engenharia elÉtrica Érika gomes yamamoto · viabilidade da utilização de energia fotovoltaica...

ENGENHARIA ELÉTRICA

ÉRIKA GOMES YAMAMOTO

ESTUDO DE VIABILIDADE DE INSTALAÇÃO DE USINAS FOTOVOLTAICAS EM DIFERENTES REGIÕES DO BRASIL

Londrina

2015

0



Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Departamento de Engenharia Elétrica da Universidade Estadual de Londrina.

Orientador: Prof. Msc. Osni Vicente

Londrina

2015

i



Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Departamento de Engenharia Elétrica da Universidade Estadual de Londrina.

BANCA EXAMINADORA

____________________________________

Prof. Msc. Osni Vicente

Universidade Estadual de Londrina

____________________________________

Prof. Dra. Silvia Galvão de Souza Cervantes


____________________________________

Prof. Dr. Luis Alfonso Gallego Pareja


Londrina, 12 de fevereiro de 2016.

ii

Dedico este trabalho à minha filha

Isabella e ao meu marido Luciano, meu

maior incentivador.

iv

AGRADECIMENTOS

Agradeço primeiramente a DEUS por todas as graças condedidas

na minha vida e por abençoar as pessoas que amo.

Aos meus pais Oswaldo e Dionízia que me educaram, me apoiaram

e me proporcionaram a oportunidade de cursar o meu tão sonhado curso de

Engenharia Elétrica e ao meu irmão Adriano.

À minha filha Isabella por ser minha inspiração para fazer o meu

melhor e ao meu amado marido Luciano que me ajudou a ultrapassar barreiras que

eu jamais teria conseguido sozinha.

Agradeço ao professor Osni que me orientou neste trabalho e

também sempre me inspirou com palavras de incentivo ao longo do curso.

À professora Silvia que me incentivou em um momento importante

do curso.

Aos meus amigos Edivaldo, Fernando, Gustavo, Cintia, Fernanda,

Paula, Aline, Edith e Priscila pela amizade verdadeira, pelas longas horas de estudo

juntos, pelo companheirismo e pelo amor.

v

Não sabendo que era impossível, foi lá e fez.

Jean Cocteau

vi

Yamamoto, Érika Gomes. Estudo de Viabilidade de Instalação de Usinas

Fotovoltaicas em Diferentes Regiões do Brasil. 2015. 141 folhas. Trabalho de

Conclusão de Curso (Graduação em Engenharia Elétrica) – Universidade Estadual

de Londrina, Londrina, 2015.

RESUMO

Considerando a crise tarifária de energia elétrica no atual cenário de

produção brasileiro, o trabalho de conclusão de curso aqui proposto irá analisar a

viabilidade da utilização de energia fotovoltaica em diferentes regiões do Brasil,

abordando questões técnicas e citando pontos importantes como análises

geográficas e ambientais fundamentais para o projeto de uma usina.

Tendo sido feito o estudo de todas estas variáveis, será feito um

projeto de uma usina fotovoltaica de 30 MW e, posteriormente, será feito o estudo de

viabilidade da instalação desta mesma usina nas regiões brasileiras calculando-se o

tempo de retorno do investimento para as cinco regiões brasileiras.

Palavras-chave: Geração, Transmissão e Distribuição de Energia (GTD). Usina Fotovoltaica. Energia Renovável.

vii

Yamamoto, Érika Gomes. Viability study of photovoltaic power plant installation

in different regions of Brazil. 2015. 133 folhas. Trabalho de Conclusão de Curso

(Graduação em Engenharia Elétrica) – Universidade Estadual de Londrina, Londrina,

2015.

ABSTRACT

Considering the present electrical energy crisis in brazilian

production scene, this work aims studying the photovoltaic energy feasibility in

different brazilian regions, covering technical, geographical and environmental issues

that involve the power plant photovoltaics project.

After studying all those variables, a 30 MW photovoltaic power plant

will be done, and then, the installation feasibility of this power plant will be studied for

different parts of Brazil by calculating the payback for the investment for all the five

brazilian regions.

Key words: Power generation, transmission and distribution. Photovoltaic power plants. Renewable energy.

viii

LISTA DE ILUSTRAÇÕES

Figura 1 – Empreendimentos fotovoltaicos habilitados e vendedores para o leilão de 2014 20 Figura 2 – Estrutura de uma planta fotovoltaica 23 Figura 3 – Estrutura cristalina de silício e condutividade intrínseca 24 Figura 4 – Dopagem p e dopagem n 24

Figura 5 – Formação da área de carga espacial na junção p-n através da difusão de elétrons e

buracos 26 Figura 6 – Exemplos de células fotovoltaicas de silício monocristalino 28 Figura 7 – Exemplos de células fotovoltaicas de silício policristalino 29 Figura 8 – Exemplos de células fotovoltaicas de silício amorfo 31

Figura 9 – Exemplos de módulos fotovoltaicos de telureto de cádmio 32

Figura 10 – Exemplos de módulos fotovoltaicos de CIGS 32

Figura 11 – Exemplos de células solares orgânicas 33 Figura 12 – Painel solar híbrido 34 Figura 13 – Perfil cartola 35 Figura 14 – Perfil U enrijecido 35

Figura 15 – Perfil U 36 Figura 16 – Exemplo de fixação com parafuso 36

Figura 17 – Exemplo de fixação com grampos 37 Figura 18 – Grampos de fixação, grampo central à esquerda da imagem e grampo lateral à

direita da imagem 37

Figura 19 – Instalação horizontal em vermelho e vertical em verde 38 Figura 20 – Sistema fixo 39

Figura 21 – Sistema seguidor, com incidência solar anterior ao pôr do Sol 40 Figura 22 – Sistema seguidor sem incidência solar 40

Figura 23 – Caixa de junção de strings não conectadas 42 Figura 24 – Caixa de junção de strings conecatas 42 Figura 25 – Inversor Fotovoltaico 43 Figura 26 – Mapa de Declividade 45

Figura 27 – Ângulo de azimute, considerando projeto no hemisfério norte 46 Figura 28 – Corte lateral de uma mesa fotovoltaica indicando tilt e azimute 47 Figura 29- Irradiação solar 48 Figura 30 – Mesa fotovoltaica 54 Figura 31 – Desenho da área do receptor fotovoltaico 59

Figura 32 – Resultados de recurso solar para a cidade de Londrina 62 Figura 33 – Resultados de recurso solar para a cidade de São José dos Campos 62

Figura 34 – Resultados de recurso solar para a cidade de Cuiabá 63 Figura 35 – Resultados de recurso solar para a cidade de Manaus 63 Figura 36 – Resultados de recurso solar para a cidade de Recife 64 Figura 37 – PVsyst: Janela inicial 82 Figura 38 – PVsyst: Janela de ferramentas 82

Figura 39 – PVsyst: Janela para escolher um local geográfico 83 Figura 40 – Google Earth 83 Figura 41 – PVsyst: Janela de parâmetros de local geográfico 84 Figura 42 – PVsyst: Janelas de aviso 85 Figura 43 – PVsyst: Janela com dados mensais 85 Figura 44 – PVsyst: Janelas de informação 86 Figura 45 – PVsyst: Janela de parâmetros geográficos 87

ix

Figura 46 – PVsyst: Janela de salvamento 88 Figura 47 – PVsyst: Botão de escolha 88

Figura 48 – PVsyst: Botão de finalização 89 Figura 49 – PVsyst: Iniciando o projeto conectado em rede 89 Figura 50 – PVsyst: Janela de menu 90 Figura 51 – PVsyst: Janela para escolha de local 91 Figura 52 – PVsyst: Escolhendo o local 91

Figura 53 – PVsyst: Janela de local 92 Figura 54 – PVsyst: Janela de salvamento de projeto 92 Figura 55 – PVsyst: Parâmetros de temperatura 93 Figura 56 – PVsyst: Parâmetros de albedo 94 Figura 57 – PVsyst: Tilt e azimute 95

Figura 58 – PVsyst: Janela de horizonte 96

Figura 59 – PVsyst: Janela de importação de horizonte 96

Figura 60 – PVsyst: Janela para iniciar o desenho 97 Figura 61 – PVsyst: Janela de aviso 97 Figura 62 – PVsyst: Iniciando o desenho de elemento de sombreamento 98 Figura 63 – PVsyst: Inserindo um novo objeto de sombreamento 99

Figura 64 – PVsyst: Exemplo de objeto de sombreamento 99 Figura 65 – PVsyst: Inserindo a coletor fotovoltaico 100

Figura 66 – PVsyst: Dimensionando o coletor fotovoltaico 100 Figura 67 – PVsyst: Janela com o desenho de um conjunto de mesas fotovoltaicas 101 Figura 68 – PVsyst: Elemento receptor junto com o de sombreamento 102

Figura 69 – PVsyst: Janela de inserção de objeto 103 Figura 70 – PVsyst: Exemplo de uma rede elétrica aérea como objeto de sombreamento 103

Figura 71 – PVsyst: Exemplo de sombreamento 104 Figura 72 – PVsyst: Janela para geração da tabela e do gráfico de sombreamento 104

Figura 73 – PVsyst: Gráfico de sombreamento 105 Figura 74 – PVsyst: Janela pra dimensionar o sistema com módulos e inversores 105 Figura 75 – PVsyst: Mensagem de alerta de dimensionamento 106

Figura 76 – PVsyst: Janela com parâmetros térmicos 107

Figura 77 – PVsyst: Janela com parâmetros de perdas ôhmicas 108 Figura 78 – PVsyst: Janela para seleção de perdas detalhadas 108 Figura 79 – PVsyst: Janela para configuração de perdas por módulos 109 Figura 80 – PVsyst: Janela de perdas por sujeira 109 Figura 81 – PVsyst: Perdas por sujeira mensal 110

Figura 82 – PVsyst: Janela de perdas de irradiação 110 Figura 83 – PVsyst: Ângulo de incidência modificado 111 Figura 84 – PVsyst: Janela de dimensionamento de tensão 112

Figura 86 – PVsyst: Janela de configuração de variáveis de saída 113 Figura 87 – PVsyst: Janela para adição de variáveis de saída 113 Figura 88 – PVsyst: Exemplo de configuração de variáveis de saída 114 Figura 89 – PVsyst: Exemplo de retirada de variáveis de saída 114

Figura 90 – PVsyst: Janela de simulação 115 Figura 91 – PVsyst: Janela de confirmação de simulação 115 Figura 92 – PVsyst: Janela de resultados 116 Figura 93 – PVsyst: Relatório de simulação 116 Figura 94 – PVsyst: Janela de saída 117

x

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

APP – Área de Proteção Permanente

ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica

BNDES – Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social

CCEE – Câmara de Comércialização de Energia Elétrica

EPE – Empresa de Pesquisa Energética

FV – Fotovoltaico

LER/2014 – Leilão de Energia de Reserva de 2014

MME – Ministério de Minas e Energia

ONU – Organização das Nações Unidas

PCH – Pequena central hidrelétrica

UFV – Usina fotovoltaica

UTE – Usina termelétrica

SUMÁRIO 1. APRESENTAÇÃO ................................................................................................ 13

1.1 INTRODUÇÃO .................................................................................................... 13

1.2 OBJETIVOS ....................................................................................................... 16

1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................................... 16

2. REVISÃO DE LITERATURA ................................................................................... 16

2.1 LEILÕES DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL .......................................................... 16

2.2 TRABALHOS EXISTENTES RELACIONADOS ............................................................ 20

2.2.1 COMPARAÇÃO DO CUSTO ENTRE ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA E FONTES

CONVENCIONAIS .......................................................................................................... 20

2.2.2 ANÁLISE DOS IMPACTOS AMBIENTAIS NA PRODUÇÃO DE ENERGIA DENTRO DO

PLANEJAMENTO INTEGRADO DE RECURSOS .................................................................... 21

2.2.3 ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA SOBRE A VIABILIDADE DE IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS

DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA DISTRIBUÍDA NO BRASIL ...................................................... 21

2.3 ESTRUTURA DE UMA PLANTA FOTOVOLTAICA........................................................ 22

2.4 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ................................................................................ 23

2.4.1 TECNOLOGIAS EXISTENTES ................................................................................ 27

I. SILÍCIO (S-SI) ................................................................................................... 27

II. SILÍCIO MONOCRISTALINO .................................................................................. 27

III. SILÍCIO POLICRISTALINO .................................................................................... 29

IV. FILME FINO ....................................................................................................... 30

V. SILÍCIO AMORFO (A-SI) ...................................................................................... 31

VI. TELURETO DE CÁDMIO (CDTE) ........................................................................... 31

VII. ÍNDIO E GÁLIO SELENETO (CIS / CIGS) ............................................................... 32

VIII. CÉLULAS SOLARES FOTOVOLTAICAS ORGÂNICAS (OPV) ....................................... 33

IX. PAINEL SOLAR HÍBRIDO (HJT) ............................................................................ 33

2.5 ESTRUTURA MECÂNICA ...................................................................................... 34

2.5.1 SISTEMA FIXO ................................................................................................... 38

2.5.2 SISTEMA SEGUIDOR (TRACKING) ........................................................................ 39

2.6 COMPONENTES DE DISTRIBUIÇÃO CC .................................................................. 41

2.7 INVERSOR......................................................................................................... 43

2.8 TRANSFORMADOR ............................................................................................. 44

2.9 VARIÁVEIS QUE INFLUENCIAM NO DESEMPENHO DA UFV ....................................... 44

2.9.1 MAPA DE DECLIVIDADE ...................................................................................... 44

12

2.9.2 MAPA HIDROGRÁFICO ........................................................................................ 45

2.9.3 AZIMUTE ........................................................................................................... 46

2.9.4 TILT ................................................................................................................. 46

2.9.5 RECURSO SOLAR .............................................................................................. 47

2.10 OUTROS ASPECTOS DE UMA PLANTA FOTOVOLTAICA ............................................ 48

2.10.1 CÁLCULO DA ÁREA NECESSÁRIA PARA A IMPLANTAÇÃO DE UMA PLANTA

FOTOVOLTAICA ............................................................................................................ 48

2.10.2 CONSTRUÇÃO DE VIAS DE PASSAGENS INTERNAS ................................................. 49

2.10.3 CONSTRUÇÃO DE ESTRADAS DE ACESSO À UFV .................................................. 50

2.10.4 PRESERVAÇÃO AMBIENTAL ................................................................................. 50

2.11 SOFTWARES UTILIZADOS NOS PROJETOS FOTOVOLTAICOS .................................... 51

2.11.1 PVSYST ........................................................................................................... 51

2.11.2 GOOGLE EARTH ................................................................................................ 51

2.11.3 GLOBAL MAPPER .............................................................................................. 51

2.11.4 SURFER ........................................................................................................... 52

2.11.5 AUTOCAD ......................................................................................................... 52

3. MATERIAIS E MÉTODOS ...................................................................................... 52

3.1 SISTEMA PROPOSTO .......................................................................................... 54

3.2 ESCOLHA DOS MATERIAIS PARA O SISTEMA PROPOSTO ......................................... 56

3.3 SIMULAÇÃO DO SISTEMA PROPOSTO ................................................................... 58

3.4 ANÁLISE DE VIABILIDADE .................................................................................... 59

4. RESULTADOS E DISCUSSÕES ............................................................................. 61

4.1 RESULTADO DAS SIMULAÇÕES PVSYST ............................................................... 61

4.2 TEMPO DE RETORNO DO INVESTIMENTO E ANÁLISE DE VIABILIDADE DA

IMPLEMENTAÇÃO DO SISTEMA PROPOSTO PARA CADA REGIÃO .......................................... 65

5. CONCLUSÃO ..................................................................................................... 78

6. REFERÊNCIAS ................................................................................................... 81

7. ANEXOS ........................................................................................................... 82

13

1. APRESENTAÇÃO

1.1 INTRODUÇÃO

Atualmente, a principal fonte de energia elétrica no Brasil são as

hidrelétricas, que produzem cerca de 65,2% da energia consumida. [9]

Em 2015, o Brasil passou por uma grave crise devido à falta de

chuva, que ocasionou o esgotamento de diversos reservatórios das hidrelétricas.

Estes reservatórios dependem de níveis de água adequados para poderem suprir a

geração de energia.

Desta forma, com a produção reduzida, as concessionárias de

energia tiveram que comprar energia de outras fontes, como as termelétricas, por

exemplo, para poderem atender a demanda. O problema é que que a energia

termelétrica é mais cara e este custo adicional foi repassado para o consumidor final

aumentando em grande porcentagem o custo da energia elétrica nas contas dos

cidadãos brasileiros.

Quando se constrói uma hidrelétrica, o impacto ambiental é

considerável, visto que são afetadas a fauna e flora local. A fauna é desalojada do

local de construção da usina hidrelétrica e a flora, com a formação das represas,

decompõe-se, gerando resíduo orgânico que deve ser controlado.

O impacto ambiental de uma usina termelétrica também é bastante

grande e seu custo de geração é elevado, como a população brasileira pôde

comprovar diante da crise energética do ano de 2015.

Visto que a energia fotovoltaica é limpa, causa pouquíssimo impacto

ambiental, é fácil de ser instalada e gera a custo menor do que uma termelétrica, é

14

interessante comprovar a viabilidade de usinas geradoras fotovoltaicas de grande

porte para compor a matriz brasileira de energia elétrica.

Uma série de outros fatores podem reafirmar o resultado positivo

esperado para a análise de viabilidade deste trabalho.

Atualmente, os países líderes na geração fotovoltaica são,

respectivamente, a Alemanha, China, Itália, Estados Unidos e Japão. A área

territorial brasileira é maior do que a de todos estes países, desconsiderando as

áreas do Alasca e do Havaí, para os Estados Unidos. Desta forma, a disponibilidade

territorial é um dos indicadores positivos para a viabilidade da instalação de UFVs no

Brasil.

Outro ponto positivo que motiva o uso de UFVs é que o custo

ambiental, comparado com o de outras fontes energéticas é baixo. Para se construir

uma usina hidrelétrica, por exemplo, há perda e deslocamento de fauna e flora. As

espécies de animais que conseguem sobreviver à inundação das represas se

deslocam para ambientes secos diferentes de seu habitat natural. Já a flora, quando

submersa, apodrece embaixo da inundação.

Visto o impacto causado pelas hidrelétricas e também que as usinas

termelétricas geram lançam significativas quantidades de gases na atmosfera que

contribuem para o efeito estufa, as UFVs apresentam um impacto mínimo (emissão

de CO2 na fabriação dos módulos) entre as matrizes energéticas mais utilizadas.

As UFVs também são uma excelente opção para se aplicar em

sistemas isolados. Pensando em um lugar isolado, como pequenas comunidades

ribeirinhas que cercam o rio Amazonas, por exemplo, sabe-se que não existem

redes elétricas nestes lugares. Um sistema isolado é uma boa opção para suprir a

demanda destas comunidades, entretanto, um sistema FV é mais indicado do que

15

uma UTE , visto que esta precisa ser abastecida constantemente com diesel,

tornando o sistema inviável para locais isolados.

Duas desvantagens atuais de uma UFV são a necessidade de

importação dos módulos fotovoltaicos e a falta de produção noturna. Para a

produção noturna, necessita-se usar um banco de baterias, no caso de sistemas

isolados. Isto poderá futuramente ser resolvido pois o Lawrence Berkeley National

Laboratory já desenvolveu um tipo de placa solar que produz energia mesmo a

noite, à baixo custo. Entretanto, não se sabe quando esta tecnologia estará

disponível no mercado.

Quanto a importação de módulos fotovoltaicos, o BNDES deve

incluir em breve os paineis solares dentro do portifólio de produtos financiáveis, afim

de estimular o mercado fotovoltaico. Para que isto seja possível, será necessário

haver uma fabricante ou montadora de paineis no Brasil.

A manutenção das UFVs também é outro ponto favorável às UFVs,

visto que apresenta baixo custo e alto grau de facilidade.

Como a conversão de energia fotovoltaica não depende de trabalho

mecânico, as UFVs também apresentam vantagem em relação ás usinas eólicas,

que produzem muito barulho com a rotação de suas turbinas.

http://www.lbl.gov/

http://www.lbl.gov/

16

1.2 OBJETIVOS

Este trabalho de conclusão de curso tem como finalidade analisar a

viabilidade de instalação de usinas fotovoltaicas em diferentes regiões do Brasil.

1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Apresentar a estrutura de uma planta fotovoltaica;

Estudar e detalhar os fatores (sombreamento, recurso solar, azimute, etc.)

mais importantes que interferem na instalação das usinas fotovoltaicas;

Apresentar parâmetros e aplicá-los para a análise de terrenos para a

implementação de usinas fotovoltaicas;

Elaborar o projeto de uma UFV para cada um dos cinco locais escolhidos;

Analisar a viabilidade da instalação de usinas fotovoltaicas em diferentes

regiões do Brasil.

2. REVISÃO DE LITERATURA

2.1 LEILÕES DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL

A principal forma de contratação de energia no Brasil é o leilão.

Nele, os venderdores de energia são os geradores, ou seja, as empresas donas das

usinas que geram energia elétrica. Os compradores são distribuidoras e

transmissoras, ou seja, as concessionárias que irão repassar a energia comprada ao

consumidor final.

A ANEEL determina que a responsável pelo leilão é a Câmara de

Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

17

Para que uma empresa possa participar do leilão como vendedora,

ela deve apresentar um projeto que esteja técnicamente habilitado e também deve

estar cadastrado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) seguindo várias

diretrizes no Ministério de Minas e Energia que podem ser encontradas na Portaria

MME nº 21 de 18 de janeiro de 2008. [Leilão de Energia de Reserva de 2014]

O primeiro leilão de energia de reserva feito no Brasil aconteceu em

2014. Foram cadastrados 400 projetos, mas somente 331 (83%) apresentou

viabilidade técnica e capacidade de entregar a quantidade de energia no prazo

determinado pelas regras do leilão. Deste total de projetos habilitados, foram

ofertados 8,8 GW. O Quadro 1 mostra a distribuição da oferta de potência entre os

estados que tiveram projetos cadastrados.

Quadro 1- Projetos Fotovoltaicos Habilitados a participarem do leilão

Fonte: Leilão de Energia de Reserva de 2014

As causas de reprovação dos projetos foram desconformidades

com: licença ambiental; certificação do projeto; registro na ANEEL; terreno e parecer

de acesso.

18

A licença ambiental é uma autorização para a instalação de um

empreendimento que possa causar algum tipo de degradação ao meio ambiente em

determinada localização. Pode ser concedida pelos órgãos ambientais nacionais e

também pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e de Recursos Natuais

Renováveis (IBAMA).

A certificação do projeto é feita por uma terceira empresa,

desvinculada da empresa projetista. É um documento que atesta que o projeto

segue todos os requisitos necessários para o correto funcionamento da usina.

O registro na ANEEL é um documento de outorga que declara por

meio de escritura pública a existência do projeto fotovoltaico.

Para o terreno estar em conformidade legal, deve ser apresentado

um documento de posse do terreno com todos os seus detalhamentos, como as

coordenadas geográficas de cada vértice, por exemplo.

O parecer de acesso é um documento formal onde são informadas

as condições de acesso e conexão da geradora a uma rede de distribuição.

Segundo o documento de Leilão de Energia de Reserva de 2014, o

custo dos empreendimentos participantes do leilão variaram de R$ 53 milhões a R$

157 milhões. Esta variação se dá de acordo com a potência oferecida e também das

características construtivas dos projetos. O mesmo documento aponta que um preço

médio de venda de energia fotovoltaica de R$ 215,12/MWh, sendo que o teto (preço

de ínicio para o leilão) foi deR$ 262,00.

Considerando que a taxa de câmbio correspondente ao período de

realização do leilão foi com o dólar a R$ 2,45, o valor médio de venda equivale a

US$ 82. Este valor é um dos preços mais baixos do mundo, conforme mostra o

Quadro 2, que indica preços internacionais de energia fotovoltaica.

19

Quadro 2- Preços de energia fotovoltaica em outros países.


O mapa da Figura 1 mostra a concentração dos empreendimentos

habilitados que participaram do leilão. Nota-se maior concentração na região

nordeste.

20

Figura 1 – Empreendimentos fotovoltaicos habilitados e vendedores para o leilão de

2014


2.2 TRABALHOS EXISTENTES RELACIONADOS

A seguir serão comentados sobre outros trabalhos acadêmicos

relacionados ao assunto deste trabalho.

2.2.1 COMPARAÇÃO DO CUSTO ENTRE ENERGIA SOLAR

FOTOVOLTAICA E FONTES CONVENCIONAIS

Este trabalho aponta as vantagens da utilização de energia de

origem solar em relação à obtenção de energia proveniente de combustíveis fósseis

e nucleares mostrando que o sistema fotovoltaico é mais simples e permite o

desenvolvimento social de localidades não eletrificadas.

21

Também é mostrado que quando o trabalho foi elaborado, o custo

de construção de uma UFV era cerca de 50 vezes o valor de uma PCH. Embora

este custo imediato de construção seja maior, em um prazo de 30 anos, o custo de

geração é 10 vezes menor.

O trabalho aponta que a tendência do valor da energia fotovoltaica

tende a cair, enquanto o valor da energia obtida por gás natural tende a subir [11].

2.2.2 ANÁLISE DOS IMPACTOS AMBIENTAIS NA PRODUÇÃO

DE ENERGIA DENTRO DO PLANEJAMENTO

INTEGRADO DE RECURSOS

Os recursos renováveis inseridos dentro do planejamento energético

visam abrandar os impactos ambientais provocados pela produção de energia

elétrica. Desta forma é possível alcançar metas para a execução de um

desenvolvimento sustentável. Um planejamento de recursos integrados bem

desenvolvido pode dar suporte à mitigação de tais impactos [12].

2.2.3 ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA SOBRE A

VIABILIDADE DE IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE

GERAÇÃO FOTOVOLTAICA DISTRIBUÍDA NO BRASIL

O Brasil é um mercado muito promissor na área fotovoltaica e,

juntamente com o restante da América Latina, os projetos da área começam a se

tornar viáveis. A inserção de usinas FV é, além disso, uma forma de tornar o setor

energético menos vulnerável ao regime de chuvas [13].

Devido às pressões sociais e ambientais, a geração de energia por

grandes hidrelétricas tem se tornado mais difícil [13], abrindo assim, espaço para as

22

fontes alternativas e renováveis.

2.3 ESTRUTURA DE UMA PLANTA FOTOVOLTAICA

Uma planta de uma usina fotovoltaica conectada à rede possui como

principais componentes os módulos fotovoltaicos, inversores e uma subestação,

conforme a Figura 2.

É importante entender algumas nomenclaturas usuais nos projetos

fotovoltaicos. Uma string é uma associação, geralmente em série, de vários módulos

fotovoltaicos.

Os módulos fotovoltaicos são placas retangulares que convertem a

energia solar em energia elétrica. Em usinas de grande porte, é usual utilizar

módulos que produzem energia de cerca de 300 Wp (Watt peak – potência máxima

produzida pelo módulo), possuem tensão de operação na ordem de grandeza de

três dezenas de volts e possuem dimensões próximas de 2 m x 1 m x 0,04 m (altura,

largura e espessura).

A estrutura mecânica que serve de leito para as strings é chamada

de mesa fotovoltaica. As strings são conectadas através de caixas de conexão cuja

saída seguirá até um inversor, que transformará a tensão de corrente contínua

produzida pelos módulos em tensão de corrente alternada, necessária para a

injeção na rede elétrica. Antes de entrar na rede, as saídas dos inversores seguem

para as subestações unitárias que abrigam os transformadores. Estes elevarão a

tensão do sistema para aí sim poderem ser conectadas à rede de distribuição de

energia elétrica.

23

Figura 2 – Estrutura de uma planta fotovoltaica

2.4 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Existem diferentes tipos de módulos fotovoltaicos, cujas

características de conversão solar variam de acordo com suas dimensões,

tecnologias de fabricação, dimensões, entre outras variáveis.

Os módulos fotovoltaicos são compostos por células FV que

convertem a energia solar em energia elétrica.

Tomando como exemplo uma célula de silício cristalino, Figura 3,

pode-se descrever o funcionamento das células solares.

Para se fabricar as células, é necessária a utilização de cristais de

alta qualidade e silício com alto grau de pureza. Os átomos de silício formam uma

estrutura cristalina estável e cada um destes átomos possuem quatro elétrons de

ligação (elétrons de valência). Para formar uma configuração estável na estrutura

cristalina, dois elétrons vizinhos formam um par de ligações. Dessa forma, o silício

ativa sua configuração de gás nobre com oito elétrons vizinhos. Uma ligação

elétrica pode ser quebrada pela ação de luz ou calor e assim o elétron fica livre e

deixa um buraco na estrutura cristalina. Isto é conhecido como condutividade

intrínseca.

24

Figura 3 – Estrutura cristalina de silício e condutividade intrínseca

Fonte: Deutsche Gesellshaft fur Sonnenenergie, 2008

O material de silício pode ser usado para gerar energia. Impurezas

são introduzidas deliberadamente na estrutura cristalina. Estas impurezas são os

átomos de dopagem. Eles têm um elétron a mais, no caso do fósforo, ou um elétron

a menos, no caso do boro, que o silício, em suas camadas de valência.

Consequentemente, estes átomos de dopagem são considerados átomos de

impureza na estrutura cristalina.

Figura 4 – Dopagem p e dopagem n

25


No caso da dopagem com fósforo (dopagem n), Figura 4, existe um

elétron excedente para cada átomo de fósforo na estrutura . Este elétron pode se

mover livremente no cristal e, consequentemente, transportar uma carga elétrica. Na

dopagem com boro (dopagem p), existe um buraco (ausência de um elétron de

ligação) para cada átomo de boro na estrutura. Os elétrons dos átomos de silício

vizinhos podem preencher este buraco, criando um novo buraco em algum outro

lugar.

O método de condução baseado em átomos de dopagem é

conhecido como condução de impurezas ou condução extrínseca. Tanto na

dopagem p, quanto na n, as cargas livres não têm uma direção predeterminada em

seus movimentos.

Se uma camada de semicondutor com dopagem n é posto junto de

uma camada de semicondutor p, é formada uma junção p-n (positiva-negativa).

Nesta junção, elétrons excedentes da camada n difundem-se com a camada

26

semicondutora p. Isto cria uma região com alguns portadores livres de carga,

conhecida como região de carga espacial. Átomos de dopagem carregados

positivamente permanecem na região negativa de transição e átomos de dopagem

com carga negativa permanecem na região de transição positiva. Desta forma, cria-

se um campo elétrico que se opõe ao movimento dos portadores de carga.

Figura 5 – Formação da área de carga espacial na junção p-n através da difusão de

elétrons e buracos


Se o semicondutor p-n (célula solar), Figura 5, for exposto à luz,

fótons serão absorvidos pelos elétrons e esta entrada de energia quebra a ligação

elétrica. Os elétrons liberados são atraídos pelo campo elétrico para a região

positiva. Este processo é chamado de efeito fotovoltaico. A difusão de cargas aos

contatos elétricos causam uma voltagem nas células solares. Em um estado isolado,

uma tensão de circuito aberto (OCV) aparece na célula solar. Se um circuito elétrico

é fechado, o corrente pode fluir.

27

Alguns elétrons não alcançam os contatos e então se recombinam.

Esta recombinação se refere à ligação de um elétron livre a uma falta de elétron

(lacuna) na camada de valência. (Deutsche Gesellshaft fur Sonnenenergie, 2008)

2.4.1 TECNOLOGIAS EXISTENTES

As tecnologias mais ulitizadas atualmente são de silício cristalino

(monocristalino ou policristalino), de filme fino, silício amorfo e telureto de cádmio.

I. SILÍCIO (S-SI)

A maior parte dos paineis solares instalados atualmente utilizam

alguma tecnologia baseada em silício. O que difere uma tecnologia de outra é o grau

de pureza do silício utilizado. Esta pureza diz respeito ao alinhamento das moléculas

de silício e, quanto mais puro, maior é a eficiência dos paineis solares.

Embora a eficiência de um painel solar seja relevante para sua

aplicação em um projeto fotovoltaico, outras variáveis também podem influenciar na

escolha de um módulo solar, como suas dimensões (que dependem do espaço

disponível para a aplicação do projeto), preço e garantia de fabricação.

II. SILÍCIO MONOCRISTALINO

Embora esta tecnologia, Figura 6, seja a mais antiga e

comercialmente mais eficiente, com eficiência de cerca de 14 a 21%, é a mais cara.

É fácilmente reconhecível por possuir células com quinas arredondadas e por ser de

cor escura.

28

Figura 6 – Exemplos de células fotovoltaicas de silício monocristalino


Características do painel solar monocritalino:

o Eficiência média de 14 a 21%;

o Células com forma arredondada;

o Tamanho padrão das células fotovoltaicas: 10x10 cm;

12,5x12,5 cm; 15x15 cm;

o Cor: azul escuro ou quase preto (com antirreflexo) e cinza ou azul

acinzentado (sem antirreflexo).

Vantagens do painel solar monocristalino:

o Maior eficiência;

o Ocupam menos espaço;

o Maior durabilidade (cerca de 30 anos), com maior garantia (25 anos);

o Tendem a funcionar melhor do que as outras tecnologias com

condições de baixa irradiação.

Desantagens do painel solar monocristalino:

29

o Mais caro;

o Baixo aproveitamento do silício no processo de fabricação devido aos

cortes de arredondamento.

III. SILÍCIO POLICRISTALINO

Introduzida no mercado em 1981, esta tecnologia (Figura 7) é um

pouco menos eficiente do que a de silício monocristalino, mas é a mais empregada

por possuir menor custo.

Figura 7 – Exemplos de células fotovoltaicas de silício policristalino


Características do painel solar policristalino:

o Eficiência média de 13 a 16,5%;

o Células com formato quadrado;

o Tamanho padrão das células fotovoltaicas: 10x10 cm;

12,5x12,5 cm; 15x15 cm;

30

o Cor: azul (com antirreflexo), cinza prateado (sem antirreflexo).

Vantagens do painel solar policristalino:

o Maior aproveitamento do silício no processo de fabricação, se

comparado com a tecnologia de silício monocristalino;

o Menor custo;

o Vida útil maior que 30 anos e garantia de 25 anos.

Desvantagens do painel solar policristalino:

o Menor eficiência, se comparado ao monocristalino, devido à menor

pureza do polissilício;

o Necessidade de uma área maior para o mesmo valor de potência de

um monocristalino.

IV. FILME FINO

O painel fotovoltaico de filme fino pode ser categorizado pelo

material fotovoltaico utilizado no seu substrato. Este material pode ser silício amorfo

(a-Si); telureto de cádmio (CdTe); cobre, índio e gálio seleneto (CIS / CIGS) e células

solares fotovoltaicas orgânicas (OPV).

Vantagens do painel solar de filme fino:

o Baixo custo;

o Aparência homogênea, com estética mais agradável;

o Pode ser flexível, tendo assim maior leque de aplicabilidade;

o Menos sensível ao sombreamento.

Desvantagens do painel solar de filme fino:

31

o Precisa de mais espaço de instalação;

o Menos eficiente;

o Maior custo de instalação;

o Menor durabilidade e garantia.

V. SILÍCIO AMORFO (A-SI)

Possui baixa eficiência o que faz com que sua aplicação seja viável

apenas em pequena escala, como em uma calculadora de bolso, por exemplo.

Figura 8.

Figura 8 – Exemplos de células fotovoltaicas de silício amorfo

Fonte: Rüther, 2004

VI. TELURETO DE CÁDMIO (CDTE)

Apesar de sua eficiência ser relativamente baixa, cerca de 9 a 11%,

esta tecnologia, mostrada na Figura 9, possui uma boa relação custo / eficiência,

sendo melhor até mesmo do que os painéis de silício. Entretanto, vale lembrar que o

cádmio é um material tóxico.

32

Figura 9 – Exemplos de módulos fotovoltaicos de telureto de cádmio


VII. ÍNDIO E GÁLIO SELENETO (CIS / CIGS)

Em termos de eficiência (de 10 a 12%), esta tecnologia (Figura 10) é

a melhor entre os painéis de filme fino, mas ainda se apresenta em fase de pesquisa

e desenvolvimento e também contém uma pequena quantidade do material tóxico, o

cádmio.

Figura 10 – Exemplos de módulos fotovoltaicos de CIGS


33

VIII. CÉLULAS SOLARES FOTOVOLTAICAS ORGÂNICAS (OPV)

Com eficiência variável, esta tecnologia (Figura 11) é feita a partir de

polímeros orgânicos condutores. Entretanto, há poucas empresas que conseguem

produzi-la em escala industrial.

Figura 11 – Exemplos de células solares orgânicas

IX. PAINEL SOLAR HÍBRIDO (HJT)

É feita com processo semelhante ao do silício monocristalino,

possuindo uma camada de silício amorfo. Apesar de possuir uma alta eficiência, de

cerca de 20%, e ser resistente a altas temperaturas, sendo ideal para instalações no

Brasil, esta tecnologia ainda não está disponível no mercado. Este painel é mostrado

na Figura 12.

34

Figura 12 – Painel solar híbrido

2.5 ESTRUTURA MECÂNICA

A estrutura mecânica de um sistema fotovoltaico geralmente é feita

em aço ou alumínio, sendo que o aço é mais barato, mais pesado e menos

resistente à corrosão, enquanto o alumínio é mais caro, porém é leve e é mais

resistente à corrosão. Esta corrosão do material pode ocorrer tanto por exposição ao

tempo, sujeito à chuva, como também pelas propriedades corrosivas dos terrenos

nos quais a estrutura será instalada.

Ao se usar o aço para a fabricação da estrutura fotovoltaica, deve-se

fazer a galvanização da mesma, cuidando para que não haja nenhuma área não

galvanizada. Este procedimento acaba encarecendo um pouco sua utilização,

embora não chegue a ultrapassar o valor do alumínio.

A vantagem de se utilizar o alumínio é que além de ser mais

resistente à corrosão, seu acabamento fica esteticamente mais agradável.

Em relação ao peso, em casos de projetos nos quais o sistema será

instalado em cima de alguma cobertura, como um telhado, por exemplo, o aço, se

35

usado em grande quantidade, pode comprometer a estrutura na qual será instalado.

A estrutura fotovoltaica diz respeito às mesas FV onde ficam

instalados os módulos e, possivelmente caixas de conexão.

As mesas geralmente são armações feitas por um conjunto de perfis

metálicos (aço ou alumínio) com diversos tipos de faces, sendo os mais usuais:

cartola (Figura 13), perfil U (Figura 14) enrijecido e perfil U (Figura 15).

Figura 13 – Perfil cartola

Fonte: FILGUEIRAS

Figura 14 – Perfil U enrijecido

Fonte: FILGUEIRAS

36

Figura 15 – Perfil U

Fonte: FILGUEIRAS

Também fazem parte da estrura os elementos de fixação dos

módulos, que podem ser parafusos (Figura 16) ou grampos (Figura 17 e Figura 18).

Figura 16 – Exemplo de fixação com parafuso

Fonte: YINGLI

37

Figura 17 – Exemplo de fixação com grampos

Fonte: YINGLI

Figura 18 – Grampos de fixação, grampo central à esquerda da imagem e grampo

lateral à direita da imagem

Cada fabricante de módulo indica quais são as formas corretas

(Figura 19) de fixar o módulo na estrutura. (Geralmente existe mais de uma opção

de fixação para o mesmo módulo.

38

Figura 19 – Instalação horizontal em vermelho e vertical em verde

Fonte: YINGLI

2.5.1 SISTEMA FIXO

No sistema fixo (Figura 20), como o próprio nome sugere, os

módulos fotovoltaicos ficam presos à estrutura, sem possibilidade de mudarem de

ângulo para a captação do recurso solar.

39

Figura 20 – Sistema fixo

Fonte: Arquivo pessoal

2.5.2 SISTEMA SEGUIDOR (TRACKING)

O sistema seguidor (Figura 21e Figura 22) possui um motor em sua

estrutura que permite que a área de captação de recurso solar dos módulos

fotovoltaicos se posicionem de forma a receberem a maior quantidade de radiação

possível. O motor da estrutura é alimentado pelo próprio sistema fotovoltaico.

40

Figura 21 – Sistema seguidor, com incidência solar anterior ao pôr do Sol


Figura 22 – Sistema seguidor sem incidência solar


41

2.6 COMPONENTES DE DISTRIBUIÇÃO CC

O cabeamento da planta fotovoltaica consiste em cabos de string (cc

primário) e cabos cc secundários, que conectam as caixas de junção de string ao

inversor.

Os cabos cc primários, são cabos unipolares que compõem uma

string. Eles juntam os conectores de todos os módulos, um a um, fazendo uma

ligação em série destes módulos e seguem para a caixa de junção. Como esses

cabos ficam expostos ao tempo, devem apresentar um bom isolamento, resistência

aos raios ultravioletas (UV) e às intempéries. É comum utilizar cabos de 6mm² de

seção transversal, mas esta deve ser calculada para estarem de acordo com perdas

ôhmicas e quedas de tensão aceitáveis para o projeto.

As caixas de junção (Figura 23 e Figura 24) de string têm a função

de unir um certo número de strings e devem ser escolhidas de acordo com algumas

características como tensão e corrente máxima de entrada, número de strings,

classe de proteção, entre outros.

42

Figura 23 – Caixa de junção de strings não conectadas

Fonte: Deutsche Gesellshaft fur Sonnenenergie

Figura 24 – Caixa de junção de strings conecatas


Os cabos CC secundários também são unipolares, mas sua seção

transversal é bem maior do que a dos secundários porque a corrente conduzida por

43

eles é muito maior. Um exemplo de magnitude de bitola do cabo cc secundário é de

400 mm². Estes cabos podem ser encaminhados pela estrutura dos módulos ou

dentro de valas subterrâneas. Vale lembrar que as valas geram um custo adicional

ao preço da obra.

2.7 INVERSOR

O inversor, Figura 25, é o equipamento responsável por converter a

corrente contínua gerada pelas placas fotovoltaicas para corrente alternada, que

seguirá para o transformador.

Figura 25 – Inversor Fotovoltaico

Fonte: Balogh

Para se escolher um inversor, é necessário conhecer o sistema e

sua concepção de técnica, que determinarão o número, o nível de tensão e a classe

de potência dos inversores.

O número de inversores e sua potência são determinados pela

potência de fornecimento desejada para a planta fotovoltaica.

44

No caso do LER/2014, foram utilizados inversores de 500 kW até

1665 kW. Existem no mercado valores de potência na faixa de 0,1 kW a 2500 kW.

2.8 TRANSFORMADOR

O transformador é o equipamento que irá aumentar a tensão obtida

pelo inversor para a tensão da rede de transmissão na qual a UFV será conectada.

Geralmente, o transformador é ligado a um par de inversores. Este

transformador possui enrolamentos de baixa tensão (380 V, por exemplo) e um

secundário em alta tensão. Nas usinas fotovoltaicas, o transformador geralmente

fica abrigado em uma estrutura de alvenaria chamada de subestação unitária.

2.9 VARIÁVEIS QUE INFLUENCIAM NO DESEMPENHO DA UFV

2.9.1 MAPA DE DECLIVIDADE

O mapa de declividade indica quais são as declividades em todos os

pontos do terreno onde será instalada a usina. As declividades são representadas

por diferentes cores ao longo do mapa. Este mapa pode ser obtido através de

softwares que geram as curvas de nível de um determinado local, baseado em

bancos de dados de satélites. Os dados muitas vezes são disponibilizados

gratuitamente e podem ser facilmente obtidos através de importação feita pelo

próprio software.

Deve-se atentar a declividades maiores que 5º pois estas

inviabilizam a instalação de uma mesa fotovoltaica.

45

Figura 26 – Mapa de Declividade

Fonte: Narcélio de Sá

2.9.2 MAPA HIDROGRÁFICO

É muito importante que se conheça a hidrografia do terreno da usina

para que não seja feita instalação em áreas que possam alagar em épocas de

maior índice pluviométrico. Um alagamento pode danificar a estrutura e os

equipamentos da planta.

O mapa hidrográfico pode ser obtido através de softwares e é

derivado do mapa de declividade.

Desta forma, com o conhecimento da hidrografia local, deve-se

respeitar sempre uma margem de distância para fazer a construção do

empreendimento.

46

2.9.3 AZIMUTE

Azimute (Figura 27) geográfico é o ângulo medido entre o meridiano

de um ponto e o seu próprio plano vertical. A figura abaixo mostra um painel

fotovoltaico com azimute considerado 0º, apontado para o sul. Isto significa que este

módulo fotovoltaico está localizado em algum lugar do hemisfério norte.

Como o Brasil fica localizado no hemisfério sul, considera-se

azimute 0º quando o módulo está direcionado ao norte, ao contrário do exemplo da

figura.

Figura 27 – Ângulo de azimute, considerando projeto no hemisfério norte


2.9.4 TILT

O tilt (Figura 28) é a inclinação do painel solar em relação ao solo. A

47

figura abaixo mostra o corte lateral de uma mesa fotovoltaica com tilt de 10º e

azimute 0º.

Figura 28 – Corte lateral de uma mesa fotovoltaica indicando tilt e azimute

Utilizar o tilt correto é essencial para a otimização da captação de

recurso solar, além de dificultar o acúmulo de sujeira em cima do módulo.

2.9.5 RECURSO SOLAR

A intensidade da irradiação solar na atmosfera terrestre depende

principalmente da inclinação do Sol com relação ao eixo da Terra, uma vez que a

distância da Terra ao Sol é praticamente constante, em função da elipse

translacional da Terra ter os focos muitos próximos. Pelo mesmo motivo, o nível de

irradiação é maior nas regiões próximas da linha do Equador.

Como essa inclinação varia ao longo do ano, consequentemente, a

irradiação também varia entre 1325W/m² e 1412 W/m², resultando em uma média de

. [1]

48

Este nível de irradiação não chega totalmente até a superfície da

Terra devido a absorção e reflexão que ocorrem na atmosfera. Um bom valor de

irradiação na superfície terrestre é da ordem de 1000W/m². Entretanto, a reflexão

nas nuvens pode aumentar esse valor para 1400W/m² por curtos períodos.

A Figura 29 mostra os raios diretos, refletidos e refratados.

Figura 29- Irradiação solar


2.10 OUTROS ASPECTOS DE UMA PLANTA FOTOVOLTAICA

2.10.1 CÁLCULO DA ÁREA NECESSÁRIA PARA A

IMPLANTAÇÃO DE UMA PLANTA FOTOVOLTAICA

Para se dimensionar uma planta fotovoltaica são analisados

parâmetros como dimensão do módulo fotovoltaico, tilt, declividade do terreno,

hidrografia, área de preservação, tamanho das vias internas, entre outros fatores.

Ao se escolher um modelo de módulo fotovoltaico e o tilt de

49

instalação do mesmo, é necessário fazer o desenho da projeção do módulo em

relação ao solo. O número de módulos dimensionado para determinada potência

multiplicado pela área de projeção de um módulo resulta na área de captação solar.

Deve-se considerar ainda os espaços entre os módulos fixados nas mesas, os

espaçoes entre as mesas, os espaços entre os arranjos e todos os outros

componentes do projeto como subestações, locações de inversores,

transformadores e cercas. Depois de dimensionar a área de projeção de todos os

equipamentos da planta fotovoltaica, deve-se certificar que fatores como declividade,

hidrografia e reserva ambiental sejam considerados.

Existe também a possibilidade de se adequar a potência de uma

planta fotovoltaica de acordo com o terreno disponível. A partir de um terreno com

dada área, fazem-se as análises geográficas e desconta-se todas as áreas

inutilizáveis dentro da área total. A partir disto, dispõe-se a planta fotovoltaica na

parcela aproveitável do terreno disponível.

Para uma planta de 30 MW é razoável utilizar uma área de 500.000

m², ou 50 ha.

2.10.2 CONSTRUÇÃO DE VIAS DE PASSAGENS INTERNAS

As vias de passagem internas são ruas de concreto construídas

dentro da UFV que facilitam o acesso aos pontos principais da usina.

50

2.10.3 CONSTRUÇÃO DE ESTRADAS DE ACESSO À UFV

Como foi visto, para se construir uma usina do porte de 30 MW, é

necessária uma área em torno de 50 ha. Terrenos com essas dimensões

geralmente são distantes de áreas urbanas e para se ter acesso a eles pode ser

necessária a construção de vias que possibilitem o trânsito de veículos.

2.10.4 PRESERVAÇÃO AMBIENTAL

A preservação ambiental do local onde se pretende construir

qualquer tipo de empreendimento que cause algum impacto ambiental deve

respeitar o Código Florestal Brasileiro, lei nº 12.651/12.

Segundo o Art. 1o-A. “Esta Lei estabelece normas gerais sobre a

proteção da vegetação, áreas de Preservação Permanente e as áreas de Reserva

Legal; a exploração florestal, o suprimento de matéria-prima florestal, o controle da

origem dos produtos florestais e o controle e prevenção dos incêndios florestais, e

prevê instrumentos econômicos e financeiros para o alcance de seus objetivos”.

Existem várias regras com diferentes valores de porcentagem de

área que deve ser preservada dependendo do local e do tipo de vegetação.

A hidrografia do local também deve ser respeitada de acordo com a

mesma lei. Para isto, deve-se considerar as APPs, faixas marginais de curso d‟água.

A largura dessas faixas variam de 30 a 500 m, dependendo da largura do curso

d‟água.

51

2.11 SOFTWARES UTILIZADOS NOS PROJETOS FOTOVOLTAICOS

2.11.1 PVSYST

O PVsyst é um software cuja versão atual é a 6.41 e sua primeira

licença custa $1357. Ele ajuda na realização de projetos de sistemas fotovoltaicos e

realiza cálculos e permitem a utilização e edição de dados climáticos provenientes

de fontes externas. No anexo deste trabalho é mostrado como funciona a utilização

do PvSyst.

2.11.2 GOOGLE EARTH

O Google Earth é um software gratuito que possui várias

ferramentas interessantes para o projeto de uma planta fotovoltaica.

Com este software, é possível coletar as coordenadas geográficas e

altitude de todos os locais do globo terrestre. Além disto, é possível desenhar áreas,

marcar pontos e depois salvá-los em diversas extensões, permitindo a utilização

destes dados em vários programas, como o AutoCad, por exemplo, que também é o

programa mais utilizado para desenhar as plantas FV.

2.11.3 GLOBAL MAPPER

O Global Mapper é um software pago, desenvolvido pela Blue

Marble Geographics e sua versão atual é v17.1. Com ele é possível obter curvas de

nível a partir de bancos de dados online para qualquer área do globo terrestre. Além

disto, este programa faz a conversão de extensão de vários arquivos para que eles

possam ser utilizados em outros programas.

52

2.11.4 SURFER

O Surfer é um programa que pode ser comprado pelo site da Golden

Software. Sua versão atual é a 13 e custa $ 849. Ele trabalha com as curvas de nível

obtidas pelo Global Mapper. A partir destas curvas de nível, o Surfer é capaz de criar

mapas de declividade que indicam as inclinações das áreas com diferentes cores.

2.11.5 AUTOCAD

O AutoCad é desenvolvido pela Autodesk e possui versão atual

2016. É a principal ferramenta de desenho utilizada em um projeto fotovoltaico. Com

ele é possível estimar áreas, desenhar a planta fotovoltaica, mostrar detalhes da

estrutura mecânica, diagrama unifilar, curvas de nível, análises de declividade,

análises hidrográficas, entre outros.

3. MATERIAIS E MÉTODOS

Serão estudadas as viabilidades de instalação de um mesmo projeto

de usina fotovoltaica em cada umas das regiões do Brasil. Para a região Sul,

o lugar escolhido é a cidade de Londrina, no estado do Paraná. Na região

Sudeste, a cidade é São José dos Campos, no Estado de São Paulo. Na

região Centro-Oeste, o sistema será estudado para a cidade de Cuiabá, no

Mato Grosso, enquanto para as regiões Norte e Nordeste, serão feitas

análises, respectivamente, nas cidades de Manaus, no Amazonas e Recife,

em Pernambuco.

53

Estas escolhas foram feitas baseadas no fato de que cada uma das

cidades citadas possuem longitude e latitude bem distintas, o que pode

influenciar na variação de recurso solar. Além disto, todas estas cidades

possuem grande porte econômico.

Londrina

Londrina é uma cidade paranaense, localizada no norte do Estado. É a

quarta cidade mais populosa da região sul, com quase 550 mil

habitantes.

São José dos Campos

Considerada polo tecnológico, é uma cidade do interior paulista

localizada no eixo de conurbação Rio-São Paulo. Sua população é

estimada em mais de 533 mil habitantes . (ONU 2010).

Cuiabá

Capital matogrossense, Cuiabá possui cerca de 540 mil habitantes

(ONU 2010) .

Manaus

Localizada na região norte do país, é a capital do Amazonas, sendo o

seu principal centro financeiro. Possui cerca de 1,8 milhões de

habitantes (ONU 2010)

Recife

Cidade pernambucana pertencente à mesorregião metropolitana do

Recife e à microrregião do Recife, possui cerca de 1,6 milhões de

habitantes (ONU 2010).

54

3.1 SISTEMA PROPOSTO

A mesa fotovoltaica (Figura 30) será composta por 76 módulos

fotovoltaicos, que serão instalados na posição horizontal, com pitch de 15º e

dispostos em 4 linhas e 19 colunas. Cada linha de 19 módulos irá compor uma

string. Desta forma, cada mesa abrigará 4 strings. A figura abaixo mostra um modelo

de uma mesa fotovoltaica com 4 strings.

Figura 30 – Mesa fotovoltaica

Cada inversor será conectado a um arranjo fotovoltaico e serão

utilizados 48 inversores, portanto, 48 arranjos.

A Tabela 3 mostra os dados de potência da usina projetada.

55

Tabela 3 - Dados da UFV

Módulo fotovoltaico

Potência 300 Wp

String fotovoltaica

Módulos 19 un

Mesa fotovoltaica

Linhas de módulos 4 un

Colunas de módulos 19 un

Módulos 76 un

Strings 4 un

Potência 22.800 Wp

22,8 kWp

Arranjo fotovoltaico

Mesas 32 un

Módulos 2.432 un

Potência de Módulos

729,6 kWp

Inversor 1 un

Potência de inversor 630 kW

Usina

Arranjos 48 un

Mesas 1536 un

Módulos 11.6736 un

Inversores 48 un

Potência de Módulos

35,02 MWp

Potência de Inversores

30,24 MW

Sobrepotência 15,8 %

Cada par de inversores será ligado a um transformador elevador de

315 V / 34,5 kV que possui dois enrolamentos de BT em 380V e um secundário em

34,5 kV.

56

3.2 ESCOLHA DOS MATERIAIS PARA O SISTEMA PROPOSTO

Para a obtenção dos resultados através de simulações, os

componentes mais importantes a serem descritos são o módulo fotovoltaico e o

inversor. Foi escolhido um modelo de módulo fotovoltaico e um modelo de inversor

cujas características já estão inseridas no PVsyst. Os dados característicos do

módulo fotovoltaico estão na Tabela 4 e do inversor, na Tabela 5.

Módulo fotovoltaico

Tabela 4 - Dados do módulo fotovoltaico

Características do Módulo Fotovoltaico

Fabricante Canadian Solar

Modelo CS6X-300P

Tipo de célula Silício Poly-cristalino

Arranjo de células 72 (6 x 12)

Características Elétricas

Condições STC Condições NOCT

Potência Nominal [Wp] 300 218

Tensão Nominal [V] 36,1 32,9

Corrente Nominal [A] 8,3 6,61

Tensão em circuito aberto [V] 44,6 41

Corrente em curto circuito [A] 8,87 7,19

Características Mecânicas

Dimensões do Modulo [mm] 195 x 982 x 40

Peso [kg] 23

Moldura Mat. Alumínio anodizado

Cabo [mm²] 4

Conectores tipo MC4 ou compatível

57

Inversor

Tabela 5 - Dados do inversor

Características do Inversor Fotovoltaico

Fabricante REFU Elektronic GmbH

Modelo RefuSol 630K

Características de Entrada (C.C.)

Máxima potência C.C [kW] 725

Máxima tensão de Entrada [V] 950

Mínima tensão de Entrada [V] 560

Faixa de tensão de operação MPPT [V] 460~850

Máxima corrente de Entrada [A] 1300

Número de entradas Un 16

Características da Saída (C.A.)

Potência Nominal [Kw] 630

Máxima Potência de saída (25°C) [kVA] 630

Máxima corrente de saída [A] 1220

Tensão Nominal de Saída [V] 315

Faixa de Tensão ajustável [V] 250~362

Faixa de frequência de operação [Hz] 50~60

fp na potência nominal >0,99

Transformador de isolação não

Eficiência máxima % 98,14%

Máxima distorção harmônica total (THD)

% <3

Características das Proteções

Proteção para sobre-tensão D.C Sim

Proteção para sobre-tensão A.C Sim

Monitoramento da rede Sim

Monitoramento do terra Sim

Características Gerais

Dimensões [l x a x p] [mm] 2800 x 2190 x 600

Peso [kg] 1800

Temperatura de operação [°C] -20~45

Consumo de potência (noturna) [W] 50~600

Nível de Proteção IP 54

58

3.3 SIMULAÇÃO DO SISTEMA PROPOSTO

Foram feitas as simulações de uma usina fotovoltaica com as

características apresentadas anteriormente para as cidades de Londrina-PR, São

José dos Campos-SP, Cuiabá-MT, Manaus-AM e Recife-PE.

As coordenadas geográficas e altitude destas cidades usadas no

PVSyst estão indicadas na Tabela 6.

Tabela 6 – Coordenadas para simulação

Coordenadas geográficas para as cidades simuladas

Cidade Latitude (S) Longitude (O) Altitude (m)

Grau Minuto Decimal Grau Minuto Decimal

Londrina 23 18.267 51 10.175 558


23 13.422 45 54.054 601

Cuiabá 15 36.085 56 5.874 182

Manaus 3 7.135 60 1.291 45

Recife 8 2.854 34 52.618 14

Depois de ter introduzido estas cidades no software, o mesmo

carregou valores do banco de dados mundial, com dados de satélites da NASA que

possui dados médios mensais entre os períodos de 1983 a 2005.

Em seguida, foi desenhada uma área fotovoltacia de igual valor à

área real necessária, mas não necessariamente com o mesmo layout, pois isto não

influencia nos resultados de geração.

A Figura 31 mostra o esquema de um único arranjo.

59

Figura 31 – Desenho da área do receptor fotovoltaico

É importante notar que os módulos estão com a face voltada ao

norte, pois a simulação está sendo feita para o hemisfério sul. Se a intenção fosse

de fazer uma simulação em alguma região do hemisfério norte, os módulos

deveriam ter suas faces voltadas ao sul.

Depois de definir o local de simulação e de desenhar a área

receptora de recurso solar, o sistema foi definido como utilizando o módulo de 300

Wp da Canadian Solar e o inversor de 630 kW da Refusol. Além disto, foram

inseridos alguns dos valores mostrados na tabela de descrição da UFV.

Por fim, foi feita uma simulação para cada cidade, obtendo-se

relatórios com resultados como sombreamento e a energia produzida para o

primeiro ano.

3.4 ANÁLISE DE VIABILIDADE

O tempo de retorno de um investimento será calculado da seguinte

forma. Primeiramente, será considerado um valor para o custo de construção da

usina fotovoltaica de 30 MW proposta. Este valor é considerado o valor final, ou

Norte

Sul

Leste

Oeste

60

seja, o quanto foi gasto para a sua construção. Ele engloba custo de materiais,

mão de obra, serviços, entre outros. Devido à complexidade do acesso ao custo

real de todos os itens que envolvem a construção de uma usina, será estimado

um valor praticado no mercado, na ordem de centenas de milhões de reais.

Com o custo da construção estimado, deve-se utilizar um valor de

venda da energia, em R$/Wp. Este valor de venda é o que a empresa

compradora irá pagar pela energia produzida por um determinado período

contratual.

Visto que o tempo de garantia praticado no mercado fotovoltaico é

de 25 anos, espera-se que a venda de energia arrecade o valor do custo de

construção da usina em um tempo menor do que esse período.

É necessário, ainda, considerar alguns valores de degradação na

produção de energia, como por exemplo de 0,5% a 0,7% no decaimento da

produção por ano, devido ao desgaste natural dos componentes.

Desta forma, partindo do valor de energia produzida no primeiro ano

obtido na simulação, deve-se calcular as degradações de produção para o

período de 25 anos. A partir destes valores é possível calcular em quanto tempo

será recuperado o valor investido na usina. A partir deste tempo de recuperação,

passa-se a ter apenas lucro.

Como dito anteriormente, é esperado que a cidade com maior índice

de radiação tenha uma maior produção de energia no primeiro ano e, portanto,

apresente maior viabilidade para a instalação de uma usina fotovoltaica.

61

4. RESULTADOS E DISCUSSÕES

4.1 RESULTADO DAS SIMULAÇÕES PVSYST

Primeiramente, é importante analisar a tabela com os principais

resultados dos relatórios gerados. O relatório é gerado na língua inglesa.

As abreviações contidas nas tabelas e uma breve explicação são

listadas abaixo.

GlobHor – Irradiação global horizontal

T Amb – Temperatura ambiente dada em ºC.

GlobInc – Radiação global que incide no plano do módulo

fotovoltaico dada em kWh/m².

GlobEff – Irradiação global efetiva, também dada em kWh/m²

EArray – Potência efetiva na saída do string, dado em kWh.

E_Grid – Potência injetada no sistema, dada em kWh.

EffArrR – Eficiência da string (Potência de saída da string /

área)

EffSysR - Eficiência do sistema (Potência de saída / área)

62

Londrina

A Figura 32 mostra os resultados da simulação para a cidade

de Londrina.

Figura 32 – Resultados de recurso solar para a cidade de Londrina



de São José dos Campos.

Figura 33 – Resultados de recurso solar para a cidade de São José dos Campos

63

Cuiabá


de Cuiabá.

Figura 34 – Resultados de recurso solar para a cidade de Cuiabá

Manaus


de Manaus.

Figura 35 – Resultados de recurso solar para a cidade de Manaus

64

Recife

A Figura 36Figura 36 mostra os resultados da simulação para

a cidade de Recife.

Figura 36 – Resultados de recurso solar para a cidade de Recife

Compactando as tabelas anteriores, podemos comparar a

quantidade de recurso solar para cada cidade, conforme mostra a Tabela 7.

Tabela 7 - Tabela de resultados de irradiação e temperatura

Cidade Irradiação Global [kWh/m²]

Temperatura Ambiente [ºC]

Londrina 1.795,9 22,16


1.767,3 23,76

Cuiabá 1.846,7 25,87

Manaus 1.691,5 27,18

Recife 2.148,8 25,72

Nota-se que a temperatura ambiente não depende apenas da

irradiação que incide. Isto é visto comparando-se a cidade de Manaus que possui

65

maior temperatura ambiente e menor índice de irradiação. Desta forma, é esperado

que a cidade com maior índice de irradiação, forneça a maior quantidade de energia,

para um mesmo sistema, do que uma cidade com menor índice de irradiação.

4.2 TEMPO DE RETORNO DO INVESTIMENTO E ANÁLISE DE

VIABILIDADE DA IMPLEMENTAÇÃO DO SISTEMA PROPOSTO

PARA CADA REGIÃO

De acordo com catálogo de Leilão de Energia de Reserva de 2014, o

custo das usinas variou de R$53 milhões a R$157 milhões, dependendo da potência

e das características construtivas dos projetos. Desta forma, para a análise de

viabilidade, será estimado um valor de R$150 milhões para a usina de 30 MW.

Também de acordo com o catálogo, o preço médio de venda de

energia fotovoltaica foi de R$215,12/MWh.

A Tabela 8 mostra o resumo do resultado de geração de energia

para as cidades utilizadas nas simulações.

Tabela 8 – Valores de produção resultante das simulações

Cidade Energia Produzida MWh/ano

Londrina 50.290


48.767

Cuiabá 50.056

Manaus 43.462

Recife 55.444

Estes valores são o resultado para o primeiro ano de produção. Para

os anos seguintes, serão descontadas degradações de 0,5% a 0,7% ao ano, valores

66

típicos devido a deterioração natural dos equipamentos.

Como o valor estimado para o custo da usina foi de R$150 milhões e

R$215,12/MWh para o custo de venda ( ) de energia, calcula-se qual é o

montante de energia que deve ser gerada para que seja feita a recuperação do valor

investido.

Assim, é necessário que se produza e venda um montante de

para que se tenha o retorno do valor investido.

Como a garantia praticada no mercado das usinas é de 25 anos,

abaixo serão mostrados os valores de energia produzidos para 25 anos,

considerando degradações de 0,5% (melhor caso), 0,7% (pior caso) e a média

destes valores.

A Tabela 9, Tabela 10, Tabela 11, Tabela 12 e Tabela 13 mostram

os cálculos de geração em MWh/ano considerando degradações em um período de

25 anos para as cidades.

67

Tabela 9 – Cálculo de geração em MWh/ano considerando degradações em um período de 25 anos para Londrina

Londrina

50290 Deg 0,5% Deg 0,7% Deg Média

2º ano 50.038,55 49.937,97 49.988,26

3º ano 49.788,36 49.588,4 49.688,38073

4º ano 49.539,42 49.241,29 49.390,35042

5º ano 49.291,72 48.896,6 49.094,15738

6º ano 49.045,26 48.554,32 48.799,79

7º ano 48.800,03 48.214,44 48.507,23673

8º ano 48.556,03 47.876,94 48.216,48611

9º ano 48.313,25 47.541,8 47.927,52674

10º ano 48.071,69 47.209,01 47.640,3473

11º ano 47.831,33 46.878,54 47.354,93656

12º ano 47.592,17 46.550,39 47.071,28333

13º ano 47.354,21 46.224,54 46.789,37652

14º ano 47.117,44 45.900,97 46.509,2051

15º ano 46.881,85 45.579,66 46.230,7581

16º ano 46.647,44 45.260,61 45.954,02465

17º ano 46.414,21 44.943,78 45.678,99392

18º ano 46.182,14 44.629,18 45.405,65517

19º ano 45.951,22 44.316,77 45.133,99772

20º ano 45.721,47 44.006,55 44.864,01096

21º ano 45.492,86 43.698,51 44.595,68435

22º ano 45.265,40 43.392,62 44.329,00742

23º ano 45.039,07 43.088,87 44.063,96976

24º ano 44.813,87 42.787,25 43.800,56104

25º ano 44.589,81 42.487,74 43.538,77099

68

Tabela 10 – Cálculo de geração em MWh/ano considerando degradações em um período de 25 anos para São José dos Campos



2º ano 48.523,17 48.425,63 48.474,398

3º ano 48.280,55 48.086,65 48.183,600

4º ano 48.039,15 47.750,05 47.894,596

5º ano 47.798,95 47.415,79 47.607,373

6º ano 47.559,96 47.083,88 47.321,920

7º ano 47.322,16 46.754,30 47.038,227

8º ano 47.085,55 46.427,02 46.756,281

9º ano 46.850,12 46.102,03 46.476,073

10º ano 46.615,87 45.779,31 46.197,590

11º ano 46.382,79 45.458,86 45.920,823

12º ano 46.150,87 45.140,65 45.645,760

13º ano 45.920,12 44.824,66 45.372,391

14º ano 45.690,52 44.510,89 45.100,704

15º ano 45.462,07 44.199,31 44.830,690

16º ano 45.234,76 43.889,92 44.562,337

17º ano 45.008,58 43.582,69 44.295,635

18º ano 44.783,54 43.277,61 44.030,574

19º ano 44.559,62 42.974,67 43.767,144

20º ano 44.336,82 42.673,84 43.505,334

21º ano 44.115,14 42.375,13 43.245,133

22º ano 43.894,56 42.078,50 42.986,532

23º ano 43.675,09 41.783,95 42.729,521

24º ano 43.456,72 41.491,46 42.474,089

25º ano 43.239,43 41.201,02 42.220,228

69

Tabela 11 – Cálculo de geração em MWh/ano considerando degradações em um período de 25 anos para Cuiabá

Cuiabá

50056 Deg 0,5%

Deg 0,7% Deg Média

2º ano 49805,72 49.705,61 49755,664

3º ano 49556,69 49.357,67 49.457,180

4º ano 49308,91 49.012,17 49.160,537

5º ano 49062,36 48.669,08 48.865,722

6º ano 48817,05 48.328,40 48.572,724

7º ano 48572,97 47.990,10 48.281,532

8º ano 48330,10 47.654,17 47.992,134

9º ano 48088,45 47.320,59 47.704,519

10º ano 47848,01 46.989,34 47.418,676

11º ano 47608,77 46.660,42 47.134,593

12º ano 47370,72 46.333,80 46.852,260

13º ano 47133,87 46009,46 46.571,665

14º ano 46898,20 45.687,39 46.292,797

15º ano 46663,71 45.367,58 46.015,646

16º ano 46430,39 45.050,01 45.740,200

17º ano 46198,24 44.734,66 45.466,449

18º ano 45967,25 44.421,52 45.194,382

19º ano 45737,41 44.110,56 44.923,989

20º ano 45508,73 43.801,79 44.655,258

21º ano 45281,18 43.495,18 44.388,180

22º ano 45054,78 43.190,71 44.122,744

23º ano 44829,50 42.888,38 43.858,940

24º ano 44605,35 42.588,16 43.596,756

25º ano 44382,33 42.290,04 43.336,185

70

Tabela 12 – Cálculo de geração em MWh/ano considerando degradações em um período de 25 anos para Manaus

Manaus


2º ano 43.244,69 43.157,77 43.201,228

3º ano 43.028,47 42.855,66 42.942,064

4º ano 42.813,32 42.555,67 42.684,498

5º ano 42.599,26 42.257,78 42.428,520

6º ano 42.386,26 41.961,98 42.174,120

7º ano 42.174,33 41.668,24 41.921,287

8º ano 41.963,46 41.376,57 41.670,012

9º ano 41.753,64 41.086,93 41.420,286

10º ano 41.544,87 40.799,32 41.172,097

11º ano 41.337,15 40.513,73 40.925,438

12º ano 41.130,46 40.230,13 40.680,297

13º ano 40.924,81 39.948,52 40.436,665

14º ano 40.720,19 39.668,88 40.194,533

15º ano 40.516,59 39.391,20 39.953,892

16º ano 40.314,00 39.115,46 39.714,731

17º ano 40.112,43 38.841,65 39.477,042

18º ano 39.911,87 38.569,76 39.240,815

19º ano 39.712,31 38.299,77 39.006,041

20º ano 39.513,75 38.031,67 38.772,711

21º ano 39.316,18 37.765,45 38.540,816

22º ano 39.119,60 37.501,09 38.310,346

23º ano 38.9240,0 37.238,59 38.081,294

24º ano 38.729,38 36.977,92 37.853,649

25º ano 38.535,73 36.719,07 37.627,402

71

Tabela 13 – Cálculo de geração em MWh/ano considerando degradações em um período de 25 anos para Recife

Recife

55444 Deg 0,5%

Deg 0,7%

Deg Média

2º ano 55166,78 55055,89 55111,336

3º ano 54890,95 54670,5 54780,723

4º ano 54616,49 54287,81 54452,149

5º ano 54343,41 53907,79 54125,601

6º ano 54071,69 53530,44 53801,065

7º ano 53801,33 53155,72 53478,529

8º ano 53532,33 52783,63 53157,981

9º ano 53264,67 52414,15 52839,407

10º ano 52998,34 52047,25 52522,796

11º ano 52733,35 51682,92 52208,135

12º ano 52469,68 51321,14 51895,411

13º ano 52207,33 50961,89 51584,613

14º ano 51946,30 50605,16 51275,728

15º ano 51686,57 50250,92 50968,744

16º ano 51428,13 49899,17 50663,650

17º ano 51170,99 49549,87 50360,432

18º ano 50915,14 49203,02 50059,080

19º ano 50660,56 48858,60 49759,582

20º ano 50407,26 48516,59 49461,925

21º ano 50155,22 48176,97 49166,099

22º ano 49904,45 47839,74 48872,092

23º ano 49654,93 47504,86 48579,891

24º ano 49406,65 47172,32 48289,487

25º ano 49159,62 46842,12 48000,867

A partir do cálculo de geração considerando as degradações, é

necessário realizar a somatória (Tabela 14, Tabela 15, Tabela 16, Tabela 17 e

Tabela 18) de geração correspondente a cada ano para verificar em quantos anos

será produzido o montante de energia que garantirá o retorno do investimento.

72

Tabela 14 – Somatório de geração em MWh/ano considerando degradações em um período de 25 anos para Londrina

Londrina


2º ano 100.328,6 100.228,0 100.278,2600

3º ano 150.116,9 149.816,4 149.966,6407

4º ano 199.656,3 199.057,7 199.356,9912

5º ano 248.9480 247.954,3 248.451,1485

6º ano 297.993,3 296.508,6 297.250,9385

7º ano 346.793,3 344.723,0 345.758,1753

8º ano 395.349,4 392.600,0 393.974,6614

9º ano 443.662,6 440.141,8 441.902,1881

10º ano 491.734,3 487.350,8 489.542,5354

11º ano 539.565,6 534.229,3 536.897,4720

12º ano 587.157,8 580.779,7 583.968,7553

13º ano 634.512,0 627.004,2 630.758,1318

14º ano 681.629,5 672.905,2 677.267,3369

15º ano 728.511,3 718.484,9 723.498,0950

16º ano 775.158,8 763.745,5 769.452,1197

17º ano 821.573,0 808.689,3 815.131,1136

18º ano 867.755,1 853.318,4 860.536,7688

19º ano 913.706,3 897.635,2 905.670,7665

20º ano 959.427,8 941.641,8 950.534,7774

21º ano 1.004.921 985.340,3 995.130,4618

22º ano 1.050.186 1.028.733 1.039.459,469

23º ano 1.095.225 1.071.822 1.083.523,439

24º ano 1.140.039 1.114.609 1.127.324,000

25º ano 1.184.629 1.157.097 1.170.862,771

73

Tabela 15 – Somatório de geração em MWh/ano considerando degradações em um período de 25 anos para São José dos Campos



2º ano 972.90,17 97.192,63 97.241,40

3º ano 145.570,7 14.5279,3 145.425,0

4º ano 193.609,9 19.3029,3 193.319,6

5º ano 241.408,8 24.0445,1 240.927,0

6º ano 288.968,8 28.7529,0 288.248,9

7º ano 336.290,9 334.283,3 335.287,1

8º ano 383.376,5 380.710,3 382.043,4

9º ano 430.226,6 426.812,3 428.519,5

10º ano 476.842,5 472.591,7 474.717,1

11º ano 523.225,2 518.050,5 520.637,9

12º ano 569.376,1 563.191,2 566.283,6

13º ano 615.296,2 608.015,8 611.656,0

14º ano 660.986,8 652.526,7 656.756,7

15º ano 706.448,8 696.726,0 701.587,4

16º ano 751.683,6 740.615,9 746.149,8

17º ano 796.692,2 784.198,6 790.445,4

18º ano 841.475,7 827.476,2 834.476,0

19º ano 886.035,3 870.450,9 878.243,1

20º ano 930.372,1 913.124,8 921.748,4

21º ano 974.487,3 955.499,9 964.993,6

22º ano 1.018.382 997.578,4 1.007.980

23º ano 1.062.057 1.039.362 1.050.710

24º ano 1.105.514 1.080.854 1.093.184

25º ano 1.148.753 1.122.055 1.135.404

74

Tabela 16 – Somatório de geração em MWh/ano considerando degradações em um período de 25 anos para Cuiabá

Cuiabá


2º ano 99.861,72 99.761,61 99.811,66

3º ano 149.418,4 1.491.19,3 149.268,8

4º ano 198.727,3 198.131,4 198.429,4

5º ano 247.789,7 246.800,5 247.295,1

6º ano 296.606,7 295.128,9 295.867,8

7º ano 345.179,7 343.119,0 344.149,4

8º ano 393.509,8 390.773,2 392.141,5

9º ano 441.598,3 438.093,8 439.846,0

10º ano 489.446,3 485.083,1 487.264,7

11º ano 537.055,0 531.743,5 534.399,3

12º ano 584.425,8 578.077,3 581.251,5

13º ano 631.559,6 624.086,8 627.823,2

14º ano 678.457,8 669.774,2 674.116,0

15º ano 725.121,5 715.141,8 720.131,6

16º ano 771.551,9 760.191,8 765.871,8

17º ano 817.750,2 804.926,4 811.338,3

18º ano 863.717,4 849.347,9 856.532,7

19º ano 909.454,8 893.458,5 901.456,7

20º ano 954.963,6 937.260,3 946.111,9

21º ano 1.000.245 980.755,5 990.500,1

22º ano 1.045.300 1.023.946 1.034.623

23º ano 1.090.129 1.066.835 1.078.482

24º ano 1.134.734 1.109.423 1.122.079

25º ano 1.179.117 1.151.713 1.165.415

75

Tabela 17 – Somatório de geração em MWh/ano considerando degradações em um período de 25 anos para Manaus

Manaus


2º ano 86.706,69 86.619,77 86.663,23

3º ano 129.735,2 129.475,4 129.605,3

4º ano 172.548,5 172.031,1 172.289,8

5º ano 215.147,7 214.288,9 214.718,3

6º ano 257.534,0 256.250,9 256.892,4

7º ano 299.708,3 297.919,1 298.813,7

8º ano 341.671,8 339.295,7 340.483,7

9º ano 383.425,4 380.382,6 381.904,0

10º ano 424.970,3 421.181,9 423.076,1

11º ano 466.307,5 461.695,6 464.001,5

12º ano 507.437,9 501.925,8 504.681,8

13º ano 548.362,7 541.874,3 545.118,5

14º ano 589.082,9 581.543,2 585.313,0

15º ano 629.599,5 620.934,4 625.266,9

16º ano 669.913,5 660.049,8 664.981,7

17º ano 710.025,9 698.891,5 704.458,7

18º ano 749.937,8 737.461,2 743.699,5

19º ano 789.650,1 775.761,0 782.705,6

20º ano 829.163,9 813.792,7 821.478,3

21º ano 868.480,0 851.558,1 860.019,1

22º ano 907.599,6 889.059,2 898.329,4

23º ano 946.523,6 926.297,8 936.410,7

24º ano 985.253,0 963.275,7 974.264,4

25º ano 1.023.789 999.994,8 1.011.892

76

Tabela 18 – Somatório de geração em MWh/ano considerando degradações em um período de 25 anos para Recife

Recife


2º ano 110.610,8 110.499,9 110.555,336

3º ano 165.501,7 165.170,4 165.336,059

4º ano 220.118,2 219.458,2 219.788,209

5º ano 274.461,6 273.366,0 273.913,809

6º ano 328.533,3 326.896,4 327.714,874

7º ano 382.334,7 380.052,2 381.193,404

8º ano 435.867,0 432.835,8 434.351,384

9º ano 489.131,6 485.249,9 487.190,792

10º ano 542.130,0 537.297,2 539.713,588

11º ano 594.863,3 588.980,1 591.921,723

12º ano 647.333,0 640.301,2 643.817,134

13º ano 699.540,4 691.263,1 695.401,747

14º ano 751.486,7 741.868,3 746.677,475

15º ano 803.173,2 792.119,2 797.646,220

16º ano 854.601,4 842.018,4 848.309,869

17º ano 905.772,3 891.568,3 898.670,301

18º ano 956.687,5 940.771,3 948.729,382

19º ano 1.007.348 989.629,9 998.488,964

20º ano 1.057.755 1.038.146 1.047.950,89

21º ano 1.107.911 1.086.323 1.097.116,99

22º ano 1.157.815 1.134.163 1.145.989,08

23º ano 1.207.470 1181668 1.194.568,97

24º ano 1256877 1228840 1.2428.58,46

25º ano 1306036 1275682 1.290.859,330

A Tabela 19 mostra o tempo necessário para a recuperação do

investimento em um empreendimento fotovoltaico de 30 MW para cada uma das

cidades analisadas.

Tabela 19 – Tempo de recuperação de investimento

Cidade Tempo para degradação de 0,5 %

Tempo para degradação de 0,7 %

Tempo médio

Londrina 15 15 15


15 16 15,5

Cuiabá 15 15 15

Manaus 17 17 17

Recife 13 14 13,5

77

É possível notar que Recife é a cidade que apresenta a maior

viabilidade de investimento para um empreendimento fotovoltaico visto que o seu

tempo de retorno foi o menor, 13,5 anos. Em segundo lugar ficaram as cidades de

Londrina e Cuiabá, com 15,5 anos para a recuperação do valor investido. São José

dos Campos resultou em 15,5 anos e por fim, um empreendimento FV leva 17 anos

para se pagar na cidade de Manaus.

78

5. CONCLUSÃO

Este trabalho analisou a viabilidade de construção de uma usina

fotovoltaica de 30 MW em todas as regiões do Brasil. As cidades escolhidas foram

Londrina – PR (região Sul), São José dos Campos – SP (região Sudeste), Cuiabá –

MT (região centro-oeste), Manaus – AM (região norte) e Recife – PE (região

nordeste).

Foi realizada uma simulação da implantação da UFV em cinco

cidades do Brasil.

O resultado das simulações mostrou qual foi a energia gerada ao

longo de primeiro ano, além de tabelas com valores de recurso solar e temperatura

ambiente.

Foram utilizados valores reais para o custo da construção de um

empreendimento do porte desejado e para o valor de venda da energia produzida.

Além disto, foram feitos cálculos de produção de energia ao longo de 25 anos, que é

o tempo de vida útil de uma UFV, considerando valores de degradação anual de

0,5% e 0,7% relativa ao desgaste natural dos equipamentos da usina.

A partir dos cálculos de degradação anual, foi calculada a somatória

de produção até que se atingisse o valor necessário de produção de energia, cuja

venda alcance o valor do custo do empreendimento.

A cidade de Recife apresentou a melhor viabilidade, com tempo de

retorno de apenas 13 anos e meio, ou seja, a partir deste período, tudo o que for

produzido e vendido gerará um lucro para o investidor do empreendimento.

As cidades de Londrina, São José dos Campos e Cuiabá

apresentaram um tempo de cerca de 15 anos para haver retorno do investimento. O

79

mesmo empreendimento, se instalado na cidade de Manaus exige 17 anos para

obter o retorno do investimento.

A ordem das cidades que apresentam maior viabilidade para a

instalação de uma usina fotovoltaica de 30 MW é condizente com o que se esperava

ao se comparar a oferta de recurso solar nestes lugares. Recife, o lugar que produz

mais irradiação é aquele que apresenta maior geração e, portanto, menor é o tempo

de retorno de investimento. Da mesma forma Manaus é o local menos viável entre

os lugares estudados, pois é onde se tem menos recurso solar.

O estudo da geração FV como fonte alternativa tem importância

essencial na matriz energética brasileira. Os investimentos do Governo Federal e os

recentes editais de financiamento comprovam o interesse dos órgãos de governo e

das empresas do setor.

As UFVs são usinas de geração complementar e contribuem para a

geração durante o período solar, permitindo a recomposição da energia nas usinas

de base.

Nota-se a preocupação com o tema e a consolidação de energia FV

como opção alternativa no trabalho Comparação do Custo entre Energia Solar

Fotovoltaica e Fontes Convencionais quando este aponta que o processo de

geração de eletricidade através de sistemas fotovoltaicos são mais simples do que

processos que utilizam combustíveis fósseis ou nucleares e quando em sua

conclusão é dito que a utilização de energia FV de forma distribuída apresenta

vantagens na redução de gastos com sistemas de transmissão, além de permitir o

desenvolvimento social de localidades que ainda não possuem acesso à energia

elétrica.

A Análise dos Impactos Ambientais na Produção de Energia Dentro

80

do Planejamento Integrado de Recursos, de Inatomi, mostra que qualquer tipo de

obtenção de energia sempre gera algum tipo de impacto ambiental, mas que pode

ser mitigado diante de um planejamento que seja coerente com o desenvolvimento

sustentável.

Tendo em vista a crise energética em decorrência da difilculdade

que as hidrelétricas têm diante de períodos de seca e escassez de chuva, Landeira,

em sua Análise Técnico-Econômica sobre a Viabilidade de Implantação de Sistemas

de Geração Fotovoltaica Distribuída no Brasil aponta que os desafios do setor

elétrico brasileiro podem ser superados com a introdução de UFVs e obtém

resultados que dão subsídio para a viabilidade da utilização de energia fotovoltaica.

O valor de investimento e o tempo de construção de uma UFV são

pequenos diante do retorno financeiro que se obtém e do tempo mínimo de garantia

de funcionamento da usina que pode ser de 25 a 30 anos.

A comprovação da viabilidade apresentada neste trabalho está de

acordo com outros trabalhos científicos aqui citados, que colocam o Brasil como um

grande mercado promissor e apontam as viabilidades econômicas e ambientais que

favorecem a implantação de projetos fotovoltaicos no país.

81

6. REFERÊNCIAS

[1] Deutsche Gesellshaft fur Sonnenenergie. Planning and Installing Photovoltaic Systems. Earthscan. 2.ed. Berlin, 2008.

[2] Centro de Pesquisas de Energia Elétrica. Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito. Grupo de Trabalho de Energia Solar. Manual de engenharia para sistemas fotovoltaicos. Edição Especial. Rio de Janeiro, 1999.

[3] Pinho, J. T.; Galdino, M. A. Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos. Edição Revisada. Rio de Janeiro, 2014.

[4] Rüther, R. Edifícios Solares Fotovoltaicos : o potencial da geração solar fotovoltaica integrada a edificações urbanas e interligada à rede elétrica pública no Brasil. 1.ed.Florianópolis, 2004.

[5] International Renewable Energy Agency. Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series. 1.ed. Bonn, 2012.

[6] Endecon Engineering. A Guide to Photovoltaic (PV) System Design and Installarion. 1.ed. San Ramon, 2001.

[7] Filgueiras, J. Catálogo Técnico Gravia. Bahia, 2013.

[8] Yingli Solar PV Modules. Installation and User Manual. 2011.

[6] Leilão de Energia de Reserva de 2014. Participação dos Empreendimentos Solares Fotovoltaicos: Visão Geral. Empresa de Pesquisa Energética. Brasília. 2014.

[7] Balogh, A.; Krajcovic, J. String Inverters. ABB – Power One. Budapest. 2014.

[8] de Sá, Narcélio. Criando um mapa de declividade no QGIS 2.2. Geotecnias. Brasil. 2014.

[9] Relatório Síntese BEN. Brasil. 2014.

[10] SHAYANI, R. A., de OLIVEIRA, M. A. G; CAMARGO, I. M. T. Políticas públicas para a Energia: Desafios para o próximo quadriênio. Comparação do Custo entre Energia Solar Fotovoltaica e Fontes Convencionais. Brasília. 2006.

[11] Shayani, Rafael Amaral; de Oliveira, Marco Aurélio Gonçalves; Camargo, Ivan Marques de Toledo. Comparação do Custo Entre Energia Solar Fotovoltaica e fontes Convencionais. Brasília. 2006.

[12] Inatomi, Thais Aya Hassan; Udaeta, Miguel Edgar Morales. Análise dos Impactos Ambientais na Produção de Energia Dentro do Planejamento Integrado de Recursos. Departamento de Engenharia de Construção Civil e Urbana – Escola Politécnica – Universidade de São Paulo. São Paulo. 2005.

[13] Landeira, Juan Lourenço Fandino. Análise técnico-econômica sobre a viabilidade de implantação de sistemas de geração fotovoltaica distribuída no Brasil / Juan Lourenço Fandino Landeira. – Rio de Janeiro: UFRJ/COPPE, 2013.

82

7. ANEXOS

Tutorial para utilização do software PvSyst.

Ao abrir o PVsyst, a primeira coisa a se fazer é ajustar os dados

geográficos do local onde o sistema fotovoltaico será instalado.

Clique em TOOLS:

Figura 37 – PVsyst: Janela inicial

Em seguida clique em Geographical sites:

Figura 38 – PVsyst: Janela de ferramentas

83

Caso o local desejado não esteja na lista, deve-se configurá-lo

clicando em New:

Figura 39 – PVsyst: Janela para escolher um local geográfico

Tomando como exemplo a inserção da cidade de São José dos

Campos – SP deve-se conhecer as coordenadas do local, as quais podem ser

obtidas com o software Google Earth, conforme mostra a figura abaixo.

Figura 40 – Google Earth

Assim obtemos Latitude de 23º10, Longitude de 45º52 e a

84

Altitude (elev.) de 556m e preenchemos os campos requeridos no PVsyst, conforme

a seguir.

Figura 41 – PVsyst: Janela de parâmetros de local geográfico

Se a fonte de dados meteorológicos e a temperatura ambiente

mensal ainda não estiverem definidas para o novo local, as seguintes janelas

aparecerão:

85

Figura 42 – PVsyst: Janelas de aviso

Basta clicar em OK para ambas e uma nova janela será aberta.

Figura 43 – PVsyst: Janela com dados mensais

Clique em “Default (from NASA-SEE)” e em seguida em OK nas

janelas abaixo:

86

Figura 44 – PVsyst: Janelas de informação

Assim, os dados serão carregados conforme mostra a figura

abaixo:

87

Figura 45 – PVsyst: Janela de parâmetros geográficos

Clique em OK e em seguida salve o novo local, clicando em

“SAVE”, atentando-se ao fato de que o PVsyst não aceita alguns caracteres, como

“~”, por exemplo :

88

Figura 46 – PVsyst: Janela de salvamento

Figura 47 – PVsyst: Botão de escolha

89

Figura 48 – PVsyst: Botão de finalização

Retorne ao menu principal e, para um projeto interligado na

rede, clique em Projec design > Grid-Connected > Ok

Figura 49 – PVsyst: Iniciando o projeto conectado em rede

90

Agora, a janela mais interessante do programa. O menu principal

aparecerá e será nele que todos os parâmetros elétricos e estruturais serão

construídos.

Figura 50 – PVsyst: Janela de menu

A ordem em que os parâmetros serão editados é a mesma em

que aparecem os botões, sendo o primeiro o “Project” e o último o “Simulation”.

Clicando em Project, deve-se seguir a seguinte ordem: Site and Meteo > Site (Escolher o lugar) >Back > Back Calculation

91

Figura 51 – PVsyst: Janela para escolha de local

Figura 52 – PVsyst: Escolhendo o local

92

Figura 53 – PVsyst: Janela de local

Save Project as > Description > File Name > Save

Figura 54 – PVsyst: Janela de salvamento de projeto

Voltando na mesma aba, ainda em SITE AND METEO, existem as condições de temperatura, que devem ser preenchidas de acordo com o local analisado.

93

Figura 55 – PVsyst: Parâmetros de temperatura

São quatro requisitos de temperatura:

Temperatura mínima atingida no local;

A temperatura típica no inverno;

Temperatura usual de operação no verão;

A máxima temperatura atingida pelo módulo em condições de operação.

Mais detalhes sobre esses parâmetros e como eles influenciam no comportamento dos módulos e design da planta podem ser obtidos clicando no Help (ponto de interrogação) localizado ao lado.

Albedo:

É a razão entre a quantidade de radiação refletida e a quantidade de radiação recebida, e pode ser preenchida de duas formas:

1- Valor comum: um valor correspondente a ano;

2- Valor mensal: análise mais detalhada do índice albedo, mensal, para o local.

94

Figura 56 – PVsyst: Parâmetros de albedo

95

Orientation

Plane Tilt (Inclinação dos módulos)

Aziuth (ângulo dos módulos em relação ao norte)

Figura 57 – PVsyst: Tilt e azimute

OK Horizon

96

Figura 58 – PVsyst: Janela de horizonte

Figura 59 – PVsyst: Janela de importação de horizonte

Acrescentar um horizonte em .hor, caso ele exista> Ok

Near Shadings

Construction / Perspective

97

Figura 60 – PVsyst: Janela para iniciar o desenho

Figura 61 – PVsyst: Janela de aviso

Object > New> (Escolher tipo de desenho, e.g. “Building / Composed Object”) [Para fazer o objeto de sombreamento)

98

Figura 62 – PVsyst: Iniciando o desenho de elemento de sombreamento

99

Elementary object

Figura 63 – PVsyst: Inserindo um novo objeto de sombreamento

Definir as dimensões do objeto.

Figura 64 – PVsyst: Exemplo de objeto de sombreamento

100

Agora, deve-se definir os módulos solares.

Figura 65 – PVsyst: Inserindo a coletor fotovoltaico

Object > New> (Escolher tipo de desenho, e.g. “PV plane in sheds”) [Para fazer os módulos solares)

Figura 66 – PVsyst: Dimensionando o coletor fotovoltaico

No campo Layout, temos as seguintes propriedades:

101

Nb. Of sheds – Número de mesas

Pitch – Comprimento relativo à largura de uma mesa + o comprimento da distância entre mesas.

Misalign – Alinhamento entre mesas (o valor 0 é para mesas alinhadas)

Shed tilt – Ângulo de inclinação dos módulos

Shed to Shed slope – Elevação do solo

Baseline slope – Alinhamento das mesas em relação ao solo

No campo Sensitive PV Area, temos as seguintes propriedades:

Width – Largura da mesa

Lenght – Comprimento da mesa

No campo Shed frame, temos as seguintes propriedades:

Left/ right – Bordas (distância entre extremidades da área fotovoltaica e da mesa) á esquerda e á direita.

Top/botton – Bordas (distância entre extremidades da área fotovoltaica e da mesa) acima e abaixo.

Origin – ponto de referência para as bordas.

Vale lembrar quequalquer objeto pode ser deslocado em relação ao ponto de origem (x=0, y=0, z=0) da seguinte forma:

- Clique em Object > Position in scene (a janela Object Positioning aparecerá no canto superior direito). Nela, é possível deslocar objetos a leste (x), sul (y) e em altura em relação ao plano xy. Para oeste e norte, basta utilizar valores negativos em x e em y, respectivamente.

Figura 67 – PVsyst: Janela com o desenho de um conjunto de mesas fotovoltaicas

102

Dessa forma, é possível dispor os módulos da mesma maneira em que serão instalados, favorecendo a análise do sombreamento interno.

Depois de configurar as propriedades das mesas fotovoltaicas, clique em OK e o esquema a ser simulado aparecerá na janela “Global scene view”.

Figura 68 – PVsyst: Elemento receptor junto com o de sombreamento

Para alterar a orientação e reposicionar as mesas e/ou os objetos inseridos na simulação, deve-se clicar com o botão direto sobre o objeto e selecionar a opção “Position in scene”.

Na caixa de diálogo que se abrirá, é possível modificar a posição dos objetos para os eixos X, Y e Z, além de se poder alterar as condições de Tilt e Azimuth.

De outra forma:

O sombreamento externo causado por objetos externos também pode ser analisado, construindo-se estes da seguinte forma:

- Clique em Object > New... > Elementary shading object. A seguinte janela aparecerá:

103

Figura 69 – PVsyst: Janela de inserção de objeto

Nela, é possível criar uma infinidade de formas representativas de objetos que possam sombrear os módulos. Segue abaixo um exemplo de uma linha de transmissão que passará entre os módulos:

Figura 70 – PVsyst: Exemplo de uma rede elétrica aérea como objeto de

sombreamento

104

Figura 71 – PVsyst: Exemplo de sombreamento

Fechar a janela e criar o gráfico e a tabela de sombreamento e em seguida clicar em OK.

Figura 72 – PVsyst: Janela para geração da tabela e do gráfico de sombreamento

As linhas pontilhadas no gráfico abaixo indicam os horários de sombreamento em 1 módulo, proveniente de uma linha afastada 5 m, com postes de 6 m de altura.

105

Figura 73 – PVsyst: Gráfico de sombreamento

System

Aqui serão configuradas as especificações de módulo e inversor do projeto.

Figura 74 – PVsyst: Janela pra dimensionar o sistema com módulos e inversores

106

No campo “Select the PV module”, deve-se selecionar qual módulo será utilizado no projeto.

No campo “Select the PV inverter”, deve-se selecionar o inversor e a quantidade deste.

No campo “Design the array”, determina-se o tamanho da string (mod. in series) e o número de strings por inversor. Em “should be” o programa já indica quantos módulos podem ser colocados em uma string e o quadro azul indica se o inversor será sub ou superdimensionado, caso contrário ele não indica nada.

O programa também avisa quando o módulo (ou o arranjo de módulos) é incompatível com o inversor, mostrando o tamanho mínimo do PV- Array aceito pela entrada do inversor e o aceito pelas condições de fabricação do módulo, como mostrado abaixo.

Figura 75 – PVsyst: Mensagem de alerta de dimensionamento

107

Ainda dentro da janela SYSTEM devem-se definir os parâmetros de perdas, clicando em Detailed Losses, como indicado:

Aparecerá uma nova janela, com os diferentes tipos de perdas a serem dimensionados.

Figura 76 – PVsyst: Janela com parâmetros térmicos

Na aba Parâmetros térmicos:

Dentro de Parâmetros térmicos, existem dois tipos de perdas:

1- Field Thermal Loss Factor: Refere-se às perdas térmicas (que dependem

de ventilação, se os módulos são montados em um espaço livre, ou

integrados, com dutos de ar).

O PVSyst permite alterar esse valor diretamente ou escolher um valor padrão de acordo com a montagem dos módulos, (em Defaul Value acc. to mounting).

2- Standard NOTC Factor: é a temperatura do módulo sob condições

nominais de incidência solar, velocidade do ar, etc.

108

Na aba Perdas Ôhmicas:

1- Perdas no circuito d.c: devem ser preenchidas pelas perdas nas impedâncias

do gerador fotovoltaico até o inversor. Pode ser preenchida por um valor de

resistência equivalente ao valor total do sistema, ou pela porcentagem da

perda no trecho.

2- Perdas no circuito a.c: do inversor ao transformador, pode ser definido em

comprimento e bitola de cabo, ou também em porcentagem de perda em

relação ao total;

3- Perdas em transformador externo: quando há um transformador separado do

inversor, devem-se considerar as perdas em aberto e no entreferro.

Figura 77 – PVsyst: Janela com parâmetros de perdas ôhmicas

Figura 78 – PVsyst: Janela para seleção de perdas detalhadas

109

Na aba Qualidade do Módulos-Incompatibilidade:

Figura 79 – PVsyst: Janela para configuração de perdas por módulos

1- Qualidade dos módulos: se refere à perda de eficiência dos módulos em

porcentagem;

2- Perdas por incompatibilidade: perdas devido à incompatibilidade de corrente e

tensão entre os módulos, considerando um arranjo real.

Na aba Perdas por Sujeira:

Figura 80 – PVsyst: Janela de perdas por sujeira

110

Deve-se considerar a porcentagem anual de eficiência por perda de produção nos módulos por sujeira. Pode ser anual, como visto acima, e também pode se clicar em “define montly values” , para uma análise mais específica, como mostrado na janela abaixo:

Figura 81 – PVsyst: Perdas por sujeira mensal

Na aba IAM:

Figura 82 – PVsyst: Janela de perdas de irradiação

É a perda que diz respeito ao ângulo de incidência; a perda de irradiação que chega ao módulo em relação às condições nominais. Pode ser definido um valor de acordo com o índice “bo” (cuja formula é mostrada na figura acima). O índice

111

„i‟ é o ângulo de incidência no plano. Esse parâmetro é inversamente proporcional ao nível de refração da irradiação no módulo.

O usuário também pode traçar o gráfico do IAM, clicando em “user defined profile”, como mostrado abaixo, e ir modificando a posição dos pontos vermelhos:

Figura 83 – PVsyst: Ângulo de incidência modificado

Depois de definidos os parâmetros, clicar em OK, para voltar à aba SYSTEM principal.

Clicar novamente em “OK”.

O botão Show sizing possibilita verificar a tensão do inversor utilizada. O número de módulos por string deve ser ajustado de tal forma que a tensão MPP fique no meio entre os limites para as temperaturas definidas, conforme pode ser observado na figura abaixo:

112

Figura 84 – PVsyst: Janela de dimensionamento de tensão

Para a análise de perdas de dois inversores diferentes deve-se considerar a mesma área, mesmo se eles possuírem potência nominal diferentes. Por exemplo, a área de módulos que supre um inversor de 630 kW é bem maior se comparada à área de módulos ocupada por um inversor de 10 kW. Nesse caso, utiliza-se a mesma área, aumentando o número de inversores de 10 kW até a potência equivalente de 630 kW.

Clicar em “Close” e em seguida em “OK”.

Module Layout

Esta janela permite que o layout do módulo seja mudado.

Figura 85 – PVsyst: Janela para mudar o layout do módulo

Simulation

Antes de iniciar a simulação, é possível escolher os parâmetros que serão impressos no relatório final que será gerado após a simulação. Para isto, deve-se clicar em “Output file”.

113

Figura 86 – PVsyst: Janela de configuração de variáveis de saída

Em seguida, o botão “Add variable” abrirá outra janela mostrando uma série de parâmetros que poderão ser inseridos no relatório.

Figura 87 – PVsyst: Janela para adição de variáveis de saída

114

Figura 88 – PVsyst: Exemplo de configuração de variáveis de saída

Para remover um dos parâmetros de modo que ele não seja impresso no relatório, seleciona-se aquele item e clica-se em “Suppress variable”.

Figura 89 – PVsyst: Exemplo de retirada de variáveis de saída

Clique em “OK” e depois em “Simulation”.

115

Figura 90 – PVsyst: Janela de simulação

Figura 91 – PVsyst: Janela de confirmação de simulação

Clique novamente em “OK”.

116

Figura 92 – PVsyst: Janela de resultados

O botão “Report” gerará o relatório da simulação:

Figura 93 – PVsyst: Relatório de simulação

Para finalizar, clique em “Save”, “Back” e no menu principal, em “Exit”.

117

Figura 94 – PVsyst: Janela de saída

engenharia elÉtrica Érika gomes yamamoto · viabilidade da utilização de energia fotovoltaica...

Documents