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UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ
ROBERTA YUKA ISOZAKI
DIRETRIZES DE PROJETO E ANÁLISE DO DESEMPENHO DE UMA
PLANTA SOLAR DE 30 kWp
CURITIBA
2014
ROBERTA YUKA ISOZAKI
DIRETRIZES DE PROJETO E ANÁLISE DO DESEMPENHO DE UMA
PLANTA SOLAR DE 30 kWp
CURITIBA
2014
Trabalho de Conclusão de Curso de Graduação, apresentado a disciplina TE 105 – Projeto de Graduação, do Curso Superior de Engenharia Elétrica do Departamento Acadêmico de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do Paraná – UFPR, como requisito para obtenção do título de Engenheiro Eletricista. Orientador: Prof. M.Sc. Mateus Duarte Teixeira.
AGRADECIMENTOS
Agradeço à Deus por me guiar nessa caminhada me proporcionando força,
equilíbrio e sabedoria.
Ao Professor M.Sc. Mateus Duarte Teixeira por ter aceitado o convite de ser
meu orientador e estar sempre disposto a me ajudar e por ter me dado apoio para
continuar.
Aos meus pais Sonia e Issao por cuidarem de mim, pela presença em todos
os momentos da minha vida e por me passarem sabedoria e me mostrar o que é
certo. Pelo amor que me passam e por acreditarem que eu sou capaz. Nem todas as
palavras do mundo conseguiriam expressar a gratidão e a admiração que tenho por
vocês.
Às minhas irmãs Yuri e Tami por serem minhas melhores amigas, pelo apoio
e pela alegria que vocês me proporcionam. Obrigada pelo exemplo de força e
superação que vocês são para mim.
Ao Rafael que esteve comigo em todas as etapas desse trabalho me dando
apoio e segurança. Você foi peça fundamental para esse trabalho acontecer.
Obrigada por ter me ajudado tanto, e por ter feito essa experiência da minha vida
mais tranquila.
RESUMO
ISOZAKI, Roberta Yuka. Diretrizes de projeto e análise do desempenho de uma planta solar de 30 kWp. Trabalho de Conclusão de Curso, Departamento de Engenharia Elétrica – Universidade Federal do Paraná, Curitiba, 2014.
A demanda de energia elétrica está em constante crescimento, por isso é necessário a adoção de formas alternativas de geração que possibilitem ter baixo impacto para o meio ambiente e que complementem a forma principal de geração de energia elétrica. Diante disso a geração solar fotovoltaica ganha destaque por ser de baixo impacto ambiental direto e possuir fonte inesgotável. Um sistema fotovoltaico tem a capacidade de transformar diretamente a irradiação solar em eletricidade, podendo ser injetada na rede elétrica ou utilizada de forma direta para abastecer uma residência ou indústria. O uso de softwares que simulam sistemas fotovoltaicos é de suma importância para avaliar a eficiência do mesmo, porém são pouco utilizados. Dessa forma o objetivo desse trabalho é apresentar alguns dos aspectos práticos da realização de um projeto de uma planta fotovoltaica, como as diretrizes e normas a serem consideradas, bem como simulações computacionais que possam auxiliar na eficiência energética da planta, além de apresentar uma comparação entre dados obtidos a partir da simulação de uma planta solar real de 30 kWp e os dados obtidos por medidas efetuadas nessa planta, com o intuito de observar se os softwaresestão retratando a realidade da planta real.
Palavras – chave: Fotovoltaico. Simulações. Planta solar.
ABSTRACT
The electricity demand is constantly growing, so the adoption of alternative forms of generation that allow to have a low impact on the environment and complement the main form of power generation is needed.Thus solar photovoltaic generation is highlighted by being low environmental impactand possess inexhaustible source. A photovoltaic system has the ability to directly transform sunlight into electricity, which can be injected into the electric grid or used directly to power a residence or industry. The uses of softwares to simulate PV systems is extremely important to evaluate the efficiency of it, but are little used. Thus the aim of this paper is to present some of the practical aspects of carrying out a project for a photovoltaic plant, as the guidelines and standards to be considered, as well as computer simulations that could help in the energy efficiency of the plant, in addition to presenting a comparison between data obtained from the simulation of a real solar plant of 30 kWp and the data obtained by measurements made in this plant, in order to see if the software is portraying the reality of the plant area
Keywords: PV. Simulations.Solar plant.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
FIGURA 1 - MAPA DA IRRADIAÇÃO SOLAR NO MUNDO ..................................... 14
FIGURA 2 - EFEITO FOTOVOLTAICO ..................................................................... 14
FIGURA 3 - (A) CÉLULA DE SÍLICIO MONO-CRISTALINO (B) CÉLULA DE SÍLICIO
POLI-CRISTALINO ................................................................................................... 20
FIGURA 4 - CONTROLADOR DE CARGA. .............................................................. 21
FIGURA 5–FUNCIONAMENTO DE UM INVERSOR. ............................................... 23
FIGURA 6 - CONSTITUIÇÃO BÁSICA DO SISTEMA FOTOVOLTAICO
AUTÔNOMO. ............................................................................................................ 24
FIGURA 7 - CONSTITUIÇÃO BÁSICA DO SISTEMA FOTOVOLTAICO
CONECTADO À REDE. ............................................................................................ 26
FIGURA 8 - DEFINIÇÃO DO SISTEMA NO SOFTWARE PVSYST. ........................ 36
FIGURA 9 - FLUXOGRAMA DAS ETAPAS DA SIMULAÇÃO DO SOFTWARE
HOMER. .................................................................................................................... 38
FIGURA 10 - DIAGRAMA DO SISTEMA FOTOVOLTAICO. ..................................... 41
FIGURA 11 - PLANTA SOLAR DE 30 kWp LOCALIZADA NO LAC. ........................ 42
FIGURA 12 - BATERIAS, INVERSORES E CONTROLADORES DE CARGA. ........ 43
FIGURA 13 - CARRO ELÉTRICO. ............................................................................ 44
FIGURA 14 - ADIÇÃO E REMOÇÃO DE EQUIPAMENTOS NECESSÁRIOS PARA A
SIMULAÇÃO. ............................................................................................................ 45
FIGURA 15 - ENTRADAS DA CARGA PRIMÁRIA. .................................................. 47
FIGURA 16 - ENTRADAS DA REDE ELÉTRICA. ..................................................... 48
FIGURA 17 - ENTRADAS ADICIONAIS DA REDE ELÉTRICA. ............................... 49
FIGURA 18 - ENTRADAS DE RECUSO SOLAR. ..................................................... 50
FIGURA 19 - ENTRADAS DO GERADOR FOTOVOLTAICO. .................................. 51
FIGURA 20 - ENTRADAS DO BANCO DE BATERIAS. ........................................... 52
FIGURA 21 - ENTRADAS DO INVERSOR. .............................................................. 53
FIGURA 22–PARÂMETROS DE ENTRADAS ECONÔMICAS. ................................ 54
FIGURA 23 - RESUMO FLUXO DE CAIXA. ............................................................. 55
FIGURA 24 - FLUXO DE CAIXA. .............................................................................. 56
FIGURA 25 - RESULTADOS DA PRODUÇÃO DE ENERGIA. ................................. 57
FIGURA 26 - SAÍDAS DO GERADOR FOTOVOLTAICO. ........................................ 58
FIGURA 27 - SAÍDA DO BANCO DE BATERIAS. .................................................... 60
FIGURA 28 - SAÍDAS DOS INVERSORES. ............................................................. 61
FIGURA 29 - SAÍDA DA REDE ELÉTRICA............................................................... 63
FIGURA 30 - ENTRADA DO GERADOR FOTOVOLTAICO COM VALORES DE
INCLINAÇÃO E AZIMUTE IDEAIS. ........................................................................... 64
FIGURA 31 - ENTRADAS DO GERADOR FOTOVOLTAICO COM VALOR DE
AZIMUTE DE 0º. ....................................................................................................... 64
FIGURA 32 - (A) RESULTADO DA PRODUÇÃO DA SIMULAÇÃO INICIAL (B)
RESULTADO DA SIMULAÇÃO COM INCLINAÇÃO E AZIMUTE IDEAIS. .............. 65
FIGURA 33 - RESULTADO DA PRODUÇÃO DE ENERGIA COM AZIMUTE DE 0º.
.................................................................................................................................. 65
FIGURA 34 - ENTRADAS DO GERADOR FOTOVOLTAICO COM CUSTO
REDUZIDO. ............................................................................................................... 66
FIGURA 35 - ENTRADAS DO INVERSOR COM CUSTO REDUZIDO. .................... 66
FIGURA 36 - ENTRADAS DO BANCO DE BATERIAS COM CUSTO REDUZIDO. . 67
FIGURA 37 - RESUMO DO FLUXO DE CAIXA COM CUSTOS REDUZIDOS. ........ 67
FIGURA 38 - ENTRADAS DA REDE SEM BANCO DE BATERIAS. ........................ 68
FIGURA 39 - FLUXO DE CAIXA SEM BANCO DE BATERIAS. ............................... 69
FIGURA 40 - RESULTADOS DA PRODUÇÃO DE ENERGIA SEM BANCO DE
BATERIAS. ................................................................................................................ 69
FIGURA 41 - SAÍDAS DA REDE SEM BANCO DE BATERIAS. ............................... 70
FIGURA 42 - FLUXO DE CAIXA CUSTO REDUZIDO E SEM BANCO DE BATERIAS
.................................................................................................................................. 71
FIGURA 43 - SIMULAÇÃO PVSYST. ....................................................................... 74
FIGURA 44 - EQUIPAMENTO DE MEDIÇÃO FLUKE. ............................................. 75
LISTA DE TABELAS
TABELA 1 - PROTEÇÕES MÍNIMAS PARA CONEXÃO DE GERADORES EÓLICOS
OU FOTOVOLTÁICOS NO SISTEMA DE 13,8 kV. .................................................. 31
TABELA 2 - CONFIGURAÇÕES DAS SIMULAÇÕES. ............................................. 39
TABELA 3 - COMPARATIVO DE RESULTADOS. .................................................... 72
TABELA 4 - COMPARATIVO DE RESULTADOS. .................................................... 72
TABELA 5 - MÉDIA DAS POTÊNCIAS PARA O DIA 07 DE JULHO. ....................... 77
LISTA DE GRÁFICOS
GRÁFICO 1 - SAÍDA MENSAL DO PV EM FUNÇÃO DAS HORAS. ........................ 59
GRÁFICO 2 - SAÍDA MÉDIA MENSAL DO INVERSOR EM FUNÇÃO DAS HORAS.
.................................................................................................................................. 62
GRÁFICO 3 - RADIAÇÃO SOLAR DO DIA 07 DE JULHO DE 2014. ....................... 76
GRÁFICO 4 - POTÊNCIA ATIVA TOTAL MÉDIA. .................................................... 77
GRÁFICO 5 - ENERGIA ATIVA TOTAL. ................................................................... 78
GRÁFICO 6 - TENSÃO RMS .................................................................................... 79
GRÁFICO 7 - CORRENTE RMS. .............................................................................. 80
GRÁFICO 8 - DISTORÇÃO HARMÔNICA TOTAL DE TENSÃO. ............................. 81
LISTA DE SIGLAS
PRODIST –Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional
NREL – National Rewenable Energy Laboratory
HOMER – Hybrid Optimization Model for Eletric Renewable
NEC – National Electrical Code
IEEE – Institute of Electrical and Eletronics Engineers
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
NTC – Norma Técnica COPEL
COPEL – Companhia Paranaense de Energia
ISE – Instituteof Environmental Sciences
CRESEB – Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito
DHTV – Distorção Harmônica Total de Tensão
DHTI – Distorção Harmônica Total de Corrente
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ...................................................................................................... 13
1.1CONTEXTO........... .............................................................................................. 13
1.2 OBJETIVO ......................................................................................................... 15
1.2.1 Objetivo Geral ................................................................................................. 15
1.2.2 Objetivos Específicos ...................................................................................... 16
1.3 JUSTIFICATIVA ................................................................................................. 16
1.4 ESTRUTURA DO TRABALHO ........................................................................... 17
2 SISTEMA FOTOVOLTAICO ................................................................................. 18
2.1 RADIAÇÃO SOLAR ........................................................................................... 18
2.2 COMPONENTES BÁSICOS DO SISTEMA FOTOVOLTAICO .......................... 19
2.2.1 Módulos Fotovoltaicos ..................................................................................... 19
2.2.2 Controladores de carga ................................................................................... 20
2.2.3 Baterias ........................................................................................................... 21
2.2.4 Inversores ........................................................................................................ 22
2.3 CONFIGURAÇÕES BÁSICAS DO SISTEMA FOTOVOLTAICO ....................... 23
2.3.1 Sistemas autônomos ....................................................................................... 24
2.3.2 Sistemas conectados à rede ........................................................................... 24
3 APECTOS TÉCNICOS DE PROJETO ................................................................. 27
3.1 RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº482 .................................................................... 28
3.2 NTC 905100 ....................................................................................................... 29
3.3 PROTEÇÃO ....................................................................................................... 33
4 SOFTWARES PARA SIMULAÇÂO DE PLANTAS FOTOVOLTAICAS .............. 35
4.1 PVsyst ................................................................................................................ 35
4.2 HOMER (Hybrid Optimization for Electric Renewable) ....................................... 37
4.2.1 Simulação ........................................................................................................ 39
5 MODELAGEM DO SISTEMA ............................................................................... 41
5.1 CONFIGURAÇÃO DA PLANTA SOLAR ............................................................ 41
5.2 SIMULAÇÕES NO SOFTWARE HOMER .......................................................... 44
5.2.1 Montagem do sistema fotovoltaico .................................................................. 45
5.2.2 Simulação inicial para o sistema real .............................................................. 46
5.2.3 Simulação com inclinação e azimute ideal ...................................................... 63
5.2.4 Simulação com custo reduzido ........................................................................ 66
5.2.5 Simulação sem banco de baterias .................................................................. 68
5.2.6 Simulação com custo reduzido e sem banco de baterias ................................ 70
5.3 COMPARAÇÕES DAS SIMULAÇÕES .............................................................. 71
6.1 POTÊNCIA ATIVA .............................................................................................. 76
6.2 ENERGIA (kWh) ................................................................................................. 77
6.3 TENSÃO RMS .................................................................................................... 78
6.5 DISTORÇÃO HARMÔNICA DE TENSÃO .......................................................... 80
6.6 Considerações finais .......................................................................................... 81
7 CONCLUSÃO ....................................................................................................... 83
REFERÊNCIA ........................................................................................................... 83
13
1 INTRODUÇÃO
1.1 CONTEXTO
O crescimento da demanda do abastecimento energético é cada vez mais
notável devido principalmente ao aumento da população e ampla utilização de
recursos tecnológicos. Frente a este cenário, há necessidade de se investir na
ampliação da geração de energia, fato este que passa pela adoção de formas
alternativas de geração que possibilitem ainda ter baixo impacto para o meio
ambiente. Assim, muito embora seja uma fonte limpa de energia, as hidrelétricas,
que constituem a principal fonte da matriz energética brasileira, devido à quantidade
de recursos hidro energéticos disponíveis no país, causam impactos significativos
por sua construção que originam alagamentos de importantes áreas florestais e de
agricultura.
Diante disso a forma de geração solar fotovoltaica vem ganhando destaque
por ser considerada limpa, não comprometendo de forma direta os aspectos
ambientais. Além disso, associada a uma redução de custos, vem apresentando
grande crescimento mundial.
No que concerne ao Brasil, essa forma de geração se apresenta
promissora, poiso país tem uma das melhores taxas de irradiação solar mostrado
naFIGURA 1. Esse fato colabora para a utilização da geração fotovoltaica como
forma viável de complementar sua matriz energética, e desta forma, suprir a alta
demanda de energia elétrica que o país exigirá.
14
FIGURA 1 - MAPA DA IRRADIAÇÃO SOLAR NO MUNDO FONTE: SOLARGIS © 2014 GEOMODEL SOLAR
Em meio às várias aplicações da energia solar, a geração direta de
eletricidade por meio do efeito fotovoltaico se apresenta como uma das mais
importantes formas de se obter potencia elétrica necessária à utilização das cargas.
Pelo meio do efeito fotovoltaico, células solares transformam diretamente a energia
do sol em energia elétrica. A célula fotovoltaica é o elemento onde ocorre a
conversão da energia solar em energia elétrica. O conjunto de células ligadas
eletricamente em paralelo e série forma um modulo fotovoltaico. A FIGURA 2
resume o efeito fotovoltaico:
FIGURA 2 - EFEITO FOTOVOLTAICO FONTE:TUTORIAL DE ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA CRESEB
15
Além de sua complementariedade, a geração solar fotovoltaica permite que
a fonte esteja mais próxima ao consumidor, podendo ser classificada como Geração
Distribuída (GD). O consumidor pode gerar sua própria energia elétrica a partir de
fontes renováveis, como solar e eólica, podendo fornecer o excedente para a
concessionária de energia local e dessa forma combinar economia financeira e
consciência ambiental. As principais vantagens da Geração Distribuída estão na
economia com a expansão dos sistemas de transmissão e distribuição,
diversificação da matriz energética e redução do impacto ambiental.
Os sistemas fotovoltaicos instalados no meio urbano têm a possibilidade de
interligação à rede elétrica pública, o qual é denominado de grid-tie. Este sistema
possui os seguintes elementos básicos para a geração de energia elétrica: gerador
fotovoltaico, controladores de carga, inversores de frequência e baterias. De forma
simples o sistema funciona com o painel fotovoltaico gerando eletricidade em
corrente contínua, o inversor de frequência converte para corrente alternada, a qual
pode ser injetada na rede elétrica.
Não obstante o grande potencial solar brasileiro, os estudos e
desenvolvimentos sobre o assunto no país, ainda se encontram restritos a poucos
centros acadêmicos e muito aquém de outros países como Espanha, Alemanha,
EUA, China e Japão. Neste sentido o presente trabalho de conclusão de curso vem
trazer a tona os aspectos técnicos e econômicos que envolvem o projeto e
instalação de uma planta fotovoltaica conectada à rede elétrica.
1.2 OBJETIVO
1.2.1 Objetivo Geral
O objetivo deste trabalho está focado na apresentação das diretrizes e
normas necessárias à elaboração de um projeto de uma planta solar fotovoltaica,
bem como na simulação e medição elétricas de uma planta fotovoltaica de 30 kWp.
16
1.2.2 Objetivos Específicos
Os objetivos específicos podem ser elencados da seguinte forma:
estudar procedimentos e normas voltados à conexão de sistemas
fotovoltaicos à rede elétrica;
realizar simulações de sistemas fotovoltaicos através do
softwareHOMER;
realizar medições de energia produzida em uma planta real de 30 kW
avaliar o rendimento energético de painéis fotovoltaicos, inversores de
frequência e sistema de cabeamento;
medir a qualidade de energia da planta com base nos dados do
PRODIST;
realizar estudos comparativos sobre as simulações e medições
elétricas;
comparar dados de medição com dados climáticos.
1.3 JUSTIFICATIVA
Conforme comentado no item 1.1, análises comparativas entre simulação
computacional e a instalação real de uma planta fotovoltaica ainda não são uma
prática no Brasil, sendo que o seu estudo está diretamente relacionado à eficiência
energética desta planta.
Outro ponto relevante é que, a maioria dos projetos realizados atualmente no
Brasil não realizam estudos detalhados sobre a influência do relevo, capacidade de
reflexão solar, sombras e ligação elétrica de painéis. Esses estudos são realizados
através do software PVsyst, o qual também possui um banco de dados de painéis e
inversores não disponíveis em outras ferramentas semelhantes.
Tendo em vista que a diferença entre a eficiência de um projeto da planta
fotovoltaica e a eficiência real impacta diretamente no retorno financeiro da mesma,
17
o estudo da geração de energia elétrica através de painéis fotovoltaicos tem que ser
visto de forma mais profunda.
Dessa maneira, os principais diferenciais deste trabalho estão focados na
analise de simulações computacionais através do PVsyst e HOMER (Hybrid
Optimization Model for Eletric Renewable), desenvolvido pela National Rewenable
Energy Laboratory (NREL), de uma planta solar instalada no LACTEC. Com isso é
possível realizarmedidas em campo da energia gerada por esta planta, fazer a
medição da qualidade de energia fornecida e analisar os dados solares obtidos por
uma pequena estação meteorológica instalada junto a planta. Todo este esforço é
focado na determinação da eficiência energética desta pequena usina de 30 kWp.
1.4 ESTRUTURA DO TRABALHO
O primeiro capítulo do trabalho aborda o contexto do trabalho, os objetivos
gerais e específicos assim como a justificativa.
O capítulo 2 trata da teoria de sistemas fotovoltaicos, mostrando os
elementos presentes e formas de configuração que o sistema pode ter.
O terceiro capítulo apresenta as diversas normas referentes à conexão de
sistemas fotovoltaicos com a rede elétrica.
O capítulo 4 refere-se aos softwares que elaboram simulações de sistemas
solares fotovoltaicos, uma comparação entre o programa PVsyst e o programa
HOMER.
O quinto capítulo apresenta a modelagem do sistema real no software
HOMER, monstrando as diversas simulações feitas com o intuito de comparação
com a planta solar real.
O sexto capítulo exibe as medições obtidas da planta real e as comparações
feitas com as simulações.
O sétimo e último capítulo, apresenta as conclusões obtidas com os
processos do trabalho referentes às comparações entre as simulações e medições
feitas da planta solar de 30 kWp.
18
2 SISTEMA FOTOVOLTAICO
Para o estudo de um sistema fotovoltaico torna-se indispensável o
conhecimento de cada elemento e tecnologia envolvida. Portanto será abordado a
seguir, desde o principio de conversão de energia solar para elétrica, elementos e
equipamentos do sistema até o tipo de configuração de conexão do sistema.
2.1 RADIAÇÃO SOLAR
A energia que o Sol fornece para a Terra é em forma de radiação, isso
acontece, pois no centro do Sol ocorre a fusão que transforma núcleos de hidrogênio
em núcleos de Hélio e durante esse processo parte da massa é transformada em
energia [1].
O Sol consegue fornecer para a superfície terrestre aproximadamente
kWh de energia por ano, que pela distância entre ambos é apenas uma
mínima parte que o Sol realmente irradia. No entanto esse valor é quase 10000
vezes maior do que o consumo mundial de energia elétrica no período de um ano,
com isso a radiação solar pode ser considerada uma fonte energética inesgotável,
com excelente potencial de utilização para conversão em energia elétrica. Uma
forma de converter diretamente a energia solar em energia elétrica é o efeito
fotovoltaico, que acontece em um elemento denominado célula fotovoltaica [3].
Em meio material o Sol incidi energia que pode ser refletida, transmitida e
absorvida. A parte que é absorvida da origem a foto-conversão, que é apenas uma
fração da capacidade de radiação do Sol, havendo perdas em contato com a
atmosfera.
19
2.2 COMPONENTES BÁSICOS DO SISTEMA FOTOVOLTAICO
Para que a energia elétrica gerada pelo sistema fotovoltaico seja consumida
apropriadamente, existem componentes básicos desse sistema: módulos
fotovoltaicos, controladores de carga, baterias e inversores.
2.2.1 Módulos Fotovoltaicos
Os módulos fotovoltaicos são o conjunto de células fotovoltaicas conectadas
em série e/ou paralelo, devido à reduzida potência, onde ocorre a conversão de
energia solar para energia elétrica.
Conectando as células em paralelo, as correntes de cada célula se somam e
a tensão do módulo é a mesma datensão da célula. A conexão das células em série
é mais comum e eficiente, o maior número de células é agrupado e somam-se as
tensões de cada célula, obtendo um valor maior de tensão.
Alguns parâmetros são importantes para a caracterização de funcionamento
do módulo que são: tensão de circuito aberto (Voc), corrente de curto circuito (Isc),
potência máxima (Pm), tensão de potência máxima (Vmp) e corrente de potência
máxima (Imp)
Os módulos são na sua maioria produzida com silício e possui três principais
tecnologias referentes ao material celular: mono-Si (Silício mono-cristalino), poly-Si
(silício poly-cristalino) e a-Si (Silício amorfo), de acordo com [2]. A FIGURA 3 ilustra
duas dessas tecnologias:
20
FIGURA 3 - (A) CÉLULA DE SÍLICIO MONO-CRISTALINO (B) CÉLULA DE SÍLICIO POLI-CRISTALINO
FONTE: TUTORIAL DE ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA CRESEB
2.2.2 Controladores de carga
O controlador tem sua função básica no sistema fotovoltaico gerenciar e
controlar o processo de carga e descarga do banco de baterias, elevando ao
máximo a transferência de energia elétrica dos painéis para as baterias, protegendo
contra sobrecargas e evita que as baterias sejam descarregadas abaixo de um valor
seguro. Um controlador de carga possui entrada para os painéis fotovoltaicos, saída
para a bateria e saída para uma possível carga cc.
De forma simplificada o controlador funciona lendo a tensão das baterias
para definir seu estado de carga. Os circuitos internos do controlador fazem essa
leitura para controlar a intensidade de corrente que flui para as baterias.
Os controladores de carga possuem proteção contra corrente reversa
desconectando os painéis fotovoltaicos para prevenir perdas de cargas da bateria
durante a noite. Também possui controle de cargas secundárias. [3] A FIGURA
4ilustra um controlador de carga:
21
FIGURA 4 - CONTROLADOR DE CARGA. FONTE: ENERGIA PURA.
2.2.3 Baterias
As baterias têm a função no sistema fotovoltaico de armazenar a energia
elétrica excedente produzida pelos painéis, para ser utilizada a noite quando não há
produção ou dias nublados que não há irradiação solar suficiente.
O tipo de bateria mais utilizada em sistemas fotovoltaicos são as de chumbo-
ácido com “descarga profunda” ou estacionária que podem descarregar entre 20% a
80% da capacidade máxima, recarregando novamente todos os dias, durante muitos
anos.
As baterias para uso fotovoltaico devem atender a dois tipos de ciclos: ciclos
diários rasos, que ocorre devido ao consumo em horário diferente da produção de
energia, e ciclos profundos que ocorrem devido a vários dias nublados contínuos
que atrapalham a geração.
Para um funcionamento eficiente do sistema fotovoltaico as principais
características funcionais das baterias devem ser observadas: ciclo de vida elevado
no caso de descargas profundas, pouca necessidade de manutenção, alta eficiência
de carregamento, baixa taxa de auto-descarga.
22
Para a escolha da bateria ideal algumas características físicas e de custo
devem ser notadas como: peso, densidade de energia, necessidade de manutenção
durante armazenamento e custo de unidades de controle necessárias [3].
2.2.4 Inversores
Os inversores, ou conversores CC-CA, são necessários para o sistema
fotovoltaico, pois convertem a corrente contínua gerada nos terminais do modulo
fotovoltaico para corrente alternada. Isso deve ocorrer, pois os equipamentos eletro-
eletrônicos e a rede elétrica pública exigem corrente alternada.
Para sistemas autônomos o inversor funciona como fonte de tensão, sendo
a fonte geradora. Em sistemas conectados com a rede o inversor se comporta como
uma fonte de corrente elétrica, que deve produzir uma tensão com baixos
harmônicos e em sincronismo com a rede elétrica.
Os inversores devem dissipar o mínimo de potencia para evitar as perdas, e
desligar automaticamente em caso de interrupção de energia elétrica pela
distribuidora, para evitar danos a pessoas que possivelmente efetuem manutenção
na rede.
Para melhor operação do inversor, as principais características importantes
são [5]:
• eficiência: deve se observar a eficiência do modelo do inversor a ser
usado, pois uma diferença de 1% pode impactar em uma perda de 10% de geração
durante um ano.
• segurança (fenômeno islanding): quando a rede elétrica estiver
desconectada, o inversor não deve em hipótese nenhuma injetar energia para
mesma. O fenômeno islanding, denominado assim por estar isolado, submete ao
operador do sistema diversos riscos, pois resulta em a rede estar energizada mesmo
não ligada ao sistema.
• qualidade de energia: os harmônicos gerados devem ser baixos para
proteger o consumidor e equipamentos. Forma de onda e fator de potência deve
estar em níveis estabelecidos pela concessionária local.
23
• compatibilidade com o arranjo fotovoltaico: tensão máxima de operação
do fotovoltaico e tensão (CC) de entrada do inversor deve ser compatível. A tensão
máxima de circuito aberto do arranjo fotovoltaico deve estar nos limites máximos de
tensão que o inversor pode suportar [5]. A FIGURA 5 mostra
FIGURA 5–FUNCIONAMENTO DE UM INVERSOR. FONTE: ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA – CONCEITOS E APLICAÇÕES,
VILLALVA M.G., 2012.
2.3 CONFIGURAÇÕES BÁSICAS DO SISTEMA FOTOVOLTAICO
Os sistemas fotovoltaicos podem ser do tipo autônomo ou conectado com a
rede, e cada um dos modelos observam-se elementos diferentes e atendem a
necessidades distintas.
24
2.3.1 Sistemas autônomos
A aplicação de sistemas autônomos observa-se principalmente em áreas
onde não há o fornecimento de energia elétrica através de uma rede pública de
distribuição. A estrutura principal de um sistema autônomo constitui de: geradores
fotovoltaicos, controlador de carga e bateria.
A bateria é utilizada para armazenar a energia gerada, e o controlador de
carga tem a função de gerenciar e controlar o processo de carga e descarga do
banco de baterias, não permitindo que ocorram danos por sobrecarga ou descarga
profunda e auxiliando na garantia de que a energia produzida pelos módulos
fotovoltaicos seja armazenada com maior eficácia nas baterias.
O sistema autônomo pode alimentar cargas em corrente continua e também
cargas em corrente alternada. Por isso deve ser conectado um inversor que fará a
conversão de corrente continua, gerada pelo modulo fotovoltaico, para corrente
alternada.
Dessa forma a estrutura básica de um sistema autônomo é ilustrada na
FIGURA 6:
FIGURA 6 - CONSTITUIÇÃO BÁSICA DO SISTEMA FOTOVOLTAICO AUTÔNOMO.
FONTE: DESEMPENHO ENERGÉTICO DE TRÊS SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOSINTEGRADOS A EDIFICAÇÕES URBANAS E CONECTADOS À
REDE ELÉTRICA.
2.3.2 Sistemas conectados à rede
25
Sistemas fotovoltaicos com conexão com a rede têm sua aplicação em
residências e indústrias em que o arranjo fotovoltaico complementa o sistema
elétrico de grande porte onde está conectado. Geralmente não utilizam dispositivos
de armazenamento de energia, pois a potência gerada é entregue diretamente à
rede elétrica.
Sistemas conectados com a rede devem atender as exigências de qualidade
de energia da concessionária local, essas exigências estão organizadas em normas
técnicas que abordam questões de limites de distorção harmônica, desvio de
frequência e fator de potência.
Os sistemas podem ser integrados a edificações urbanas, normalmente
localizados na cobertura, gerando energia junto ao ponto de consumo, e também
possuem a opção de ser instalada como uma planta fotovoltaica, gerando energia de
forma centralizada, como uma usina geradora convencional [4].
De acordo com a ANEEL os sistemas conectados com a rede podem ser
classificados em três categorias de acordo com a potência instalada:
microgeração: potência instalada menor ou igual a 100 kW;
minigeração: potência instalada superior a 100 kW e menor ou igual a
1MW;
grandes Usinas: potência acima de 1MW.
Sua estrutura principal consiste de: gerador fotovoltaico e inversor,
juntamente com componentes de controle e proteção (chaves seccionadoras,
fusíveis, disjuntores, etc.) [3,4]. A FIGURA 7 ilustra a configuração do sistema
conectado com a rede:
26
FIGURA 7 - CONSTITUIÇÃO BÁSICA DO SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE.
FONTE: DESEMPENHO ENERGÉTICO DE TRÊS SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOSINTEGRADOS A EDIFICAÇÕES URBANAS E CONECTADOS À
REDE ELÉTRICA.
27
3 APECTOS TÉCNICOS DE PROJETO
Como todos os projetos de engenharia, as plantas de microgeração e
minigeração de energia elétrica, para serem conectadas à rede elétrica, devem
seguir normas e recomendações que estabelecem principalmente os requisitos
técnicos de projeto, proteção, controle, segurança, qualidade de energia e
manutenção. Vários órgãos nacionais e internacionais elaboram essas normas, e
alguns aspectos de conexão a rede, qualidade de energia e proteção que são
estabelecidos por algumas dessas normas serão abordados neste capítulo.
Dois códigos internacionais importantes para sistemas fotovoltaicos são:
National Electrical Code (NEC) e IEEE 1547-2003 [6].
O National Electrical Code (NEC) consiste em uma coleção de artigos que
estabelecem considerações sobre métodos de fiação, aterramento, circuitos de
motores e praticamente todos os tópicos em que segurança elétrica e eficiência são
consideradas. Especifica o tamanho e tipo de disjuntores, fusíveis, e o cabo a ser
usado, e também especifica onde esses itens devem ser localizados [6].
A IEEE 1547-2003 descreve os requisitos gerais de regulação de tensão,
aterramento, sincronização com a rede, monitoramento, isolação, interferência
eletromagnética e resposta a condições anormais da rede. Condições anormais da
rede se aplicam ao comportamento do inversor do sistema fotovoltaico. Também
define requisitos de qualidade de energia necessários para inversores fotovoltaicos.
A componente DC máxima de saída do inversor deve ser inferior a 0,5% da corrente
nominal de saída do inversor. É preciso notar que a distorção harmônica total não
deve exceder 5%.
A última exigência do IEEE 1547 é que se uma condição de ilhamento
intencional ocorrer em um conjunto de inversores que estão conectados com a rede
e a rede de energia é perdida. Os inversores devem ser capazes de distinguir a rede
a de outros inversores, de tal modo que todos os inversores de island desliguem em
2 segundos de falta de energia da rede.
Quando se projeta um sistema com base no desempenho do sistema anual
desejado a NEC afirma que a soma de classificação de todos os disjuntores que
fornecem energia a um painel elétrico não deve ser superior a 120% da taxa de
barramentos do painel. Além disso, estabelece que a soma dos valores dos
28
disjuntores de alimentação de energia para o painel está entre 100% e 120%, do
valordos barramentos desse painel, em seguida o disjuntor do ponto de conexão
com a concessionária deve ser localizado na extremidade do painel oposto do
alimentador e rotulado para que ninguém o mova.
No caso de um projeto em que o sistema é baseado no espaço disponível no
telhado utilizado, o ponto de conexão com a rede, assumindo que não há espaço
para um disjuntor adicional de dois pólos no painel de distribuição, terá de estar ao
lado da linha da desconexão principal [6].
3.1 RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº482
A Resolução Normativa N° 482 da ANEEL estabelece condições gerais para
a conexão de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição
de energia elétrica, bem como os aspectos relacionados à compensação financeira
atrelada a estes empreendimentos [7].
A resolução aborda aspectos de compensação de energia. O sistema de
compensação de energia elétrica é um procedimento no qual a energia ativa injetada
por uma unidade consumidora é cedida, por meio de empréstimo gratuito à
distribuidora local e posteriormente compensada com o consumo de energia elétrica
ativa. A potência instalada da microgeração participante do sistema de
compensação de energia elétrica fica limitada à carga instalada.
As distribuidoras devem utilizar normas que tratam sobre o acesso de
microgeração e minigeração distribuída à rede, usando como referencia os
Procedimentos de distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional –
PRODIST, complementando normas internacionais.
No sistema de compensação, a energia ativa injetada no sistema de
distribuição pela unidade consumidora é emprestada gratuitamente para a
distribuidora. A unidade consumidora tem crédito em quantidade de energia ativa a
ser consumido por um prazo de 36 (trinta e seis) meses. A energia ativa injetada que
não tenha sido compensada na própria unidade consumidora poderá ser
compensada em outra unidade previamente cadastrada. O consumo de energia
elétrica ativa a ser faturado é a diferença entre a energia consumida e a energia
29
injetada na rede, que tendo excedente pode ser abatido do consumo de meses
subsequentes.
Custos referentes à adequação do sistema de medição são de
responsabilidade do consumidor. O sistema de medição deve obedecer às
especificações técnicas do PRODIST, e ser instalado pela distribuidora que deve
cobrar os custos da adequação dos interessados. Após adequação do sistema de
medição a distribuidora toma responsabilidades pela sua operação e manutenção.
No caso de dano ao sistema elétrico, se for comprovado que houve
irregularidade na unidade consumidora, os créditos de energia ativa gerados no
respectivo período não poderão ser utilizados no sistema de compensação de
energia elétrica.
Sobre os aspectos técnicos para conexão da geração distribuída ao sistema,
cada concessionária de energia possui requisitos mínimos de proteção, controle e
segurança, distintos umas das outras. Assim, o próximo item traz os principais
pontos técnicos estabelecidos pela NTC da COPEL. Vale lembrar que o foco para
este trabalho foi direcionado para projetos de geração fotovoltaica.
3.2 NTC 905100
O Manual de acesso de geração distribuída ao sistema da Copel, NTC
905100, tem o objetivo de fornecer os requisitos para acesso de geradores de
energia elétrica no sistema de distribuição da Copel para conexões em Baixa
Tensão, Média Tensão e Alta Tensão. Para esse estudo o foco principal será as
conexões em Baixa Tensão [8].
O acessante que deseja se conectar ao sistema em baixa tensão, pode
optar fazê-lo por meio de unidades consumidoras, aderindo ao sistema de
compensação de energia, ou podem optar pela conexão direta ao sistema de
distribuição, comercializando a energia gerada.
A conexão ao sistema de geração no caso de microgeradores será feita em
BT diretamente a rede da COPEL. O acessante deve fazer uma “solicitação de
acesso” e esperar pelo “parecer de acesso” da COPEL.
30
Os requisitos de proteção mínima para conexão de geradores fotovoltaicos
ao sistema de 13,8kVestão organizados na TABELA 1:
31
TABELA 1 - PROTEÇÕES MÍNIMAS PARA CONEXÃO DE GERADORES EÓLICOS OU FOTOVOLTÁICOS NO SISTEMA DE 13,8 kV.
FONTE: NORMA TÉCNICA COPEL 905100.
32
As condições de proteção devem estar em conformidade com o exigido pelo
PRODIST. O tempo de atuação da proteção é determinado a partir da
suportabilidade dos equipamentos e da seletividade com equipamentos instalados a
jusante e montante. A proteção deve ser eficiente para os diversos tipos de curto-
circuito. Como requisito geral do projeto a norma estabelece que antes de conectar
qualquer gerador em paralelo com o sistema de distribuição o interessado deve
formalizar uma Solicitação de Acesso a COPEL.
À COPEL é reservado o direito de a qualquer momento, por meio de
notificação prévia, executar inspeções nas instalações do acessante para
averiguação das condições dos sistemas de Medição, Proteção, Operação, Controle
e Automação.
A microgeração com conexão por inversor com potências entre 0 e 75kW e
conectadas em instalação de consumidor, não necessitam de aprovação previa dos
projetos pela COPEL.
A norma estabelece que haja uma solicitação de acesso para os
microgeradores. Outra documentação necessária é o Parecer de Acesso, no qual
são informadas as condições de acesso e os requisitos técnicos que permitam a
conexão das instalações do acessante.
Para a realização de obras, antes de efetuar compra dos equipamentos o
acessante deverá encaminhar as especificações, desenhos e modelos para
conferencia da COPEL. A aquisição só poderá ser feita com concordância da
mesma.
Pela norma, a COPEL fica responsável pela vistoria e liberação para a
operação das instalações. No caso de microgeração conectada a inversor, será
verificado o modelo e fabricante, devendo ser homologados pela COPEL. Para
centrais geradoras conectadas à rede por inversor, a aprovação do ponto de
conexão para sua efetiva conexão se dará por meio do relatório da vistoria.
Os aspectos técnicos de segurança devem estar de acordo com os
requisitos de rede, medição e proteção e atender condições como:
os componentes da entrada de serviço que forem submetidos ao fluxo
direto de potência, provenientes da rede de distribuição da COPEL,
devem possuir dimensionamento compatível com o fluxo inverso de
potência produzido pelo gerador.
33
na entrada de serviço, junto às caixas de medição e proteção, deverá
ser instalada uma placa de advertência.
Características técnicas em relação ao sistema de medição para baixa
tensão com microgeração com sistema de compensação de energia são:
instalação de elemento de seccionamento e desconexão a montante do
medidor de energia;
instalação do inversor também ficara junto à entrada de serviço;
paraacessantes de geração com comercialização de energia com a
COPEL as características técnicas são as mesmas especificadas para o
sistema de compensação.
Os equipamentos do sistema de medição para o sistema de compensação
de energia deverão atender as especificações exigidas pela NTC 901100, acrescido
ao uso de medidor bidirecional. Para instalações com limitação de corrente superior
a 100 A, a medição será do tipo indireta. Para telemedição será utilizada interface de
comunicação conectada a saída serial do medidor.
Os custos de projeto, adequação do sistema de medição são de
responsabilidades financeiras do acessante. Cabe a COPEL a responsabilidade
técnica pelo sistema de medição e o fornecimento de equipamentos de medição.
3.3 PROTEÇÃO
A proteção de um sistema deve ser capaz de detectar, localizar e executar a
eliminação de uma falta. A proteção do sistema está relacionada com o fornecimento
confiável de energia elétrica, ou seja, deve evitar a descontinuidade do serviço.
Caso ocorra contornar o problema o mais rápido possível. A proteção deve ser
eficaz para as sobrecorrentes que ocorram e não deve atuar de maneira indesejada,
como por exemplo, a abertura de um disjuntor quando não há presença de faltas.
A proteção deve possuir características importantes pare seu bom
funcionamento. Deve possuir velocidade, para que na ocorrência da falta diminuir o
efeito e a expansão do efeito. A operação do equipamento no momento certo está
relacionada com a confiabilidade da proteção. A seletividade é uma característica
34
necessária para que a proteção reconheça as regiões com ou sem falta (HASSAN,
2011).
Para um sistema fotovoltaico assim como outros, utiliza-se chaves, fusíveis e
disjuntores para a proteção contra surtos de corrente e tensão [3].
As chaves têm a função de interromper o fluxo de corrente, os fusíveis e
disjuntores protegem os condutores, equipamentos e componentes quando há
correntes elevadas provenientes principalmente de curto-circuito e consumo
elevado.
35
4 SOFTWARES PARA SIMULAÇÂO DE PLANTAS FOTOVOLTAICAS
Para a validação de sistemas fotovoltaicos a utilização de softwares, que
executam simulações, é uma opção que auxilia, tanto em aspectos físicos e de
confiabilidade como em aspectos econômicos. Dessa forma torna-se importante os
estudos de softwares que possuam ferramentas para uma boa simulação de
sistemas fotovoltaica.
Será apresentado o software HOMER (HybridOptimization for Electric
Renewable) e o PVsyst, mostrando suas características e ferramentas.
4.1 PVsyst
PVsyst é um software para o estudo de sistemas fotovoltaicos. É um
software de dimensionamento e simulação, projetado para ser usado por arquitetos,
engenheiro e pesquisadores [10].
O software foi desenvolvido pela Instituteof Environmental Sciences (ISE),
Universidade de Genebra na Suíça e permite trabalhar com diferentes níveis de
complexidade, desde um projeto simples até um sistema detalhado de simulação.
Possui também uma ferramenta adicional, tridimensional, que leva em conta as
limitações do horizonte e de objetos que possam criar sombras sobre os painéis
fotovoltaicos [11]. O PVsyst é capaz de importar dados meteorológicos de diversas
fontes para utilizar como entrada no programa [10].
Um projeto possui três etapas principais: pré-projeto, construção do projeto e
análise dos dados medidos. No pré-projeto usam-se apenas poucas características
gerais do sistema ou parâmetros, sem especificar componentes reais do sistema. Na
construção do projeto o objetivo é realizar um sistema completo usando simulações
detalhadas, podendo formar varias configurações com componentes diferentes. A
análise de dados medidos permite a importação de dados de medição para exibir
tabelas e gráficos do desempenho real, e para realizar comparações com as
variáveis simuladas [12].
36
O software possui uma biblioteca de diversos inversores e painéis. As
entradas podem ser especificadas por potência desejada do sistema ou área
disponível para a instalação do projeto como mostrado FIGURA 8:
FIGURA 8 - DEFINIÇÃO DO SISTEMA NO SOFTWARE PVSYST. FONTE: PVsyst
Algumas características disponíveis no programa:
possibilidade de análise do projeto preliminar: estimativa rápida da
produção para um estudo inicial de sua instalação;
ferramenta de concepção de projeto: estudo detalhado, dimensionamento e
simulação de hora em hora, resultados em relatório completo;
estudo das sombras e cálculos de perdas por sombreamento.
A simulação calcula a distribuição de energia ao longo do ano [11].
Principais resultados que a simulação entrega:
37
a produção total de energia [MWh/ano]. Esse resultado é essencial para a
avaliação da rentabilidade do sistema fotovoltaico.
o Índice de Desempenho (PR [%]) descreve a qualidade do próprio
sistema.
a energia específica [kWh/kWp] é um indicador de produção com base na
irradiação disponíveis (localização e orientação).
4.2 HOMER (Hybrid Optimization for Electric Renewable)
O HOMER é um software desenvolvido pelo U.S. NationalRenewable Energy
Laboratory (NREL) para auxiliar na elaboração de projetos de geração distribuída e
pode ser uma poderosa ferramenta para a comparação das diferentes formas de
geração de energia elétrica. O HOMER modela o comportamento físico do sistema
de energia e seu custo de ciclo de vida do projeto sob análise,que é o custo total de
instalação e operação do sistema ao longo do seu tempo de vida. O software
executa três tarefas principais: simulação, otimização e análise de sensibilidade [13].
A FIGURA 9é um fluxograma que ilustra os passos para a simulação no
software HOMER:
38
FIGURA 9 - FLUXOGRAMA DAS ETAPAS DA SIMULAÇÃO DO SOFTWARE HOMER.
FONTE: O AUTOR.
39
4.2.1 Simulação
O HOMER tem como principal ferramenta a simulação da operação de longo
prazo de um sistema microgerador. A simulação define como uma configuração do
sistema, com combinação de componentes de tamanhos específicos, junto a uma
estratégia operacional dos componentes trabalhando em conjunto, comporta-se ao
longo de um período de tempo. O HOMER pode simular inúmeras configurações de
sistemas de geração, compreendendo principalmente, qualquer combinação de
painéis fotovoltaicos, turbinas eólicas, bancos de baterias e conversores. Os
sistemas simulados podem ser conectados com a rede ou autônomos [13].
O processo de simulação serve para dois fins, primeiro analisa se o sistema
é viável. HOMER considera um sistema viável se ele atende às cargas elétricas e
qualquer outro aspecto definido pelo usuário. E o segundo propósito é estimar o
custo do ciclo de vida do sistema. Quando o HOMER completa seus cálculos
consegue determinar se o sistema satisfaz os requisitos impostos pelo usuário como
a demanda total de energia elétrica, a quantidade de energia gerada por fontes
renováveis e até mesmo as emissões de certos poluentes [13].
Com o intuito de comparação e observar o melhor caso, serão feitas
diversas simulações organizadas na Tabela 2.
TABELA 2 - CONFIGURAÇÕES DAS SIMULAÇÕES.
Configurações das simulações
Simulação inicial do caso real da planta solar
Simulação com inclinação e azimute ideal
Simulação com custo reduzido
Simulação sem banco de baterias
FONTE: O AUTOR.
O processo de otimização do HOMER determina a melhor configuração
possível, aquela que satisfaz as restrições definidas pelo usuário com o menor custo
presente. Na etapa de otimização, HOMER simula muitas configurações diferentes
para o sistema, descarta os inviáveis que não satisfazem as especificações do
usuário e classifica os possíveis de acordo com o custo liquido total, e apresenta o
40
caso possível com o menor custo líquido total como a configuração do sistema
ótimo. O principal objetivo da otimização é ajudar o usuário do HOMER encontrar a
configuração ótima do sistema entre muitas possibilidades.
Após o processo de otimização o software consegue fazer a análise de
sensibilidade, em que executa uma série de otimizações usando entradas diferentes
nos componentes. Dessa forma mostra como as saídas se modificam de forma
sensível a mudança das entradas.
Para a simulação de um sistema contendo painéis fotovoltaicos, o usuário
deve fornecer dados da fonte solar, esses dados indicam a quantidade de radiação
solar que atinge a superfície da Terra em um ano típico.
HOMER possui componentes de geração, transmissão, conversão e
armazenamento de energia para um microgerador. Entre esses componentes se
encontram principalmente: gerador fotovoltaico, turbina eólica, geradores, banco de
baterias, rede elétrica e conversores. O software também faz simulações
econômicas, que auxiliam no estudo de viabilidade econômica de sistemas de
geração renováveis.
41
5 MODELAGEM DO SISTEMA
5.1 CONFIGURAÇÃO DA PLANTA SOLAR
Para a modelagem do sistema, é preciso conhecer sua estrutura física e
seus elementos.
A planta solar de 30 kWp de estudo está localizada no estacionamento da
sede LAC dos Institutos Lactec na cidade de Curitiba no estado do Paraná. É do tipo
de configuração conectada à rede não convencional, pois possui um banco de
baterias. O diagrama do esquema do sistema está ilustrado na FIGURA 10.
FIGURA 10 - DIAGRAMA DO SISTEMA FOTOVOLTAICO. FONTE: CURSO FOTOVOLTAICA UFSC.
A FIGURA 11 mostra a instalação no estacionamento do LAC.
42
FIGURA 11 - PLANTA SOLAR DE 30 kWp LOCALIZADA NO LAC. FONTE: ENERGIA PURA.
O sistema instalado possui configuração de 132 painéis fotovoltaicos de 230
W da marca W Solar, organizados em8 arranjos de 15 painéis em que 3 deles estão
conectados em série e 5 em paralelo, e um arranjo de 12 painéis em que 3 deles
estão conectados em série e 4 em paralelo. No sistema encontram-se também 9
controladores de carga da marca Outback, 9 inversores de 3,6 kW da marca
Outback,utilizados em sistemas ilhados, e 24 baterias de 220 Ah da marca Moura.
As baterias estão organizadas em 6 arranjos com 4 baterias cada, obtendo uma
tensão de 48V. A FIGURA 12 mostra a disposição dos inversores, controladores de
carga e baterias na instalação.
43
FIGURA 12 - BATERIAS, INVERSORES E CONTROLADORES DE CARGA. FONTE: ENERGIA PURA
Essa planta solar faz parte de um estudo de pesquisa dos Institutos Lactec
para a concessionária Light, para entender as funcionalidades de um sistema solar.
A carga primária que o sistema tem que atender é o carregamento de um carro
elétrico mostrado na FIGURA 13:
44
FIGURA 13 - CARRO ELÉTRICO. FONTE: ENERGIA PURA.
5.2 SIMULAÇÕES NO SOFTWARE HOMER
Depois de estabelecidas as configurações da planta solar, segue-se para a
simulação da mesma pelo software HOMER. A escolha do programa deve-se a
facilidade de modelagem e a opção de ferramentas que auxiliam na montagem e
resultados mais precisos.
Alguns itens devem ser observados antes de começar a simulação. O
programa possui uma notação diferente da usual no Brasil, então onde precisar ser
usado vírgula o programa usa ponto e onde usamos ponto o programa utiliza vírgula.
Dados de capital devem ser convertidos para dólar, pois é a moeda que o HOMER
utiliza.
45
5.2.1 Montagem do sistema fotovoltaico
O primeiro passo da simulação no HOMER é a montagem do sistema. A
interface inicial do software HOMER contém o item de adicionar e remover
elementos para o sistema escolhido. Dessa forma modela-se o sistema da planta
solar de estudo.
Para o sistema fotovoltaico de 30 kWp, adiciona-se a carga primária (carro
elétrico), o PV (gerador fotovoltaico), o banco de baterias, o inversor, e conecta com
a rede (CHOWDHURY, 2013), como ilustrado na FIGURA 14:
FIGURA 14 - ADIÇÃO E REMOÇÃO DE EQUIPAMENTOS NECESSÁRIOS PARA A SIMULAÇÃO.
FONTE: SOFTWARE HOMER.
Esta estrutura serve de base para diversos sistemas fotovoltaicos desejado,
porem existe itens a serem obtidos que são comuns e estão listados na sequência:
preço da energia elétrica cobrada pela COPEL de R$0,39631 já
incluídos os impostos;
preçounitário dos painéis fotovoltaicos de R$ 1.050,00;
preço unitário dos inversores R$ 9.795,00 (preço elevado por ser
utilizados em sistemas ilhados);
preço unitário das baterias R$ 1.215,00;
46
tempo de carregamento do carro elétrico de 16 horas, carregando 1
kW/h;
tarifa única de conexão com a rede R$ 300,00;
perfil de irradiação solar de Curitiba.
5.2.2 Simulação inicial para o sistema real
Depois de inserido toda a configuração do sistema fotovoltaico de acordo
com a da planta solar real, o software solicita as entradas de cada elemento também
de acordo com os dados reais da planta, que são os parâmetros necessários para o
resultado da simulação.
A carga primaria do sistema é um carro elétrico. Portanto é necessário entrar
com o perfil da carga, colocando ele para carregar 1kW por hora durante 16 horas,
entre 18 horas até 10 horas da manhã do dia seguinte, como pode ser observado na
FIGURA 15.
47
FIGURA 15 - ENTRADAS DA CARGA PRIMÁRIA. FONTE: SOFTWARE HOMER.
A partir das entradas do perfil de carga o HOMER gera um gráfico do perfil
de carga de potência em função das horas.
Como o sistema é conectado à rede é necessário entrar com alguns
parâmetros solicitados pelo programa como: preço pago pela energia elétrica, taxa
de conexão com a rede, capacidade de venda de energia elétrica para rede e
capacidade de compra de eletricidade da rede.
Como o software é internacional a moeda que é utilizada é o dólar
americano, então torna-se necessário a alteração de Real, moeda brasileira, para o
dólar. Utilizando conversor de moeda, o preço da energia elétrica ficou em $ 0,18, e
o restante das entradas solicitadas pelo programa não são necessárias para essa
simulação.
48
FIGURA 16 - ENTRADAS DA REDE ELÉTRICA. FONTE: SOFTWARE HOMER.
Em seguida insere-se a taxa de conexão com a rede, que é uma taxa única
cobrada pela concessionária, que no caso da COPEL, é o preço do medidor de
energia, que custa R$ 300,00, convertida para dólar o preço fica em U$ 135,00. E
também insere a capacidade de venda de energia elétrica para rede e a capacidade
de compra de energia da rede, como na FIGURA 17:
49
FIGURA 17 - ENTRADAS ADICIONAIS DA REDE ELÉTRICA. FONTE: SOFTWARE HOMER.
No Brasil adota-se o modelo de compensação de energia, ou net metering,
em que a energia não é vendida para a rede e sim emprestada e o usuário adquire
créditos, que são abatidos da conta da energia elétrica. Então para esse cenário a
capacidade de venda para rede é na verdade a capacidade de empréstimo para a
rede de energia elétrica.
Como se trata de um sistema com fonte solar, é necessário buscar em
banco de dados os recursos solares, que para o programa são os dados de
irradiação solar em Curitiba. Assim inserem-se as médias de irradiação de cada mês
do ano. A base de dados escolhido para a simulação foi a do CRESEB – Centro de
Referência para energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito. Também é
imprescindível adicionar os dados de latitude e longitude de Curitiba, e zona horária.
Os dados são mostrados na FIGURA 18.
50
FIGURA 18 - ENTRADAS DE RECUSO SOLAR. FONTE: SOFTWARE HOMER.
As entradas para o gerador fotovoltaico incluem o tamanho da planta, que
significa a potência que ela é capaz de produzir, o capital gasto com equipamentos e
mão de obra, o custo de substituição dos painéis fotovoltaico, custo de manutenção
por ano, tempo de vida útil, inclinação e azimute, mostrado na FIGURA 19.
51
FIGURA 19 - ENTRADAS DO GERADOR FOTOVOLTAICO.
FONTE: SOFTWARE HOMER.
O sistema possui a capacidade de geração de 30 kWp. O capital utilizado
somando custo de painéis fotovoltaicos, manutenção e cabeamento são de
aproximadamente R$ 230.540,00 de acordo com o orçamento real utilizado na
instalação da planta solar. A inclinação dos painéis acompanha a latitude do local
que é de 25º e o azimute do local é de 153º.
O banco de baterias, não usual em configurações conectadas com a rede,
faz parte da simulação. O programa possui um banco de dados de diversos modelos
e marcas de baterias. Porém, não possui a bateria usada no sistema real, então foi
escolhida o modelo de bateria mais semelhante a Vision 6FM200D de 12 volts,
200Ah e 2,4 kWh. As baterias estão organizadas em 6strings contendo 4 bateria
cada. Também é necessário o custo do banco de baterias, o custo de substituição e
o custo de manutenção por ano. O valor de capital foi inserido de acordo com o valor
52
real utilizado na instalação e de manutenção foi inserido um valor aproximado, de
acordo com pesquisas, do que será gasto.
FIGURA 20 - ENTRADAS DO BANCO DE BATERIAS. FONTE: SOFTWARE HOMER.
Para o inversor, necessário para converter corrente contínua em corrente
alternada, as entradas são: tamanho dos inversores em kW, o capital em dólares ($),
custo de substituição, custo de manutenção anual, tempo de vida útil dos inversores
e sua eficiência, observados na FIGURA 21:
53
FIGURA 21 - ENTRADAS DO INVERSOR. FONTE: SOFTWARE HOMER.
De acordo com dados dos inversores usados, o tamanho em kW é de 32,4
kW, que é a soma das potências dos 9 inversores de 3,6 kW cada. A eficiência e o
tempo de vida útil estão de acordo com os dados disponibilizados pelo fabricante em
seu manual.
Para inserir o tempo de vida do projeto, deve-se acessar a entradas
econômicas, para esse cenário foi inserido um tempo de 25 anos,e os resultados de
interesse econômico terá como base esse tempo de vida do projeto.
54
FIGURA 22–PARÂMETROS DE ENTRADAS ECONÔMICAS. FONTE: SOFTWARE HOMER.
O software apresenta resultados para as questões econômicas e também
para as questões de operação e eficiência. Mostrando o desempenho que o sistema
possui de acordo com a configuração modelada.
Para a simulação inicial do sistema da planta solar real, o primeiro resultado
que o programa gera é o fluxo de caixa, como mostrado na FIGURA 23:
55
FIGURA 23 - RESUMO FLUXO DE CAIXA. FONTE: SOFTWARE HOMER.
O fluxo de caixa organiza os gastos e o que vai ter de retorno no sistema
durante o tempo estabelecido de 25 anos. Pode se observar que durante esse
período os painéis fotovoltaicos não precisam ser substituídos, pois o tempo de vida
útil deles é de 25 anos. Porém, baterias e inversores precisam ser substituído em 5
anos e 15 anos, respectivamente. Dessa maneira o programa calcula os gastos
obtidos no capital inicial dos equipamentos, substituição ao longo dos anos, a
manutenção necessária por anos, e o que o sistema retorna, considerado o lucro.
Pode-se observar que os valores positivos são os gastos e o que está em
negativo é o que se teve de retorno do sistema, em exportação de energia elétrica
para a rede. Então nota-se que o sistema fotovoltaico simulado, causa mais gastos
durante os anos do que pode retornar, pois os gastos durante os anos foram
superiores ao que foi conseguido vender para a rede.
A FIGURA 24 mostra uma linha do tempo do fluxo de caixa em 25 anos do
projeto:
56
FIGURA 24 - FLUXO DE CAIXA. FONTE: SOFTWARE HOMER.
O software faz os cálculos da produção de energia do gerador fotovoltaico
de acordo com os parâmetros inseridos. Mostra quanto de energia por ano o arranjo
fotovoltaico produz, e quanto de energia é necessário importar da rede elétrica,
mostrando os valores em kWh/ano e também por porcentagem.
O HOMER também calcula quanto de energia será consumida pela carga
primária e quanto de energia poderá ser injetada na rede, ou seja, o excedente da
produção. Os valores são organizados em kWh/ano e também por porcentagem
como mostrado na FIGURA 25.
57
FIGURA 25 - RESULTADOS DA PRODUÇÃO DE ENERGIA. FONTE: SOFTWARE HOMER.
De acordo com o perfil de irradiação solar de Curitiba, onde está instalada a
planta solar, o software consegue elaborar um gráfico que mostra a produção
elétrica média durante o ano, com valores de potência em kW gerados pelo PV e
também o que foi importado da rede elétrica.
As saídas do PV estão organizadas em capacidade nominal em kW, saída
média de potência em kW, saída média de produção de energia por dia em kWh/dia,
fator de capacidade em porcentagem, máximas saídas e a produção total de energia
por ano, como mostra a FIGURA 26.
58
FIGURA 26 - SAÍDAS DO GERADOR FOTOVOLTAICO. FONTE: SOFTWARE HOMER.
O programa gera dados referentes às saídas, que foram usados para a
formulação de um gráfico para a melhor visualização da produção do PV.
59
GRÁFICO 1 - SAÍDA MENSAL DO PV EM FUNÇÃO DAS HORAS. FONTE: O AUTOR.
O gráfico exibe a produção de potência média dos dias de cada mês do ano.
Durante os horários que não há sol o sistema não produz nada, e sua produção vai
aumentando e diminuindo de acordo com irradiação solar durante um dia.
Outro aspecto importante para esse sistema é o comportamento do banco
de baterias, que vai ser a fonte de energia da carga primária (carro elétrico) quando
o gerador fotovoltaico não for capaz de produzir energia.
O comportamento da bateria pode ser observado na FIGURA 27:
0.00
2,000.00
4,000.00
6,000.00
8,000.00
10,000.00
12,000.00
14,000.00
16,000.00
18,000.00
00:0
0
01:0
0
02:0
0
03:0
0
04:0
0
05:0
0
06:0
0
07:0
0
08:0
0
09:0
0
10:0
0
11:0
0
12:0
0
13:0
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0
15:0
0
16:0
0
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0
18:0
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0
20:0
0
21:0
0
22:0
0
23:0
0
JAN
FEV
MAR
ABR
MAI
JUN
JUL
AGO
SET
OUT
NOV
DEZ
Saída média mensal do PV em função das horas
Horas (h)
Po
tên
cia
(W)
60
FIGURA 27 - SAÍDA DO BANCO DE BATERIAS. FONTE: SOFTWARE HOMER.
De acordo com a legenda do gráfico de estado de carga do banco de
baterias, as baterias se mantém carregadas durante o período em que há sol e o
gerador fotovoltaico pode produzir energia, e é descarregada no período da noite.
O inversor deve ser capaz de converter corrente contínua em corrente
alternada. Então a saída do inversor deve seguir esse principio.
O HOMER calcula e registra a saída média do inversor em kW, a máxima
saída em kW e também o quanto de energia entrano inversor e o quanto de energia
sai do inversor durante um ano em kWh/ano.
O programa considera que o sistema é bidirecional então por isso o uso do
retificador que fará o papel de conversão de corrente alternada que vem da rede,
para corrente continua que seria utilizada para carregar a bateria. Porem o sistema
real não trabalha dessa forma, mas o software exige que seja inserido um valor de
compra de energia da rede. Esse valor foi posto no mínimo, por isso o resultado do
retificador fica como se fosse zero.
Os dados estão organizados na FIGURA 28:
61
FIGURA 28 - SAÍDAS DOS INVERSORES. FONTE: SOFTWARE HOMER.
Novamente foi possível coletar dados gerados pelo software e construir um
segundo gráfico de saída dos inversores:
62
GRÁFICO 2 - SAÍDA MÉDIA MENSAL DO INVERSOR EM FUNÇÃO DAS HORAS. FONTE: O AUTOR.
O gráfico 2 ilustra o comportamento do inversor durante o dia, pode-se
observar que a saída do inversor nos momentos do dia em que não há Sol não é
zero, pois ele faz a conversão de corrente continua advinda das baterias para
alimentar o carro elétrico que precisa de corrtente alternada. E durante os momentos
do dia em que há Sol a saída dos inversores acompanha a saída do gerador
fotovoltaico.
Para a rede eletrica o software gera um gráfico que mostra o quanto de
energia foi injetada na rede e o quanto de energia foi necessária ser importada da
rede para todos os meses do ano, em kWh como mostrada naFIGURA 29.
0.00
2,000.00
4,000.00
6,000.00
8,000.00
10,000.00
12,000.00
14,000.00
16,000.00
18,000.00
20,000.000
0:0
0
01
:00
02
:00
03
:00
04
:00
05
:00
06
:00
07
:00
08
:00
09
:00
10
:00
11
:00
12
:00
13
:00
14
:00
15
:00
16
:00
17
:00
18
:00
19
:00
20
:00
21
:00
22
:00
23
:00
JAN
FEV
MAR
ABR
MAI
JUN
JUL
AGO
SET
OUT
NOV
DEZ
Saída média mensal do inversor em função das horas
Horas (h)
Po
tên
cia
(W)
63
FIGURA 29 - SAÍDA DA REDE ELÉTRICA. FONTE: SOFTWARE HOMER.
Outro aspecto importante observado no resultado da rede elétrica é o quanto
em dólares o sistema adquire em cada mês pela exportação de energia para a rede.
Lembrando que o sistema real conectado à rede está localizado no Brasil onde não
ocorre a venda de energia, e sim o sistema de net metering, então esse valor seria o
que os Institutos Lactec obteriam de crédito para ser abatido na conta de energia
elétrica.
5.2.3 Simulação com inclinação e azimute ideal
Com o intuito de se observar o comportamento do sistema fotovoltaico com
parâmetros de inclinação e azimute dos painéis considerados idéias, ou seja, com
valores que dão ao painel melhores resultados de eficiência.
Então para a simulação, parâmetros de entrada da rede, da carga primária,
dos inversores e baterias foram mantidos os mesmos da simulação com dados reais.
Os parâmetros de inclinação e azimute estão localizadas na entrada do
gerador fotovoltaico do HOMER, são considerados propriedades do fotovoltaico. O
valor de inclinação considerado ideal para a simulação é de 25º, que é o mesmo
valor da latitude do local onde está instalado a planta solar real. E o valor de azimute
64
ideal é a direção Norte que representa 180º, e foi alterado para a simulação,
mostrado na FIGURA 30:
FIGURA 30 - ENTRADA DO GERADOR FOTOVOLTAICO COM VALORES DE INCLINAÇÃO E AZIMUTE IDEAIS.
FONTE: SOFTWARE HOMER.
Com o mesmo intuito de observar o comportamento do sistema, foi simulado
também um cenário de azimute com o pior desempenho, ou seja, um azimute de 0º.
Para essa simulação novamente os parâmetros de entrada da rede, carga primária,
inversores e baterias foram mantidos os mesmo, e somente alterado as
propriedades do gerador fotovoltaico como mostrado na FIGURA 31:
FIGURA 31 - ENTRADAS DO GERADOR FOTOVOLTAICO COM VALOR DE AZIMUTE DE 0º.
FONTE: SOFTWARE HOMER.
Depois de feitas as alterações para o sistema com dados ideais de inclinação,
o resultado da eficiência do gerador fotovoltaico é esperado ser superior ao
resultado da primeira simulação.
65
Dessa forma os aspectos de interesse para a simulação com inclinação de
25º e azimute de 180º, são os de produção de eletricidade. AFIGURA 32mostra uma
comparação entre os resultados de produção da simulação inicial e da simulação
com angulações ideais:
FIGURA 32 - (A) RESULTADO DA PRODUÇÃO DA SIMULAÇÃO INICIAL (B) RESULTADO DA SIMULAÇÃO COM INCLINAÇÃO E AZIMUTE IDEAIS.
FONTE: SOFTWARE HOMER.
Os resultados de produção de energia pelo gerador fotovoltaico aumentam,
passam de 37,781MWh/ano para 38,178 MWh/ano. A mudança é discreta, mas
comprova que o sistema tem desempenho melhor com dados considerados ideais.
Para o caso da simulação com azimute de 0º o seguinte resultado foi obtido,
exibido na FIGURA 33.
FIGURA 33 - RESULTADO DA PRODUÇÃO DE ENERGIA COM AZIMUTE DE 0º. FONTE: SOFTWARE HOMER.
Nesse caso a produção de energia gerada pelo fotovoltaico foi de 32,478
MWh/ano, confirmando assim que essa angulação proporciona um resultado inferior
em relação a simulação inicial e a simulação com dados ideais
66
5.2.4 Simulação com custo reduzido
Com o intuito de observar como ficaria o fluxo de caixa, foi feita uma
simulação com valores inferiores de capital dos equipamentos em relação à
simulação inicial com dados reais, e também sem o valor de manutenção por ano.
O perfil da carga primária se mantém o mesmo da primeira simulação. As
entradas para a rede, a tarifa de energia elétrica se mantém as mesmas, porém o
valor da taxa de conexão com a rede fica zerado.
A entrada do gerador fotovoltaico para essa configuração, para o tamanho
em kW o valor permanece o mesmo de 30 kW. Para o valor de capital foi
pesquisado o preço de painéis fotovoltaico de mais baixo, que foi em torno de R$
1000,00 para cada painel de 230 W.Como o programa só aceita valores em dólar, o
valor em Reais foi convertido. O preço da manutenção por ano dos equipamentos foi
estabelecida como zero, como mostra a FIGURA 34.
FIGURA 34 - ENTRADAS DO GERADOR FOTOVOLTAICO COM CUSTO REDUZIDO.
FONTE: SOFTWARE HOMER.
As entradas dos inversores e das baterias seguem o raciocínio da entrada
do gerador fotovoltaico, em que os valores do capital dos equipamentos são os mais
inferiores pesquisados, para as mesmas configurações. Dessa forma são alterados
os valores do capital e substituição e a manutenção por ano é estabelecida como
zero. As FIGURA 35 e FIGURA 36mostram as entradas:
FIGURA 35 - ENTRADAS DO INVERSOR COM CUSTO REDUZIDO. FONTE: SOFTWARE HOMER.
67
FIGURA 36 - ENTRADAS DO BANCO DE BATERIAS COM CUSTO REDUZIDO. FONTE: SOFTWARE HOMER.
Depois de feitas as alterações o programa gera os resultados, em que
apenas parâmetros econômicos foram alterados. Os resultados são apresentados
na FIGURA 37.
FIGURA 37 - RESUMO DO FLUXO DE CAIXA COM CUSTOS REDUZIDOS. FONTE: SOFTWARE HOMER.
Os resultados mostrados estão de acordo com o tempo de vida do sistema
que foi estabelecido em 25 anos. Dessa forma pode-se perceber que com os valores
reduzidos ao final dos 25 anos o sistema tem um retorno de $ 29.400,00, diferente
da simulação inicial com dados reais, que não conseguiu retorno em 25 anos de
acordo com a simulação.
Os resultados de produção elétrica, inversores e bateria se mantiveram
iguais aos da simulação inicial.
68
5.2.5 Simulação sem banco de baterias
Para observar como o sistema fotovoltaico se comportaria sem um banco de
baterias, foi feita uma simulação com essa configuração.A montagem do sistema
para a simulação do software HOMER foi alterada, pois o banco de baterias foi
removido.
Sabendo que não existe bateria nessa configuração, mas a carga primaria
precisa ser carregada durante período em que não há geração fotovoltaica, é
preciso ter uma capacidade de compra de energia elétrica da rede superior. Então
essa entrada da rede é alterada como mostrada na FIGURA 38:
FIGURA 38 - ENTRADAS DA REDE SEM BANCO DE BATERIAS. FONTE: SOFTWARE HOMER.
As entradas do restante do sistema permanecem as mesmas da primeira
simulação com dados reais.
Como o sistema fotovoltaico real possui uma quantidade grande de baterias,
para a simulação sem banco de baterias o investimento inicial fica reduzido em $
151.755,00. Mas o sistema não consegue retorno em 25 anos como observado no
fluxo de caixa:
69
FIGURA 39 - FLUXO DE CAIXA SEM BANCO DE BATERIAS. FONTE: SOFTWARE HOMER.
Como não há baterias para o armazenamento da energia gerada pelo
fotovoltaico, é necessário importar energia elétrica da rede para suprir a
necessidade de carregamento do carro elétrico durante a noite, exibido na FIGURA
40:
FIGURA 40 - RESULTADOS DA PRODUÇÃO DE ENERGIA SEM BANCO DE BATERIAS.
FONTE: SOFTWARE HOMER.
70
Por ano será necessário a importação de 4,511 MWh para o abastecimento
do carro durante a noite. E o PV gera o mesmo que a simulação inicial 37,880
MWh/ano.
A FIGURA 41organiza as saídas da rede e mostra o quanto foi injetado na
rede e o quanto foi necessário ser comprado da rede, para as necessidades do
sistema fotovoltaico sem banco de baterias, em cada mês de um ano.
FIGURA 41 - SAÍDAS DA REDE SEM BANCO DE BATERIAS. FONTE: SOFTWARE HOMER.
5.2.6 Simulação com custo reduzido e sem banco de baterias
A configuração do sistema fotovoltaico conectado à rede é mais utilizada no
Brasil e em outros países. Mas com a configuração convencional sem o uso de
banco de baterias. Dessa forma é importante ser simulada um tipo de configuração
que está mais próxima da realidade, com custos reduzidos e sem a utilização de
banco de baterias. Para assim conseguir observar o retorno financeiro que esse
sistema oferece.
A modelagem do sistema foi feita com os mesmos parâmetros utilizados
para a simulação com custo reduzido apresentado no item 5.2.4, porém sem o uso
de baterias. Depois de inserido as entradas o HOMER apresentou os seguintes
resultados.
71
FIGURA 42 - FLUXO DE CAIXA CUSTO REDUZIDO E SEM BANCO DE BATERIAS FONTE: SOFTWARE HOMER.
O fluxo de caixa mostra que esse sistema em 25 anos de operação
consegue um retorno financeiro de U$ 63.255,00.
Dessa forma podem-se observar as diferenças entre as diversas
configurações apresentadas para o sistema solar fotovoltaico. Em que os resultados
são alterados de forma significativa, tanto de produção elétrica quanto econômicos,
com a mudança de alguns parâmetros essenciais na modelagem do sistema.
5.3 COMPARAÇÕES DAS SIMULAÇÕES
Depois de feitas as simulações com as configurações distintas, são
necessárias as comparações dos resultados gerados. O importante a ser observado
é como cada configuração se comporta e como cada parâmetro alterado, produz
uma reação no resultado final da simulação.
A tabela mostra os principais resultados gerados pelo HOMER em cada uma
das simulações.
72
TABELA 3 - COMPARATIVO DE RESULTADOS.
Dados reais Azimute Ideal Azimute 0º
Fluxo de caixa em
25 anos
U$ -181.402,00 U$ -179.887,00
U$ -203.247,00
Energia gerada
em um ano pelo
PV
37,781 MWh/ano
38,178 MWh/ano
32,478 MWh/ano
Saída do Inversor 34,131 MWh/ano
34,498 MWh/ano
29,204 MWh/ano
Energia vendida
para rede durante
um ano
28,756 MWh/ano
29,126 MWh/ano 23,829 MWh/ano
Energia
comprada da rede
durante um ano
0,466 MWh/ano
0,467 MWh/ano
0,465MWh/ano
FONTE: O AUTOR.
TABELA 4 - COMPARATIVO DE RESULTADOS.
Custo reduzido Dados reais sem banco de baterias
Custo reduzido sem banco de baterias
Fluxo de caixa em
25 anos
U$29.400,00 U$ -94.198,00
U$ 63.255,00
Energia gerada
em um ano pelo
PV
37.880 MWh/ano
37,781 MWh/ano 37,781 MWh/ano
Saída do Inversor 34.222 MWh/ano
35,135 MWh/ano
35,137 MWh/ano
Energia vendida
para rede durante
um ano
28,847 MWh/ano 33,806 MWh/ano
33,807 MWh/ano
Energia
comprada da rede
durante um ano
0,466 MWh/ano
4,510 MWh/ano
4,510 MWh/ano
FONTE: O AUTOR.
73
É importante notar que os valores do fluxo de caixa com valores positivos,
foram os que em 25 anos tiveram retorno financeiro. Já os valores negativos foram
as configurações que em 25 anos não tiveram retorno e só gastos.
Pode-se observar que o sistema com a configuração usual, ou seja, sem
banco de baterias e com custo reduzido produziu o melhor resultado na questão
financeira. Pois os fluxo de caixa mostra que em 25 anos ele dá retorno ao usuário.
Outra comparação pertinente seria de um resultado obtido no HOMER com
uma simulação feita no software PVsyst. Dessa foram foi elaborado uma simulação
no PVsyst com características semelhantes a instalação fotovoltaica do estudo.
O resultado está apresentado na FIGURA 43.
74
FIGURA 43 - SIMULAÇÃO PVSYST. FONTE: SOFTWARE PVSYST.
O resultado mostra que a produção de energia durante um ano foi de 38,74
MWh/ano. E se comparado com o resultado da simulação inicial com dados reais
realizada no HOMER, está bem semelhante, que no HOMER obteve o resultado de
37,781 MWh/ano. Comprovando a confiabilidade de resultados elétricos de ambos
os softwares.
75
6 MEDIÇÕES E COMPARAÇÕES
Depois de concluídas as simulações no software HOMER, foram efetuadas
medições na planta solar de 30kWp com intuito de se verificar se os valores obtidos
nas simulações estavam de acordo com a realidade da planta solar.
Para isso foi utilizado o equipamento de medição qualímetro da marca
FLUKE modelo 435 Series II, mostrado na FIGURA 44.
FIGURA 44 - EQUIPAMENTO DE MEDIÇÃO FLUKE. FONTE:FLUKE.
Para as medições foi conectado apenas um terço do sistema. Como a planta
faz parte de projetos dentro dos Institutos Lactec e a conexão total ainda não foi
regularizada junto à COPEL, somente uma porção pode ser conectada à rede.Dessa
forma todos os dados gerados e apresentados na sequência levarão em conta esse
fato.
Após várias medições algumas delas com insucesso, aquela, os quais os
resultados estão apresentados neste capítulo, foi realizada no dia 07 de julho de
2014. O equipamento FLUKE permaneceu conectado até o dia 08 de julho de 2014.
O equipamento de medição gera dados de tensão, corrente, potência,
harmônicos entre outros. Para esse trabalho os dados de potência ativa e energia
são importantes para a comparação com as simulações e verificação da eficiência
da planta. Dessa maneira, nos item a seguir são apresentados os parâmetros mais
relevantes para fins de análise da planta solar, bem como comparação com os
valores simulados no HOMER. Para referência, tamanha é a importância deste
76
quesito, abaixo encontra-se o comportamento da radiação solar para o dia
07/07/2014.
GRÁFICO 3 - RADIAÇÃO SOLAR DO DIA 07 DE JULHO DE 2014. FONTE: O AUTOR.
6.1 POTÊNCIA ATIVA
O comportamento da potencia ativa (kW) pode ser visualizado no GRÁFICO
4. Pelo comportamento do gráfico pode-se notar que este segue aproximadamente o
comportamento da radiação solar, como era de se esperar. Porém existe um ponto
fora da reta que pode ser explicado pela diferença de radiação nos painéis.
Ademais,no início da manhã a planta apresenta excelente geração de energia, visto
que somente 1/3 (um terço) da potência instalada estava conectada, ou seja, 10
kWp. Este fato comprova que muito embora a radiação solar neste dia tenha ficado
muito abaixo do ideal, nos momentos de presença de sol a planta apresentou boa
eficiência, sobretudo quando comparada com a média diária prevista para o mês de
julho, conforme GRÁFICO 1 do capítulo 5. O comportamento deste único dia esta de
acordo com o esperado, mesmo com a previsão de toda a planta (30 kWp)
conectada ao.sistema.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
08
:00
08
:30
09
:00
09
:30
10
:00
10
:30
11
:00
11
:30
12
:00
12
:30
13
:00
13
:30
14
:00
14
:30
15
:00
15
:30
16
:00
Radiação Solar
W/m
^2
Horas (h)
77
GRÁFICO 4 - POTÊNCIA ATIVA TOTAL MÉDIA. FONTE: O AUTOR
Com os dados medidos e gerados pelo software HOMER somente para o
dia 07, foi elaborado a tabela 3:
TABELA 5 - MÉDIA DAS POTÊNCIAS PARA O DIA 07 DE JULHO.
Medidas Software HOMER 1/3 Simulação
1785,39 W 5207,22 W 1735,74 W
FONTE: O AUTOR.
A tabela mostra que há uma grande confiabilidade do software comparado
aos dados medidos.
6.2 ENERGIA (kWh)
A respeito da energia entregue à rede elétrica, nota-se que, devido ao fato
da baixa radiação solar para o dia em estudo, a energia fornecida ao sistema foi de
aproximadamente 12 kWh, que corresponde a cerca de 43% do previsto para um dia
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
09
:56
10
:16
10
:36
10
:56
11
:16
11
:36
11
:56
12
:16
12
:36
12
:56
13
:16
13
:36
13
:56
14
:16
14
:36
14
:56
15
:16
15
:36
15
:56
16
:16
Potência Ativa Trifásica P
otê
nci
a (W
)
Horas (h)
78
do mês de Julho, conforme resultado da simulação apresentado na figura 35 do
capitulo 5.
Este fato mostra como um dia com baixa insolação pode mascarar a
confiabilidade da simulação. Pois, como já comprovado no item 2, o dia 7 de julho
realmente apresentou uma injeção média de potência equivalente ao determinado
pela simulação no HOMER.
O GRÁFICO 5mostra a energia fornecida a rede elétrica da COPEL para 1/3
da capacidade da planta solar.
GRÁFICO 5 - ENERGIA ATIVA TOTAL. FONTE: O AUTOR.
6.3 TENSÃO RMS
De forma a se avaliar o comportamento da tensão no ponto de acoplamento
da planta solar, esta se manteve constantemente dentro da faixa adequada prevista
no Módulo 8 do PRODIST da ANEEL, com valores ligeiramente acima daqueles
considerado nominal (127 V fase-neutro).
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
Energia
Ener
gia
(Wh
)
Horas (h)
79
Melhores análises devem ser feitas quando da conexão total da planta, ou
seja, 100% de sua capacidade nominal de 30 kWp. Neste caso, frente a uma
melhoria dos níveis gerados e uma melhora no fator de potência local, podem elevar
os níveis de tensão a valores acima dos considerados adequados pelo referido
documento normativo. Tal fato pode comprometer os ganhos com a geração de
energia, sendo que a planta poderá ser penalizada pela concessionária por estar
contribuindo para esta elevação de tensão no local.
GRÁFICO 6 - TENSÃO RMS FONTE: O AUTOR.
6.4 CORRENTES RMS
Sobre o comportamento das correntes, estes refletem o comportamento da
injeção de potência ativa mostrada no item 6.1. Todavia, pode-se notar que há uma
diferença entre as três correntes. Isto pode ser explicado pelo fato de que cada fase
é gerada por um inversor monofásico distinto e que as strings conectadas nos
inversores responsáveis pelas fases B e C estão localizadas em uma parte da planta
127
127.5
128
128.5
129
129.5
130
130.5
131
09
:56
10
:16
10
:36
10
:56
11
:16
11
:36
11
:56
12
:16
12
:36
12
:56
13
:16
13
:36
13
:56
14
:16
14
:36
14
:56
15
:16
15
:36
15
:56
16
:16
Vrms ph-n AN Méd. Vrms ph-n BN Méd. Vrms ph-n CN Méd.
Tensão RMS
Ten
são
(V)
Horas (h)
80
onde a incidência da radiação é menor que as strings responsáveis pela injeção de
corrente da fase A.
GRÁFICO 7 - CORRENTE RMS. FONTE: O AUTOR.
6.5 DISTORÇÃO HARMÔNICA DE TENSÃO
As distorções harmônicas totais de tensão (DHTV) apresentaram níveis
abaixo daqueles recomendados pelo Módulo 8 do PRODIST (ANEEL), que para
sistemas de BT (V< 1kV) é de 10%, e abaixo até de normas mias restritivas como a
Std IEEE 519, que limita a DHTV em 5% para sistemas de distribuição em baixa
tensão.
Verifica-se também que a distorção de tensão é imposta majoritariamente
pela tensão da rede, pois ela não muda seu comportamento com as alterações
ocorridas com a injeção de potencia ativa na rede.
0
5
10
15
20
25
09
:56
10
:16
10
:36
10
:56
11
:16
11
:36
11
:56
12
:16
12
:36
12
:56
13
:16
13
:36
13
:56
14
:16
14
:36
14
:56
15
:16
15
:36
15
:56
16
:16
16
:36
Corrente A Méd. Corrente B Méd. Corrente C Méd.
Corrente RMS C
orr
ente
(A)
Horas (h)
81
GRÁFICO 8 - DISTORÇÃO HARMÔNICA TOTAL DE TENSÃO. FONTE: O AUTOR.
6.6 Considerações finais
Pode-se notar com os resultados obtidos pelas medições que a injeção de
potencia ativa esta de acordo com o previsto nas simulações efetuadas no HOME
para o mês de julho, sobretudo quando consideramos especificamente o dia 7 de
julho.
Muito embora não se tenha obtido medições durante um dia com boa
irradiação solar, pode ser visto que a planta, ao longo das horas em que se teve sol,
forneceu energia à rede elétrica a contento do que se esperava com a simulação,
indicando, inclusive uma boa conversão de energia pelos painéis e inversores
adquiridos. Contudo, por este único registro não é possível concluir sobre a
eficiência da planta solar, pois seriam necessários dados de medição ao longo de
pelo menos 1 ano típico, climatologicamente.
As medições também foram muito úteis para comprovar a boa aproximação
dos resultados obtidos via simulação pelo HOMER, indicando que esta ferramenta
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
THD V AN Méd. THD V BN Méd. THD V CN Méd.
Distorção Harmônica Total de Tensão %
Horas (h)
82
pode e deve ser muito útil para quaisquer projetos de desenvolvimento e instalação
de plantas fotovoltaicas.
83
7 CONCLUSÃO
O estudo relacionado a sistemas solares fotovoltaicos é de suma
importância, pois o mundo necessita de formas alternativas de energia, devido a
aumento da utilização da eletricidade, da escassez de recursos convencionais de
energia elétrica e que inclusive não causem impactos negativos ao meio ambiente.
A forma de conversão de energia solar diretamente para energia elétrica,
chamado efeito fotovoltaico, já é muito usada em países de primeiro mundo. No
Brasil a geração fotovoltaica, vem crescendo principalmente por possuir condições
favoráveis para essa geração, como níveis de radiação solar elevados e um clima
adequado.
A utilização de softwares especializados para a validação de sistemas
fotovoltaicos é uma opção importante e necessária. O software HOMER, possui
ferramentas que possibilitam a visualização do comportamento de um sistema
fotovoltaico real, devido suas diversas ferramentas.
De acordo com o apresentado nesse trabalho, pôde-se observar que as
simulações mostram resultados coerentes com a realidade, o que comprova que a
utilização de softwares para a modelagem de sistemas fotovoltaicos é uma
ferramenta confiável.
A simulação auxilia de inúmeras formas a elaboração de um projeto de uma
planta solar, pois mostra o comportamento desse sistema e, além disso, mostra
resultados relacionados ao capital gasto nesse projeto, mostrando em quanto tempo
o retorno é percebido.
A simulação segue o modelo de compra e venda de energia elétrica para a
rede, porém, no Brasil o modelo usado é de compensação de energia. Então o que é
dito como compra e venda, foi considerado como empréstimo.
Os resultados obtidos nas medições mostraram que o sistema é eficiente
quanto a sua funcionalidade, pois alcançou uma saída de potência muito próxima ao
simulado no HOMER, não gerando ainda problemas de perda da qualidade de
energia elétrica.
Para trabalhos futuros, pode ser estudado novas tecnologias de painéis
fotovoltaicos e inversores, que possam melhorar o sistema, assim como também
84
avançar com os estudos sobre a planta solar de 30 kWp, entrando em quesitos
como qualidade de energia e eficiência energética.
85
REFERÊNCIAS
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