projeto de uma minigeraÇÃo fotovoltaica no...
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PROJETO DE UMA MINIGERAÇÃO FOTOVOLTAICA NO
PRÉDIO DO CENTRO DE TECNOLOGIA DA UFRJ
Guilherme Guimarães Gonçalves
Projeto de Graduação apresentado ao
Curso de Engenharia Elétrica da Escola
Politécnica, Universidade Federal do Rio
de Janeiro, como parte dos requisitos
necessários à obtenção do título de
Engenheiro Eletricista.
Orientador: Jorge Luiz do Nascimento
RIO DE JANEIRO
MARÇO de 2018
Guilherme Guimarães Gonçalves
PROJETO DE UMA MINIGERAÇÃO FOTOVOLTAICA NO
PRÉDIO DO CENTRO DE TECNOLOGIA DA UFRJ
Guilherme Guimarães Gonçalves
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. Alan de Paula Faria Ferreira, M.Sc. Eng.
RIO DE JANEIRO
MARÇO de 2018
iii
Gonçalves, Guilherme Guimarães.
Projeto de uma minigeração fotovoltaica aplicada no prédio do
centro de tecnologia da UFRJ / Guilherme Guimarães Gonçalves –
Rio de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, 2018.
XV, 79p.;il.:29,7cm.
Orientador: Jorge Luiz Nascimento Dr.Eng.
Projeto de Graduação – UFRJ/Escola Politécnica/
Curso de Engenharia Elétrica, 2018.
Referências Bibliográficas: p.69-70.
1. Introdução. 2. Energia Solar Fotovoltaico. 3.Sistema Fotovoltaico
(SF). 4. Normas Técnicas e Regulamentação da ANEEL 5.
Desenvolvimento do Projeto. 6. Resultados Obtidos. 7. Avaliação
Econômica 8. Conclusão 9 Referências Bibliográfica. I. do Nascimento,
Jorge Luiz. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica,
Curso de Engenharia Elétrica. III.. Projeto de uma minigeração
fotovoltaica aplicada a subestação do prédio de tecnologia da UFRJ
iv
“O nosso maior medo não é sermos inadequados. O nosso maior medo é sermos
infinitamente poderosos. É a nossa própria luz, não a nossa escuridão, que nos
amedronta. Sermos pequenos não engrandece o mundo.
Não há nada de transcendente em sermos pequenos, pois assim os outros não se
sentirão inseguros ao nosso lado. Todos estamos destinados a brilhar, como as
crianças. Não apenas alguns de nós, mas todos.”
Coach Carter
v
AGRADECIMENTOS
Em primeiro lugar gostaria de agradecer todos os meus familiares, dentre os quais
está a minha maior fã e incentivadora minha mãe Fatima Cecilia. Ela nunca deixou de
acreditar em mim e nunca deixou que eu deixasse de acreditar em mim mesmo.
Em segundo a todos os meus amigos de infância que começaram essa jornada de
autoconhecimento e de aprendizado desde o maternal do Colégio Sion, e sempre
estiveram ao meu lado dando tranquilidade e apoio desde então.
Em terceiro aos amigos que a UFRJ me deu, quando a universidade e os
professores faltaram com nós alunos, foi ao lado deles que eu obtive ajuda, foi com eles
que batalhei para poder hoje estar escrevendo esse projeto. Mas dentre todas as pessoas
com quem convivi, os voadores merecem um destaque.
Foi ao lado dos voadores que eu passei todas as fases da faculdade, desde a festas
até o desespero para as provas, e a tristeza de uma reprovação. Juntos aprendemos a real
lição e valor que a faculdade nos proporciona e ele não é medido por quantas matérias
você é bom, a quantidade de conhecimento que você adquire e muito menos o seu CR.
Agradeço muito a todos eles, André, Domingo, Chamma, Napoli e Camilla são
amizades verdadeiras e profundas que eu cultivei na faculdade e levarei para a vida todo.
Sem eles a universidade não teria tido graça e seria muito menos enriquecedora, admiro
muito todos eles. Mas dentre os voadores não poderia deixar de destacar Napoli que
sempre consegue tirar o peso dos problemas, Chammito, o pai de todos, o piloto dessa
tripulação, sempre com um conselho e garra para decolar, voar alto, conquistar metas e
mais importante sempre ajudando seus amigos à voassem tão alto quanto ele. E pôr fim a
mais importante, a minha melhor amiga Camilla Gonçalves, minha confidente, meu porto
seguro, alguém que eu sempre soube que estaria ali para me apoiar, alguém que eu sempre
soube que nunca me julgaria, se antes eu era felizardo por ter você ao meu lado como
amiga nesses anos todos, hoje sou abençoado por te ter ao seu lado como minha noiva.
Em finalmente ao professor Jorge Luiz pelo apoio não apenas ao longo deste
projeto, mas durante todo o curso, sempre foi solícito e disposto a me ajudar sempre que
preciso.
vi
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.
PROJETO DE UMA MINIGERAÇÃO FOTOVOLTAICA NO PREDIO DO CENTRO
DE TECNOLOGIA DA UFRJ
Guilherme Guimarães Gonçalves
Março 2018
Orientador: Jorge Luiz do Nascimento.
Curso: Engenharia Elétrica
Este Projeto de Graduação apresenta o dimensionamento de uma
minigeração fotovoltaica conectada à rede, instalada no teto do Bloco I com
finalidade de suprir a demanda do Bloco B. Esse projeto foi elaborado conforme
a Resolução Normativa N° 687, de 24 de Novembro de 2015 da ANEEL.
Ao longo deste projeto será apresentada a base teórica de uma geração
fotovoltaica. Em seguida serão explicadas todas as tomadas de decisões e cálculos
necessários para o dimensionamento do projeto SFCR, como analise de consumo,
escolha de equipamentos, escolha do local de instalação assim como a subestação
a ser conectada. A006F final do projeto será apresentado o estudo econômico
durante a vida útil do Sistema.
Palavras-chave: Fotovoltaica, Geração de Energia, Bloco B, Subestação, Viabilidade
Econômica
vii
Abstract of the Undergraduate Project, presented to POLI/UFRJ as a partial
fulfillment of the necessary requirements to obtain the degree of Electrical Engineer.
Guilherme Guimarães Gonçalves
March 2018
Tutor: Jorge Luiz do Nascimento.
Course: Electrical Engineering
This Graduation Project presents the design of a photovoltaic minigeneration that
is connected to the grid, installed on Block I's roof in order to supply the demand of Block
B. This project was elaborated according to ANEEL's Normative Resolution No. 687 of
November 24, 2015.
In this project, the theoretical basis of a photovoltaic generation will be presented,
followed by the explanation of all the decisions and calculations necessary to design the
SFCR project, such as the consumption analysis, the equipment selection, the choice of
the installation site and the substation to be connected. At the end of the project, the
economic study during the useful life of the System will also be presented.
Keywords: Photovoltaic, Power Generation, Block B, Substation, Feasibility Study
viii
SUMÁRIO
AGRADECIMENTOS ........................................................................................................................ v
SUMÁRIO ................................................................................................................................... viii
LISTA DE FIGURAS ......................................................................................................................... xi
LISTA DE TABELAS ....................................................................................................................... xiii
LISTA DE SIGLAS.......................................................................................................................... xiv
CAPÍTULO 1 - INTRODUÇÃO ................................................................................................................... 1
1.1. OBJETIVO ................................................................................................................................ 2
1.2. RELEVÂNCIA ............................................................................................................................ 3
1.3. METODOLOGIA ........................................................................................................................ 3
1.4. ESTRUTURA DO TRABALHO .......................................................................................................... 4
CAPÍTULO 2 - ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA ...................................................................................... 5
2.1. POSIÇÃO TERRA-SOL ................................................................................................................. 5
2.2. RADIAÇÃO SOLAR...................................................................................................................... 8
2.3. IRRADIAÇÃO SOLAR NO BRASIL E SEU POTENCIAL ENERGÉTICO .............................................................. 9
2.4. EFEITO FOTOVOLTAICO ............................................................................................................ 11
2.5. TIPOS DE CÉLULAS FOTOVOLTAICAS ............................................................................................. 13
2.5.1. Células de Silício Monocristalino..................................................................................... 13
2.5.2. Células de Silício Policristalino: ....................................................................................... 14
2.5.3. Células de Silício Amorfo: ............................................................................................... 14
2.5.4. Células de Filmes Finos: .................................................................................................. 14
CAPÍTULO 3 - SISTEMA FOTOVOLTAICO (SF) ........................................................................................ 17
3.1. SISTEMAS ISOLADOS (OFF-GRID) ................................................................................................ 17
3.2. SISTEMAS CONECTADOS À REDE ELÉTRICA (ON-GRID)...................................................................... 18
3.3. COMPONENTES DO SISTEMA FOTOVOLTAICO ................................................................................. 19
3.3.1. Módulos e Arranjos ........................................................................................................ 19
3.3.1.1. Características Elétricas de um Módulo Fotovoltaico .................................................................. 19
3.3.1.1.1. Tensão de circuito aberto (𝑽𝒐𝒄) e Corrente de Curto Circuito (𝑰𝒔𝒄) ......................................... 20
3.3.1.1.2. Curva𝑰𝒙𝑽 ............................................................................................................................... 20
3.3.1.1.3. Curva 𝑷𝒙𝑽 ............................................................................................................................. 21
3.3.1.1.4. Eficiência do Módulo (ɳ) ......................................................................................................... 21
3.3.1.1.5. Fator de Forma (FF) ................................................................................................................ 22
3.3.1.1.6. Efeito da Temperatura e da Irradiância em um Módulo ........................................................... 22
3.3.1.1.7. Associação dos Módulos ......................................................................................................... 23
3.3.2. Diodo ............................................................................................................................. 25
3.3.2.1. Diodo de Desvio (By-Pass): ........................................................................................................ 25
3.3.2.2. Diodo de Bloqueio ..................................................................................................................... 26
ix
3.3.3. Inversor ......................................................................................................................... 26
3.3.4. Disjuntor ........................................................................................................................ 27
3.3.5. Sistema de Aterramento ................................................................................................ 27
3.3.6. Medidor Bidimensional .................................................................................................. 27
CAPÍTULO 4 - NORMAS TÉCNICAS E REGULAÇÃO DA ANEEL ................................................................ 28
4.1. REGRAS ESTABELECIDAS PELA PRODIST ....................................................................................... 29
4.2. REGRAS ESTABELECIDAS PELA LIGHT ............................................................................................. 31
CAPÍTULO 5 – DESENVOLVIMENTO DO PROJETO ................................................................................. 34
5.1. LEVANTAMENTO DA CONTA DE ENERGIA ....................................................................................... 34
5.2. AVALIAÇÃO DO CONSUMO DO BLOCO B E DEFINIÇÃO DA CAPACIDADE DO GERADOR FV ............................ 35
5.1.3. Avaliação do Espaço Físico ........................................................................................ 40
5.4. AVALIAÇÃO CLIMÁTICA ............................................................................................................. 44
5.5. AVALIAÇÃO DE POSSÍVEIS PERDAS NO SISTEMA .............................................................................. 45
5.6. DIMENSIONAMENTO E ESCOLHA DE COMPONENTES. ....................................................................... 46
5.6.1. Dimensionamento e Escolha dos Módulos ...................................................................... 46
5.6.2. Escolha de Inversor ........................................................................................................ 48
5.6.3. Disposição dos Painéis ................................................................................................... 48
5.6.4. Caixa de Controle ........................................................................................................... 53
5.6.5. Transformador ............................................................................................................... 54
5.6.6. Cabeamento do Lado CC ................................................................................................ 54
5.6.7. Cabeamento de Lado CA ................................................................................................ 55
5.6.8. Disjuntores de Lado CC ................................................................................................... 55
5.6.9. Disjuntores de Lado CA .................................................................................................. 56
5.6.10. Proteção do Sistema ........................................................................................................ 56
CAPÍTULO 6 – RESULTADOS OBTIDOS .................................................................................................. 56
CAPÍTULO 7 – AVALIAÇÃO ECONÔMICA ............................................................................................... 60
7.1. LEVANTAMENTO DOS CUSTOS DO PROJETO .................................................................................... 60
7.2. LEVANTAMENTO DA TARIFA ELÉTRICA COBRADA PELA LIGHT ............................................................... 61
7.3. Parâmetros Adotados .................................................................................................... 62
7.4. PROJEÇÕES FUTURAS ............................................................................................................... 63
7.4.1. Projeções de custo do MWh da Light .............................................................................. 63
7.4.2. Projeção de custos de Manutenção do Sistema .............................................................. 64
7.4.3. Projeção de Geração Fotovoltaica .................................................................................. 64
7.5. Payback ......................................................................................................................... 65
7.6. VPL ................................................................................................................................ 65
7.7. Taxa Interna de Retorno ................................................................................................ 65
x
7.8. Projeção Global de Economia do Sistema ....................................................................... 66
CAPÍTULO 8 –CONCLUSÃO ................................................................................................................... 67
CAPÍTULO 9 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................................... 69
ANEXO I ............................................................................................................................................... 71
ANEXO II .............................................................................................................................................. 72
ANEXO III ............................................................................................................................................. 73
ANEXO IV ............................................................................................................................................. 75
ANEXO V .............................................................................................................................................. 77
ANEXO VI ............................................................................................................................................. 78
ANEXO VII ............................................................................................................................................ 79
xi
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 2.1 – POSIÇÃO DO PLANETA.(FONTE: DEPARTAMENTO DE FÍSICA - UFPR) ............................................ 6
FIGURA 2.2.–ÂNGULOS SOL TERRA. (FONTE: CRESESB-CEPEL) ......................................................................... 7
FIGURA 2.3 – ORIENTAÇÃO DE UMA SUPERFÍCIE INCLINADA EM RELAÇÃO AO MESMO PLANO. (FONTE: CRESESB-CEPEL
ADAPTADA) ...................................................................................................................................... 7
FIGURA 2.4 -HORA ANGULAR. (FONTE: ASTRONOMIA DE POSIÇÕES) .............................................................. 8
FIGURA 2.5 – COMPONENTES DA RADIAÇÃO SOLAR (FONTE:FCSOLAR) ................................................................. 9
FIGURA 2.6 – IRRADIAÇÃO SOLAR BRASIL VS EUROPA (FONTE: SWERA) .............................................................. 10
FIGURA 2.7 – DOPAGEM DO SILÍCIO (FONTE: ELETRONICAPT ADAPTADA) ......................................................... 11
FIGURA 2.8 – MOVIMENTO DE ELÉTRONS (FONTE: ELETRONICAPT) ................................................................. 12
FIGURA 2.9 - FUNCIONAMENTO DE UMA CÉLULA FOTOVOLTAICA. (FONTE:STRONGBRASIL) ................................... 12
FIGURA 2.10 - CÉLULA MONOCRISTALINA (FONTE: PORTAL SOLAR). ................................................................ 13
FIGURA 2.11 - CÉLULA POLICRISTALINO (FONTE: PORTAL SOLAR). ................................................................... 14
FIGURA 2.12 - CÉLULA DE FILMES FINOS (FONTE: PORTAL SOLAR) .................................................................. 16
FIGURA 3.1 – ILUSTRAÇÃO DE UM SISTEMA OFF-GRID (FONTE: NEOSOLAR) ....................................................... 17
FIGURA 3.2 – ILUSTRAÇÃO DE UM SISTEMA ON-GRID(FONTE: NEOSOLAR) ......................................................... 18
FIGURA 3.3 – NORMA DE REPRESENTAÇÃO DO MÓDULO FOTOVOLTAICO (FONTE: DESENHADO PELO PRÓPRIO AUTOR) ..... 19
FIGURA 3.4 – CURVA IXV (FONTE: CRESESB – CEPEL)................................................................................... 20
FIGURA 3.5 – CURVA PXV (FONTE: CRESESB – CEPEL).................................................................................. 21
FIGURA 3.6 – EFEITO CAUSADO PELA TEMPERATURA NA CÉLULA (FONTE: CRESESB – CEPEL) .................................. 23
FIGURA 3.7 – EFEITO CAUSADO PELA VARIAÇÃO DE INTENSIDADE LUMINOSA NA CÉLULA (FONTE: CRESESB – CEPEL) .... 23
FIGURA 3.8 – ASSOCIAÇÃO EM SÉRIE (FONTE: CRESESB – CEPEL) .................................................................... 24
FIGURA 3.9 – ASSOCIAÇÃO EM PARALELO (FONTE: CRESESB – CEPEL) .............................................................. 24
FIGURA 3.10 – DIODO BY-PASS (FONTE: CIVICSOLAR) .................................................................................. 25
FIGURA 3.11 – DIODO DE BLOQUEIO (FONTE: NEOSOLAR) ............................................................................. 26
FIGURA 5.1 – CONSUMO EM 2017 ............................................................................................................... 35
FIGURA 5.2 – SUBESTAÇÃO ABC .................................................................................................................. 36
FIGURA 5.3 – ÁREA DO PRIMEIRO ANDAR ....................................................................................................... 39
FIGURA 5.4 –ÁREA DO SEGUNDO ANDAR ........................................................................................................ 39
FIGURA 5.5 – QUALIDADE DO TELHADO DO BLOCO B ......................................................................................... 41
FIGURA 5.6 –– DIVERSAS INCLINAÇÕES DO TELHADO DO BLOCO B ........................................................................ 41
FIGURA 5.7 – TETO DO BLOCO I ................................................................................................................... 41
FIGURA 5.8 – QUALIDADE DO TETO DO BLOCO I ............................................................................................... 42
FIGURA 5.9 – TELHA DO BLOCO I .................................................................................................................. 42
FIGURA 5.10 – ÁREA DISPONÍVEL ................................................................................................................. 43
FIGURA 5.11 – GRAUS AO NORTE GEOGRÁFICO ............................................................................................... 49
xii
FIGURA 5.12 – VISTA SUPERIOR INCLINAÇÃO DE 22° ......................................................................................... 49
FIGURA 5.13 – EXEMPLO DE SISTEMA INCLINADO ............................................................................................. 50
FIGURA 5.14 – SUPORTE DE INCLINAÇÃO ........................................................................................................ 50
FIGURA 5.15 – POSTE DE FERRO GALVANIZADO ................................................................................................ 51
FIGURA 5.16 – FIXAÇÃO INTERMEDIÁRIA ........................................................................................................ 51
FIGURA 5.17 – TRILHO DE ALUMINO ............................................................................................................. 52
FIGURA 5.18 – FIXAÇÃO DE TERMINAL ........................................................................................................... 52
FIGURA 6.1 – GERAÇÃO DO SISTEMA POR MÊS ................................................................................................. 57
FIGURA 6.2 – RENDIMENTO DO SISTEMA POR MÊS ........................................................................................... 57
FIGURA 6.3 – DIAGRAMA DAS PERDAS DO SISTEMA .......................................................................................... 59
xiii
LISTA DE TABELAS
TABELA 4.1 - CLASSIFICAÇÃO DOS TIPOS DE GERAÇÃO ........................................................................................ 28
TABELA 4.2 - NÍVEIS DE TENSÃO CONSIDERADOS PARA CONEXÃO DE CENTRAIS GERADORAS - FONTE: PRODIST- ANEEL .. 29
TABELA 4.3 - PROTEÇÕES MÍNIMAS EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA - FONTE: PRODIST- ANEEL ....................... 30
TABELA 4.4 - ETAPAS DE ACESSO DE MICROGERADORES E MINIGERADORES AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA LIGHT SESA . 32
TABELA 5.1– CONSUMO CT ANO 2017 ......................................................................................................... 34
TABELA 5.2– SUBESTAÇÕES DO CT................................................................................................................ 36
TABELA 5.3–ÁREA DO BLOCO B ................................................................................................................... 40
TABELA 5.4–ÁREA DISPONÍVEL PARA INSTALAÇÃO ............................................................................................. 43
TABELA 5.5–IRRADIAÇÃO SOLAR PLANO INCLINADO 23ºN SWERA ...................................................................... 44
TABELA 5.6 - IRRADIAÇÃO SOLAR PLANO INCLINADO 23°N SUNDATA .................................................................... 44
TABELA 5.7–IRRADIAÇÃO SOLAR PLANO INCLINADO 23°N .................................................................................. 45
TABELA 5.8–CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DO MÓDULO SOLAR ............................................................................. 47
TABELA 5.9 – CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DO INVERSOR..................................................................................... 48
TABELA 5.10 – STRING CONTROL FRONIUS 250/30.......................................................................................... 53
TABELA 6.1 – TABELA DA GERAÇÃO COMPLETA ................................................................................................ 58
TABELA 7.1 – TABELA DE CUSTOS ................................................................................................................. 60
TABELA 7.2 – TABELA DE R$/MWH COBRADO PELA LIGHT ................................................................................. 61
TABELA 7.3 – TABELA DE REAJUSTE DO R$/MWH COBRADO PELA LIGHT ............................................................... 63
TABELA 7.4 – TABELA COM CUSTOS DE MANUTENÇÃO ...................................................................................... 64
TABELA 7.5 – TABELA COM CUSTOS DE MANUTENÇÃO ...................................................................................... 64
TABELA 7.6 – TABELA COM PROJEÇÃO GLOBAL ................................................................................................ 66
TABELA 7.7 – ANALISE ECONÔMICA .............................................................................................................. 66
xiv
LISTA DE SIGLAS
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
ABINEE Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica.
ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas
CBIE Centro Brasileiro de Infra Estrutura
CC Corrente Contínua
CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CEPEL Centro de Pesquisa de Energia Elétrica
CT Centro de Tecnologia
DPS Dispositivo de Proteção Contra Surtos
DSV Dispositivo de Seccionamento Visível
FV Fotovoltaico
HSP Horas de Sol Pleno
MPPT Maximum Power Point Tracking
PRODIST Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica do Sistema
Elétrico Nacional
SIN Sistema Interligado Nacional
SF Sistema Fotovoltaico
SFCR Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede
SONDA Sistema de Organização Conectado à rede
SWERA Solar and Wind Energy Resource Assessment
TIR Taxa Interna de Retorno
UFRJ Universidade Federal do Rio de Janeiro
xv
VP Valor Presente
VPL Valor Presente Líquido
WP Watt-Pico
1
CAPÍTULO 1 - INTRODUÇÃO
Segundo o professor da UFRJ e diretor do Centro Brasileiro de Infra Estrutura
(CBIE) Adriano Pires “O Brasil passa pela pior crise energética da história” [1]. Crise
essa proveniente da falta de investimento na infraestrutura e pelo baixo nível dos
reservatórios de água. A crise energética chegou ao seu ápice quando em 2015 o governo
aumentou em aproximadamente 70 % as tarifas de energia elétrica para forçar a redução
de consumo energético, o famoso “tarifaço”. O aumento populacional e o crescimento da
economia brasileira levaram a um aumento de demanda energética que não foi condizente
com o investimento na infraestrutura. Em 2005 a demanda potencial era de 375,2 TWh,
já em 2010 cresceu para 496,1 TWh e a projeção para 2020 é que atinja 752,1 TWh [2].
Esse aumento de demanda e a falta de planejamento obrigaram o governo a
acionar as usinas termoelétricas, o que encareceu a conta de luz e tornou o seu custo muito
variável, pois seu valor é diretamente proporcional a quantidade de energia despachada
pelas termoelétricas. Nesse cenário de custos variáveis, houve a necessidade de alertar os
consumidores os custos reais da geração de energia, então a Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica (CCEE) com o Decreto nº 8401, de 5 de fevereiro de 2015, definiu
que [3]:
• A CCEE criará e manterá a Conta Centralizadora dos Recursos de
Bandeiras Tarifárias, destinada a administrar os recursos decorrentes da
aplicação das bandeiras tarifárias instituídas pela Agência Nacional de
Energia Elétrica - ANEEL.
• As bandeiras tarifárias serão homologadas pela ANEEL, a cada ano civil,
considerada a previsão das variações relativas aos custos de geração por
fonte termelétrica e à exposição aos preços de liquidação no mercado de
curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica
conectados ao Sistema Interligado Nacional - SIN.
• Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelos
agentes de distribuição serão revertidos à Conta Centralizadora dos
Recursos de Bandeiras Tarifárias
2
O aumento das tarifas elétricas recaiu sobre os todos os tipos de consumidores. Os
residenciais podem minimizar seus custos fazendo um racionamento energético optando
por aparelhos mais eficientes e econômicos já os grandes consumidores, para reduzir
significativamente seus custos, além de diminuir gastos com racionamento, podem
investir em uma micro ou minigeração elétrica. Uma das mais promissora é a energia
solar, pois o Brasil tem imenso potencial devido ao nosso posicionamento geográfico
contanto com grande quantidade de irradiação solar o ano todo.
O número de alunos matriculados na faculdade aumenta a cada ano, nas últimas
décadas esse aumento foi de aproximadamente 70%. Esse aumento expressivo representa
em aumento de gastos públicos, incluindo a conta de luz, o custo por aluno na UFRJ é de
R$ 21,9 mil por ano. Além do aumento de custo, infelizmente a universidade vem
contando com cortes orçamentais, a UFRJ deixou de receber em 2014 R$ 70 milhões
previstos no orçamento e, nos dois anos seguintes, R$ 87,5 milhões, valores que nunca
foram plenamente repostos. Os cortes feitos pelo Governo Federal aconteceram a despeito
de contratos assumidos previamente pela Universidade e foram agravados pela mudança
de tarifa para o uso de energia elétrica, que praticamente dobrou o custo, mesmo não
havendo mudança no consumo [4].
Levando em conta todos esses aspectos, esse projeto tem como finalidade a
redução dos custos de energia elétrica no prédio Centro de Tecnologia da Faculdade
Federal do Rio de Janeiro com uma minigeração fotovoltaica no telhado de um dos blocos
do prédio.
1.1. Objetivo
Esse trabalho tem por finalidade a elaboração de um projeto de uma minigeração
fotovoltaica instalada no telhado do Centro de Tecnologia da UFRJ, conectada à rede,
visando contribuir com a redução dos gastos com contas da energia elétrica suprida pela
concessionária Light.
Como parâmetro de consumo, tomar-se-á a carga elétrica do Bloco B e seu
entorno, onde se localizam duas bibliotecas, além de salas de aula e gabinetes de docentes.
3
1.2. Relevância
Com a implementação da geração fotovoltaica no telhado da universidade,
ocorrerá uma redução de despesas com conta de luz, possibilitando que a universidade
possa investir esse dinheiro em outras áreas.
1.3. Metodologia
O projeto partiu de uma busca e revisão teórica sobre geração fotovoltaica e
painéis fotovoltaicos.
Posteriormente foi feito um estudo das normas e regras de operação e instalação.
Com o conhecimento de normas e resoluções da ANELL, PRODIST e LIGHT,
foi escolhido um local da universidade que teria seu consumo suprido por uma geração
de energia fotovoltaica. O estudo de consumo e potência instalada constatou que a
geração fotovoltaica se enquadraria como uma minigeração.
Fazendo o levantamento de dados solarimétricos foi possível escolher um módulo
fotovoltaico e estabelecer os parâmetros de geração e o dimensionamento do sistema
fotovoltaico.
Finalmente com todos os parâmetros e equipamentos definidos foi possível fazer
uma simulação utilizando o software PVsyst tendo assim os valores de rendimento e
geração de energia. Possibilitando que fosse feito uma análise de viabilidade econômica
do projeto.
4
1.4. Estrutura do Trabalho
Neste Capítulo 1 foi apresentado a introdução do projeto, apresentando, objetivos,
e estrutura do trabalho.
No Capítulo 2, é apresentado um resumo sobre a geração de energia solar
fotovoltaica, mostrando o efeito fotovoltaico e os diferentes tipos de painéis.
No Capítulo 3, são apresentadas características de um sistema fotovoltaico assim
como seus principais componentes.
No Capítulo 4, é apresentado normas técnicas e as regulações necessárias para a
instalação do sistema fotovoltaico.
No Capítulo 5, é composto por todo o projeto a ser implantado no Centro de
Tecnologia da UFRJ.
No Capítulo 6, é apresentado os resultados obtidos com a geração fotovoltaica
No Capítulo 7 é realizado uma análise técnica da viabilidade econômica contendo
os resultados finais.
E por último as conclusões serão apresentadas no Capitulo 8
5
CAPÍTULO 2 - ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA
Existem diversas fontes de energia alternativas e renováveis são elas, biomassa,
eólica, ondas, marés e a solar que será o enfoque deste trabalho. A energia solar foi a
escolhida, pois é uma alternativa muito promissora para prover a energia elétrica
necessária ao desenvolvimento da humanidade, além de contar com uma fácil instalação
e um enorme potencial energético devido ao nosso posicionamento no globo terrestre.
É uma fonte de energia inesgotável, gratuita e com o avanço tecnológico na
obtenção e exatidão de dados solarimétricos está se tornando cada vez mais confiável a
projeção de geração energética de um projeto. A energia solar pode ser usada de duas
maneiras, de forma direta ou sendo convertida em energia elétrica.
A forma direta da energia seria usar a radiação solar como fonte de energia
térmica, aquecendo fluidos, ambientes e como fonte de iluminação natural como o
posicionamento de prédios, casas e residências. A outra forma de aproveitarmos a energia
solar seria convertendo-a em energia elétrica através de materiais fotovoltaicos e
termoelétrico, que será feito e explicado no decorrer do trabalho.
2.1. Posição Terra-Sol
A Terra tem dois movimentos principais: rotação e translação. A rotação em torno
de seu eixo é responsável pelo ciclo dia-noite. A translação se refere ao movimento da
Terra em sua órbita elíptica em torno do Sol, 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 2.1.
6
Figura 2.1 – Posição do Planeta.(FONTE: DEPARTAMENTO DE FÍSICA - UFPR)
A posição mais próxima ao Sol, o perihélio, é atingido aproximadamente em 3 de
janeiro e o ponto mais distante, o afélio, em aproximadamente 4 de julho. As variações
na radiação solar recebida devidas à variação da distância são pequenas.
Quanto mais próximo da linha do Equador, menor é a variação na duração dos
dias ao longo do ano [5].
Algumas relações geométricas dos raios solares são descritas a seguir e podem ser
mais bem compreendidas nas Figuras 2.2, 2.3 e 2.4 [6]:
• Ângulo de incidência (θ): É o ângulo formado entre os raios do sol e a
normal à superfície de captação Figura 2.2;
• 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° Figura 2.3;
• 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°
Figura 2.2 e 2.3;
• Altura ou Elevação solar (α): é o ângulo compreendido entre os raios do
Sol e a projeção dos mesmos sobre o plano horizontal Figura 2.2;
7
• Inclinação da superfície (β): é o ângulo de menor declive entre a superfície
e o plano vertical, variando entre 0° e 90° Figura 2.3;
• Ângulo horário do Sol ou 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 Figura 2.4 e.
• Ângulo Zenital(𝜃𝑧): é o ângulo com vértice no observador e formado pelas
semi-retas definidas pela direção do Sol e a vertical (zênite). Figura 2.2
Figura 2.2.–Ângulos Sol Terra. (FONTE: CRESESB-CEPEL)
Figura 2.3 – Orientação de uma superfície inclinada em relação ao mesmo plano. (FONTE: CRESESB-
CEPEL Adaptada)
8
Figura 2.4 -Hora Angular. (FONTE: ASTRONOMIA DE POSIÇÕES)
2.2. Radiação Solar
Radiação é a designação dada à energia emitida pelo Sol, em particular aquela que
é transmitida em forma eletromagnética. Irradiação é a quantidade radiação em um
intervalo de tempo específico, em horas ou em dias, e é geralmente apresentada em watt-
hora por metro quadrado.
O coeficiente de constante solar é o fluxo energético proveniente da radiação
solar, a distância entre a terra e o sol é em média 1,495 𝑥108 km, mínima de 1,47 𝑥108
km e máxima de1,52 𝑥108 km. A constante é medida no plano perpendicular ao sentido
de propagação dos raios solares na atmosfera do planeta Terra. Essa constante tem o valor
de 1.367W/m².
A radiação pode ser classificada em 3 formas: a radiação direta, radiação difusa e
radiação refletida. A direta é a radiação onde não há qualquer tipo de interferência ao
atravessar a atmosfera terrestre, a radiação difusa ocorre quando há espalhamento por
componentes atmosféricos (nuvens, poeiras, etc), por último a radiação refletida é a luz
solar que foi refletida do solo. Os três tipos de radiação se encontram na Figura 2.5
9
Figura 2.5 – Componentes da radiação solar (FONTE:FCSOLAR)
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,
que são recebidas em uma superfície plana com qualquer inclinação.
2.3. Irradiação Solar no Brasil e seu Potencial Energético
O Brasil possui um alto potencial energético para se aproveitar. A Figura 2.6 faz
uma comparação dos valores de irradiação solar do Brasil e da Europa. Observando o
mapa é possível verificar o tamanho do potencial brasileiro, quanto mais avermelhada é
a área maior a sua irradiação solar. A área territorial brasileira é maior do que a europeia
além de conter uma irradiação mais alta, no entanto a Europa possui instalados mais de
106GW de energia fotovoltaica enquanto o Brasil possui um pouco mais de 1GW
instalado.
10
Figura 2.6 – Irradiação Solar Brasil vs Europa (FONTE: SWERA)
11
2.4. Efeito Fotovoltaico
O efeito fotovoltaico é o processo físico onde a luz solar é convertida em
eletricidade através de uma célula fotovoltaica. Ele acontece devido a uma diferença de
potencial entre os terminais de um material semicondutor capaz de converter diretamente
a radiação solar em eletricidade quando exposto à luz solar [7].
Devido a características atômicas como tetravalência e ligações covalentes o
semicondutor mais utilizado na fabricação das células fotovoltaicas é o silício. O cristal
de silício puro não possui elétrons livres e, portanto, é mal condutor elétrico. Para alterar
essa característica, são acrescentados outros elementos na célula de silício. Este processo
denomina-se dopagem. A dopagem do silício com o fósforo obtém-se um material com
elétrons livres de carga negativa (silício tipo N). Realizando o mesmo processo, mas agora
acrescentado boro ao invés de fósforo, obtém-se um material com características inversas,
ou seja, elétrons com cargas positivas livres (silício tipo P). A Figura 2.7 ilustra o
procedimento de dopagem do silício.
Figura 2.7 – Dopagem do silício (FONTE: ELETRONICAPT Adaptada)
Separadamente, ambas as capas são eletricamente neutras. Mas ao serem unidas,
na região P-N, forma-se um campo elétrico devido aos elétrons livres do silício tipo N
que ocupam os vazios da estrutura do silício tipo P. Ao incidir luz sobre a célula
fotovoltaica, os fótons chocam-se com outros elétrons da estrutura do silício fornecendo-
lhes energia e transformando-os em condutores. Devido ao campo elétrico gerado pela
12
junção P-N, os elétrons são orientados e fluem da camada “P” para a camada “N”. Essa
orientação é mostrada na Figura 2.8.
Figura 2.8 – Movimento de elétrons (FONTE: ELETRONICAPT)
Por meio de um condutor externo, ligando a camada negativa à positiva, gera-se
um fluxo de elétrons (corrente elétrica). Enquanto a luz incidir na célula, manter-se á este
fluxo. A intensidade da corrente elétrica gerada variará na mesma proporção conforme a
intensidade da luz incidente. A Figura 2.9 ilustra o funcionamento de uma célula
fotovoltaica, como é possível ver na figura a energia dos raios solares é convertida em
energia elétrica e ilumina a lâmpada incandescente.
Figura 2.9 - Funcionamento de uma célula fotovoltaica. (FONTE:STRONGBRASIL)
13
2.5. Tipos de Células Fotovoltaicas
Uma célula fotovoltaica é um dispositivo responsável por converter a energia
luminosa em energia elétrica. Um conjunto de células fotovoltaicas encapsuladas forma
os chamados módulos fotovoltaicos, também conhecido como placas solares ou painéis
fotovoltaicos.
As células são produzidas com material semicondutor que, através do efeito
fotovoltaico, convertem a radiação solar em energia elétrica.
Há vários tipos de células fotovoltaicas, ou seja, que utilizam tecnologias e/ou
materiais diferentes. Existem as células hibridas, orgânicas, silício amorfo, silício
monocristalino, silício policristalino, células de hererojunção, células de filmes finos,
porém, a mais popular é a que utiliza o silício cristalino. A seguir são descritos aspectos
de alguns dos principais tipos de células de silício.
2.5.1. Células de Silício Monocristalino
Estas células obtêm-se a partir de barras cilíndricas de silício monocristalino
produzidas em fornos especiais. As células são obtidas por corte das barras em forma de
pastilhas finas (0,4 – 0,5 mm² de espessura). A sua eficiência na conversão da luz solar
em eletricidade é superior a 12%. A Figura 2.10 mostra a estrutura de uma célula
monocristalina.
Figura 2.10 - Célula Monocristalina (FONTE: PORTAL SOLAR).
14
2.5.2. Células de Silício Policristalino:
Estas células são produzidas a partir de blocos de silício obtidos por fusão de
silício puro em moldes especiais. Uma vez nos moldes, o silício esfria lentamente e
solidifica-se. Neste processo, os átomos não se organizam num único cristal. Forma-se
uma estrutura policristalina com superfícies de separação entre os cristais. Sua eficiência
na conversão de luz solar em eletricidade é ligeiramente menor do que nas de silício
monocristalino. A Figura 2.11 mostra a estrutura de uma célula de silício Policristalino
[8].
Figura 2.11 - Célula Policristalino (FONTE: PORTAL SOLAR).
2.5.3. Células de Silício Amorfo:
Estas células são obtidas por meio da deposição de camadas finas de silício sobre
superfícies de vidro ou metal. Sua eficiência na conversão de luz solar em eletricidade
varia entre 5% e 7%.
2.5.4. Células de Filmes Finos:
Silício Amorfo Hidrogenado (a-Si), é uma tecnologia fotovoltaica em filmes finos
(películas delgadas) [9].
15
A melhor aplicação para essa tecnologia está em calculadoras, relógios e outros
produtos onde o consumo de energia é baixo. Tais células são eficientes sob iluminação
artificial (principalmente sob lâmpadas fluorescentes).
Estes filmes finos são depositados sobre substratos de baixo custo, como vidro,
aço, inox e alguns plásticos.
Foram desenvolvidos painéis solares, disponíveis no mercado que são flexíveis,
inquebráveis, mais leves, semitransparentes, com superfícies curvas, que estão ampliando
o mercado fotovoltaico por sua maior versatilidade. Por sua aparência estética mais
atraente, o a-Si tem encontrado aplicações arquitetônicas diversas, substituindo materiais
de cobertura de telhados e fachadas na construção civil.
O recorde de eficiência em células de a-Si individuais disponível no mercado está
na faixa de 8-9%. Em algumas aplicações arquitetônicas, como material de revestimento,
é que o a-Si leva grande vantagem sobre as células convencionais de silício, pois a
grandeza de interesse ao analisar esse tipo de célula não é o custo da potência produzida
(Wp) e sim o custo por metro quadrado. Hoje o a-Si tem custo inferior à metade do custo
da tecnologia convencional do silício.
O mais recente competidor no mercado fotovoltaico para geração de energia
elétrica é o CdTe, também na forma de filmes finos.
Outro competidor do mercado no futuro próximo são os compostos baseados no
disseleneto de Cobre e Índio (CIS), principalmente por seu potencial atingir eficiência
relativamente elevada. Pequenas áreas produzidas em laboratório apresentam no
momento eficiência em torno de 18%.
A Figura 2.12 é um exemplar de células de filmes finos
16
Figura 2.12 - Célula de Filmes Finos (FONTE: PORTAL SOLAR)
17
CAPÍTULO 3 - SISTEMA FOTOVOLTAICO (SF)
Um sistema fotovoltaico é um sistema que gera energia elétrica continua (CC)
através da irradiação solar e se classifica conforme sua interligação com a rede, e
conforme a configuração do sistema. Ele pode ser um sistema isolado, conectado à rede,
puro ou híbrido. Os sistemas considerados puros são aqueles em que a única fonte de
geração de energia elétrica é o gerador fotovoltaico, já os híbridos utilizam além do
gerador fotovoltaico outra fonte de energia como turbinas eólicas, gerador diesel, etc.
3.1. Sistemas Isolados (Off-Grid)
São sistemas que não apresentam qualquer ligação com a rede de distribuição
elétrica. Sendo assim não podem vender a energia excedente para a distribuidora e são
sistemas que contam com a um banco de baterias para armazenar a energia gerada a ser
utilizada em períodos em que não há radiação solar.
Os principais componentes desses tipos de sistema são: painel fotovoltaico,
controlador de carga, inversor e banco de bateria. A Figura 3.1 é a ilustração de um
sistema Off-Grid
Figura 3.1 – Ilustração de um Sistema Off-Grid (FONTE: NEOSOLAR)
18
Como dito anteriormente a corrente que sai do painel fotovoltaico é uma corrente
continua (CC) e devido a todos os nossos aparelhos eletrônicos utilizaram corrente
alternada (AC) é necessário a implementação de um inversor CC/AC.
3.2. Sistemas Conectados à Rede Elétrica (On-Grid)
O sistema conectado tem a vantagem de não precisar do banco de bateria pois toda
energia que não é consumida é injetada diretamente na rede. No lugar do banco de bateria
o sistema contém um medidor bidirecional que mede a energia injetada na rede e a energia
retirada da rede.
No caso em que a geração for menor que o consumo, a rede elétrica fornece a
diferença de energia. No caso em que a geração for maior que o consumo, a distribuidora
cobrará o valor referente ao custo de disponibilidade que é um valor cobrado pelas
concessionárias por disponibilizar a energia elétrica no ponto de consumo.
A Figura 3.2 é a ilustração de um sistema On-Grid
Figura 3.2 – Ilustração de um Sistema On-Grid(FONTE: NEOSOLAR)
19
3.3. Componentes do Sistema Fotovoltaico
3.3.1. Módulos e Arranjos
Pela baixa tensão e corrente de saída em uma célula fotovoltaica, agrupam-se
várias células formando um módulo. O arranjo das células nos módulos pode ser feito
conectando-as em série ou em paralelo. O número de células conectadas em um módulo
e seu arranjo, que pode ser série e/ou paralelo, depende da tensão de utilização e da
corrente elétrica desejadas. Os módulos podem ter diferentes valores de tensão e corrente
nominal, dependendo de sua aplicação.
Um módulo fotovoltaico é representado pelo símbolo elétrico apresentado na
Figura 3.3.
Figura 3.3 – Norma de representação do módulo fotovoltaico (FONTE: Desenhado pelo próprio autor)
3.3.1.1. Características Elétricas de um Módulo Fotovoltaico
O módulo fotovoltaico é caracterizado pela sua potência de pico (Wp), que é a
potência máxima de saída que pode ser atingida a uma irradiância solar de 1000W/m² e
temperatura de célula de 25°C sob uma distribuição espectral padrão para uma massa de
ar (AM) 1,5. Entretanto, existem outros parâmetros tão importantes, que devem ser
levados em consideração ao se dimensionar um projeto.
20
3.3.1.1.1. Tensão de circuito aberto (𝑽𝒐𝒄) e Corrente de Curto Circuito (𝑰𝒔𝒄)
A tensão de circuito aberto é a maior tensão que o módulo atinge quando ele está
desconectado da carga e não há nenhuma corrente elétrica circulando. Já a corrente de
curto circuito, é a maior corrente que o módulo atinge ao se curto-circuitar os terminais
do módulo. Para a obtenção da 𝑉𝑜𝑐, colocamos um voltímetro ligado aos terminais do
módulo, e para a obtenção da 𝐼𝒔𝒄, colocamos um amperímetro fechando os terminais do
módulo.
3.3.1.1.2. Curva𝑰𝒙𝑽
A curva I x V, mostra em que pontos o módulo fotovoltaico irá operar, nela pode-
se extrair as informações de corrente de curto circuito 𝐼𝒔𝒄, e tensão de circuito aberto 𝑉𝑜𝑐,
como é mostrado na Figura3.4 [5]
Figura 3.4 – Curva IxV (FONTE: CRESESB – CEPEL)
21
3.3.1.1.3. Curva 𝑷𝒙𝑽
Na curva 𝑃𝑥𝑉, potência por tensão destaca-se ponto de potência máxima (MPP),
do qual se obtêm a tensão no ponto de máxima potência (𝑉𝑀𝑃𝑃) e a corrente no ponto de
máxima potência (𝐼𝑀𝑃𝑃) conforme ilustrado na Figura 3.5 [5]
Figura 3.5 – Curva PxV (FONTE: CRESESB – CEPEL)
3.3.1.1.4. Eficiência do Módulo (ɳ)
A eficiência(ɳ) do módulo é o fator mais importante na tomada de decisão de um
projeto. É ele que quantifica quanto de energia solar é convertida em energia elétrica.
Estando cientes dos parâmetros:
• 𝐴= Área útil do módulo(𝑚2)
• 𝐼𝑐 =Luz incidente – Potência luminosa incidente(𝑊𝑚2⁄ )
• 𝐼𝑀𝑃𝑃
• 𝑉𝑀𝑃𝑃
22
Calculamos a eficiência pela Fórmula 3.1:
𝜂 =𝐼𝑀𝑃𝑃𝑥𝑉𝑀𝑃𝑃
𝐴 𝑥 𝐼𝑐 (3.1)
3.3.1.1.5. 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.
Ele é definido pela Fórmula 3.2:
𝐹𝐹 =𝐼𝑀𝑃𝑃𝑥𝑉𝑀𝑃𝑃
𝐼𝑠𝑐𝑥𝑉𝑜𝑐 (3.2)
3.3.1.1.6. Efeito da Temperatura e da Irradiância em um Módulo
Como dito anteriormente os testes e especificações nas placas solares são feitos
nas condições de padrão de irradiância solar de 1000W/m² e temperatura de célula de
25°C, isso porque a variação de temperatura e irradiância solar influenciam diretamente
na eficiência de um módulo solar. Como pode ser visto através da Figura 3.6 quanto maior
a temperatura, menor a tensão produzida pelo módulo. Pela Figura 3.7 conseguimos ver
que quanto menor a irradiação menor a corrente produzida pelo módulo solar [5] [10].
23
Figura 3.6 – Efeito causado pela temperatura na célula (FONTE: CRESESB – CEPEL)
Figura 3.7 – Efeito causado pela variação de intensidade luminosa na célula (FONTE: CRESESB –
CEPEL)
3.3.1.1.7. Associação dos Módulos
Os módulos podem ser associados, conectados em série ou em paralelo. Cada
associação tem uma peculiaridade.
Módulos conectados em série, terminal positivo de um módulo ligado no terminal
negativo de outro módulo, tem um acréscimo de tensão, enquanto sua corrente permanece
a mesma. Como mostrado na Figura 3.8 [10].
24
Figura 3.8 – Associação em série (FONTE: CRESESB – CEPEL)
Na associação em paralelo os terminais positivos dos dispositivos são interligados
entre si, assim como os terminais negativos. Logo, a corrente resultante será a somada e
das correntes dos módulos, ficando todas sob a tensão inalterada. (Figura 3.9).
Figura 3.9 – Associação em paralelo (FONTE: CRESESB – CEPEL)
25
3.3.2. Diodo
Em um sistema fotovoltaico utilizamos como sistema de proteção dois tipos de
diodo, o diodo de desvio (By-Pass) e o diodo de bloqueio, a fim de evitar danos e perdas
de potência do sistema devido a diferenças entre as características elétricas das células
nos módulos e possíveis sombreamentos das mesmas.
3.3.2.1. Diodo de Desvio (By-Pass):
Quando há uma associação em série das células fotovoltaicas, existe o risco das
células se comportarem como carga para o sistema, isso ocorre devido a um
sombreamento de células ou falha e defeito. Nesse cenário ocorre uma dissipação de
potência exagerada sobre ela e, por consequência, provoca um aquecimento que pode
causar danos à célula [5].
Para proteger o sistema, o diodo de desvio é conectado nos extremos da célula
(em paralelo) e é diretamente polarizado para que a corrente possa circular por ele, assim
a célula em questão não participa do circuito e não contribuiu na conversão de energia.
Como mostrado na Figura 3.10
Figura 3.10 – Diodo By-Pass (FONTE: CIVICSOLAR)
26
3.3.2.2. Diodo de Bloqueio
Sistemas fotovoltaicos constituídos por vários ramos em paralelo, cada qual
constituídos de vários módulos associados em série, devem ser protegidos contra
correntes reversas através do uso de diodos de bloqueio, conectados em série, em cada
um dos ramos. Essas correntes reversas são causadas pela diferença de tensão dos ramos
devido a situações indesejadas (sombreamento, temperatura). O ramo que apresenta uma
menor tensão fica sujeito a funcionar como carga para os demais ramos. Desta forma,
parte ou toda a corrente gerada pelos ramos que apresentam maior tensão fluirá pelo ramo
de menor tensão, ocasionando um aquecimento neste último ramo e perda de potência do
sistema. O uso de diodos de bloqueio ligados em série com os módulos de cada ramo,
conforme é mostrado na Fig. 3.11, evitam o aparecimento de correntes reversas.
Figura 3.11 – Diodo de Bloqueio (FONTE: NEOSOLAR)
3.3.3. Inversor
O inversor (ou conversor CC-CA) é o equipamento elétrico que converte a
corrente continua produzida pela placa fotovoltaica em corrente alternada utilizada nos
aparelhos elétricos.
Existem dois tipos de inversores: os inversores Grid-Tie e os inversores Stand-
Alone que são respectivamente os inversores de quando o sistema está conectado à rede
e isolado da rede.
Os inversores são controlados através de um algoritmo chamado MPPT
(Maximum Power Point Tracker), durante o dia, o arranjo fotovoltaico é submetido a
27
diferentes níveis de radiação e de temperatura e observa-se que o seu ponto de máxima
potência varia dentro de uma faixa. Para otimização do funcionamento do sistema o
arranjo fotovoltaico deve funcionar no ponto de máxima potência. Isso se consegue com
o uso do MPPT, que opera de modo a regular a tensão e corrente de operação do arranjo
fotovoltaico, a fim de obter o máximo do produto I x V.
3.3.4. Disjuntor
O disjuntor é um equipamento elétrico projetado para interromper a corrente que
circula no sistema. Ele é um mecanismo de proteção dimensionado para conduzir
continuamente uma corrente até um valor determinado (valor nominal) e entra em ação,
interrompendo o circuito, caso ocorra algum curto ou pico de corrente que ultrapasse este
valor.
Em um sistema fotovoltaico deve-se instalar dois tipos de disjuntores, o disjuntor
de corrente CC, que protege a entrada do inversor e o disjuntor de corrente CA, que
protege o relógio bidirecional e os equipamentos elétricos.
3.3.5. Sistema de Aterramento
O sistema de aterramento elétrico fornece um caminho de baixa resistência de um
ponto aterrado no sistema para o chão, onde a carga elétrica pode ser dissipada com
segurança. O aterramento é uma medida preventiva importante e deve ser incluída no
projeto de um Sistema Fotovoltaico de forma a evitar condições perigosas para as pessoas
e para os componentes do sistema.
3.3.6. Medidor Bidimensional
O medidor bidirecional é o equipamento que vai medir o quanto da energia
produzida pelo sistema está sendo injetado na rede e o quanto de energia está sendo
consumido da rede.
28
CAPÍTULO 4 - NORMAS TÉCNICAS E REGULAÇÃO DA ANEEL
A ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica, foi criada em dezembro de
1996 por meio da Lei nº 9.427/1996 e iniciou suas atividades em dezembro de 1997. Pelo
decreto de nº 2.335/1997 a ANEEL ficou responsável por regular e fiscalizar todo o setor
elétrico brasileiro, papel que ela vem exercendo desde então [11].
Com o forte crescimento da geração de energia elétrica por meio de fontes
renováveis, a ANEEL se viu obrigada a regular e normalizar todo esse setor, e em 17 de
abril de 2012 a ANEEL publicou a Resolução Normativa 482 [12]. Resolução essa que
instituiu o sistema de compensação de energia, sistema que permite uma geração
independente utilizar a rede de distribuição como suporte para o seu sistema gerador.
Posterior a Resolução Normativa 482, a ANEEL em 13/12/2012atualizou o
PRODIST [13], Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional, onde ali ficou descrito todos os padrões e normas que deveriam ser seguidas
nos projetos de geração de energia.
Hoje, após algumas alterações e atualizações na regulação de microgeração e
minigeração distribuída, o que está em vigor é a Resolução Normativa 687 de 2015 [14].
Que a partir dela houve uma nova divisão da classificação dos tipos de geração quanto à
potência instalada, e quanto ao crédito acumulado, a Tabela 4.1 ilustra a divisão de
classificação.
Tabela 4.1 - Classificação dos tipos de geração
Tipo de geração distribuída Potência instalada
Microgeração 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 ≤ 75 𝑘𝑊
Minigeração 75 𝑘𝑊 ≤ 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 ≤ 5𝑀𝑊
29
4.1. Regras Estabelecidas pela PRODIST
O PRODIST é separado em módulos, onde cada módulo corresponde a normas e
padrões técnicos relacionados a diversos funcionamentos de um sistema de distribuição.
O projeto deverá respeitar as regras estabelecidas com referência ao módulo 3- Acesso ao
Sistema de Distribuição, que discorre sobre as condições de acesso incluindo a conexão
ao sistema de distribuição que define os critérios técnicos e operacionais, requisitos do
projeto, as informações, os dados e a implementação da conexão dos projetos [13]. As
Tabelas 4.2 e 4.3 foram tiradas do site da ANEEL e mostram respectivamente os níveis
de tensão e as proteções mínimas de um sistema de geração.
Tabela 4.2 - Níveis de Tensão Considerados para conexão de Centrais Geradoras - Fonte: PRODIST-
ANEEL
Potência Instalada Nível de Tensão de Conexão
< 10 kW Baixa Tensão
10 a 75 kW Baixa Tensão
76 a 150 kW Baixa Tensão / Média Tensão
151 a 500 kW Baixa Tensão / Média Tensão
501 kW a 10 MW Média Tensão / Alta Tensão
11 a 30 MW Média Tensão / Alta Tensão
>30 MW Alta Tensão
30
Tabela 4.3 - Proteções Mínimas em Função da Potência Instalada - Fonte: PRODIST- ANEEL
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 (1)
Sim Sim Sim
Elemento de
interrupção (2)
Sim Sim Sim
Transformador
de acoplamento
(3)
Não Sim Sim
Proteção de sub
e sobretensão
Sim (4) Sim (4) Sim
Proteção de sub
e
sobrefrequência
Sim (4) Sim (4) 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
Relé de
sincronismo
Sim (5) Sim (5) Sim (5)
Anti-ilhamento Sim (6) Sim (6) Sim (6)
Medição Sistema de Medição
Bidirecional (7)
Medidor de 4
Quadrantes
Medidor de 4
Quadrantes
31
(1) Chave seccionadora visível e acessível que a acessada usa para garantir a desconexão da central
geradora durante manutenção em seu sistema, exceto para microgeradores e minigeradores que se conectam
à rede através de inversores.
(2) Elemento de interrupção automático acionado por proteção para microgeradores distribuídos e
por comando e/ou proteção para minigeradores distribuídos.
(3) Transformador de interface entre a unidade consumidora e rede de distribuição.
(4) Não é necessário relé de proteção específico, mas um sistema eletroeletrônico que detecte tais
anomalias e que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de interrupção.
(5) 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.
(6) 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.
(7) O sistema de medição bidirecional deve, no mínimo, diferenciar a energia elétrica ativa
consumida da energia elétrica ativa injetada na rede.
4.2. Regras estabelecidas pela Light
Como o prédio a ser instalado o sistema de geração fotovoltaico é o prédio do
Centro de Tecnologia da UFRJ, que se localiza no Rio de Janeiro, quem define os
procedimentos de acesso à rede é a distribuidora Light.
A Tabela 4.4 foi retirada da publicação feita pela Light - Procedimentos para a
Conexão de Microgeração e Minigeração ao Sistema de Distribuição da Light SESA BT
e MT – Até Classe 36,2kV, nela consta todo o procedimento necessário para se obter
acesso à rede [15].
32
Tabela 4.4 - Etapas de acesso de Microgeradores e Minigeradores ao Sistema de Distribuição da Light
SESA
ETAPA AÇÃO RESPONSÁVEL PRAZO
1. Solicitação de
acesso
(a) Formalização da solicitação de acesso,
com o encaminhamento de documentação,
dados e informações pertinentes, bem
como dos estudos realizados.
Acessante -
(b) Recebimento da solicitação de acesso. Distribuidora -
(c) Solução de pendências relativas às
informações solicitadas
Acessante -
2. Parecer de
acesso
(a) Emissão de parecer com a definição
das condições de acesso.
Distribuidora i. Para central geradora classificada
como microgeração distribuída quando
não houver necessidade de melhorias ou
reforço do sistema de distribuição, até
15(quinze)dias após a ação 1(b) ou1(c).
ii. Para central geradora
classificada como minigeração
distribuída, quando não houver
necessidade de execução de obras de
reforço ou de ampliação no sistema de
distribuição até 30 (trinta)dias após a
ação 1(b) ou1(c).
iii. Para central geradora classificada
como microgeração distribuída, quando
houver necessidade de execução de obras
de melhoria ou reforço no sistema de
distribuição, até 30 (trinta)dias após a
ação 1(b) ou1(c).
iv. Para central geradora classificada
como minigeração distribuída, quando
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).
3. 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 3(a)
(c) Entrega para Acessante do Relatório de
Vistoria, se houver pendências
Distribuidora Até 5 (cinco) dias após a ação 3(b)
4. 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 ou minigeração
distribuída para sua efetiva conexão
Distribuidora Até 7 (sete) dias após a
ação 3(b), quando não forem encontradas
pendências
5.Contratos
(a) Acordo Operativo ou
Relacionamento Operacional
Acessante e
Distribuidora
Acordo Operativo até a
ação 4(b), Relacionamento Operacional
até a ação2(a)
33
Para solicitação de acesso, o acessante deverá preencher o “Formulário de
Solicitação para Energia Alternativa” que se encontra no site da Light SESA
(www.Light.com.br). O formulário reúne as informações técnicas necessárias para os
estudos pertinentes ao acesso.
34
CAPÍTULO 5 – DESENVOLVIMENTO DO PROJETO
Nesse capitulo tem como objetivo o levantamento dos dados do projeto
(localização, consumo, potencial energético, dados solares) e a determinação dos
componentes da planta fotovoltaica.
5.1. Levantamento da conta de Energia
Para termos uma melhor analise foi pego o consumo do último ano vigente, ano
de 2017, assim conseguimos ter uma leitura mais atual do consumo, pois temos um
número mais atualizado de alunos matriculados. Além disso, 2017 foi um ano em que a
universidade teve seu calendário acadêmico cumprido regularmente e sem interrupções
não previstas.
A seguir na Tabela 5.1 mostra-se o consumo de energia por mês em kWh no ano
de 2017, diferenciando o consumo realizado no horário de ponta (HP) e horário fora da
ponta (HPD). Esse consumo é referente ao prédio inteiro e não está descriminado o uso
de cada bloco:
Tabela 1.1– Consumo CT ano 2017
Consumo em kWh Mês HP HFP TOTAL R$ Jan 97.919,00 1.168.560,00 1.266.479,00 567.291,86 Fev 106.879,00 1.363.392,00 1.470.271,00 609.672,65 Mar 128.898,00 1.400.544,00 1.529.442,00 725.135,97 Abr 133.557,00 1.354.320,00 1.487.877,00 750.554,66 Mai 114.426,00 1.205.280,00 1.319.706,00 700.884,37 Jun 105.628,00 1.021.032,00 1.126.660,00 593.792,07 Jul 92.314,00 899.856,00 992.170,00 541.503,70 Ago 107.091,00 1.054.728,00 1.161.819,00 617.593,08 Set 106.190,00 1.024.056,00 1.130.246,00 612.404,85 Out 116.793,00 1.270.728,00 1.387.521,00 695.491,00 Nov 91.493,00 1.073.520,00 1.165.013,00 624.624,27 Dez 91.515,00 1.110.024,00 1.201.539,00 693.792,51 Média 107.725,25 1.162.170,00 1.269.895,25 644.395,08 Ano 2017 1.292.703,00 13.946.040,00 15.238.743,00 7.732.740,99
35
A Figura 5.1 é uma representação em gráfico de barra para um melhor
entendimento do consumo mensal do CT
Figura 5.1 – Consumo em 2017
Conforme a indicação no total na Tabela 5.1, pode-se perceber que o consumo no
ano de 2017 foi de aproximadamente 15.239 MWh no ano. O que dá um custo de R$
7.732.740,99
5.2. Avaliação do consumo do Bloco B e definição da capacidade do gerador FV
A energia que se quer gerar é para atender às cargas do Bloco B, onde está situada
a Biblioteca Central do CT e mais algumas áreas próximas, onde também está situada a
Biblioteca do Instituto de Matemática. Trata-se de contribuir com parte da energia suprida
ao setor proveniente da Subestação ABC. A Figura 5.2 mostra a subestação ABC que
atende o Bloco B assim como algumas áreas próximas.
36
Figura 5.2 – Subestação ABC
Tomando-se as informações sobre o consumo de energia das subestações
apresentada na Tabela 5.2, é possível estimar um valor para o consumo do setor escolhido
para receber a energia da geração fotovoltaica.
Tabela 5.2– Subestações do CT
Subestação
do Bloco B
37
De início, é possível estimar o consumo da SE ABC, supondo que o consumo total
do conjunto predial do CT seja distribuído proporcionalmente entre as subestações
existentes. Ainda que as cargas de alguns setores envolvam máquinas com consumos
individuais muito altos, não se pode considerar que estas operem como nas indústrias ou
em linhas de produção. Suas utilizações são pontuais, distribuindo-se em usos
esporádicos ao longo dos dias de cada ano, ficando algumas sem uso até por mais de um
ano. Essa consideração, leva à conclusão de que o pesado da carga do prédio do CT tenha
uma característica forte do uso de iluminação, computadores e aparelhos de ar-
condicionado, podendo concluir também que as subestações suprem energia de mesmas
características, e considerar a distribuição proporcional da carga total nas subestações é
no mínimo razoável, levando ao seguinte cálculo para a energia suprida pela SE ABC:
𝑀é𝑑𝑖𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑎𝑙 𝐴𝐵𝐶 =𝑀é𝑑𝑖𝑎 𝑀𝑒𝑛𝑠𝑎𝑙 𝐶𝑇 ∗ 𝑃𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 𝐴𝐵𝐶
𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑃𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 𝑛𝑜 𝐶𝑇 (5.1)
𝑀é𝑑𝑖𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑎𝑙 𝐴𝐵𝐶 = 1.269.895 kWh ∗ 1.000 kVA
18.538 𝑘𝑉𝐴= 68.502 𝑘𝑊ℎ (5.1)
Assumindo que parte desta energia é consumida nos fins de semana, considerar-
se-á que nos dias úteis o consumo é igual a 95% do total, identificando-se o consumo total
mensal para os dias úteis, como no cálculo mostrado na Equação 5.2.
𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑎𝑙 𝑚é𝑑𝑖𝑜 = 68.502,28 𝐾𝑊ℎ ∗ 0,95 = 65.076 𝐾𝑊ℎ (5.2)
Para a obtenção do consumo diário, admite-se que o mês é composto por 22 dias
úteis [26].
𝑀é𝑑𝑖𝑎 𝑑𝑖á𝑟𝑖𝑎 = 65076 𝐾𝑊ℎ
22 𝑑𝑖𝑎𝑠 = 2.958 𝐾𝑊ℎ (5.3)
38
Ainda há que se considerar que a maior parte do consumo diário de energia fica
concentrada em poucas horas do expediente e uma pequena parte é consumida durante os
períodos de pouca permanência de docentes, alunos e funcionários nos locais de atuação.
Para o caso aqui em questão considerar-se-á 90% do consumo durante 6 horas do dia e
10% nos períodos restantes.
Mesmo sendo o expediente de 9 horas, nem todos os docentes e funcionários
permanecem em seus principais locais de trabalho consumindo a energia relativa à
potência instalada no local. Docentes possuem gabinetes, mas atuam em laboratórios e
salas de aulas. Funcionários se deslocam entre setores do prédio em suas funções e
atividades. Considerar 6 horas de consumo pleno é razoável para o comportamento
conhecido do ambiente de trabalho que está em análise. O cálculo da potência
correspondente ao consumo nas horas de maior consumo será feito da seguinte forma:
𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 = 2.958 𝑘𝑊ℎ ∗ 0,9
6ℎ= 443,7 𝑘𝑊 (5.4)
Tendo em vista que o fator de potência típicas dos aparelhos instalados e lâmpadas
no Bloco B variam entre 0,7 e 0,85 [25] temos como potência instalada de referência a
geração FV, em kVA.
𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 = 443,7 𝑘𝑊
0,7= 633 𝑘𝑉𝐴 (5.5)
Calcula-se agora a potência mínima para instalações elétricas de edificações do
tipo que está sendo analisada. É possível adotar o valor de 50 W/m2 [25], onde a área do
setor considerado foi calculada através dos softwares online, o Daft Logic e o Maps
Direction como mostrado nas Figuras 5.3 e 5.4. As áreas calculadas se encontram na
Tabela 5.3 [19] [20].
39
Figura 5.3 – Área do primeiro andar
Figura 5.4 –Área do segundo andar
40
Tabela 5.3–Área do Bloco B
Andar Área m²
Primeiro Andar 4000
Segundo Andar 2000
Com um total de 6.000 m², calcula-se a potência mínima para funcionamento do
Bloco B e arredores considerado (Equação 5.6).
𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑚𝑖𝑛𝑖𝑚𝑎 𝐴𝐵𝐶 = 50𝑊/𝑚² ∗ 6000𝑚2 = 300 𝑘 𝑊 (5.6)
Conclui-se que a potência instalada de referência para a geração FV calculada em
433,7 kW ou 633 kVA é coerente.
5.1.3. Avaliação do Espaço Físico
O prédio do CT tem uma grande área a ser utilizado. Como o objetivo desse
projeto é suprir o Bloco B, primeiro se pensou em utilizar o telhado do Bloco B, cujo
telhado é mostrado na Figura 5.5 e 5.6. Porém, um exame no local foi realizado e
observou-se, que este telhado exigiria muitas intervenções em obra civil, o que conduziu
a alocação dos painéis para o telhado do Bloco I.
41
Figura 5.5 – Qualidade do telhado do Bloco B
Figura 5.6 –– Diversas Inclinações do telhado do Bloco B
É possível ver o estado do telhado do Bloco I nas Figuras 5.7 5.8 e 5.9. Esse
telhado apresenta uma baixa inclinação, não apresenta rachaduras ou falhas estruturais
que exigisse um investimento com obras de reparo, e não apresenta nenhum prédio ao
redor que pudesse fazer sombras nas placas diminuindo assim a eficiência de geração.
A área disponível para instalação dos painéis fotovoltaicos é de aproximadamente
6.150 m², sendo seu cálculo apresentado na Figura 5.10 e na Tabela 5.4. Para o cálculo
dessa área foi usado dois softwares online, o Daft Logic e o Maps Direction [19] [20].
Figura 5.7 – Teto do Bloco I
42
Figura 5.8 – Qualidade do Teto do Bloco I
Figura 5.9 – Telha do Bloco I
43
Figura 5.10 – Área disponível
Tabela 5.4–Área disponível para instalação
Software Área m²
Daft Logic 6121.09
Maps Direction 6166.00
44
5.4. Avaliação Climática da Insolação
Para a avaliação climática foi usado o banco de dados solarimétricos do programa
SunData desenvolvido pelo CEPEL e os dados da ferramenta SWERA [16] [17]. Esses
dados se encontram na Tabelas 5.5., 5.6.
Tabela 5.5–Irradiação Solar plano inclinado 23ºN SWERA
Irradiação solar diária mensal [KWh/m² dia] SWERA
Jan 6,059
Fev 5,892
Mar 5,523
Abr 5,575
Mai 4,937
Jun 4,658
Jul 5,226
Ago 5,027
Set 4,99
Out 5,9
Nov 5,9
Dez 5,81
Média 5,458083333
Tabela 5.6 - Irradiação Solar plano inclinado 23°N SunData
Irradiação solar diária mensal [KWh/m² dia] SunData 23°N
Jan 5,44
Fev 5,93
Mar 5,21
Abr 4,93
Mai 4,42
Jun 4,33
Jul 4,2
Ago 4,95
Set 4,71
Out 4,98
Nov 4,73
Dez 5,27
Média 4,925
45
Como foi apresentado uma discrepância entre os valores para melhor, foi feito
uma média entre os valores obtidos nos dois softwares e chegamos a tais valores
apresentados na Tabela 5.7
Tabela 5.7–Irradiação Solar plano Inclinado 23°N
Irradiação solar diária mensal [KWh/m² dia]
Jan 5,7495
Fev 5,911
Mar 5,3665
Abr 5,2525
Mai 4,6785
Jun 4,494
Jul 4,713
Ago 4,9885
Set 4,85
Out 5,44
Nov 5,315
Dez 5,54
Média 5,191541667
Média diária de irradiação solar aproximadamente 5,2 kWh
5.5. Avaliação de Possíveis Perdas no Sistema
O sistema de geração fotovoltaico apresenta alguns parâmetros de perdas nos
quais devem ser levados em consideração ao se projetar um sistema fotovoltaico,
geralmente no Rio de Janeiro o FDG (Fator de Desempenho Global) fica entre 78% e
83%, nesse projeto vamos considera-lo 80%, as principais perdas são:
• Fator de Temperatura (de 5 a 20%)
• Tolerância de Potência (de 1,5 a 3%)
• Sujeira (de 1 a 10%)
• Sombreamento (de 0 a 10%)
• Mismatching (de 1 a 2%)
46
• Cabeamento (de 0,5 a 1%)
• Conversão CC/CA (de 1 a 5%)
• MPPT (de 0,1 a 1%)
Analisando os fatores que causam mais perdas de eficiência são, fator
temperatura, sujeira e sombreamento. Desses três, só se consegue ter controle de dois
fatores por isso, é de extrema importância ter um local de instalação mais limpo e sem
presença de construções ao redor, como é o teto do Bloco I.
5.6. Dimensionamento e Escolha de Componentes.
5.6.1. Módulos
Para dimensionar o nosso sistema fotovoltaico, realiza-se uma série de cálculos.
Como mostrando na Equação 5.4 o objetivo é suprir a potência do Bloco B
estimado em 443,7kW.
Como há perdas na geração devemos calcular a energia real 𝐸𝑟 a ser suprida, seu
cálculo é feito através de uma razão entre a energia nominal 𝐸𝑛 e o fator de desempenho
global FDG, o cálculo é mostrado nas Fórmulas 5.7 e 5.8:
𝐸𝑛 = 443,7 𝑘𝑊 ∗ 6ℎ = 2.662,2 𝑘𝑊ℎ (5.7)
𝐸𝑟 =𝐸𝑛
𝐹𝐷𝐺=
2.662,2
0,8= 3.327,75 𝑘𝑊ℎ /𝑑𝑖𝑎 (5.8)
Com a potência real conseguimos chegar na potência produzida pelos painéis.
Sua fórmula é uma razão entre a energia real e a hora de sol pleno (HSP).
𝐻𝑆𝑃 =𝐼𝑟𝑟𝑎𝑑𝑖â𝑛𝑐𝑖𝑎
1𝑘𝑊/𝑚²= 5,2 ℎ/𝑑𝑖𝑎 (5.9)
𝑃𝑝 =𝐸𝑟
𝐻𝑆𝑃=
3.327,75
5,2= 639,95 𝑘𝑊 (5.10)
47
A placa escolhida foi D6M365E4Ada Neo Solar Power. Ela foi escolhida devido
a sua potência, seu rendimento e seu preço.
Suas principais características técnicas estão apresentadas na Tabela 5.8 e no
Anexo III está o seu datasheet.
Tabela 5.8–Características técnicas do Módulo Solar
Marca do módulo fotovoltaico Neo Solar Power
Modelo D6M365E4A
Potência Máxima (𝑷𝒎á𝒙) 365𝑊𝑝
Eficiência (𝜼) 18,8 %
Tensão de Máxima Potência (𝑽𝒎𝒑𝒑) 39,38𝑉
Corrente de Máxima Potência (𝑰𝒎𝒑𝒑) 9,27𝐴
Tensão de circuito aberto (𝑽𝒐𝒄) 47,67𝑉
Corrente de curto circuito (𝑰𝒔𝒄) 9,84𝐴
Comprimento 1,956 m
Largura 0,992 m
Área do módulo 1,940352 𝑚2
Peso (𝒌𝒈) 23 Kg
Número de células 72
Para dimensionar a quantidade de módulo é feito tal cálculo:
𝑁 =𝑃𝑝. 1000
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑀á𝑥𝑖𝑚𝑎 =
639.950
365= 1.754 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 (5.11)
Área utilizada:
𝐴 = 1.754 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 ∗ 1,940352 𝑚2 = 3.403,37 𝑚2 (5.12)
A área utilizada é menor do que a área disponível, logo podemos utilizar o teto do
Bloco I
3.403,37𝑚2 < 6150 𝑚2
48
5.6.2. Escolha de Inversor
O inversor é escolhido com base nas características do módulo escolhido, e na
análise de custo.
Como foi mostrado na Equação 5.10 o inversor a ser escolhido deve ser capaz de
suportar uma potência entrada de 639,95 kW.
Com a ajuda do PVsyst (versão 6.6.8), definiu-se que serão usados 2 inversores e
o inversor escolhido foi o Inversor INGECON Sun Power 250TL B400 cuja as principais
características técnicas estão na Tabela 5.9 e seu datasheet se encontra no Anexo IV.
Tabela 5.9 – Características técnicas do Inversor
Inversor INGECON Sun Power 250TL B400
Potência Máxima de entrada 295kW
Tensão máxima de entrada 1000V
Tensão mínima de funcionamento 578V
Corrente máxima de entrada 450A
Corrente máxima de saída 368A
Eficiência 98,90%
Tensão de saída 400V
Potência máxima de saída 250kW
5.6.3. Disposição dos Painéis
Para o máximo de módulos em série deve-se analisar a máxima tensão que o
inversor suporta e a máxima tensão do módulo fotovoltaico.
𝑉𝑚𝑝𝑝𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜 ∗ 𝑀𝑎𝑥𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 = 𝑉𝑚𝑝𝑝𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 (5.13)
39,38 ∗ 𝑀𝑎𝑥𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 = 820 (5.13)
O máximo que o sistema aguenta são 20 módulos em série.
Com a ajuda de uma bússola do Google Earth [21] sabe-se que o teto do Bloco I
se encontra aproximadamente a um ângulo de -34° do norte geográfico. Como mostrado
na Figura 5.11
−360° + 326° = −34°
49
Figura 5.11 – Graus ao Norte Geográfico
Para um melhor rendimento, eleva-se os painéis e busca-se uma inclinação na
direção do norte geográfico, com a ajuda do software PVsyst (versão 6.68) [18],
configura-se o sistema para atingir o maior rendimento.
Utilizando o PVsyst (versão 6.68) [18] chega-se a tais configurações:
• 18 módulos em série
• 97 strings em paralelo
• Ângulo de inclinação de 22°
As Figuras 5.12, 5.13, 5.14 são ilustrações de como vai ser feita a estrutura de
suporte e a inclinação dos painéis.
Figura 5.12 – Vista Superior Inclinação de 22°
50
Figura 5.13 – Exemplo de Sistema Inclinado
Figura 5.14 – Suporte de Inclinação
Para a fixação do projeto será usada um kit da Thesan que contém:
• Trilhos em alumínio
• Grampos de fixação intermediária para painéis
• Grampos de fixação terminal para painéis fotovoltaicos
51
Será também utilizado postes de fixação de ferro galvanizado de 8 e 4 metros de
altura com hástias móvel de 0º a 75º
As Figuras 5.15 a 5.18 mostram as estruturas utilizadas:
Figura 5.15 – Poste de ferro galvanizado
Figura 5.16 – Fixação intermediária
52
Figura 5.17 – Trilho de Alumino
Figura 5.18 – Fixação de terminal
53
5.6.4. Caixa de Controle
A caixa de controle ou string control é o equipamento capaz de medir e monitorar
a corrente de cada conjunto de placas em série com precisão. O dispositivo opera fazendo
a interface entre os módulos fotovoltaicos e os inversores utilizando tecnologias como a
comunicação RS-485, GSM/GPRS, Ethernet ou o WiFi.
O modelo utilizado é o Fronius 250/30 DCD DF cujo datasheet está no Anexo V,
utilizamos esse modelo pela sua capacidade de conexões. Ele aceita até 30 entradas.
A Tabela 5.10 mostra as principais características da caixa de controle.
Tabela 5.10 – String Control Fronius 250/30
String Control 250/30
Máx. número de cabos 30
Máx. corrente de entrada 250A
Máx. corrente de entrada por cabo 20A
Máx. tensão de entrada 1000 V
O sistema consiste em 18 módulos em série e 97 strings em paralelo, e 2 inversores
com 4 entradas CC cada em cada um, somando 8 entradas CC. Para organizar os arranjos
levar-se-á em consideração a especificação do String Control.
• Tensão Máx. de entrada: 1000V
18 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑒𝑚 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 ∗ 47,67𝑉 = 858,06 𝑉 < 1000 𝑉 (5.14)
• Corrente Máx. de entrada: 250 A
9,27 𝐴 ∗ 𝑆𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔𝑠 𝑒𝑚 𝑃𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 = 250 𝐴 (5.15)
𝑆𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔𝑠 𝑒𝑚 𝑃𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 = 26 (5.15)
Logo cada arranjo do projeto vai conter 18 módulos em série e 26 strings em
paralelo, dando um total de 4 arranjos e 4 strings control;
54
5.6.5. Transformador
A Tabela 5.9 mostra que a tensão AC de saída do inversor é de 400V e, ao analisar
os dados dos transformadores do CT no Anexo II, vimos que nenhum deles apresenta
uma tensão de 400V, precisa-se então de um transformador para passar a tensão de 400V
para 220V, serão utilizados 2 transformadores, um para cada inversor. O transformador
foi feito sobre encomenda e a proposta está no Anexo VI.
5.6.6. Cabeamento do Lado CC
O dimensionamento dos condutores que saem das fileiras dos módulos será feito
através da norma europeia IEC 60364-7-7-712, pois ainda não existe uma norma
brasileira para sistemas fotovoltaicos.
A norma europeia diz que o condutor deve suportar até 1,25 vezes a corrente de
curto circuito dos módulos fotovoltaicos, no caso desse projeto.
1,25 ∗ 9,85 𝐴 = 12,312 𝐴 (5.16)
Será usado então um condutor com bitole de 6mm².
Os cabos que saem do String Control e entram no inversor deverá suportar a 1,25
vezes a corrente máxima de cada arranjo.
1,25 ∗ 241,02𝐴 = 301,275 𝐴 (5.17)
Para uma melhor proteção contra chuva e possíveis danos, o inversor ficará
alocado no térreo do Bloco I.
O cálculo da bitola é calculado seguindo:
𝑆𝑚𝑚2 = 2 𝐿 𝐼𝑐𝑜𝑛𝑑
𝜎 𝑄𝑉 𝑉𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 (5.18)
Onde 𝐿 é o comprimento do cabo, 𝑄𝑉 queda de tensão, 𝜎 condutividade e 𝑉𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔
tensão de string.
55
O comprimento do cabo é uma estimativa, foi considerada uma altura de um
prédio de 5 andares, com pé direito de 4 m. Assim:
𝑆𝑚𝑚2 = 2 ∗ 20 ∗ 301,275
56 ∗ 0,01 ∗ 858,06= 25,08𝑚𝑚2 (5.18)
Será usado então um condutor com bitole de 25mm².
5.6.7. Cabeamento de Lado CA
O condutor da saída do inversor deve ser capaz de suportar a corrente máxima do
inversor que é de 368A e a tensão de saída do inversor 400V. O cálculo da bitola foi
realizado seguindo:
𝑆𝑚𝑚2 = √3 𝐿 𝐼𝐶𝐴 cos 𝜑
𝜎 𝑄𝑉 𝑉𝑙𝑖𝑛ℎ𝑎 (5.19)
O comprimento 𝐿 foi estimado e a distância do transformador até a subestação foi
considerada 100 m.
𝑆𝑚𝑚2 = √3 ∗ 100 ∗ 368 ∗ 0,85
56 ∗ 0,03 ∗ 400= 80,62𝑚𝑚2 (5.19)
Será usado então um condutor com bitole de 95 mm².
5.6.8. Disjuntores de Lado CC
Para proteger o circuito e ajudar na manutenção o sistema, será colocado um
disjuntor em cada string. Como a corrente de curto circuito é 9,84 A o disjuntor usado
será de 10A.
56
5.6.9. Disjuntores de Lado CA
Para proteger o sistema haverá 1 disjuntor para cada saída de inversor, totalizando
assim 4 disjuntores. O disjuntor deverá suportar a corrente de 368A, o disjuntor com tal
características é o disjuntor industrial da marca Steck modelo SKU:1030964
5.6.10. Proteção do Sistema
A potência instalada do nosso sistema é aproximadamente 0,7MW, e como já foi
apresentado na Tabela 4.3 deve-se tomar umas medidas de segurança e de proteção. As
medidas de proteção e de cabeamento deverão seguir as normas NBR-5410 e 14039.
Para atingir todas as exigências, será usado:
• Dispositivo de Seccionamento Visível (DSV), ver Anexo VII
• Relé Digital com Proteção Programável
Não será preciso utilizar um dispositivo de proteção de surto (DPS), pois o
inversor escolhido já apresenta tal proteção.
CAPÍTULO 6 – RESULTADOS OBTIDOS
Com a ajuda do software Pysyst (versão 6.68) [18] simula-se o projeto de geração,
basta colocar no programa:
• A Região Escolhida; Rio de Janeiro Ilha do Fundão
• O Módulo Fotovoltaico; 1754 placas D6M365E4A
• A Orientação Azimute; -34°
• A Inclinação dos Módulos; 22°
• O Inversor; 2 inversores INGECON Sun Power 250TL B400
Os resultados obtidos estão a seguir nas Figuras 6.1 e 6.2 e na Tabela 6.1 [18]
57
Figura 6.1 – Geração do Sistema por mês
Figura 6.2 – Rendimento do Sistema por Mês
58
Tabela 6.1 – Tabela da Geração Completa
A energia produzida por ano foi de 937,31 MWh, e o rendimento global do sistema
foi de 83%.
O dimensionamento das perdas do sistema, é mostrado na Figura 6.3 [18].
59
Figura 6.3 – Diagrama das Perdas do Sistema
Com a Equação 5.7 foi calculado a energia diária desejada de 2.662,2 kWh, o que
daria por ano 971,70 MWh. O diagrama de perdas mostrado na Figura 6.3 mostra que o
sistema gerou 937MWh, que corresponde a 96,42% do esperado.
É possível ver que a maior perda do sistema, 9,7% , é proveniente da perda de
eficiência das placas fotovoltaicas devido a variação de temperatura do local.
60
CAPÍTULO 7 – AVALIAÇÃO ECONÔMICA
Esse capítulo tem como objetivo levantar todos os custos do projeto e analisar sua
viabilidade econômica a partir, payback e valor presente líquido.
7.1. Levantamento dos custos do projeto
O levantamento de custo do sistema é feito a partir do custo dos equipamentos,
custos totais de instalação e com cotação dos valores do dólar e euro no dia de hoje
(3/10/2017). Euro 3,69 Dólar 3,14.
A Tabela 7.1 representa esse levantamento de custos:
Tabela 7.1 – Tabela de Custos
Equipamento Modelo Quantidade Preço em Euro Preço em Dólar Custo em Real
Painel D6M365E4A 1.754 - 209,4 R$ 1.153.283,06
Inversor Sun Power 250TL B400 2 32.036,69 - R$ 236.430,77
Transformador Global Transformadores 2 - - R$ 31.866,66
Disjuntor Siemens Bipolar 97 - - R$ 1.455,00
Disjuntor SKU:1030964 4 - - R$ 2.598,84
String Control Fronius 250/30 DCD DF 4 - 1.231,14 R$ 15.463,12
Sistema de Fixação Kit Thesan 350 - - R$ 177.500,00
DVS Ergon315 4 - - R$ 2.600,00
Instalação - - - - R$ 420.000,00
Total a ser investido - - - - R$ 2.041.197,45
O valor do investimento ficou estimado em R$ 2.041.197,45 para uma melhor
analise e confiabilidade na avaliação econômica, o valor de 2 milhões 100 mil reais será
usado como base, aumenta-se o valor do projeto pois pode ocorrer uma mudança na
cotação do dólar e euro até a instalação do projeto, e conseguir englobar quaisquer outros
gastos não estimados.
61
7.2. Levantamento da tarifa elétrica cobrada pela Light
A universidade compra energia da distribuidora Light, por ser uma universidade
federal a UFRJ se enquadra no grupo A4 horosazonal verde, com média tensão. A Tabela
7.2 foi retirada do site da Light nela está listada da precificação do MWh cobrado pela
distribuidora [22].
Tabela 7.2 – Tabela de R$/MWh cobrado pela Light
A distribuidora considera o horário de ponta toda energia consumida no período
do dia de maior utilização de rede da Light. Esse período corresponde ao período entre
17h30 e 20h30, com exceção de sábados, domingos e feriados nacionais.
Vale ressaltar que esse preço não é fixo e sofre reajustes todos os anos. Como
iremos fazer uma avaliação econômica de 25 anos, que corresponde os anos de garantia
das placas solares, precisamos fazer estimativas, suposições de reajustes e algumas
premissas, todas elas estarão citadas no próximo tópico.
62
7.3. Parâmetros Adotados
Uma premissa a ser adotada é que toda a geração do sistema fotovoltaico vai ser
no período de fora de ponta, como mostrado anteriormente o período de ponta é de 17:30h
até 20:30h período essa onde não há tanto sol.
Precisa-se também estimar o reajuste que ocorrerá durante os 25 anos de análise,
analisando a situação de crise energética no período vigente foi estimado um reajuste de
10% nos 4 próximos anos, depois desse período estima-se que haverá uma melhora no
setor energético e com isso um reajuste de 6% em outro período de 6 anos e uma média
de 4% ao longo de 14 anos.
Por ser uma minigeração e conter milhares de placas e equipamentos, precisa-se
estimar o custo da manutenção, um custo de troca de equipamentos. Por exemplo, a vida
útil do inversor é de 20 anos, antes de completarmos os 25 anos de analise teremos que
trocar os inversores. Para tais analises, será considerado um custo de manutenção de 0,5%
do investimento, e será considerado que a troca dos 2 inversores irá ocorrer no mesmo
ano e de maneira única afim de garantir um melhor preço, por se passar 20 anos será
considerado uma redução de 20% do seu preço.
Precisa-se estimar um desgaste e uma degradação dos painéis fotovoltaicos, será
estimado um desgaste de 0,6% ao ano.
E por último e mais difícil, precisa-se estimar a inflação da moeda Real ao longo
desses 25 anos, mesmo sabendo que acertar um valor preciso é impossível, a fim de
aumentar a confiabilidade da análise será estimado uma inflação de 3,5% ao ano
63
7.4. Projeções Futuras
7.4.1. Projeções de custo do MWh da Light
A Tabela 7.3 ilustra o custo do MWh durante os próximos 25 anos.
Tabela 7.3 – Tabela de Reajuste do R$/MWh cobrado pela Light
Ano R$ MWh Ano R$ MWh
1° R$ 326,14 14° R$ 761,19
2° R$ 358,75 15° R$ 791,64
3° R$ 394,63 16° R$ 823,31
4° R$ 434,09 17° R$ 856,24
5° R$ 477,50 18° R$ 890,49
6° R$ 506,15 19° R$ 926,11
7° R$ 536,52 20° R$ 963,15
8° R$ 568,71 21° R$ 1.001,68
9° R$ 602,83 22° R$ 1.041,74
10° R$ 639,00 23° R$ 1.083,41
11° R$ 677,35 24° R$ 1.126,75
12° R$ 704,44 25° R$ 1.171,82
13° R$ 732,62 - -
64
7.4.2. Projeção de custos de Manutenção do Sistema
A Tabela 7.4 ilustra o custo da manutenção do sistema fotovoltaico, já levando
em consideração a necessidade de troca dos inversores e a inflação.
Tabela 7.4 – Tabela com Custos de Manutenção
Ano Custo Com Manutenção Ano Custo Com Manutenção
1° R$ 0,00 14° R$ 15.866,22
2° R$ 10.500,00 15° R$ 16.421,54
3° R$ 10.867,50 16° R$ 16.996,29
4° R$ 11.247,86 17° R$ 17.591,16
5° R$ 11.641,54 18° R$ 18.206,85
6° R$ 12.048,99 19° R$ 18.844,09
7° R$ 12.470,71 20° R$ 208.648,25
8° R$ 12.907,18 21° R$ 20.186,26
9° R$ 13.358,93 22° R$ 20.892,78
10° R$ 13.826,49 23° R$ 21.624,03
11° R$ 14.310,42 24° R$ 22.380,87
12° R$ 14.811,29 25° R$ 23.164,20
13° R$ 15.329,68 -
7.4.3. Projeção de Geração Fotovoltaica
A Tabela 7.5 ilustra a geração levando em conta a degradação das placas.
Tabela 7.5 – Tabela com Custos de Manutenção
Ano Geração MWh Ano Geração MWh
1° 937,31 14° 866,77
2° 931,69 15° 861,57
3° 926,10 16° 856,40
4° 920,54 17° 851,27
5° 915,02 18° 846,16
6° 909,53 19° 841,08
7° 904,07 20° 836,04
8° 898,64 21° 831,02
9° 893,25 22° 826,03
10° 887,89 23° 821,08
11° 882,57 24° 816,15
12° 877,27 25° 811,25
13° 872,01 - -
65
7.5. Payback
Este é um tipo de indicador bastante usado para determinar o tempo de retorno do
projeto. Payback é indicado por uma escala (ano, meses, dias) e é a relação do
investimento inicial com a energia injetada na rede. Quanto menor for o tempo de
payback, mais atrativo será o investimento.
7.6. VPL
O valor presente líquido (𝑉𝑃𝐿) é outro indicador para análise de investimentos
em projetos. Ele é utilizado para calcular o valor presente de todo fluxo de caixa durante
a vida útil do SF (25 𝑎𝑛𝑜𝑠). Quanto maior for o 𝑉𝑃𝐿, mais favorável será o investimento.
𝑉𝑃𝐿 = ∑𝐹𝑛
(1 + 𝑖)𝑛
𝑛
0
= 𝐹0 +𝐹1
(1 + 𝑖)1+
𝐹2
(1 + 𝑖)2+ . . . +
𝐹𝑛
(1 + 𝑖)𝑛 (7.1)
Onde:
𝐹0 – Representa o investimento inicial do projeto, e é negativo
𝐹𝑛- Representa o fluxo de caixa calculado no valor presente
7.7. Taxa Interna de Retorno
A TIR pode ser calculada através da equação 7.2, e é a taxa de desconto que irá
igualar o 𝑉𝑃𝐿 a zero. 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 a
taxa de desconto, melhor será o investimento.
0 = ∑𝐹𝑛
(1 + 𝑖)𝑛
𝑛
0
= 𝐹0 +𝐹1
(1 + 𝑖)1+
𝐹2
(1 + 𝑖)2+ . . . +
𝐹𝑛
(1 + 𝑖)𝑛 (7.2)
66
7.8. Projeção Global de Economia do Sistema
Ao se juntar todos os dados e tabelas chega-se a uma projeção de economia por
ano, que será visto na Tabela 7.6
Tabela 7.6 – Tabela com Projeção Global
A Tabela 7.7 ilustra a análise econômica.
Tabela 7.7 – Analise Econômica
Parâmetro Valor
Payback 6 anos e 9 meses
TIR 22,04%
VPL R$4.331.810,53
Ano Geração MWh R$ MWh Economia com Energia Investimento Manutenção Fluxo de Caixa
1° 937,31 326,14 R$ 305.694,28 2.350.000,00R$ R$ 0,00 -R$ 2.044.305,72
2° 931,69 358,75 R$ 334.246,13 R$ 10.500,00 -R$ 1.720.559,59
3° 926,10 394,63 R$ 365.464,72 R$ 10.867,50 -R$ 1.365.962,37
4° 920,54 434,09 R$ 399.599,12 R$ 11.247,86 -R$ 977.611,11
5° 915,02 477,50 R$ 436.921,68 R$ 11.641,54 -R$ 552.330,97
6° 909,53 506,15 R$ 460.358,16 R$ 12.048,99 -R$ 104.021,80
7° 904,07 536,52 R$ 485.051,77 R$ 12.470,71 R$ 368.559,27
8° 898,64 568,71 R$ 511.069,95 R$ 12.907,18 R$ 866.722,03
9° 893,25 602,83 R$ 538.483,74 R$ 13.358,93 R$ 1.391.846,84
10° 887,89 639,00 R$ 567.368,01 R$ 13.826,49 R$ 1.945.388,36
11° 882,57 677,35 R$ 597.801,63 R$ 14.310,42 R$ 2.528.879,56
12° 877,27 704,44 R$ 617.983,41 R$ 14.811,29 R$ 3.132.051,69
13° 872,01 732,62 R$ 638.846,53 R$ 15.329,68 R$ 3.755.568,53
14° 866,77 761,19 R$ 659.782,00 R$ 15.866,22 R$ 4.399.484,31
15° 861,57 791,64 R$ 682.056,24 R$ 16.421,54 R$ 5.065.119,02
16° 856,40 823,31 R$ 705.082,46 R$ 16.996,29 R$ 5.753.205,18
17° 851,27 856,24 R$ 728.886,04 R$ 17.591,16 R$ 6.464.500,06
18° 846,16 890,49 R$ 753.493,24 R$ 18.206,85 R$ 7.199.786,44
19° 841,08 926,11 R$ 778.931,17 R$ 18.844,09 R$ 7.959.873,52
20° 836,04 963,15 R$ 805.227,88 R$ 208.648,25 R$ 8.556.453,15
21° 831,02 1001,68 R$ 832.412,38 R$ 20.186,26 R$ 9.368.679,27
22° 826,03 1041,74 R$ 860.514,62 R$ 20.892,78 R$ 10.208.301,10
23° 821,08 1083,41 R$ 889.565,59 R$ 21.624,03 R$ 11.076.242,66
24° 816,15 1126,75 R$ 919.597,33 R$ 22.380,87 R$ 11.973.459,12
25° 811,25 1171,82 R$ 950.642,93 R$ 23.164,20 R$ 12.900.937,85
67
CAPÍTULO 8 –CONCLUSÃO
Esse projeto apresentou o dimensionamento de uma minigeração distribuída
instalada no Bloco I no Centro de Tecnologia da Universidade Federal do Rio de Janeiro
(UFRJ), o projeto contempla todas as normas técnicas necessárias para sua instalação, e
no final é apresentado uma análise econômica com o objetivo de verificar a viabilidade
do projeto.
O objetivo desse projeto era diminuir os gastos da universidade e buscar zerar os
gastos elétricos do Bloco B, bloco que contempla as duas bibliotecas do Centro de
Tecnologia. Para isso foi instalado um sistema fotovoltaico no teto do Bloco I que
despachava energia para a subestação ABC, pode-se dizer que o objetivo foi alcançado.
A principal dificuldade desse projeto foi estimar o consumo do Bloco B, pois a
universidade apresenta uma conta única o que não permite saber o consumo de cada bloco
com precisão. Porém ao ser feito um estudo da planta elétrica do Centro Tecnologia,
analisando todas as subestações que alimentam os blocos foi possível estimar um
consumo para o bloco.
Outra dificuldade encontrada foi realizar a projeção futura de 25 anos, estamos
em um país em crise onde as taxas energética, de juros e inflação estão oscilando
constantemente.
A primeira etapa do projeto foi fazer o levantamento de todo o consumo e gasto
da universidade com energia elétrica. A segunda foi fazer a estimativa de consumo tendo
o mapa de subestações do CT e suas especificações técnicas. E a terceira uma análise de
dados solarimétricos, que mostraram uma boa insolação na cidade do Rio de Janeiro,
justificando assim a escolha por uma geração fotovoltaica.
Posterior ao levantamento de consumo e de potencial solar, foi feito um estudo no
espaço disponível que permitisse a implementação das placas solares, esse estudo foi um
estudo detalhado analisando a qualidade do terreno, os gastos de instalação e
principalmente seu rendimento. Foi então escolhido o teto do Bloco I, que apresenta o
melhor potencial energético e rendimento e gastos com instalação.
A partir dos dados coletados e da escolha do terreno, foi feita uma escolha de
equipamentos e então foram realizadas simulações utilizando o software PVsyst
68
(versão6.68), este programa recebe informações de dados solares, área, datasheet de todos
os equipamentos utilizados para então simular e fornecer um relatório completo da
geração fotovoltaica.
E finalmente pode-se concluir com a análise técnico-econômica que o projeto é
viável. Ele tem um payback de 6 anos e 9 meses, um VLP deR$4.331.810,53a taxa de 7%
e um TIR de 22,04%. A geração por ano de aproximadamente 949,96 MW, consegue
reduzir consideravelmente os custos da universidade e esse dinheiro pode ser investidos
em outras áreas.
No âmbito pessoal gostaria de destacar que esse projeto foi muito enriquecedor,
aprofundou meus conhecimentos em energia solar fotovoltaica, de investimentos e
principalmente me fez sentir realizado em saber que de certa forma, posso estar
devolvendo todo investimento que a universidade depositou em mim. Acredito que todo
estudante de ensino público deva de alguma forma devolver para instituição o
investimento a que lhe foi dado, sendo assim gostaria muito que esse projeto chegasse
aos diretores da escola Politécnica e que fosse implementado
69
CAPÍTULO 9 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] O Globo, “O Brasil enfrenta a pior crise energética da história”
http://noblat.oglobo.globo.com/geral/noticia/2015/01/brasil-enfrenta-pior-crise-
energetica-da-historia.html
[2] Necessidade de Crescimento de Geração Energética
https://isape.wordpress.com/2011/09/29/oferta-de-energia-precisa-crescer-cerca-de-5-
ao-ano-diz-secretario-de-desenvolvimento-energetico/
[3] Decreto nº8401, de 5 de fevereiro de
2015http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2015-2018/2015/decreto/d8401.htm
[4] https://ufrj.br/noticia/2018/02/07/jornal-o-globo-nao-fecha-conta
[5] CRESESB – CEPEL, “Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos”, Rio de
Janeiro, 2014.
[6] Conceitos Básicos de Energia Solar
http://www.eletricistaconsciente.com.br/pontue/fasciculos/1-introducao-e-conceitos-
basicos-de-energia-fotovoltaica/conceitos-basicos-de-energia-solar/
[7] PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO DA
CÉLULAFOTOVOLTAICAhttp://www.solenerg.com.br/files/monografia_cassio.pdf
[8] FraunhoferInstitute for Solar Energy System, “PhotovoltaicsReport”, Freiburg 2016.
[9] EPE – Empresa de Pesquisa Energética, “Análise da Inserção da Geração Solar na
Matriz Elétrica Brasileira”, Rio de Janeiro, 2012.
[10] http://www.cresesb.cepel.br/download/tutorial/tutorial_solar_2006.pdf
[11] Decreto nº 2.335/1997http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/decreto/d2335.HTM
[12] ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica, “Resolução Normativa n° 482”,
disponível em: www.aneel.gov.br/cedoc/ren2012482.pdf
[13] PRODIST, Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional, “Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição”
70
[14] ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica, “Resolução Normativa n˚ 687”,
disponível em: http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015687.pdf
[15] Conexão de Microgeração e Minigeração ao Sistema de Distribuição da Light SESA
BT e MT – Até Classe 36,2kV
http://www.light.com.br/Repositorio/Recon/LIGHT_Informacao_Tecnica_DTE_DTP_0
1_2012_MARCO_2016.pdf
[16] CRESESB – CEPEL, Potencial Solar – SunData, Disponível em:
http://www.cresesb.cepel.br/index.php?section=sundata.
[17] SWERA – Solar and Wind Energy Resource Assessment – Disponível em:
http://en.openei.org/wiki/SWERA/About
[18] PVsyst – Photovoltaic Software – Disponível em
:http://www.pvsyst.com/en/software
[19] Maps Directionshttps://www.mapsdirections.info/pt/
[20] Daft Logic https://www.daftlogic.com/projects-google-maps-area-calculator-
tool.htm
[21] Google Earth https://www.google.com.br/earth/download/gep/agree.htm
[22] http://www.light.com.br/para-empresas/Tarifas-e-Tributos/Comparativo-Tarifas-
Anuais.aspx
[23] 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
[24] UFRJ essa conta é de todos https://ufrj.br/essacontaedetodos
[25] Instalações Elétricas 16 ed Helio Creder.
[26] http://www.tc.df.gov.br/ice4/ice4_calendario.php
71
ANEXO I
LOCALIZAÇÃO SE E GERADORES CT
72
ANEXO II
DADOS SE E GERADORES CT
73
ANEXO III
DATASHEET DO PAINEL NEO SOLAR POWER
74
75
ANEXO IV
DATASHEET DO INVERSOR UTILIZADO
INGECON Sun Power 250TL B400
76
77
ANEXO V
DATASHEET DO STRING CONTROL UTILIZADO
FRONIUS STRIN CONTROL 250/30
78
ANEXO VI
PROPOSTA DE COMPRA DO TRANSFORMADOR
79
ANEXO VII
DSV – DISPOSITIVO DE SECCIONAMENTO VISÍVEL
MARCA SIEMENS – Ergon 315