário colocar a asa na posição definitiva, isto é, instalada na cabeça rotativa. Esta é a tarefa mais delicada de toda a instalação, pois toda a asa será elevada a vários metros de altura com o auxílio de uma grua. Aconselha-se que quando esta tarefa for realizada não exista qualquer vento, pois pode levar à perda de todo o equipamento.

Figura 5.23- Instalação da asa na cabeça de rotação

Depois da asa estar instalada na cabeça de rotação, para finalizar a instalação do seguidor basta instalar e ligar o inversor, o quadro de protecção da instalação, o contador, a portinhola, bem como todas as calhas e cablagem constituintes da instalação. Findo isto o seguidor está pronto para ser configurado e efectuados os primeiros testes de funcionamento. Para o seguidor entrar definitivamente em funcionamento contínuo bastará aguardar pela inspecção

Figura 5.21- Asa com módulos instalados

Figura 5.22- Instalação dos módulos na asa



final por parte da Certiel bem como a posterior ligação por parte da EDP à rede de distribuição.

5.10.2. Parametrização Inicial do Seguidor Após a instalação do seguidor há que o parametrizar. A parametrização é o garante que todo o software fica ajustado às condições locais, para que se consiga retirar o máximo rendimento do sistema e que ficará a funcionar em condições de segurança. O software utilizado é o “Solar Track Controller”, disponibilizado a todos os instaladores que comercializem seguidores deste fabricante. A acompanhar este software vêm também todos os manuais e desenhos técnicos de instalação e configuração do sistema. Configuração: a comunicação entre o PC e a unidade de controlo do armário do seguidor solar é feita através de um cabo de dados RS232, podendo a partir do software “Solar Track Controller” visualizar, configurar e controlar o seguidor solar em qualquer fase de operação do sistema.

Figura 5.26- Unidade de controlo com o cabo de dados ligado

Figura 5.24- Finalização da instalação Figura 5.25- Seguidor Finalizado em Posição de Segurança



Quando se inicia o software e após a configuração da porta COM de comunicação com o PC irá surgir a seguinte janela, onde será necessário clicar em “Configuração” para dar início há parametrização do sistema.

Figura 5.27- Menu inicial

Fonte: Software “Solar Track Controller”

O menu de configuração é composto por 5 passos que têm que ser confirmados um a um até que todo o processo esteja validado. Após a confirmação do último passo deverá aparecer uma mensagem “CONFIGURAÇÃO FEITA COM SUCESSO”. O primeiro passo permite gravar na unidade de controlo as coordenadas GPS do local da instalação.

Figura 5.28- Gravação de coordenadas GPS




O segundo passo apenas é necessário para enviar um comando para o seguidor se movimentar para as posições iniciais. O painel deverá ir até ao limite do fim de curso de rotação (orientado para nascente) e fim de curso horizontal (posição horizontal).

Figura 5.29- Zerar Painel


O terceiro passo, é usado para corrigir as referências absolutas das posições dos fins de curso. Primeiro deverá ser feito um posicionamento manual usando as setas que correspondem ao movimento desejado. A forma mais fácil de realizar esta tarefa é deslocar o painel até que a sombra de um parafuso colocado na vertical sobre o painel desapareça, como é ilustrado na Fig. 5.30, desta forma ter-se-á a certeza que o painel se encontra perpendicular ao sol. Após o painel estar orientado com o Sol deverá ser feita a confirmação através do botão “Confirmar”.

Figura 5.31- Orientar o painel ao Sol

Fonte: Software “Solar Track” Controller”

Figura 5.30- Orientar o painel ao Sol utilizando um parafuso



O quarto passo permite configurar:

O limite mínimo da altitude do nascer do Sol. Define que o Seguidor só irá iniciar o movimento após o sol estar a uma altura superior ao valor definido.

O limite mínimo da altitude do Pôr-do-Sol. Define que o Seguidor irá parar o seguimento do Sol após a altitude deste ficar abaixo do valor definido. Quando esta condição acontecer o seguidor posiciona-se rodando para a posição correspondeste ao nascer do Sol do dia seguinte e fica em repouso na posição horizontal.

Esta funcionalidade tem como objectivo evitar o seguimento quando se verificar sombreamento permanente ao nascer ou pôr-do-sol.

Figura 5.32- Configuração dos valores mínimos de altitude mínima

Fonte: Software “Solar Track” Por fim, o quinto e último passo permite gravar na memória interna da unidade de controlo a posição de manutenção pretendida para a estrutura de painéis solares (asa). Neste ponto deve-se movimentar o seguidor através dos botões até à orientação pretendida. Primeiro, é orientado o seguidor para a posição de manutenção pretendida e depois é confirmada a posição, seleccionado o botão “Confirmar Posição”, ficando assim, a parametrização concluída.



Figura 5.33- Confirmar a Posição de Manutenção

Fonte: Software “Solar Track Após a parametrização estar concluída é aconselhado que se coloque o seguidor em posição de manutenção, por norma deverá ser na posição de segurança (painel na horizontal e orientado para nascente), até que este entre em funcionamento contínuo e automático.

5.11. Registo de Sistema e Ligação à Rede

O primeiro passo consiste no registo do microprodutor no Sistema de Registo de Microprodução, disponível on-line através do endereço www.renovaveisnahora.pt. Para efectuar este registo, o microprodutor deverá preencher o formulário disponibilizado no site, garantindo antecipadamente a actualização dos seus dados na base de dados do comercializador, com quem o produtor, na qualidade de cliente, celebrou contrato de fornecimento de energia eléctrica. Caso reúna as condições necessárias para a instalação de uma unidade de microprodução, ficara aceite provisoriamente o seu registo. Aceite este no Sistema de Registo de Microprodução (SRM), dever-se-á proceder ao pagamento da taxa correspondente. No prazo de 120 dias úteis, à aceitação do registo no Sistema de Registo deverá garantir-se a instalação da unidade de Microprodução. Após a instalação da Unidade de Microprodução, o produtor deverá requerer o certificado de exploração, no SRM, indicando a entidade instaladora, o técnico responsável pela instalação eléctrica ao serviço da entidade instaladora e os equipamentos instalados. Na sequência do pedido de certificado de exploração, será realizada, a inspecção pela Certiel. Não havendo inconformidades, é entregue ao produtor ou ao técnico responsável presente, o respectivo relatório e posteriormente será remetido ao produtor pela Certiel o certificado de exploração.



Após a emissão do certificado, a entidade responsável pelo SRM notifica o seu comercializador, e este, envia ao produtor o contrato de compra e venda de electricidade, que depois de assinado e enviado ao comercializador, permitirá a ligação à rede e assim iniciar o fornecimento de energia.

MONITORIZAÇÃO E MANUTENÇÃO DE SISTEMAS CAPÍTULO 6


CAPíTULO 6 - MONITORIZAÇÃO E MANUTENÇÃO DE SISTEMAS DE ENERGIAS RENOVÁVEIS

A monitorização e a manutenção de um sistema fotovoltaico representam dois dos procedimentos mais importantes depois do sistema estar implementado e em funcionamento, visto que um equipamento sem monitorização e manutenção pode levar à não rentabilidade do mesmo. Por este, facto a monitorização de funcionamento, é aconselhado que seja constante e regular, pois um sistema desligado é um sistema não produtivo. Já a manutenção do sistema solar fotovoltaico deverá ser mais preventiva do que correctiva, uma vez que este tipo de equipamento tem um elevado tempo de vida útil. Neste capítulo vai-se abordar alguns procedimentos de manutenção periódica, bem como a utilização de equipamento auxiliar à monitorização de uma instalação fotovoltaica.

6.1 Monitorização de Sistemas Fotovoltaicos

A monitorização do sistema é um facto bastante importante quando se fala em fiabilidade de sistemas fotovoltaicos, pois por diversos motivos, um sistema pode ficar fora de serviço. Quanto mais rápido o proprietário do equipamento e o serviço ou empresa responsável pela manutenção for avisado de que o equipamento se encontra fora de serviço, mais rápido é realizada a manutenção correctiva e mais rapidamente entrará de novo em funcionamento, levando assim a um menor prejuízo. Com o intuito de aumentar a fiabilidade dos equipamentos instalados pela Enernatura, foi desenvolvido para o efeito, um equipamento de monitorização. Este equipamento é um protótipo criado exclusivamente pela Enernatura para este fim. Este equipamento recebe sinais de alerta nas suas entradas e emite avisos de avaria automáticos por meio de SMS e Email para o proprietários e para a entidade responsável pela manutenção.

Figura 6.1- Princípio de Funcionamento de Equipamento de Monitorização



O equipamento em causa é controlado por uma PIC 32MX575H, que tem como principal característica possuir um microcontrolador de 32 bits com 80 MHZ de velocidade de processamento. Este microcontrolador é responsável pelo controlo das 8 entradas e 4 saídas do equipamento. Quando uma entrada é activada ou desactivada, consoante a configuração do sistema, este envia uma mensagem de alerta por SMS e por email, para os números de telemóvel e email’s relativos a entrada em causa.

Figura 6.2- Protótipo Enernatura

Esta aplicação pode ser uma mais-valia para a instalação, pois avisa, quando o gerador fotovoltaico ou o seguidor solar se encontra fora de serviço. Para isso, vai-se necessitar para além do equipamento, de mais dois relés. Quando a corrente eléctrica deixa de percorre as espiras das bobines dos relés, estes fecham os seus contactos, activando assim as respectiva entradas e levando o equipamento a enviar um alerta por email e SMS para os contactos pré-configurados. O equipamento permite duas formas distintas de ser parametrizado, a primeira corresponde à introdução das configurações por meio do display LCD, utilizando o teclado presente no equipamento, para configurar é só seguir as instruções que o display vai indicando, e uma segunda a partir do envio de SMS para o equipamento.



6.2. Manutenção de Sistemas Fotovoltaicos

Para além da monitorização do sistema, a manutenção é outro dos aspectos impotentes a ter em conta num equipamento fotovoltaico. Todas as operações de inspecção e manutenção terão que ser feitas sem tensão e após serem tomadas todas as precauções para evitar acidentes, por entaladelas, por quedas em altura ou por electrocussão. Estas operações deverão ser efectuadas por pessoas especializadas, equipadas com equipamento de protecção adequado e tomando as precauções indispensáveis para evitar acidentes e garantindo o afastando de pessoas não intervenientes. É de referir também que é aconselhado uma inspecção periódica ao equipamento a cada seis meses, garantindo assim o bom funcionamento do mesmo, como é aconselhado pelos manuais dos vários fabricantes.

6.2.1. Manutenção do Gerador e do Inversor Fotovoltaico Como já foi referido anteriormente é aconselhada uma manutenção semestral aos módulos fotovoltaicos, que coincida com a mudança de estação, para evitar a perda de rendimento devido a sujidade presente nos módulos. Esta manutenção é aconselhada ser realizada logo pela manhã bem cedo, para garantir assim que os vidros temperados constituintes dos módulos não sejam danificados aquando da sua limpeza com água com detergente. Deve-se também verificar se não há projecção de sombras de objectos próximos ou de vegetação em nenhum sector dos módulos entre as 9 e as 17 horas. Por fim, deve-se verificar também se as ligações eléctricas estão bem ajustadas e sem sinais de oxidação. Relativamente ao inversor, deve-se realizar uma limpeza aos equipamentos que fazem a dissipação do calor, caso esta esteja obstruída devido a sujidades nas coberturas das grelhas de ventilação, nos ventiladores, nos dissipadores de calor ou no espaço entre o inversor e a parede ou fuste do seguidor. Antes de desligar a instalação da tensão para realizar a respectiva manutenção, tem-se de ter em atenção as indicações dos leds e display do inversor para detectar alguma anomalia referenciada pelo equipamento. Por fim, aconselha-se se possível o operador da instalação realizar as diferentes intervenções a diferentes horas do dia sob várias condições de radiação, especialmente no primeiro ano após instalar o sistema, visto que, é possível detectar erros de dimensionamento ou de instalação ocultos e assegurar um funcionamento correcto do sistema fotovoltaico.



6.2.2. Manutenção do Seguidor Solar No caso da manutenção do seguidor solar, esta também é bastante importante visto que, facilmente este equipamento pode ficar fora de serviço ou com um funcionamento não desejado, ficando assim o gerador orientado de forma incorrecta levando a uma menor rentabilidade do sistema. Neste tipo de equipamentos, tem-se em atenção a quatro aspectos importantes:

O primeiro está relacionado com uma observação regular por parte do proprietário do equipamento durante o período de funcionamento do mesmo, visto ser um equipamento mecânico, pode a qualquer momento apresentar um comportamento anómalo, tendo que ser reportado ao responsável pela manutenção o mais rápido possível, pois podemos estar perante um problema relacionado com o automatismo ou o controlo do equipamento.

Outro aspecto a ter em conta é a realização de uma inspecção semestral à lubrificação

tanto do motor de rotação, como de todas as articulações do sistema.

É aconselhado também que anualmente seja realizado um reaperto de todas as ligações aparafusadas, evitando assim que a estrutura vá ganhando folgas ao longo do tempo.

Por fim, durante todas as manutenções deve ser dado especial atenção à verificação do

estado de toda a cablagem existente no equipamento, bem como ao estado de conservação de todos os sensores presentes no equipamento.

Realizando todos estes procedimentos correctamente está-se a garantir um prolongamento da vida do equipamento e uma diminuição da probabilidade do mesmo ficar fora de serviço.

OUTROS TRABALHOS REALIZADOS CAPÍTULO 7


CAPíTULO 7 - OUTROS TRABALHOS REALIZADOS Durante a realização do estágio curricular, para além dos trabalhos já referidos nos capítulos anteriores, foram realizados também outros trabalhos de auxílio a colaboradores da empresa. Foram realizados acompanhamentos a outras obras não referidas atrás, acções de manutenção, visitas comerciais, bem como o acompanhamento de levantamento no âmbito do Regulamento das Características de Comportamento Térmico dos Edifícios (RCCTE). Relativamente ao acompanhamento de outras obras em curso, e com o intuito de me familiarizar com outro tipo de instalações, visto que estas referem-se às instalações de microgeração com estruturas fixas de planos inclinados, bem como um seguidor solar de dois eixos de grandes dimensões (fuste com sete metros de altura), tendo potências instaladas entre os 3,45 kW e os 3,6 kW, composto por 18 a 20 módulos de 230 Wp.

Figura 7.1- Seguidor de grandes dimensões de 3,6 kW

Relativamente ao acompanhamento das equipas de manutenção foram realizadas diversas tarefas de manutenção, onde se destacam a substituição do cabo de controlo e a substituição do autómato do seguidor solar. Durante este período é de destacar um seguidor solar que apresentou várias anomalias técnicas. Como foi referido no capítulo anterior um dos procedimentos fundamentais para a identificação de anomalias está relacionado com uma observação constante do comportamento do equipamento por parte do proprietário. Foi nessas circunstâncias que foi identificado uma avaria num seguidor (Fig. 7.2), este por vezes apresentava um comportamento estranho relativo ao seu movimento azimutal. Depois de se efectuarem vários testes, tais como, a troca do encoder responsável pelo controlo do movimento azimutal, chegamos a conclusão que o problema se encontrava no autómato. Este ao ser enviado para o fabricante, foi-nos reportado que o problema consistia num bloqueio de software, em que um dos estados do sistema estaria bloqueado.



Com este episódio, deu para perceber as vulnerabilidades destes sistemas, pois devido ao facto do software presente no autómato, estar bloqueado com palavra-passe, levou a que o seguidor estivesse parado mais de uma semana sem necessidade, pois o procedimento de correcção dessa anomalia, era um procedimento fácil e rápido de executar mesmo no local da instalação, sem haver a necessidade de retirar o da mesma.

Relativamente ao acompanhamento da equipa de comerciais também foi uma tarefa que valorizou o estágio curricular, pois para além da componente técnica, esta actividade veio proporcionar outro tipo de experiencias. Durante este acompanhamento destaca-se a entrega de orçamentos a clientes e o levantamento de características do local de instalação. Dos levantamentos realizados durante o estágio destaca-se o levantamento de um projecto inovador, este projecto consistia na instalação de sistema fotovoltaico para a alimentação de bombas em furos de captação de água no subsolo para o enchimento de charcas e bebedouros, alimentando assim os cavalos selvagens do parque natural “Faia Brava” no vale do Coa.

Figura 7.3- Charca para alimentar a partir de energia solar fotovoltaica

Fonte: (Infogerminal, 2011)

Figura 7.4- Esquema de princípio da

instalação de bomba solar

Fonte: (Grundgos, 2012)

Figura 7.2- Seguidor intervencionado que apresentava diversos problemas de controlo



Outra das tarefas realizada foi o um levantamento das características térmicas de edifícios no âmbito do Regulamento das Características de Comportamento Térmico dos Edifícios (RCCTE). Este consiste em estabelecer requisitos de qualidade para os novos edifícios de habitação e de pequenos edifícios de serviços sem sistemas de climatização, nomeadamente ao nível das características da envolvente, limitando as perdas térmicas e controlando os ganhos solares. Este regulamento impõe limites aos consumos energéticos para climatização e produção de águas quentes, num claro incentivo à utilização de sistemas eficientes e de fontes energéticas com menor impacto em termos de energia primária. Este levantamento consistiu, na visita a um edifício situado na Figueira da Foz, acompanhando assim o perito qualificado de RCCTE. Durante esta visita foram recolhidas as informações necessárias para a elaboração do respectivo certificado energético. Esta tarefa consiste na recolha prévia de documentos, no levantamento dimensional do edifício e no levantamento dos sistemas de climatização e AQS. Sendo assim, à posteriori, possível ao perito qualificado a realização da análise do comportamento térmico do edifício, resultando na emissão do certificado energético do mesmo.

CONCLUSÃO


CAPíTULO 8 - CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS Após o período de estágio efectuado na empresa Enernatura, Lda, e o consequente desenvolvimento de um número considerável de actividades, descritas nos capítulos anteriores, é agora possível extrair algumas conclusões. Durante o estágio curricular o aluno adquiriu competências, conhecimentos e experiências relativos à produção de energia eléctrica fotovoltaica. As actividades que envolveram o dimensionamento e instalação de sistemas fotovoltaicos possibilitaram a aquisição de conhecimentos sobre os sistemas mais solicitados e mais utilizados. Relativamente às actividades no âmbito desta tarefa verificou-se que um correcto dimensionamento do sistema pode evitar sérios problemas a médio e longo prazo. Mas estes podem não ser os únicos problemas durante o planeamento e execução de uma obra, visto que existe actualmente no mercado uma grande normalização dos sistemas implementados. Este facto pode levar a que em muitas situações, as propostas comerciais realizadas pela empresa, concorram com outras propostas realizadas por outros instaladores, onde os sistemas poderão não ser os mais adequados, ou em que os equipamentos utilizados sejam de fraca qualidade, podendo assim originar problemas no futuro, mas que no entanto possuem menor custo de aquisição. Por este facto é necessário acompanhar todas as propostas realizadas de um estudo e especificações técnicas que comprovem a qualidade das propostas e das soluções preconizadas. Por este motivo o controlo do tempo despendido na realização das propostas é essencial, uma vez que pode por em causa a adjudicação da mesma. Pelas razões apresentadas a aplicação informática desenvolvida durante o estágio, poderá possibilitar uma significativa economia de tempo, podendo facilitar deste modo uma redução de custos e celeridade na realização de propostas técnicas e comerciais. Numa perspectiva geral, considera-se terem sido atingidos todos os objectivos que foram propostos pela empresa, no que diz respeito à aquisição de conhecimentos à experiência adquirida na realização das actividades propostas. O estágio possibilitou ainda o enquadramento dos conhecimentos adquiridos no mestrado no contexto das actividades realizadas. Em síntese, o aluno considera-se bastante satisfeito pelo trabalho desenvolvido durante o decorrer do estágio, bem como o bom nível de conhecimentos adquiridos. Os diversos temas abordados possibilitaram adquirir conhecimentos importantes, em diversas áreas, que virão certamente a ser úteis na vida profissional. Considera-se, ainda, que a realização do estágio foi uma etapa bastante importante na formação académica e profissional, visto que frequentemente se foi confrontado com dificuldades e novos desafios, colocando constantemente à prova a autonomia individual. O Estágio revelou-se também um momento fundamental de aprendizagem nesta etapa da vida académica e início de vida profissional, sendo opinião do aluno que esta é a melhor forma de realizar esta transição para a vida activa.

CONCLUSÃO


Relativamente a trabalhos futuros, por falta de apoio por parte a empresa que construiu o equipamento referido no Capítulo 6, este não chegou a ser testado em nenhuma instalação em particular. Por este facto, e como ponto de partida para trabalhos futuros será interessante colocar o que foi idealizado em prática, bem como estudar a possibilidade do mesmo poder interagir com a aplicação de dimensionamento desenvolvida durante o estágio, podendo monitorizar um conjunto mais alargado de dados provenientes de situações reais obtidas das instalações.

CONCLUSÃO


8.1. Actualização de Dados Presentes no Relatório

Depois da data de entrega inicial do presente relatório de estágio, foram disponibilizadas novas actualizações referentes a estatísticas e legislação relativas ao enquadramento Nacional das energias renováveis na generalidade e da energia solar fotovoltaica em particular. Por este facto, e com o intuito de manter o presente documento actualizado, decidiu-se acrescentar este subcapítulo às conclusões.

8.1.1. Actualização de Estatísticas Nacionais Relativas às Energias Renováveis Conforme se pode verificar nos gráficos da Fig. 8.1, tanto no ano de 2011 como no ano de 2012 verificaram-se condições hidrológicas extremamente desfavoráveis, bem como um desinvestimento significativo nas energias renováveis, levando assim a uma queda de 6% no ano de 2011 em relação ao ano de 2010 e 9% no ano de 2012 em relação ao ano de 2011 na produção de energia eléctrica de origem renovável Relativamente ao ano de 2012, a produção de origem renovável abasteceu 37% do consumo, com a eólica a atingir a quota mais elevada de sempre, 20%, a hídrica 11% e outras renováveis 6% (REN, 2012)

Figura 8.1- Repartição da produção de Energia em Portugal

Fonte: (REN, 2012)

CONCLUSÃO


Figura 8.2- Contribuição das energias renováveis para o balanço energético de Portugal

Fonte: (Pordata, 2012)

Figura 8.3- Produção bruta de energia Eléctrica em Portugal

Fonte: (Pordata, 2012)

CONCLUSÃO


8.1.2. Actualização do Enquadramento Político Nacional O PNAER 2020 foi definido em função do cenário actual de oferta decorrente de uma redução da procura, de forma a adaptar e minimizar os custos inerentes, tendo por objectivo principal rever o peso relativo de cada uma das Fontes de Energia Renováveis (FER) no mix energético nacional e respectivas metas a atingir em 2020, de acordo com o seu custo de produção e consequente potencial de funcionamento em regime de mercado. Foi estabelecido uma selecção mais criteriosa dos apoios, que devem ser direccionados para as FER com maior maturidade tecnológica e racionalidade económica para Portugal. A aposta nas FER, num quadro de desenvolvimento de baixo carbono, tem de ser enquadrada à conjuntura actual. As novas projecções da economia nacional, definias no final de 2011, perspectivam um PIB em 2020 inferior em pelo menos 8% ao assumido no PNAER 2010, exigindo uma revisão dos pressupostos de consumo de energia primária e final e, consequentemente, das necessidades reais em termos de eficiência energética e energias renováveis para o cumprimento das metas europeias. Linhas de acção:

Transportes: o Promoção de veículos eléctricos; o Aumento de incorporação de biocombustíveis de 1.ª geração (biodiesel e

bioetanol).

Electricidade: o Uma análise de potencial técnico das tecnologias mais competitivas revela a

existência de um potencial comprovado de 4 GW de potência FER para além dos licenciamentos previstos.

Aquecimento e Arrefecimento: o É expectável que os níveis de introdução de FER aumentem até 2020 sem

necessidade de investimentos públicos adicionais, pela natural substituição de equipamentos e consequente redução do consumo energético ou pela continuidade de algumas políticas ainda em vigor (RCCTE e RSECE – instalação de painéis solares em toda e qualquer nova construção e em remodelações de valor superior a 25% do imóvel).

CONCLUSÃO


Um grande número de medidas que constam do PNAER 2010 é objecto de revisão, nomeadamente medidas relacionadas com os incentivos à instalação de potência adicional em fontes de energia renovável, sobretudo em tecnologias ainda pouco competitivas:

Redefinição dos mecanismos de apoio associados às tecnologias emergentes ou menos maduras;

Revisão das metas e objectivos da micro e miniprodução de electricidade; Substituição de medidas de elevado investimento no sector do Aquecimento e

Arrefecimento; Continuação do esforço de promoção das medidas no sector dos Transportes,

nomeadamente as associadas à incorporação de biocombustíveis e outros combustíveis renováveis;

Estímulo ao desenvolvimento da utilização energética da biomassa, sobretudo florestal.

8.1.3. Actualização do Enquadramento Legislativo Nacional Relativamente à revisão da legislação relativa à produção de energia eléctrica a partir de unidades de micro e minigeração, foi publicado o Decreto-Lei n.º 25/2013, de 19 de Fevereiro que procede à alteração ao Decreto-Lei n.º 118-A/2010 de 25 de Outubro, que estabelece o regime jurídico aplicável à produção de electricidade por intermédio de unidades de microprodução, e à alteração ao Decreto-Lei n.º 34/2011, de 8 de Março, que estabelece o regime jurídico aplicável à produção de electricidade por unidades de miniprodução. Relativamente a portarias, foi publicado a Portaria n.º 431/2012, de 31 de Dezembro que estabelece o valor da redução anual da tarifa de referência para a produção de electricidade a partir de fonte solar com utilização de tecnologia fotovoltaica. Foi também publicado o Despacho da DGEG, de 2 de Janeiro de 2013 que divulga o valor da tarifa aplicável no ano de 2013 e a quota de potência de ligação a alocar nesse ano relativas a unidades de micro e minigeração

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Manual de Instruções da Aplicação Dimensionamento de Sistemas Fotovoltaicos ANEXO I


ANEXO I

Manual de Instruções da Aplicação Desenvolvida Para o Dimensionamento de Sistemas Fotovoltaicos Ligados à Rede

Versão 1.0



1. Introdução Esta aplicação é uma ferramenta, desenhada e desenvolvida para facilitar o dimensionamento de um sistema fotovoltaico ligados a rede de distribuição eléctrica, através de uma interface Web. É uma plataforma criada para a utilização de todos os intervenientes no projecto e instalação do sistema. Nesta aplicação é possível dimensionar os módulos fotovoltaicos a utilizar, bem como os inversores, o tipo de condutores o seu comprimento e secção, o tipo de instalação e as protecções utilizadas. Para além disso é também possível realizar uma análise da rentabilidade económica do sistema, bem como o respectivo orçamento. O presente manual destina-se a explicar o funcionamento básico da aplicação, sendo esta muito simples e intuitiva. 2. Instalação

2.1. Instalação no PC

Não é necessário nenhuma instalação em particular, basta executar o ficheiro Enernatura_Setup.exe, presente no CD anexo ao presente relatório e clicar seguinte em todos os passos. Para executar a aplicação basta clicar no atalho que é instalado no ambiente de trabalho com o nome Enernatura. Ao iniciar irão surgir e desaparecer duas janelas, não se preocupe, é normal. Quando surgir a imagem seguinte, não a feche, esta janela tem de permanecer aberta durante a execução da aplicação, caso contrário a mesma não irá funcionar.



Quando aparecer o aviso seguinte clicar em SIM.

Após isto irá então entrar na aplicação, bastando só esperar alguns segundos para que a mesma carregue na totalidade.



2.2. Aceder Online

Em alternativa é possível aceder à aplicação sem realizar qualquer instalação. Para isso basta aceder ao endereço electrónico http://www.sgfotovoltaico.pt.vu/ ou http://www.gestaosistemafotovoltaico.webuda.com. A aplicação está optimizada para correr sem problemas nos browser Firefox, Chrome e Safari. Relativamente ao Internet Explorer, não é aconselhável a sua utilização pois poderão ocorrer alguns erros de visualização. 3. Sistema de Autenticação A aplicação por questões de segurança, visto conter informação confidencial, está protegida com um sistema de login. Para se ter acesso a mesma o utilizador terá de estar registado no sistema. O registo de novos utilizadores só está acessível ao administrador da aplicação, garantindo assim a confidencialidade de todos os dados presentes na base de dados.

A quando da instalação, por defeito e dependendo do tipo de conta, os dados de acesso são: Administrador Engenharia Técnico Comercial DAF4

User: admin Pass: 12345

User: eng Pass: 12345

User: tecnico Pass: 12345

User: comercial Pass: 12345

User: daf Pass: 12345

4 Departamento Financeiro

http://www.sgfotovoltaico.pt.vu/

http://www.gestaosistemafotovoltaico.webuda.com/



É aconselhável que sejam alterados depois da instalação. Este procedimento serve também para diferenciar os utilizadores consoante os seus privilégios de acesso. Como se pode observar no quadro seguinte, diferentes utilizadores, têm privilégios diferentes. Administrador Engenharia Técnico Comercial DAF

Consultar Clientes

Inserir Clientes

Apagar Clientes

Consultar Dimensionamento

Realizar Dimensionamento

Apagar Dimensionamento

Realizar Orçamentos

Consultar Orçamentos

Consultar Rentabilidade

Inserir Novos Utilizadores

Consultar e Inserir Material

4. Funcionamento da Aplicação Após efectuar o login é apresentada a página inicial, onde encontramos o primeiro menu de selecção:

4.1. Menu de Clientes

Ao clicar no menu “Clientes” terá acesso aos dados relativos à base de dedos de clientes, onde poderá inserir, consultar ou apagar um cliente.



Para inserir um novo cliente basta preencher o formulário e clicar em inserir. Relativamente a consulta de clientes, é possível realizar a consulta utilizando dois métodos, introduzindo o número de contribuinte do cliente ou o nome, caso não saiba nenhum destes elementos, basta clicar em consultar e serão listados todos os clientes que estão registados na base de dados. Relativamente a eliminar clientes por questões de segurança terá sempre que saber qual é o número de contribuinte do cliente.

4.2. Menu de Dimensionamento de Sistemas Fotovoltaicos

Ao clicar no menu “Dimensionamento” terá acesso aos dados relativos à base de dedos de dimensionamentos, onde poderá inserir, consultar ou apagar um dimensionamento.



4.2.1. Consultar e Eliminar Dimensionamento Fotovoltaico Se seleccionar consultar um dimensionamento terá sempre de saber qual é o seu id, caso não o saiba tem a possibilidade de clicar em “Consultar ID” onde será listado todos os dimensionamentos presentes na base de dados. Ao visualizar um dimensionamento poderá também consultar a sua lista de material. Relativamente a apagar um dimensionamento é igual ao procedimento para eliminar um cliente.

4.2.2. Realizar um Dimensionamento Fotovoltaico Este é o menu mais importante de toda aplicação, visto ser o motivo da construção da mesma. O primeiro passo no dimensionamento de um sistema fotovoltaico consiste na escolher do que pretende introduzir inicialmente: a potência contratada do sistema ou a área de ocupação.



De seguida ser-lhe-á apresentado o formulário de escolha de módulo, onde serão apresentados todos os módulos presentes na base de dados.

No formulário seguinte terá que escolher o(s) inversor(s) que deseja instalar no sistema. A aplicação, neste ponto aconselha o número de inversores a utilizar, dependendo dos equipamentos presentes na base de dados, podendo esse número ser alterado posteriormente, bastando para isso clicar em adicionar ou remover inversor.



De seguida será apresentado um resumo de todo o dimensionamento realizado até este ponto, se não for apresentada nenhuma mensagem de erro e se todos os valores se encontrarem a verde, isso significa que até ao momento não foi detectado nenhum erro de dimensionamento. Neste ponto poderá também, caso o deseje, redefinir alguma configuração introduzida anteriormente.

De seguida irá surgir o formulário de introdução do número de strings, número de módulos por strigs e comprimento de cada cabo para cada inversor, bem como, o tipo de cabo, tipo de instalação, método de referência e resistência da terra para toda a instalação. Para continuar e necessário validar os dados introduzidos neste ponto.



Ao clicar em validar irá aparecer o formulário de controlo de erros. Caso todos os valores estejam a verde e não haja mensagens de erro a vermelho, é sinal de que não existem erros de dimensionamento até este momento, sendo assim possível continuar.

Caso existirem valores a vermelho ou mensagens de erro, não é possível continuar, será necessário corrigir todos os erros e validar novamente.



No passo seguinte irá surgir o formulário de configuração das secções das cablagens do sistema para os vários inversores. Os valores apresentados para selecção correspondem aos valeres presentes na base de dados que correspondam ao tipo de cabo, tipo de instalação e método de referência introduzidos anteriormente, bem como, à secção mínima admissível. Ao clicar em continuar, surgirá um passo em que não terá de introduzir nenhum valor. Neste ponto serão apresentados os valores das perdas e das quedas de tensão em cada cabo, bem como, todas as protecções necessárias, para cada inversor. No fim da página podemos encontrar o valor do fusível da protecção geral instalado na portinhola e o valor da secção do cabo de ligação do sistema à rede.



O formulário seguinte corresponde à configuração do tipo de estrutura de suporte dos módulos fotovoltaicos.

Dependido do tipo de estrutura escolhida irá surguir um dos seguintes formulários.



Neste ponto o formulário que pode apresentar mais dúvidas é o formulário relativo à estrutura plana. Neste caso teremos de definir a inclinação total do painel, a inclinação da superfície de apoio (ex. ângulo de inclinação do telhado) e a disposição do painel. Caso seja alterada alguma configuração neste ponto, os valores da distância mínima entre duas filas painéis, o ângulo do painel em relação a superfície de apoio e a área total da instalação têm de ser recalculado antes de continuar.

<!> Atenção Caso não clique em recalcular, ao clicar em continuar, serão assumidos os valores antigos e não os introduzidos posteriormente.

No final do dimensionamento será apresentado um resumo de todas as configurações atribuídas, bem como de todos os valores calculados. Neste ponto é possível consultar a lista de material necessária para a execução do projecto. Caso seja necessário imprimir ou guardar o relatório em disco existe a possibilidade de criar um pdf com toda a informação. <!> Atenção se clicar em sair sem o desejar, toda a informação será perdida sem possibilidade de ser recuperada. Para recuperar a informação terá de realizar um novo dimensionamento.



Para gravar o dimensionamento na base de dados terá de clicar em gravar. Ao clica irá surgir um formulário onde terá de introduzir o id do cliente. Caso não o saiba poderá clicar em consular clientes, ao clicar irá abrir um novo separador no seu browser com o formulário “consultar clientes”. Caso queira criar um novo cliente pode também clicar em inserir clientes, ao clicar irá abrir um novo separador no seu browser com o formulário “inserir clientes”



4.2.3. Lista de Material A lista de material pode ser consultada de duas formas. Quando se encontra na página relativa ao resumo do dimensionamento ou quando consulta um dimensionamento presente na base de dados. Tem também a possibilidade neste momento de guardar a lista de matéria em pdf ou numa folha de cálculo do Excel. Por vezes poderá ter alguns problemas ao abrir a lista de material no Excel, por isso aconselhamos que guarde o ficheiro em disco primeiro e só depois o abra a partir do Excel, mesmo assim poderá aparecer o erro seguinte, onde terá que clicar em “SIM”.

Para evitar que volte a ter problemas com o ficheiro é aconselhado o guarde de novo depois de aberto com outro nome.

4.3. Menu de Análise de Projecto

Quando clicar no menu “Análise de Projecto” terá a possibilidade de simular a rentabilidade económica do sistema ou realizar o respectivo orçamento rápido.

4.3.1. Rentabilidade Económica

Ao escolher “Rentabilidade” terá acesso a um formulário onde encontrará duas opções: efectuar a simulação relativa a um projecto guardado na base de dados (para isso será necessário introduzir o id do dimensionamento desejado) ou então realizar uma simulação introduzindo a potência instalada e o módulo fotovoltaico escolhido.



Dependendo da escolha efectuada no formulário anterior irá surgir de seguir um dos seguintes formulários:

Por fim será apresentado o resultado da simulação, onde é possível analisar uma estimativa da energia produzida, uma estimativa da remuneração do sistema, bem como, uma estimativa para o tempo de retorno de investimento. Para visualizar basca clicar no botão respectivo.



Neste momento é também possível guardar o relatório em pdf.

4.3.2. Orçamento Rápido Ao escolher “Orçamento Rápido” terá acesso a um formulário onde encontrará duas opções: efectuar ou consultar o orçamento relativo a um projecto de minigeração ou microgeração.



Ao efectuar a selecção anterior irá surgir o formulário seguinte:

Caso deseje realizar um novo orçamento terá de introduzir o número do cliente, a que deseja associar esse novo orçamento, no formulário correspondente à realização do orçamento. De seguida é só preencher os formulários que vão sendo apresentados ao longo do processo. No formulário relativo a factura eléctrica, será necessário introduzir o valor da potência contratada de consumo de energia. Por fim será apresentado o relatório final respectivo ao orçamento desejado.



4.4. Menu Pessoal

No menu pessoal poderá consultar e alterar os seus dados pessoais do utilizador. Neste menu terá acesso também a uma zona onde podem ser trocadas mensagens entre os utilizadores da plataforma, sendo esta de funcionamento idêntico ao email.

4.5. Menu de Administrador

Caso tenha privilégios para tal ao clicar no menu “Administrador” terá acesso a um segundo menu.

Na área de administração da plataforma poderá adicionar, consultar ou eliminar um utilizador, bem como, adicionar, consultar ou apagar, todo a equipamento presente na base de dados e utilizado durante os dimensionamentos.

Relatórios Produzidos a Partir da Aplicação Desenvolvida ANEXO II


ANEXO II

Relatórios Produzidos a Partir da Aplicação Desenvolvida e Relativa a Instalação Descrita Anteriormente

Esquema de Ligação Eléctrica de Instalações ANEXO III


ANEXO III

Esquema de Ligação Eléctrica de Instalação Fotovoltaica Referente ao Capitulo 6

Fichas Técnicas de Modulo e Inversor Solar ANEXO V


ANEXO IV

Fichas Técnicas de Seguidor Solar



ANEXO V

Fichas Técnicas de Modulo e Inversor Solar

Dados Solares – Radiação Solar e Temperatura Ambiente ANEXO VI


ANEXO VI

Dados Solares – Radiação Solar e Temperatura Ambiente

Plano Inclinado

Lisboa

Viana Castelo

Braga Bragança Vila Real

Porto Aveiro Viseu Coimbra Castelo Branco

Janeiro 154 126 127 120 68 141 148 139 146 147

Fevereiro 188 170 170 176 147 182 184 179 178 190

Estragar 237 219 217 223 214 230 232 220 220 238

Abril 260 242 234 240 228 254 254 230 236 255

Maio 269 258 250 260 252 269 265 252 248 270

Junho 286 275 271 292 283 280 276 278 267 298

Julho 300 282 283 307 298 288 286 297 285 315

Agosto 299 281 281 300 295 282 282 290 280 305

Setembro 271 256 257 265 261 264 263 259 255 275

Outubro 218 190 188 195 175 204 205 198 201 215

Novembro 172 142 141 143 98 153 156 151 155 164

Dezembro 146 119 125 123 33 129 138 133 135 137

(Unidades: w/m2) (Fonte: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/)

Leiria Portalegre Évora Santarém Setúbal Beja Faro Guarda

Janeiro 147 149 165 152 155 168 175 131

Fevereiro 176 187 201 190 193 200 211 178

Estragar 224 233 244 235 240 245 254 221

Abril 241 248 259 256 265 261 277 238

Maio 251 263 265 268 272 267 280 255

Junho 271 293 292 289 289 293 295 289

Julho 285 311 308 304 301 310 303 310

Agosto 280 300 301 300 298 303 301 301

Setembro 257 268 271 269 275 272 279 265

Outubro 203 211 225 215 223 233 241 197

Novembro 158 163 184 171 178 190 199 147

Dezembro 135 136 153 141 147 158 164 125

(Unidades: w/m2) (Fonte: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis)



Seguidor Solar

Lisboa

Viana Castelo


Porto Aveiro Viseu Coimbra

Janeiro 195 164 161 150 66 184 193 180 184

Fevereiro 240 220 218 225 164 237 239 232 223

Estragar 304 287 283 290 274 305 307 287 280

Abril 354 335 319 324 301 356 357 317 317

Maio 382 378 359 367 353 396 390 360 346

Junho 442 429 416 442 425 438 429 429 401

Julho 463 429 429 463 446 438 438 458 429

Agosto 429 407 406 429 416 410 412 425 398

Setembro 366 346 345 351 345 360 357 350 338

Outubro 280 246 242 248 213 266 268 258 255

Novembro 224 185 179 181 105 198 203 195 196

Dezembro 190 155 160 155 22 169 179 174 172


Castelo Branco

Leiria Portalegre Évora Santarém Setúbal Beja Faro

Janeiro 186 183 188 216 195 197 218 228

Fevereiro 239 218 238 264 243 246 261 273

Estragar 306 284 300 330 303 309 328 340

Abril 347 321 333 365 350 362 368 393

Maio 389 351 378 400 382 390 401 425

Junho 463 409 446 471 446 450 471 475

Julho 488 425 479 496 467 463 496 483

Agosto 442 391 438 454 433 429 454 450

Setembro 368 343 355 370 363 368 373 383

Outubro 273 254 270 298 277 286 308 318

Novembro 209 200 208 242 225 232 248 263

Dezembro 173 170 173 200 183 190 206 212




Temperatura Ambiente

Lisboa

Viana Castelo


Porto Aveiro Viseu Coimbra

Janeiro 11 10 10 6 8 10 10 8 10

Fevereiro 11 11 10 7 9 11 11 9 11

Estragar 14 13 13 10 12 13 13 12 13

Abril 15 14 14 12 13 14 14 13 14

Maio 18 16 16 15 16 16 17 16 17

Junho 21 19 19 20 20 20 20 20 21

Julho 23 21 21 22 22 21 21 22 22

Agosto 24 21 21 22 22 21 22 22 23

Setembro 21 19 19 18 19 19 20 20 20

Outubro 18 16 16 14 16 17 17 16 17

Novembro 14 13 12 9 11 12 13 11 13

Dezembro 11 11 10 6 9 10 10 9 10

(Unidades: ºC) (Fonte: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/)

Castelo Branco

Leiria Portalegre Évora Santarém Setúbal Beja Faro Guarda

Janeiro 9 10 9 10 10 11 11 12 6

Fevereiro 10 11 10 12 11 12 12 13 8

Estragar 13 13 13 14 14 14 15 15 10

Abril 14 15 15 16 15 16 16 16 12

Maio 17 17 18 19 18 18 19 19 15

Junho 22 21 22 23 21 22 23 22 20

Julho 24 22 25 25 23 23 25 24 22

Agosto 24 23 25 25 24 24 25 24 22

Setembro 21 21 22 22 21 22 22 22 19

Outubro 17 18 18 19 18 19 19 19 15

Novembro 12 13 13 14 14 14 14 15 10

Dezembro 9 11 10 11 11 11 12 13 7

(Unidades: ºC) (Fonte: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/)

autor orientadores: professor doutor fernando josé...

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