minigeraÇÃo fotovoltaica aplicada ao prÉdio da … · 2017-11-27 · prof. luís guilherme...
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MINIGERAÇÃO FOTOVOLTAICA APLICADA AO PRÉDIO DA
FACULDADE DE LETRAS-UFRJ COM ANÁLISE TÉCNICO-
ECONÔMICA
Raphael Napoli Figueiredo
Projeto de Graduação apresentado ao
Curso de Engenharia Elétrica da Escola
Politécnica, Universidade Federal do Rio
de Janeiro, como parte dos requisitos
necessários à obtenção do título de
Engenheiro Eletricista.
Orientador: Jorge Luiz do Nascimento
Rio De Janeiro
Setembro de 2017
MINIGERAÇÃO FOTOVOLTAICA APLICADA AO PRÉDIO DA
FACULDADE DE LETRAS-UFRJ COM ANÁLISE TÉCNICO-
ECONÔMICA
Raphael Napoli Figueiredo
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE
ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS
PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHAIRO ELETRICISTA.
Examinado por:
_____________________________________
Prof. Jorge Luiz do Nascimento, Dr. Eng.
(Orientador)
_____________________________________
Prof. Luís Guilherme Barbosa Rolim, Dr. Ing.
_____________________________________
Prof. Júlio César de Carvalho Ferreira, M. Sc.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
SETEMBRO de 2017
iii
Figueiredo, Raphael Napoli.
Minigeração fotovoltaica aplicada ao prédio da Faculdade de Letras-
UFRJ com análise técnico-econômica/ Raphael Napoli Figueiredo – Rio
de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, 2017.
XV, 87p.; il.: 29,7cm.
Orientador: Jorge Luiz Nascimento D. Eng.
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/
Curso de Engenharia Elétrica, 2017.
Referências Bibliográficas: p. 80-81.
1. Introdução. 2. Energia Solar Fotovoltaico. 3. Regulamentações
de Geração Fotovoltaica. 4. Dimensionamento teórico 5. Projeto. 6.
Análise da viabilidade econômica. 7. Conclusão 8. Referência
bibliográfica. I. do Nascimento, Jorge Luiz. II. Universidade Federal do
Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Elétrica. III.
Minigeração fotovoltaica aplicada ao prédio da Faculdade de Letras-UFRJ
com análise técnico-econômica
iv
“Deixe-me dizer-lhe algo que você já sabe. O mundo não é tudo sol e arco-íris. É um lugar malvado
e desagradável, e não me importo com o quão duro você é, ele vai te deixar de joelhos e mantê-lo lá
permanentemente, se você o deixar. Você, eu, ou ninguém vai bater tão duro quanto a vida. Mas não
é sobre o quão forte você bate. É sobre o quão você pode ser atingido e continuar em frente. Quanto
você pode aguentar e continuar seguindo em frente. É assim que você ganha! "
― Sylvester Stallone, Rocky Balboa
v
AGRADECIMENTOS
Primeiramente, gostaria de agradecer a minha família que sempre me apoiou em
todos os momentos; meus avós, M. Aparecida e Volney Mago, meus pais, Cynthia e
Volney Mika e minha irmã, Bianca Penca.
Em segundo lugar, a minha parceira de vida e namorada Samara sempre me
incentivando e acreditando em mim. Aos meus amigos que pude fazer na faculdade, sem
eles não teria tido graça, Cabelo, Camilla, Chamma, Douglas, Fernando, Paulista e
Ricardo.
E finalmente, ao meu mestre Jorge Luiz por toda a paciência e apoio não apenas
ao longo deste projeto, mas em diversas ocasiões durante o curso, sempre solícito e
disposto a ajudar.
vi
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.
Minigeração fotovoltaica aplicada ao prédio da Faculdade de Letras-UFRJ com análise
técnico-econômica
Raphael Napoli Figueiredo
Setembro 2017
Orientador: Jorge Luiz do Nascimento
Curso: Engenharia Elétrica
Este Projeto de Graduação apresenta uma minigeração fotovoltaica conectada à
rede aplicada ao bloco F do prédio de Letras-UFRJ com análise técnico-econômica,
conforme a Resolução Normativa N˚ 687, de 24 de Novembro de 2015 da ANEEL e as
exigências da distribuidora Light. A proposta do projeto é a compensação total de energia
elétrica, suprindo todo o consumo da edificação. Ao longo do mesmo será mostrado a
base teórica de uma geração fotovoltaica, em seguida o dimensionamento teórico do
sistema, em seguida o projeto real com os equipamentos escolhidos que compõem o
SFCR e, para finalizar, a viabilidade técnico econômica durante a vida útil do sistema.
Palavras-chave: Fotovoltaica, Geração de Energia, Prédio Público, Viabilidade
Econômica, Minigeração
vii
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of
the requirements for the degree of Engineer.
Photovoltaic minigeration applied to the Faculdade de Letras/UFRJ building with a
technical-economic analysis
Raphael Napoli Figueiredo
September 2017
Tutor: Jorge Luiz do Nascimento
Course: Electrical Engineering
This Undergraduate Project presents a photovoltaic minigeneration connected to
the grid applied to the Faculdade de Letras/UFRJ building with technical-economic
analysis, according to Normative Resolution No. 687 of November 24, 2015 of ANEEL
and the requirements of Light energy distributor. The project proposal is the total
compensation of electric energy, supplying all the consumption of the building. Along
the same will be shown the theoretical basis of a photovoltaic generation, then the
theoretical design of the system, then the actual design with the chosen equipment that
make up the SFCR and, finally, the economical technical feasibility over the life of the
system .
Keywords: Photovoltaic, Power Generation, Public building, solar panels
viii
SUMÁRIO
Agradecimento v
Sumário viii
Lista de Figuras xi
Lista de Tabelas xiii
Lista de Siglas xiv
1. INTRODUÇÃO 1
1.1. Motivação 1
1.2. Objetivos 2
1.3. Justificativas 3
1.4. Metodologia 3
1.5. Estrutura do trabalho 4
2. CAPÍTULO 2 - ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA 5
2.1. Energia Solar 5
2.2. Radiação Solar 6
2.3. Posição Sol-Terra 8
2.4. Efeito Fotovoltaico 10
2.5. Células Fotovoltaicas 12
2.5.1. Primeira Geração 12
2.5.2. Segunda Geração 13
2.5.3. Terceira Geração 14
2.6. Noções do sistema fotovoltaico 15
2.6.1. Módulos Fotovoltaicos 15
2.6.2. Características elétricas 16
2.6.2.1. Tensão de circuito aberto 16
2.6.2.2. Corrente de curto circuito 17
2.6.2.3. Curva característica IxV 17
2.6.2.4. Curva PxV 17
2.6.2.5. Fator de Forma 18
2.6.2.6. Eficiência dos módulos 18
2.6.2.7. Temperatura e Intensidade luminosa 19
2.6.3. Características das conexões 19
2.7. Dispositivos utilizados em um SF 21
2.7.1. Inversores 21
2.7.2. Diodo de desvio e de bloqueio 22
2.7.3. Seguidor do Ponto de Máxima Potência (MPPT) 24
2.7.4. Fusíveis de fileira (CC) 24
2.7.5. Disjuntores 24
2.7.6. Aterramento e Proteção contra descargas atmosféricas 25
ix
2.7.7. Medidores de energia 25
3. CAPÍTULO 3 - REGULAMENTAÇÕES PARA GERAÇÃO FOTOVOLTAICA 26
3.1. Requisito de acesso 27
3.2. Procedimento de acesso 28
3.3. Parecer de acesso 29
3.4. Medição do faturamento 29
3.5. PRODIST 30
3.6. Requisitos de proteção de interligação da conexão 30
4. CAPÍTULO 4 - DIMENSIONAMENTO TEÓRICO 33
4.1. Avaliação da conta de luz e potencial de geração 34
4.2. Avaliação do espaço físico 36
4.3. Dados Solarimétricos, temperatura e softwares 38
4.3.1. Dados Solarimétricos e temperatura 38
4.3.2. Softwares 39
4.4. Dimensionamento do Sistema 39
4.4.1. Cálculo dos módulos 39
4.4.2. Fatores de perdas 40
4.4.3. Cálculo da disposição dos módulos 42
4.4.4. Dimensionamento dos condutores 43
4.4.5. Seccionadores, DPSs e conexões 44
4.4.6. Inversor grid-tie 46
5. CAPÍTULO 5 - PROJETO 47
5.1. Dados Solarimétricos 47
5.2. Escolha dos módulos 48
5.3. Cálculo dos módulos 50
5.4. Escolha dos inversores 51
5.5. Disposição dos módulos 52
5.6. Orientações e inclinação 53
5.7. Software PVsyst 61
5.8. Cálculo dos condutores 63
6. CAPÍTULO 6 - ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA 65
6.1. Levantamento de preço do SFCR 65
6.2. Levantamento de gastos na conta de luz 66
6.3. Premissas para gastos futuros 67
6.4. Custos totais e economia 70
6.5. Análise da viabilidade econômica 72
6.5.1. Payback 72
6.5.2. Valor Presente Líquido 73
6.5.3. Taxa Interna de Retorno 73
6.6. Resultados Finais 74
7. CAPÍTULO 7 - CONCLUSÃO 77
8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFIAS
x
ANEXO I
ANEXO II
ANEXO III
xi
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 2.1 - AQUECEDOR SOLAR. ........................................................................................................................ 5
FIGURA 2.2 – ESQUEMÁTICO DO AQUECEDOR SOLAR. .............................................................................................. 5
FIGURA 2.3 - COMPONENTES DA RADIAÇÃO SOLAR. ................................................................................................. 7
FIGURA 2.4 - ESTAÇÕES DO ANO. ......................................................................................................................... 8
FIGURA 2.5 - POSIÇÃO DO SOL EM RELAÇÃO AO PLANO HORIZONTAL. ....................................................................... 10
FIGURA 2.6 - ORIENTAÇÃO DE UMA SUPERFÍCIE INCLINADA EM RELAÇÃO AO MESMO PLANO. ......................................... 10
FIGURA 2.7 - FUNCIONAMENTO DE UMA CÉLULA FOTOVOLTAICA. ............................................................................. 11
FIGURA 2.8 - CÉLULAS MONO E POLI CRISTALINOS. ................................................................................................ 13
FIGURA 2.9 - CÉLULAS DE FILME FINOS. ............................................................................................................... 14
FIGURA 2.10 –PAINEL HÍBRIDO. ......................................................................................................................... 14
FIGURA 2.11 - NORMA DE REPRESENTAÇÃO DO MÓDULO FOTOVOLTAICO. ................................................................. 15
FIGURA 2.12 - CURVA CARACTERÍSTICA IXV.......................................................................................................... 17
FIGURA 2.13 - CURVA PXV ............................................................................................................................... 17
FIGURA 2.14 - IRRADIÂNCIA SOLAR .................................................................................................................... 19
FIGURA 2.15 - INFLUÊNCIA DA TEMPERATURA SOBRE O MÓDULO SOLAR .................................................................... 19
FIGURA 2.16 - MÓDULOS CONECTADOS EM SÉRIE ................................................................................................. 20
FIGURA 2.17 - MÓDULOS CONECTADOS EM PARALELO ........................................................................................... 20
FIGURA 2.18 - MÓDULOS CONECTADOS EM SERIE E PARALELO ................................................................................. 21
FIGURA 2.19 - DIODO DE BY-PASS ...................................................................................................................... 22
FIGURA 2.20 - DIODO DE BLOQUEIO ................................................................................................................... 23
FIGURA 2.21 – FUSÍVEIS DE FILEIRA LADO CC ....................................................................................................... 24
FIGURA 4.1 - ESPAÇO1 DISPONÍVEL NO TELHADO .................................................................................................. 35
FIGURA 4.2 - ESPAÇO2 DISPONÍVEL NO TELHADO .................................................................................................. 36
FIGURA 4.3 - PLANTA DO TELHADO ..................................................................................................................... 37
FIGURA 4.4 - CHAVE SECCIONADORA .................................................................................................................. 46
FIGURA 4.5 - CAIXA DO DSV ............................................................................................................................. 46
FIGURA 5.1 - PLACA SOLAR DA MARCA CANADIAN ................................................................................................. 51
FIGURA 5.2 - ORIENTAÇÃO DO TELHADO EM RELAÇÃO AO NORTE ............................................................................. 55
FIGURA 5.3 - ORIENTAÇÃO 1 E INCLINAÇÃO 1 DO TELHADO ..................................................................................... 56
FIGURA 5.4 - ORIENTAÇÃO 2 E INCLINAÇÃO 2 DA OUTRA METADE DO TELHADO ........................................................... 56
FIGURA 5.5 – FIXAÇÃO DO TRILHO E DOS MÓDULOS ............................................................................................... 57
FIGURA 5.6 – FIXAÇÃO DO TRILHONA TELHA ......................................................................................................... 58
FIGURA 5.7 – PARAFUSOS UTILIZADOS PARA A TELHA DE FIBROCIMENTO .................................................................... 58
FIGURA 5.8 – DISPOSIÇÃO DOS MÓDULOS NA MENOR ÁREA .................................................................................... 59
FIGURA 5.9 – DISPOSIÇÃO DOS MÓDULOS NA MAIOR ÁREA ..................................................................................... 60
FIGURA 5.10 - FOTO DO ACESSO AO TELHADO DO BLOCO F ..................................................................................... 60
FIGURA 5.11 - FOTO DO ACESSO A TODAS AS ÁREAS DO TELHADO DO BLOCO F ............................................................ 61
xii
FIGURA 5.12 - FOTO DA PARTE DE TRÁS TELHADO DO BLOCO F................................................................................. 61
FIGURA 5.13 - FOTO DAS ORIENTAÇÕES NO TELHADO DO BLOCO F ............................................................................ 62
FIGURA 5.14 - RENDIMENTO ANUAL POR MÊS ...................................................................................................... 63
FIGURA 5.15 - DIAGRAMA DE PERDAS ANUAIS DO SISTEMA ..................................................................................... 64
xiii
LISTA DE TABELAS
TABELA 3.1 - CLASSIFICAÇÃO DOS TIPOS DE GERAÇÃO............................................................................................. 26
TABELA 3.2 – CATEGORA DE CONEXÃO EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA ............................................................. 29
TABELA 3.3 – ETAPAS DE ACESSO DE MICROGERADORES E MINIGERADORES AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA LIGHT ........... 32
TABELA 3.4 – CRITÉRIOS DO PRODIST ............................................................................................................... 32
TABELA 4.1 – ANÁLISE DO PERFIL DA CONTA DE LUZ ............................................................................................... 33
TABELA 4.2 – ANÁLISE DO CONSUMO DA CONTA EM 2015 ..................................................................................... 34
TABELA 4.3 – PERDAS NO SISTEMA FOTOVOLTAICO ................................................................................................ 48
TABELA 5.1 – HORAS DE SOL À PICO AO LONGO DO ANO ......................................................................................... 49
TABELA 5.2 – TEMEPERATURAS MÉDIAS MÁXIMAS................................................................................................. 47
TABELA 5.3 – CARACTERÍSTICAS DO MÓDULO FOTOVOLTAICO .................................................................................. 48
TABELA 5.4 – INEVRSOR 1 REFERENTE AO ESPAÇO1 ............................................................................................... 49
TABELA 5.6 – INVERSOR 2 REFERENTE AO ESPAÇO2 ............................................................................................... 49
TABELA 5.7 – ORGANIZAÇÃO DOS MÓDULOS NOS INVERSORES ................................................................................. 62
TABELA 5.8 – PARÂMETROS DE TENSÃO E CORRENTE COM O INVERSOR 1 ................................................................... 64
TABELA 5.9 – PARÂMETROS DE TENSÃO E CORRENTE COM O INVERSOR 2 ................................................................... 65
TABELA 6.1 – PREÇOS DOS EQUIPAMENTOS ......................................................................................................... 66
TABELA 6.2 – VALORES PRESENTES NA CONTA DE LUZ ............................................................................................. 68
TABELA 6.3 – IINFLAÇÃO CONSIDERADA E HFP PARA OS SEGUINTES ANOS ................................................................. 69
TABELA 6.4 – PREMISSAS CONSIDERADAS ............................................................................................................. 70
TABELA 6.5 – GERAÇÃO COM DEGRADAÇÃO DOS PAINÉIS ........................................................................................ 70
TABELA 6.6 – CONSUMO CONSIDERANDO A GERAÇÃO ............................................................................................ 71
TABELA 6.7 – COBRANÇA EM RELAÇÃO AO CONSUMO NO ANO ................................................................................ 71
TABELA 6.8 – CUSTOS TOTAIS ............................................................................................................................ 72
TABELA 6.9 – GERAÇÃO E ECONOMIA POR ANO .................................................................................................... 73
TABELA 6.10 – FLUXO DE CAIXA ......................................................................................................................... 74
TABELA 6.11 – RESULTADOS FINAIS .................................................................................................................... 75
xiv
LISTA DE SIGLAS
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
ABINEE Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica.
ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas
CC/DC Corrente Contínua
CEPEL Centro de Pesquisa de Energia Elétrica
CRESESB Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio Brito
DPS Dispositivo de Proteção Contra Surtos
DSV Dispositivo de Seccionamento Visível
Pn Potência nominal gerada por dia
Pp Potência nominal gerada por dia com perdas
FDG Fator de desempenho global
N Número de módulos fotovoltaicos
FV Fotovoltaico
HSP Horas de Sol à Pico
ICMS Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços
IEA International Energy Agency
INMET Instituto Nacional de Meteorologia
INMETRO Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia
IPI Imposto Sobre Produtos Industrializados
MPPT Maximum Power Point Tracking/Rastreador do ponto de máxima
potência
PRODIST Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica do Sistema
Elétrico Nacional
SF Sistema Fotovoltaico
xv
SFCR Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede
SONDA Sistema de Organização Conectado à rede
SWERA Solar and Wind Energy Resource Assessment
STC Standart Test Conditions
TIR Taxa Interna de Retorno
VPL Valor Presente Líquido
WP Watt-Pico
SIN Sistema Interligado Nacional
UFRJ Universidade Federal do Rio de Janeiro
1
1. INTRODUÇÃO
A elevação das tarifas energéticas nos últimos 3 anos cresceu mais de 50%, o que
fez com que os consumidores residenciais, indústrias e comércio se vissem na obrigação
de diminuírem o consumo de energia para conseguir pagar a conta. Isso aconteceu devido
à falta de chuvas e alteração no seu regime, levando a uma enorme crise hídrica nos
reservatórios brasileiros. E também, o aumento da população consequentemente do
consumo não acompanhando o aumento da geração de energia elétrica. Esses fatos
fizeram com que o governo tivesse que suprir a demanda com as usinas termelétricas o
que encareceu o preço da energia junto aos custos adicionais das Bandeira Tarifárias.
Com isso, foi decretado através do Decreto n°8401, de 5 de fevereiro de 2015, a
criação da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeira Tarifárias pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que se destina administrar os recursos
decorrentes da aplicação das bandeiras tarifárias que serão homologados pela Agência
Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), considerando a previsão de custos na geração por
fonte termelétrica e à exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo que
afetem os agente de distribuição conectados ao Sistema Interligado Nacional (SIN) [1].
No caso da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), esses reajustes
tarifários minaram os planejamentos orçamentários para os anos subsequentes ao
Decreto, que tiveram um aumento aproximado de 50% sem haver aumento de consumo
e com isso, a universidade se viu em dificuldades para pagar essas despesas.
Consequentemente, houve atrasos e não pagamento regular de algumas faturas de conta
de energia elétrica o que levou a distribuidora local Light efetuar cortes de energia.
A partir disto, o projeto tem como objetivo minimizar os custos com energia
elétrica para um dos prédios da universidade, mostrando a viabilidade econômica de uma
geração fotovoltaica para rede e os benefícios para a população e meio ambiente
diminuindo, a demanda de geração das térmicas e hidrelétricas.
1.1. Motivação
A motivação principal deste trabalho é uma contribuição para soluções
sustentáveis para a UFRJ, visando o agora e o futuro, trazendo uma forma de amenizar
2
os impactos pelos constantes aumentos tarifários e facilitar o pagamento dos atrasos com
a distribuidora local. O número de alunos matriculados na graduação da universidade
cresceu muitos nos últimos anos. Em apenas 4 anos, de 2013 a 2016, passou de 48.464
para 52.848 ou seja, um aumento de 10% para um período tão curto e sem nenhuma
mudança nas dimensões estruturais e capacidade de receber esses alunos. O que contribui
também com o aumento no consumo de energia elétrica.
Por conta desde cenário surgiram algumas políticas de incentivo ao consumo de
forma consciente de energia elétrica na UFRJ em parceria com a Prefeitura Universitária,
evitando-se desperdícios como: salas vazias com ar condionados ligado, luzes acesas no
período diurno, a modernização das subestações nos prédios e preparo para energia solar.
A partir dessas medidas de eficiência energética, pode-se prevenir o aumento da demanda
de energia na universidade mesmo com o aumento de alunos.
A UFRJ já possui alguns projetos voltados para a geração de energia solar, como
é o caso da implantação do estacionamento solar, em 2015, com geração distribuída, um
dos maiores do Brasil em área federal. O espaço ocupado por esse projeto implantado tem
aproximadamente 650𝑚2, com 414 módulos fotovoltaicos capazes de gerar 140 MWh ao
ano. Essa potência gerada é lançada direto na rede da Light, entrando no modo de
compensação por créditos de energia, reduzindo diretamente na conta de luz, amenizando
assim os gastos totais de todos os prédios do campus.
1.2. Objetivos
O presente trabalho tem como objetivo principal dimensionar e apresentar a
instalação de um sistema fotovoltaico conectado à rede (SFCR) no bloco F do prédio de
Letras da UFRJ, contribuindo para a redução dos gastos com energia elétrica e
amenizando os consecutivos aumentos tarifários.
É objetivo também apresentar uma avaliação sobre a viabilidade técnico-
econômica do projeto, mostrando que os custos aplicados neste projeto são na realidade
um grande investimento financeiro. Calculando-se alguns indicadores comparativos do
mercado para a análise conclusiva.
3
1.3. Justificativas
A escolha da energia fotovoltaica para o telhado se deu pelo fato de existir alta
radiação solar incidente no local, espaço disponível, facilidade de implantação e
possibilidade de controle sobre a manutenção do sistema de forma remota. O espaço físico
estudado e escolhido para o desenvolvimento do empreendimento não possui qualquer
tipo de projeto previsto, ou seja, está disponível para a viabilidade do mesmo.
1.4. Metodologia
A metodologia deste trabalho é baseada em uma minigeração geração fotovoltaica
conectada à rede, avaliando toda a viabilidade técnico-econômica durante o período de
eficiência previsto para os equipamentos 25 anos e mostrando os benefícios oferecidos
por esta tecnologia para todos os grupos e classes referentes ao tipo de clientela na
empresa distribuidora.
O dimensionamento neste projeto será feito através da análise da conta de luz do
prédio de Letras da UFRJ separando o consumo em horas de ponta e horas fora de ponta,
obtendo-se a energia consumida em média por dia. A partir dos dados solarimétricos, área
do local da instalação e da energia far-se-á um pré-cálculo do número aproximado de
módulos necessários para essa demanda, confirmando-se a viabilidade física do projeto.
Com isso, será escolhido o modelo do módulo utilizado, escolhendo-se a
configuração de distribuição do sistema no local e os inversores específicos para cada
área definida. A partir das especificações dos equipamentos calculam-se os arranjos para
cada inversor, os condutores CC e CA, seccionadores e DPS. E para concluir, será feito
um levantamento de todos os custos do projeto, de manutenção e de consumo; e os
rendimentos do sistema de geração, considerando os ajustes inflacionários da tarifa.
Juntando-se tudo em algumas tabelas pode-se calcular todos os indicadores financeiros
(payback, VPL e TIR) para avaliar a viabilidade técnico econômica do projeto.
1.5. Estrutura do Trabalho
4
O trabalho foi estruturado da seguinte forma:
Neste Capítulo 1 é a introdução do projeto, apresentando a contextualização,
motivação, objetivos, metodologia, justificativas e estrutura do trabalho.
No Capítulo 2 é apresentado um breve resumo teórico sobre a geração de energia
solar fotovoltaica, mostrando o efeito fotovoltaico e os principais componentes deste
sistema.
No Capítulo 3, são introduzidas as resoluções normativas criadas pela agência
reguladora, os procedimentos para acesso, e parâmetros definidos pela distribuidora local
do projeto.
No Capítulo 4 é apresentado uma visão sobre a fatura da conta de luz em questão
e o dimensionamento teórico do projeto de acordo com as características estruturais do
telhado.
No Capítulo 5 é mostrado todo o dimensionamento do sistema fotovoltaico para
o prédio.
No Capítulo 6, é apresentada uma análise técnica da viabilidade econômica
contendo os resultados finais.
E, finalmente, a conclusão e sugestões de trabalhos futuros, são apresentadas no
Capítulo 7.
5
CAPÍTULO 2 - ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA
2.1. Energia Solar
O aproveitamento da energia gerada pelo Sol é uma das alternativas energéticas
mais promissoras para prover a energia elétrica necessária ao desenvolvimento da
humanidade de forma mais sustentável para o meio ambiente.
A energia solar trata-se de uma fonte inesgotável e gratuita, responsável também
pela origem de outras fontes de energia na Terra, como nas plantas, através da
fotossíntese, ou pela energia hidráulica, ao possibilitar a evaporação da água e iniciar o
ciclo das águas.
A radiação solar pode ser utilizada diretamente como fonte de energia térmica,
tanto para aquecimento de fluidos e ambientes quanto para geração de potência
mecânica/elétrica. E pode também ser convertida diretamente em energia elétrica por
meio de efeitos sobre determinados materiais, entre os quais se destacam o termoelétrico
e o fotovoltaico.
Dentre os aproveitamentos térmicos, tem-se dois tipos, o primeiro é através da
iluminação natural e aquecimento do ambiente, sendo denominado de aquecimento solar
passivo já que é proveniente diretamente da absorção da radiação solar; o segundo é no
aquecimento de fluidos feito com o uso de coletores (aquecimento de água, vide as Figura
2.1 e 2.2) ou concentradores solares (para temperaturas mais elevadas).
Figura 2.1 - Aquecedor Solar.
6
Figura 2.2 – Esquemático aquecedor Solar.
A energia elétrica, por sua vez, é produzida diretamente pela conversão da energia
solar proveniente da consequência dos efeitos da radiação.
Durante a conversão de energia são obtidos os efeitos termoelétrico e fotovoltaico,
onde o calor é o responsável pelo efeito termoelétrico e, a luz (fóton) pelo efeito
fotovoltaico. O primeiro caracteriza-se pelo surgimento de uma diferença de potencial,
provocada pela junção de dois metais em condições especificas. No segundo, os fótons
contidos na luz solar são convertidos em energia elétrica através das placas solares.
2.2. Radiação Solar
A distância entre a atmosfera do planeta Terra e o Sol ao longo do ano, caracteriza
a radiação solar. Essa distância pode variar entre 1,47 𝑥 108 e 1,52 𝑥 108 km, obtendo
7
uma distância média de 1,495 𝑥 108 km. Desta forma, a densidade média anual do fluxo
energético proveniente da radiação solar (irradiância solar), quando medida num plano
perpendicular à direção da propagação dos raios solares no topo da atmosfera terrestre,
recebe o nome de “constante solar” e corresponde ao valor de 1.367 𝑊/𝑚2 [2].
A radiação solar possui alguns componentes que a representam. A radiação direta
é caracterizada pela componente que atinge a superfície da Terra sem sofrer qualquer
interferência ao atravessar a atmosfera.
A radiação difusa, por outro lado, ocorre quando a luz solar sofre algum
espelhamento por alguns componentes atmosféricos, como nuvens, poeiras e outros.
Por fim, as componentes da radiação solar, a radiação refletida ou Albedo,
corresponde à luz solar que é refletida a partir do solo. Para auxiliar o entendimento da
radiação solar, segue a Figura 2.3.
Figura 2.3 - Componentes da radiação solar.
Com isso, as componentes de radiação se distribuem em: Radiação Solar Global
(ou horizontal) e Radiação solar total (ou inclinada).
A Radiação Solar Global corresponde às componentes direta e difusa recebidas
em uma superfície plana horizontal.
A Radiação Solar total é composta pelas componentes direta, difusa e a refletida
(albedo), que são recebidas em uma superfície plana com qualquer inclinação.
2.3. A Posição do Sol-Terra
8
O planeta Terra, em seu movimento anual em torno do Sol, descreve uma trajetória
elíptica. O seu eixo em relação ao plano do Equador apresenta uma inclinação de
aproximadamente 23,45˚, denominado Declinação Solar (𝛿). Essa inclinação, juntamente
com o movimento de translação do planeta Terra, dá origem às estações do ano, conforme
se observa na Figura 2.4.
Figura 2.4 - Estações do Ano.
Percebe-se que a inclinação da Terra provoca variações na duração dos dias ao
longo de sua trajetória em torno do sol, podendo ser observada em uma determinada
localidade:
Dias mais longos: hemisfério sul, no solstício de verão.
Dias mais curtos: hemisfério sul, no solstício de inverno.
Outra observação que merece destaque é que no Equador a duração dos dias é
sempre igual e nas suas proximidades as variações são pequenas ao longo do ano.
A declinação solar pode ser calculada utilizando:
𝑠𝑒𝑛(𝛿) = −𝑠𝑒𝑛(23,45) cos [(360
365,25) (𝑛 + 10)] (2.1)
Onde:
9
𝛿 – Declinação solar;
𝑛 – É o número do dia do ano contado a partir do dia 1 de janeiro;
O movimento aparente do Sol consiste no ângulo de declinação solar com a
posição da latitude local para um determinado dia.
Por outro lado, as relações geométricas entre os raios solares, que variam de
acordo com o movimento aparente do sol e a superfície da terra, são descritas da seguinte
forma:
Ângulo de incidência (𝜃): É o ângulo formado entre os raios do sol e a normal à
superfície de captação;
Ângulo azimutal da superfície (𝛾): É o ângulo entre o norte geográfico e a
projeção da reta normal à superfície no plano horizontal. O deslocamento angular
é tomado a partir do norte, sendo positivo no sentido leste e negativo no oeste,
variando entre −180° 𝑒 180°;
Ângulo Azimutal do sol (𝛾𝑠): também chamado de azimute solar, é o ângulo entre
o norte geográfico e a projeção do raio solar no plano horizontal. O deslocamento
angular é tomado a partir do norte, sendo positivo no sentido leste e negativo no
oeste, Variando entre −180° 𝑒 180°;
Altura ou Elevação solar (𝛼): é o ângulo compreendido entre os raios do Sol e a
projeção dos mesmos sobre o plano horizontal;
Inclinação da superfície (𝛽): é o ângulo de menor declive entre a superfície e o
plano vertical, variando entre 0° 𝑒 90°;
Hora Angular (𝜔): é o ângulo diedro com aresta no eixo de rotação da terra,
formado pelo semiplano que contém o Sol e o semiplano que contém o meridiano
local. Podendo variar entre −180° 𝑒 180°, sendo os valores negativos para o
período da manhã, e os positivos para o da tarde e o zero ao meio-dia;
Ângulo Zenital(𝜃𝑧): é o ângulo com vértice no observador e formado pelas semi-
retas definidas pela direção do Sol e a vertical (zênite).
Os ângulos estão representados na Figura 2.5 e na Figura 2.6.
10
Figura 2.5 - Posição do sol em relação ao plano Horizontal. [2]. (CRESESB – CEPEL)
Figura 2.6 - Orientação de uma superfície inclinada em relação ao mesmo plano [2]. (CRESESB –
CEPEL)
2.4. Efeito Fotovoltaico
O efeito fotovoltaico ocorre nas células fotovoltaicas, que, uma vez expostas a
radiação solar, provocam uma diferença de potencial nos terminais do material
semicondutor. O conjunto dessas células denominam os módulos fotovoltaicos e são
feitos através de lâminas de silício com elevado grau de pureza.
Durante o processo de fabricação destas células, o silício sofre acréscimo de
outros materiais que o ajudam a desempenhar sua função corretamente. Este processo é
chamado de dopagem e pode ser feito com os elementos Fósforo e Boro.
11
Os átomos de silício formam uma rede cristalina, formando quatro elétrons de
ligação que se ligam aos vizinhos. Ao adicionar o elemento Fósforo (dopante n), que
possui cinco elétrons em sua camada de valência, tem-se um elétron sobrando, o que faz
com que a sua ligação ao átomo de origem, torne-se fraca. Neste caso, o material ficará
negativamente carregado, caracterizando o semicondutor do tipo N. Ao adicionar o
elemento Boro, que possui três elétrons em sua camada de valência, faz-se surgir uma
lacuna vazia para completar a ligação covalente com o átomo de silício, tornando o
material carregado positivamente, caracterizando-o como semicondutor do tipo P.
Figura 2.7 - Funcionamento de uma célula fotovoltaica.
A Figura 2.7 mostra o funcionamento de uma célula fotovoltaica. O material
semicondutor isolado não produz energia, ou seja, cada célula é composta por uma
camada mais fina do semicondutor do tipo N e uma mais espessa do semicondutor do tipo
P, o que caracteriza a junção PN.
As células fotovoltaicas, ao serem expostas à radiação solar, acabam
possibilitando que os elétrons livres da camada N migrem para as lacunas da camada P.
Ao conectar as zonas metálicas de ligação em cada extremidade dos semicondutores, cria-
se um caminho para os elétrons e, desta forma, é gerada uma corrente elétrica a qual
poderá ser aproveitada.
2.5. Células Fotovoltaicas
As células fotovoltaicas são dispositivos elétricos capazes de converterem a luz
da radiação solar em energia elétrica por meio de efeito fotovoltaico, são compostas por
12
semicondutores. Um conjunto dessas células dá origem aos módulos fotovoltaicos que
são utilizados na captura de energia solar.
A tecnologia na fabricação destas células pode ser classificada através de três
gerações:
Primeira geração: fabricação através do silício cristalino (mono e poli).
Segunda geração: fabricação através do silício amorfo ou filmes finos de
semicondutores
Terceira geração: fabricação de painéis híbridos HJT.
2.5.1. Primeira Geração
As células mais utilizadas e comercializadas hoje no mundo são feitas através do
silício (mono e poli cristalino). E de acordo com o estudo feito pelo Instituto de Energia
Solar da Alemanha[3], a de maior utilização é a de poli cristalino por conta do preço
mantendo uma eficiência ótima.
As células fabricadas pelo silício monocristalino (m-Si) possuem uma eficiência
em média de 15 a 21 %, quando em comparação ao policristalino (p-Si), que possuem em
média, de 13 a 18% de eficiência [4]. Porém, através de novas técnicas utilizadas na
fabricação a eficiência vem aumentando constantemente.
A grande diferença entre elas se encontra no processo de fabricação de cada tipo.
As células de monocristalino são chamadas desta forma por possuir uma estrutura única
(homogênea, mono) em toda a sua extensão. Para sua fabricação é necessário que o grau
de pureza do silício seja de 99,9999%. Contudo, observa-se que a obtenção deste grau de
pureza é mais cara do que a fabricação dos policristalino [4].
Já as células policristalino, apesar de possuírem basicamente técnica similar de
fabricação à de monocristalino, possuem um gasto consideravelmente menor e um menor
rigor no controle do processo de fabricação, menor pureza do silício. A Figura 2.8, mostra
os aspectos visuais de ambos os tipos [4].
13
Figura 2.8 - Células mono e poli cristalinos.
2.5.2. Segunda Geração
A segunda geração é caracterizada pela produção das células do tipo filmes finos
semicondutores, que são fabricadas por meio de um processo de depósito de camadas
finas sobre um substrato. Esse material pode possuir qualquer tipo de forma e
flexibilidade, e normalmente são revestidas por vidro, plástico ou metal.
Em sua fabricação, os semicondutores mais utilizados são: silício amorfo (a-Si),
telureto de cadmio (CdTe) ou disseleneto de cobre índio gálio (CIGS). Sua produção têm
um gasto menor de energia, porém, sua eficiência também é menor. Outro detalhe
importante deste tipo de célula solar é que sua eficiência diminui acentuadamente logo
nos primeiros meses após sua instalação.
Eficiência de cada tipo de filme fino:
Silício amorfo (a-Si): 4 a 8 %
Telureto de Cadmio (CdTe): 10 a 11%
Disseleneto de cobre índio gálio (CIGS): 7 a 12%
Uma grande vantagem de sua utilização é a flexibilidade de instalação em
qualquer tipo de superfície, como, se verifica na Figura 2.9:
14
Figura 2.9 - Células de filme finos.
2.5.3. Terceira Geração
Esta nova geração no mercado é conhecida por Heterojunção, um painel híbrido
(Figura 2.10) em sua produção que tem como objetivo alcançar altos níveis de eficiência.
Além disso, propõem a utilização de materiais não tóxicos na sua fabricação. Essas
células são baseadas em um único band-gap eletrônico e possuem o potencial de
ultrapassar o limite de Shockley-Queisser[5]. Um dos fatores que possibilita esse aumento
de eficiência é por suportar temperaturas mais altas, diminuindo-se as perdas. Esta
tecnologia ainda não se encontra no Brasil.
Figura 2.10 - Painel híbrido.
15
2.6. Noções do Sistema Fotovoltaico[24]
Um sistema fotovoltaico (SF) é classificado de acordo com a configuração do
sistema. Eles podem ser do tipo ligados à rede, autônomos ou híbridos. O sistema hibrido
normalmente utiliza baterias para armazenamento de energia.
Este projeto consiste em um sistema ligado à rede, onde toda energia gerada será
injetada na rede elétrica sem armazenamento de energia. Desta forma, a energia gerada
irá conceder créditos ao usuário. Todo dimensionamento dos equipamentos será projetado
para este tipo de ligação.
2.6.1. Módulos Fotovoltaicos
O modulo fotovoltaico representa uma quantidade de células fotovoltaicas em
série e paralelo, visto que cada célula possui uma tensão de saída realmente baixa,
podendo variar entre 0,5 𝑉 e 0,8 𝑉. Esses módulos são fabricados com o objetivo de
serem colocados em série ou em paralelo de acordo com a configuração desejada para o
projeto e, desta forma, são formados os arranjos fotovoltaicos.
Segundo dispõe a norma NBR 10899, a hipótese mostrada na Figura 2.11 pode
ser usada durante um projeto para representar:
Figura 2.11 - Norma de representação do módulo fotovoltaico.
16
Uma célula Solar
Uma Série de Células Solares
Módulos fotovoltaicos
Arranjo fotovoltaico
Planta fotovoltaica
2.6.2. Características Elétricas
A principal característica disponibilizada pelo fabricante dos módulos
fotovoltaicos é a potência máxima de saída que pode ser atingida, e é chamada de watt-
pico (Wp). Para um projeto, faz-se necessária a avaliação de outros parâmetros, como,
por exemplo, tensão de circuito aberto (𝑉𝑂𝐶), corrente de curto circuito (𝐼𝑆𝐶).
2.6.2.1. Tensão de Circuito Aberto
A tensão de circuito aberto (𝑉𝑂𝐶) é encontrada quando o módulo está
desconectado da carga a ser alimentada. Desta forma, não existe corrente elétrica
circulando e possui o maior valor de tensão que o modulo pode atingir. Para conseguir
esse valor, o teste é realizado com um voltímetro ligado em seus terminais de saída e
colocando o painel em condições padronizadas de teste.
2.6.2.2. Corrente de Curto Circuito
A corrente de curto circuito (𝐼𝑆𝐶) é a maior corrente que o módulo pode conseguir
ao se curto-circuitar seus terminais, sendo a tensão em seus terminais igual a zero. O teste
realizado para descobrir a corrente de curto circuito se utiliza da instalação de um
amperímetro em seus terminais, curto circuitando os terminais de saída, sendo realizada
em condições nominais de teste.
17
2.6.2.3. Curva Característica 𝑰𝒙𝑽
A curva 𝐼x𝑉 (corrente-tensão) na Figura 2.12, é caracterizada por apresentar a
potência fornecida pelo módulo, e cada ponto da curva representa a potência gerada
dependendo de sua condição de operação (irradiação solar e temperatura de operação).
Essa curva também pode indicar o fator de forma (FF) e a eficiência do modulo (𝜂).
Figura 2.12 - Curva característica IxV
2.6.2.4. Curva 𝑷𝒙𝑽
A curva Potência com a Tensão 𝑃x𝑉, pode sofrer variações de acordo com as
condições operativas, como a temperatura de operação e a irradiação solar.
O grande destaque da curva 𝑃x𝑉 é o ponto de máxima potência (𝑀𝑃𝑃), em que
podem ser adquiridas a tensão no ponto de máxima potencia (𝑉𝑀𝑃𝑃) e a corrente no ponto
de máxima potência (𝐼𝑀𝑃𝑃), conforme na Figura 2.13 [2].
Figura 2.13 - Curva PxV
18
Diante disso, é de fácil percepção que a amplitude da 𝑉𝑀𝑃 é menor que a 𝑉𝑜𝑐 pois,
neste caso, o módulo está conectado a uma carga.
2.6.2.5. Fator de Forma (𝑭𝑭)
O FF é uma forma de analisar a qualidade das células nos módulos fotovoltaicos.
Ela se caracteriza através do quanto a curva característica 𝐼x𝑉 se aproxima de um
retângulo como mostra a Figura 12. Sua definição é:
𝐹𝐹 =𝐼𝑀𝑃𝑃𝑥𝑉𝑀𝑃𝑃
𝐼𝑠𝑐𝑥𝑉𝑜𝑐 (2.2)
2.6.2.6. Eficiência dos Módulos
A eficiência é um parâmetro que define quão efetivo é o processo de conversão
de energia solar em energia elétrica [2].
Sua definição é:
𝜂 =𝐼𝑀𝑃𝑃𝑥𝑉𝑀𝑃𝑃
𝐴 𝑥 𝐼𝑐 (2.3)
Onde:
𝐴 = Área útil do modulo (𝑚2)
𝐼𝑐 = Luz incidente – Potência luminosa incidente (𝑊𝑚2⁄ )
2.6.2.7. Temperatura e Intensidade luminosa
As curvas sofrem influências diretas de acordo com as condições operacionais do
SF, principalmente ao falar sobre intensidade luminosa e temperatura.
A corrente produzida pelos módulos é diretamente proporcional à irradiância solar
ou intensidade luminosa, ou seja, quanto menor a irradiância, menor a corrente produzida,
como mostra a Figura 2.14.
19
Figura 2.14 - Irradiância Solar
A temperatura ambiente implica diretamente nas temperaturas das células que
compõe o módulo fotovoltaico. A Figura 2.15, indica que há uma queda de tensão com o
aumento da temperatura da célula. A corrente sofre uma elevação muito pequena,
praticamente desprezível.
Figura 2.15 - Influência da Temperatura sobre o módulo solar
2.6.3. Características das conexões
Os critérios adotados pelo projeto irão indicar os tipos de associações feitas pelos
módulos fotovoltaicos. Eles podem ser conectados em série e/ou em paralelo. Os efeitos
da tensão e da corrente são os mesmos para os dispositivos fotovoltaicos.
20
Para as conexões em série, o terminal positivo de um módulo é conectado ao
terminal negativo de outro módulo e assim por diante. Neste caso, a conexão dos
dispositivos em série faz com que as tensões sejam somadas e a corrente elétrica do
sistema inalterada. Exemplo na Figura 2.16.
Figura 2.16 - Módulos conectados em série
Para indicar a soma das tensões e a mesma corrente no sistema conectado em série,
tem-se:
𝑉 = 𝑉1 + 𝑉2 + 𝑉3 + ⋯ + 𝑉𝑛 (2.4)
𝐼 = 𝐼1 = 𝐼2 = 𝐼3 = ⋯ = 𝐼𝑛 (2.5)
Já para as conexões feitas em paralelo, o terminal positivo é ligado no terminal
positivo e o terminal negativo é ligado no terminal negativo. Desta forma, os dispositivos
apresentam a mesma tensão e somam as correntes. Exemplo na Figura 2.17.
Figura 2.27 - Módulos conectados em paralelo
Para indicar a conexão em paralelo, tem-se:
𝐼 = 𝐼1 + 𝐼2 + 𝐼3 + ⋯ + 𝐼𝑛 (2.6)
𝑉 = 𝑉1 = 𝑉2 = ⋯ = 𝑉𝑛 (2.7)
A Figura 2.18 nos mostra a conexão de nove módulos fotovoltaicos idênticos,
sendo que três de cada estão ligados em série, podendo ser notado o aumento na tensão
em cada acréscimo de módulo. De mesmo modo, tem-se 3 (três) fileiras em paralelo,
indicando o aumento de corrente a cada acréscimo em paralelo.
21
Figura 2.38 - Módulos conectados em serie e paralelo
2.7. Dispositivos Utilizados em um SF
2.7.1. Inversores
O dispositivo chamado inversor é também conhecido como conversor CC-CA, e
ele é o responsável por converter energia elétrica de uma fonte em corrente contínua (CC)
para corrente alternada (CA).
Atualmente, existem basicamente dois tipos de inversores no mercado: os
inversores de rede conhecido como Grid-tie e os inversores autônomos, também
conhecidos como Stand-Alone. O tipo de inversor a ser escolhido irá depender do tipo de
projeto. A diferença entre eles é que o primeiro trabalha conectado à rede elétrica e o
segundo isolado.
Os inversores Grid-Tie transferem energia diretamente ao quadro de distribuição
elétrica. Eles permitem que o usuário possa consumir a energia produzida pelos módulos
fotovoltaicos, ou até mesmo injetar à rede elétrica quando não for consumida.
Esses equipamentos utilizados normalmente apresentam uma característica muito
interessante, que seria um algoritmo de controle, implementando em um micro
controlador eletrônico chamado de MPPT – Maximum power point tracker, o qual é
responsável pela regulagem da tensão nos terminais do sistema fotovoltaico, a fim de se
obter a máxima potência produzida pelo módulo.
22
2.7.2. Diodo de Desvio e de Bloqueio
Em circuitos fotovoltaicos existem diodos de desvio (by-pass), que são utilizados
a fim de evitar pontos quentes nas placas solares, limitando, assim, a dissipação de
potência no conjunto células sombreadas. Desta maneira, a perda de energia e o risco de
danificar o modulo fotovoltaico são reduzidos.
Os diodos de desvio são encontrados dentro da caixa de conexão, e são conectados
em antiparalelo com um conjunto de 15 (quinze) a 30 (trinta) células em série para cada
diodo. Eles devem suportar a mesma corrente das células.
Desta maneira, a proteção ocorre, pois, com o diodo de desvio, a máxima potência
dissipada em uma das células seria a potência do conjunto que o diodo envolve.
Figura 2.49 - Diodo de by-pass
A Figura 2.19 [2] mostra o funcionamento do diodo de by-pass. Normalmente, os
módulos fotovoltaicos já incluem o diodo de passagem.
Já o diodo de bloqueio também utilizado para proteção do sistema fotovoltaico,
tem por objetivo impedir o fluxo de corrente de um conjunto de painéis conectados em
serie com tensão maior para um com tensão menor.
Ele também é utilizado em sistemas híbridos, que possuem baterias para
armazenamento. Possui o objetivo de impedir descargas noturnas das baterias, já que a
23
noite os módulos podem produzir uma corrente reversa, o que por consequência gera
descarga das baterias. A Figura 2.20 mostra o local de instalação dos diodos de bloqueio:
Figura 2.20 - Diodo de bloqueio
2.7.3. Seguidor do Ponto de Máxima Potência (𝑴𝑷𝑷𝑻)
Os níveis de radiação e de temperatura variam ao longo do dia e,
consequentemente, o ponto de máxima potência varia dentro de uma faixa de valores.
Para conseguir um rendimento maior da geração, utiliza-se um sistema de controle capaz
de rastrear o ponto de máxima potência.
2.7.4. Fusíveis de Fileira (Lado CC)
Os fusíveis de fileira estão localizados no lado CC do sistema fotovoltaico e
possuem o objetivo de proteger os condutores contra sobrecarga.
24
Figura 2.21 – Fusíveis de Fileira no lado CC
2.7.5. Disjuntores
O disjuntor é capaz de interromper correntes anormais do sistema, antes que a
corrente cause danos ao circuito, e o seu dimensionamento é feito de acordo com o projeto
do sistema fotovoltaico.
2.7.6. Aterramento e Proteção contra Descargas Atmosféricas
Uma forma de proteger os circuitos elétricos é o sistema de aterramento. Ele
fornece um caminho de baixa resistência de um ponto aterrado no sistema para a terra, de
forma que a corrente de curto circuito possa ser dissipada com segurança.
O sistema de proteção contra descargas atmosféricas fica a critério do projetista,
já que nos inversores mais modernos tal proteção já está inclusa. Sua proteção é feita em
ambos os lados, tanto no lado CC quanto no lado CA.
2.7.7. Medidores de Energia
25
Os medidores de energia possuem a função de obter a medição do quanto de
energia será injetada na rede durante a geração do SFCR e quanto será consumido,
portanto, são medidores bidirecional.
26
CAPÍTULO 3 - REGULAMENTAÇÕES PARA GERAÇÃO
FOTOVOLTAICA
O Brasil, pressionado pelo crescimento da geração FV no mundo, fontes
alternativas e demanda interna, se viu na obrigação de regulamentar e incentivar a
utilização de fontes alternativas de energia, de modo a ampliar a sua matriz energética.
Em abril de 2012, a ANEEL, que é a autarquia responsável pela regulamentação do setor
elétrico brasileiro, votou e publicou a Resolução Normativa 482 [6] que instituiu o
sistema de compensação de energia. Esse mecanismo legal que permite a um particular
gerar sua própria energia e utilizar a rede de distribuição como suporte para seu sistema
gerador.
Inicialmente, isso trouxe dois problemas para as concessionárias de distribuição
de energia elétrica: a criação de padrões e normas para avaliação e aceitação dos projetos;
e a alteração de seu sistema de faturamento para considerar o recebimento de créditos
energéticos, devolvendo-os para os respectivos autoprodutores de energia. Com isso,
foram necessárias alterações nos documentos que compõe os Procedimentos de
Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional, PRODIST.
Com o passar dos anos, a ANEEL se viu forçada a atualizar a normativa provendo
melhorias como: facilitar o acesso à rede, reduzindo os prazos para avaliação de projetos
e também, a quantidade de documentos pedidos na solicitação de acesso; e novas
modalidades de compensação de energia com a geração compartilhada, permitindo a
criação de cooperativas e/ou consórcios que permitem a divisão de créditos energéticos
entre pessoas físicas e jurídicas. Com isso, foi criada a Resolução Normativa 687 [7], em
novembro de 2015, alterando alguns aspectos da RN-482/2012.
A partir da RN-687/2105, houve uma nova divisão da classificação dos tipos de
geração quanto à potência instalada, que está mostrada na Tabela 3.1.
Tabela 3.1 - Classificação dos tipos de geração
Tipo de geração distribuída Potência instalada
Microgeração 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 ≤ 75 𝑘𝑊
Minigeração 75 𝑘𝑊 ≤ 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 ≤ 5𝑀𝑊
27
Um aspecto muito importante da normativa é o modelo de crédito gerado
acumulado a partir da energia ativa injetada no sistema de distribuição, em quantidade de
energia ativa a ser consumida por um prazo máximo de 60 (sessenta) meses.
Hoje, há incentivos fiscais nas importações (IPI) de módulos fotovoltaicos e
equipamentos associados como, cabeamentos, presilhas e partes de mecânicas de suporte.
Houve no Rio de Janeiro, votação para incentivos fiscais decretados por lei estadual no
ano de 2015 (Lei nº 7.122 RJ) com isenção de ICMS em 100% (cem por cento) incidente
sobre todos os equipamentos utilizados para geração fotovoltaica incluindo os inversores.
Além disso, incentivos para implementação em ambientes públicos, prédios, construções,
comunidades e escolas por parte do Estado vigente, porém todos esses itens foram vetados
em votação na ALERJ (Assembleia Legislativa Estadual do Rio de Janeiro).
3.1. Requisito de Acesso
Os requisitos de acesso de um sistema de microgeração e minigeração distribuída
cabem a distribuidora local defini-los. No caso da localidade para o projeto no prédio da
Faculdade de Letras-UFRJ no Rio de Janeiro tem-se as definições da Light quanto aos
procedimentos de acesso, padrões de projeto, critérios técnicos e operacionais.
A solicitação de acesso é o pedido formal de análise de conexão à rede, feito pelo
acessante (consumidor) ¸ que ao ser entregue à distribuidora, tem prioridade de
atendimento de acordo com a data do protocolo.
A RN-482/2012 não listava os documentos necessários para se requerer a conexão
formal à rede. Isso ficava a cargo das distribuidoras. Já a RN-687/2015 possui formulários
de solicitação de acesso para microgeração distribuída com potência inferior ou igual a
10kW, para potência superior a 10kW e para minigeração distribuída.
Para o caso do projeto, será utilizada a minigeração distribuída que exige os
seguintes itens pela ANEEL:
Anotação de Responsabilidade Técnica (ART) do Responsável técnico
pelo projeto elétrico e instalação do sistema de minigeração.
Projeto elétrico das instalações de conexão, memorial descritivo.
Estágio atual do empreendimento, cronograma de implementação e
expansão.
28
Diagrama unifilar e de blocos do sistema de geração, carga e proteção.
Dados necessários ao registro da central geradora conforme disponível
no site da ANEEL.
Número de registro do INMETRO ou certificado de conformidade às
regras brasileiras (ou equivalentes internacionais) dos inversores para
tensão nominal com a rede.
Lista de unidades consumidoras participantes do sistema de
compensação (se houver) indicando a porcentagem de rateio de créditos
e o enquadramento conforme incisos VI a VIII do art. 2° da RN-
482/2012.
Cópia de instrumento jurídico que comprove o compromisso de
solidariedade entre os integrantes (se houver).
Documentos que comprovem o reconhecimento da ANEEL, da
cogeração qualificada (se houver).
E mais alguns itens exigidos pela distribuidora Light, no caso de uma potência
instalada superior a 10kW e para minigeração, como:
Formulário de Solicitação para Energia Alternativa que se encontra no
site [8].
Diagrama Trifilar, esquemáticos e funcionais, cópia dos manuais
técnicos dos relés e inversores, descritivo operacional da planta da
geração.
Carta de credenciamento assinada pelo proprietário ou se representante
legal, apresentando profissional ou empresa de engenharia, habilitados
pelo CREA-RJ, contratados como responsáveis técnicos e autorizados
para tratar questões técnicas e comerciais atinentes ao processo de
solicitação de fornecimento de energia elétrica.
A Tabela 3.2 é referente às categorias de conexão em função da potência para
microgeração ou minigeração distribuída de acordo com a distribuidora Light [9][10].
Tabela 3.2 – Categoria de conexão em função de potência instalada
Potência de Geração instalada Categoria de conexão
<10kW Monofásico, bifásico e trifásico
10 a 1000kW Trifásico
29
<15kW (Rede Rural monofásica com
transformador exclusivo)
Monofásico
3.2. Procedimento de Acesso
A proposta do projeto é a viabilização de um SFCR no prédio de Letras na
Universidade Federal do Rio de Janeiro, localizada na Ilha Universitária, onde o
fornecimento de energia elétrica para o prédio é feito pela concessionária Light.
Os procedimentos de acesso ao sistema de distribuição da Light aplicam-se tanto
para novos acessantes quanto para alteração de geração. Para atender as necessidades da
concessionaria é necessário cumprir as etapas de solicitação de acesso e parecer de acesso.
Essas etapas são indicadas na Tabela 3.3.
Tabela 3.3 - Etapas de acesso de microgeração e minigeração ao sistema de distribuição da Light
ETAPA AÇÃO RESPONSÁVEL PRAZO
1. Solicitação
de acesso
(a) Formalização da solicitação de
acesso, com o encaminhamento
de documentação, dados e
informações pertinentes, bem
como dos estudos realizados.
Acessante -
(b) Recebimento da solicitação de
acesso.
Distribuidora -
(c) Solução de pendências
relativas às informações
solicitadas
Acessante Até 60 (sessenta) dias
após a ação 1(b)
2. Parecer de
acesso
(a) Emissão de parecer com a
definição das condições de
acesso.
Distribuidora Se houver necessidade
de execução de obras
de reforço ou de
ampliação no sistema
de distribuição, até 60
(sessenta) dias após a
ação 1(b) ou 1(c). Caso
contrário, até 30
(trinta) dias.
30
3. Contratos (a) Acordo Operativo ou
Relacionamento Operacional
Acessante e
Distribuidora
Acordo Operativo até a
ação 5(b),
Relacionamento
Operacional até a ação
2(a).
4. Implantação
da conexão
(a) Solicitação de vistoria Acessante Até 120 (cento e vinte)
dias após a ação 2(a)
(b) Realização de vistoria Distribuidora Até 7 (sete) dias após a
ação 4(a)
(c) Entrega para acessante do
Relatório de comissionamento.
Distribuidora Até 5 (cinco) dias após
a ação 4(b)
5. Aprovação
do ponto de
conexão
(a) Adequação das condicionantes
do Relatório de vistoria
Acessante Definido pelo
acessante
(b) Aprovação do ponto de
conexão, adequação do sistema
de medição e início do sistema de
compensação de energia,
liberando a microgeração e
minigeração para sua efetiva
conexão
Distribuidora Até 7 (sete) dias após a
ação 4(b), desde que
não haja pendências.
3.3 Parecer de Acesso
O parecer de acesso é o documento formal obrigatório apresentado pela Light,
sem cobrança ao acessante, onde estão informadas as condições de acesso, a conexão, o
uso e os requisitos técnicos que permitem a instalação por parte do acessante, com os
prazos definidos.
Como visto na Tabela 3.3, o prazo para o parecer de acesso é de 30 (trinta) dias se
não houver necessidade de obras estruturais de reforço e 60 (sessenta) dias se houver.
Para o presente projeto não há a necessidade de reforços estruturais.
3.4 Medição do Faturamento
O sistema de medição de energia utilizado nas unidades consumidoras que façam
solicitação de conexão seja de Microgeração ou Minigeração deve ser bidimensional para
31
possibilitar tanto a energia ativa injetada na rede quanto a energia ativa sendo consumida
pela rede.
Como definido pela NR-687 para Microgeração, fica a cargo da distribuidora,
Light, a responsabilidade de fornecimento do sistema de medição, instalação, operação e
manutenção, incluindo-se os custos quaisquer de substituição futura. Já para o caso do
trabalho proposto, para a Minigeração distribuída, o acessante é o responsável por arcar
com os custos do sistema de medição e por quaisquer adequações do mesmo por parte da
Light.
3.5 PRODIST
Desde a criação da ANEEL em 1996, os documentos que compõe o PRODIST
[11] são aplicados para a normatização e padronização do sistema de distribuição de
energia elétrica no Brasil. Composto, atualmente, por 10 (dez) documentos chamados de
módulos, cada qual com uma devida função. Os módulos são:
Módulo 1 – Introdução
Módulo 2 – Planejamento da expansão do sistema de distribuição
Módulo 3 – Acesso ao sistema de distribuição
Módulo 4 – Procedimentos operativos do sistema de distribuição
Módulo 5 – Sistemas de medição
Módulo 6 – Informações requeridas e obrigações
Módulo 7 – Cálculo de perdas na distribuição
Módulo 8 – Qualidade da energia elétrica
Módulo 9 – Ressarcimento de danos elétricos
Módulo 10 – Sistema de informação geográfica regulatório
3.6 Requisitos de proteção de interligação da conexão
Os requisitos mínimos de proteção de interligação exigidos ao acessante, que se
conectam à rede da Light, seguem as determinações do PRODIST, conforme a Tabela
3.4.
32
Tabela 3.4 – Critérios do PRODIST
Equipamento Potência instalada
Menor ou igual a
75kW
Maior que 75kW e
menor ou igual a
500kW
Maior que
500kW e menor
ou igual a 5MW
Elemento de
desconexão
(DSP*)
Sim Sim Sim
Elemento de
interrupção (1)
Sim Sim Sim
Transformador de
acoplamento (2)
Não Sim Sim
Proteção de sub e
sobretensão
Sim Sim Sim
Proteção de sub e
sobrefrequência
Sim Sim Sim
Proteção contra
desequilíbrio de
corrente
Não Não Sim
Proteção contra
desbalanço de
tensão
Não Não Sim
Sobrecorrente
direcional
Não Sim Sim
Sobrecorrente
com restrição de
tensão
Não Não Sim
Proteção de
sobrecorrente
Sim
Sim Sim
Relé de
sincronismo
Sim (3) Sim (3) Sim (3)
Anti-ilhamento Sim (4) Sim (4) Sim (4)
33
*DSP: Dispositivo conhecido como Chave seccionadora, onde deve ser visível e
acessível para garantir a desconexão da central geradora durante manutenção
em seu sistema.
(1). Elemento de desconexão e interrupção automático acionado por proteção a
microgeradores e por comando e/ou proteção para minigeradores distribuídos.
(2). Transformador de interface entre a unidade consumidora e rede de
distribuição, exigência para os acessantes conectados à rede em Média Tensão.
(3). Para acessantes com interface inversora, não é necessário relé de
sincronismo específico, mas um sistema eletroeletrônico que realize o
sincronismo com a frequência da rede e que produza uma saída capaz de operar
na lógica de atuação do elemento de interrupção, de maneira que somente
ocorra a conexão com a rede após o sincronismo ter sido atingido.
(4). No caso de operação em ilha do acessante, a proteção de anti-ilhamento
deve garantir a desconexão física entre a rede de distribuição e as instalações
elétricas internas à unidade consumidora, incluindo a parcela de carga e de
geração, sendo vedada a conexão ao sistema da distribuidora durante a
interrupção do fornecimento.
Para o relé de sincronismo, o inversor emula a tensão da rede, definindo-se assim
a frequência de comutação interna, com o intuito de maximizar a produção dos arranjos
fotovoltaicos. Desta forma, o inversor está sempre em sincronismo com a rede, uma vez
que a referência de tensão sai dos parâmetros estabelecidos e o isola do circuito da planta
e da rede, interrompendo a produção. O sincronismo e religamento são automáticos,
assim que o inversor apresentar condições de operação normais.
34
CAPÍTULO 4 – DIMENSIONAMENTO TEÓRICO
Este capítulo tem por objetivo mostrar todo dimensionamento teórico do projeto.
Primeiramente, uma avaliação da conta de luz e a demanda de energia por ano, mês e dia;
segundamente, o potencial de geração para a área disponível no espaço físico, dados
solarimétricos e softwares utilizados. E, finalmente, os cálculos para a definição dos
módulos (quantidade e disposição), potência dos inversores e dispositivos de proteção.
4.1. Avaliação da conta de luz e potencial de geração
Como é um prédio de uma universidade federal e necessita de uma grande
demanda disponível a todo instante, possui uma demanda contratada por mês. E por ser
da subclasse Poder Público Federal, o imposto federal incidente na conta de luz é zero
(ICMS é zero). Na Tabela 4.1 mostram-se todos os parâmetros referentes ao tipo de
fornecimento e cliente na conta de luz.
Tabela 4.1 - Análise do perfil da conta de luz
Classe Poder público
Subclasse Poder público federal
Subgrupo A4
Tensão Nominal 13,8kV
Demanda contratada 530kW
Em posse da conta de luz, faz-se uma avaliação do consumo da conta de luz do
prédio em questão a partir das horas ponta e fora ponta. Obtendo o seu consumo médio,
possibilita-se um dimensionamento da potência do sistema fotovoltaico que suprirá tal
demanda total ou parcial. A Tabela 4.2, mostra-se o consumo de energia por mês em kWh
pelo prédio de Letras/UFRJ no ano de 2015, distinguindo o horário ponta (HP) e horário
fora ponta (HFP). O ano de 2015 foi escolhido como base, pois não teve tantas
interferências externas no regime de aulas da faculdade, o que ocorreram em 2014 com a
Copa do Mundo, em 2016 com as Olimpíadas e nos demais anos com greve geral.
35
Tabela 4.2 - Análise do consumo da conta em 2015
Consumo em kWh
HP HFP Total
Janeiro 5.832 79.517 85.349
Fevereiro 7.283 91.238 98.521
Março 10.787 112.694 123.481
Abril 19.032 138.960 157.992
Maio 13.175 92.333 105.508
Junho 13.575 100.109 113.684
Julho 10.922 84.643 95.565
Agosto 6.705 73.123 79.828
Setembro 10.334 93.802 104.136
Outubro 16.713 125.972 142.685
Novembro 13.693 128.908 142.601
Dezembro 16.074 142.416 158.490
Média 12.010 105.310 117.320
Total 144.125 1.263.715 1.407.840
Conforme a indicação no total na Tabela 4.2, pode-se perceber que o consumo no
ano de 2015 foi de aproximadamente 1408 MWh no ano. O que nos dá 117,32 MWh por
mês e 3,910 MWh por dia.
A partir desses dados, pode-se ter uma referência da potência a ser instalada com
o potencial energético solar do local, ou seja, a irradiação global incidente sobre os
módulos fotovoltaicos.
4.2. Avaliação do espaço físico
O local de instalação do projeto será o telhado do Bloco F do prédio de Letras da
Universidade Federal do Rio de Janeiro, localizada na Cidade Universitária-Ilha do
Fundão, estado do Rio de Janeiro. Utilizando-se dois métodos para a medição da área
disponível: primeiramente, um software online Daft Logic [12] que calcula da área vista
pelo Google. E depois, uma inspeção e análise do local.
36
Figura 4.1 – Espaço1 disponível no telhado.
O Espaço1 tem aproximadamente 950𝑚2 e pode-se obter mais 5 áreas com
dimensões iguais a esta ao longo do telhado, porém com orientações diferentes que será
explicitado no Capítulo 5.
Figura 4.2 – Espaço2 disponível no telhado.
37
O Espaço2 tem aproximadamente 1160𝑚2 corresponde ao final do telhado e
podendo aproveitar assim uma maior área sem sacrificar a disposição da escada de acesso,
caixas d’águas e eventuais acessos. As áreas demarcadas em verde são os espaços a serem
utilizados, contando com uma área total de 591𝑚2.
Pela medição e inspeção local tem-se a seguinte planta:
Figura 4.3 – Planta do telhado.
Através da medição exata de 6689𝑚2, pode-se ver a disponibilidade física para
instalação e calcular se a quantidade de módulos necessários para suprir toda a energia
consumida ao longo do ano cabe neste espaço.
4.3. Dados solarimétricos, temperatura e softwares utilizados
Esta parte tem o objetivo de mostrar as bases solarimétricas existentes, as
temperaturas utilizadas e os softwares disponíveis para auxiliar o dimensionamento do
projeto.
38
4.3.1. Dados solarimétricos e temperatura
Existem algumas bases de dados solarimétricos e temperatura de bastante confiança
e acurácia. Dentre elas:
Programa SunData-Cresesb desenvolvido pelo CEPEL [13];
Estações do INMET [14];
Estações Solarimétricas do SONDA [15];
Dados de satélite meteorológicos do site SWERA [16].
4.3.2. Softwares
Existem softwares que facilitam e agilizam algumas ou até todas as etapas do
projeto de um sistema fotovoltaico. Dentre eles:
Aplicativo Sun Surveyor [17]
PVSOL [18]
PVSYST [19]
RadiaSol [20]
O aplicativo para celular Sun Surveyor é utilizado para facilitar a visualização de
qualquer sombreamento proveniente de objetos ou edificações que podem ocorrer em
algum período do ano sobre os painéis. Ele utiliza a localização geográfica a partir do
GPS do celular e a câmera para criar uma janela solar com as horas do dia a partir de duas
linhas contínuas representadas pelo solstício de verão e de inverno.
Os softwares PVSOl, PVSYST e RadiaSol são utilizados para dimensionar o
sistema fotovoltaico, plotar gráficos de geração, gráficos de perdas e escolha de
equipamentos utilizados a partir dos dados solarimétricos e de temperatura.
39
4.4. Dimensionamento do Sistema
4.4.1. Cálculo dos módulos
Para iniciar o cálculo da quantidade de módulos, é necessário gerar a potência
necessária demandada pelo prédio usando o valor em quilo watts hora por dia (kWh/dia).
Dividindo-se pela quantidade de Horas Sol a Pico ou Horas Sol Pleno (HSP) incidente
nos painéis no local da instalação e chegando assim na quantidade de potência nominal a
ser gerada por dia, Pn.
𝑃𝑛 =𝑘𝑊ℎ/𝑑𝑖𝑎
𝐻𝑆𝑃 (4.1)
Pode-se fazer uma estimativa tanto anual, quanto uma detalhando mês a mês
levando em conta diferenças de perdas por variação de temperatura. Será usado o termo
fator de desempenho global (FDG) para entrar com a eficiência final no sistema, o
rendimento final global de todo o sistema fotovoltaico considerando-se as perdas. E com
isso divide-se Pn por FDG, chega-se na potência a ser gerada considerando as perdas, Pp.
𝑃𝑝 = 𝑃𝑛
𝐹𝐷𝐺 (4.2)
Encontrando o valor de Pp, escolhe-se o módulo a ser utilizado e através da sua
potência pico (Wp) e pode-se calcular um número total aproximado para a instalação.
Aproximado, pois deve-se levar em conta no cálculo do projeto final as condições
peculiares de cada equipamento utilizado e a disposição com que os módulos irão ser
dispostos.
Com isso, utiliza-se o resultado de Pp e multiplica-se por 1000 (mil) para passar
a Watts e assim, divide-se pela potência pico do módulo utilizado (Wp). E, finalmente,
acha-se o valor N que representa o número aproximado de módulos necessários para
suprir a demanda total de energia diária em relação ao consumo.
𝑁 = 𝑃𝑝 .1000
𝑊𝑝 (4.3)
4.4.2 Fatores de perdas
Para calcular os fatores de perdas, usa-se Tabela 4.3.
40
Tabela 4.3 – Perdas no sistema fotovoltaico
Estágio Coeficiente de
perdas
Símbolo
Descrição Valores típicos
100% - X
Antes dos
módulos
Sombreamento 𝒌𝒔𝒐𝒎𝒃 Causada por
objetos ao redor
ou sobre os
módulos.
0% - 10%
Sujeira 𝒌𝒔𝒖𝒋 Acúmulo de
partículas de
poeira, fuligem,
fezes de pássaros e
etc.
1% - 10%
Nos módulos Tolerância de
potência
𝒌𝒕𝒐𝒍 Quando a
tolerância de
potência-pico dos
módulos tem
algum valor
negativo.
1,5% - 3%
Mismatching 𝒌𝒎𝒊𝒔 Provocada pela
diferença de
características
elétricas entre os
módulos.
1% - 2%
Fator de
temperatura
𝒌𝒕𝒆𝒎𝒑 A eficiência dos
módulos diminui
com a elevação da
temperatura em
operação.
5% - 20%
Depois dos
módulos
Cabeamento CC 𝒌𝑪𝑪 Perdas por efeito
Jaule no circuito
CC.
0,5% - 1%
MPPT 𝒌𝑴𝑷𝑷𝑻 Perdas durante, ou
entre os períodos
de rastreamento
do ponto de
máxima potência.
0,1% - 1%
Conversão
CC/CA
𝒌𝒊𝒏𝒗 Perdas devido a
eficiência do
inversor.
1% - 5%
41
Cabeamento CA 𝒌𝑪𝑨 Perdas por efeito
Joule no circuito
CA.
0,5% - 1%
E com isso, tem-se que o fator de desempenho global seja a multiplicação de todos
os fatores de coeficiente de perdas no sistema fotovoltaico conectado à rede.
𝐹𝐷𝐺 = 𝑘𝑠𝑜𝑚𝑏𝑘𝐶𝐶𝑘𝑡𝑜𝑙𝑘𝑚𝑖𝑠𝑘𝑡𝑒𝑚𝑝𝑘𝐶𝐶𝑘𝑀𝑃𝑃𝑇𝑘𝑖𝑛𝑣𝑘𝐶𝐴 (4.4)
Para a maioria dos projetos instalados na cidade do Rio de Janeiro este fator se
encontra entre 79% e 82%. Pode-se utilizar como base o valor de 80% de eficiência para
todo o sistema. Por análise da Tabela 4.3 pode-se concluir que os maiores fatores
responsáveis por perdas no SFCR são o sombreamento, sujeiras e a temperatura. No local
de instalação deste projeto não possui nenhum tipo de sombreamento pois não há
nenhuma outra construção ao redor.
4.4.3. Cálculo da disposição dos módulos
Para a disposição dos módulos, a quantidade de painéis em série, strings em
paralelo e limites de módulos no inversor, tem-se as seguintes formas de cálculo:
𝑁𝑚𝑎𝑥 =𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎
𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑝𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑚 𝑝𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠 (4.5)
Nmax: Número máximo de módulos suportados pelo inversor
𝑉𝑚𝑝𝑝, 𝑐 = 𝑉𝑚𝑝𝑝 . 𝑅°𝐶𝑉𝑚𝑝𝑝 (4.6)
Vmpp,c: Compensação de tensão mínima
Vmpp: Tensão em máxima potência do painel
42
R°CVmpp: 100% + [coeficiente de temperatura de potência pico do painel (dado
na tabela do módulo no datasheet) vezes a temperatura máxima possível para o
ambiente considerando a temperatura do módulo (valor arbitrado) ]
𝑉𝑜𝑐, 𝑐 = 𝑉𝑜𝑐 . 𝑅°𝐶𝑉𝑜𝑐 (4.7)
Voc,c: Compensação de tensão máxima
Voc: Tensão máxima em circuito aberto para o painel
R°CVoc: 100% + [coeficiente de temperatura em circuito aberto (dado na tabela
do módulo no datasheet) vezes a temperatura mínima possível para o ambiente
considerando a temperatura do módulo (valor arbitrado) ]
𝐼𝑠𝑐, 𝑐 = 𝐼𝑠𝑐 . 𝑅°𝐶𝐼𝑠𝑐 (4.8)
Isc,c: Compensação da corrente em curto circuito
Isc: Corrente em curto circuito do painel
R°CIsc: 100% + [coeficiente de temperatura em curto circuito (dado na tabela do
módulo no datasheet) vezes a temperatura máxima possível para o ambiente
considerando a temperatura do módulo (valor arbitrado) ]
𝑀𝑛𝑠 =𝑉𝑐𝑐
𝑉𝑚𝑝𝑝,𝑐 (4.9)
Mns: Mínimo de módulos em série por string
Vcc: Tensão mínima de funcionamento do inversor
Vmpp,c: Compensação da tensão mínima
𝑀𝑥𝑠 =𝑡𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑛𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟
𝑉𝑜𝑐,𝑐 (4.10)
Mxs: Máximo de módulos em série por inversor
Voc,c: Compensação de tensão máxima
𝑀𝑥𝑠𝑝 =𝐶𝑜𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑎í𝑑𝑎 𝑑𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟
𝐼𝑠𝑐,𝑐 (4.11)
43
Mxsp: Máximo de strings em paralelo por inversor
Isc,c: Compensação da corrente de curto circuito
4.4.4. Dimensionamento dos condutores
O dimensionamento de condutores, segundo a norma brasileira para instalações
elétricas, a NBR-5410/2008, é feito segundo seis critérios:
1 – Capacidade de condução de corrente;
2 – Queda de tensão;
3 – Seção mínima;
4 – Sobrecarga;
5 – Curto-circuito;
6 - Choques elétricos.
Em sistemas fotovoltaicos, a queda de tensão é o que determina a seção mínima
dos condutores. Como não há uma especificação na norma brasileira, adota-se a norma
europeia IEC 60364-7-712 para as definições e equações no cálculo da secção mínima
em cada um dos trechos do sistema, em corrente contínua e corrente alternada.
Os condutores, cabos de string ou cabos de fileira são condutores que interligam a
série de módulos fotovoltaicos à string-box (caixa de junção das strings formadas) e
devem possuir as seguintes características:
Tensão Nominal: entre 300V-1000V;
Corrente Admissível: como fator de segurança 25% maior que a corrente
de curto circuito;
Condições Ambientais: suportar até 75°C e ser resistente a radiação
ultravioleta;
Para o cálculo desse cabo utiliza-se a seguinte fórmula:
𝑆𝑚𝑚2 = 2 𝐿 𝐼𝑐𝑎𝑏𝑜
𝜎 𝑄𝑉 𝑉𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 (4.12)
𝑆𝑚𝑚2: seção do condutor em milímetros quadrados
44
𝐿 : distância entre o conector e a string-box, em metros
𝐼𝑐𝑎𝑏𝑜: valor da corrente considerada para o cabo em questão
𝜎: condutividade do material condutor (no Brasil usa-se Cobre = 56)
𝑄𝑉: queda de tensão permitida no trecho, em decimal (0,01)
𝑉𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔: tensão em máxima potência da string em questão
Considerando o acréscimo de 25% a corrente no cabo como forma de prevenção.
Para o cabo geral CC, que interliga o painel fotovoltaico ao inversor grid-tie,
comercialmente conhecido como inversor interativo, pode-se utilizar o 𝐼𝑐𝑎𝑏𝑜 pelo 𝐼𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙:
𝐼𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 = 𝐼𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 𝑁𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 1,25 (4.13)
𝑆𝑚𝑚2 = 2 𝐿 𝐼𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙
𝜎 𝑄𝑉 𝑉𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 (4.14)
𝐼𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔: corrente de curto circuito de cada string;
𝐼𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙: corrente de curto circuito do painel fotovoltaico;
𝑁𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔: número de strings associados em paralelo.
Para o cabo CA que interliga a saída do inversor com o quadro de comando de
distribuição, no caso do uso de mais de um inversor. Esse conjunto é calculado para
suportar a corrente máxima do inversor interativo no nível de tensão da rede em que será
conectado.
No caso de inversor monofásico tem-se o seguinte cálculo:
𝑆𝑚𝑚2 = 2 𝐿 𝐼𝐶𝐴 cos 𝜑
𝜎 𝑄𝑉 𝑉𝑓𝑎𝑠𝑒 (4.15)
𝐼𝐶𝐴: corrente máxima de saída do inversor interativo;
𝑄𝑉: queda de tensão permita nesse trecho (0,03);
cos 𝜑: fator de potência do inversor
𝑉𝑓𝑎𝑠𝑒: tensão de fase da rede
No caso de inversor trifásico tem-se o seguinte cálculo:
𝑆𝑚𝑚2 = √3 𝐿 𝐼𝐶𝐴 cos 𝜑
𝜎 𝑄𝑉 𝑉𝑙𝑖𝑛ℎ𝑎 (4.16)
Através das normativas, instalações com grande potência de geração deverão ser
inversores trifásicos.
45
Como serão utilizados mais de um inversor para o projeto, necessita- se de um
cabo geral CA, que liga o quadro de comando ao quadro geral de distribuição da unidade
consumidora. O cabo geral CA deve possuir capacidade superior ao disjuntor geral CA,
por questão de segurança recomenda-se uma sobra de 25% em relação a capacidade
nominal do disjuntor.
𝑆𝑚𝑚2 = √3 𝐿 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑗𝑢𝑛𝑡𝑜𝑟1,25
𝜎 𝑄𝑉 𝑉𝑙𝑖𝑛ℎ𝑎 (4.17)
4.4.5. Seccionadores, DPSs e conexões
Disjuntor CC
Foram selecionados três disjuntores, sendo um para cada fileira do SF. Eles serão
instalados para quando houver necessidade de manutenção, o sistema possa ser isolado
do inversor sem comprometer a geração de outras fileiras.
Pela norma ABNT NBR-5410 [21], o dimensionamento dos disjuntores deve
seguir o seguinte critério:
𝐼𝑁 ≤ 𝐼𝑑 ≤ 𝐼𝑀𝐴𝑋 (4.18)
Onde:
𝐼𝑁 - Corrente Nominal do SF de cada string;
𝐼𝑑 – Corrente Nominal do disjuntor;
𝐼𝑀𝐴𝑋 – Corrente máxima permitida no condutor.
Disjuntor CA
De acordo com as normas técnicas exigidas pela Light [10], há necessidade de
instalação de um disjuntor entre a saída do inversor e o barramento.
Novamente, a NBR 5410 exige que a escolha do disjuntor seja através do seguinte
critério:
𝐼𝑁 ≤ 𝐼𝑑 ≤ 𝐼𝑀𝐴𝑋 (4.19)
46
Onde:
𝐼𝑁 - Corrente Nominal da saída do inversor;
𝐼𝑑 – Corrente Nominal do disjuntor;
𝐼𝑀𝐴𝑋 – Corrente máxima permitida no condutor.
DSV
O dispositivo de seccionamento visível (DSV) consiste em uma chave
seccionadora, que precisa ser visível, accessível e abrigada por um invólucro que a Light
utilizará para garantir a desconexão da Microgeração ou da Minigeração durante
manutenção em seu sistema.
O DSV deverá ser instalado entre o sistema de medição e o barramento da
residência.
Figura 4.4 - Chave seccionadora
A chave seccionadora precisa estar abrigada em uma caixa própria, padrão da
concessionária, podendo ser metálica ou polimérica, desde que respeitado o grau de
proteção mínimo igual à IP 54.
A Figura 4.5 apresenta o padrão da caixa, onde o dispositivo de seccionamento
visível será instalado.
47
Figura 4.5 - Caixa do DSV
1- Placa de aviso de segurança;
2- Placa de identificação da instalação (a ser fornecida pela Light);
3- Janela protetora de policarbonato permitindo a visualização do posicionamento
da chave seccionadora;
4- Dispositivo mecânico de bloqueio de equipamento de rede aérea.
A caixa de conexão também conhecida como string box, é responsável pelas
conexões entre os arranjos fotovoltaicos do sistema com o inversor. A string box tem o
objetivo de conectar em paralelo os arranjos e, no caso do projeto em estudo. Em seu
interior pode-se encontrar fusíveis, que são utilizados para manter a integridade dos
inversores para qualquer tipo de anomalia no SFCR.
4.4.6. O inversor Grid-Tie
O dimensionamento do inversor conectado à rede depende diretamente da
configuração de ligação dos módulos, quantidade de módulos e características específicas
dos módulos e do inversor, como correntes máximas e mínimas suportadas. Portanto, este
valor calculado é o mínimo de potência necessária para o inversor considerando um
cenário ideal. Calcula-se a potência mínima necessária do inversor através de:
𝑃𝑖 = 𝑁. 𝑊𝑝. 𝐹𝐷𝐺 (4.20)
Pi – Potência do inversor
48
O dimensionamento exato do inversor se dará no Capítulo 5 ao definir-se todos os
equipamentos que serão utilizados junto com suas características.
49
CAPÍTULO 5 – PROJETO
Este capítulo tem por objetivo mostrar os cálculos práticos do projeto,
dimensionamento real e escolha de cada equipamento utilizado.
5.1. Dados solarimétricos
Os dados solarimétricos utilizados foram retirados do site Swera que possui um
banco de dados com os satélites que orbitam a Terra, no caso foi utilizado o banco do
INPE (Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais) [22].
A Tabela 5.1 mostra o HSP de média mensal ao longo do ano.
Tabela 5.1 – Horas de sol à pico ao longo do ano
SWERA
Mês HSP
Janeiro 7,09
Fevereiro 5,81
Março 5,16
Abril 4,85
Maio 3,85
Junho 3,50
Julho 3,91
Agosto 4,14
Setembro 4,53
Outubro 5,84
Novembro 5,64
Dezembro 6,41
Média 5,06
Os dados de temperatura foram retirados do site do Instituto Nacional de
Meteorologia (INMET) [14], utilizando-se as temperaturas médias máximas do mês e ano
já que as perdas por temperatura do painel são consideradas apenas nas horas de sol à
pico (de 10h à 16h), as horas de funcionamento/geração dos mesmos e, portanto, as
maiores médias temperaturas dia.
50
Tabela 5.2 – Temperaturas médias máximas
INMET
Mês Temp.
Janeiro 30,2
Fevereiro 30,2
Março 29,4
Abril 27,8
Maio 26,4
Junho 25,2
Julho 25
Agosto 25,5
Setembro 25,4
Outubro 26
Novembro 27,4
Dezembro 28,6
Média 27,3
5.2. A Escolha dos módulos
Para este projeto foi escolhido o painel de silício - poli cristalino, já que possui
uma eficiência alta, com um custo de fabricação menor e uma das maiores potências pico
no mercado brasileiro. Atualmente, este tipo de painel está se tornando o mais
comercializado no mercado, tornando mais fácil qualquer tipo de manutenção ou troca
necessária ao longo dos anos.
O módulo fotovoltaico é da marca Canadian Solar Inc., modelo CS6X-320P MIX,
e o datasheet do painel encontra-se no Anexo 1. Este painel possui às seguintes
características:
Excelente eficiência de até 16,94%;
Estrutura reforçada para suportar pressão causada por vento de até 2400 Pa;
Estrutura reforçada para suportar pressão causada por neve de até 5400 Pa;
Excelente desempenho sob baixa irradiação solar;
51
Garantia de 10 anos contra defeito de fabricação e 25 anos para perda de eficiência
menor de 81,5%.
Suas características técnicas são apresentadas na Tabela 5.3, e são relacionadas a
condição padrão de teste STC: Irradiação de 1000 𝑊/𝑚2, Espectro de massa de Ar 1,5 e
Temperatura da Célula de 25°𝐶 .
Tabela 5.3 - Características do módulo fotovoltaico
Marca do módulo fotovoltaico Canadian Solar Inc
Modelo CS6X-320P MIX
Tipo Poly - Si
Potência Máxima (𝑷𝒎á𝒙) 320 𝑊𝑝
Eficiência (𝜼) 16,68 %
Tensão de Máxima Potência (𝑽𝒎𝒑𝒑) 36,8 𝑉
Corrente de Máxima Potência (𝑰𝒎𝒑𝒑) 8,69 𝐴
Tensão de circuito aberto (𝑽𝒐𝒄) 45,3 𝑉
Corrente de curto circuito (𝑰𝒔𝒄) 9,26 𝐴
Comprimento 1,95 m
Largura 0,982 m
Área do módulo 1,915 𝑚2
Peso (𝒌𝒈) 22 Kg
Número de células 72
Coef. de temp. Potência-pico (%/°C) -0,41
Coef. de temp. Tensão em Circuito
Aberto (%/°C)
-0,31
Coef. de temp. Corrente em Curto-
Circuito (%/°C)
0,053
52
Figura 5.1 - Módulo Solar da marca Canadian.
Os coeficientes de temperatura do painel são usados para calcular o número
mínimo e máximo de string em paralelo e/ou módulos em série.
5.3. Cálculo dos módulos
Como mostrado no Capítulo 4, pode-se calcular o número de módulos
aproximadamente antes de escolher o inversor. Através do consumo médio diário que é
de 3,911 MWh, calcula-se Pn (4.1):
𝑃𝑛 =𝑘𝑊ℎ/𝑑𝑖𝑎
𝐻𝑆𝑃=
3911
5,061= 772,82 𝑘𝑊/𝑑𝑖𝑎
Como sequência, calcula-se o Pp através de (4.2). Hoje em dia, o FDG fica em
torno de 79% a 82% aqui no Brasil. Como não foi escolhido o inversor, e
consequentemente as perdas usar-se-á 80% como média para se ter uma ideia do número
de módulos para depois voltar e ir adequando de acordo com toda a configuração do
sistema.
𝑃𝑝 = 𝑃𝑛
𝐹𝐷𝐺=
772,82
0,80= 966,025 𝑘𝑊/𝑑𝑖𝑎
E finalmente, usando a potência do módulo escolhido pode-se chegar no número
aproximado de módulos (4.3):
53
𝑁 = 𝑃𝑝 . 1000
𝑊𝑝=
966025
320= 3018,8
Com isso, o número aproximado de módulos necessários para a instalação e
geração de toda energia para a demanda do prédio é de 3019.
5.4. Escolha dos inversores
Os inversores foram escolhidos com base nas características necessárias para
atender às características de parâmetros dos módulos, a possibilidade de aumento de carga
no futuro, do tamanho do local da instalação e, não menos importante, à análise do custo
do projeto que será abordado no Capítulo 6, na parte financeira.
Por análise e inspeção do local foi considerado dividir-se a área em 6 (seis) partes,
sendo 5 (cinco) áreas iguais e 1 (uma) diferente como mostrado no Capítulo 4 na avaliação
do espaço físico.
Começando pelo Espaço 2, que é o maior com 1160𝑚2, caberiam com o módulo
escolhido de 1,915𝑚2, 605 módulos. E no Espaço 1, com 950𝑚2 caberiam 496 módulos.
Em 5 áreas dão 2480 totais neste espaço. Somando-se os espaços, tem-se um total de 3085
módulos, o que geraria acima do necessário.
Com a base no cálculo de Pn seria necessário 772,82 kWp de potência nos
inversores para suprir o projeto. Através de pesquisa de mercado, disponibilidade de
equipamentos e utilizando o software PVsyst foram encontrados, para as duas áreas, dois
modelos de inversores da espanhola Ingeteam (ANEXO 2).
Tabela 5.4 - Inversor 1 referente ao Espaço1
Ingeteam Ingecon Sun 138kW 140TL B220
Potência Máxima de entrada 163 kW
Tensão máxima de entrada 1000 V
Tensão minima de funcionamento 405 V
Quantidade de MPPT 1
Corrente máxima de entrada 400 A
Corrente máxima por MPPT 400 A
Corrente máxima de saída 368 A
54
Eficiência 98,1%
Potência máxima de saída 138 kW
Range de melhor funcionamento 141 – 163 kW
Tabela 5.5 - Inversor 2 referente ao Espaço2
Ingeteam Ingecon Sun 173kW 175TL B275
Potência Máxima de entrada 195 kW
Tensão máxima de entrada 1000 V
Tensão minima de funcionamento 450 V
Quantidade de MPPT 1
Corrente máxima de entrada 400 A
Corrente máxima por MPPT 400 A
Corrente máxima de saída 368 A
Eficiência 98,5%
Potência máxima de saída 173 kW
Range de melhor funcionamento 172 – 195 kW
Totalizando com os 6 (seis) inversores, referentes as 6 áreas, 863 kW de potência
nominal de saída para a rede de distribuição, o que é maior que o mínimo calculado
necessário.
5.5. Disposição dos painéis
Para a escolha da disposição dos módulos tem-se os seguintes resultados de
cálculo para (4.5).
Primeiramente, em relação ao inversor 1:
𝑁𝑚𝑎𝑥 =163000
320 . 0,80= ~ 636 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠
Em relação ao inversor 2, o único cálculo de acordo com o datasheet do mesmo é
o de número máximo de módulos:
𝑁𝑚𝑎𝑥 =195000
320 . 0,80= ~ 761 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠
55
Para as temperaturas máxima e mínima possíveis para o ambiente considerando a
superfície do painel foram arbitradas 75°C e -15°C, respectivamente, dando uma margem
de erro considerável para o Rio de Janeiro. Utiliza-se as equações (4.6), (4.7), (4.8), (4.9),
(4.10), (4.11).
𝑉𝑚𝑝𝑝, 𝑐 = 36,8 [100% + (−0,41% . 75)] = 25,48 𝑉
𝑉𝑜𝑐, 𝑐 = 45,3 [100% + (−0,31% . −15)] = 47,41 𝑉
𝐼𝑠𝑐, 𝑐 = 9,26 [100% + (0,053% . 75)] = 9,63 𝐴
𝑀𝑛𝑠 =405
25,48= 15,89
𝑀𝑥𝑠 =1000
47,41= 21,09
𝑀𝑥𝑠𝑝 =368
9,63= 38,2
Para uma análise mais detalhada foi utilizado o software PVsyst com
intuito de corrigir a relação horas de sol à pico em relação a inclinação dos módulos e em
relação a posição azimutal do mesmo.
5.6. Orientações e inclinação
Após a verificação da orientação do telhado em relação ao Norte geográfico,
inclinação dos módulos para cada área escolhida, entra-se com todos os dados na base do
software PVsyst para as gerações do sistema.
56
Figura 5.2 - Orientação do telhado em relação ao Norte
A partir das orientações em relação ao Norte definidas, foi separado em 6 áreas,
sendo 3 delas com telhado virado para a frente da edificação e os outros 3 para a parte de
trás. Com o objetivo de encontrar a melhor inclinação para cada uma dessas orientações,
foram medidas através de bússola no local e do Google Earth [23]. Como podem ser
observadas nas Figuras 5.3 e 5.4:
Figura 5.3 - Orientação 1 e inclinação 1 do telhado
57
Através da medição no local de instalação foi percebida uma variação de 12° a
15° e, portanto, foi calculado a melhor inclinação em torno desses números para cada
orientação. A melhor inclinação para essa orientação foi de 15° referente aos 60° a Leste.
Figura 5.4 - Orientação 2 e inclinação 2 da outra metade do telhado
E para a outra metade como visto acima, a melhor inclinação foi de 10° a fim de
diminuir as perdas. Essa variação de 5° tanto para mais quanto para menor pode ser
facilmente obtida por ajuste fino nos trilhos ao aparafusar os módulos. A fixação dos
parafusos neste tipo de telha e dos módulos nos trilhos pode ser observada nas Figuras
5.5, 5.6 e 5.7:
58
Figura 5.5 - Fixação do trilho e do módulo
Figura 5.6 - Fixação do trilho na telha
59
Figura 5.7 - Parafusos utilizados para a telha de fibrocimento
De acordo com a Figura 5.8 e 5.9, os arranjos dos módulos no telhado ficaram da
seguinte maneira:
Figura 5.8 - Disposição dos módulos na menor área
60
Figura 5.9 - Disposição dos módulos na maior área
E nas Figuras 5.10, 5.11, 5.12 e 5.13, são de fotos tiradas no local da instalação,
acesso ao local, parte da frente do prédio, parte de trás e inclinação nas telhas.
Figura 5.10 - Foto do acesso ao telhado do bloco F
61
Figura 5.11 - Foto do acesso a todas as áreas do telhado do bloco F
Figura 5.12 - Foto da parte de trás telhado do bloco F
62
Figura 5.13 - Foto das orientações no telhado do bloco F
Podem ser observadas nesta Figura 5.13, as diferentes orientações presentes no
mesmo telhado.
5.7. Software PVsyst
Foi utilizado o software PVsyst para dimensionar o número exato de módulos para
cada inversor em sua respectiva posição a fim de chegar na geração mais próxima da
demanda do prédio.
Chegando aos seguintes números:
Tabela 5.6 - Organização dos módulos nos inversores
Ingecon 138 kW Ingecon 173 kW
481 módulos 600 módulos
13 módulos em série 15 módulos em série
37 strings em paralelo 40 strings em paralelo
5 inversores 1 inversor
63
Chegando a um total de 3005 módulos e 6 inversores (um para cada área). Todos
os valores se enquadram dentro dos parâmetros calculados. O número de módulos ficou
abaixo em relação ao pré-dimensionamento já que ainda não tinham sido consideradas as
orientações e inclinações, o que pode acarretar em ganhos ou perdas em relação àquele
número. Apesar disto, a análise prévia dá um valor bem próximo, mesmo para um projeto
nessas dimensões, a diferença foi menor que 1%.
Essa disposição foi escolhida por possibilitar o aumento da geração com o
acréscimo de módulos em cada arranjo.
Através da simulação a quantidade de energia produzida por ano é de 1416 MWh,
sendo maior até que o valor de 1408 MWh no ano avaliado. O rendimento global de todo
o sistema fotovoltaico conectado à rede foi de 81,3%, o que ficou próximo do valor
anterior à simulação. Como pode-se observar na Figura 5.14.
Figura 5.14 - Rendimento anual por mês
Como era esperado os meses com temperaturas mais elevadas possuem uma perda
maior de rendimento pelas características do painel. Sendo o maior índice de perdas para
todo o sistema, vide o diagrama de perdas anuais mostrado na Figura 5.15.
64
Figura 5.15 - Diagrama de perdas anuais do sistema
5.8. Cálculo dos condutores
Para o dimensionamento dos condutores calculou-se os parâmetros em relação as
tensões nas strings e correntes:
Tabela 5.7 - Parâmetros de tensão e corrente com o inversor 1
Ingecon 138 kW
Disposição de configuração Dados do painel Resultado
13 módulos em série Vmpp = 36,8V V=478,4V; I=8,69
37 strings em paralelo Impp = 8,69A V=478,4V; I=321,5A
Tabela 5.8 - Parâmetros de tensão e corrente com o inversor 2
Ingecon 173 kW
Disposição de configuração Dados do painel Resultado
15 módulos em série Vmpp = 36,8V V=552V; I=8,69
40 strings em paralelo Impp = 8,69A V=552V; I=347,6A
65
Todos os valores encontrados de tensão nos strings, corrente por string e a soma
das correntes de todos os strings estão dentro dos parâmetros de entrada dos inversores
escolhidos. E com isso, pode-se calculam-se as bitolas para as ligações dos strings e
conexões em série. Por serem ligações entre os módulos, a distância não passará de 5
metros mesmo em fileiras diferentes. Utiliza-se a equação (4.12).
𝑆𝑚𝑚2 = 2 𝐿 𝐼𝑐𝑎𝑏𝑜
𝜎 𝑄𝑉 𝑉𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔=
2 . 5 . 8,69
56 . 0,01 . 478,4= 0,324 𝑚𝑚2
Considerando um acréscimo de 25%, tem-se 0,41𝑚𝑚2. Por recomendação de
padrão mínimo foi escolhido um cabo de 4𝑚𝑚2, possuindo capacidade de sobra para uso
nas demais conexões.
Para o cabo geral CC que vai conectar todo o arranjo do sistema fotovoltaico ao
inversor, utiliza-se a equação (4.14):
𝑆𝑚𝑚2 = 2 𝐿 𝐼𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙
𝜎 𝑄𝑉 𝑉𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔=
2 . 5 . 321,5
56 . 0,01 . 478,4= ~12 𝑚𝑚2
Considerando-se um acréscimo de 25%, tem-se 15𝑚𝑚2 para o cabo geral CC.
Para o cabeamento CA de saída do inversor, utiliza-se a equação (4.16):
𝑆𝑚𝑚2 = √3 𝐿 𝐼𝐶𝐴 cos 𝜑
𝜎 𝑄𝑉 𝑉𝑙𝑖𝑛ℎ𝑎=
√3 . 30 . 368 . 0,85
56 . 0,03 . 220= 43,9 𝑚𝑚2
Pode-se utilizar neste caso um condutor de 50𝑚𝑚2.
Para a parte dos disjuntores observa-se a Tabela 5.7 e a Tabela 5.8 com os
parâmetros de corrente dos inversores, chegando aos seguintes valores: (1) para cada
string um disjuntor de 15 A é suficiente para cobrir os 8,69 A; (2) para o conjunto de
string do inversor 1 e do inversor 2, pode-se utilizar dois disjuntores de 350 A para cada
inversor e (3) no lado CA do circuito pode-se utilizar disjuntores de 400 A, com base na
corrente de máxima potência dos inversores.
66
CAPÍTULO 6 - ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA
Este capítulo tem como objetivo analisar a viabilidade econômica do projeto
proposto a partir do levantamento de preços dos equipamentos, cálculo dos custos totais,
do valor presente líquido e finalmente, da taxa interna de retorno.
6.1. Levantamento de preço do SFCR
A partir dos equipamentos utilizados no projeto, pode-se fazer um levantamento
para estimar os custos totais da instalação e de serviço também. Todos os equipamentos
foram cotados à vista no Brasil com exceção dos inversores por conta da alta potência
necessária. Com base nos valores em real e cotação do Euro em 3,65 (cotação do dia 14
de julho de 2017) tem-se os seguintes valores:
Tabela 6.1 - Preços dos equipamentos
Equipamentos Modelo Preço unitário Quantidade Custo
Painel CSPX 320P R$ 600,00 3005 1.803.000,00
Inversor 1 Ingecon 138kW R$ 73.060,00 5 365.300,00
Inversor 2 Ingecon 173kW R$ 91.325,00 1 91.325,00
Disjuntores Steck
SD-S 400/3P
R$ 800,00 12 9.600,00
DSV KNS3/63-DSV R$ 200,00 30 6.000,00
Seccionadora Siemens 3np R$ 700,00 6 4.200,00
Trilhos Kit Thesan R$ 500,00 750 375.000,00
Outros gastos - 150.000,00
Instalação 1 300.000,00
SOMA 3.154.425,00
Com o levantamento dos equipamentos e da instalação chega-se em um valor de
aproximadamente 3,2 milhões de reais. Usar-se-á o valor arredondado como base para
cálculo.
67
6.2. Levantamento de gasto na conta de luz
Primeiramente, elabora-se uma tabela com os valores da conta de luz do prédio
por mês no ano de 2015, separando em horas pico, horas fora pico, energia reativa
excessiva e a demanda em valores reais.
Tabela 6.2 - Valores presentes na conta de luz
HP (R$) HFP e
ultrapassagem
(R$)
Demanda
contratada
(R$)
Energia
reativa
excessiva
(R$)
Outros
(Dívidas,
adicionais
etc)
Total (R$)
Janeiro 5400,28 18609,29 6674,11 3083,58 1519,53 35.286,79
Fevereiro 6758 21397,05 6688,08 2624,45 4479,89 41.947,47
Março 10654,37 34649,68 7788,15 2235,77 8697,69 64.025,66
Abril 19594,43 45758,05 7454,06 2054,64 9160,32 84.021,5
Maio 13614,65 29579,24 6775,99 2241,36 4567,5 56.778,74
Junho 14030,98 32077,11 6777,43 2317,57 8324,97 63.528,06
Julho 11282,89 27107,09 6773,84 2698,78 6171,51 54.034,11
Agosto 6926,54 23417,79 6773,84 3053,57 6555,65 46.727,39
Setembro 10706,07 30126,45 6793,28 3231,4 7233,11 58.090,31
Outubro 17292,72 42411,68 7786,95 2655,61 6378,48 76.525,44
Novembro 14808,65 48760,17 8531,82 2937,82 7615,43 82.653,89
Dezembro 18390,86 59963,06 9002,63 3026,73 3492,03 93.875,31
Soma 149460,44 413856,66 87820,18 32161,28 74196,11 757.494,67
Para cálculos de VPL (Valor Presente Líquido) e TIR (Taxa Interna de Retorno)
usar-se-á a soma dos valores que sobram na conta de luz, ou seja, a demanda contratada
e a energia reativa excessiva. Os demais encargos serão abatidos com a geração
fotovoltaica. A demanda cobrada não pode ser abatida, pois é uma energia que a
distribuidora disponibiliza para o cliente e pelo fato de estar utilizando a rede, a energia
reativa também não irá abater.
Quando o sistema não estiver mais produzindo o total do abatimento do consumo,
será calculado esse acréscimo na conta do VPL e TIR, a partir das HFP com o reajuste da
tarifa referente ao ano. As tarifas de energia sofrem um reajuste anual, sendo um
procedimento necessário para a atualização do valor de energia paga pelo consumidor a
68
partir dos custos relacionados a investimentos e custos operacionais realizados pela
distribuidora, além da quota de depreciação dos seus ativos e a remuneração regulatória.
Com base na análise das contas de luz cedidas e projeções futuras tem-se que:
Tabela 6.3 - Inflação considerada e HFP para os seguintes anos
Ano Inflação na
tarifa
Tarifa HFP
(R$)
Ano Inflação na
tarifa
Tarifa HFP
(R$)
0 10,00% 0,311904 13 4,00% 0,592597
1 8,00% 0,343095 14 4,00% 0,616301
2 6,50% 0,370542 15 4,00% 0,640953
3 5,00% 0,394627 16 4,00% 0,666591
4 4,50% 0,414359 17 4,00% 0,693255
5 4,00% 0,433005 18 4,00% 0,720985
6 4,00% 0,450325 19 4,00% 0,749824
7 4,00% 0,468338 20 4,00% 0,779817
8 4,00% 0,487072 21 4,00% 0,811010
9 4,00% 0,506554 22 4,00% 0,843450
10 4,00% 0,526817 23 4,00% 0,877188
11 4,00% 0,547889 24 4,00% 0,912276
12 4,00% 0,569805 25 4,00% 0,948767
As tarifas HFP encontradas serão usadas para calcular os gastos agregados futuros
contando a inflação energética de cada ano em questão.
6.3. Premissas para gastos futuros
Para a obtenção de alguns indicadores e itens restante foram atribuídos índices
como premissa futura. Alguns valores são definidos pelo próprio fabricante do
equipamento e outros por projeções econômicas, busca-se os valores mais realistas
possíveis.
Tabela 6.4 - Premissas consideradas
Degradação dos painéis por ano 0,7%
69
Custo de manutenção ao ano 0,03%
Inflação energética média 4,6%
Ano de troca dos inversores 15
Custo da troca dos inversores R$ 400.000,00
Tempo útil com garantia de eficiência 25 anos
A partir da Tabela 6.4, pode-se calcular uma manutenção de R$9.000,00 por ano
e no ano 15, fica prevista a substituição dos inversores. Porém, caso estejam em pleno
funcionamento pode ser adiado (o fabricante prevê uma vida útil de até 20 anos). A grande
facilidade para as manutenções e eventuais trocas se dá através do monitoramento da
geração do sistema que é feito através do site/aplicativo do fabricante.
A Tabela 6.5 mostra o valor de geração por ano considerando a degradação dos
painéis.
Tabela 6.5 - Geração com degradação dos painéis
Ano Geração MWh Ano Geração MWh
0 1416 13 1292,4
1 1406,1 14 1283,4
2 1396,2 15 1274,4
3 1386,5 16 1265,5
4 1376,8 17 1256,6
5 1367,1 18 1247,8
6 1357,6 19 1239,1
7 1348,1 20 1230,4
8 1338,6 21 1221,8
9 1329,5 22 1213,2
10 1319,9 23 1204,8
11 1310,7 24 1196,3
12 1301,5 25 1187,9
Com base no valor de demanda do prédio em 1408 MWh calcula-se a diferença
necessária a pagar por ano. Observando que quando houver sobra da geração, torna-se
crédito de energia para o ano seguinte. Com isso, tem-se que:
70
Tabela 6.6 - Consumo a pagar considerando a geração
Ano Geração MWh Ano Geração MWh
0 - 13 -115,58
1 - 14 -124,63
2 -5,67 15 -133,61
3 -21,53 16 -142,53
4 -31,23 17 -151,39
5 -40,87 18 -160,19
6 -50,44 19 -168,92
7 -59,94 20 -177,59
8 -69,38 21 -186,21
9 -78,75 22 -194,76
10 -88,06 23 -203,25
11 -97,29 24 -211,69
12 -106,47 25 -220,06
Considerando a cobrança desse consumo excedente à geração na Tabela 6.6, a
partir das tarifas HFPs e seus reajustes conforme o ano da cobrança. Tem-se os valores
em reais indicados na Tabela 6.7.
Tabela 6.7 - Cobrança em relação ao consumo no ano
Ano R$ Ano R$
0 - 13 - 68.492,70
1 - 14 - 76.808,04
2 - 2.099,72 15 - 85.638,43
3 - 8.495,67 16 - 95.010,44
4 - 12.941,93 17 - 104.951,91
5 - 17.697,34 18 - 115.491,96
6 - 22.714,80 19 - 126.661,12
7 - 28.073,97 20 - 138.491,36
8 - 33.793,13 21 - 151.016,11
9 - 39.891,44 22 - 164.270,40
10 - 46.388,99 23 - 178.290,90
71
11 - 53.306,84 24 - 193.115,97
12 - 60.667,04 25 - 208.785,77
6.4. Custos Totais anuais e Economia
A partir das Tabelas 6.6 e 6.7, pode-se analisar e calcular exatamente os custos
totais do sistema dentro do período de 25 anos e a economia anual com a geração do
sistema. Considerando-se a perda de geração pela degradação dos módulos, o custo da
troca programada do inversor, a manutenção preventiva anual, os gastos com a demanda
contratada e energia reativa excessiva e as horas a se pagar que não foram geradas. Essas
informações encontram-se nas Tabelas 6.8 e 6.9.
Tabela 6.8 - Custos totais
Ano
Tarifa
HFP
Déficit da
geração (R$)
Manutenção
(R$)
Inverso
r (R$)
Demanda
contratada
(R$)
Energia
reativa
exc. (R$)
Custos totais
(R$)
0 0,3119 - - 9.000,00 - 87.820,18 - 32.161,28 - 128.981,46
1 0,3431 - - 9.000,00 - 96.602,20 - 35.377,41 - 140.979,61
2 0,3705 - 2.099,72 - 9.000,00 -104.330,37 - 38.207,60 - 153.637,69
3 0,3943 - 8.495,67 - 9.000,00 -111.111,85 - 40.691,09 - 169.298,61
4 0,4143 - 12.941,93 - 9.000,00 -116.667,44 - 42.725,65 - 181.335,02
5 0,4330 - 17.697,34 - 9.000,00 -121.917,48 - 44.648,30 - 193.263,12
6 0,4503 - 22.714,80 - 9.000,00 -126.794,17 - 46.434,24 - 204.943,21
7 0,4683 - 28.073,97 - 9.000,00 -131.865,94 - 48.291,61 - 217.231,52
8 0,4870 - 33.793,13 - 9.000,00 -137.140,58 - 50.223,27 - 230.156,98
9 0,5065 - 39.891,44 - 9.000,00 -142.626,20 - 52.232,20 - 243.749,84
10 0,5268 - 46.388,99 - 9.000,00 -148.331,25 - 54.321,49 - 258.041,73
11 0,5479 - 53.306,84 - 9.000,00 -154.264,50 - 56.494,35 - 273.065,69
12 0,5698 - 60.667,04 - 9.000,00 -160.435,08 - 58.754,12 - 288.856,24
13 0,5926 - 68.492,70 - 9.000,00 -173.526,58 - 61.104,29 - 305.449,47
14 0,6163 - 76.808,04 - 9.000,00 -180.467,65 - 63.548,46 - 322.883,08
15 0,6409 - 85.638,43 - 9.000,00 - 400k -187.686,35 - 66.090,40 - 741.196,48
16 0,6665 - 95.010,44 - 9.000,00 -195.193,81 - 68.734,01 - 360.430,81
17 0,6932 -104.951,91 - 9.000,00 -203.001,56 - 71.483,37 - 380.629,08
72
18 0,7209 -115.491,96 - 9.000,00 -211.121,62 -74.342,71 - 401.836,23
19 0,7498 -126.661,12 - 9.000,00 -219.566,49 - 77.316,42 - 424.099,16
20 0,7798 -138.491,36 - 9.000,00 -228.349,14 - 80.409,07 - 447.466,91
21 0,8110 -151.016,11 - 9.000,00 -237.483,11 - 83.625,44 - 471.990,69
22 0,8434 -164.270,40 - 9.000,00 -246.982,44 - 86.970,45 - 497.723,97
23 0,8771 -178.290,90 - 9.000,00 -256.861,73 - 90.449,27 - 524.722,61
24 0,9122 -193.115,97 - 9.000,00 -267.136,20 - 7.838,94 - 553.044,94
25 0,9487 -208.785,77 - 9.000,00 -173.526,58 - 8.152,49 - 582.751,90
Na Tabela 6.8 listam-se todos os custos para o cliente ao longo dos 25 anos
considerando a inflação tarifária.
Tabela 6.9 - Geração e economia por ano
Ano Eficiência
Painel
Geração
MWh
Geração (R$) Ano Eficiência
Painel
Geração
MWh
Geração (R$)
0 100,00% 1416 637.513,21 13 90,90% 1292,41945 1.101.010,41
1 99,30% 1406,088 701.264,53 14 90,20% 1283,37251 1.136.233,05
2 98,60% 1396,24538 746.762,57 15 89,50% 1274,3889 1.172.511,89
3 97,90% 1386,47167 789.655,98 16 88,80% 1265,46818 1.209.875,06
4 97,20% 1376,76636 823.210,31 17 88,10% 1256,6099 1.248.351,27
5 96,50% 1367,129 854.059,52 18 87,40% 1247,81363 1.287.969,77
6 95,80% 1357,5591 881.778,84 19 86,70% 1239,07894 1.328.760,39
7 95,10% 1348,05618 910.349,21 20 86,00% 1230,40539 1.370.753,51
8 94,40% 1338,61979 939.794,37 21 85,30% 1221,79255 1.413.980,06
9 93,70% 1329,24945 970.138,58 22 84,60% 1213,24 1.458.471,53
10 93,00% 1319,94471 1.001.406,65 23 83,90% 1204,74732 1.504.259,96
11 92,30% 1310,70509 1.033.623,95 24 83,20% 1196,31409 1.551.377,90
12 91,60% 1301,53016 1.066.816,38 25 82,50% 1187,93989 1.599.858,45
A Tabela 6.9 mostra todos os ganhos referentes à geração do sistema fotovoltaico
considerando as perdas de degradação dos painéis.
6.5. Análise da Viabilidade Econômica
6.5.1. Payback
73
Este indicador é o tempo de retorno sobre o investimento, ou payback, que é
número de períodos (em anos, meses ou dias) necessários para que o fluxo de caixa
acumulado se torne positivo, isto considerando que o fluxo de caixa do projeto é do tipo
em que o investimento é realizado no primeiro período (no primeiro ano, Ano 0) e as
receitas estão nos anos seguintes. Existe o payback simples e o descontado. O primeiro
não leva em conta o dinheiro no tempo e é vantajoso pela sua simplicidade de cálculo. já
o payback descontado apresenta um valor mais confiável. Nota-se que quanto maior o
período analisado e a taxa de desconto, maior a divergência entre os resultados dos dois
métodos de cálculo
6.5.2. Valor Presente Líquido
O Valor Presente Líquido (VPL) é também, um indicador para análise de
investimentos em projetos. Para o cálculo do VPL, os fluxos de caixa do projeto são
trazidos a valor presente, descontando uma determinada taxa de juros ou usando uma taxa
de atratividade anual, simulando um investimento (caso utilizado no projeto). Com base
em uma vida útil do SFCR de 25 anos. Quanto maior for o 𝑉𝑃𝐿, mais favorável será o
investimento.
𝑉𝑃𝐿 = ∑𝐹𝑛
(1+𝑖)𝑛𝑛0 = 𝐹0 +
𝐹1
(1+𝑖)1 +𝐹2
(1+𝑖)2 + . . . +𝐹𝑛
(1+𝑖)𝑛 (6.1)
Onde:
F0: Representa o investimento inicial do projeto, e é negativo
Fn: Representa o fluxo de caixa calculado no valor presente relativo a cada
ano, o rendimento menos o custo
i: taxa de desconto ou taxa mínima de atratividade, TMA
Como base para o cálculo do VPL foi usado a taxa mínima de atratividade a partir
de um investimento em renda fixa com liquidez diária, Letra de Crédito Imobiliário (LCI),
com a taxa DI de 9,14% (16/08/2017), percentual de 110% do CDI, Certificado de
Depósito interbancário, (Banco Modal 16/08/2017). A rentabilidade anual para este
investimento ficou em torno de 10%.
6.5.3. Taxa Interna de Retorno
74
A TIR pode ser calculada através da equação do VPL igualando-a a zero, a fim de
obter o índice ‘i’ da fórmula. É um indicador bastante usado para análise de investimentos
e normalmente é analisada no sentido de que quanto maior for a diferença entre a TIR e
TMA, melhor será o investimento.
0 = ∑𝐹𝑛
(1+𝑖)𝑛𝑛0 = 𝐹0 +
𝐹1
(1+𝑖)1 +𝐹2
(1+𝑖)2 + . . . +𝐹𝑛
(1+𝑖)𝑛 (6.2)
6.6. Resultados Finais
Para conclusão da viabilidade econômica do projeto, foram feitos os cálculos
levando-se em consideração a queda do rendimento do painel. Utilizando-se das Tabelas
6.8 e 6.9 pode-se calcular o rendimento final e o fluxo de caixa anual para o projeto. A
partir do fluxo de caixa acumulado pode-se calcular o payback, o VPL e o TIR, chegando
assim nos resultados finais para o trabalho, que são mostrados na Tabela 6.10.
Tabela 6.10 - Fluxo de caixa
Ano Perda
anual
dos
painéis
Geração
MWh
Custos totais
R$
Economia
Geração
(R$)
Rendimento –
custo (R$)
Fluxo de caixa
acumulado (R$)
0 100 1416 - 3.328.981,46
637.513,21
- 2.691.468,25
- 2.691.468,25
1 99,3 1406,088 - 140.979,61
701.264,53 560.284,93 - 2.131.183,33
2 98,6 1396,24538 - 153.637,69
746.762,57
593.124,88 - 1.538.058,45
3 97,9 1386,47167 - 169.298,61
789.655,98
620.357,37 - 917.701,08
4 97,2 1376,76636 - 181.335,02
823.210,31
641.875,29 - 275.825,79
75
5 96,5 1367,129 - 193.263,12
854.059,52
660.796,40 384.970,61
6 95,8 1357,5591 - 204.943,21
881.778,84
676.835,63 1.061.806,24
7 95,1 1348,05618 - 217.231,52
910.349,21
693.117,70 1.754.923,94
8 94,4 1338,61979 - 230.156,98
939.794,37
709.637,39
2.464.561,33
9 93,7 1329,24945 - 243.749,84
970.138,58 726.388,73
3.190.950,06
10 93 1319,94471 - 258.041,73
1.001.406,65
743.364,92
3.934.314,98
11 92,3 1310,70509 - 273.065,69
1.033.623,95
760.558,26
4.694.873,24
12 91,6 1301,53016 - 288.856,24
1.066.816,38
777.960,14
5.472.833,38
13 90,9 1292,41945 - 305.449,47
1.101.010,41
795.560,94
6.268.394,32
14 90,2 1283,37251 - 322.883,08
1.136.233,05
813.349,97
7.081.744,29
15 89,5 1274,3889 - 741.196,48
1.172.511,89 431.315,41
7.513.059,70
16 88,8 1265,46818 - 360.430,81
1.209.875,06
849.444,25
8.362.503,95
17 88,1 1256,6099 - 380.629,08
1.248.351,27
867.722,18
9.230.226,14
76
18 87,4 1247,81363 - 401.836,23
1.287.969,77
886.133,54
10.116.359,68
19 86,7 1239,07894 - 424.099,16
1.328.760,39
904.661,23
11.021.020,91
20 86 1230,40539 - 447.466,91
1.370.753,51
923.286,60
11.944.307,51
21 85,3 1221,79255 - 471.990,69
1.413.980,06
941.989,38
12.886.296,88
22 84,6 1213,24 - 497.723,97
1.458.471,53
960.747,57
13.847.044,45
23 83,9 1204,74732 - 524.722,61
1.504.259,96
979.537,35
14.826.581,80
24 83,2 1196,31409 - 553.044,94
1.551.377,90
998.332,95
15.824.914,75
25 82,5 1187,93989 - 582.751,90
1.599.858,45
1.017.106,55
16.842.021,30
Através da visualização da Tabela 6.10, é possível observar um PAYBACK a partir
do segundo trimestre do 5° ano.
Tabela 6.11 - Resultados finais
PAYBACK 5,3 anos
VPL R$ 3.072.416,17
TIR 13,30%
Através de todos os cálculos desenvolvidos e tabelas pode-se concluir a
viabilidade técnico-econômica do projeto. Comparando-se o investimento de mesmo
valor ao custo total do projeto em uma renda fixa a 10% a.a. e a TIR do projeto com
13,30% a.a. percebe-se a vantagem econômica do investimento em um SFCR ao invés de
um na renda fixa. Este resultado mostra que o sistema fotovoltaico não tem apenas o viés
77
sustentável e de menos impacto ao meio ambiente e sim, na eficiência do projeto e o
quanto ele pode mudar a situação das matrizes energéticas do Brasil, aumentando
consideravelmente a potência de geração.
78
CAPÍTULO 7 - CONCLUSÕES
Este trabalho apresentou o dimensionamento de um sistema fotovoltaico
conectado à rede com todos os cálculos necessários para sua implantação. E também, uma
análise da viabilidade técnico-econômica com todos os custos para o prosseguimento do
empreendimento.
Todos os objetivos propostos pelo trabalho foram plenamente alcançados. Os
principais resultados foram encontrados na análise da viabilidade econômica do projeto
através do cálculo do payback, o VPL e o TIR. O payback calculado foi de 5,3 anos, o
VPL foi de R$ 3.072.416,17 e o TIR de 13,30% e com isso, foi comprovada a viabilidade
econômica do empreendimento.
Algumas dificuldades foram encontradas no decorrer do projeto como: encontrar
projetos anteriores de instalações fotovoltaicas de minigeração em prédios de domínio
público federal com fornecimento em alta tensão e encontrar os inversores nas
capacidades calculadas (características construtivas necessárias e marca conhecida no
mercado). Com isso, para o primeiro percalço foi necessária uma análise detalhada da
conta de luz do prédio e consulta das Normativas da ANEEL e da LIGHT; para os
inversores, foi necessário o contato direto com o fornecedor da Ingeteam que se mostrou
solícito a oferecer suporte e tirar dúvidas caso necessário. O contato foi feito por e-mails
diretamente no mercado externo, na Europa, onde foram cotados.
Entre as facilidades encontradas para a elaboração do trabalho estão: o
atendimento da PR-6 em disponibilizar todas as contas de luz do prédio de Letras que
fossem necessárias, a solicitude da administração do prédio em autorizar o acesso ao
telhado para a inspeção local do espaço e as informações cedidas a respeito do telhado
sobre uso futuro.
Um grande avanço na regulamentação fotovoltaica no Brasil veio através da
Resolução Normativa n°687 de 24 novembro de 2015 que alterou a primeira normativa
atribuída ao tema, Resolução Normativa n°482 de 17 de abril de 2012, onde passou a
vigorar a geração compartilhada por meio de consórcio ou cooperativa criando uma
compensação de energia através de um mesmo CNPJ (Cadastro Nacional de Pessoa
Jurídica) e/ou CPF (Cadastro de Pessoa Física). Com isso, um estudo para projetos futuros
pode ser a implantação de diversas minigerações em prédios da UFRJ com intuito de
79
abater a totalidade da conta de luz de todos os prédios da universidade presente no mesmo
CNPJ.
Através de todas as adversidades encontrados na elaboração deste trabalho pode-
se obter um conhecimento pessoal mais aprofundado sobre a geração fotovoltaica de
forma prática, estudo sobre a resistência dos tipos de telhas e um desafio pessoal para
realização de toda a parte de análise financeira que não é apresentado no curso da
graduação. E com isso, este trabalho contribuiu de forma significativa para a formação
do aluno.
O presente projeto desenvolvido neste trabalho concluiu todo o potencial de
geração e viabilidade econômica de um sistema fotovoltaico conectado à rede para o
prédio de Letras da Universidade Federal do Rio de Janeiro.
80
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1]Decreto 8401 de 4/02/2015 -
http://www2.camara.leg.br/legin/fed/decret/2015/decreto-8401-4-fevereiro-2015-
780113-publicacaooriginal-146053-pe.html
[2] CRESESB – CEPEL, “Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos” e
“Tutorial de Energia Solar Fotovoltaica”, encontrado em:
http://www.cresesb.cepel.br/index.php?section=com_content&cid=tutorial_solar.
[3] Fraunhofer Institute for Solar Energy System, “Photovoltaics Report”, Freiburg 2016.
[4] EPE – Empresa de Pesquisa Energética, “Análise da Inserção da Geração Solar na
Matriz Elétrica Brasileira”, Rio de Janeiro, 2012.
[5] SHOCKLEY, William; QUEISSER, Hans J. Detailed balance limit of efficiency of
p‐n junction solar cells. Journal of applied physics, v. 32, n. 3, p. 510-519, 1961.
[6] ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica, “Resolução Normativa n° 482”,
disponível em: www.aneel.gov.br/cedoc/ren2012482.pdf
[7] ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica, “Resolução Normativa n˚ 687”,
disponível em: http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015687.pdf
[8] Light – Formulário de acessos: www.light.com.br
[9] Light – Regulamentação para Média Tensão, encontrado em:
https://agenciavirtual.light.com.br/gcav/reconMt.do
[10] Light – Informações Técnicas, encontrado em:
www.light.com.br/.../LIGHT_Informacao_Tecnica_DTE_DTP_01_2012_MARCO_201
6.pdf
[11] PRODIST – Procedimentos de Distribuição, encontrado em:
http://www.aneel.gov.br/prodist
[12] Daft Logic – Cálculo da área no Google, encontrado em:
https://www.daftlogic.com/projects-google-maps-area-calculator-tool.htm
[13] CRESESB – CEPEL, Potencial Solar – SunData, encontrado em:
http://www.cresesb.cepel.br/index.php?section=sundata.
81
[14] INMET - Instituto Nacional de Meteorologia – encontrado em:
http://www.inmet.gov.br/portal/index.php?r=estacoes/estacoesAutomaticas.
[15] SONDA – Sistema de Organização Nacional de Dados Ambientais – encontrado em:
http://sonda.ccst.inpe.br/publicacoes/atlas_solar.html.
[16] SWERA – Solar and Wind Energy Resource Assessment – encontrado em:
https://maps.nrel.gov/swera
[17] Sun Surveyor – aplicativo para posições solares, lunares encontrado em:
http://www.sunsurveyor.com/
[18] PVSOL – Software para sistemas fotovoltaicos, encontrado em:
http://www.solarize.com.br/site_content/22-software-pv-sol
[19] PVsyst – Photovoltaic Software – encontrado em:
http://www.pvsyst.com/en/software
[20] RadiaSol – Software brasileiro para sistemas fotovoltaicos, encontrado em:
http://www.solar.ufrgs.br/
[21] ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas, “NBR 5410”.
[22] Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (INPE), encontrado em:
http://www.inpe.br/
[23] Google Earth – Visualização por satélite, encontrado em:
https://www.google.com.br/intl/pt-PT/earth/
[24] CHAMMA, Bruno, Projeto de uma microgeração fotovoltaica aplicado em uma
residência/ Bruno Cordeiro Chamma – Rio de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, página
15 - http://monografias.poli.ufrj.br/monografias/monopoli10020752.pdf
82
ANEXO I
DATASHEET DO PAINEL CANADIAN SOLAR
83
84
85
ANEXOII
86
87
ANEXO III