Dimensionamento de sistemas fotovoltaicos conectados à rede

O dimensionamento de SFCR visa ajustar a energia irradiada pelo sol da melhor forma de ser aproveitada pelos módulos fotovoltaicos para suprir as necessidades de energia elétrica da carga. Os projetos de SFCR tem por objetivo dimensionar os painéis fotovoltaicos, escolher o inversor que melhor se adequa as necessidades do sistema, definir os arranjos fotovoltaicos e calcular toda proteção necessária. As principais etapas para projetar um SFCR serão abordadas neste tópico.

Primeiramente, para projetar um sistema fotovoltaico é necessário identificar a região em que serão instalados os módulos, para se determinar o valor da radiação solar da localidade. Estes valores estão disponíveis, em forma de banco de dados, nos endereços de Internet de algumas instituições, como no CRESESB, Centro de Referência para Energia Solar e Eolica Sergio de Salvo Brito, e no SWERA, Solar and Wind Energy Resourse Assessment. Para o presente estudos serão utilizados os dados do SWERA.

O SWERA, no caso do Brasil, compila os dados fornecidos pelo INPE (Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais) e fornece os valores de radiação média mensal das regiões brasileiras, além de fornecer o valor da média anual (BLUESOL, 2016). Os dados da radiação são importantes para a determinação das Horas de Sol Pleno, representada pela equação (2.2).

Depois de especificada a radiação solar, é importante definir a carga que o sistema fotovoltaico irá atender. No caso da microgeração, o sistema é utilizado para suprir parcial ou integralmente o consumo da unidade consumidora. A forma mais fácil de mensurar a energia utilizada pela unidade é através da conta de energia elétrica fornecida pela distribuidora. Consta, nas contas, um panorama anual do consumo mensal de energia. A partir dos dados é possível encontrar o valor da energia média anual consumida.

De posse desses valores, pode-se calcular a potência máxima do gerador fotovoltaico, de acordo com a equação (2.4) (CRESESB, 2014):

𝑃_𝐹𝑉 = 𝐸

𝑇𝐷 𝑥 𝐻𝑆𝑃 𝑥 30 (2.4)

Onde:

PFV: Potência de pico do gerador fotovoltaico (kWp); E: Consumo médio mensal (total ou parcial) (kWh); HSP: Horas de Sol Pleno (h);

TD: Taxa de desempenho, adimensional.

A taxa de desempenho (TD) é definida como a relação entre o desempenho real do sistema e o desempenho máximo teórico possível. Ele é utilizado para avaliar o sistema e leva em consideração as perdas envolvidas como: sombreamento, temperatura, sujeira acumulada, perdas nos condutores e baixa eficiência dos inversores. O valor de TD varia de 60% a 90%. (CRESESB, 2014; MOREIRA, 2016).

O próximo passo para o dimensionamento do SFCR é escolher a potência do módulo fotovoltaico para determinar a quantidade total de painéis que serão utilizados. A quantidade total de módulos (Nmódulos) pode ser determinada pela equação (2.5) (MOREIRA, 2016):

𝑁𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 =

𝑃_𝐹𝑉

𝑃𝑀𝑃 𝑥 1000 (2.5)

PMP: Potência de pico do módulo fotovoltaico (Wp);

O sistema de condicionamento de potência pode ser dimensionado levando em consideração a potência de saída (potência pico ideal do gerador fotovoltaico) ou levando em consideração a soma das potências individuais dos módulos (BLUESOL, 2016). Em ambos os casos é importante verificar a compatibilidade ideal entre inversor e gerador, uma vez que se houver incompatibilidade irá afetar diretamente na eficiência do conjunto. A potência do inversor pode ser até 25% menor que a dos painéis, sem que haja perda de eficiência no sistema (MOREIRA, 2016). Outro parâmetro que deve ser levado em consideração para o dimensionamento dos inversores é o FDI (Fator de Dimensionamento do Inversor) representado pela relação entre a potência nominal do inversor e a potência pico do gerador fotovoltaico, equação (2.6) (CRESESB, 2014):

𝐹𝐷𝐼 = 𝑃𝑖

𝑃_𝐹𝑉 (2.6)

Idealmente, o FDI deveria ser unitário, porém devido a variações de irradiância e temperatura é quase inviável chegar a este valor. Como a escolha do inversor depende do projetista, determinou-se que a faixa de valores aceitáveis para o FDI, de modo que o sistema não perca potência, seriam entre 70% e 120% (DOS SANTOS, 2016 apud DA COSTA, 2010).

Após a determinação da potência do gerador, da quantidade de painéis e da potência do inversor, deve-se definir como serão montados os arranjos fotovoltaicos de modo a obter a potência adequada. Inicialmente, mensura-se a quantidade de painéis que serão colocados em série. Sabendo o valor da tensão total dos módulos em série, calcula- se a quantidade de fileiras que serão colocadas em paralelo. Para a determinação do arranjo deve-se respeitar os limites de operação do inversor escolhido: a tensão de máxima potência da fileira deve estar dentro do intervalo de operação do inversor; a tensão de circuito aberto da fileira deve ser menor que a tensão máxima do inversor; e a corrente de curto-circuito do arranjo deve ser inferior a corrente máxima do inversor.

Outro ponto que deve ser levado em consideração durante o dimensionamento dos arranjos, é a influência da temperatura nos módulos, por isso deve-se corrigir os valores das tensões de máxima potência e de circuito aberto, levando em consideração o pior caso. Para correção das tensões, pode-se utilizar as equações (2.7) e (2.8) (CRESESB, 2014):

𝑉_𝑀𝑃(𝑇) = 𝑉_{𝑀𝑃(𝑆𝑇𝐶)}𝑥 [1 + 𝛽𝑇

100(𝑇 − 25)] (2.7)

𝑉_𝑂𝐶(𝑇) = 𝑉_{𝑂𝐶(𝑆𝑇𝐶)}𝑥 [1 + 𝛽𝑇

100(𝑇 − 25)] (2.8)

Onde:

VMP(T): tensão de máxima potência do módulo em condições de temperatura extrema, em (V);

VMP (STC)(T): tensão de máxima potência do módulo em STC definida na folha de dados em (V);

VOC(T): tensão de circuito aberto do módulo em condições de temperatura extrema, em (V);

VOC (STC)(T): tensão de circuito aberto do módulo em STC definida na folha de dados em (V);

ΒT: coeficiente de temperatura da tensão de circuito aberto do módulo, em (%/ºC); T: temperatura de operação em condições extremas, em (ºC).

A quantidade de módulos fotovoltaicos utilizados para montar as fileiras pode ser estimada pelas equações (2.9) e (2.10) (DOS SANTOS, 2016 apud VILLALVA, 2012; ZILLES, 2012):

𝑉_{𝑀𝑃_𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙} = 𝑉_{𝑀𝑃(𝑆𝑇𝐶)}𝑥 𝑁_{𝑠é𝑟𝑖𝑒𝑠} = [𝑉_{𝑖𝑀𝑃_𝑚í𝑛} 𝑎 𝑉_{𝑖𝑀𝑃_𝑚á𝑥}] (2.9) 𝑉𝑜𝑐_𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑉𝑂𝐶(𝑆𝑇𝐶)𝑥 𝑁𝑠é𝑟𝑖𝑒𝑠 = [𝑉𝑖𝑀𝑃_𝑚í𝑛 𝑎 𝑉𝑖𝑀𝑃_𝑚á𝑥] (2.10) Onde:

VMP (STC): tensão de máxima potência do módulo em STC (25ºC) disponível na folha de dados;

VMP_total: tensão de MPPT produzida pelos módulos em série;

VOC (STC): tensão de circuito aberto do módulo em STC (25ºC) disponível na folha de dados;

VOC_total: tensão de circuito aberto produzida pelos módulos em série; ViMP_mín: tensão mínima de entrada do inversor;

ViMP_máx: tensão máxima de entrada do inversor;

Nsérie: número de módulos possíveis de serem conectados em série.

O dimensionamento da quantidade de fileiras em paralelo pode ser feito de acordo com a equação (2.11) (CRESESB, 2014):

𝑁_{𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜} = 𝑁𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠

𝑁_{𝑠é𝑟𝑖𝑒} (2.11)

Onde:

Nparalelo: quantidade de fileiras associadas em paralelo.

Vale ressaltar que a corrente total das fileiras em paralelo tem que ser menor que a corrente máxima de entrada do inversor (CRESESB, 2014).

Depois de calculado o arranjo, pode-se determinar a potência nominal do gerador fotovoltaico através da equação (2.12) (DOS SANTOS, 2016 apud ZILLES, 2012):

𝑃𝑛𝐹𝑉 = 𝑁𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑥𝑁𝑠é𝑟𝑖𝑒𝑥𝑃𝑀𝑃 (2.12)

Onde:

3. PROCEDIMENTOS NECESSÁRIOS PARA CONEXÃO DA GERAÇÃO