Aula13

UNIVERSIDADE FEDERAL DE

SÃO JOÃO DEL-REI

ENERGIAS RENOVÁVEIS – TE

ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA

Sumário

1. Projeto de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede

2. Dimensionamento de um Sistema Fotovoltaico

conectado à rede

3. Exemplo

4. Bibliografia

Projeto de Sistemas Fotovoltaicos

Conectados à Rede

As principais diferenças entre o projeto de um sistema conectado à rede e de um sistema isolado são:

 Em sistemas conectados à rede não há necessidade de

armazenamento de energia elétrica;

 Os sistemas operam obrigatoriamente em CA, na mesma

frequência e tensão da rede local;

 Os inversores incorporam dispositivos seguidores de potência máxima (MPPT);

 A rede local deve ser capaz de receber a energia elétrica

gerada;

 A qualidade da energia da rede pode comprometer a transferência de energia do sistema;

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Conectados à Rede

 O gerador FV pode ser integrado à estrutura de edificações, implicando a análise da resistência mecânica e carga máxima admissível, entre outros fatores;

 Em sistemas instalados em ambiente urbano é mais provável a

existência de perdas por sombreamento, inclusive

sombreamento parcial, e interferência de superfícies reflexivas

próximas;

 Questões estéticas podem ser determinantes nos projetos, contribuindo para a escolha do tipo de módulo e tecnologia das células, bem como do seu posicionamento.

Projeto de Sistemas Fotovoltaicos

Conectados à Rede

A Seção 3.7 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST) refere-se ao

acesso à rede por micro e minigeração distribuída e deve ser respeitada de forma cuidadosa por quem elabora projetos de sistemas fotovoltaicos conectados à rede.

A instalação de um sistema conectado à rede deve seguir a norma específica da concessionária local de distribuição de energia elétrica que, de acordo com o PRODIST, deve estar acessível na página da empresa na internet, em um processo que se inicia pela solicitação de acesso.

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O item 2.5.2 da Seção 3.7 do PRODIST estabelece que “compete à distribuidora a realização de todos os estudos para a integração de micro e minigeração distribuída, sem ônus ao acessante, devendo informar à central geradora a relação de dados necessários à elaboração dos estudos que devem ser apresentados quando da solicitação de acesso”.

As Tabelas 1 e 2, extraídas do PRODIST, dão uma ideia das

condicionantes impostas aos projetos de sistemas conectados à

rede. Cabe lembrar que, no caso da microgeração, muitos

inversores comerciais já possuem incorporadas algumas das proteções listadas na Tabela 2.

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Tabela 1 – Níveis de tensão considerados para conexão de micro e minicentrais geradoras.

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Tabela 2 – Requisitos mínimos em função da potência instalada.

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- Dimensionamento do gerador fotovoltaico

Para o dimensionamento da potência do sistema, é

importante ter o entendimento do sistema de compensação regulamentado na região. No Sistema de Compensação de Energia (net metering) adotado pelo Brasil (Resolução Normativa ANEEL 482/2012), quando o SFV gerar mais energia do que a demandada

pela instalação consumidora, a energia excedente é entregue à rede elétrica e o medidor registra essa energia.

O contrário ocorre quando a edificação consome mais

energia do que a gerada pelo sistema FV, fazendo com que, neste caso, o medidor registre o fluxo em seu sentido convencional.

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No fim do mês, caso o balanço energético seja positivo

(consumidor gerou mais energia elétrica que a consumida), a distribuidora disponibilizará um crédito energético referente ao

excedente, que será compensado nas faturas subsequentes, em

um prazo de até 60 meses. Caso existam postos tarifários (tarifa horo-sazonal ou bandeiras tarifárias), o crédito da energia ativa injetada levará em conta a tarifa de energia do horário de injeção.

Ressalta-se que, no caso em que a energia gerada é maior que a consumida, a distribuidora cobrará, no mínimo, o valor referente ao custo de disponibilidade para o consumidor do grupo B (baixa tensão), ou da demanda contratada para o consumidor do grupo A (alta tensão). Além disso, as unidades consumidoras do grupo B não podem ser cobradas pelo excedente de reativos devido ao baixo fator de potência.

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Os créditos de energia ativa que não tenham sido compensados na própria unidade consumidora poderão ser

utilizados para compensar o consumo de outras unidades,

previamente cadastradas e atendidas pela mesma distribuidora, cujo titular seja o mesmo da unidade com sistema de compensação de energia elétrica, possuidor do mesmo CPF ou CNPJ. No caso de consumo por outra unidade consumidora (que não é a geradora),

haverá incidência de impostos sobre a energia consumida.

Em virtude deste sistema de compensação, pode não ser interessante que o sistema FV gere, ao longo do ano, mais energia do que a consumida pela unidade consumidora-geradora. Se forem consideradas outras unidades consumidoras para consumo da energia gerada, é recomendável que se calcule o custo de geração contabilizando os impostos incidentes na energia gerada excedente consumida pelas unidades não geradoras.

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Logo, para se dimensionar o gerador FV de forma

otimizada, deve-se levantar o consumo médio diário anual da edificação (Wh/dia) descontado o valor da disponibilidade mínima de energia. Este dado pode ser calculado pelo histórico de faturas mensais de consumo de energia elétrica emitidas pela distribuidora local.

A potência de um microgerador que compõe um sistema fotovoltaico conectado à rede pode ser calculada pela equação vista a seguir, onde se pode escolher uma fração da demanda de energia elétrica consumida que se pretende suprir com o sistema.

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em que:

P_FV (Wp) -Potência de pico do painel FV;

E (Wh/dia) -Consumo diário médio anual da edificação ou fração deste; HSP_MA (h) - Média diária anual das HSP incidente no plano do painel FV; TD (adimensional) - Taxa de desempenho.

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O desempenho de um SFV é tipicamente medido pela Taxa de Desempenho (PR – Performance Ratio), que é definida como a

relação entre o desempenho real do sistema sobre o desempenho máximo teórico possível.

Essa relação é um parâmetro para avaliar a geração de energia elétrica de um dado SFV, por levar em consideração a potência real do sistema sob condições de operação e todas as perdas envolvidas, como perdas por queda de tensão devido à

resistência de conectores e cabeamento, sujeira na superfície do módulo, sombreamento, eficiência do inversor, carregamento do

inversor, descasamento (mismatch) entre módulos de mesmo

modelo (diferenças entre as suas potências máximas), resposta espectral, temperatura operacional, dentre outras.

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A Figura 1 mostra os resultados de uma avaliação de 527 Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede (SFCR), que, em sua

maioria, se situam na Alemanha e possuem potência menor que

10 kWp. Pode-se observar uma tendência média de TD entre 70 e 75 % para os anos entre 2001 e 2005.

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Figura 1 – Taxa de desempenho (TD) de 527 SFCRs instalados na Europa ocidental entre 1991 e 2005.

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Para SFCRs residenciais, bem ventilados e não sombreados, uma TD entre 70 e 80 % pode ser obtida nas condições de radiação solar encontradas no Brasil. Contudo, o desempenho do sistema FV é fortemente influenciado pela temperatura ambiente e pela tecnologia FV utilizada. Geralmente, de modo a se reduzir a incerteza na estimação da TD do sistema FV, são utilizados programas de dimensionamento. No caso de instalações de maior porte, como UFVs (Usinas Fotovoltaicas), o dimensionamento deve ser feito com auxílio de tais programas.

De qualquer forma, normalmente, o dimensionamento de um SFCR é condicionado pelos recursos financeiros disponíveis

para investimento e pela área disponível para sua instalação, muito mais do que propriamente pelas questões técnicas ou de desempenho.

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Após o dimensionamento do gerador FV, deve-se avaliar qual tecnologia melhor atende ao projeto, levando-se em conta o

custo da energia gerada pelo sistema e as vantagens arquitetônicas e elétricas de cada tecnologia.

A escolha de um fabricante também deve levar em consideração a credibilidade da empresa no que diz respeito à

garantia dos módulos (20 a 25 anos) e às características do produto em termos dos parâmetros elétricos e eficiência, além do pós-venda.

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Enfatiza-se ainda, que o gerador FV impõe uma carga

mecânica na cobertura à qual está fixado. Esta carga é função do

somatório do peso de todos os componentes do gerador FV que são instalados sobre tal cobertura (módulos, estruturas metálicas de fixação, cabos, etc.).

A Figura 2 mostra a carga que três tipos distintos de módulos FV impõem a uma cobertura. Pode-se observar que mesmo para estruturas de pouca resistência mecânica, existem módulos FV que podem atender às restrições arquitetônicas de baixa carga adicional. Recomenda-se que a verificação de uma cobertura que irá receber um SFCR seja realizada por um engenheiro civil habilitado em análise estrutural.

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Projeto de Sistemas Fotovoltaicos

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- Dimensionamento do inversor

O dimensionamento de um inversor depende da potência do gerador FV, tecnologia e características elétricas do módulo

escolhido para compor o gerador, características ambientais do local, além da topologia de instalação escolhida (ex.: inversor central, inversor descentralizado, microinversor, instalação interna ou externa, etc.).

Assim como na escolha do fabricante dos módulos FV, a

seleção por um fabricante de inversores também deve levar em consideração a credibilidade da empresa no que diz respeito à garantia do equipamento (tipicamente 5 a 10 anos), assim como

sua capacidade produzida acumulada e assistência técnica no

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1. Fator de dimensionamento de inversores (FDI)

Os módulos FV vêm apresentando acentuada redução de custo nos últimos anos. Os inversores, apesar de também terem apresentado redução de custos, não têm acompanhado o mesmo nível de redução apresentado pelos módulos FV. Isto vem levando a uma tendência de otimizar ao máximo o inversor utilizado, de modo a se obter um custo final de energia produzida mais competitivo.

O dimensionamento do sistema deve ser realizado de maneira que o inversor não trabalhe por muito tempo em potências demasiadamente abaixo da nominal e nem seja sobrecarregado.

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Utilizando-se um inversor de menor capacidade (e, portanto, menor custo) para um mesmo gerador FV sem impactar na quantidade de energia e na confiabilidade do sistema, a energia gerada tende a ser mais barata. Contudo, de uma forma conservadora, a potência do inversor pode ser igual à potência nominal da geração P_FV.

Devido ao coeficiente de temperatura negativo das tecnologias FV, ou seja, redução da potência do módulo FV com o

aumento de temperatura, costuma-se dimensionar o gerador FV

com potência nominal superior à do inversor, pois, mesmo quando a irradiância está próxima de 1.000 W/m², a potência do gerador FV dificilmente se aproxima de sua potência nominal.

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Esta característica física do dispositivo, associada à otimização econômica do sistema, leva a se subdimensionar os inversores de sistemas fotovoltaicos conectados à rede. Contudo,

muitos inversores, em situações em que a potência gerada pelo

painel FV ultrapassa a máxima potência de entrada do

equipamento, modificam os parâmetros do sistema de MPPT de

modo a limitar sua potência de entrada, desprezando toda potência acima deste limite.

Os inversores de SFCRs podem estar sujeitos a elevadas temperaturas devido ao local onde estão instalados, como, por exemplo, montagem em telhados ou lajes. Neste caso específico,

recomenda-se uma potência do inversor igual ou mesmo superior à potência do gerador fotovoltaico.

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O Fator de Dimensionamento de Inversores (FDI) representa a relação entre a potência nominal CA do inversor e a potência de pico do gerador FV, como mostra a equação abaixo.

onde:

FDI (adimensional) - Fator de dimensionamento do inversor; P_Nca(W) - Potência nominal em corrente alternada do inversor ; P_FV (Wp) - Potência pico do painel fotovoltaico.

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A potência do gerador FV e do inversor devem ser ajustadas de modo que o FDI do inversor tenha a melhor relação custo/benefício. O FDI depende do inversor selecionado, da

tecnologia do módulo FV, da orientação e inclinação do painel,

além das condições ambientais, como temperatura e radiação

local.

A otimização do FDI exige simulação numérica, que deve

ser realizada utilizando-se dados horários de radiação e

temperatura ambiente. A literatura mostra que os valores inferiores de FDI recomendados por fabricantes e instaladores situam-se na faixa de 0,75 a 0,85, enquanto que o limite superior é de 1,05.

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2. Tensão de entrada

A tensão de entrada do inversor é a soma das tensões dos

módulos associados em série. Como a tensão possui forte

dependência da temperatura, as condições extremas de inverno e verão deverão ser utilizadas no dimensionamento.

A Figura 3 mostra como a curva I-V de um gerador FV varia em função de sua temperatura de operação. Portanto, deve-se garantir a compatibilidade entre as tensões do gerador FV com a faixa de tensão de operação do inversor.

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Figura 3 – Curvas I-V de um gerador FV em função da temperatura e a compatibilidade, com as janelas de tensão do MPPT e de operação do inversor.

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3. Otimização da tensão de operação

A eficiência de um inversor pode ser influenciada pelas características do arranjo FV. Estes fatores são, principalmente, a tensão do gerador FV e o FDI do inversor. Um projeto otimizado leva em consideração estas características, de modo a aumentar a taxa de desempenho do sistema. A Figura 4 ilustra curvas de eficiência para um inversor em função destes parâmetros de projeto.

É possível observar que, levando-se em conta somente a tensão de operação do gerador FV, tem-se uma influência de cerca de 2 % na eficiência do inversor para potência de saída acima de 50% da potência nominal.

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Figura 4 – Gráfico de eficiência de um inversor em função do nível de carga e da tensão de operação.

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Nem todos os fabricantes de inversores disponibilizam os gráficos de como a tensão do painel FV influencia o dispositivo.

Porém, quando disponível, esta informação deve ser

utilizada de maneira a aumentar a TD do sistema, projetando-se um gerador FV que trabalhe com um nível de tensão que priorize a curva de eficiência de melhor desempenho.

Quando esta informação não é disponível, sugere-se

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- Projeto Elétrico

Outros desafios para o projetista durante o dimensionamento de um SFV são:

 Planejamento da interconexão dos diversos componentes do sistema de forma eficiente, evitando perdas de energia;

 Adequação do projeto aos requisitos de segurança, visando torná-lo seguro sob o ponto de vista elétrico, contemplando-se a segurança do próprio sistema e do usuário, bem como da rede

elétrica, se for o caso;

 Verificação da obediência às normas e aos regulamentos

técnicos aplicáveis para instalações elétricas (ABNT, Aneel, distribuidora local, etc.).

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Os pontos mencionados constituem o que se chama de projeto elétrico, que inclui, desde a escolha dos condutores, até o

dimensionamento/especificação de dispositivos de proteção.

Tipicamente, os projetos com conexão em baixa tensão devem

respeitar as condicionantes da Norma NBR5410 - Instalações

Elétricas de Baixa Tensão. Devem ser consideradas as perdas

relativas aos componentes e, também, dos condutores, que, embora não sejam considerados básicos, são de igual importância para o funcionamento adequado do sistema.

A especificação dos dispositivos adicionais de proteção

(varistores, disjuntores, aterramento, proteção contra descargas atmosféricas, etc.) passa por procedimentos já normatizados e similares aos relacionados com sistemas elétricos em geral.

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- Ferramentas Computacionais para Projeto de Sistemas Fotovoltaicos

Como não há padronização de características de saída dos módulos fotovoltaicos e suas especificações elétricas dependem até mesmo da tecnologia das células, a escolha de uma ferramenta computacional adequada pode ser determinante na análise de viabilidade técnica e econômica de um projeto.

A geração fotovoltaica caracteriza-se por um elevado investimento inicial, que pode ser significativamente reduzido com um projeto bem feito. A variabilidade e imprevisibilidade do recurso solar também exigem um maior cuidado no dimensionamento.

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Ferramentas computacionais, quando bem utilizadas,

podem gerar bons resultados. Pode-se até utilizar mais de uma ferramenta, a primeira dando uma ideia preliminar, indicativa, e a segunda dando resultados mais precisos, com a simulação da operação do sistema.

É de fundamental importância que os dados de entrada sejam de boa qualidade e que a pessoa responsável pelas simulações tenha clareza das limitações da ferramenta selecionada.

As ferramentas são, em geral, projetadas para algumas situações específicas; ignorá-las pode levar a resultados incorretos.

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As ferramentas disponíveis podem ser divididas em diversas classes. Para cada classe existe uma oferta ampla de ferramentas livres ou proprietárias, que podem ser escolhidas em função das especificidades dos projetos.

De uma forma geral, os softwares relacionados com projeto de sistemas fotovoltaicos podem ser aplicados para: análise de viabilidade, dimensionamento, simulação de operação, localização, monitoramento e controle, curvas de carga, cabeamento, dados meteorológicos e em sistemas híbridos.

Existem inúmeras ferramentas específicas para

dimensionamento e/ou simulação de sistemas fotovoltaicos, dentre as quais pode-se citar: Homer, Hybrid2, RETScreen, Insel, PV-Design Pro, PV-Sol, PVSyst, SolarPro, SolEm, PV F-CHART, PVSIZE.

Dimensionamento de um Sistema Fotovoltaico

conectado à rede

Dimensionamento de um Sistema

Fotovoltaico conectado à rede

- Dimensionamento do sistema

O dimensionamento de um sistema FV requer alguns conhecimentos básicos de valores, tais como:

 Tensão nominal do sistema;  Potência exigida pela carga;

 Horas de utilização das cargas (perfil de carga): juntamente com a potência requerida pela carga, deverá ser especificado o tempo diário de utilização da referida potência. Multiplicando potência por horas de utilização serão obtidos os watts-hora requeridos pela carga ao final de um dia;

Dimensionamento de um Sistema

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 Localização geográfica do sistema: Tal dado é necessário para determinar o ângulo de inclinação adequado para o módulo fotovoltaico e o nível de radiação (média mensal) da localidade em questão;

 Autonomia prevista: Refere-se ao número de dias previstos nos quais haverá diminuição ou ausência de geração de energia fotovoltaica. Esses dados são considerados no caso da presença de baterias.

Dimensionamento de um Sistema

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Para determinar a demanda de energia, deve-se calcular a potência consumida por cada equipamento, multiplicando-se a potência do equipamento pelo número de equipamentos e a quantidade de horas que os mesmos são utilizados.

Sendo:

W_carga – energia total consumida pela carga durante um dia (kWh); P_equip – potência nominal do equipamento (kW);

N_equip – número de equipamentos;

H – número de horas que o equipamento é utilizado diariamente.

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Dimensionamento de um Sistema

Fotovoltaico conectado à rede

Após a determinação do ponto de instalação do painel,

com definição de sua orientação e inclinação (que é

proporcional ao valor da latitude do local), é feita a definição da potência mínima do sistema.

Para essa tarefa, deve-se determinar a quantidade de

Horas de Sol Pleno. Para uma estimativa conservadora, será considerado o mês com a menor incidência solar, ou seja, será considerado o pior caso possível para garantir que o sistema funcionará durante todo o período desejado. Essa consideração facilita os cálculos, pois já leva em conta as possíveis perdas do sistema fotovoltaico.

Dimensionamento de um Sistema

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Com a definição das Horas de Sol Pleno (HSP) é feito o

cálculo da potência mínima do sistema (P_min), baseado na expressão:

Em seguida, divide-se a potência mínima pela potência de

cada módulo, de forma a determinar a quantidade mínima de

módulos necessária para atender a demanda (N).

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𝑃_𝑚𝑖𝑛 = 𝑊𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝐻𝑆𝑃

𝑁 = 𝑃𝑚𝑖𝑛 𝑃_{𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜}

Dimensionamento de um Sistema

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A partir da quantidade de módulos especificada é possível determinar a área ocupada pelo arranjo, multiplicando a quantidade N pela área ocupada por cada módulo:

Por fim, realiza-se a estimativa da energia gerada pelo arranjo, que pode ser calculada de acordo com a equação abaixo, assim como a tensão do arranjo.

Sendo:

𝐻𝑆𝑃 – horas de sol pleno [h]; 𝑁 – número de módulos;

𝑃_{𝑀𝐴𝑋módulo} – potência máxima do módulo (na STC). 𝐴_{𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑎} = 𝑁. 𝐴_{𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜}

Dimensionamento de um Sistema

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- Dimensionamento do Inversor

A escolha do inversor é realizada de acordo com as especificações do sistema ao qual está conectado. A potência máxima do inversor deve ser igual ou superior à potência da demanda.

Também deve-se atentar à capacidade de sobrecorrente, principalmente com a existência de motores no sistema, pois na

maioria das vezes os motores apresentam uma corrente de

partida de até sete vezes o valor da corrente nominal.

Dimensionamento de um Sistema

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O dimensionamento do inversor depende da geração do sistema fotovoltaico, ele é diretamente proporcional à potência nominal do sistema:

Em que:

𝑃_𝑆𝐹 = Potência do sistema fotovoltaico; 𝑃_{𝐼𝑁𝑉 𝐷𝐶} = Potência do inversor.

A potência do sistema fotovoltaico é dada por: 𝑃_𝑆𝐹 = 𝑁. 𝑃_{𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜}

Dimensionamento de um Sistema

Fotovoltaico conectado à rede

Deve-se calcular também as tensões de circuito aberto e de máxima potência do arranjo, assim como a corrente total do sistema, para que os mesmos fiquem dentro dos níveis aceitáveis do inversor.

Sendo:

N_série – Número de módulos em série do arranjo;

N_paralelo – Número de módulos em paralelo do arranjo.

45

𝑉_{𝑂𝐶𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑗𝑜} = 𝑁_{𝑠é𝑟𝑖𝑒}. 𝑉_{𝑂𝐶𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜}

𝑉_{𝑀𝑃𝑃𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑗𝑜} = 𝑁_{𝑠é𝑟𝑖𝑒}. 𝑉_{𝑀𝑃𝑃𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜}

Dimensionamento de um Sistema

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Além dos fatores matemáticos, é interessante levar em conta outros aspectos para a seleção do inversor:

 Possuir MPPT;

 A possibilidade de assistência técnica no Brasil;

 A tensão de entrada do inversor deve ser superior à tensão de circuito aberto do arranjo fotovoltaico;

Dimensionamento de um Sistema

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- Análise Econômica

Os investimentos em energias alternativas, projetos de economia de energia e em eficiência no uso da energia devem,

obrigatoriamente, passar por uma análise de viabilidade

econômica. Geralmente, essas análises utilizam índices econômicos, permitindo a clara demonstração da atratividade de um investimento. Os dois índices mais utilizados são o valor presente líquido e o tempo de retorno de capital (Pay Back).

Os valores de mão-de-obra são calculados a partir de uma estimativa usada pelas empresas de sistemas fotovoltaicos, que é de 30% do valor total dos módulos, somados com o valor do inversor. É interessante adicionar mais 5% devido ao custo da fiação, acessórios e estruturas que venham a ser utilizados, com um total de 35% do valor dos equipamentos.

Dimensionamento de um Sistema

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- Tempo de retorno de capital

Como já citado, o critério do tempo de retorno de capital, ou “payback”, é, sem dúvida, o mais conhecido e difundido no meio técnico para uma análise econômica, principalmente devido à sua simplicidade de aplicação.

Onde:

I – Custo de Implantação [R$];

A – Benefício, retorno do investimento [R$].

𝑇𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜 𝑠𝑖𝑚𝑝𝑙𝑒𝑠 = 𝐼 𝐴

Dimensionamento de um Sistema

Fotovoltaico conectado à rede

Um sistema fotovoltaico conectado à rede tem uma vida útil de 30 a 40 anos, sendo que a maioria dos módulos

fotovoltaicos tem garantia de 25 anos para produção de pelo

menos 80% da potência nominal. Já os inversores têm garantia

de 5 a 10 anos e uma vida útil esperada de 10 a 15 anos,

podendo ser trocados. Alguns micro-inversores têm vida útil

maior, chegando a 25 anos.

No caso dos sistemas isolados, os inversores e

controladores de carga têm garantia de dois anos e vida útil de 5 a 10 anos, mas a principal diferença (especialmente em custo) fica por conta das baterias que são caras e devem ser substituídas com maior frequência. As baterias mais usuais tem vida útil de 4 anos e

baterias especiais podem chegar a 10 a 15 anos de duração,

sempre dependendo de um bom dimensionamento e uso.

Exemplo

Ex.) Deseja-se instalar um sistema fotovoltaico em uma residência, na

cidade de São João del-Rei, que possui a média mensal de irradiância apresentado na Tabela 1. Deseja-se atender a carga instalada, vista na Tabela 2, utilizando o módulo KD325GX-LFB da Kyocera (Tabela 3), cujo valor é de R$1000,00, e os inversores disponíveis, vistos na Tabela 4. Projete um sistema fotovoltaico capaz de suprir 100% da energia demandada e apresente o tempo de retorno de capital esperado.

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Município São João del-Rei

Latitude [°] 21,135°S Longitude [°] 44,250°O Jan 5,40 Fev 5,10 Mar 5,10 Abr 4,20 Mai 3,90 Jun 3,40 Jul 3,60 Ago 4,30 Set 4,40 Out 4,90 Nov 5,40 Dez 5,60

Tabela 1 – Valores de irradiância.

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Tabela 2 – Carga diária a ser atendida.

Tabela 3 – Especificações do Módulo KD325GX-LFB.

53

Tabela 4 – Inversores disponíveis.

Modelo do

Inversor SGY1500 SB2500TL SB3300 PRIMO 4.0-1 SB5000TL IG Plus 6.0 IG Plus 7.5 Potência (kW) 1,5 2,5 3,3 4,0 5,3 6 7,5 Corrente de entrada máxima (A) 5,35 18 22 25 30 28,1 35,1 Tensão de entrada máxima (V) 280 600 500 1000 600 600 600 Tensão de operação do MPPT (V) 100-300 150-450 150-400 210-800 175-480 230-500 230-500 Valor (R$) 1500,00 6100,00 7990,00 9590,00 8800,00 9200,00 11000,00

Exemplo

Exemplo

Solução) Como não foram fornecidos os valores de eficiência dos

sistemas, existem duas análises possíveis, através do valor de HSP médio ou do valor de HSP mínimo (obtido à partir do mês com pior valor de irradiação). Para realizar uma análise mais conservadora, utilizaremos o HSP mínimo, que é:

H_SP(mínimo) = 3,40 (Junho)

Em seguida, realiza-se o cálculo da energia total consumida pelas cargas da residência, utilizando a seguinte equação:

O valor obtido será:

𝑊_{𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎} = 𝑃_{𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝}. 𝑁_{𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝}. 𝐻

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Exemplo

Em seguida, calcula-se o valor da potência mínima do sistema fotovoltaico, que deve ser instalado para atender a demanda:

Que resulta em um valor N de módulos igual a:

Finalmente, calcula-se a área ocupada e a energia que será produzida pelo arranjo:

𝑃_𝑚𝑖𝑛 = 𝑊𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝐻𝑆𝑃 = 16397,5 3,40 = 4822𝑊 𝑁 = 𝑃𝑚𝑖𝑛 𝑃_{𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜} = 4822 325 = 14,839 → 𝑁 = 15 𝐴_{𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑎} = 𝑁. 𝐴_{𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜} = 15 . 1,662 . 1,320 = 32,907𝑚² 𝑊_{𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑗𝑜} = 𝐻𝑆𝑃. 𝑃_{𝑀𝐴𝑋𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙}. 𝑁 = 3,40 . 325 . 15 = 16,575 𝑘𝑊ℎ/𝑑𝑖𝑎

Exemplo

Após a definição dos módulos, inicia-se a escolha do arranjo a ser utilizado e qual o tipo de inversor mais adequado.

Tendo em vista a tensão de entrada dos inversores disponíveis, realiza-se a associação dos módulos em 3 fileiras em paralelo com 5 painéis em série, que resultam nos seguintes níveis de tensão e corrente:

Para a definição do inversor, a potência do sistema fotovoltaico deve ser calculada:

𝑉_{𝑂𝐶𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑗𝑜} = 𝑁_{𝑠é𝑟𝑖𝑒}. 𝑉_{𝑂𝐶𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜} = 5 . 49,7 = 248,5𝑉 𝑉_{𝑀𝑃𝑃𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑗𝑜} = 𝑁_{𝑠é𝑟𝑖𝑒}. 𝑉_{𝑀𝑃𝑃𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜} = 5 . 40,3 = 201,5𝑉

𝐼_{𝑆𝐶𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑗𝑜} = 𝑁_{𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜}. 𝐼_{𝑆𝐶𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜} = 3 . 8,69 = 26,07𝐴

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Exemplo

Com a potência dos módulos é possível definir a faixa de potência do inversor, de forma a fazer com que o mesmo trabalhe em sua faixa ideal de funcionamento:

Tendo como opção os inversores da Tabela 4, escolheu-se o inversor Sunny Boy SB5000TL, no valor de R$8.800,00. Em seguida, realizou-se o cálculo dos gastos totais do sistema:

0,7 . 𝑃_𝑆𝐹 < 𝑃_{𝑖𝑛𝑣 𝐷𝐶} < 1,2 . 𝑃_𝑆𝐹 3442𝑊 < 𝑃_{𝑖𝑛𝑣 𝐷𝐶} < 5850𝑊

Módulos = 15 . 1000 = R$15.000,00 Inversor = 1 . 8800 = R$8.800,00

Mão-de-obra / Estrutura = 0,35 . (Módulos+Inversor) = R$8.330,00 TOTAL = R$32.130,00

Exemplo

Por fim, é realizado o cálculo do tempo de retorno:

Ou seja, o tempo de retorno do investimento é de 6,86 anos.

Benefício diário = preço (kWh) . 𝑊_{𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑗𝑜} = 0,782 . 16,397 = 𝑅$12,822 Benefício anual = 365 . 12,822 = R$4.680,19

𝑇𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜 𝑠𝑖𝑚𝑝𝑙𝑒𝑠 = 𝐼 𝐴 =

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Bibliografia

1. Fabio Fernandes Figueira, “Dimensionamento de um sistema fotovoltaico conectado à rede para alimentar a sala de computação da Escola Municipal Tenente Antônio João”, Projeto de Graduação, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2014.

2. J.T. Pinho, M.A. Galdino, “Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos”, Grupo de Trabalho de Energia Solar, CEPEL, Rio de Janeiro, 2014.

UNIVERSIDADE FEDERAL DE

SÃO JOÃO DEL-REI

ENERGIAS RENOVÁVEIS – TE

ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA