projeto energia solar

UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ

THIAGO CESAR RAMOS DE SOUZA

Dimensionamento Técnico e Avaliação Econômica da Microgeração Solar - Estudo

de caso: Novo Prédio de Engenharia Elétrica

CURITIBA

2013

THIAGO CESAR RAMOS DE SOUZA

Dimensionamento Técnico e Avaliação Econômica da Microgeração Solar - Estudo

de caso: Novo Prédio de Engenharia Elétrica

Trabalho de Conclusão de Curso

apresentado como documento avaliativo

ao Departamento de Engenharia Elétrica,

Setor de Tecnologia, Universidade

Federal do Paraná, como parte das

exigências para a obtenção do título de

Engenheiro Eletricista.

Orientador: Prof. Dr. Clodomiro Unsihuay

Vila.

CURITIBA

2013

Dedico este trabalho ao meu pai, Orlando de Souza. Meu exemplo de

caráter.

AGRADECIMENTOS

À minha família, por tudo.

Ao meu professor orientador Clodomiro Unsihuay Vila, pela disponibilidade,

paciência, apoio e compreensão na conclusão desse trabalho.

Aos amigos de curso Heloisa, Murilo, David, Alexandre Hellboy, André

Eurípedes, Rodrigo Moraes, pelos momentos de descontração e companheirismo.

Aos amigos da minha cidade natal, Registro-SP, que sempre me deram um

motivo a mais para voltar para lá.

Àqueles com os quais eu tive a oportunidade de dividir moradia e aprender

inúmeras coisas.

Aos amigos que fiz em Curitiba.

A Deus.

RESUMO

A diversificação da matriz energética é importante para dar opções de investimentos e formas de preservar o ambiente através de fontes limpas de energia. A geração solar fotovoltaica é uma tecnologia que está em constante desenvolvimento e através da REN 482/12 ganhou a oportunidade para que sejam instaladas mini e microgerações fotovoltaicas conectadas à rede. O sistema de compensação de energia é o que dará ao cliente o retorno do investimento nesse setor. Esse trabalho visa evidenciar características importantes para que se faça o dimensionamento correto de um sistema de microgeração distribuída com base em energia solar e fazer uma análise da geração obtida, assim como um estudo da viabilidade financeira do tipo de emprendimento. Neste trabalho foi proposto uma metododologia para o dimensionamento e analise de viabilidade econômica de uma microgeraçao solar. Resultados deste trabalho indicam que os parâmetros técnicos estão bem definidos pelas normas e que é possível instalar uma microgeração fotovoltaica no Edifício do DELT/UFPR sem ter prejuízo financeiro.

Palavras-chave: Microgeração distribuída, energia solar, microgeração solar,

energias renováveis, redes elétricas inteligentes,

ABSTRACT

The diversify of the energy matrix is important to give investment options and ways to preserve the environment through clean energy sources. The solar photovoltaic generation is a technology that is constantly evolving and through REN 482/12 got the opportunity to be installed mini and micro photovoltaic generation grid-connected. The energy compensation system is what will give the customer the return on investment in this sector. This work aims to highlight important features that make the correct sizing of a solar based distributed microgeneration system and to analyze the obtained generation, as well as a study of the financial viability of the type of investment. This work proposes one way for sizing and analysis of the economic viability of a solar microgeneration. Results of this study indicate that the technical parameters are well defined by the rules and that it is possible to install a photovoltaic microgeneration in building DELT / UFPR without financial loss. Key words: Micro generation distributed, solar power, solar microgeneration, renewable power, smart grid.

LISTA DE ILUSTRAÇÕES

FIGURA 1: MASSA DE AR. ...................................................................................... 23

FIGURA 2: ÂNGULO AZIMUTAL. ............................................................................. 24

FIGURA 3 - EFEITO FOTOVOLTAICO ..................................................................... 26

FIGURA 4: COMPONENTES DE UM MÓDULO FOTOVOLTAICO. ......................... 29

FIGURA 5: CURVA I-V EM DIFERENTES NÍVEIS DE RADIÂNCIA DO MÓDULO

MPRIME M240P. ....................................................................................................... 30

FIGURA 6: CURVA I-V EM DIFERENTES TEMPERATURAS DO MÓDULO

MPRIME M240P. ....................................................................................................... 30

FIGURA 7: ARRANJO DE MÓDULOS EM SÉRIE E PARALELO. ........................... 32

FIGURA 8: POSIÇÃO GEOGRÁFICA DO LOCAL DE IMPLANTAÇÃO. .................. 35

FIGURA 9: CALCULANDO ORIENTAÇÃO DO NOVO PRÉDIO DA ENGENHARIA

ELÉTRICA UFPR. ..................................................................................................... 38

FIGURA 10: DETALHE DA INCLINAÇÃO DO TELHADO EM RELAÇÃO AO PLANO

HORIZONTAL. .......................................................................................................... 39

FIGURA 11: CLASSIFICAÇÃO DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS. ........................ 39

FIGURA 12: ESPECIFICAÇÕES ELÉTRICAS MÓDULO M240P. ............................ 40

FIGURA 13: FLUXOGRAMA PARA INSTALAÇÃO DE UMA MICROGERAÇÃO

SOLAR. ..................................................................................................................... 42

FIGURA 14: DIMENSÕES DO MÓDULO M240P DA MPRIME. ............................... 44

FIGURA 15: PAINEIS POSICIONADOS OTIMAMENTE NO TELHADO DO NOVO

BLOCO DE ENGENHARIA ELÉTRICA UFPR. ......................................................... 45

FIGURA 16: FOLHA DE DADOS DO MODELO DE INVERSOR SIW700. ............... 47

Figura 17: HISTÓRICO DE TEMPERATURAS REGISTRADAS EM CURITIBA ...... 48

FIGURA 18: ARRANJO DE STRINGS PARA OS INVERSORES DE 8KW. ............. 49

FIGURA 19: ARRANJO DE STRINGS PARA OS INVERSORES DE 10 KW. .......... 50

Figura 20: COMPORTAMENTO HORÁRIO DA GERAÇÃO NAS HORAS DO DIA

(Wh) MÉDIA DIÁRIA DO MÊS DE DEZEMBRO. ...................................................... 60

FIGURA 21: ESTIMATIVA DE GERAÇÃO ENERGIA MENSAL (Wh/mês) AO

LONGO DO ANO. ..................................................................................................... 61

FIGURA 22: EXEMPLO DE SAZONALIDADE AO LONGO DE DIAS DE MESES

COM ATIVIDADES ACADÊMICAS. .......................................................................... 63

FIGURA 23: GRÁFICO COMPARATIVO ENTRE GERAÇÃO E CONSUMO AO

LONGO DE UM ANO. ............................................................................................... 64

LISTA DE TABELAS

TABELA 1 - NÍVEIS DE TENSÃO CONSIDERADOS PARA CONEXÃO DE MICRO E

MINICENTRAIS GERADORAS ................................................................................. 19

TABELA 2 – REQUISITOS MÍNIMOS EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA .. 19

TABELA 3 - COMPARAÇÃO DA EFICIÊNCIA DAS DIVERSAS TECNOLOGIAS DE

CÉLULAS FOTOVOLTAICAS ................................................................................... 27

TABELA 4 - ÂNGULO DE INCLINAÇÃO RECOMENDADO PARA INSTALAÇÃO DE

PAINEIS DE ACORDO COM A LATITUDE DO LOCAL............................................ 36

Tabela 5- NÍVEIS DE TENSÃO EFICAZ EM REGIME PERMANENTE. ................... 41

TABELA 6 - DISTORÇÃO HARMÔNICA TOTAL ...................................................... 41

TABELA 7 - FLUTUAÇÃO DE TENSÃO ................................................................... 41

TABELA 8 - MÉDIAS DE INSOLAÇÃO DE DIFERENTES FONTES DE DADOS. ... 56

TABELA 9 - MÉDIA HORÁRIA MENSAL DE INSOLAÇÃO NA FACE NORTE DO

TELHADO. ................................................................................................................ 57

TABELA 10 - MÉDIA HORÁRIA MENSAL DE INSOLAÇÃO NA FACE SUL DO

TELHADO. ................................................................................................................ 57

TABELA 11 - ESTIMATIVA DE GERAÇÃO DE 78 PAINÉIS DE 240 W NA FACE

NORTE DO TELHADO.............................................................................................. 59

TABELA 12 - ESTIMATIVA DE GERAÇÃO DE 78 PAINÉIS DE 240 W NA FACE

SUL DO TELHADO ................................................................................................... 59

TABELA 13 - ESTIMATIVA DE GERAÇÃO TOTAL DO TELHADO. ......................... 60

TABELA 14 - MÉDIA HORÁRIA DE CONSUMO NO MÊS E CONSUMO TOTAL DO

BLOCO DE ENGENHARIA ELÉTRICA. .................................................................... 62

TABELA 15 - MÉDIA MENSAL DE DIFERENÇA ENTRE CONSUMO E GERAÇÃO.

.................................................................................................................................. 65

TABELA 16 - SISTEMA DE FATURAMENTO NET METERING. .............................. 66

TABELA 17 - PARÂMETROS FINANCEIROS DO PROJETO. ................................. 66

TABELA 18 - LEVANTAMENTO DE MATERIAIS E PREÇOS. ................................. 67

TABELA 19 - SISTEMA DE AMORTIZAÇÃO CONSTANTE PARA CAPITAL

PRÓPRIO AO LONGO DO PERÍODO DE FINANCIEMENTO. ................................ 68

TABELA 20 - SISTEMA DE AMORTIZAÇÃO CONSTANTE DO CAPITAL

FINANCIADO AO LONGO DO PERÍODO DE FINANCIEMENTO. ........................... 69

TABELA 21 - VPL PARA DIFERENTES FINANCIAMENTOS E TARIFAS

CONSIDERANDO E DESCONSIDERANDO IMPOSTOS SOB EQUIPAMENTOS. . 70

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ................................................................................................... 14

1.1 CONTEXTO ................................................................................................. 15

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

1.3 JUSTIFICATIVAS ......................................................................................... 16

1.4 ESTRUTURA DO TRABALHO ..................................................................... 17

2 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA E LEGISLAÇÃO ....................................................... 18

3 GERAÇÃO SOLAR FOTOVOLTAICA ................................................................ 21

3.1 ENERGIA SOLAR ........................................................................................ 21

3.1.1 RADIAÇÃO SOLAR ............................................................................... 22

3.1.2 MASSA DE AR ...................................................................................... 22

3.1.3 IRRADIÂNCIA ........................................................................................ 23

3.1.4 INSOLAÇÃO .......................................................................................... 23

3.1.5 ÂNGULO AZIMUTAL ............................................................................. 24

3.1.6 STANDARD TEST CONDITIONS ........... Error! Bookmark not defined.

3.2 APROVEITAMENTO DA ENERGIA SOLAR ................................................ 25

3.2.1 EFEITO FOTOVOLTAICO ..................................................................... 25

4 MATERIAIS E METODOLOGIA ......................................................................... 34

4.1 LOCAL DE INSTALAÇÃO ............................................................................ 34

4.2 POTÊNCIA MÁXIMA DE GERAÇÃO ........................................................... 36

4.3 ÁREA DISPONÍVEL ..................................................................................... 37

4.4 ESCOLHA DOS PAINÉIS SOLARES .......................................................... 39

4.5 ESCOLHA DE INVERSOR........................................................................... 40

4.6 FLUXOGRAMA DE ETAPAS DO PROJETO ............................................... 42

5 PROJETO ELETRICO-DIMENSIONAMENTO TÉCNICO .................................. 44

5.1 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS .................................................................... 44

5.2 INVERSORES .............................................................................................. 46

5.3 CAIXA DE STRINGS .................................................................................... 51

5.4 QUADRO DE PROTEÇÃO DE CORRENTE CONTÍNUA ............................ 51

5.5 QUADRO DE PROTEÇÃO DA CORRENTE ALTERNADA ......................... 52

5.6 CONDUTORES ............................................................................................ 55

6 ANÁLISE DE RESULTADOS ............................................................................. 56

6.1 GERAÇÃO ................................................................................................... 56

6.2 CONSUMO................................................................................................... 62

6.3 CONSUMO EM RELAÇÃO À GERAÇÃO .................................................... 63

6.4 VIABILIDADE ECONÔMICA ........................................................................ 65

7 CONCLUSÃO .................................................................................................... 71

14

1 INTRODUÇÃO

A geração de energia elétrica a partir de fontes solares vem crescendo de

forma acelerada nos últimos anos no Brasil. Parte-se de sistemas muito pequenos e

isolados para minigerações e microgerações conectadas à rede elétrica de

distribuição com a REN 482 da ANEEL (ABINEE, 2012).

A familiarização com essa tecnologia será um aprendizado para que num

futuro não tão distante, possa-se incluir de forma mais significativa a geração solar

na matriz energética brasileira.

Normas técnicas e requisitos de conexão já vem sendo implementados,que

mostra a real intenção de aprimorar a regulamentação que irá reger as instalações

dessa natureza e torná-la mais presente.

O Brasil, devido ao seu vasto território e condições climáticas favoráveis, é

um país que apresenta grande potencial para que a geração solar seja aproveitada.

Porém não existe um incentivo fiscal para o investimento em fontes renováveis, além

da atratividade indiscutível dos investimentos para geração a partir da energia

hidráulica.

Um conceito que vem sendo muito utilizado ultimamente é o de geração

distribuída, que consiste em aproximar a geração do consumo. Combinando os

conceitos de geração distribuída e micro e minigeração, tem-se a mini e

microgeração distribuída. A micro e minigeração distribuída vem sendo usado em

indústrias para reduzir o valor da fatura com geração a partir de biomassa, como por

exemplo indústrias que usam rejeitos da industrialização da cana-de-açúcar e da

soja (ANEEL, 2002)

Da junção de ideias surge a mini e microgeração solar conectada à rede.

Um ponto a ser considerado é que um sistema de microgeração distribuída

que utiliza energia solar, tem sua geração aproveitada de forma instantânea durante

o dia e inatividade no período noturno. A energia gerada durante o dia, faz com que

menos energia elétrica proveniente de fontes “estocáveis” (hidráulicas, combustíveis

fósseis, carvão, biomassa) precisem ser utilizadas e possam ser aproveitadas em

outros momentos.

Esse trabalho visa analisar os aspectos de uma geração solar fotovoltaica

através de estudos de normas vigentes no Brasil e estado do Paraná e simulações

utilizando bancos de dados de irradiação solar para esse objetivo. Será feita uma

15

análise econômica para que se tenha ideia de como uma geração solar se comporta

em Curitiba que, apesar de não ter índices de radiação tão bons quanto o de outras

regiões do Brasil, possui capacidade de geração solar maior do que países como a

Alemanha, que lidera o ranking mundial em capacidade de geração solar instalada.

1.1 CONTEXTO

A energia elétrica é uma das principais formas de energia consumida no

mundo atualmente. Isso se dá, por sua flexibilidade, uma vez que a mesma pode ser

transmitida por longas distâncias com perdas relativamente pequenas e a

capacidade dessa energia ser utilizada para vários fins, como prover luz, calor,

alimentar máquinas e transmitir informações.

A necessidade da energia elétrica é observada quando se olha ao redor,

mexe-se em aparelhos celularesvai-se até a geladeira, acende-se a luz para iluminar

um ambiente, entre uma infinidade de coisas.

Por volta de 1980 o mundo consumia algo em torno de 7.000 TWh/ano. Hoje

(2013) é consumido aproximadamente 19.000 TWh/ano e a previsão para 2030 é

que o consumo anual seja próximo dos 30.000 TWh/anoV(VILLALVA, M.G &

GAZOLI, 2012).

Entre as fontes de energia utilizadas para fornecer a todo o planeta essa

quatidade massiva de eletricidade, tem-se: carvão mineral, óleo, gás natural, energia

nuclear, hidráulica, biomassa, geotérmica, solar e eólica.

Dentre as diversas fontes utilizadas para se obter a energia elétrica, tem-se

as que são caracterizadas como “renováveis” e “não renováveis”. É considerada

uma fonte “renovável” ou “limpa” de energia elétrica, toda a fonte que, no processo

de geração de eletricidade não gera resíduos poluentes. Porém quando se está

produzindo elementos para alguma tecnologia de geração ou para que haja a

implantação de alguma central de geração podem ser gerados resíduos ou impactos

ambientais. Como é o caso da implantação de centrais hidrelétricas: a geração de

energia elétrica através da energia hidráulica não gera resíduos, mas a instalação

exige o comprometimento de uma área considerável em um ambiente que costuma

ter fauna e flora densas (margens de rios) e acabam sendo permanentemente

afetados. Geradores eólicos produzem ruídos audíveis, causam impacto na

paisagem e podem causar a mortes de pássaros que sejam porventura atingidos

16

pelas hélices geradoras. Na fabricação de células fotovoltáicas são utilizados

grandes quantidades de energia e fluidos tóxicos, além das grandes áreas exigidas

para sua instalação (VILLALVA, M.G & GAZOLI, 2012).

Apesar dos impactos ambientais causados pelas fontes “limpas” de energia,

elas ainda são uma opção mais segura e relativamente mais limpas quando

comparadas com as fontes não renováveis, que emitem poluentes que causam

danos à atmosfera.

1.2 OBJETIVOS

O objetivo desse trabalho é dimensionamento técnico e o analise da

viabilidade econômica da instalação de uma microgeração distribuída baseada em

paineis solares fotovoltaicos na região de Curitiba - PR.

Será feito um estudo de como se comportaria uma microgeração solar

fotovoltaica instalada no telhado do novo prédio de Engenharia Elétrica da UFPR.

Para se atingir o objetivo final, haverão etapas intermediárias como: levantamento

de dados, estudo da tecnologia, elaboração do projeto, estudo de normas e

levantamento de materiais.

1.3 JUSTIFICATIVAS

É clara a importância de estudos e elaboração de projetos na área de

geração solar fotovoltaica no Brasil para que se adquira experiência em mais esse

tipo de geração.

O momento atual é oportuno para se estudar a implantação de projetos de

geração distribuída no Brasil. A resolução normativa N° 482 da ANEEL surge para

incentivar o tanto o pequeno empreendedor, que deseja fazer um investimento a

médio prazo, quanto empresas de grande porte que podem instalar sistemas de

geração solar para demonstrar preocupação sócio-ambiental, e melhorar sua

imagem para com o público.

Academicamente, tanto o estudo do dimensionamento técnico e analise

financeira e os resultados deste trabalho quanto a possibilidade de implantação, se

justificam de forma óbvia. Os projetos sendo elaborados de acordo com as normas

vigentes no Brasil e na região farão com que se viabilizem tecnicamente. A

17

instalação de uma microgeraçao solar no prédio do DELT/UFPR é de grande

importância para o estudo e pesquisa desse tipo de geração, fazendo com que o

estudante de engenharia elétrica se familiarize com a tecnologia, que está em

constante desenvolvimento, além da análise de comportamento desse tipo de

geração.

1.4 ESTRUTURA DO TRABALHO

O presente trabalho é composto por sete capítulos. O primeiro capítulo tem o

objetivo de justificar sua elaboração. No segundo capítulo é apresentado o conceito

de geração distribuída assim como as leis vigentes que ditam os requisitos para

projetos conectados a rede elétrica que, neste caso, é a rede de distribuição da

COPEL.

O terceiro capítulo apresenta a tecnologia de geração utilizada (fotovoltaica)

e suas principais características.

O quarto capítulo mostra passo-a-passo as etapas a serem seguidas para

instalação de uma microgeração solar fotovoltaica, desde a parametrização da

potência instalada até a escolha do inversor.

O quinto capítulo coloca em prática a metodologia citada no capítulo 4.

O sexto capítulo demonstra os resultados da geração considerando

informações do banco de dados do software Radiasol, considerando as possíveis

perdas ao longo da instalação e faz uma comparação entre consumo e geração,

onde pode-se saber a quantidade de energia que deixa de ser retirada da rede e a

quantidade de energia que é injetada na rede. Além da análise energética de

resultados também é feita uma breve análise de viabilidade econômica através do

cálculo do Valor Presente Líquido, VPL, simulando diferentes situações de

financiamento pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, o

BNDES.

O sétimo, e último, capítulo apresenta a conclusão baseada nos resultados e

o aprendizado obtido no processo de elaboração do projeto.

O projeto segue em apêndice com os resultados dos dimensionamentos.

18

2 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA E LEGISLAÇÃO

A geração distribuída consiste em ter a geração mais perto do consumidor,

economizando, assim com a implantação de sistemas de transmissão de energia

elétrica.

A resolução REN 482/2012 estabelece as condições gerais para o acesso

de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia

elétrica, o sistema de compensação de energia elétrica e dá outras providências.

É estabelecido pela REN 482/2012 no Art. 2° o conceito de microgeração

distribuída como sendo:

“Central geradora de energia elétrica com potência instalada menor ou igual a 100kW e que utilize fontes com base em energia hidráulica, solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, conectada na rede de distribuição por meio de instalação de unidades consumidoras.”

A REN 517/2012, que altera alguns artigos e incisos da REN 482/2012,

define o conceito de sistema de compensação de energia elétrica como sendo:

“Sistema no qual a energia ativa injetada por unidade consumidora com microgeração distribuída ou minigeração distribuída é cedida, por meio de empréstimo gratuito, à distribuidora local e posteriormente compensada com o consumo de energia elétrica ativa dessa mesma unidade consumidora ou de outra unidade consumidora de mesma titularidade da unidade consumidora onde os créditos foram gerados, desde que possua o mesmo Cadastro de Pessoa Física (CPF) ou Cadastro de Pessoa Jurídica (CNPJ) junto ao Ministério da Fazenda.”

Ainda na REN 482/2012, no capítulo 3, que fala sobre o acesso aos

sistemas de distribuição, no Art. 3° tem-se que:

§1° O prazo para a distribuidora efetuar as alterações de que trata o caput e publicar as referidas normas técnicas em seu endereço eletrônico é de 240 (duzentos e quarenta) dias, contados da publicação desta Resolução. §2° Após o prazo do §1°, a distribuidora deverá atender às solicitações de acesso para microgeradores e minigeradores distribuídos nos termos da Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST.

No Brasil, a ANEEL, do módulo 3 do PRODIST “Procedimentos de

Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – Acesso ao Sistema

de Distribuição”, estabelece os critérios para a conexão da geração distribuída no

19

sistema de distribuição. Tais critérios podem ser encontrados nas seções 3.3 e 3.7

do módulo 3 do PRODIST.

Na TABELA 1 tem-se a classificação do nível de tensão pela potência de

geração instalada e a TABELA 2 descreve as proteções mínimas para cada faixa de

potência. TABELA 1 - NÍVEIS DE TENSÃO CONSIDERADOS PARA CONEXÃO DE MICRO E MINICENTRAIS

GERADORAS

Potência Instalada Nível de Tensão de Conexão

<10kW Baixa Tensão (monofásico, bifásico ou trifásico)

10 a 100kW Baixa Tensão (trifásico)

101 a 500kW Baixa Tensão (trifásico)/Média Tensão

501kW a 1MW Média Tensão

FONTE: (PRODIST, 2012).

TABELA 2 – REQUISITOS MÍNIMOS EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA

Equipamento Potência Instalada

Até 100kW 101kW a 500kW 501kW a 1MW

Elemento de desconexão Sim Sim Sim

Elemento de interrupção Sim Sim Sim

Transformador de acoplamento Não Sim Sim

Proteção de sub e sobretensão Sim Sim Sim

Proteção de sub e sobrefrequência Sim Sim Sim

Proteção contra desequilíbrio de corrente Não Não Sim

Proteção contra desbalanço de tensão Não Não Sim

Sobrecorrente direcional Não Não Sim

Sobrecorrente com restrição de tensão Não Não Sim

Relé de sincronismo Sim Sim Sim

Anti-ilhamento Sim Sim Sim

Estudo de curto-circuito Não Sim Sim

Medição Sistema de Medição Bidirecional

Medidor 4 Quadrantes

Medidor 4 Quadrantes

Ensaios Sim Sim Sim

FONTE: (PRODIST, 2012).

A norma do estado do Paraná que estabelece os critérios mínimos para

conexão de microgeração distribuída à rede é a NTC 905100 – MANUAL DE

ACESSO DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA AO SISTEMA DA COPEL (COPEL, 2012).

20

A NTC 905100 define parâmetros de tensão e potência para conexão à rede

bastante semelhantes aos especificados pelo PRODIST, mas com definições mais

precisas quanto aos níveis de tensão e configuração do sistema:

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DO SISTEMA COPEL a) Frequência: 60 Hz (frequência padrão no Brasil). b) Tensões: Baixa tensão (BT): 127/220 V (sistema trifásico). 127/254 V (sistema monofásico a três fios) 127 V (sistema monofásico a dois fios) Média tensão (MT): 13,8 kV para distribuição urbana e suprimento a pequenas localidades; 34,5 kV para subtransmissão e, em alguns casos, para distribuição direta; Alta tensão (AT): 69 kV e 138 kV para transmissão.

Em relação à potência instalada e nível de tensão de conexão, a NTC

905100 define no item 4.1.4:

“No caso de microgeradores (vide glossário) a conexão será em BT diretamente na rede da COPEL. Para as centrais geradoras com potência instalada de 76 a 100 kW, com entrada em MT, serão mantidos os padrões existentes. Se o acessante de 76 até 100kW requerer conexão em BT, o caso será analisado pela COPEL.”

21

3 GERAÇÃO SOLAR FOTOVOLTAICA

3.1 ENERGIA SOLAR

A energia proveniente do Sol viaja através do espaço em forma de ondas

eletromagnéticas. A energia transmitida por essas ondas depende diretamente de

sua frequência. A equação que relaciona a energia de uma onda eletromagnética

com sua frequência é chamada de relação de Planck ou equação de Planck-

Einstein.

퐸 = ℎ.푓 (3.1)

Onde E é a energia da onda (expressa em Joules), f a frequência (em hertz) e h é a

constante física de proporcionalidade, chamada constante de Planck. O valor

aproximado de h é:

ℎ = 6,636 × 10 [퐽푠]

Outra caracterítica das ondas eletromagnéticas é ter seu comprimento de onda (λ)

inversamente proporcional a frequência:

푐 = 휆. 푓 (3.2)

Sendo c a velocidade da luz no vácuo (aproximadamente 300.000km/s) um valor

constante, tem-se uma proporcionalidade entre as grandezas das características das

ondas (VILLAVA & GAZOLI, 2012).

A quantidade de radiação recebida em uma certa localidade depende de sua

posição geográfica e do horário do dia do ano que esse ponto se encontra. A

variação dos níveis de radiação recebidos existe devido à inclinação do eixo em

torno do qual a Terra gira (movimento de rotação) e seu movimento ao redor do Sol

(movimento de tranlação ou revolução).

A combinação entre esses dois movimentos fazem com que os dias

(períodos de claridade devido a luz do Sol) tenham diferentes durações ao decorrer

do ano e as estações. O começo das estações são marcados pelos solstícios de

inverno e verão e os equinócios de primavera e de outono. Os solstícios de verão de

cada emisfério ocorrem quando a Terra está numa posição tal que o emisfério

receberá a máxima quantidade de luz no ano, e os equinóciios quando os dias de

ambos os emisférios tiverem a mesma duração. No Brasil, tem-se os equinócios de

outono dia 21 de março, equinócio de primavera dia 21 de setembro e os solstícios

22

de inverno dia 21 de junho e o solstício de verão nos dia 21 de dezembro (ANEEL,

2010)

3.1.1 RADIAÇÃO SOLAR

A radiação solar é o conjunto das frequências de ondas eletromagnéticas

emitidas pelo Sol, tanto as ondas visíveis quanto as não visíveis transportam energia

que pode ser captada na forma de calor ou energia elétrica.

Pode-se classificar a radiação solar como difusa e direta, essas duas

radiações compõe a radiação global.

A radiação difusa é composta pelos raios solares que chegam indiretamente

ao plano. É a luz que é refletida, difratada, refletida em poeira e outros objetos até

chegar no plano.

Radiação direta é aquela que vêm do Sol e incide diretamente no plano em

linha reta, com uma inclinação que dependerá do ângulo zenital.

3.1.2 MASSA DE AR

Internacionalmente chamada de AM (Air Mass), é a espessura da camada

de ar que a radiação solar precisa atravessar até que chegue no plano. Quando o

ângulo zenital é 0° a massa de ar tem o seu valor mínimo, que é 1. Quanto maior o

ângulo do Sol em relação ao zênite (linha perpendicular ao solo) maior será a massa

de ar. A fórmula para cálculo da AM é:

퐴푀 = (3.3)

Onde:

AM: Massa de ar.

θz: Ângulo zenital.

23

FIGURA 1: MASSA DE AR.

FONTE: (Green Rhino Energy, s.d)

Para as condições de teste dos paineis fotovoltaicos, os fabricantes utilizam

o AM = 1,5. Esse valor é uma referência mundial e é utilizado em todos os catálogos

de fabricantes de células e módulos.

O ângulo zenital varia durante o ano e conforme a latitude do local.

3.1.3 IRRADIÂNCIA

É uma unidade de potência por área, expressa em W/m² (watt por metro

quadrado) usada para quantificar a radiação solar.

Utiliza-se o valor de 1000 W/m² para especificação de módulos e células

fotovoltaicos, assim como o valor 1,5 para a massa de ar. A irradiância da luz solar

na superfície da terra é tipicamente 1000 W/m², por isso esse valor é escolhido e

amplamente utilizado em catálogos pelos fabricantes.

Para mensurar a energia fornecida pela radiação solar, utiliza-se a grandeza

chamada “insolação”.

3.1.4 INSOLAÇÃO

Insolação é a medida da quantidade de potência ao longo de um certo

intervalo de tempo em uma área determinada. Sua unidade é o Wh/m².

24

É frequente ter informações em Wh/m² em tabelas e mapas que contenham

informações sobre energia solar. Essa unidade é bastante utilizada para se

dimensionar sistemas fotovoltaicos.

3.1.5 ÂNGULO AZIMUTAL

É o ângulo de orientação dos raios solares com relação ao norte geográfico.

Um observador localizado no hemisfério sul irá observar o Sol em diferentes

ângulos ao longo do dia, porém sempre ao norte do ponto que se encontra.

FIGURA 2: ÂNGULO AZIMUTAL.

FONTE: (VILLALVA & GAZOLI, 2012)

Isso determina que os paineis solares ao serem instalados com a face virada

para o norte, sempre estarão recebendo radiação solar. Isso determina que a melhor

forma para se instalar módulos fotovoltaicos é com suas faces apontando para o

norte, ou com ângulo azimutal igual a 0°.

3.1.6 CONDIÇÕES NORMAIS DE TESTE

As Standard Test Conditions, STC, são as condições normais de teste. O

módulo solar é testado em uma câmara climática que simula uma irradiância

de 1000 W/m², uma temperatura de 25°C e uma massa de ar de 1,5.

Os fabricantes de módulos utilizam a STC para dar as informações de seus

módulos solares. Essas condições de teste são padronizadas internacionalmente.

25

Sendo uma condição de teste padrão, pode se comparar os dados de

módulos solares sabendo que eles foram testados nas mesmas condições.

3.2 APROVEITAMENTO DA ENERGIA SOLAR

Quase todo tipo de fonte de energia pode ser considerada como uma forma

indireta de energia solar. A radiação solar é aproveitada de diversas formas pela

natureza. Pelo homem e é utilizada para aquecer fluidos, iluminar ambientes,

processos de secagem e também para transformar em outras formas de energia,

como energia cinética e elétrica.

A utilização da radiação solar para o aquecimento é feito com o uso de

concentradores ou coletores solares. O uso de coletores solares é empregado para

aquecer água para uso doméstico, enquanto os concentradores servem para

quando se precisa de temperaturas mais elevadas como por exemplo gerar vapor ou

secagem de grãos (ANEEL, 2012).

Pode-se gerar energia elétrica a partir da energia solar de forma indireta e

direta. A forma indireta é utilizando a radiação solar para aquecer a água e gerar

vapor, fazendo com que esse vapor, após adquirir a pressão adequada, gire a

turbina de um gerador. A forma direta consiste em transformar a energia solar em

energia elétrica através do efeito fotovoltaico.

3.2.1 EFEITO FOTOVOLTAICO

O efeito fotovoltaico, que é a base dos sistemas de energia solar fotovoltaica

para a produção de eletricidade, consiste na transformação da radiação solar

eletromagnética do Sol em energia elétrica através da criação de uma diferença de

potencial, ou uma tensão elétrica, sobre uma célula formada por um “sanduíche” de

materiais semicondutores. Se a célula for conectada a dois eletrodos, haverá tensão

elétrica sobre eles. Se houver um caminho elétrico entre os dois eletrodos, surgirá

uma corrente elétrica (VILLALVA, M.G & GAZOLI, 2012).

26

FIGURA 3 - EFEITO FOTOVOLTAICO

FONTE: (UFJF, 2011)

3.2.1.1 CÉLULAS FOTOVOLTAICAS

Uma célula fotovoltaica é composta por duas camadas de material

semicondutor P e N, uma grade de coletores metálicos superior e uma base metálica

inferior.

A parte superior da célula receberá a luz, portanto o eletrodo condutor

presente nela deve ser o mais fino possível para não impedir a passagem dessa luz.

Os condutores são construídos na forma de uma fina grade metálica impressa na

célula.

O eletrodo da parte inferior é uma película de alumínio ou de prata.

As placas comerciais contam também com uma camada de material

antirreflexivo para aumentar a absorção de luz.

Os elétrons livres oriundos do efeito fotovoltaico ocorrido nas células

fotovoltaicas são captados pelos eletrodos, de forma que a tensão medida nos

terminais desses eletrodos é de aproximadamente 0,6 V.

A energia gerada por apenas uma célula fotovoltaica é muito baixa, de forma

que é necessário fazer arranjos de células para que se chegue a níveis mais altos

de tensão e se possa utilizar a energia gerada.

O rendimento de uma célula está diretamente ligado a tecnologia de sua

fabricação, que pode variar de acordo com o material utilizado.

27

3.2.1.2 TIPOS DE CÉLULAS FOTOVOLTAICAS

Na TABELA 3 são apresentados os diferentes tipos de células fotovoltaicas

e seus rendimentos.

TABELA 3 - COMPARAÇÃO DA EFICIÊNCIA DAS DIVERSAS TECNOLOGIAS DE CÉLULAS

FOTOVOLTAICAS

FONTE: (VILLALVA, M.G & GAZOLI, 2012)

Silício monocristalino: Obtido através de um processo de formação de cristal

chamado método de Czochralski. O resultado é uma estrutura cristalina única

com ortanização molecular homogênea. Lâminas do material (waffers)

recebem impurezas através de processos químicos (dopagem) para formar as

camadas de silício P e N. Para atingir a pureza necessária precisa-se de

temperaturas de até 1500°C, o que faz o custo de fabricação ficar muito

elevado.

Silício policristalino: Estrutura composta por um aglomerado de pequenos

cristais com tamanhos e orientações diferentes. O processo de obtenção é

mais barato que o do monocristalino por usar temperaturas mais baixas. A

lâmina de silício policristalino possui a aparência de um mozaico devido aos

cristais que a compõe. Também passa pela dopagem para estabelecer as

camadas P e N. O processo de obtenção do material da célula de silício

policristalino exige menores temperaturas, em custo do rendimento. A

redução da temperatura de fabricação faz que o investimento também seja

reduzido e em muitos casos, a redução no custo de fabricação acaba

compensando a redução no rendimento.

Material da célula fotovoltaicaEficiência da célula em

laboratórioEficiência da célula

comercialEficiência dos

módulos comerciaisSilício monocristalino 24,70% 18,00% 14,00%Silício policristalino 19,80% 15,00% 13,00%

Silício amorfo 13% 10,50% 7,50%Silício micromorfo 12% 10,70% 9,10%Célula solar híbrida 20,10% 17,30% 15,20%

CIS, CIGS 18,80% 14% 10%Telureto de cádmio 16,40% 10% 9%

28

Silício amorfo: Utilizado em filmes finos (processo que consiste na deposição

das camadas de materiais dopados em uma base rígida ou flexível), tem

baixo custo de produção e rápida degradação inicial.

Silício micromorfo: Utilizado em filmes finos, deposição de materiais feita em

duas etapas de diferentes faixas de temperaturas (1000°C na primeira etapa

e 500°C na segunda) e com utilização de materiais de baixo custo. As

temperaturas dos processos são semelhantes as de obtenção do silício

policristalino, porém sua eficiência é bastante inferior.

Células híbridas: Resulta da combinação da célula cristalina com uma célula

de filmes finos e uma camada de silício sem impurezas. Apresenta maior

produção de energia em altas temperaturas. Utiliza menos matéria prima e

consome pouca energia para ser produzida.

Telureto de cádmio e CIGS: As mais eficientes dentre as tecnologias de filmes

finos. Os materiais para produção desses tipos de células é raro e isso

encarece muito o custo de fabricação, o que impede sua produção em larga

escala.

3.2.1.3 MÓDULO FOTOVOLTAICO

Os módulos fotovoltaicos são conjuntos de células fotovoltaicas agrupados,

como uma célula sozinha produz pouca eletricidade, são feitos arranjos para

aumentar o nível de tensão fornecido.

Utiliza-se o arranjo de várias células fotovoltaicas em série para aumentar a

tensão nos terminais do módulo. Os módulos solares presentes no mercado

produzem de 50W a 250W e as tensões medidas nos terminais chegam a

aproximadamente 37V e a correntes em torno de 8A.

29

FIGURA 4: COMPONENTES DE UM MÓDULO FOTOVOLTAICO.

FONTE: (BOSCH, s.d.)

As células fotovoltaicas são quebradiças, portanto, é necessário um suporte

que forneça proteção mecânica aos módulos para que não sejam danificados

facilmente.

30

3.2.1.4 CURVAS CARACTERÍSTICAS DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

FIGURA 5: CURVA I-V EM DIFERENTES NÍVEIS DE RADIÂNCIA DO MÓDULO MPRIME M240P.

FONTE: (MARTIFIER, 2012)

Os módulos fotovoltaicos não são fontes convencionais de energia, a tensão

em seus terminais varia de acordo com as condições de geração.

Os níveis de corrente e tensão vão depender do que está conectado nos

terminais do módulo.

A temperatura do módulo também influencia nos níveis de tensão e corrente

de saída.

FIGURA 6: CURVA I-V EM DIFERENTES TEMPERATURAS DO MÓDULO MPRIME M240P.

FONTE: (MARTIFIER, 2012)

31

3.2.1.5 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS

Seguem algumas características relevantes dos módulos fotovoltaicos:

tensão de circuito aberto (Voc): Tensão medida nos terminais do módulo sem

que estejam conectados a nenhuma carga e na STC. Essa informação é

importante para que se respeite os parâmetros de tensão máxima da entrada

dos inversores.

corrente de curto-circuito (Isc): Corrente que o módulo consegue fornecer

quando seus terminais estão curto-circuitados e recebendo 1000W/m². É a

corrente máxima que o módulo vai fornecer. Também é importante para que

seja respeitada a condição de máxima corrente de entrada no inversor.

tensão de máxima potência (Vmpp): Tensão na qual o módulo fornece a

máxima potência nas condições padronizadas de teste. Na FIGURA 4 esses

pontos estão no “joelho” da curva, onde o produto da tensão e corrente são

máximos.

corrente de máxima potência (Impp): Analogamente a Vmpp, é a corrente na

qual o módulo fornecerá a máxima potência.

potência de pico: É a potência nominal do módulo. O máximo valor de

potência elétrica que o módulo poderá fornecer trabalhando na STC.

eficiência do módulo: A eficiência do módulo é medida na STC e é a relação

entre a potência elétrica gerada pelo módulo e a potência recebida. Para

calcular esse rendimento usa-se:

휂 =×

(3.4)

Onde:

Ƞ [%]: Eficiência do módulo;

Pmax [W]: Potência nominal do módulo fotovoltaico;

Ap [m²]: Área do módulo fotovoltaico;

1000 [W/m²]: Radiação da STC.

32

3.2.1.6 ARRANJOS DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Os módulos fotovoltaicos podem ser conectados de forma a produzir níveis

de tensão e de corrente adequados à conexão no inversor. A potência do sistema

será determinada pelo número de painéis, mas a tensão e a corrente fornecidas

dependerá da configuração de ligação entre os módulos.

Utiliza-se a ligação de módulos em série para somar os níveis de tensão

fornecidos pelo sistema. Um arranjo com N módulos em série fornecerá uma tensão

de N x Voc para o sistema, mas a corrente continuará sendo da Isc de um módulo.

A ligação em paralelo é utilizada para se somar as correntes dos módulos,

isso é feito para que se consiga manter os níveis de tensão e aumentar a potência

do arranjo. Um arranjo com N módulos em paralelo fornecerá a tensão de Voc de

um módulo, porém a corrente fornecida será de N x Isc.

FIGURA 7: ARRANJO DE MÓDULOS EM SÉRIE E PARALELO.

FONTE: (VILLALVA & GAZOLI, 2012)

33

A combinação dessas duas possibilidades de arranjos pode ser utilizado

para se adequar os níveis de tensão e corrente na entrada do inversor, deve-se

manter os parâmetros de entrada dentro dos especificados pelo fabricante afim de

utilizar o equipamento de forma segura.

Alguns inversores possuem a tecnologia Maximum Power Point Tracking

(MPPT). Essa tecnologia visa gerar a maior potência possível para diferentes níveis

de radiação. Esses inversores determinam uma faixa de tensão na entrada para que

possam operar na MPP.

3.2.1.7 MPPT

O MPPT é um recurso que alguns inversores possuem que faz com que o

módulo fotovoltaico opere gerando sua máxima potência para a situação que se

encontrar, independente da tensão que está sendo gerada em seus terminais.

34

4 MATERIAIS E METODOLOGIA

Para realização dos estudos propostos foram utilizadas as seguintes

ferramentas computacionais:

Microsoft Excel®: Ferramenta para elaboração de planilhas e gerar gráficos

para visualização.

AutoCAD®: Software para elaboração de desenhos técnicos.

Radiasol®: Programa com base de dados de insolação de estações

meteorológicas.

Para a instalação de uma geração solar fotovoltaica conectada à rede são

necessárias umas série de informações sobre o local a ser implantado.

O posicionamento geográfico do local a ser instalado sua planta de geração

é bastante importante para se ter uma estimativa do ângulo ótimo de instalação de

seus painéis solares, assim como os valores de radiação solar recebida para se

analisar a viabilidade do investimento e o tempo de retorno do capital investido.

É importante também se saber as normas vigentes para se executar a

conexão do seu sistema na rede de distribuição. Como dito anteriormente, são

essas normas que definem parâmetros como potência máxima permitida,

características de frequência, níveis de tensão e outros parâmetros relacionados a

qualidade de energia do sistema de distribuição, segurança humana e de

equipamentos.

As tarifas de energia, impostos cobrados da geração e incentivos fiscais

para a geração de energia também são fatores fundamentais a serem considerados

em uma análise de viabilidade. Tais valores podem ser fatores cruciais no momento

da tomada de decisão para instalação uma microgeração desse tipo.

4.1 LOCAL DE INSTALAÇÃO

Para o estudo de caso, é considerado que o local de implantação da

microgeração distribuída será o novo prédio do departamento de Engenharia Elétrica

da Universidade Federal do Paraná.

O endereço do Campus em que o prédio está é: Rua Coronel Francisco

Heráclito dos Santos, 210, Jardim das Américas, Curitiba – PR.

35

FIGURA 8: POSIÇÃO GEOGRÁFICA DO LOCAL DE IMPLANTAÇÃO.

FONTE: (GOOGLE EARTH, 2013)

A partir dessa informação, pode-se, através do software Google Earth,

encontrar as coordenadas geográficas aproximadas do ponto no qual se deseja

instalar os painéis solares. As coordenadas serão utilizadas em programas que tem

como base de dados as medições de radiação feitas em estações meteorológicas.

Posicionando o marcador no local desejado, tem-se que a posição

geográfica aproximada é 25°27’05”S 49°14’02”O.

Outro parâmetro que pode ser decidido a partir das coordenadas geográficas

é a inclinação ótima em relação ao solo para a instalação dos painéis solares.

Uma regra adotada por muitos fabricantes de painéis solares é a

apresentada na Tabela 4 (VILLALVA & GAZOLI, 2012).

36

TABELA 4 - ÂNGULO DE INCLINAÇÃO RECOMENDADO PARA INSTALAÇÃO DE PAINEIS DE

ACORDO COM A LATITUDE DO LOCAL.

Fonte: (VILLALVA, M.G & GAZOLI, 2012)

Estando o ponto de instalação numa latitude de 25° S, a inclinação ideal

para se ter uma melhor geração média ao longo do ano é de 30° em relação ao solo.

Lembrando que não são recomendados ângulos de instalação menores do

que 10° para evitar o acumulo de poeira sobre os painéis solares (VILLALVA E

GAZOLI, 2012).

Também usando uma das ferramentas do Google Earth pode-se ter a

informação da orientação da estrutura em relação ao norte magnético do planeta

terra, informação importante, sabendo que quando apontados para o norte, os

painéis solares apresentam melhores níveis de geração.

4.2 POTÊNCIA MÁXIMA DE GERAÇÃO

A potência instalada também é um fator importante a ser considerado, pois

segundo o §1º do Capítulo II da REN 482/2012:

“A potência instalada da microgeração ou minigeração distribuída participante do sistema de compensação de energia elétrica fica limitada à carga instalada, no caso de unidade consumidora do grupo B, ou à demanda contratada, no caso de unidade consumidora do grupo A.”

Tendo acesso ao quadro geral de distribuição do bloco de elétrica, pode-se

observar que a entrada de energia do bloco é por meio de um disjuntor trifásico de

160A, sabendo que a tensão de alimentação é trifásica 220/127[V], temos que:

푃표푡ê푛푐푖푎푖푛푠푡푎푙푎푑푎 = 퐶표푟푟푒푛푡푒푥푇푒푛푠ã표퐹푎푠푒퐹푎푠푒푥√3 (4.1)

푃표푡ê푛푐푖푎푖푛푠푡푎푙푎푑푎 = 160푥220푥√3

푃표푡ê푛푐푖푎푖푛푠푡푎푙푎푑푎 = 60.968,184[푊]

Latitude geográfica do local Ângulo de inclinação recomendado0° a 10° α = 10°11° a 20° α = latitude21° a 30° α = latitude + 5°31° a 40° α = latitude + 10°41° ou mais α = latitude +15°

37

A partir daí obtem-se a potência máxima de geração que pode ser instalada.

Como esse valor é menor que 75kW, a geração se classificará como uma

microgeração segundo a ANEEL e pode ter sua conexão feita na rede de baixa

tensão.

4.3 ÁREA DISPONÍVEL

Como o alvo desta análise de caso é o novo prédio do curso de Engenharia

Elétrica da UFPR, deve-se ter as informações relevantes sobre a edificação para

que possam ser feitas as considerações relevantes para a análise.

O projeto do edifício apresenta uma superfície de 46,35m por 11,55m,

resultando em 535,35m².

Uma possibilidade de instalação é utilizar os painéis no ângulo ótimo de

instalação em relação ao solo para se ter a maior média anual, mas essa situação

precisaria da instalação de estruturas metálicas para que essa inclinação seja

implementada. A instalação dessas estruturas otimizaria o processo de geração,

porém seu custo é bastante elevado e deve ser analisado. Para a situação atual,

será considerada, primeiramente, a instalação dos paineis diretamente no telhado, o

que nos resultará num custo mínimo de instalação. Para isso, precisa-se consultar

os projetos da edificação para que se tenha informações sobre inclinação do telhado

e orientação em relação ao norte geográfico.

Utilizando-se a ferramenta do Google Earth comentada anteriormente, pode-

se tirar a orientação da edificação em relação ao norte.

38

FIGURA 9: CALCULANDO ORIENTAÇÃO DO NOVO PRÉDIO DA ENGENHARIA ELÉTRICA UFPR.

FONTE: Google Earth

Essa situação nos dá um ângulo azimutal de 22°(sentido antihorário) em

relação ao norte para uma das faces do telhado o que resulta que esta face aponta

ligeiramente para nordeste. E a outra face com a mesma inclinação em relação ao

plano horizontal, porém com ângulo azimutal de 202°, o que resulta nessa face

apontar para o Sudoeste.

Analisando o projeto do prédio novo, a vista lateral nos dá a inclinação do

telhado (I=18%) que resulta num ângulo de 11° em relação ao plano horizontal, que

será o mesmo ângulo que serão instalados os painéis.

39

FIGURA 10: DETALHE DA INCLINAÇÃO DO TELHADO EM RELAÇÃO AO PLANO HORIZONTAL.

FONTE: AUTOR.

4.4 ESCOLHA DOS PAINÉIS SOLARES

Os módulos fotovoltaicos devem ser escolhidos de acordo com sua

qualidade e disponibilidade no mercado.

Para garantir a qualidade, será escolhido um modelo que é testado e

classificado de acordo com o Instituto Nacional de Metrologia.

O INMETRO possui classificações que vão de A a E para módulos solares.

As categorias para avaliação são: Silício Cristalino (mono ou multi) e filmes finos.

FIGURA 11: CLASSIFICAÇÃO DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS.

FONTE: (INMETRO, 2012)

O modelo escolhido foi o da fabricante MARTIFER marca Mprime, modelo

M240P devido à disponibilidade de mercado e o preço competitivo em relação a

outros de mesma potência e valores de eficiência.

40

FIGURA 12: ESPECIFICAÇÕES ELÉTRICAS MÓDULO M240P.

Fonte: (MARTIFIER, 2012)

Esse módulo tem a potência nominal de 240 W e uma eficiência energética

de 14,9% calculados na STC, o que o coloca na classe A de painéis.

4.5 ESCOLHA DE INVERSOR

O inversor é uma peça fundamental dos sistemas com geração fotovoltaica

conectados à rede, pois são eles que transformam a energia elétrica de corrente

contínua para corrente alternada.

As especificações dos inversores para instalação conectada à rede da

COPEL são dadas pela NTC 905100. Como já visto que nosso sistema será uma

microgeração com conexão trifásica em baixa tensão e frequência 60Hz, são essas

as características mínimas que o inversor deve ter.

Além dessas premissas, o inversor para o tipo de conexão que está a ser

instalada precisa atender os requisitos estabelecidos na ABNT IEC 62116 -

Procedimento de ensaio de anti-ilhamento para inversores de sistemas fotovoltaicos

conectados à rede elétrica, que também é citada na NTC 905100 no item 4.1.4:

Quanto à qualidade de energia a ser entregue à rede, os requisitos a serem

atendidos estão especificados no item 5.5 da NTC 905100:

“5.5 REQUISITOS DE QUALIDADE DE ENERGIA 5.5.1 NÍVEL DE TENSÃO EFICAZ EM REGIME PERMANENTE

41

A entrada em operação de acessantes de geração não deve acarretar a mudança da tensão no ponto de adequada para precária ou crítica, cujos valores são ilustrados na Tabela 5.1 (TABELA 5):

Tabela 5- NÍVEIS DE TENSÃO EFICAZ EM REGIME PERMANENTE.

Tensão de Alimentação (TA)

Faixa de Variação da Tensão de Leitura em Relação à Tensão Nominal (Volts)

Adequada (201≤TL≤+F231)/(116≤TL≤133)

Precária (189≤TL<201 ou 231<TL≤233)

/(109≤TL<116) ou (133<TL≤140)

Crítica (TL<189 ou TL>233)/(TL<109 ou TL>140) FONTE: COPEL (2012).

Estes valores devem constar no acordo operativo, sob a condição de desconexão, caso esteja comprovada a violação. 5.5.2 DESEQUILÍBRIO DE TENSÃO Os acessantes de geração devem se manter balanceados de forma que o desequilíbrio da tensão decorrente da operação de seus equipamentos, bem como de outros efeitos dentro de suas instalações não provoque no respectivo ponto de conexão a superação do limite individual de 1,5% de desequilíbrio de tensão. 5.5.3 DISTORÇÃO HARMÔNICA TOTAL Os acessantes de geração não devem gerar componentes de tensão harmônica cujas componentes harmônicas de correntes drenadas pelos geradores ultrapassem os limites individuais de contribuição para elevação da distorção de tensão harmônica total – DTHT, conforme Tabela 5.2 (TABELA 6):

TABELA 6 - DISTORÇÃO HARMÔNICA TOTAL

ÍMPARES PARES

ORDEM VALOR

(%) ORDEM VALOR

(%) 3 a 25 1,5

todos 0,6 ≥27 1,7

DTHT = 3% FONTE: COPEL (2012).

Os limites expressos são relativos à tensão fundamental. 5.5.4 FLUTUAÇÃO DE TENSÃO Os acessantes de geração devem adotar medidas necessárias para que a flutuação de tensão decorrente da operação de seus equipamentos, bem como outros efeitos dentro de suas instalações, não provoque no respectivo ponto de conexão a superação dos limites individuais de PST(Probability Short Time) e PLT (Probability Long Time) apresentados na Tabela 5.3 (TABELA 7):”

TABELA 7 - FLUTUAÇÃO DE TENSÃO

PstD95% PltS95%

0,8 pu 0,6 pu FONTE: COPEL (2012)

42

Essas são as características necessárias para conexão de uma geração no

sistema da COPEL. O inversor deve atender à essas especificações.

A potência do inversor deve ser dimensionada de acordo com a potência

instalada de paineis do sistema. Esse dimensionamento será feito posteriormente.

O dimensionamento e escolha do inversor a ser utilizado neste trabalho será descrito no capítulo 5 a seguir.

4.6 FLUXOGRAMA DE ETAPAS DO PROJETO

Na intenção de ilustrar e relacionar dependências entre as etapas, foi

elaborado o fluxograma da FIGURA 13.

FIGURA 13: FLUXOGRAMA PARA INSTALAÇÃO DE UMA MICROGERAÇÃO SOLAR.

43

Fonte: Autor.

Deve-se primeiramente escolher o local a ser instalado a sua geração e em

seguida avaliar qual será o seu fator limitador de potência de geração a ser

instalado. No estudo de caso abordado, a limitação é a área disponível, mas a

potência instalada deve ser levada em conta também, como dito na seção 4.2.

Algumas etapas podem ser feitas em paralelo, pois não dependem

diretamente das outras, como a escolha dos módulos e a definição do ângulo de

instalação. Qualquer módulo que venha a ser instalado será no ângulo ótimo para a

geração ou no ângulo disponível para que seja evitado ou minimizado o uso de

estruturas metálicas. Porém, para se fazer a estimativa de geração é preciso ter

definido o módulo, o inversor e ter os dados de insolação para poder fazer as

simulações da estimativa de geração.

A análise financeira é o último passo do projeto e define sua viabilidade

econômica. Nessa etapa se tem como dados de entrada a economia que será obtida

devido a presença de uma geração e o custo de instalação. Dessa etapa sairá o

Valor Presente Líquido do projeto, que irá dizer se o projeto dará lucro ou prejuízo

ao fim do tempo de vida útil.

44

5 PROJETO ELETRICO-DIMENSIONAMENTO TÉCNICO

5.1 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Para iniciar o dimensionamento do sistema fotovoltaico, devemos começar

pela quantidade de painéis que podem ser instalados. Existem dois fatores de

limitação da potência que a central microgeradora pode ter: área disponível e

potência instalada.

No caso a ser analisado neste trabalho de conclusão de curso, objetivou-se

projetar a geração sobre o telhado do prédio novo de Engenharia Elétrica da UFPR

então começaremos a analisar a área disponível.

Os módulos utilizados serão os Mprime M240P, que possuem um

rendimento de 14,9% cujas dimensões são mostradas na FIGURA 14.

FIGURA 14: DIMENSÕES DO MÓDULO M240P DA MPRIME.

Fonte: Mprime. 2012.

45

Serão utilizadas as medidas externas de cada módulo escolhido para

calcular a quantidade máxima de painéis que podem ser posicionados no telhado

considerado.

Após algumas tentativas, chega-se à conclusão de que a configuração que

permite a instalação de mais painéis é a mostrada na FIGURA 15, que resultaria em

seis fileiras de 26 painéis, nos dando um total de 156 módulos.

Para essa configuração foram feitas algumas considerações: afastamento

das muretas para evitar o sombreamento, estética, pequeno afastamento entre

painéis para fixação do trilho de montagem.

FIGURA 15: PAINEIS POSICIONADOS OTIMAMENTE NO TELHADO DO NOVO BLOCO DE

ENGENHARIA ELÉTRICA UFPR.

Fonte: Autor.

Para cálculo da potência de pico que pode ser instalado, multiplica-se a

quantidade de módulos pela potência nominal dos mesmos.

푃푝 = 푛 × 푃푛표푚푖푛푎푙[푊] (5.1)

푃푝 = 37440[푊]

Onde:

Pp = Potência de Pico da geração em [W];

n = Número de módulos;

Pnominal = Potência nominal de cada módulo na STC em [W];

Nota-se que a potência de geração instalável é de 37.440 Watts, sendo

menor que os 60.968 Watts calculados para potência que poderia ser instalado no

predio calculado no capitulo anterior seguindo as diretrizes da REN 482/2012.

Tendo a potência, pode-se dimensionar o inversor que irá atender o sistema.

46

5.2 INVERSORES

A potência dos módulos deve ser levemente maior do que a potência do

inversor (VILLALVA & GAZOLI, 2012) neste caso, consideraremos que a potência

de geração dos painéis é 110% a potência do inversor, pois a potência nominal dos

módulos é medida na STC, com o módulo recebendo uma radiação de 1000W/m².

Normalmente os níveis de radiação são menores, fazendo com que esse

dimensionamento seja seguro. Sendo a potência instalada de módulos de 37440W,

tem-se que:

푃푚ó푑푢푙표푠 = 1,1 × 푃푖푛푣푒푟푠표푟 (5.2)

푃푖푛푣푒푟푠표푟 = 34.036[푊]

Não é necessário a utilização de apenas um inversor que forneça toda a

potência, pode-se dividir os módulos solares em inversores que atendam a potência

de geração dos painéis de acordo com a necessidade.

Foram escolhidos os inversores da fabricante WEG do modelo SIW 700,

devido a que estes já atendem as exigências feitas pelas normas da PRODIST e da

COPEL em todos os aspectos.

Entre as potências nominais desses inversores, não há um valor que atenda

perfeitamente a situação que está sendo projetada (34 kW). Para atender a geração,

serão utilizados dois inversores de 8kW (SIW700 T008) e outros dois inversores de

10kW (SIW700 T010), totalizando 36kW de potência nominal do conjunto de

inversores. A FIGURA 16 apresenta as especificações técnicas destes inversores.

47

FIGURA 16: FOLHA DE DADOS DO MODELO DE INVERSOR SIW700.

Fonte: WEG.

Esse modelo é disponível em duas versões, as sem transformador que

fornecem 220/127V na saída e a com transformador para sistemas 380/220V. Como

o sistema da COPEL é trifásico 220/127V, será utilizado a versão sem

transformador. O modelo escolhido também conta com a função MPPT e sua

eficiência chega aos 99,8%.

Ligar um conjunto fotovoltaico que tem potência de pico maior do que a

suportada pelo inversor não vai danificar o equipamento, apenas vai impedir o

aproveitamento da potência máxima do conjunto fotovoltaico, quando ele estiver

operando em sua capacidade nominal, o que raramente acontece (VILLALVA &

GAZOLI, 2012).

A critério de organizar a geração, serão utilizados um inversor de 8kW e um

de 10kW na face do telhado virada para o norte e a mesma configuração para a face

virada para o sul. A instalação ficará dividida em duas partes iguais.

Outro fator que foi considerado para adotar essa configuração foi a

quantidade diferente de radiação que os módulos das faces norte e sul receberão.

Os inversores possuem especificações para valores adequados de corrente

e tensão de conexão da geração em corrente contínua. Para esses valores, precisa-

se fazer arranjos de painéis de acordo com suas propriedades elétricas.

48

Para os inversores de 8kW, a corrente máxima de entrada é de 20A. Para os

inversores de 10kW a corrente máxima é 25A. Para ambos os tipos de inversores, a

tensão máxima de entrada é de 800V, mas é recomendado ficar na faixa entre 360V

e 700V para que possa operar na zona de MPPT.

Deve ser levado em consideração a Voc e a Icc dos módulos solares

escolhidos, os quais podem ser encontrados na FIGURA 12.

Deve-se levar em conta a temperatura de operação dos módulos

fotovoltaicos, para isso deve-se conhecer a faixa de temperatura ambiente do local

de instalação dos módulos, pois variações de temperaturas causam variações nos

parâmetros de saída dos módulos fotovoltaicos.

Para o dimensionamento correto dos parâmetros de entrada dos inversores,

serão utilizados os coeficientes de variação de tensão e corrente dos módulos em

função da temperatura.

Figura 17: HISTÓRICO DE TEMPERATURAS REGISTRADAS EM CURITIBA

Fonte: Simepar (2008)

Segundo a folha de dados da FIGURA 12 do módulo solar escolhido, o

coeficiente de variação de tensão é β(Voc) = -0,313%/°C e o de corrente é α(Isc) =

+0,059%/°C.

O sinal negativo significa que para cada grau acima de 25°C haverá uma

queda na grandeza e para cada grau abaixo dos 25° haverá um aumento.

Tendo uma temperatura mínima registrada de -6°C (31°C abaixo da

temperatura de teste), tem-se que a tensão aumentará 9,7% em relação a Voc

nominal. Tendo que a temperatura máxima registrada é de 35°C (10° acima da

temperatura de teste), tem-se que a corrente aumentará 0,59% em relação a Isc

nominal (VILLALVA & GAZOLI, 2012).

Para os inversores de 8kW, na intenção de alcançarmos os níveis de

entrada adequados, serão utilizados duas strings de 17 módulos fotovoltaicos, isso

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

registrada (°C) 34,2 33 33,5 30,8 28,9 31,6 27,5 32 33,5 35 33,9 33,3 35

Temperatura máxima média (°C) 25,9 26,2 25 22,6 20,5 19,3 19,1 20,2 20,3 22 23,8 25,4 22,8

Temperatura mínima média (°C) 16,2 16,7 15,7 13,3 10,6 8,7 8,4 8,9 9,9 12,3 13,8 15,4 12,5

Temperatura mínima registrada (°C) 7,2 9 4,6 -1,4 -2,2 -4 -6 3,7 -1,5 1,3 3 11,8 -6

49

é, em cada inversor, serão ligados em paralelo duas fileiras de 17 módulos ligados

em série como mostrado na FIGURA 18.

FIGURA 18: ARRANJO DE STRINGS PARA OS INVERSORES DE 8KW.

Fonte: Autor.

Cálculos dos parâmetros do inversor são apresentados a seguir:

푉표푐푚푎푥 = 푉표푐 × 푁푠푒푟푖푒 × (1 + 0,097)

푉표푐푚푎푥 = 37,23 × 17 × (1,097)

푉표푐max = 694,30[푉]

퐼푐푐 max = 퐼푐푐 × 푁푠푡푟푖푛푔푠 × (1 + 0,0059)

퐼푐푐푚푎푥 = 8,47 × 2 × (1,0059)

퐼푐푐푚푎푥 = 17,04[퐴]

O arranjo escolhido está dentro das faixas de tensão e corrente exigidas e

admitidas pelo inversor de 8kW escolhido.

Para os inversores de 10kW, serão utilizados dois arranjos de módulos

diferentes ligados em diferentes entradas do inversor. Um dos arranjos terá dois

strings de 15 painéis e o outro terá 14 painéis ligados em série.

50

FIGURA 19: ARRANJO DE STRINGS PARA OS INVERSORES DE 10 KW.

Fonte: Autor.

푉표푐max = 푉표푐 × 푁푠푒푟푖푒 × (1 + 0,097)

푉표푐푚푎푥 = 37,23 × 15 × (1,097)

푉표푐푚푎푥 = 612,62[푉]

퐼푐푐 max = 퐼푐푐 × 푁푠푡푟푖푛푔푠 × (1 + 0,0059)

퐼푐푐 = 8,47 × 2 × (1,0059)

퐼푐푐 = 17,04[퐴]

O outro arranjo para ligação no inversor de 10kW serão 14 painéis ligados

em série.

푉표푐max = 푉표푐 × 푁푠푒푟푖푒 × (1 + 0,097)

푉표푐푚푎푥 = 37,23 × 14 × (1,097)

푉표푐푚푎푥 = 571,78[푉]

퐼푐푐 = 8,47 × 1,0059

퐼푐푐 = 8,52[퐴]

Com isso, tem-se os valores de corrente e tensão da parte do circuito que

circula em corrente contínua.

Tendo os valores da corrente contínua, podemos dimensionar

alimentadores, caixa de strings e o quadro de proteção de corrente contínua.

51

Nota-se que a quantidade total de painéis que serão efetivamente instalados são

2x(2x17+2x(14+2x15))=156 painéis (37.440 Wp).

5.3 CAIXA DE STRINGS

Esse elemento da instalação de uma geração solar se vê necessário quando

existem arranjos em série (strings) ligados em paralelo para que se alcance o nível

de corrente desejado.

Uma caixa de strings deve conter dois barramentos, um positivo e um

negativo para ligar os terminais dos strings dimensionados. Esses barramentos são

conectados nas entradas de um dos inversores.

Será necessário o uso de uma dessas caixas para cada um dos inversores

de 10kW do sistema.

Os barramentos da caixa de strings deverá suportar a Icc do arranjo

conectado à ela, que é 16,94A.

A norma IEC 60364 exige fusíveis para cada condutor ativo do string

(positivo e negativo), mas dispensa o uso quando a capacidade de condução dos

cabos utilizados é maior que a corrente de curto circuito do string. Como o sistema

conta com níveis baixos de condução de corrente contínua, adequar os cabos para

essa situação é algo simples de se fazer e que evitará a instalação de mais um

componente no quadro (VILLALVA & GAZOLI, 2012).

5.4 QUADRO DE PROTEÇÃO DE CORRENTE CONTÍNUA

O quadro de proteção de corrente contínua deve conter dispositivos de

desconexão que permitam o desligamento do sistema de geração para manutenção

ou em caso de emergência. O quadro deve conter também dispositivos protetores

de surto para proteger cabos e equipamentos contra sobretensões ocasionadas por

descargas atmosféricas.

Para o sistema projetado, serão necessários dispositivos protetores de surto,

DPS para tensões superiores a 521,22V no circuito dos inversores de 8kW e

superiores a 558,45V no circuito dos inversores de 10kW.

A chave de desconexão de corrente contínua deve ser bipolar e suportar os

mesmos níveis de tensão que os DPS. 521,22V e 558,45V para os inversores de

52

8kW e 10kW, respectivamente. Neste caso, serão utilizados disjuntores para

corrente contínua projetados para 880Vcc de 10A e 20A.

5.5 QUADRO DE PROTEÇÃO DA CORRENTE ALTERNADA

Esse é o quadro que recebe as saídas dos inversores já nos níveis de

tensão e frequência da rede elétrica que o sistema será conectado. Também é

nesse quadro que devem ser instalados os relés exigidos pela concessionária.

Os códigos para os relés com as funções exigidas na microgeração são:

81-O/U: Relé de sobre e subfrequência

25: Verificação de sincronismo

27: Subtensão

59: Sobretensão

81-df/dt: Relé Anti-ilhamento

78: Relé Anti-ilhamento

Na situação que está a ser analisada, o quadro recebe dos inversores uma

tensão trifásica 220/127V a 60Hz, que é a tensão da rede de distribuição de baixa

tensão da COPEL.

Todos os inversores utilizados possuem saídas trifásicas com as

características de tensão da rede em questão e atendendo aos requisitos de

qualidade de energia, proteções e possuir a proteção de Anti-ilhamento.

A proteção anti-ilhamento serve para que o sistema cesse o fornecimento de

energia para a rede elétrica em caso de falha e só volte a ser conectado após um

intervalo mínimo de 2 minutos. Essa medida evita acidentes, pois se a rede elétrica

de uma determinada região for desligada pela concessionária, será certo de que não

haverão unidades geradoras injetando energia na rede e a rede estará segura para

que sejam feitos trabalhos ou manutenções.

Para cada inversor a ser ligado no barramento desse quadro, deve haver um

disjuntor que atenda o nível de tensão e dimensionado corretamente para a corrente

que deverá suportar.

No caso dos inversores de 8kW:

푃푡푟푖 = 푉푓푛 × 퐼 × 3 (5.3)

퐼 =푃푡푟푖

푉푓푛 × 3

53

퐼 =8000

127 × 3

퐼 = 21[퐴]

Onde:

Ptri: Potência do inversor;

Vfn: Tensão entre fase e neutro da saída do inversor;

I: Corrente entregue ao sistema por cada fase do inversor.

Tem-se que cada inversor de 8kW entregará uma corrente de 21A por fase.

Sendo assim, um disjuntor trifásico de capacidade 25A (valor comercial) será

adequado para fazer a proteção de equipamentos e condutores.

Para os inversores de 10kW:

퐼 =10000

127 × 3

퐼 = 26,24[퐴]

Tem-se que cada inversor de 10kW entregará uma corrente de 26,24A por

fase. O disjuntor adequado para a proteção dessa parte do sistema seria um trifásico

de capacidade 32A (valor comercial).

A soma dos valores de corrente de todos os inversores será utilizada para

dimensionar o disjuntor geral do Quadro de Proteção de Corrente Alternada.

퐼푡표푡푎푙 = 퐼푖푛푣1.1 + 퐼푖푛푣1.2 + 퐼푖푛푣2.1 + 퐼푖푛푣2.2

퐼푡표푡푎푙 = 21 + 26,24 + 21 + 26,24

퐼푡표푡푎푙 = 94,48[퐴]

Onde:

Itotal [A]: Corrente máxima por fase no barramento do Quadro de Proteção de

Corrente Alternada;

Iinv1.1 [A]: Corrente do inversor 8kW ligado aos módulos da face Norte do telhado;

Iinv1.2 [A]: Corrente do inversor 10kW ligado aos módulos da face Norte do telhado;

Iinv2.1 [A]: Corrente do inversor 8kW ligado aos módulos da face Sul do telhado;

Iinv2,2 [A]: Corrente do inversor 10kW ligado aos módulos da face Sul do telhado.

A corrente resultante da soma das potências máximas dos inversores é de

94,48A. Essa corrente será gerada somente quando os módulos solares estiverem

fornecendo a potência próxima da nominal (consideração feita para

54

dimensionamento dos inversores). Para o quadro de proteção de corrente alternada

um disjuntor trifásico de 100A é adequado.

55

5.6 CONDUTORES

A corrente de operação dos circuitos já foi calculada e os condutores devem

possuir capacidade de condução de corrente superior à corrente nominal dos

disjuntores, dessa forma os condutores estarão protegidos.

Os condutores utilizados serão de cobre e dimensionados de acordo com a

tabela 36 da NBR 5410, que define a capacidade de condução para esse tipo de

condutor com isolação em PVC a temperatura de 70°C e servem para corrente

contínua e corrente alternada.

Toda a instalação deve compartilhar do mesmo potencial de terra, tanto

inversores quanto módulos fotovoltaicos. Os módulos possuem pontos para que seja

feita a ligação do condutor de terra na sua estrutura metálica não energizada.

5.6.1 DIMENSIONAMENTO ECONÔMICO E AMBIENTAL DE CONDUTORES

ELÉTRICOS

A NBR 15920 visa a otimização econômica das seções dos condutores, ou

seja, minimização das perdas energéticas através da diminuição do efeito joule nas

instalações. Ao longo do ciclo de vida dos fios e cabos elétricos, as mais

significativas emissões de 퐶푂 (gás do efeito estufa) são produzidas quando os

condutores transportam a energia elétrica, sendo relativamente pequenas na fase de

fabricação e descarte desses produtos. Essas emissões de 퐶푂 são resultantes da

geração extra de energia necessária para compensar as perdas joule na condução

da corrente elétrica pelo circuito. Disso, conclui-se que haverá um ganho ambiental

sempre que, num período considerado, as emissões de 퐶푂 evitadas durante a

operação do cabo forem menores do que as emissões de 퐶푂 resultantes da sua

fabricação (MORENO, 2012)

Para diminuir a geração de 퐶푂 anual, utilizam-se condutores de seção maior

do que a mínima, presente na tabela 36 da NBR 5410.

Como as faixas de corrente que estão sendo utilizadas são relativamente

baixas em relação a instalações nas quais a aplicação necessitaria de uma análise

mais a fundo, será utilizada uma prática comum que é o leve sobredimensionamento

dos condutores de acordo com a NBR 5410. Os resultados estão expressos no

projeto apresentado em APÊNDICE.

56

6 ANÁLISE DE RESULTADOS

6.1 GERAÇÃO

Deve-se ter informações sobre os níveis de radiação do local escolhido para

que se possa estimar a geração de energia ao longo do ano. Para isso, pode-se

usar softwares que possuem base de dados retiradas de estações meteorológicas.

TABELA 8 - MÉDIAS DE INSOLAÇÃO DE DIFERENTES FONTES DE DADOS.

Fonte: Autor.

Para a análise da energia gerada na instalação, são encontradas duas

situações de posicionamento de painéis usando o software Radiasol obtem-se as

respectivas insolações:

-paineis com 11° de inclinação em relação ao plano horizontal e ângulo azimutal de

22° em relação ao norte (TABELA 9);

- paineis com 11° de inclinação em relação ao plano horizontal e ângulo azimutal de

202° em relação ao norte (TABELA 10).

Essa configuração resulta em dois níveis de geração um pouco diferentes,

pois a quantidade de radiação recebida pela face sul será menor do que a radiação

recebida pela face norte.

Utilizando o software Radiasol, consegue-se simular as duas situações e

saber a radiação média por hora de cada mês do ano, podendo-se assim, estimar

como se comportará a geração solar em cada hora do dia ao longo do ano.

EPE SUNDATA RADIASOL NREL NASA INPE MÉDIA4,167 3,720 3,704 4,200 4,300 4,600 4,115

RADIAÇÃO MÉDIA DIARIA EM CURITIBA (PLANO HORIZONTAL) [kW/m²/dia]

57

TABELA 9 - MÉDIA HORÁRIA MENSAL DE INSOLAÇÃO NA FACE NORTE DO TELHADO.

Fonte:Elaborado pelo Autor usando Radiasol.

TABELA 10 - MÉDIA HORÁRIA MENSAL DE INSOLAÇÃO NA FACE SUL DO TELHADO.

Fonte: Elaborado pelo Autor usando Radiasol

MÉDIA HORÁRIA POR MÊS DE INSOLAÇÃO (Wh/m²) [INCLINAÇÃO 11° e Azimute 22°](FACE NORTE DO TELHADO)hora JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ01:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 002:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 003:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 004:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 005:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 006:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8 2407:00 16 83 48 17 0 0 0 4 38 75 115 13008:00 115 196 150 115 78 68 98 119 152 196 249 26209:00 237 321 266 231 184 179 244 258 287 333 395 40310:00 368 433 375 346 293 297 398 399 415 457 520 52211:00 482 511 454 433 380 392 516 504 507 541 603 60112:00 559 550 493 476 425 442 573 555 551 582 644 64213:00 598 548 492 473 422 438 566 550 548 579 640 63914:00 552 505 449 426 373 382 495 490 498 533 593 59315:00 472 424 368 337 284 285 372 380 402 444 505 50916:00 357 312 259 223 178 171 224 243 275 321 379 38817:00 229 190 146 111 76 64 87 111 145 188 237 25118:00 111 80 46 16 0 0 0 4 35 71 109 12519:00 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8 2320:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 021:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 022:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 023:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 000:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SOMA 4112,00 4153,00 3546,00 3204,00 2693,00 2718,00 3573,00 3617,00 3853,00 4320,00 5005,00 5112,00MÉDIA

3826

hora JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ01:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 002:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 003:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 004:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 005:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 006:00 16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8 2407:00 233 81 46 16 0 0 0 4 35 72 113 12908:00 360 191 145 108 72 59 74 103 142 188 241 25709:00 472 311 255 215 168 156 189 222 264 316 380 39310:00 550 420 359 320 264 254 307 340 381 434 502 51111:00 593 499 438 402 342 335 404 435 470 519 587 59212:00 595 541 479 447 386 381 460 487 518 564 632 63613:00 557 542 481 449 389 385 467 492 521 567 636 63914:00 482 504 442 408 348 343 422 448 480 527 596 60115:00 372 428 366 328 271 264 329 357 394 446 517 52516:00 241 319 261 221 173 163 207 235 275 328 397 40917:00 118 196 148 111 75 63 83 111 148 195 253 26918:00 18 84 48 16 0 0 0 4 37 75 119 13619:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 11 2720:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 021:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 022:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 023:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 000:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SOMA 4607,00 4116,00 3468,00 3041,00 2488,00 2403,00 2942,00 3238,00 3665,00 4231,00 4992,00 5148,00MÉDIA

3695

MÉDIA HORÁRIA POR MÊS DE INSOLAÇÃO (Wh/m²) [INCLINAÇÃO 11° e Azimute 202°](FACE SUL DO TELHADO)

58

Como pode-se observar, a diferença entre as médias de radiação nas duas

faces do telhado é de apenas 3,5% e pode-se notar também a diferença que o

ângulo de inclinação exerce sobre o nível de insolação.

Tendo os níveis de insolação a energia produzida por hora pelo sistema é

calculada (VILLALVA &GAZOLI, 2012):

퐺 = Ƞ푚ó푑푢푙표 × 푁푚 × 퐴푚 × 퐼푛푠표푙 × Ƞ푖푛푣푒푟푠표푟 × (1 − 푝푒푟푑푎푠) (6.1)

Onde:

G [Wh]: Energia gerada;

Ƞ módulo: Rendimento do módulo FV;

Nm: Número de módulos FV;

Am [m²]: Área ocupada pelo módulos FV;

Insol [Wh/m²]: Insolação recebida pelo módulo;

Ƞ inversor: Rendimento do inversor;

Perdas: Valor atribuído a perdas diversas na instalação.

O rendimento dos inversores do modelo escolhido variam de 95% a 97,8%.

Para estimativa da geração será utilizado o valor médio desses rendimentos, que é

96,4%.

Segundo a nota técnica da EPE - Análise da Inserção da Geração Solar na

Matriz Elétrica Brasileira (EPE,2012), o valor de perdas nos condutores e conexões

adotado é de 3% para perdas ôhmicas nos inversores, 3% nos diodos de bloqueio,

3% de perdas por sujeira e poluição nos módulos e 2% por perdas por

sombreamento.

As Tabelas 11 e 12 apresentam resultados da geração horária de energia

para ao longo dos meses de um ano para as faces norte e sul, respectivamente.

59

TABELA 11 - ESTIMATIVA DE GERAÇÃO DE 78 PAINÉIS DE 240 W NA FACE NORTE DO

TELHADO.

Fonte: Autor.

TABELA 12 - ESTIMATIVA DE GERAÇÃO DE 78 PAINÉIS DE 240 W NA FACE SUL DO TELHADO

Fonte: Autor.

Somando-se as duas tabelas, é conseguido o valor total da geração do caso

analisado na TABELA 13.


ESTIMATIVA DE GERAÇÃO POR HORA DO DIA (Wh) [INCLINAÇÃO 11° e Azimute 22°](FACE NORTE DO TELHADO)


ESTIMATIVA DE GERAÇÃO POR HORA DO DIA (Wh) [INCLINAÇÃO 11° e Azimute 202°](FACE SUL DO TELHADO)

60

TABELA 13 - ESTIMATIVA DE GERAÇÃO TOTAL DO TELHADO.

Fonte: Autor

O total de energia gerada em um ano pela configuração adotada com as

considerações feitas é de 44.069 kWh.

A FIGURA 20 mostra o comportamento horário da geração ao longo do dia.

Figura 20: COMPORTAMENTO HORÁRIO DA GERAÇÃO NAS HORAS DO DIA (Wh) MÉDIA

DIÁRIA DO MÊS DE DEZEMBRO.

Fonte: Autor.

hora JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ01:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 002:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 003:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 004:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 005:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 006:00 257 0 0 0 0 0 0 0 0 0 257 77107:00 3999 2634 1510 530 0 0 0 128 1172 2361 3662 416008:00 7629 6216 4738 3582 2409 2040 2762 3566 4722 6167 7870 833609:00 11387 10151 8368 7163 5653 5380 6954 7709 8850 10424 12447 1278510:00 14744 13700 11789 10697 8946 8850 11323 11869 12785 14310 16414 1659111:00 17266 16222 14326 13411 11596 11676 14776 15081 15692 17025 19113 1916112:00 18534 17523 15611 14824 13025 13218 16591 16736 17169 18406 20494 2052613:00 18550 17507 15627 14808 13025 13218 16591 16736 17169 18406 20494 2052614:00 16607 16206 14310 13395 11580 11644 14728 15065 15708 17025 19097 1917715:00 13555 13684 11789 10681 8914 8817 11259 11837 12785 14294 16414 1660716:00 9604 10134 8352 7131 5637 5364 6922 7677 8834 10424 12463 1280117:00 5573 6200 4722 3566 2425 2040 2730 3566 4706 6151 7870 835218:00 2072 2634 1510 514 0 0 0 128 1156 2345 3662 419219:00 257 0 0 0 0 0 0 0 0 0 305 80320:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 021:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 022:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 023:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 000:00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0SOMA 140036 132809 112652 100301 83212 82248 104637 110098 120747 137338 160562 164786

MENSAL 4341115 3718638 3492210 3009030 2579575 2467453 3243762 3413045 3622400 4257469 4816858 5108365ANUAL 44069921

SOMA DAS GERAÇÕES PAINEIS FACE NORTE E FACE SUL (Wh)

0

5

10

15

20

25

01:0

002

:00

03:0

004

:00

05:0

006

:00

07:0

008

:00

09:0

010

:00

11:0

012

:00

13:0

014

:00

15:0

016

:00

17:0

018

:00

19:0

020

:00

21:0

022

:00

23:0

000

:00

kWh

61

FIGURA 21: ESTIMATIVA DE GERAÇÃO ENERGIA MENSAL (Wh/mês) AO LONGO DO ANO.

Fonte: Autor.

A Figura 21 apresenta a geração de energia mensal ao longo do ano para o

sistema fotovoltaico dimensionado no predio do DELT/UFPR.

Um indicador bastante utilizado para medir a competitividade técnica e

econômica de projetos de geração é o Fator de Capacidade (FC).

O FC é relação entre a energia efetivamente produzida e energia produzida

em condições nominais ao longo de um ano. É interpretado como sendo a potência

média gerada em relação a potência total instalada no período de tempo

considerado. Analisando o período de um ano, tem-se:

퐹퐶 =×

(6.2)

퐹퐶 =44.069,921

37,440 × 8760푥100 = 13,44%

Onde:

F[%]: Fator de Capacidade;

E[kWh]: Energia produzida;

P[kW]: Potência instalada;

t[h]: intervalo de tempo considerado.

0

1

2

3

4

5

6

JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ

MW

h

62

O valor de fator de capacidade de 13,5% encontrado está de acordo com os

valores típicos de fatores de capacidade para este tipo de fonte de energia, onde

uma projeto pode ser considerado tecnicamente viável para fatores acima de 10%.

Porém com tecnologias fotovoltaicas atuais dificilmente ultrapassam um fator de

capacidade de 20%. O FC é uma medida adimensional que varia entre 0 e 1, sendo

0 quando não há geração alguma e 1 quando a geração é a nominal durante todo o

período considerado.

6.2 CONSUMO

Para estimativa do consumo da edificação em análise, foram coletados

dados de medições feitas entre setembro de 2012 e junho de 2013, totalizando dez

meses de dados. Para levantamento dos dados, foram considerados alguns dias de

cada mês e tirada a média dos valores. Para os meses que não se tem os dados de

medição (julho e agosto) foram considerados o consumo igual ao do mês de maio,

pois nesses meses houveram atividades acadêmicas na universidade assim como

no mês de maio. O resultado do levantamento está na TABELA 14. TABELA 14 - MÉDIA HORÁRIA DE CONSUMO NO MÊS E CONSUMO TOTAL DO BLOCO DE

ENGENHARIA ELÉTRICA.

Fonte: Autor.


SOMA 272425 300992 217807 271376 305548 188692 305548 305548 179379 192491 282396 292472Mensal 8445187 8427780 6752031 8141289 9471994 5660755 9471994 9471994 5381378 5967209 8471867 9066646ANUAL 94730122

MÉDIA DE CONSUMO MENSAL POR HORA DO DIA (Wh)

63

Temos que o consumo total do período considerado (um ano) é de

94.730kWh.

Analisando a média de consumo nos dias de atividades acadêmicas normais

na FIGURA 22, podemos notar que existe uma característica sazonal bastante forte

ao longo do dia, assim como na geração.

FIGURA 22: EXEMPLO DE SAZONALIDADE AO LONGO DE DIAS DE MESES COM ATIVIDADES

ACADÊMICAS.

Fonte: Autor.

A característica ao longo do ano não pode ser avaliada de forma a se adotar

um padrão por conta de intervalos irregulares nas atividades acadêmicas no período

das medições. Por isso neste trabalho de conclusão calculam-se tanto a geração de

energia como o consumo diário médio mensal em base horário de cada um dos

meses do ano, conseguindo desse modo uma maior precisão nos resultados.

6.3 CONSUMO EM RELAÇÃO À GERAÇÃO

Comparando a geração com o consumo, tem-se que a energia gerada

corresponde a 45,83% da energia consumida anualmente.

A energia gerada é toda enviada para o barramento principal do QDG,

fazendo com que possa ser consumida enquanto é gerada. Quando a geração não

está funcionando, toda a energia consumida vem do sistema da COPEL.

Quando está sendo gerada mais energia do que está sendo consumida, o

excedente vai para o sistema elétrico e a unidade consumidora está trabalhando

como uma unidade fornecedora de energia elétrica.

64

A energia que vai para a rede elétrica é contabilizada através de um medidor

bidirecional de energia que deve ser instalado para esse fim. O medidor bidirecional

é um requisito da COPEL apresentado na TABELA 2 e detalhado na seção 5.3.2 da

NTC 905100. “Os equipamentos de medição destinados para os sistemas de compensação de energia, deverão atender às mesmas especificações exigidas para unidades consumidoras conectadas no mesmo nível de tensão da central geradora - NTC 901100, acrescido do uso de medidor bidirecional, o qual deverá possuir, no mínimo, dois registradores de forma a diferenciar a energia elétrica ativa consumida da energia elétrica ativa injetada na rede.”

O excedente de energia contabilizado, é devolvido ao cliente em forma de

créditos de acordo com o sistema de faturamento Net Metering.

FIGURA 23: GRÁFICO COMPARATIVO ENTRE GERAÇÃO E CONSUMO AO LONGO DE UM ANO.

Fonte: Autor.

Podemos observar que não temos nenhum mês do ano que se tem a

situação de a quantidade de energia gerada ser maior que a energia consumida.

Porém analisando-se horariamente a diferença entre os valores de consumo

e geração na TABELA 15, podemos notar que em algumas horas do dia se tem a

situação que a geração é superior ao consumo. Da TABELA 15 tem-se que de toda

energia gerada nesse ano, 5.200 kWh, o equivalente a 11,8% do total gerado, é

enviado para a rede e contabilizado pelo medidor bidirecional. O restante da energia

gerada é utilizado pelo próprio bloco de elétrica o que equivale a 38.869 kWh.

No entanto, vale salientar que a tarifação do sistema net metering é em base

mensal, sendo assim o DELT/UFPR não teria creditos mensais de energia para

0123456789

10

JAN

FEV

MAR AB

R

MAI

JUN

JUL

AGO

SET

OUT

NO

V

DEZ

Geração (MWh) Consumo (MWh)

65

usos futuros. O que o DELT/UFPR teria é apenas um desconto na tarifa mensal de

energia proporcial à energia gerada nesse mês. TABELA 15 - MÉDIA MENSAL DE DIFERENÇA ENTRE CONSUMO E GERAÇÃO.

Fonte: Autor.

6.4 VIABILIDADE ECONÔMICA

Nessa etapa será realizada a simulação com o sistema de faturamento por

Net Metering. Será realizada uma análise de sensibilidade para verificar a influência

de cada parâmetro no Valor Presente Líquido, VPL.

O VPL é a somatória dos fluxos de caixa subtraído do investimento inicial,

um VPL positivo significa que o projeto vale mais do que custa, ou seja, está sendo

lucrativo. Um VPL negativo significa que o projeto custa mais do que vale (ABREU

FILHO, 2007).

Para analisar o fluxo de caixa do sistema, será considerado como fluxo de

caixa positivo a energia que foi deixada de se consumir no período considerado

devido a presença do sistema de geração.

O VPL é calculado através da equação 6.3.

푉푃퐿 = 퐹퐶 +( )

+( )

+( )

+ ⋯+( )

(6.3)

Onde:

hoje JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ01:00 5182 5925 5973 5314 6127 5915 6127 6127 4918 4958 5772 582402:00 5090 5651 5783 5428 6153 5355 6153 6153 4597 4540 5528 535803:00 5101 5659 5935 5243 6115 5321 6115 6115 4570 4530 5691 536804:00 5091 5558 5958 5276 6191 5218 6191 6191 4553 4585 5663 536605:00 5190 5785 5945 5490 6073 5355 6073 6073 4572 4607 5460 537606:00 5364 5686 5881 5659 6457 5374 6457 6457 4556 4512 5157 452907:00 5831 6542 6968 8569 10064 5710 10064 9935 3157 1846 2094 133308:00 4222 5485 5447 9762 11462 4773 11108 10305 2217 451 1382 57809:00 2501 3465 3687 7640 9568 2710 8267 7513 -95 -2158 -784 -1041 10:00 -296 2682 1066 5067 8827 134 6450 5904 -3344 -4629 -3666 -3164 11:00 -3510 -758 -1395 470 4873 -1927 1693 1388 -6153 -6125 -5762 -2928 12:00 -2904 -2493 -4284 -2554 1048 -4043 -2518 -2662 -7566 -7610 -7419 -5182 13:00 -1649 1116 -4621 -1303 2587 -4439 -979 -1123 -8357 -8217 -8088 -5268 14:00 2103 4593 -2958 2360 6888 -2372 3740 3402 -6308 -6137 -3899 -2084 15:00 5128 7284 -725 4904 9808 1462 7463 6885 -1816 -3335 1732 347616:00 7198 9525 2659 8796 13703 4559 12419 11664 2485 757 5696 719117:00 8591 11614 6098 12064 15052 8267 14747 13912 5887 4823 10903 1105118:00 10512 13187 8332 13886 16210 9953 16210 16081 8103 7797 13731 1432219:00 13751 16122 10239 15224 17584 9268 17584 17584 7907 9304 14669 1504620:00 13363 15063 9399 15179 17009 9202 17009 17009 8071 9063 17272 1556821:00 12337 13529 8558 13387 14055 8647 14055 14055 7698 9041 16910 1543222:00 10833 11928 7392 10969 11684 8181 11684 11684 7038 8072 14294 1309123:00 7352 8323 7212 8188 8219 7403 8219 8219 6044 7596 11524 1132500:00 6007 6711 6608 6056 6579 6417 6579 6579 5897 6883 7975 7120

MÉDIA DE DIFERENÇA ENTRE CONSUMO E GERAÇÃO MENSAL POR HORA DO DIA (Wh) TELHADO

66

VPL [R$]: Valor Presente Líquido;

FC [R$]: Fluxo de caixa líquido no período;

D [%]: taxa de desconto;

N [anos]: vida útil do projeto.

A TABELA 16 mostra essas diferenças considerando-se o valor do consumo

sendo 0,39631 R$/kWh. TABELA 16 - SISTEMA DE FATURAMENTO NET METERING.

FONTE: Autor.

Para a análise de fluxo de caixa serão considerados os dados da TABELA

17. TABELA 17 - PARÂMETROS FINANCEIROS DO PROJETO.

Parâmetros do projeto Potência Instalada (kW) 37440 Produção Anual de Energia (kWh) 44069,921

Períodos Depreciação dos equipamentos (anos) 20

Investimento CUSTO TOTAL R$ 225.127,39

Despesas Operação e Manutenção(%sobre CI) 1,00%

Tarifa de Energia R$/kWh R$ 0,39631

Financiamento Percentual Financiado 70,00% Taxa de juros anual (nominal) 7,95% Amortização do principal 12 TJPL(nominal) 5,00%

Capital Próprio Percentual não Financiado 30,00% Impostos médios no período 7,27% Remuneração do capital próprio 6,00%

Impostos PIS/PASEP 1,65% COFINS 7,65% CSLL 9,00% IR ATÉ 240 mil 15,00% ir excedente 10,00%

Consumo kWh/ano

Geração kWh/ano

Credito Mensal

kWh/ano

Fatura anual sem GD R$

Fatura anual com GD R$

Diferença R$

94.730,12 44069,921 0 37.542,49R$ 20.077,14R$ 17.465,35R$

67

Fonte: Autor.

O período considerado é de 20 anos. É utilizado esse valor porque é a vida

útil média de um módulo fotovoltaico.

Para se levantar o custo foi necessário fazer o levantamento do material

utilizado. Temos essa relação junto aos custos pesquisados na TABELA 18. Para os

preços foi considerada uma média entre os valores orçados. TABELA 18 - LEVANTAMENTO DE MATERIAIS E PREÇOS.

Fonte: Autor.

Fazendo a divisão do custo de instalação do sistema pela potência instalada,

temos que o sistema teve um custo de 6,013 R$/Wp quando contabilizados os

impostos. Quando se calcula o custo de potência instalada sem os impostos tem-se

um valor de 5.404 R$/Wp. Os impostos fazem com que todo o sistema torne-se

11,26% mais caro do que poderia ser.

O sistema de amortização utilizado pelo Banco Nacional de

Desenvolvimento Econômico e Social, BNDES, utiliza o sistema de amortização

constante. Isso quer dizer que a amortização possui o mesmo valor para todo o

período financiado, como descrito na equação 6.4. A partir daí fez-se o cálculo das

prestações considerando a situação de parcelamento de 70% do valor financiado em

12 anos, que são os máximos valores permitidos pela instituição. Para o cálculo das

prestações foi necessário utilizar o valor real para a data. Os juros descontados são

calculados através da equação 6.8 e a amortização descontada através da equação

6.9.

퐴푚표푟푡푖푧푎çã표 = í çã

(6.4)

퐽푢푟표푠 = 푆푎푙푑표퐷푒푣푒푑표푟 × 푇푎푥푎퐽푢푟표푠 (6.5)

Item Descrição Unidade qtdePreço unit. s/ impostos

II ICMS IPI PIS COFINS ISSPreço unit c/ impostos

total c/ impostostotal s/ impostos

1 Módulo Mprime M240P pç 156 R$ 651,28 0,00% 0,00% 0,00% 1,65% 7,65% 0,00% R$ 711,85 111.048,08 101.599,342 Inversor WEG SIW700T008 pç 2 R$ 10.369,62 0,00% 0,00% 0,00% 1,65% 7,65% 0,00% R$ 11.334,00 22.668,00 20.739,253 Inversor WEG SIW700T010 pç 2 R$ 12.418,12 0,00% 0,00% 0,00% 1,65% 7,65% 0,00% R$ 13.573,00 27.146,00 24.836,234 Disjuntor CC 880V 20A pç 4 R$ 252,85 14,00% 12,00% 15,00% 1,65% 7,65% 0,00% R$ 380,04 1.520,14 1.011,415 Disjuntor CC 880V 10A pç 2 R$ 151,74 14,00% 12,00% 15,00% 1,65% 7,65% 0,00% R$ 228,07 456,14 303,496 DPS CC 2p 1kV pç 12 R$ 210,95 0,00% 0,00% 10,00% 1,65% 7,65% 0,00% R$ 251,67 3.020,02 2.531,457 DPS CA pç 4 R$ 30,18 0,00% 0,00% 10,00% 1,65% 7,65% 0,00% R$ 36,00 144,00 120,708 QPCC vb 6 R$ 73,53 0,00% 0,00% 10,00% 1,65% 7,65% 0,00% R$ 87,72 526,32 441,179 Caixa de strings vb 4 R$ 83,82 0,00% 0,00% 10,00% 1,65% 7,65% 0,00% R$ 100,00 400,00 335,2910 Disjuntor Tripolar 100A pç 2 R$ 150,88 0,00% 0,00% 10,00% 1,65% 7,65% 0,00% R$ 180,00 360,00 301,7611 Disjuntor Tripolar 32A pç 2 R$ 19,28 0,00% 0,00% 10,00% 1,65% 7,65% 0,00% R$ 23,00 46,00 38,5612 Disjuntor Tripolar 25A pç 2 R$ 19,28 0,00% 0,00% 10,00% 1,65% 7,65% 0,00% R$ 23,00 46,00 38,5613 QPCA vb 1 R$ 838,22 0,00% 0,00% 10,00% 1,65% 7,65% 0,00% R$ 1.000,00 1.000,00 838,2215 Relés vb 1 R$ 4.191,11 0,00% 0,00% 10,00% 1,65% 7,65% 0,00% R$ 5.000,00 5.000,00 4.191,1116 ESTRUTURAS METÁLICAS vb 1 R$ 4.191,11 0,00% 0,00% 10,00% 1,65% 7,65% 0,00% R$ 5.000,00 5.000,00 4.191,1117 Cabos elétricos vb 1 R$ 1.676,45 0,00% 0,00% 10,00% 1,65% 7,65% 0,00% R$ 2.000,00 2.000,00 1.676,4518 Mão de obra vb 1 R$ 26.148,45 0,00% 0,00% 0,00% 1,65% 7,65% 5,00% R$ 29.887,68 29.887,68 26.148,4519 SPDA vb 1 R$ 5.000,00 0,00% 0,00% 0,00% 1,65% 7,65% 5,00% R$ 5.715,00 5.715,00 5.000,0020 Projeto, Registro vb 1 R$ 8.000,00 0,00% 0,00% 0,00% 1,65% 7,65% 5,00% R$ 9.144,00 9.144,00 8.000,00

TOTAL R$ 225.127,39 R$ 202.342,56

68

푃푟푒푠푡푎çã표 = 퐴푚표푟푡푖푧푎çã표 + 퐽푢푟표푠 (6.6)

푆푎푙푑표퐷푒푣푒푑표푟퐹푖푛푎푙 = 푆푎푙푑표퐷푒푣푒푑표푟 − 퐴푚표푟푡푖푧푎çã표 (6.7)

퐽푢푟표푠퐷푒푠푐표푛푡푎푑표푠 =( )

(6.8)

퐴푚표푟푡푖푧푎çã표퐷푒푠푐표푛푡푎푑푎 = çã( )

(6.9)

Onde:

Juros: Remuneração do capital por seu empréstimo em um período de tempo.

I: Ímpostos do período.

n: número de prestações.

Os resultados são apresentados na TABELA 19 e 20. TABELA 19 - SISTEMA DE AMORTIZAÇÃO CONSTANTE PARA CAPITAL PRÓPRIO AO LONGO

DO PERÍODO DE FINANCIEMENTO.

Fonte: Autor.

60.702,77R$ 6,00%

120

0 60.702,77R$ 1 55.644,20R$ 5.058,56R$ 3.642,17R$ 8.700,73R$ 2 50.585,64R$ 5.058,56R$ 3.338,65R$ 8.397,22R$ 3 45.527,08R$ 5.058,56R$ 3.035,14R$ 8.093,70R$ 4 40.468,51R$ 5.058,56R$ 2.731,62R$ 7.790,19R$ 5 35.409,95R$ 5.058,56R$ 2.428,11R$ 7.486,67R$ 6 30.351,38R$ 5.058,56R$ 2.124,60R$ 7.183,16R$ 7 25.292,82R$ 5.058,56R$ 1.821,08R$ 6.879,65R$ 8 20.234,26R$ 5.058,56R$ 1.517,57R$ 6.576,13R$ 9 15.175,69R$ 5.058,56R$ 1.214,06R$ 6.272,62R$

10 10.117,13R$ 5.058,56R$ 910,54R$ 5.969,11R$ 11 5.058,56R$ 5.058,56R$ 607,03R$ 5.665,59R$ 12 -R$ 5.058,56R$ 303,51R$ 5.362,08R$

Taxa de Juros

Sistema de Amortização Constante -SACCapital Próprio

Nº de prestaçõesInicio do Finaniamento

Período Saldo Devedor Amortização Juros Prestação

69

TABELA 20 - SISTEMA DE AMORTIZAÇÃO CONSTANTE DO CAPITAL FINANCIADO AO LONGO

DO PERÍODO DE FINANCIEMENTO.

Fonte: Autor.

A depreciação dos equipamentos é calculada através da equação 6.10.

퐷 = ( × , )( )

(6.10)

Onde:

퐷 : Depreciação

퐶 : Custo de Implementação

Im: Impostos médios no período

n: Ano analisado

Na TABELA 21 foi considerado o valor do VPL com e sem os impostos

atuais cobrados sobre os equipamentos e serviços para implementação em

diferentes situações de financiamento e com a tarifa de energia sendo dobrada e

triplicada para que se possa perceber a influência de cada um desses elementos na

análise financeira. Também é simulada a situação de 100% de financiamento, não

permitida pelo BNDES.

0 141.639,79R$ 1 129.836,48R$ 11.803,32R$ 11.260,36R$ 23.063,68R$ 11.260,36R$ 11.803,32R$ 2 118.033,16R$ 11.803,32R$ 10.322,00R$ 22.125,32R$ 9.622,45R$ 11.003,37R$ 3 106.229,85R$ 11.803,32R$ 9.383,64R$ 21.186,95R$ 8.154,82R$ 10.257,64R$ 4 94.426,53R$ 11.803,32R$ 8.445,27R$ 20.248,59R$ 6.841,93R$ 9.562,45R$ 5 82.623,21R$ 11.803,32R$ 7.506,91R$ 19.310,23R$ 5.669,54R$ 8.914,38R$ 6 70.819,90R$ 11.803,32R$ 6.568,55R$ 18.371,86R$ 4.624,64R$ 8.310,22R$ 7 59.016,58R$ 11.803,32R$ 5.630,18R$ 17.433,50R$ 3.695,33R$ 7.747,01R$ 8 47.213,26R$ 11.803,32R$ 4.691,82R$ 16.495,13R$ 2.870,74R$ 7.221,98R$ 9 35.409,95R$ 11.803,32R$ 3.753,45R$ 15.556,77R$ 2.140,94R$ 6.732,52R$

10 23.606,63R$ 11.803,32R$ 2.815,09R$ 14.618,41R$ 1.496,88R$ 6.276,24R$ 11 11.803,32R$ 11.803,32R$ 1.876,73R$ 13.680,04R$ 930,29R$ 5.850,88R$ 12 0,00-R$ 11.803,32R$ 938,36R$ 12.741,68R$ 433,62R$ 5.454,35R$

Taxa de Juros 7,95%

Sistema de Amortização Constante -SACCapital Financiado 141.639,79R$

Nº de prestações 12Inicio do Finaniamento 0

Amortização DescontadaPeríodo Saldo Devedor Amortização Juros Prestação Juros Descontado

70

TABELA 21 - VPL PARA DIFERENTES FINANCIAMENTOS E TARIFAS CONSIDERANDO E

DESCONSIDERANDO IMPOSTOS SOB EQUIPAMENTOS.

FONTE: Autor.

A presente tarifa de consumo é de 0,39631 R$/kWh e foram feitas as

simulações para o dobro e o triplo desse valor.

Da TABELA 21 pode-se observar que, para os cenários avaliados e o valor

de tarifa atual (COPEL, julho de 2013), a geração apresentará um VPL positivo com

financiamentos menores que 50% e nota-se que a tarifa de energia influencia de

forma significativa no valor do VPL.

Para a situação de isenção de impostos, nota-se que com financiamentos de

50%, inclusive, já se tem valores de VPL positivo, ou seja, projeto lucrativo, porém a

tarifa continua sendo o fator que exerce maior influência sobre o VPL.

0,39631 -R$ 93.817,50 -R$ 75.965,760,79262 R$ 59.154,64 R$ 77.006,381,18893 R$ 212.126,77 R$ 229.978,520,39631 -R$ 40.179,47 -R$ 27.756,360,79262 R$ 112.792,67 R$ 125.215,781,18893 R$ 265.764,80 R$ 278.187,920,39631 -R$ 4.420,79 R$ 4.383,240,79262 R$ 148.551,35 R$ 157.355,381,18893 R$ 301.523,49 R$ 310.327,510,39631 R$ 31.337,90 R$ 36.522,840,79262 R$ 184.310,03 R$ 189.494,981,18893 R$ 337.282,17 R$ 342.467,110,39631 R$ 84.975,93 R$ 84.732,240,79262 R$ 237.948,06 R$ 237.704,371,18893 R$ 390.920,20 R$ 390.676,51

100% financiado

0% financiado

VPL% do total financiado

Tarifa de consumo (R$/kWh) C/ Impostos sob os

produtosS/ Impostos sob os

produtos

70% financiado

50% financiado

30% financiado

71

7 CONCLUSÃO

A demanda de energia mundial tende apenas a aumentar ao longo dos

anos, de forma que é necessário pesquisas em fontes alternativas de energia ou

melhoria nas tecnologias existentes para que se possa implementar cada vez mais a

matriz energética mundial

A geração elétrica com a utilização de paineis fotovoltaicos vêm ganhando

espaço no cenário mundial. O Brasil, devido a sua geografia e grande território,

acaba sendo um país previlegiado para implementação dessa tecnologia.

A geração distribuída é um conceito conhecido e aplicado por empresas que

querem diminuir sua tarifa, porém com a combinação entre fontes alternativas e

geração distribuída, tem-se a possibilidade da instalação da microgeração

distribuída baseada em energias renováveis. Como os sistemas de geração

fotovoltaicos tem as mais variadas potências, surge a oportunidade para que

consumidores menores possam instalar esse tipo de geração.

O surgimento de um conjunto de normas e requisitos para conexão da

energia gerada em plantas de microgeração fotovoltaica, mostra a intenção de

aumentar a importância deesa geração na matriz energética.

Dimensionando o sistema de microgeração solar fotovoltaica pode-se

perceber que existem recomendações e especificações para todos os equipamentos

a serem empregados, desde o módulo fotovoltaico até o sistema de proteção que

será utilizado.

Nas simulações financeiras feitas, pode-se notar que o fator que mais

influencia no VPL é o valor da tarifa de energia. Como o sistema de medição

adotado mensura apenas a diferença entre a geração e o consumo, o que vai para a

rede da COPEL é uma pequena parcela em situações específicas (TABELA 15). Ou

seja, as tarifas são as mesmas para geração e consumo.

A região analisada é uma das que recebe os menores níveis médios de

insolação no Brasil, fazendo com que o Fator de Capacidade seja bastante baixo

quando comparado com outras regiões e, consequentemente, a energia gerada,

mesmo assim pode-se notar que quando se aumentou a tarifa, ou diminuiu-se a

porção financiada do investimento, já foi alcançado um cenário de lucro ao fim da

vida útil do conjunto microgeração solar fotovoltaica (VPL > 1).

72

Um incentivo que poderia ser implementado é a medição isolada da energia

gerada pela central microgeradora. Com isso, o fluxo de caixa positivo seria

efetivamente a venda da energia para a rede de distribuição ao invés da diferença,

que é a situação regulamentada atualmente. Essa configuração permitiria a

aplicação de taxas de compra e venda diferentes. Podendo-se, assim, aplicar

diretamente políticas de incentivo para centrais mini e microgeradoras com base em

fontes renováveis e fazer com que o mercado fique significativamente mais atrativo.

Existem vários impostos e encargos que poderiam ser reduzidos afim de

baratear o custo por potência instalada do sistema de geração fotovoltaico, cabe aos

órgãos responsáveis a tomada de decisão para a implementação de tais incentivos.

73

REFERÊNCIAS

ABINEE - Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica, Propostas para Inserção da Energia Solar Fotovoltaica na Matriz Elétrica Brasileira. 2012.

ABNT IEC 62116:2012. (2012). PROCEDIMENTO DE ENSAIO DE ANTI-ILHAMENTO PARA INVERSORES DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE ELÉTRICA.

ABNT. (2008). NBR 5410 INSTALAÇÕES ELÉTRICAS DE BAIXA TENSÃO.

ABNT. (2011). NBR 15920 Cabos elétricos – Cálculo da corrente nominal – Condições de operação – Otimização econômica dos cabos de potência.

ABREU FILHO, J. C. F. de. et al. Finanças Corporativas. 8. ed. Rio de Janeiro: Editora FGV, 2007. 151p.

Alíquotas do Imposto de Renda de Pessoas Jurídicas Tributadas pelo Lucro Real, Presumido ou Arbitrado - disponível em <http://www.receita.fazenda.gov.br/aliquotas/ContribPj.htm>

ANEEL. (2002). Atlas de Energia Elétrica do Brasil, 1ª edição. Brasília.

ANEEL. (2008). Atlas de Energia Elétrica do Brasil, 3ª edição. Brasília.

ANEEL. (2010). ATLAS DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL.

ANEEL. (2012). Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST Módulo 3 - Acesso ao Sistema de Distribuição.

ANEEL. (2012). Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST Módulo 8 - Qualidade de Energia Elétrica.

BOSCH. (s.d.) INNOVATIVE CONSTRUCTION - BOSCH SOLAR MODULE C-SI M 60 EU 30117.

COPEL. 2012. NTC 905100 - MANUAL DE ACESSO DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA AO SISTEMA DA COPEL.

COOPER, E. & JUNIOR, W. M. M (2013). APLICAÇÃO DE PAINÉIS SOLARES FOTOVOLTAICOS COMO FONTE GERADORA COMPLEMENTAR DE ENERGIA EM RESIDÊNCIAS – disponível em <http://eletrica.ufpr.br/p/tcc:listagem>

CREDER, HÉLIO(1991). INSTALAÇÕES ELÉTRICAS. Rio de Janeiro: LTC.

Defining standard spectra for solar panels - disponível em <http://www.greenrhinoenergy.com/solar/radiation/spectra.php>

74

DEMBIKSI, D. (2012). ANÁLISE DA NOVA REGULAMENTAÇÃO DE ACESSO AO SISTEMA DEDISTRIBUIÇÃO PELA MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM FONTES RENOVÁVEIS – disponível em <http://eletrica.ufpr.br/p/tcc:listagem>

EGGERT, G.L. (2013). PROJETO DE UM EDIFÍCIO DE USO COLETIVO COM GERAÇÃO DISTRIBUÍDA – disponível em <http://eletrica.ufpr.br/p/tcc:listagem>

FREIRE, L. B. C. (2013). MÉTODO PARA LEVANTAMENTO DO POTENCIAL ENERGÉTICO SOLAR EM CAMPUS UNIVERSITÁRIO – disponível em <http://eletrica.ufpr.br/p/tcc:listagem>

Imposto Sobre a Renda - disponível em <http://www.receita.fazenda.gov.br/aliquotas/ImpSobrRenda.htm>

GOOGLE EARTH, 2013. GOOGLE.

MARTIFIER. (s.d.). PV MODULES 230-255W.

Nota Técnica EPE: Análise da Inserção da Geração Solar na Matriz Elétrica Brasileira - Maio de 2012.

Pesquisa NCM - Nomenclatura Comum do MERCOSUL - disponível em http://www.brasilglobalnet.gov.br/classificacaoncm/pesquisa/frmPesqNCM.aspx?cod=85

Potencial Energético Solar SunData - disponível em <http://www.cresesb.cepel.br/sundata/>, Acesso em Jun 2012.

RADIASOL, 2001. Laboratório de Energia Solar. Escola de Engenharia da Universidade Federal do Rio Grande do Sul.

Regulamento do ICMS aprovado pelo Decreto n. 6.080, de 28.09.2012 - disponível em <http://www.sefanet.pr.gov.br/dados/SEFADOCUMENTOS/106201206080.pdf>

Resolução Normativa N° 482, da ANEEL sobre inserção da geração fotovoltaica no Brasil.

Resolução Normativa N° 517, da ANEEL sobre inserção da geração fotovoltaica no Brasil.

VILLALVA, M. G., & GAZOLI, J. R. (2012). ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA - CONCEITOS E APLICAÇÕES. Tatuapé: Érica.

ANEXO A – SEÇÃO 3.3 DO MÓDULO 3 DO PRODIST

Procedimentos de Distribuição

Assunto:

Requisitos de ProjetoSeção:

3.3Revisão:

5Data de Vigência:

14/12/2012Página: 26 de 86

SEÇÃO 3.3 – REQUISITOS DE PROJETO 1 OBJETIVO 1.1 Definir os requisitos a serem observados pelos acessantes que necessitam elaborar projetos

de instalações de conexão.

2 REQUISITOS GERAIS 2.1 As instalações de conexão devem ser projetadas observando as características técnicas,

normas, padrões e procedimentos específicos do sistema de distribuição da acessada, além das normas da ABNT.

2.2 A acessada deve indicar para o acessante as normas, padrões e procedimentos técnicos a

serem utilizados no projeto das instalações de interesse restrito. 2.3 Memorial descritivo do projeto.

2.3.1 Os projetos de instalações de conexão devem conter um memorial descritivo das instalações de conexão, os dados e características do acessante.

2.3.2 O memorial descritivo deve relacionar toda a documentação, normas e padrões técnicos

utilizados como referência. 3 REDES E LINHAS 3.1 Capacidade de transporte.

3.1.1 Devem ser consideradas as demandas atendidas, com a previsão de seu crescimento, e o MUSD contratado.

3.2 Escolha do traçado.

3.2.1 A escolha do traçado deve ser feita com base em critérios técnicos e econômicos, considerando as questões de preservação ambiental, da segurança e do patrimônio histórico e artístico, devendo ser respeitadas as regulamentações específicas dos órgãos ambientais federais, estaduais e municipais.

3.3 Cálculo elétrico.

3.3.1 Os cálculos elétricos devem ser feitos com base em critérios técnicos e econômicos, conforme normas da ABNT, considerando, em casos específicos, as orientações da acessada para:


Assunto:


3.3Revisão:

5Data de Vigência:

14/12/2012Página: 27 de 86

a) dimensionamento dos cabos condutores, levando em conta o montante de uso, perdas, queda de tensão e parâmetros ambientais;

b) o isolamento, que deve levar em conta as características de contaminação da região;

c) a proteção contra sobretensões;

d) o sistema de aterramento;

e) o cabo pára-raios e o condutor neutro, que não devem ser secionados;

f) a conexão ao sistema de aterramento da subestação;

g) o seccionamento e aterramento das cercas localizadas dentro da faixa de servidão;

h) os afastamentos e as distâncias mínimas de segurança. 3.4 Cálculo mecânico.

3.4.1 O projeto mecânico deve considerar cargas mecânicas conforme critérios das normas da ABNT e as utilizadas pela acessada, em casos específicos.

3.4.2 Deve ser considerada a utilização de sistema de amortecimento para prevenção de danos

provocados por vibrações relacionadas à ação do vento. 3.5 Travessias e sinalizações.

3.5.1 As travessias e sinalizações das redes e linhas sobre ou sob vias urbanas e rurais, ferrovias, vias fluviais, linhas elétrica e de comunicação e proximidades de aeroportos devem observar a legislação e as normas instituídas pelas entidades envolvidas e poder público, ficando o acessante responsável pela obtenção das aprovações necessárias.

3.6 Materiais e equipamentos.

3.6.1 O projeto deve conter a lista e especificação dos materiais e equipamentos. 3.7 Análise da confiabilidade.

3.7.1 Os projetos de redes e linhas de MT e AT devem contemplar aspectos de confiabilidade e apresentar a análise de desempenho esperado para a instalação.

4 SUBESTAÇÕES 4.1 O projeto deve apresentar as características técnicas dos equipamentos elétricos, de

comunicação e sinalização, das obras civis e da proteção física da subestação. 4.2 Para o projeto de uma subestação de AT deve ser apresentado, no mínimo:


Assunto:


3.3Revisão:

5Data de Vigência:

14/12/2012Página: 28 de 86

a) diagrama unifilar simplificado;

b) diagrama unifilar de proteção, medição e supervisão;

c) fiação entre painéis, entre painéis e equipamentos e entre equipamentos; d) arranjo geral (plantas, cortes, detalhes e lista de materiais); e) sistema de aterramento (memória de cálculo, planta, detalhes e lista de materiais); f) eletrodutos e acessórios (plantas, cortes, detalhes e lista de materiais); g) bases, fundações e canaletas (planta, formas e armações, lista de materiais); h) terraplenagem (planta, perfis e mapa de cubação); i) estradas de serviço e drenagem (plantas, cortes, detalhes e lista de materiais); j) casa de comando (arquitetura, estrutura e instalações); l) serviços auxiliares (memórias de cálculo, diagramas unifilares e especificações); m) diagramas esquemáticos (trifilares, lógicos de comando, controle, proteção e supervisão);

n) fiação dos painéis, interligação e listas de cabos;

o) especificação de equipamentos principais e dos painéis;

p) sistema de medição.

4.3 Estrutura ou pórtico de entrada.

4.3.1 O projeto deve indicar a disposição dos condutores e as cargas mecânicas e espaçamentos. 4.4 Arranjo das barras.

4.4.1 Deve ser definido entre o acessante e acessada, de modo a otimizar o número de circuitos e aspectos operacionais, prevendo futuras expansões.

4.5 Distâncias de segurança.

4.5.1 Devem ser observadas as normas técnicas específicas, objetivando a garantia da integridade física das pessoas e instalações.

4.6 Unidades transformadoras de potência.

4.6.1 A ligação dos enrolamentos e o deslocamento angular devem ser compatíveis com indicação da acessada.


Assunto:


3.3Revisão:

5Data de Vigência:

14/12/2012Página: 29 de 86

4.6.2 No caso de unidades antigas em operação nas instalações existentes, seus fatores limitantes e restrições operativas devem ser levados em consideração para as devidas correções.

4.7 Equipamentos de proteção de sobrecorrente.

4.7.1 As entradas e saídas de rede e linhas devem ser equipadas com disjuntor ou religador.

4.7.2 O projeto deve considerar a potência de curto-circuito no ponto de conexão informada pela acessada.

4.8 Equipamentos de seccionamento e manobra.

4.8.1 Os seccionadores devem estar intertravados com os disjuntores e religadores do mesmo circuito de entrada.

4.9 Pára-raios.

4.9.1 Devem ser instalados, no mínimo, nas chegadas das linhas.

4.9.2 Em entradas com redes subterrâneas, os pára-raios, se necessários, devem ser instalados após o disjuntor de entrada do acessante.

4.9.3 Em subestações existentes, o dimensionamento dos pára-raios deve ser reavaliado.

4.10 Transformadores para instrumentos.

4.10.1 As características dos transformadores para instrumentos devem satisfazer às necessidades dos sistemas de proteção e ser compatíveis com os padrões e procedimentos da acessada.

4.10.2 As características específicas dos transformadores para instrumentos para os sistemas de

medição devem atender ao Módulo 5 - Sistemas de Medição. 4.11 Proteção.

4.11.1 No caso de subestação de unidade consumidora de MT e AT, é necessária, no mínimo, a proteção de sobrecorrente de fase e de neutro, com unidades instantânea e temporizada.

4.11.1.1 No caso da conexão estabelecer-se sem disjuntor de entrada, os requisitos de proteção aqui

estabelecidos devem aplicar-se ao disjuntor do lado da alta tensão do transformador de potência.

4.11.2 Os relés devem possibilitar sinalização individual das atuações da proteção, com registro de

seqüência de eventos para fins de análise de ocorrências.

4.11.3 A acessada pode propor proteções adicionais, justificadas tecnicamente, em função de características específicas do sistema de distribuição acessado.


Assunto:


3.3Revisão:

5Data de Vigência:

14/12/2012Página: 30 de 86

4.11.4 Os ajustes dos relés que atuam sobre o disjuntor de entrada, bem como as relações dos transformadores de corrente que os suprem, devem levar em consideração o esquema de proteção informado pela acessada, observando-se estudos de coordenação de proteção, quando aplicáveis.

4.12 Serviços auxiliares.

4.12.1 A subestação deve dispor de serviços auxiliares de corrente alternada e/ou de corrente contínua, dimensionados adequadamente para acionamento dos dispositivos de comando, proteção, medição e comunicação instalados na subestação, devendo a tensão de operação atender aos padrões da acessada.

4.12.2 Deve ser instalado sistema de iluminação de emergência para utilização quando de eventual

perda do serviço auxiliar. 4.13 Aterramento.

4.13.1 O sistema de aterramento deve ser compatível com os padrões e normas da acessada, atendendo a requisitos de segurança pessoal e de equipamentos.

5 SISTEMAS DE PROTEÇÃO E CONTROLE PARA CONEXÃO DE CENTRAIS GERADORAS 5.1 Para efeito de acesso e estabelecimento das proteções mínimas necessárias para o ponto de

conexão de centrais geradoras, são consideradas as faixas de potência indicadas na Tabela 1.

5.1.1 Para centrais geradoras que se enquadrarem no conceito de micro ou minigeração

distribuída, os níveis de tensão de conexão a serem considerados são aqueles dispostos na Tabela 1 da Seção 3.7.

TABELA 1 – NÍVEIS DE TENSÃO CONSIDERADOS PARA CONEXÃO DE CENTRAIS

GERADORAS


< 10 kW Baixa Tensão (monofásico)

10 a 75 kW Baixa Tensão (trifásico)

76 a 150 kW Baixa Tensão (trifásico) / Média Tensão


501 kW a 10 MW Média Tensão / Alta Tensão

11 a 30 MW Média Tensão / Alta Tensão

> 30 MW Alta Tensão


Assunto:


3.3Revisão:

5Data de Vigência:

14/12/2012Página: 31 de 86

5.2 A Tabela 2 indica as proteções mínimas necessárias para o ponto de conexão da central geradora.

5.2.1 Para centrais geradoras que se enquadrarem no conceito de micro ou minigeração

distribuída, as proteções mínimas necessárias são aquelas estabelecidas na Tabela 2 da Seção 3.7.

TABELA 2 – PROTEÇÕES MÍNIMAS EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA

EQUIPAMENTOPotência Instalada

< 10 kW 10 kW a 500 kW (4) > 500 kW (4)

Elemento de desconexão (1) Sim Sim Sim

Elemento de interrupção (2) Sim Sim Sim


Proteção de sub e sobretensão Sim (3) Sim (3) Sim

Proteção de sub e sobrefreqüência Sim (3) Sim (3) Sim





Notas:(1) Chave seccionadora visível e acessível que a acessada usa para garantir a desconexão da central

geradora durante manutenção em seu sistema.(2) Elemento de desconexão e interrupção automático acionado por comando e/ou proteção. (3) Não é necessário relé de proteção específico, mas um sistema eletro-eletrônico que detecte tais

anomalias e que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de desconexão.

(4) Nas conexões acima de 300 kW, se o lado da acessada do transformador de acoplamento não for aterrado, deve-se usar uma proteção de sub e de sobretensão nos secundários de um conjunto de transformador de potência em delta aberto.

5.2.2 A acessada pode propor proteções adicionais, desde que justificadas tecnicamente, em

função de características específicas do sistema de distribuição acessado.

5.2.3 Nas conexões de centrais geradoras acima de 10 MW as proteções de subtensão/ sobretensão e subfrequência/sobrefreqüência devem prever as operações instantânea e temporizada, levando em consideração o esquema de proteção informado pela acessada.

5.2.4 Os relés de subfrequência/sobrefrequência devem ser ajustados de acordo com a

parametrização sugerida pela acessada, devendo, na determinação dos ajustes, ser


Assunto:


3.3Revisão:

5Data de Vigência:

14/12/2012Página: 32 de 86

observado o eventual impacto da operação da central geradora sobre a Rede Básica e as DIT.

5.3 Toda central geradora com potência instalada acima de 300 kW deve possuir sistemas de

controle de tensão e de freqüência.

5.3.1 Para centrais geradoras com potências inferiores, estes sistemas devem ser instalados quando em operação ilhada.

5.4 Para o paralelismo das centrais geradoras com o sistema de distribuição deve ser observado o seguinte:

5.4.1 O disjuntor ou religador na saída da subestação da acessada do circuito alimentador no qual

se estabelece o paralelismo do acessante deve ser dotado de comando de abertura por relés que detectem faltas entre fases e entre fase e terra na linha de distribuição.

5.4.2 O paralelismo pode ser estabelecido por um ou mais disjuntores, que devem ser

supervisionados por relé de verificação de sincronismo.

5.4.3 Os ajustes dos relés que atuam sobre o disjuntor responsável pelo paralelismo, bem como as relações dos transformadores de corrente que os suprem, devem ser definidos pelo acessante e aprovados pela acessada, observando-se estudos de coordenação de proteção, quando aplicáveis.

5.4.4 Os disjuntores nas instalações do acessante, que possam fechar o paralelismo, devem ser

dotados de dispositivos de intertravamento com o disjuntor de paralelismo.

5.4.5 Os relés de proteção da interligação devem operar nas seguintes condições anormais, atuando nos disjuntores:

a) sobretensão e subtensão;

b) sobrecorrentes de fase e de neutro;

c) sobrefreqüência e subfreqüência.

5.4.6 Instalação de proteção de retaguarda, composta de relés para detecção de faltas entre

fases e entre fases e terra, atuando na abertura do paralelismo.

5.4.7 Os dispositivos que atuam nos disjuntores de paralelismo não devem operar por perturbações ou interferências provenientes de súbita variação de tensão ou freqüência e correntes harmônicas do sistema, sendo tal característica comprovada por meio de ensaios apropriados.

5.4.8 Não devem ser utilizados fusíveis ou seccionadores monopolares entre o disjuntor de

entrada e os geradores.

5.4.9 O autoprodutor que possua geração própria no mesmo local de consumo com o fim de suprir parcialmente sua carga, sem previsão de paralelismo sob qualquer regime operativo,


Assunto:


3.3Revisão:

5Data de Vigência:

14/12/2012Página: 33 de 86

deve incluir no projeto de suas instalações uma chave reversível de acionamento manual ou elétrico, automática ou não, com intertravamento mecânico.

5.5 Na determinação de sobrecorrentes e de sobretensões devem ser levadas em conta as

impedâncias de aterramento e a existência de bancos de capacitores. 5.6 Os geradores da central geradora de energia devem estar acoplados ao sistema de

distribuição da acessada através de um transformador de acoplamento.

5.6.1 A ligação dos enrolamentos e o deslocamento angular devem estar de acordo com indicação da acessada.

5.6.2 O transformador de acoplamento não pode ser protegido por meio de fusíveis e as

derivações de quaisquer de seus enrolamentos devem ser definidas no projeto. 5.7 Para as centrais geradoras com potência instalada acima de 300 kW, deve ser feita uma

avaliação técnica da possibilidade de operação ilhada envolvendo as unidades consumidoras atendíveis.

5.7.1 A decisão pela operação ilhada deve ser precedida de estudos que avaliem a qualidade da

energia na micro rede associada.

5.7.2 Quando a operação ilhada não for permitida, deve ser utilizado sistema automático de abertura do disjuntor de paralelismo.

5.8 Não podem ser instalados fusíveis entre a saída do circuito da subestação da acessada e o

ponto de conexão com a central geradora de energia. 5.9 A acessada deve prevenir a inversão de fluxo de potência nos reguladores de tensão. 5.10 A acessada deve implementar medidas preventivas que impeçam a ocorrência de

sobretensões e subtensões sustentadas em seu sistema de distribuição, decorrentes da inserção e retirada de centrais geradoras, até a atuação dos reguladores de tensão em operação.

5.11 Os estudos devem prever a possibilidade da central geradora vir a participar do controle automático de geração – CAG e do esquema de corte de geração – ECG, atendendo aos requisitos de proteção e controle estabelecidos nos Procedimentos de Rede.

5.12 Os estudos devem prever a possibilidade da central geradora vir a participar de um

agrupamento de centrais despachadas por um centro de despacho de geração distribuída.

ANEXO B – SEÇÃO 3.7 DO MÓDULO 3 DO PRODIST


Assunto:Acesso de Micro e Minigeração Distribuída

Seção:3.7

Revisão:5

Data de Vigência:14/12/2012

Página: 76 de 86

SEÇÃO 3.7 - ACESSO DE MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA 1 OBJETIVO 1.1 Descrever os procedimentos para acesso de micro e minigeração distribuída ao sistema de

distribuição.

2 ETAPAS PARA VIABILIZAÇÃO DO ACESSO 2.1 Para a central geradora classificada como micro ou minigeração distribuída, são

obrigatórias apenas as etapas de solicitação de acesso e parecer de acesso. 2.2 Consulta de acesso

2.2.1 É facultativa, aplicando-se os procedimentos descritos no item 3 da seção 3.1. 2.3 Informação de acesso

2.3.1 Caso seja realizada a consulta de acesso, a informação de acesso é obrigatória, aplicando-se os procedimentos descritos no item 4 da seção 3.1.

2.4 Solicitação de acesso

2.4.1 A solicitação de acesso é o requerimento formulado pelo acessante que, uma vez entregue à acessada, implica a prioridade de atendimento, de acordo com a ordem cronológica de protocolo.

2.4.2 Compete à distribuidora a responsabilidade pela coleta das informações das unidades

geradoras junto aos micro e minigeradores distribuídos e envio dos dados à ANEEL para fins de Registro, nos termos da regulamentação específica.

2.4.3 Para micro e minigeração distribuída, fica dispensada a apresentação do Certificado de

Registro, ou documento equivalente, na etapa de solicitação de acesso.

2.4.4 A solicitação de acesso deve conter:

a) o projeto das instalações de conexão, incluindo memorial descritivo, localização, arranjo físico, diagramas, conforme a seção 3.3 deste módulo; e

b) documentos e informações solicitados previamente pela distribuidora.

2.4.5 A solicitação de acesso perde o efeito se o acessante não regularizar eventuais

pendências nas informações encaminhadas à acessada no prazo de 60 (sessenta) dias.



Seção:3.7

Revisão:5


Página: 77 de 86

2.4.6 A distribuidora deve disponibilizar em sua página na internet a relação das informações que o acessante deve apresentar na solicitação de acesso, incluindo os dados requeridos pela ANEEL para o registro das centrais geradoras e aqueles de que trata o item 2.5.2.

2.5 Parecer de acesso

2.5.1 O parecer de acesso é o documento formal obrigatório apresentado pela acessada, sem ônus para o acessante, em que são informadas as condições de acesso, compreendendo a conexão e o uso, e os requisitos técnicos que permitam a conexão das instalações do acessante com os respectivos prazos, devendo indicar, quando couber:

a) as características do ponto de entrega, com a apresentação das alternativas de conexão

que foram avaliadas pela acessada, acompanhadas das estimativas dos respectivos custos, conclusões e justificativas;

b) as características do sistema de distribuição acessado, incluindo requisitos técnicos,

tensão nominal de conexão, e padrões de desempenho; c) os cálculos relativos à participação financeira do consumidor;

d) a relação das obras de responsabilidade da acessada, com correspondente cronograma de implantação;

e) as informações gerais relacionadas ao ponto de conexão, como tipo de terreno, faixa de passagem, características mecânicas das instalações, sistemas de proteção, controle e telecomunicações disponíveis;

f) o modelo de Acordo Operativo ou de Relacionamento Operacional para participantes do sistema de compensação de energia elétrica ou os modelos dos contratos a serem celebrados, quando necessário;

g) as tarifas de uso aplicáveis, quando for o caso;

h) as responsabilidades do acessante; e

i) eventuais informações sobre equipamentos ou cargas susceptíveis de provocar distúrbios ou danos no sistema de distribuição acessado ou nas instalações de outros acessantes.

2.5.2 Compete à distribuidora a realização de todos os estudos para a integração de micro e

minigeração distribuída, sem ônus ao acessante, devendo informar à central geradora osdados necessários à elaboração dos estudos que devem ser apresentados quando da solicitação de acesso.

2.5.3 O parecer de acesso deve ser encaminhado em até 30 (trinta) dias após o recebimento da

solicitação de acesso.



Seção:3.7

Revisão:5


Página: 78 de 86

2.5.4 Para central geradora classificada como minigeração distribuída, o prazo de que trata o item 2.5.3 é de até 60 (sessenta) dias quando houver necessidade de execução de obras de reforço ou de ampliação no sistema de distribuição acessado.

2.5.5 Os contratos necessários ao acesso devem ser celebrados entre as partes no prazo máximo de 90 (noventa) dias após a emissão do parecer de acesso, quando aplicável.

2.5.6 A inobservância deste prazo por responsabilidade do acessante incorre em perda da

garantia do ponto e das condições de conexão estabelecidas no parecer de acesso, exceto se um novo prazo não for pactuado entre as partes.

3 CRITÉRIOS TÉCNICOS E OPERACIONAIS 3.1 Ponto de conexão.

3.1.1 O ponto de conexão do acessante com microgeração ou minigeração distribuída é o ponto de entrega da unidade consumidora, conforme definido em regulamento específico.

3.2 Conexão.

3.2.1 Aplicam-se os procedimentos descritos no item 5 da Seção 3.2, exceto os subitens 5.2.9 e 5.2.10.

3.2.2 As centrais geradoras classificadas como micro ou minigeração distribuída estão

dispensadas de realizar os estudos descritos no item 5 da seção 3.2, os quais, caso sejam necessários, devem ser realizados pela distribuidora sem ônus para o acessante.

4 REQUISITOS DE PROJETOS 4.1 Aplicam-se os procedimentos descritos na seção 3.3 deste Módulo, no que couber. 4.2 Para a definição da tensão de conexão do acessante, devem ser consideradas as faixas de

potência indicadas na Tabela 1.

TABELA 1 – NÍVEIS DE TENSÃO CONSIDERADOS PARA CONEXÃO DE MICRO E MINICENTRAIS GERADORAS


< 10 kW Baixa Tensão (monofásico, bifásico ou trifásico)



Seção:3.7

Revisão:5


Página: 79 de 86

10 a 100 kW Baixa Tensão (trifásico)


501 kW a 1 MW Média Tensão

Nota: A quantidade de fases e o nível de tensão de conexão da central geradora serão definidos pela distribuidora em função das limitações técnicas da rede. 4.3 A Tabela 2 indica os requisitos mínimos do ponto de conexão da micro e minigeração

distribuída.

TABELA 2 – REQUISITOS MÍNIMOS EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA

EQUIPAMENTOPotência Instalada

Até100 kW 101 kW a 500kW 501 kW a 1 MW

Elemento de desconexão (1) Sim Sim Sim

Elemento de interrupção (2) Sim Sim Sim


Proteção de sub e sobretensão Sim (3) Sim (3) Sim

Proteção de sub e sobrefreqüência Sim (3) Sim (3) Sim





Relé de sincronismo Sim Sim Sim

Anti-ilhamento Sim Sim Sim

Estudo de curto-circuito Não Sim (4) Sim (4)

Medição Sistema de MediçãoBidirecional (6) Medidor 4 Quadrantes Medidor 4

Quadrantes

Ensaios Sim (5) Sim (5) Sim (5)

Notas:

(1) Chave seccionadora visível e acessível que a acessada usa para garantir a desconexão da central geradora durante manutenção em seu sistema.



Seção:3.7

Revisão:5


Página: 80 de 86

(2) Elemento de interrupção automático acionado por proteção para microgeradores distribuídos e por comando e/ou proteção para minigeradores distribuídos.

(3) Não é necessário relé de proteção específico, mas um sistema eletro-eletrônico que detecte tais anomalias e que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de interrupção.

(4) Se a norma da distribuidora indicar a necessidade de realização estudo de curto-circuito, cabe àacessada a responsabilidade pela sua execução.

(5) O acessante deve apresentar certificados (nacionais ou internacionais) ou declaração do fabricante que os equipamentos foram ensaiados conforme normas técnicas brasileiras ou, na ausência, normas internacionais.

(6) O sistema de medição bidirecional deve, no mínimo, diferenciar a energia elétrica ativa consumida da energia elétrica ativa injetada na rede.

4.4 Nos sistemas que se conectam à rede através de inversores, as proteções relacionadas na Tabela 2 podem estar inseridas nos referidos equipamentos, sendo a redundância de proteções desnecessária para microgeradores distribuídos.

4.5 Os valores de referência a serem adotados para os indicadores tensão em regime

permanente, fator de potência, distorção harmônica, desequilíbrio de tensão, flutuação de tensão e variação de frequência são os estabelecidos na Seção 8.1 do Módulo 8 –Qualidade da Energia Elétrica.

4.6 A acessada pode propor proteções adicionais, desde que justificadas tecnicamente, em

função de características específicas do sistema de distribuição acessado, exceto para central geradora classificada como microgeração distribuída.

4.6.1 A conexão deve ser realizada em corrente alternada em 60 (sessenta) Hz.

5 IMPLANTAÇÃO DE NOVAS CONEXÕES

5.1 Aplicam-se os procedimentos descritos na seção 3.4 deste Módulo, exceto a assinatura de CUSD e CCD para centrais geradoras participantes do sistema de compensação de energia elétrica da distribuidora local.

5.2 A acessada deve realizar vistoria, no prazo de até 30 (trinta) dias a contar da data de solicitação formal, com vistas à conexão ou ampliação das instalações do acessante, apresentando à central geradora o seu resultado por meio de relatório formal, incluindo o relatório de comissionamento, quando couber.

5.3 O prazo para entrega do relatório de que trata o item 5.2 para o acessante é de até 15 (quinze) dias, contados da data de realização da vistoria.

5.4 A acessada deve emitir a aprovação do ponto de conexão, liberando-o para sua efetiva conexão, no prazo de até 7 (sete) dias a partir da data em que forem satisfeitas as condições estabelecidas no relatório de vistoria.

6 REQUISITOS PARA OPERAÇÃO, MANUTENÇÃO E SEGURANÇA DA CONEXÃO



Seção:3.7

Revisão:5


Página: 81 de 86

6.1 Aplicam-se os procedimentos descritos na seção 3.5 deste Módulo, observado o item 8desta seção.

6.2 Para a elaboração do Acordo Operativo ou do Relacionamento Operacional, deve-se fazer referência ao Contrato de Adesão (ou número da unidade consumidora), Contrato de Fornecimento ou Contrato de Compra de Energia Regulada para a unidade consumidora associada à central geradora classificada como mini ou microgeração distribuída e participante do sistema de compensação de energia elétrica da distribuidora local, nos termos da regulamentação específica.

7 SISTEMA DE MEDIÇÃO 7.1 O sistema de medição deve atender às mesmas especificações exigidas para unidades

consumidoras conectadas no mesmo nível de tensão da central geradora, acrescido da funcionalidade de medição bidirecional de energia elétrica ativa.

7.1.1 Para instalações em baixa tensão, a medição bidirecional pode ser realizada por meio de

dois medidores unidirecionais: um para aferir a energia elétrica ativa consumida e outro para a gerada.

7.2 O acessante é responsável por ressarcir a distribuidora pelos custos de adequação do sistema de medição, nos termos da regulamentação específica.

7.3 A distribuidora é responsável por instalar o sistema de medição, assim como pela sua operação e manutenção, incluindo os custos de eventual substituição.

7.4 A acessada deve adequar o sistema de medição no prazo de realização da vistoria das instalações e iniciar o sistema de compensação de energia elétrica imediatamente após aaprovação do ponto de conexão.

8 CONTRATOS 8.1 Aplicam-se os procedimentos descritos na seção 3.6 deste Módulo, no que couber. 8.2 Dispensa-se a assinatura dos contratos de uso e conexão na qualidade de central geradora

para a unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída que participe do sistema de compensação de energia elétrica da distribuidora local, nos termos da regulamentação específica, sendo suficiente para os minigeradores a celebração do Acordo Operativo, nos termos do Anexo I da Seção 3.5, exceto para os microgeradores para os quais deverá ser formalizado o Relacionamento Operacional, nos termos do Anexo I desta Seção.

8.3 A unidade consumidora que aderir ao sistema de compensação de energia elétrica da distribuidora deve ser faturada conforme regulamentação específica para micro e minigeração distribuída e observada as Condições Gerais de Fornecimento, não se aplicando as regras de faturamento de centrais geradoras estabelecidas em regulamentos específicos.



Seção:3.7

Revisão:5


Página: 82 de 86

9 RESUMO DAS ETAPAS DE ACESSO

9.1 A Tabela 3 apresenta um resumo das etapas para solicitação de acesso

TABELA 3 – ETAPAS DO PROCESSO DE SOLICITAÇÃO DE ACESSO

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 na Seção 3.7.

Acessante

Até 60 (sessenta) dias

após aação 1(b)

2 Parecer de acesso(a) Emissão de parecer com a

definição das condições de acesso.

Distribuidora

i. Se 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) ou 1(c).

ii. Para central

geradora classificada como minigeração

distribuída e 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 Contratos (a) Assinatura dos Contratos, quando couber.

Acessante e Distribuidora

Até 90 (noventa) dias após a

ação 2(a)

4 Implantação da conexão

(a) Solicitação de vistoria Acessante Definido pelo acessante

(b) Realização de vistoria. Distribuidora Até 30 (trinta) dias

após aação 4(a)

(c) Entrega para acessante do Relatório de Vistoria. Distribuidora

Até 15 (quinze) diasapós a

ação 4(b)5 Aprovação do

ponto de conexão(a) Adequação das

condicionantes do Relatório Acessante Definido pelo acessante



Seção:3.7

Revisão:5


Página: 83 de 86

de Vistoria.

(b) Aprovação do ponto de conexão, liberando-o para sua efetiva conexão.

Distribuidora Até 7 (sete) dias

após aação 5(a)

APÊNDICE

módulos-N

1.117x

M240P

37,23 [V]

8,47 [A]

++

--

+-

STR

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BO

X-N

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32[A]

100[A]

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CO

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C 70°C

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M240P

37,23 [V]

8,47 [A]

M240P

37,23 [V]

8,47 [A]

++

--

+-

STR

ING

BO

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-2

CO

BR

E1/16"x3/8"

CO

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E1/16"x3/8"

M240P

37,23 [V]

8,47 [A]

módulos-N

2.314x

+-

M240P

37,23 [V]

8,47 [A]

INV

ER

SO

R-N

-1

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+-

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

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R-N

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+-12

#4mm

² PV

C 70°C

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#4mm

² PV

C 70°C

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10[A]-880[V

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20[A]-880[V

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#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

8.000[W]

10.000[W]

módulos-N

1.217x

módulos-N

2.115x

módulos-N

2.215x

módulos-S

1.117x

M240P

37,23 [V]

8,47 [A]

++

--

+-

STR

ING

BO

X-S

-1

632,91[V]

#2,5mm

² PVC

70°C

#2,5mm

² PVC

70°C

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E1/8"x3/8"

CO

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E1/8"x3/8"

#4mm

² PV

C 70°C

M240P

37,23 [V]

8,47 [A]

M240P

37,23 [V]

8,47 [A]

++

--

+-

STR

ING

BO

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558,45[V]

CO

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E1/8"x3/8"

CO

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E1/8"x3/8"

#4mm

² PV

C 70°C

M240P

37,23 [V]

8,47 [A]

módulos-S

2.314x

+-

M240P

37,23 [V]

8,47 [A]

INV

ER

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R-S

-1

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#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

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#4mm

² PV

C 70°C

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#4mm

² PV

C 70°C

20[A]-880[V

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10[A]-880[V

cc]

20[A]-880[V

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#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

8.000[W]

10.000[W]

módulos-S

1.217x

módulos-S

2.115x

módulos-N

S.2

15x

QP

CC

-N1

QP

CC

-N2

QP

CC

-S2

QP

CC

-S1

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100-5A

TC 100-5A

TC 100-5A

4x DP

S 90kA

-1,4kV

558,45[V]

CA

IXA

DE

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RAM

ENTO

521,22[V]

521,22[V]

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm² PVC 70°C

#4mm² PVC 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm² PVC 70°C

#4mm² PVC 70°C

#4mm² PVC 70°C

#4mm² PVC 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

#4mm

² PV

C 70°C

4x DP

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20kA-1000V

cc4x D

PS

classe II20kA

-1000Vcc

2x DP

S classe II

20kA-1000V

cc2x D

PS

classe II20kA

-1000Vcc

A1 -594 X841

12

34

56

78

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N-

DA

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RA

28/07/2013TC

RS

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0

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-TCR

S-01

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TA: __/__/____

RE

VIS

ÃO

=~

. . .

. . .

Pm

ax = 8000W220/127V

- 60Hz

I = 8,47[A]I = 8,47[A]

+-

ABC

=~

. . .

. . .

Pm

ax = 8000W220/127V

- 60Hz

I = 8,47[A]I = 8,47[A]

+-

ABC=

~P

max = 10000W

220/127V - 60H

z

ABC+- +-

. . .

. . .

I = 8,47[A]I = 8,47[A]

. . .

I = 8,47[A]

14 módulos em

sérieV

oc = 521,22[V]V

ocmax = 571,78[V]

=~

Pm

ax = 10000W220/127V

- 60Hz

ABC+- +-15 m

ódulos em série

15 x 37,23[V] = 558,45[V] . . .

. . .

I = 8,47[A]I = 8,47[A]

. . .

I = 8,47[A]

15 módulos em

sérieV

oc = 558,45[V]V

ocmax = 612,62[V]

14 módulos em

série14 x 37,23[V

] = 521,22[V]

17 módulos em

sérieV

oc = 632,91[V]V

ocmax= 694[V]

INV

ER

SO

R-S-1

INV

ER

SO

R-S-2

INV

ER

SO

R-N

-1IN

VE

RS

OR

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Isc = 16,94 [A]Iscm

ax = 17,04[A]

Isc = 16,94 [A]Iscm

ax = 17,04[A]

Isc = 16,94 [A]Iscm

ax = 17,04[A]

Isc = 16,94 [A]Iscm

ax = 17,04[A]

17 módulos em

sérieV

oc = 632,91[V]V

ocmax= 694[V]

PR

OJE

TO E

LÉTR

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LAR

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C-TC

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DA

TA: __/__/____

N

22°

68°6 x 26 painéis = 156 painéis

mm

0536

4

11550

2000

Paineis ligados aos inversores

SIW

700 T008P

aineis ligados aos inversoresS

IW700 T010

FAC

E N

OR

TE

FAC

E SU

L

1638mm 35982

Escala 1:150

VIS

TA E

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TA - N

OV

O PR

ÉDIO

ELÉTRIC

A

Escala 1:20

DIM

EN

SÕ

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MPrim

e M240P

Obs.: C

otas em m

ilímetros

PR

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3/4TC

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UZA

DA

TA: __/__/____

11°11°

1000mm

2050mm

5180mm

5070mm

7350mm

Escala 1:40

ÂN

GU

LO E

PO

SIC

ION

AM

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TO D

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LHA

DO

- NO

VO PR

ÉDIO

ELÉTRIC

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Obs.: C

otas em m

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PR

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SO

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FV

LOC

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OV

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LÉTR

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4/4TC

C-TC

RS

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OR

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TA: __/__/____

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