4 Caso de estudo
LUXOR LX-250 Mono
Tipo de tecnologia Policristalina Monocristalina Nº de células ligadas em série 60 60
Eficiência (%) 14,91 15,46 Pmax (Wp) 250 250 Dimensões (m × m) 1,675×1,001 1,640×0,992 NOCT (ºC) 46 47 Imax (A) 8,27 8,17 Vmax (V) 30,50 30,79 ICC (A) 8,81 8,53 VAC (V) 37,60 37,41 ∆𝑉 𝑑𝑒 𝑉AC (mV/ºC) -129,00 -140,17 ∆𝐼 𝑑𝑒 𝐼CC (mA/ºC) 2,94 2,88 Preço (€) 210 240 Garantia (anos) 10 10
80 4.5 - Configuração física do sistema
A partir dos dados do PVGIS, verificou-se que o ângulo ótimo de inclinação dos painéis fotovoltaicos, na cidade da Trofa, é de 36°. Ora, tendo em conta que a cobertura do edifício regista uma inclinação de 13,7º - segundo medições no Google Earth, pois não foi possível ter acesso à planta da sua cobertura – então a inclinação que o painel deve possuir em relação à cobertura é de 22,3º. Com estes dados já é possível chegar aos valores quer da distância mínima entre fileiras, d, através da equação (3.5), quer do fator de utilização do espaço, F, pela equação (3.6).
O Quadro 4.5 apresenta os resultados obtidos nos dois tipos de painéis.
Quadro 4.5 - Determinação da distância mínima entre fileiras e do fator de utilização do espaço.
Painel Solar World
SW-250 Poly LUXOR LX-250 Mono Comprimento do painel (b) 1,675 m 1,640 m Ângulo de inclinação ótimo (α) 36º 36º
Altura mínima solar (β) 25,21º 25,21º
Distância mínima entre
fileiras (d) 2,90 m 2,84 m
Fator de utilização do
81 4.6 - Potência do sistema
No presente projeto, optou-se por uma potência de ligação à rede de 2,7 kW(devido aos valores de potência tomada em horas de ponta pela empresa no ano de 2015 – comprovados pelo anexo A). Por sua vez, a potência a instalar deverá ser cerca de 10% superior à anterior, ou seja, 3 kWp, correspondente a 12 painéis de 250 Wp. Tendo em conta o valor da potência, pode-se esquematizar, para um caso genérico, a UPAC da seguinte forma:
Legenda:
1. Painel FV (fotovoltaico) 2. Estrutura FV
3. Conetores 4. Cabo de cadeia FV
5. Quadro de grupo PV 6. Dispositivo de proteção contra as
sobreintensidades (se necessário) 7. Dispositivo de proteção contra as
sobretensões (se necessário) 8. Cabo de grupo FV
9. Ligação equipotencial 10. Quadro de gerador FV
11. Cabo de gerador FV 12. Dispositivo de seccionamento e
corte 13. Dispositivo de proteção contra as
sobreintensidades (se necessário)
14. Dispositivo de proteção contra as sobretensões (se necessário)
15. Quadro FV DC 16. Cabo principal FV DC
17. Quadro FV AC 18. Dispositivo de proteção diferencial
e seccionamento FV AC 19. Dispositivo de seccionamento e de
corte da instalação FV AC 20. Cabo de alimentação FV
21. Terminal de equipotencialidade 22. Condutor de proteção do cabo de
82
23. Elétrodo da Terra 24. Terminal principal de terra
25. Dispositivo de proteção contra as sobretensões (se necessário)
26. Dispositivo de proteção contra as sobreintensidades (se necessário) 27. Ponto de ligação da instalação FV 28. Dispositivo de corte geral da
instalação elétrica
29. Equipamento de contagem da
energia total produzida na instalação FV
30. Dispositivo de proteção e corte omnipolar da instalação FV 31. Circuitos da instalação elétrica de
consumo
32. QE/QP – Quadro de entrada /Quadro parcial da instalação elétrica
33. Equipamento de contagem da
energia excedente da instalação FV
34. Equipamento de contagem da energia da instalação de consumo 35. Transformador de potência MT/BT 36. Dispositivo de proteção, corte e
secionamento
37. Proteção de máxima tensão
homopolar, com atuação no
dispositivo de proteção e corte na instalação FV, ou no dispositivo de MT ou no QGBT.
38. Dispositivo de corte e
secionamento
Figura 4.7 - Esquema tipo de uma UPAC com um grupo FV de potência superior a 1,5 kW, associada a uma instalação elétrica alimentada pela RESP, em MT, com contagem BT
(adaptado de CTNE, 2015).
No que respeita ao processo de licenciamento (dissecado no capítulo 3), como a UPAC tem uma potência compreendida entre 1,5 kW e 1MW, então encontra-se sujeita a registo prévio e à obtenção de certificado de exploração.
Posto isto, é importante não esquecer as condicionantes físicas e regulamentares relativas à potência escolhida, como sendo a área útil disponível para instalação dos painéis fotovoltaicos, a potência contratada ao comercializador de eletricidade por parte da instalação de consumo e a relação entre a energia produzida pela UPAC e a consumida pela empresa.
4.6.1 - Condicionante área útil disponível
A área útil disponível considerada para instalação dos painéis FV é de 525 m2. Como o maior painel FV é o SW-250 Poly e, consequentemente, o que ocupa mais área, então, basta calcular o número máximo de painéis FV para este caso. Desta forma, recorrendo à equação (3.7), temos:
𝑁º 𝑀á𝑥𝑖𝑚𝑜 𝑑𝑒 𝑃𝑎𝑖𝑛𝑒𝑖𝑠 = 𝐴𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛í𝑣𝑒𝑙 𝐴𝑀ó𝑑𝑢𝑙𝑜 𝐹𝑉+ 𝐴𝑁ã𝑜 Ú𝑡𝑖𝑙
= 525
((1,675×1,001) + (1,675×2,90))≈ 80 𝑃𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠
Portanto, a área útil disponível é mais do que suficiente para instalar os 12 painéis necessários.
83
4.6.2 - Condicionante potência contratada
Conforme fora referido no capítulo 3, e em concordância com o Decreto-Lei n.º 153/2014, no caso de UPAC, a potência de ligação da UPAC tem de ser inferior à potência contratada na instalação de consumo – o valor da potência contratada é de 186 kW, de acordo com as faturas cedidas pela empresa e que podem ser consultadas no anexo A. Em termos práticos, 2,7 kW < 186 kW, logo a condição é facilmente verificada. Em segundo lugar, a potência da UPAC não pode ser superior a duas vezes a potência de ligação, isto é, 3 kWp ≤ 2 × 2,7 kW, o que também acontece.
4.6.3 - Condicionante energia produzida e consumida
Segundo os dados de faturação que a empresa facultou, as suas necessidades de consumo em 2015 situaram-se nos 16,309 MWh/ano, como ilustra o Quadro 4.6.
Quadro 4.6 – Quantidade de energia elétrica consumida mensalmente pela empresa em 2015, em cada período do tarifário, e potência tomada em horas de ponta.
Mês
Consumo mensal de energia ativa em cada período do tarifário (kWh) Potência tomada em horas de ponta (kW) Super vazio Vazio
normal Cheia Ponta Total
Janeiro 122 247 651 298 1318 2,84 Fevereiro 123 229 876 344 1572 3,28 Março 112 207 751 276 1346 2,76 Abril 126 223 786 261 1396 2,78 Maio 122 239 743 252 1356 4,20 Junho 126 224 791 269 1410 4,08 Julho 123 222 810 258 1413 4,10 Agosto 128 234 840 247 1449 3,92 Setembro 124 208 513 142 987 2,06 Outubro 124 202 806 276 1408 4,18 Novembro 127 231 800 307 1465 3,61 Dez 121 213 551 304 1189 2,90 Total 1478 2679 8918 3234 16309 --- Percentagem de eletricidade consumida em cada período do tarifário 9,06 % 16,43 % 54,68 % 19,83 % 100 % ---
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Numa primeira análise, tendo em conta que o horário laboral da empresa é diurno - compreendido entre as 9h e as 18h30m – já era de esperar que a percentagem do consumo de energia ativa na empresa se destacasse nas horas de cheia e de ponta (neste caso, a sua soma ronda os 75%). Tal facto, reforça a ideia de viabilidade da implementação de uma UPAC no local.
Noutra ótica, de modo a maximizar a eficiência da UPAC, esta deve ser dimensionada para o pior mês possível, isto é, aquele em que os níveis de radiação são inferiores – dezembro, conforme sugere a Figura 4.3. Assim sendo, levando em consideração o valor de potência tomada em horas de ponta para o mês de dezembro, a potência a instalar no sistema é de 3 kW. Trata-se de um valor relativamente baixo para uma empresa, ainda para mais para um valor de potência contratada significativamente superior (186 kW). Finalmente, de acordo com o Decreto-Lei nº 153/2014, a produção energética anual de uma UPAC deve ser inferior às necessidades de consumo do edifício (16,309 MWh/ano). Por conseguinte, importa calcular a energia produzida pela UPAC.
4.6.3.1 – Estimativa da energia produzida
De referir que as folhas de cálculo utilizadas se encontram no anexo C, sendo que, neste subcapítulo, serão apresentados de forma mais detalhada apenas os cálculos referentes aos painéis SW-250, a título de exemplo.
Dito isto, o primeiro passo para estimar a energia anualmente produzida por cada módulo FV da UPAC consiste no cálculo dos parâmetros globais, tais como o fator de idealidade, m, o fator de idealidade equivalente, m’, e ainda, a corrente inversa de saturação nas condições de referência, Ir0 – equações (3.14), (3.13) e (3.12), respetivamente. 𝑚 = 30,5 − 37,6 2,57×10−2×ln (1 −8,27 8,81) = 98,88 𝑚´ =98,88 60 = 1,6 𝐼0𝑟= 8,81 𝑒 37,6 (98,88×2,57×10−2)− 1 = 9,07×10−6 𝐴
Depois de determinar os parâmetros globais, é chegado o momento de calcular os parâmetros específicos para cada valor de radiação e temperatura médias mensais. A
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título ilustrativo, no que concerne ao mês de janeiro, o valor da temperatura de funcionamento das células FV, θC (ºC), é calculado a partir da expressão (3.16).
𝜃𝐶= 11 +
136,3×(46 − 20)
800 = 15,4℃
Por sua vez, a tensão equivalente de temperatura, VT, é determinada através da equação (3.15). 𝑉𝑇 = 𝑘𝑇 𝑞 = 1,38×10−23×(15,4 + 273,15) 1,6×10−19 = 2,49×10 −2 𝑉
De seguida, calcula-se a tensão correspondente à potência máxima, conforme (3.10) e substituindo I0 por (3.11). 𝑉𝑚𝑎𝑥= 98,88×2,49×10−2×4,8 𝑙𝑛 [ (8,81 − 8,27)136,3 1000 9,07×10−6(288,55 298,15) 3 𝑒 1,12 1,65( 1 2,57×10−2− 1 2,49×10−2) ] = 27,01 𝑉
Por seu turno, a corrente máxima é determinada pela equação (3.9).
𝐼𝑚𝑎𝑥 =
136,3
1000 × 8,27 = 1,13 𝐴
Posto isto, calcula-se a potência máxima, através da expressão (3.17).
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Analogamente, efetua-se o procedimento até agora demonstrado para os restantes meses, obtendo-se o Quadro 4.7 – referente ao painel SW-250.
Quadro 4.7 – Síntese do cálculo dos parâmetros específicos para um ano completo pelo módulo SW-250.
Meses G
(W/m2/dia) θa (ºC) θc (ºC) VT(V)
Vmax
(V) Imax (A) Pmax (W) Janeiro 136,3 11 15,4 2,49 × 10-2 27,01 1,13 30,44 Fevereiro 189,2 11,8 17,9 2,51 × 10-2 27,41 1,56 42,88 Março 232,5 14,2 21,8 2,54 × 10-2 27,31 1,92 52,52 Abril 239,2 15,2 23,0 2,55 × 10-2 27,19 1,98 53,78 Maio 258,8 17,5 25,9 2,56 × 10-2 26,92 2,14 57,60 Junho 271,7 20,7 29,5 2,61 × 10-2 26,46 2,25 59,45 Julho 283,8 20,7 29,9 2,61 × 10-2 26,51 2,35 62,21 Agosto 286,3 21,9 31,2 2,62 × 10-2 26,33 2,37 62,33 Setembro 265,4 22 30,6 2,62 × 10-2 26,23 2,19 57,56 Outubro 203,3 18,1 24,7 2,57 × 10-2 26,50 1,68 44,56 Novembro 152,5 13,8 18,8 2,52 × 10-2 26,74 1,26 33,73 Dezembro 127,5 11,5 15,6 2,49 × 10-2 26,81 1,05 28,27
Finalmente, chega-se ao valor da energia anualmente produzida por cada painel, através da equação (3.8) e admitindo uma eficiência máxima do conjunto MPPT/Inversor de 90%.
𝐸 = 0,9 × ∑ 𝑃𝑚𝑎𝑥(𝐺, 𝜃)𝑖 × 24 12
1
× 𝑁𝐷𝑀 = 384737,07 𝑊ℎ ≅ 384,74 𝑘𝑊ℎ
Em que, NDM representa o número de dias de cada mês. O Quadro 4.8 sintetiza o método de cálculo que permitiu obter o resultado acima apresentado, referente à estimativa de energia produzida anualmente por um módulo SW-250. De relembrar que as folhas de cálculo utilizadas para este propósito podem ser consultadas no anexo C, quer no que respeita aos painéis policristalinos da SolarWorld, quer aos painéis monocristalinos da LUXOR.
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Quadro 4.8 – Estimativa da energia produzida (versão resumida) ao longo de um ano pelo módulo SW-250.
Meses Pmax (W) NDM ηmax inv Nº de horas E (kWh)
Janeiro 30,44 31 0,9 24 20,38 Fevereiro 42,88 28 0,9 24 25,94 Março 52,52 31 0,9 24 35,16 Abril 53,78 30 0,9 24 34,85 Maio 57,60 31 0,9 24 38,57 Junho 59,45 30 0,9 24 38,52 Julho 62,21 31 0,9 24 41,66 Agosto 62,33 31 0,9 24 41,74 Setembro 57,56 30 0,9 24 37,30 Outubro 44,56 31 0,9 24 29,84 Novembro 33,73 30 0,9 24 21,86 Dezembro 28,27 31 0,9 24 18,93 TOTAL 384,74
Posto isto, apresentam-se de seguida três gráficos que visam comparar as diferenças de produção nos dois tipos de painéis. Relativamente à Figura 4.8, os resultados revelam que os painéis FV da SolarWorld (SW) e da LUXOR (LX) apresentam produções mensais de energia muito semelhantes. Os meses de maior produção são os de julho e agosto com produções aproximadas de 41,7 kWh e 42,5 kWh para painéis SW e LX, respetivamente. Por sua vez, o mês de dezembro é aquele em que a produção energética é inferior: 18,9 kWh para SW e 19,5 kWh para LX.
Em termos anuais, Figura 4.9, cada painel LX produz mais 8,29 kWh que um painel SW. Portanto, para uma UPAC de 3 kWp (12 painéis de 250 Wp), a diferença de produção anual entre os dois tipos de tecnologia situa-se nos 100 kWh (4,72 MWh para LX contra 4,62 MWh para SW – Figura 4.10).
88
Eis, então, as diferenças de produção entre os dois tipos de painéis.
Figura 4.8 - Energia mensalmente produzida por cada painel FV durante um ano.
Figura 4.9 - Energia anualmente produzida por cada painel FV.
Dada a maior eficiência dos painéis LUXOR, já era previsível uma produção anual superior à dos painéis SolarWorld.
Figura 4.10 - Energia produzida pela UPAC, por ano.
Porém, o preço dos primeiros também é superior em relação ao dos segundos, visto utilizarem células de silício monocristalino que, como mencionado no capítulo 2, são mais caras que as de silício policristalino. Assim sendo, resta saber se a maior produção
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energética anual por parte dos painéis LUXOR compensa os custos iniciais associados mais elevados.
Para isso, considerou-se a situação ideal (apenas para efeitos de cálculo): 100% da energia produzida pela UPAC é autoconsumida. De realçar que, realisticamente, tal não irá acontecer, na medida em que a UPAC foi dimensionada para o pior mês (dezembro). Por seu turno, de forma a calcular a poupança anual na situação ideal, e tendo em conta que mais de 70% da energia consumida pela empresa ocorre em horas de ponta e cheia, considerou-se para efeitos de cálculo uma única tarifa: a tarifa ponderada de energia (105,8€/MWh).
O Quadro 4.9 compara as duas soluções na situação ideal.
Quadro 4.9 – Poupança anual ideal na UPAC estudada para diferentes tipos de solução.
Solução Custo (€) Autoconsumo
anual (MWh) Tarifa (€/MWh) Poupança anual (€) 12 Painéis SolarWorld 2520 4,62 105,8 488,80 12 Painéis LUXOR 2880 4,72 105,8 499,38
A partir do Quadro 4.9, é possível aferir que o conjunto de 12 painéis LX permitiriam poupar mais 10,58 €/ano, quando comparados com os 12 painéis SW. No entanto, o seu custo inicial também seria superior, mas em 360 €. Assim, através deste estudo económico superficial, constata-se que a solução mais adequada para a instalação em estudo baseia-se na utilização de módulos policristalinos da SolarWorld.
Dito isto, importa relembrar que, na vertente legal, a produção energética da UPAC (4,62 MWh/ano) deve ser inferior às necessidades de consumo do edifício (16,309 MWh/ano). Como tal premissa também se verifica, então, são cumpridas todas as condicionantes impostas pelo Decreto-Lei nº 153/2014.
90 4.7 - Dimensionamento dos inversores
Pela condição (3.15):
0,7𝑃𝐹𝑉 < 𝑃𝐼𝑁𝑉 < 1,2𝑃𝐹𝑉
A potência do inversor terá que ser superior a 70% da potência fotovoltaica (0,7×3 kW) e inferior a 120% da mesma (1,2×3 kW), ou seja, terá de estar compreendida entre 2,1 e 3,6 kW.
Noutra ótica, como não existe efeito de sombra no local de instalação, o dimensionamento do inversor ficou facilitado, visto não ser necessário configurar a matriz fotovoltaica de modo a minimizar as perdas decorrentes desse efeito. Como ferramenta de auxílio ao dimensionamento do inversor recorreu-se ao software Sunny Design desenvolvido pela SMA, ilustrado na Figura 4.11.
Figura 4.11 - Ambiente de trabalho da aplicação Sunny Design da SMA.
A grande vantagem deste programa reside na possibilidade de variar os parâmetros básicos do sistema FV e, assim, comparar as diversas soluções (entre várias marcas de painéis e diferentes configurações) para, finalmente, escolher a opção ótima ao nível do binómio preço/rendimento.
No que concerne ao sistema FV estudado, o inversor ideal é o Sunny Boy SB 2500 (2,5 kVA de potência nominal AC), da marca SMA, que possui uma única entrada, com apenas uma string composta por 12 painéis ligados em série.
Os parâmetros de desempenho do inversor DC/AC, assim como a sua compatibilidade com o sistema FV, e ainda o coeficiente de potência nominal e o fator de eficiência são apresentados no Quadro 4.10.
91
Quadro 4.10 – Resumo da solução encontrada (Inversor) para o sistema FV em estudo.
Inversor 1× SB 2500 Entrada A Strings × Painéis (1×12) Compatibilidade Sistema FV /Inversor Tensão DC mínima 303 V/224 V Tensão DC máxima 501 V/600 V Corrente DC máxima 8,3 A/12 A
Potência DC máxima 3 kWp/2,7 kW
Desempenho do inversor
Coeficiente de potência nominal
(85%-115%) 90%
Fator de eficiência do inversor 94,7%
De realçar que o inversor foi subdimensionado como sugerido no capítulo 3, com o intuito de aumentar a sua eficiência.
4.7.1 – Número mínimo de painéis por fileira
Embora os números mínimo e máximo de painéis em cada string sejam indicados no programa Sunny Design, é importante aplicar as equações expostas no capítulo anterior, referentes a este assunto. Assim sendo, pela equação (3.19):
𝑉𝑀𝑃𝑃 (70º𝐶) = (1 + 45℃ × 𝛥𝑉
100 ) × 𝑉𝑀𝑃𝑃 (𝑆𝑇𝐶)
Considerando ΔV= -129 mV/ºC e VMPP (STC) = 30,5 V, chega-se a um valor de VMPP (70ºC) = 28,73 V. Posto isto, já é possível obter o valor mínimo de painéis por fileira, através da equação (3.17): 𝑛𝑚𝑖𝑛= 𝑉min 𝑖𝑛𝑣 𝑉𝑀𝑃𝑃 (70℃) = 224 28,73≈ 8 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠
4.7.2 – Número máximo de painéis por fileira
De modo a chegar ao número máximo de painéis por string, primeiramente, calcula-se a tensão em circuito aberto para uma temperatura de -10ºC, pela expressão (3.21):
𝑉𝐶𝐴 (−10º𝐶)= (1 −
35℃ × 𝛥𝑉
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em que, VCA (STC) toma o valor de 37,6 V e, desta forma, VCA (-10ºC) = 35,90 V. Chegados aqui, determina-se o número máximo de painéis em série, nmax, a partir da equação (3.22): 𝑛𝑚𝑎𝑥= 𝑉max 𝑖𝑛𝑣 𝑉𝐶𝐴 (−10℃)= 600 35,90 ≈ 16 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠
4.7.3 – Número máximo de fileiras em paralelo
Na configuração de um sistema FV, além dos valores mínimo e máximo de painéis por fileira, é conveniente saber o número de fileiras que podem ser associadas em paralelo. Para tal, utiliza-se a equação (3.23):
𝑛𝑓𝑖𝑙≤
𝐼max 𝑖𝑛𝑣
𝐼max 𝑓𝑖𝑙
≤ 12
8,27≤ 1,45
Portanto, o inversor SB 2500 suporta uma única string na sua entrada.
4.7.4 - Local de instalação do inversor
De maneira a reduzir as perdas por efeito de Joule, o inversor vai ficar o mais próximo possível das caixas de junção, diminuindo, assim, o comprimento dos cabos DC.
4.8 - Dimensionamento dos cabos
Para calcular a secção mínima dos cabos, recorreu-se às equações (3.25), (3.29) e (3.32), relativas aos cabos de fileira, cabos principais DC e cabos AC, respetivamente. Por seu turno, determinaram-se as perdas de potência em cada um dos cabos pelas expressões (3.26), (3.30) e (3.34).
Em primeiro lugar, apresentam-se os parâmetros que permitiram o cálculo da secção dos cabos de fileira, SFi, e, posteriormente, nas perdas de potência por efeito de Joule, PM, ao longo desses mesmos cabos.
Quadro 4.11 - Determinação da secção dos cabos de fileira e das perdas de potência por efeito de Joule associadas. Entrada do Inversor LM (m) IFi (A) VMPPFi (V) δ (m/Ω.mm2) SFi (mm2) SFi Normalizada (mm2) PM (W) A 12 8,27 501 44,8 0,89 4 9,23
93
Relativamente à Quadro 4.11, importa enfatizar que a secção normalizada do cabo a instalar seria de 2,5 mm2, porém, de modo a reduzir as perdas e possuir um melhor comportamento perante uma sobrecarga, optou-se por condutores com a secção de 4 mm2, opção esta que se traduz num bom compromisso de custos.
É de salientar ainda que, em conformidade com as RTIEBT, foi usada a condutividade dos cabos de cobre para a temperatura em serviço normal, ou seja, 0,8 vezes a condutividade a 20 °C, 0,8×56 = 44,8m/Ω.mm2.
Como visto no capítulo anterior, os cabos de fileira devem satisfazer duas condições em vertentes distintas. Por um lado, a norma Alemã VDE 0100 Parte 712 (1998) limita a 1% as perdas de potência através dos cabos DC do sistema fotovoltaico (condição de queda de tensão). Por outro lado, a norma europeia IEC 60364-7-712 impõe a condição (3.27):
𝐼𝐹𝑖≤ 𝐼𝑍≥ 1,25 𝐼𝐶𝐶 𝐹𝑉
Ora, os condutores de fileira escolhidos neste projeto são os cabos FV ZZ-F (AS), pelo facto de serem cabos solares de alta segurança livres de halogéneo. Então, dado que para uma secção de 4 mm2, a corrente máxima admissível por estes cabos (quando instalados de forma adjacente a uma superfície) é de 44 A, a equação fica:
8,27𝐴 ≤ 44𝐴 ≥ 1,25 ×8,81𝐴
Por conseguinte, a condição anterior é cumprida para os cabos de fileira.
Em segundo lugar, apresentam-se os parâmetros que permitiram o cálculo da secção dos cabos principais DC, SCABO DC, e, de seguida, nas perdas de potência por efeito de Joule, PM, ao longo desses mesmos cabos.
Quadro 4.12 - Determinação da secção dos cabos principais DC e das perdas de potência por efeito de Joule associadas.
Entrada do Inversor LCABO DC (m) ICABO DC (A) PFV (Wp) PM (W) δ (m/Ω.mm2) SCABO DC (mm2) SCABO DC Normalizada (mm2) PCABO DC (W) A 10 8,27 3000 14,76 44,8 1,03 4 7,69
Tal como nos cabos de fileira, a secção normalizada do cabo DC a instalar seria de 2,5 mm2, no entanto, optou-se por condutores com a secção de 4 mm2, pelas razões já mencionadas acima.
94
Os cabos DC devem também satisfazer a condição de aquecimento, dada pela equação (3.28). Como os condutores principais DC são também cabos FV ZZ-F (AS), cuja corrente máxima admissível é de 44 A para uma secção de 4 mm2, então:
𝐼𝐶𝐴𝐵𝑂 𝐷𝐶 ≤ 𝐼𝑍⟷ 8,27𝐴 ≤ 44A
Pelo que, a condição é satisfeita.
Por último, apresentam-se os parâmetros que ajudaram a determinar a secção dos cabos AC, SCABO AC, e, posteriormente, nas perdas de potência por efeito de Joule, PM, ao longo desses mesmos cabos – Quadro 4.13.
Quadro 4.13 - Determinação da secção dos cabos AC e das perdas de potência por efeito de Joule associadas. Inversor LCABO AC (m) ICABO AC (A) cos φ V Rede (V) δ (m/Ω.mm 2) SCABO AC (mm2) SCABO AC Mínima exigida RTIEBT (mm2) PCABO AC (W) SB 2500 20 3,61 1 400 44,8 0,23 6 1,68
Por seu lado, os condutores AC a utilizar serão os cabos RV-K / FXV (0,6/1 kV) isolados a Polietileno Reticulado (XLPE) que, segundo o método de referência B, para a secção de 6 mm2 apresentam uma corrente máxima admissível igual a 44 A.
Posto isto, segue-se a síntese das perdas ao longo da linha de cabos na instalação FV - Quadro 4.14.
Quadro 4.14 - Quantificação das perdas por efeito de Joule na instalação FV.
Quantificação de Perdas W %
Perdas cabos de fileira 9,23 0,31 Perdas cabos principais DC 7,69 0,26
Perdas cabos AC 1,68 0,06
95
De realçar do Quadro 4.14 que o limite de 1% relativo às perdas de potência através dos cabos DC do sistema fotovoltaico (cabos de fileira e cabos principais DC), imposto pela norma Alemã VDE 0100 Parte 712 (1998), é cumprido.
4.9 - Dimensionamento das proteções
Neste subcapítulo serão analisados os diferentes dispositivos de proteção que qualquer instalação FV deve englobar.
4.9.1 - Proteção dos cabos de fileira
No que concerne à proteção dos cabos de fileira, são utilizados disjuntores para esse efeito. No seu dimensionamento, deve-se respeitar a condição (3.35):
{𝐼𝑏≤ 𝐼𝑛≤ 𝐼𝑧 𝐼2≤ 1,45 𝐼𝑧
A curva de funcionamento do relé magnético é considerada do tipo B, ou seja, a corrente convencional de funcionamento é igual a 3 vezes a corrente nominal da proteção.
{8,27𝐴 ≤ 20𝐴 ≤ 44 60𝐴 ≤ 1,45×44𝐴
Por sua vez, de modo a evitar cortes intempestivos, a condição dada pela equação (3.36) também deve ser satisfeita:
𝐼𝑛≥ 1,25 𝐼𝐹𝑖⟺ 20𝐴 ≥ 1,25×8,27𝐴
Portanto, ambas as condições são cumpridas. Assim sendo, na proteção dos cabos de fileira serão usados disjuntores com corrente nominal de 20 A.
4.9.2 - Interruptor principal DC
De acordo com a norma europeia IEC 60364-7-712, deve ser instalado um aparelho de corte geral entre o gerador fotovoltaico e o inversor. Este interruptor DC de corte bipolar deve ser dimensionado para a tensão máxima do circuito aberto do gerador solar à temperatura de -10 °C, VCA (-10ºC) e para 125 % da corrente máxima do gerador, ICC. Relativamente à tensão máxima de circuito aberto, esta ultrapassa os 500 V (501 V, mais concretamente). Quanto à corrente de curto-circuito, no caso mais desfavorável esta assume o valor de 8,3 A. Visto isto, o interruptor a escolher deve ter uma tensão nominal de 600 V e uma corrente de 20 A.
96 4.9.3 - Proteção AC
O lado AC deve incluir dois níveis de proteção: a proteção individual dos cabos AC, que no presente estudo foi feita com disjuntores, e o corte geral realizado através de um disjuntor omnipolar. Com o intuito de dimensionar corretamente os disjuntores, foram seguidas as condições impostas pelas expressões (3.37) e (3.38).
𝐼𝐶𝐴𝐵𝑂 𝐴𝐶≤ 𝐼𝑛≤ 𝐼𝑍 ⟺ 3,61𝐴 ≤ 10𝐴 ≤ 48𝐴
𝐼2≤ 1,45 𝐼𝑍 ⟺ 30𝐴 ≤ 1,45×48𝐴
Por conseguinte, o inversor será equipado na saída com um disjuntor de corrente nominal igual a 10 A. Além do disjuntor, o inversor terá instalado um diferencial de sensibilidade de 300 mA para proteção das pessoas contra contactos diretos e indiretos.
4.9.4 - Proteção contra sobretensões
A nível de dimensionamento, a tensão operacional DC do descarregador, VDST, deve estar compreendida entre um valor de 1 e 1,4 da tensão de circuito aberto do gerador