F
ACULDADE DEE
NGENHARIA DAU
NIVERSIDADE DOP
ORTOEstudo e Otimização de uma Central
Fotovoltaica 1MW
André Vieira da Cruz Granja
Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Orientador: Professor Doutor António Carlos Sepúlveda Machado e Moura
Coorientador: Eng. Francisco José Ferreira de Faria
Resumo
As energias renováveis aparecem nas nossas vidas diariamente, já que grande parte da energia consumida por nós em casa é proveniente das energias renováveis. Assim sendo, os consumidores particulares começaram a perceber os benefícios ambientais e monetários, reduzindo a fatura de eletricidade, que poderiam retirar das energias renováveis.
Como a procura por instalações de carácter renovável tem aumentado, a KW Energia tem apostado no estudo e instalação de projetos de energia renovável.
Este projeto surge num estudo a decorrer pela KW Energia, para concurso, de uma central fotovoltaica de 1MW. É necessário estudar todos os fatores envolventes desde a produção até ao fornecimento.
Em primeiro lugar foi necessário dimensionar a central fotovoltaica, desde os painéis até aos inversores, passando pelas estruturas de apoio. Nesta etapa, também foi necessário realizar um estudo do recurso solar do local em causa. Tendo em consideração os resultados obtidos por simulação em software, passou-se á segunda etapa.
A segunda etapa do projeto passou pelo dimensionamento de um posto de transformação com o objetivo de transformar a tensão de 400V, à saída dos inversores, em 30kV. O fornecimento da energia produzida será feito num posto de transformação particular da fábrica do cliente. Este PT recebe energia da rede a 30kV, daí ser necessário fornecer a energia produzida a 30kV.
Depois será o dimensionamento de uma rede de transporte de energia elétrica desde o posto de transformação do local de produção até ao da fábrica. A linha de transporte será constituída por uma linha aérea com cerca de 400 metros e, posteriormente, uma linha subterrânea de cerca de 200m.
Por último será feito um estudo financeiro dos custos de instalação.
Abstract
Renewable energies appear in our daily lives, since much of the energy consumed by us at home comes from renewable energies. As a result, private consumers began to realize the environ-mental and monetary benefits by reducing the electricity bill that they could derive from renewable energy.
As the demand for renewable facilities has increased, KW Energia has focused on the study and installation of renewable energy projects.
This project appears in a study to be conducted by KW Energia to tender a 1MW photovoltaic power plant. It is necessary do the study of all the factors involved from production to supply.
First of all, it was necessary to dimension the photovoltaic power station, from the panels to the inverters, through the supporting structures. At this stage, it was also necessary to carry out a study of the solar resource of the site in question. Taking into account the results obtained by simulation in software, the second step was taken.
The second stage of the project involves the design of a transformation station with the ob-jective of transforming the 400V voltage at the output of the inverters by 30kV. The supply of the energy produced will be made at a particular processing station of the customer’s plant. This PT receives power from the grid at 30kV, hence it is necessary to supply the energy produced at 30kV. Then it will be the dimensioning of a network of electric energy transport from the place of transformation of the place of production to the one of the factory. The transport line will consist of an airline with about 400 meters and later an underground line of about 200m.
Finally a financial study of the installation costs will be done.
Agradecimentos
Antes de mais, quero agradecer ao Eng. Francisco Faria pela oportunidade de realizar a minha tese na KW Energia, disponibilidade, integração, orientação e paciência. Quero também deixar uma palavra de apreço ao Sr. Flores pela oportunidade.
Ao Professor António Machado e Moura um agradecimento especial pela disponibilidade, excelente orientação e apoio durante a realização da dissertação. Um Professor exemplar que vai deixar saudades.
A toda a equipa KW Energia, Enga. Idalina Costa, Eng. Nelson Oliveira, Eng. Diogo Sousa, Eng. Rui Ribeiro e Sr. Flávio Marques, um grande obrigado pelo acolhimento e paciência durante estes 5 meses.
Chega então o momento de agradecer à minha família. Penso que, não existe, nem encontro palavras para agradecer aos meus pais e aos meus irmãos, pelo esforço psicológico, físico e mone-tário ao longo desta etapa, apesar de não ter sido uma etapa perfeita. Acho que a melhor maneira que consigo encontrar para agradecer é daqui para diante, por atos ou palavras, ser cada vez mais um filho melhor, não é que tenha sido um mau filho, porque não, e espero poder retribuir todo o esforço prestado por vós. Obrigado!
À pessoa que mais me marcou e me acompanhou, à minha namorada Ana Luísa o meu grande, sincero, especial, querido obrigado pela paciência, compreensão, apoio, carinho, respeito e amor demonstrado.
Aos meus companheiros de casa durante esta jornada de 5 anos e meio, o meu irmão João Granja, o meu primo João Luís e à Joana Silva, à Márcia Rodrigues, ao Filipe Morais, ao Ruben Brito e ao Ruben Pereira, o meu obrigado pela paciência, apoio e companheirismo.
Também e sem esquecer os meus amigos que me acompanharam e me apoiaram sempre, Antó-nio Tomé, Hugo Fonseca, Miguel Freitas, Rui Vilaça, Miguel Fernandes, Luís Pereira, Lúcia Vaz, Inês Teixeira, Guilherme Ferreira, Gabriel Ribeiro, Diogo Cardoso, Daniela Carmo, Ivo Silva, Ciro Monteiro, Carlos Santos, Ângela Torres, e espero não me estar a esquecer de ninguém, o meu obrigado e um grande abraço.
A todos vós, e àqueles que se cruzaram comigo neste percurso, um grande OBRIGADO!
André Granja
”Good, better, best. Never let it rest. Until your good is better and your better is best.” St. Jerome
Conteúdo
1 Introdução 1 1.1 Enquadramento . . . 1 1.2 Objetivo . . . 2 1.3 Estrutura da Dissertação . . . 2 2 A Empresa e o Projeto 3 2.1 Apresentação da Empresa . . . 3 2.2 Central Fotovoltaica . . . 32.2.1 Caracterização e localização do projeto . . . 3
3 Estado da Arte 5 3.1 Recurso Solar . . . 5
3.1.1 Radiação solar . . . 5
3.1.2 Radiação direta e difusa . . . 6
3.1.3 Medição da Radiação Solar . . . 6
3.1.4 Posicionamento Solar em relação à Terra . . . 7
3.1.5 Posicionamento Solar em relação aos painéis . . . 8
3.2 Células e Módulos Fotovoltaicos . . . 9
3.2.1 Efeito Fotovoltaico . . . 9 3.2.2 Célula Fotovoltaica . . . 10 3.2.3 Tipos de Células . . . 10 3.2.4 Painéis Fotovoltaicos . . . 13 3.2.5 Futuro do Fotovoltaico . . . 17 3.3 Reguladores de carga . . . 17
3.3.1 Regulador Paralelo ou Shunt . . . 18
3.3.2 Regulador Série . . . 18
3.3.3 Regulador MPP . . . 18
3.4 Inversor DC/AC . . . 19
3.4.1 Inversor de Onda Quadrada . . . 19
3.4.2 Inversor Auto-Controlado . . . 19
3.4.3 Características dos Inversores . . . 20
3.5 Ligação à Terra e Proteção Contra Sobretensões . . . 21
3.5.1 Sistemas Isolados . . . 22
3.5.2 Sistemas Ligados à Rede . . . 22
3.5.3 Equipamentos de seccionamento e Proteção de Pessoas . . . 22
3.6 Posto de Transformação (Normalizado EDP) . . . 23
3.6.1 Dados a Considerar . . . 23
3.6.2 Dimensionamento do Posto de Transformação em Celas Modulares com
Corte em SF6 . . . 23
3.6.3 Dimensionamento de circuitos . . . 25
3.6.4 Escolha das Proteções Contra Sobreintensidades . . . 26
3.6.5 Dimensionamento dos Circuitos de Ligação à Terra . . . 26
3.6.6 Ventilação do Posto de Transformação . . . 30
3.6.7 Dimensionamento do depósito de óleo . . . 31
3.7 Linhas Aéreas de Média Tensão . . . 31
3.7.1 Elementos Constituintes das Linhas . . . 31
3.7.2 Cálculo Elétrico . . . 35
3.7.3 Cálculo Mecânico . . . 39
3.8 Linhas subterrâneas . . . 52
4 Caso de Estudo 53 4.1 Introdução . . . 53
4.2 Legislação e normas aplicáveis . . . 53
4.3 Avaliação do espaço físico da instalação . . . 54
4.4 Dimensionamento dos módulos fotovoltaicos . . . 56
4.4.1 Níveis de irradiação próximos do local . . . 56
4.4.2 Painel Fotovoltaico . . . 57
4.4.3 Orientação, Inclinação e distância entre os módulos . . . 57
4.4.4 Estrutura dos apoios dos Painéis Solares . . . 58
4.4.5 Esquema da instalação dos painéis fotovoltaicos . . . 58
4.5 Dimensionamento do Inversor . . . 59
4.5.1 Verificação da condição de funcionamento . . . 59
4.5.2 Local e instalação do inversor . . . 60
4.6 Simulação no Software PVSol . . . 61
4.6.1 Resultados da simulação . . . 65
4.7 Posto de transformação . . . 66
4.7.1 Localização do posto de transformação . . . 66
4.7.2 Dimensionamento do Posto de Transformação . . . 67
4.8 Dimensionamento da Linha Aérea . . . 73
4.8.1 localização da linha aérea . . . 73
4.8.2 Cálculo Elétrico . . . 74
4.8.3 Cálculo Mecânico . . . 75
4.9 Dimensionamento da Linha Subterrânea . . . 85
4.9.1 localização da linha subterrânea . . . 85
4.9.2 Características do Cabo . . . 85 4.10 Esquemas Unifilares . . . 86 4.11 Estudo Financeiro . . . 91 4.11.1 Custos de instalação . . . 91 4.11.2 Parâmetros Operacionais . . . 91 4.11.3 Parâmetros Financeiros . . . 92 4.11.4 Análise Financeira . . . 93
5 Conclusões e Trabalho Futuro 101 5.1 Satisfação dos Objetivos . . . 101
CONTEÚDO xi
A Módulos Fotovoltaicos 103
B Inversor 107
C Simulação no Software PVSol 111
D Posto de Transformação 113
E Linha Aérea 117
Lista de Figuras
3.1 Radiação incidente na Terra [1]. . . 6
3.2 Radiação direta e difusa incidente na Terra e albedo [1]. . . 6
3.3 Radiação média anual incidente sobre a Terra. . . 7
3.4 (a)Posição do Sol em relação à Terra. (b) Ângulo de azimute, α e ângulo de Zénite, Z [1]. . . 7
3.5 Radiação incidente num painel em função da sua posição [1]. . . 8
3.6 Mapa dos valores médios de energia recebida em Portugal Continental [PVgis]. . 9
3.7 Estrutura e funcionamento de uma célula solar [2] . . . 10
3.8 Exemplo de um célula monocristalina quadrada com anti-reflexão . . . 11
3.9 Exemplo de um célula policristalina quadrada com anti-reflexão . . . 11
3.10 Evolução da eficiência dos diferentes tipos de células fotovoltaicas. . . 13
3.11 (a)Associação das células em módulos fotovoltaicos. (b) Constituintes de um mó-dulo fotovoltaico. . . 14
3.12 String fotovoltaica com um módulo sombreado. . . 16
3.13 Função do diodo de by-pass numa string com um módulo sombreado. . . 16
3.14 Efeito de convecção e vento num painel fotovoltaico . . . 17
3.15 Regulador MPP integrado num sistema fotovoltaico [1]. . . 18
3.16 Inversor de onda quadrada, comutado pela rede [1]. . . 19
3.17 Inversor auto-controlado com transformador [1]. . . 19
3.18 Esquemas dos diferentes tipos de apoios [3] . . . 33
3.19 Árvore de decisão para determinação do estado atmosférico mais desfavorável. m1em2correspondem, respetivamente aos coeficientes de sobrecarga dos estados atmosféricos primavera e inverno. L e LCrcorrespondem, respetivamente, ao vão e o vão crítico. . . 43
3.20 (a) Vãos em patamar (b) Vãos em declive. . . 44
4.1 Local da instalação do parque fotovoltaico. . . 55
4.2 Local da instalação dos painéis fotovoltaicos. . . 58
4.3 Verificação da condição de funcionamento do inversor. . . 60
4.4 Local da instalação do inversor. . . 60
4.5 Esquema de instalação e ligação dos inversores. . . 61
4.6 Sistema fotovoltaico acoplado à rede com consumidores. . . 65
4.7 Gráfico representativo da relação entre a produção e o consumo. . . 66
4.8 Localização do transformador. . . 67
4.9 Localização da linha aérea. . . 73
4.10 Localização dos apoios da linha aérea. . . 78
4.11 Esquema da armação do tipo HPT4. . . 83
4.12 Esquema da armação do tipo GAL. . . 83
4.13 linha subterrânea. . . 85
4.14 Exemplo esquema unifilar dos painéis fotovoltaicos. . . 87
4.15 Exemplo esquema unifilar dos inversores. . . 88
4.16 Exemplo esquema unifilar da ligação do QGBT até ao PT. . . 89
4.17 Exemplo esquema unifilar da ligação desde os painéis até ao PT. . . 90
4.18 Gráfico representativo da análise financeira. . . 97
4.19 Gráfico representativo do excesso de produção aos fins de semana no mês de Ja-neiro de 2015. . . 98
A.1 Estrutura de montagem dos painéis fotovoltaicos. . . 106
C.1 Comparação entre a produção fotovoltaica e o consumo do ano 2015. . . 111
C.2 Comparação detalhada entre a produção fotovoltaica e o consumo do ano 2015. . 112
D.1 Características técnicas transformador. . . 113
D.2 Características técnicas transformador. . . 114
D.3 Esquema unifilar do posto de transformação. . . 115
E.1 Esquema da linha aérea de média tensão entre o poste P3 e P4. . . 118
Lista de Tabelas
3.1 Dados característicos do Sol. . . 5
3.2 Parâmetros elétricos de uma módulo fotovoltaico. . . 14
3.3 Parâmetros Térmicos e temperatura máxima ambiente de um módulo fotovoltaico. 15 3.4 Outros dados e características de um módulo fotovoltaico. . . 15
3.5 Comparação entre transformadores com e sem transformador. . . 20
3.6 Algumas características dos inversores. . . 21
3.7 Valores de k1. . . 38
3.8 Valores de k2. Admite-se o valor inicial da temperatura igual 50oC. . . 38
3.9 Valores dos coeficientes de redução. . . 41
3.10 Valores dos coeficientes de forma. . . 41
3.11 Valores da temperatura para cada estado atmosférico. . . 41
4.1 Valores calculados para Santarém, Portugal (39.237o,−8.686o) . . . 56
4.2 Parâmetros elétricos do respetivo módulo fotovoltaico. . . 57
4.3 Especificações técnicas do respetivo Inversor. . . 59
4.4 Perfil de consumo horário dos dias da semana para a estação Inverno. . . 62
4.5 Perfil de consumo horário dos sábados para a estação Inverno. . . 63
4.6 Perfil de consumo horário dos domingos para a estação Inverno. . . 64
4.7 Resultados da simulação para o caso em Estudo . . . 65
4.8 Quadro NORMAFIX - características elétricas. . . 70
4.9 Características técnicas do cabo 80-AL1/47-ST1A. . . 74
4.10 Distâncias entre os postes a instalar. . . 78
4.11 Características técnicas do cabo LXHIOV. . . 86
4.12 Custos de instalação. . . 91 4.13 Parâmetros de operacionalidade. . . 92 4.14 Parâmetros Financeiros. . . 92 4.15 Análise Financeira (1). . . 93 4.16 Análise Financeira (2). . . 94 4.17 Análise Financeira (3). . . 95 4.18 Resultado financeiro. . . 98
4.19 Possibilidade de venda à rede. . . 99
Abreviaturas e Símbolos
PT Posto de Transformação AT Alta Tensão MT Média Tensão BT Baixa Tensão TPV TermofotovoltaicoMPP Ponte de Potência Máximo
FV Fotovoltaico
DST Descarregador de Sobretensão SF6 Hexafloureto de Enxofre QGBT Quadro Geral de Baixa Tensãp RT Resistência da Terra
RSLEAT Regulamento de Segurança de Linhas Elétricas de Alta Tensão V Volt - unidade de Tensão Elétrica
A Ampère - unidade de Corrente Elétrica W Watt - unidade de Potência Elétrica Wh Watt-Hora - unidade Energia Elétrica F Faraday - unidade de Capacitância H Henry - unidade de Indutância daN DecaNewton - unidade de Força
oC Grau Celsius - unidade de Temperatura
Ω Ohm - unidade de Resistência
m Metro - unidade de Comprimento
Km Quilometro - unidade de Comprimento mm Milímetro - unidade de Comprimento m2 Metro Quadrado - unidade de Área mm2 Milímetro Quadrado - unidade de Área Kg Quilograma - unidade de Peso
ton Tonelada - unidade de Peso Hz Hertz - unidade de Frequência
s Segundo - unidade de Tempo
Capítulo 1
Introdução
Este relatório foi realizado no âmbito da unidade curricular dissertação do mestrado integrado de engenharia eletrotécnica e computadores e em parceria com a empresa “KW-Alternativas em Energia, LDA”.
O presente capítulo tem, de uma forma geral, um enquadramento ao nível técnico, económico e académico para a realização deste projeto e ainda são descritos quais os objetivos do mesmo.
Em último, é feita a estruturação da dissertação, descrevendo os temas abordados em cada capítulo.
1.1
Enquadramento
Nas últimas décadas, o consumo e a procura de combustíveis fósseis no mundo tem aumen-tado. As consequências que daí advém são graves, como a poluição atmosférica. O consumo excessivo deve-se, essencialmente, ao facto do preço do petróleo ser inferior face aos custos ele-vados das energias alternativas e ser a fonte mais utilizada. A partir da década de 70 houve um decréscimo acentuado das reservas mundiais de petróleo. Os mercados de energia mundiais não previram esta mudança e originou a crise petrolífera em 1973. Esta crise obrigou os países a procurarem outras soluções para produzir energia [4,5].
Desta forma, os países apostaram na produção de energia a partir de fontes renováveis. Este tipo de produção representa uma aposta segura, pois produz-se localmente, reduz os agentes polu-entes, cria emprego, compete nos mercados energéticos e aumenta a segurança e a fiabilidade do sistema elétrico de energia [6].
Das energias renováveis a que mais se tem destacado e virá a desempenhar um papel predomi-nante é a energia solar fotovoltaica, com um crescimento de cerca de 30%/ano. Este crescimento deve-se, essencialmente, às políticas de incentivo e avanços tecnológicos. Os painéis fotovoltaicos usam como fonte de energia o sol, um “combustível” universal e gratuito. Estes são modulares (expansíveis), podem ser instalados em fachadas ou telhados e produzem junto dos postos de con-sumo, descentralizando, assim, a produção de energia [7].
Portugal, devido ao seu clima, tem excelentes condições para a produção de energia fotovol-taica com possibilidade de produzir entre 1 e 1,5 MW/ano por cada KWp instalado. No entanto, em Portugal o desenvolvimento da energia solar tem sido baixo. Os motivos que levaram ao abran-damento do investimento nesta área são algumas más experiências no período de expansão solar (década de 80), falta de informação sobre o seu interesse e possibilidades, e custo inicial elevado. Comparativamente com a Alemanha, que tem um nível de radiação muito inferior ao nosso, é líder da Europa em potência fotovoltaica instalada. Em seguimento do que foi dito anteriormente, Portugal terá de apostar no desenvolvimento dos sistemas ligados à rede elétrica e os sistemas autónomos destinados a eletrificação rural, por exemplo as “Smart Grids” [8,9].
Deste modo, em cooperação com a empresa “kW Alternativas em Energia” decidi realizar um projeto nesta área. Este projeto consiste no dimensionamento de uma central fotovoltaica.
1.2
Objetivo
O presente trabalho tem como objetivo a realização de um estudo e otimização de uma central solar fotovoltaica de 1MW segundo legislação e normas aplicáveis disponíveis.
1.3
Estrutura da Dissertação
Este relatório será estruturado segundo 5 capítulos.
No capítulo 1 destaca-se o enquadramento e objetivo da dissertação.
No capítulo 2 é feita uma introdução à empresa, assim como, o projeto fotovoltaico, descrevendo-o e caracterizanddescrevendo-o-descrevendo-o.
O capítulo 3 é referente ao estudo da arte, ou seja, um estudo bibliográfico de todas as matérias envolvidas para a elaboração da dissertação. Incide-se no estudo fotovoltaico, bem como no estudo de transformação e transporte de energia elétrica.
No capítulo 4 dá-se início à componente prática do projeto, começando pelo dimensionamento da central fotovoltaica, expondo os componentes e materiais utilizados. Depois, o dimensiona-mento de um posto de transformação e, em seguida, o dimensionadimensiona-mento do transporte de energia elétrica. No fim do capítulo é feito um estudo financeiro do projeto.
Capítulo 2
A Empresa e o Projeto
2.1
Apresentação da Empresa
A KW-Alternativas em Energia, situada em Nogueira, Concelho de Braga é uma empresa de idoneidade reconhecida e atividade consolidada em projeto, orçamentação e montagem de insta-lações renováveis e sistemas AVAC.
Conta com uma equipa pluridisciplinar de engenharia, com sólido know-how no sector ener-gético. Realiza estudos, projetos, construções, ensaios e exploração de sistemas e instalações de produção de energia elétrica, reuniram valências e disponibilizam recursos para a prestação de ser-viços no aproveitamento de energias endógenas e intervenção no mercado de Produção Distribuída de Energia [10].
2.2
Central Fotovoltaica
Este trabalho encontra-se inserido no projeto central fotovoltaico desenvolvido pela KW-Alternativas em Energia, cujo objetivo é o dimensionamento de uma central fotovoltaica de 1MW.
2.2.1 Caracterização e localização do projeto
A localização do projeto será numa fábrica do grupo Sumol+Compal, em Almeirim, Distrito de Santarém. O principal objetivo que o cliente pretende com a instalação da central fotovoltaica é o autoconsumo.
A localização exata da central será num terreno baldio adjacente à fábrica. Neste terreno passa um ribeiro o que trará alguns entraves na realização do projeto, pois em época de chuvas o nível da água do ribeiro sobe perto da cota 14.
A realização do projeto terá como etapas o dimensionamento dos painéis fotovoltaicos, inver-sores, um posto de transformação elevador e, por fim, linhas de transporte de energia. A instalação de todos os componentes terão em conta a elevação necessário no terreno.
Capítulo 3
Estado da Arte
3.1
Recurso Solar
O Sol é principal fonte de energia do nosso planeta. Apenas um infinitésima parte da radi-ação solar gerada pelo sol chega à superfície da Terra. O Sol é responsável pela vida na Terra e é uma fonte de energia inesgotável. Esta energia pode ser utilizada por meios de captação e conversão para outro tipo de energia, como a energia elétrica. Na3.1é possível ver alguns dados característicos do Sol [1].
Tabela 3.1: Dados característicos do Sol.
Massa 2, 2 × 1027ton 334.000 vezes mais que a terra
Diâmetro 14 × 105km 110 vezes mais que a terra
Distância à Terra 15 × 107Km
Núcleo Produz 90% energia e tem 320.00 Km diâmetro
Energia produzida por segundo 38 × 1025J/s(W )
3.1.1 Radiação solar
Anualmente, a superfície da Terra recebe cerca de 1,5x1018 kWh/ano de energia solar, o que representa cerca de 10.000 vezes o consumo mundial de energia. Como a distância da Terra ao Sol não é constante, devido à rotação elíptica da Terra, a potência de radiação solar incidente na atmosfera varia ao longo do ano. Esta variação também se deve a efeitos na atmosfera como a absorção e a reflexão, a variação da humidade, as nuvens e a poluição, a latitude do local e as estações do ano. De toda a radiação incidente na atmosfera, apenas 70% da radiação é que chega à superfície da Terra. Os 30% restantes são refletidos ou absorvidos pelos motivos mencionados anteriormente, como se pode ver pela figura3.1[1].
Figura 3.1: Radiação incidente na Terra [1].
3.1.2 Radiação direta e difusa
A radiação solar quando atinge a superfície da Terra pode ser classificada em duas componen-tes: a componente direta e a componente difusa. Se a superfície de incidência estiver inclinada em relação ao plano horizontal, haverá uma terceira componente, o albedo. O albedo não é mais do que a fração do fluxo da radiação solar refletida pelo ambiente circundante. Na figura3.2podemos ver[1].
Figura 3.2: Radiação direta e difusa incidente na Terra e albedo [1].
3.1.3 Medição da Radiação Solar
A medição da radiação solar é feita através de aparelhos eletrónicos, como o Piranômetro, mede a radiação global, o Actonógrafo, mede e regista a radiação global, o Heliógrafo, mede e regista o número de horas de insolação, e por fim, o Piroheliómetro que mede a radiação direta normal. Estes aparelhos são importantes para o mapeamento da radiação solar ao longo do tempo e, assim, fornecerem informação importante sobre energia solar.
Hoje, existem estudos mais ou menos seguros acerca da radiação solar incidente sobre a Terra. No mapa da figura3.3é representada a radiação média anual sobre a a Terra [1].
3.1 Recurso Solar 7
Figura 3.3: Radiação média anual incidente sobre a Terra.
3.1.4 Posicionamento Solar em relação à Terra
Como referido anteriormente, a radiação solar incidente na Terra varia com a sua posição relativamente ao Sol, pois o seu movimento de translação descreve uma trajetória elíptica num plano que é inclinado em relação ao plano equatorial. Como o movimento de translação é elíptico, a altura do Sol varia ao longo do ano. Na figura3.4 podem ser vistos os ângulos característicos da evolução da radiação ao longo do ano. A latitude é o ângulo entre a vertical do lugar (zénite) e o equador terrestre. A altura do sol é o ângulo compreendido entre o raio solar e a projeção do mesmo sobre um plano horizontal. O ângulo de incidência é o ângulo formado entre os raios do Sol e a normal à superfície de captação. Por fim, o ângulo Zenital é o ângulo formado entre os raios solares e a vertical (Zénite). O conhecimento deste ângulo é importante, pois é o ângulo que é necessário corrigir no painel para conseguir obter um ângulo de 90o face aos raios solares. Outro ângulo igualmente importante é o ângulo de azimute, caso seja necessário seguir o Sol na sua trajetória ao longo do dia [1].
(a)
(b)
Figura 3.4: (a)Posição do Sol em relação à Terra. (b) Ângulo de azimute, α e ângulo de Zénite, Z [1].
3.1.5 Posicionamento Solar em relação aos painéis
Para a determinação da radiação incidente num painel fotovoltaico é necessário ter em atenção não só os aspetos mencionados anteriormente, como também, área do painel e a sua inclinação. Na figura3.5 é possível ver todos os ângulos necessários para a determinação da radiação incidente num painel.
Figura 3.5: Radiação incidente num painel em função da sua posição [1].
Caso seja necessário calcular a radiação solar incidente no painel, utiliza-se a expressão3.1.
Spainel= Sincidente.sen(α + β ) (3.1)
Pela figura3.5pode-se constatar que se obtem melhores resultados com a inclinação horizontal do painel do que com a inclinação vertical. Contudo, é possível obter uma maior eficiência com um ângulo de inclinação intermédio, designado de ângulo ótimo. Nos sistemas fotovoltaicos fixos, ou seja, a inclinação dos painéis é fixa, utiliza-se um valor médio anual para o ângulo ótimo. De salientar que no hemisfério norte, os sistemas fotovoltaicos devem ser orientados a Sul e no hemisfério Sul orientados a Norte.
Em Portugal continental, a média de energia resultante da radiação incidente é apresentada na figura3.6[1].
3.2 Células e Módulos Fotovoltaicos 9
Figura 3.6: Mapa dos valores médios de energia recebida em Portugal Continental [PVgis].
3.2
Células e Módulos Fotovoltaicos
3.2.1 Efeito Fotovoltaico
A energia solar fotovoltaica é a energia obtida através do efeito fotovoltaico. Este efeito foi observado por Edmund Becquerel em 1839 e consiste na conversão direta da luz do sol em ele-tricidade. Para a obtenção deste processo são utilizados semicondutores de silício, ou arsénio de gálio, ou telurieto de cádmio, ou, ainda, disselenieto de cobre e índio. Atualmente, o semicondutor mais utilizado é composto por silício monocristalino [11,2].
3.2.2 Célula Fotovoltaica
Em 1953, o químico Clavin Fuller iniciou a criação da primeira célula solar através do desen-volvimento de um processo de difusão para introduzir impurezas em cristais de silício, de modo a controlar as suas propriedades elétricas. Este processo é designado de “dopagem”. Assim, Fuller conseguiu produzir uma barra de silício dopado com uma pequena percentagem de gálio, tornando-o condutor e com cargas móveis positivas, designando-se de silício do “tipo p”. O físico Gerald Pearson, colega de Fuller, seguiu as suas instruções mergulhando a barra de silício dopado num banho quente de lítio, criando assim na superfície da barra uma zona com excesso de eletrões de silício, portadores de carga negativa, designando-se, assim, de silício do “tipo-n”. A região onde o silício do “tipo-n” fica em contacto com o silício do “tipo-p”, representa a “junção p-n”, onde é criado um campo elétrico permanente. Com a figura3.7pretende-se ilustrar o funcionamento da célula. [12].
Figura 3.7: Estrutura e funcionamento de uma célula solar [2]
3.2.3 Tipos de Células
3.2.3.1 Células de Silício Cristalino
Da constituição das células de silício cristalino o material mais importante é o silício. Não é um elemento químico puro, mas uma ligação química em forma de dióxido de silício. É o segundo elemento mais abundante da costa terrestre. Para a obtenção do silício puro são necessário dois processos. O primeiro processo passa por separar o oxigénio não desejado do dióxido de silício, obtendo assim uma pureza de 98%. O segundo processo passa por depositar o silício em estado bruto num forno com ácido clorídrico, eliminando assim os 2% de impurezas. Depois da obtenção de silício com elevada qualidade, é possível processá-lo de diferentes modos, quer para a produção de células monocristalinas, quer células policristalinas. As Tecnologias de silício representam, hoje, cerca de 80% do mercado fotovoltaico. [2].
3.2 Células e Módulos Fotovoltaicos 11
As células de silício monocristalino são produzidas através do processo de Czochralski que consiste em fundir barras de silício pelo método da indução eletromagnética e retirado de forma a arrefecer lentamente, o que leva à homogeneização dos cristais monocristalinos de silício. Depois as barras são serradas em bolachas com espessuras de 0,4 a 0,5mm.
Este tipo de células conseguem atingir um rendimento entre os 15 e os 18%. As células podem ter uma forma redonda, semi-quadrada ou quadrada, dependendo da quantidade que é estriada do cristal único. O tamanho destas variam entre 10x10cm2 ou 12, 5x12, 5cm2 e uma espessura entre os 0,4 e os 0,5mm. Tem uma estrutura homogénea e uma cor na gama de azul escuro para preto, com anti-reflexão, ou cinza, sem anti-reflexão.
Figura 3.8: Exemplo de um célula monocristalina quadrada com anti-reflexão
Células de Silício Policristalino
As células de silício policristalino são obtidas a partir de lingotes de silício obtidos por fusão de silício puro, em moldes especiais e arrefecidos lentamente. Os lingotes são cortados em finas bolachas, para constituírem, em seguida, as células policristalinas.
Estas conseguem obter um rendimento entre os 13 e 15%. Apresentam uma forma quadrada com tamanhos de 10x10cm2, 12, 5x12, 5cm2, e 15x15cm2 e uma espessura de 0.3mm. A cor das células cristalinas podem ser azuis, se forem dotadas de reflexão ou cinza prateada, sem anti-reflexão [2,1].
3.2.3.2 Células de Película Fina
O Mercado dos sistemas fotovoltaico tem feito uma aposta nas tecnologias de película fina pois é possível uma diminuição dos custos por diminuição do material utilizado, consegue-se obter espessuras na ordem dos 6 a 10µm, e por diminuição do próprio custo do material de base utilizado, pois utiliza menos energia no seu fabrico. Atualmente representam cerca de 15 a 20% do mercado fotovoltaico.
Células de silício amorfo (a-Si)
Com um rendimento entre os 4 e 8% é das tecnologias de películas finas mais antigas. Permite uma boa absorção da radiação solar, no entanto, tem um nível de degradação elevado para os primeiros tempos de exposição solar. São produzidas a partir da deposição de finas capas de plasma de silício monocristalino sobre vidro, plásticos e outros materiais. Com uma espessura a rondar os poucos µm, este tipo de tecnologia tem sido aplicada na eletrónica de consumo como os relógios e as calculadoras. Devido às suas finas espessuras e à sua flexibilidade tem sido aplicadas em placas de cobertura, rolos de impermeabilização, telhas, e azulejos.
Células de Telureto de Cádmio (CdTe)
As principais características deste tipo de tecnologia é a sua toxidade devido ao Cádmio e ao facto de utilizar Telúrio, subproduto da indústria mineira, pode ter problemas de disponibilidade no futuro. Outra grande característica é o seu baixo custo de produção e eficiência a rondar os 11% .
Células de Disseleneto de Cobre e Índio (CIS) e Disseleneto de Cobre, Índio e Gálio (CIGS)
De todas as tecnologias de película fina, são este tipo de células que apresentam, em labora-tório, mais rendimento e mais próximo do rendimento silício cristalino. O processo de fabrico é complexo e dispendioso pois, o Índio é um recurso limitado e a industria dos LCD compete direta-mente com a industria fotovoltaica. Os módulos fotovoltaicos a nível comercial tem rendimentos na ordem dos 7 e 12% [1,13].
Células de Multijunção a-Si/µc-Si
Este tipo de células baseiam-se numa camada Silício amorfo depositada sobre um substrato e sobre a qual é colocada uma camada de silício microcristalino. Com melhores características de absorção espectral consegue obter eficiências na ordem dos 10% e menos problemas de instabili-dade quando comparada com a tecnologia do Silício amorfo.
3.2.3.3 Células de alta eficiência
As células de alta eficiência são essencialmente fabricadas recorrendo a multijunções de semi-condutores, basicamente com elementos dos grupos III e V da tabela periódica. É de destacar as junções com Arsenieto de Gálio ou junções com compostos de Arsénio (As), Gálio (Ga), Índio (I)
3.2 Células e Módulos Fotovoltaicos 13
e Fósforo (P) e têm a particularidade de cada junção estar associada à absorção e conversão de uma parte do espetro solar. Com custos de produção muito elevados, este tipo de células conseguem alcançar rendimentos na ordem dos 35%. Devido ao seu alto custo, inicialmente as suas aplicações eram essencialmente espaciais mas, recentemente,tem-se apostado em aplicações terrestres.
3.2.3.4 Evolução da eficiência dos diferentes tipos de células
Figura 3.10: Evolução da eficiência dos diferentes tipos de células fotovoltaicas.
3.2.4 Painéis Fotovoltaicos
Os painéis fotovoltaicos são constituídos por células agrupadas em módulos fotovoltaicos. Os módulos fotovoltaicos devem ter caraterísticas que lhes permitam resistir ao meio onde vão ser instalados. Estes são constituídos por aros de alumínio, leves e resistentes, e acabamento da película superficial, para se tornar translúcida e não refletora dos raios solares, em Etileno Acetato de vinil, EVA, e vidro.
(a)
(b)
Figura 3.11: (a)Associação das células em módulos fotovoltaicos. (b) Constituintes de um módulo fotovoltaico.
3.2.4.1 Características dos Módulos Fotovoltaicos
As características dos módulos fotovoltaicos estão descritas na chapa de característica dos módulos ou numa ficha técnica fornecida pelo fabricante. Algumas das características descritas são o comportamento do módulo em função da temperatura, ou a tensão de circuito aberto a que os módulos funcionam. Nas tabelas3.2,3.3e3.4podemos observar as diferentes características de um módulo fotovoltaico.
Tabela 3.2: Parâmetros elétricos de uma módulo fotovoltaico. Módulo Solar Monocristalino SM110/SM100
Parâmetros Elétricos Símbolos Unidade SM110 SM100
Potência Nominal Pn Wp 110 110
Tolerância de Potência 4P % +5 +5
Potência Mínima Pmin Wp 100 90
Corrente nominal IMPP A 3,15 2,95
Tensão nominal UMPP V 35,0 34,0
Corrente de Curto-Circuito ICC A 3,45 3,25
Tensão de Circuito Aberto UCO V 43,5 42,0
Tensão Máxima admissível Mmax V 1000 1000
3.2 Células e Módulos Fotovoltaicos 15
Tabela 3.3: Parâmetros Térmicos e temperatura máxima ambiente de um módulo fotovoltaico.
Parâmetros Térmicos Unidade SM110/SM100
NOCT oC 45+2
Coeficiente térmico da corrente de curto-Circuito %/K +0.04 Coeficiente térmico da Tensão de Circuito Aberto %/K -0.34
Temperatura máxima admissível do módulo oC de -40 a +85
Temperatura ambiente máxima
Módulo Exposto à radiação Solar oC de -40 a +50
Módulo Sombreado (temperatura de armazenamento) oC de -40 a +85
Tabela 3.4: Outros dados e características de um módulo fotovoltaico.
Ouros dados e Características Unidade
Pressão na Superfície N/m2 2400
Torção Mecânica máxima 1.2
Humidade a 85oC % 85 relativo
Impacto de granizo/Pedras de granizo mm 25
m/s v=23
Comprimento x Largura x Profundidade mm 1.316x660x40
Peso Kg 11.5
Garantia de resultados Anos 25
Classe de Proteção II
Certificação CEC503, IEC61215, UL1703
3.2.4.2 Efeito do Sombreamento nos Módulos Fotovoltaicos
Um dos grandes problemas das instalações fotovoltaicas é o sombreamento nos módulos foto-voltaicos, pois diminui a eficiência e a segurança dos mesmos. Quando há efeito de sombreamento numa célula ou num módulo, estes passam a estar inversamente polarizados, comportando-se as-sim como uma resistência elétrica. A célula ou o módulo são atravessados pela corrente produzida por outros módulos, ficando assim sujeitos a uma tensão inversa mais ou menos elevada provo-cando um aumento de temperatura. Este aumento de temperatura pode levar à destruição da célula ou do módulo.
Figura 3.12: String fotovoltaica com um módulo sombreado.
Para contornar o problema descrito anteriormente, o procedimento usual é a colocação de díodos de desvio ou de by-pass, como se pode observar na figura 3.13. Estes são colocados em paralelo com os módulos fotovoltaicos com a função de desviar a corrente produzidas pelos outros módulos, colocando fora de serviço apenas o módulo com defeito. A string de módulos continuará a produzir em segurança embora diminuída. Normalmente estes díodos são colocados pelos fabricantes nas caixas de ligação dos módulos [1].
Figura 3.13: Função do diodo de by-pass numa string com um módulo sombreado.
Também, em paralelo, existe a opção de colocação de díodos de fileira ou string, para proteções contra curto-circuitos e correntes inversas entre strings. Nos dias de hoje não se tem usado esta opção quando se trata de instalações com módulos do mesmo tipo. Em vez de díodos de fileira opta-se pela proteção com fusíveis nos dois lados da fileira.
3.2.4.3 Efeito da Temperatura e do Vento nos Módulos Fotovoltaicos
O Vento tem uma papel predominante no arrefecimento dos módulos fotovoltaicos, melho-rando assim as suas condições de funcionamento.
3.3 Reguladores de carga 17
Figura 3.14: Efeito de convecção e vento num painel fotovoltaico
Pela figura3.14podemos observar que os módulos mais altos, devido ao vento, vão arrefecer mais do que os módulos da parte inferior. Um fator importante a ter em consideração é pres-são dinâmica exercida pelo vento na estrutura de suporte dos módulos. Este fator carece de um dimensionamento correto e cuidado da estrutura de suporte [1].
3.2.5 Futuro do Fotovoltaico
O Futuro da área do fotovoltaico tem se centrado essencialmente no melhoramento das tec-nologias já existentes, aumentando a sua eficiência e baixando o seu custo de produção. Novos conceitos têm surgido como o Termofotovoltaico (TPV), que utiliza as células fotovoltaicas adap-tadas aos grandes comprimentos de onda (infravermelho) de forma a recuperar o calor e converter em eletricidade. Outro novo conceito são as Rectennas, que se baseiam em antenas (nano an-tenas) sintonizadas para os comprimentos de onda da radiação visível. Estas conseguem atingir rendimentos superiores a 80%.
Ainda, novas tecnologias têm sido desenvolvidas como as células orgânicas ou células de terceira geração. Estas são essencialmente desenvolvidas em laboratório, no entanto, já existe casos de comercialização. A produção destas baseiam-se essencialmente na utilização de materiais orgânicos de baixo custo e com capacidade de serem aplicados a substratos flexíveis [13].
3.3
Reguladores de carga
Os reguladores de carga são, normalmente, utilizados para sistemas fotovoltaicos de autocon-sumo ou isolados. Estes, têm o objetivo de controlar, através da análise da tensão da mesma, e proteger a carga das baterias, interrompendo o fornecimento à carga externa quando atinge a descarga máxima da bateria ou interrompendo o fornecimento da carga à bateria quando atingir a carga máxima. Os reguladores podem ser em série, paralelo ou shunt, ou ponto de máxima potência (MPP) [1].
3.3.1 Regulador Paralelo ou Shunt
Um dos interruptores eletrónicos de controlo fica em paralelo com o gerador fotovoltaico. Controlam a carga da bateria curto-circuitando nomeadamente o gerador fotovoltaico. Permitem o curto-circuito do gerador fotovoltaico à noite, evitando as correntes inversas no mesmo [1].
3.3.2 Regulador Série
Neste tipo de regulador, os interruptores eletrónicos de controlo ficam em série com o gerador fotovoltaico. Controlam a carga das baterias pela análise da tensão da mesma e interrompem o fornecimento às cargas extremas quando é atingido o limiar de profundidade de descarga máxima da bateria [1].
3.3.3 Regulador MPP
Os reguladores MPP apresentam vantagens sobre os reguladores série ou paralelo. Por exem-plo, se a tensão do gerador baixar devido à diminuição da radiação solar no gerador fotovoltaico, os reguladores poderão não permitir o aproveitamento de energia em produção no gerador foto-voltaico, porquanto o abaixamento da tensão e a deslocação do ponto ótimo de funcionamento à máxima potência, ponto MPP, ficam fora do alcance do regulador. Na figura 3.15é possível observar um regulador MPP integrado num sistema fotovoltaico ligado a uma carga.
Para continuar a aproveitar essa energia, é necessário um controlador que situe o funciona-mento do sistema no ponto MPP, mantendo a tensão com valor superior ao da bateria para que esta carregue.
Em associação ao regulador deve estar um conversor DC/DC, que regule a tensão e a pesquisa para o ponto MPP. Os conversores mais usuais são os do tipo Buck e Cuk [1].
3.4 Inversor DC/AC 19
3.4
Inversor DC/AC
Os inversores DC/AC são dispositivos capazes de converter energia elétrica DC em AC. Exis-tem diferentes variedades, diferentes preços, potência, eficiência e propósito. O propósito dos inversores DC/AC em sistemas fotovoltaicos é transformar a energia DC proveniente dos módu-los fotovoltaicos em AC para ser possível injetar na rede elétrica ou armazenar em baterias. As redes de distribuição da Europa funcionam a corrente alternada, AC, e com uma tensão nomi-nal 230/400V. Nos sistemas fotovoltaicos são usados dois tipos de inversores, os inversores de onda-quadrada e os inversores auto-controlados [14].
3.4.1 Inversor de Onda Quadrada
O funcionamento deste tipo de inversor baseia-se numa ponte de tirístores comutada pela rede. A figura3.16exemplifica o esquema de um inversor de onda quadrada.
Estes inversores não são indicados para sistemas isolados, onde existam cargas não puramente resistivas [1].
Figura 3.16: Inversor de onda quadrada, comutado pela rede [1].
3.4.2 Inversor Auto-Controlado
Os semicondutores, responsáveis pela comutação da corrente dos inversores auto-controlados, são ligados num circuito em ponte. Os diferentes semicondutores utilizados para este tipo de inversores são os MOSFET, Transístores de Junção Bipolar, GTO e IGBT. A figura3.17representa um inversor auto-controlado.
Podem, ou não, ser dotados de um transformador de baixa ou alta frequência na saída. Dotado de transformador, a proteção de pessoas contra contactos indiretos fica assegurada sem o recurso a dispositivos diferenciais. São adequados para sistemas isolados, mas também para ligação à rede. Na tabela 3.5 é possível ver as diferentes comparações entre transformadores com e sem transformador.
Para as altas frequências de comutação é necessário controlo dos harmónicos. Para o seu funcionamento necessitam de pouca energia reativa [1].
Tabela 3.5: Comparação entre transformadores com e sem transformador.
Com transformador Sem Transformador
Características • Isolamento das tensão de en-trada e saída; • Muito difundido; • Principalmente inversores iso-lados.
• Tensão FV superior ao pico de tensão da rede, ou é necessá-rio usar conversores elevadores DC/DC; • Inversores integrados em fileiras (módulos AC). Vantagens • Possibilidade de ligação em
tensão reduzida de segurança (UDC < 120, segurança contra
contactos diretos salvaguarda); • Forte experiência operacional; • Menores interferências eletro-magnéticas; • Não é necessária a ligação equipotencial do gerador fotovoltaico.
• Maior eficiência (para os dis-positivos que não possuam con-versor DC/DC); • Menor peso; • Menor volume; • Instalação DC reduzida para inversores de cadeia de módulos e integrados (módulos AC).
Desvantagens • Perdas no Transformador • Maior peso • Maior volume
• Uso dispositivos adicionais de proteção: circuito de proteção sensível à corrente de defeito DC integrado no inversor; • Flutua-ção do ponto operacional; • Ins-talação completa com proteção de isolamento classe II; • Mai-ores interferências eletromagné-ticas.
3.4.3 Características dos Inversores
As características dos inversores são fornecidas pelos respetivos fabricantes. É importante saber as suas características para poder adaptar cada inversor ao tipo de sistema solar a instalar. Na tabela3.6 é possível observar algumas dessas características disponibilizadas pelo fabricante [1].
3.5 Ligação à Terra e Proteção Contra Sobretensões 21
Tabela 3.6: Algumas características dos inversores.
Parâmetros Símbolo Unidade
Rendimento ρ %
Potência nominal DC PnDC W
Potência máxima FV PDCmax W
Potência nominal AC PnAC W
Máxima Potência AC PACmax W
Fator de Potência cos(ϕ)
Potência de ligação PON W
Potência de desligação POFF W
Potência em Stand-by Pstand−by W
Potência em modo noturno Pnoite W
Tensão Nominal DC UnDC V
Intervalo de tensão MPP UMPP V
Tensão máxima DC UDCmax V
Tensão de desligamento UDCo f f V
Tensão nominal AC UnAC V
Corrente nominal DC InDC A
Corrente máxima DC IDCmax A
Taxa de distorção harmónica K %
Nível de ruído dB(A)
Intervalo de Temperatura T oC
3.5
Ligação à Terra e Proteção Contra Sobretensões
Os sistemas fotovoltaicos estão sujeitos às condições atmosféricas adversas que poderão surgir, como por exemplo, as descargas atmosféricas. Um grande captor destas são as estruturas metálicas que suportam os painéis. Estas por vezes situam-se em topos de edifícios muito altos. Como as estruturas são metálicas, estas por vezes tornam-se condutores, e por isso deve ser considerado a sua ligação à terra. Normalmente, o risco da instalação ser atingida por descargas atmosféricas em cimos de edifícios é baixo quando o edifício já é dotado de um descarregador de sobretensão. Neste caso, a instalação deve ser ligada ao mesmo.
Outros sobretensões a que os sistemas fotovoltaicos podem estar sujeitos são as descargas at-mosféricas diretas sobre os painéis e sobretensões internas devidas a manobras de corte ou atuação de proteções sobre curto-circuitos.
A proteção contra sobretensões deverá ser dimensionada com precisão dada a sensibilidade dos equipamentos existentes em sistemas fotovoltaicos, por exemplo, reguladores, inversores e módulos fotovoltaicos.
3.5.1 Sistemas Isolados
Nos sistemas isolados as sobretensões têm origem, essencialmente, no lado DC, pois do lado AC e após o inversor essa possibilidade é remota. Neste contexto a proteção contra sobretensões deve ser prevista em DC, e colocada normalmente na caixa de ligações.
As estruturas de suporte dos painéis fotovoltaicas podem ser, ou não, ligados à terra para prevenir eventuais descargas atmosféricas.
Para pequenos geradores fotovoltaicos e se os módulos forem de classe II de isolamento, nor-malmente não é importante a ligação da estrutura à terra, exceto se o local se encontrar em zona de índice cerâunico (número de médio de dias de tempestade por ano de uma região) elevado.
3.5.2 Sistemas Ligados à Rede
Nestes casos, a dimensão do suporte do gerador fotovoltaico e a interligação do sistema com a rede de distribuição aconselham a ligação da estrutura do painel fotovoltaico à terra, embora seja de estudar caso a caso, tal como se indica na norma 60364-7-712.
Ainda nestes sistemas ligados à rede e desde que a tensão da associação dos módulos fotovol-taicos seja superior a 120 V DC, deve equacionar-se a eventual equipotencialização dos módulos e a consequente ligação à terra.
Relativamente à proteção contra sobretensões, conforme a norma 60364-7-712, devem ser previstos DST’s no lado DC, no painel fotovoltaico junto do inversor se a distância da caixa de ligações ao inversor assim o justificar.
Tanto o inversor, como os módulos e equipamentos de controlo carecem daquela proteção para evitar consequências nefastas. Alguns inversores já incorporam essas proteções no seu interior e em ambos os lados.
3.5.3 Equipamentos de seccionamento e Proteção de Pessoas
Foi já referido atrás que os sistemas fotovoltaicos devem ser equipados com interruptores que seccionem as várias partes da instalação em DC e AC.
Além dos aparelhos de corte colocados à entrada e à saída do inversor, se as cablagens DC forem concentradas em caixas de ligações distantes do inversor, também aí deve ser prevista a inclusão de um aparelho de corte e seccionamento. Deve ainda existir um aviso de que mesmo com os aparelhos de corte e seccionamento desligados pode existir tensão na caixa de ligações ou à entrada do inversor, vinda do gerador fotovoltaico.
Relativamente à proteção de pessoas nos sistemas ligados à rede, a norma 60364-7-712, deixa ao critério de estudo caso a caso, mas a existir deve ser assegurada por aparelhos diferenciais de alta sensibilidade do tipo B.
3.6 Posto de Transformação (Normalizado EDP) 23
3.6
Posto de Transformação (Normalizado EDP)
Os postos de transformação estão presentes na longa cadeia de redes de energia elétrica do planeta. Desde a produção até à distribuição, estes têm a tarefa de transformar a tensão em vários níveis.
O posto de transformação é toda a instalação de alta tensão destinada a transformação de corrente elétrica por um ou mais transformadores estáticos, podendo incluir condensadores para compensação do fator de potência.
O posto de transformação para este projeto será um posto de transformação, pré-fabricado, normalizado pela EDP-Distribuição.
Atualmente os postos de transformação normalizados pela EDP-Distribuição são do tipo em cabina baixa, com celas de média tensão modulares ou combinadas (BRA’s) e ambiente em SF6 (hexafluoreto de enxofre).
O estudo do(s) posto(s) de transformação foi realizado a partir do Software VisualPUC2.0 fornecido pela Efacec SA.
3.6.1 Dados a Considerar
Alguns dos dados a considerar para o cálculo é a potência nominal do transformador e a respetiva potência de curto-circuito.
Todos os postos de transformação têm de estar de acordo com o Regulamento de Segurança de subestações e Postos de Transformação e Seccionamento.
3.6.2 Dimensionamento do Posto de Transformação em Celas Modulares com Corte em SF6
O cumprimento dos objetivos da construção de um posto de transformação e simultaneamente o respeito pela segurança de pessoas e bens impõe o cálculo de algumas grandezas elétricas fun-damentais.
3.6.2.1 Intensidade de Corrente Nominal
No cálculo da intensidade de corrente nominal nos circuitos de alta tensão e baixa tensão considera-se que o transformador está em regime de funcionamento trifásico equilibrado :
•Circuito de Alta Tensão
A intensidade de corrente no circuito de alta tensão é calculada através da expressão3.2.
IAT= S UAT× √ 3 (3.2) Onde,
S, potência Nominal do transformador [kVA]; UAT, tensão composta de alta tensão [V].
•Circuito de Baixa Tensão
A intensidade de corrente no circuito de baixa tensão é calculada através da expressão3.3.
IBT = S−WCu−WFe UBT× √ 3 × 10 3 (3.3) Onde,
IBT, intensidade de corrente de baixa tensão [A];
S, potência Nominal do transformador [kVA]; UBT, tensão composta de baixa tensão [V];
WCu, perdas por efeito de Joule nos enrolamentos [KW];
WFe, perdas no circuito magnético por correntes de Foucault e histerese [KW];
3.6.2.2 Intensidade de Corrente de Curto-circuito
A intensidade de curto-circuito é calculada em função da potência de curto-circuito da rede, da tensão de curto-circuito do transformador e pressupondo que os curto-circuitos são trifásico simétricos. Este tipo de curto-circuito é o que leva a maiores valores de intensidade. A entidade distribuidora é quem fornece o valor da potência de curto-circuito da rede.
•Intensidade de curto-circuito na alta tensão
A intensidade de corrente de circuito na alta tensão poderá ser provocada por um curto-circuito na alta-tensão ou na baixa tensão. O cálculo desta intensidade é efetuado através da expressão3.4 IccAT = SccR UAT× √ 3 (3.4) Onde,
IccAT, intensidade de curto-circuito de alta tensão [kA]
SccR, potência de curto circuito da rede de distribuição [MVA];
UAT, tensão de composta de alta tensão [V].
•Intensidade de curto-circuito na baixa tensão
Devido à impedância interna do transformador a corrente na alta tensão devido a um curto-circuito na Baixa Tensão será inferior ao valor calculado pela expressão anterior. Assim, na prática, o seu cálculo não é relevante.
3.6 Posto de Transformação (Normalizado EDP) 25
Para o cálculo desta intensidade de corrente de curto-circuito é necessário conhecer a impe-dância de curto-circuito equivalente da rede distribuidora (referida ao secundário) e também a impedância de curto-circuito do transformador.
O cálculo da impedância de curto-circuito equivalente da rede distribuidora é efetuado através da expressão3.5 ZccR= UBTV2 SccR × 10−6 (3.5) Onde,
ZccR, impedância equivalente da rede de distribuição [Ω];
SccR, potência de curto circuito da rede de distribuição [MVA];
UBTV, tensão de composta em vazio na baixa tensão [V].
Para o cálculo da impedância de curto-circuito do transformador utiliza-se a expressão3.6
Zcc=
UBT2 × ucc
ST R
× 10−5 (3.6)
Onde,
Zcc, impedância de curto-circuito do transformador [Ω];
UBT, tensão composta de baixa tensão [V];
ST R, potência nominal do transformador [kVA];
ucc, tensão de curto-circuito do transformador [%].
O cálculo da corrente de curto-circuito na baixa tensão realiza-se aplicando os valores calcu-lados, nas expressões anteriores, na expressão3.7
IccBT= UBT (Zcc+ ZccR) × √ 3× 10 −3 (3.7) Onde,
IccBT, intensidade de corrente de curto-circuito de baixa tensão [kA];
UBT[kA];, tensão composta de baixa tensão [V];
Zcc, impedância de curto-circuito do transformador [Ω];
ZccR, impedância equivalente da rede de distribuição [Ω].
3.6.3 Dimensionamento de circuitos
Nos Postos de Transformação compactos, os equipamentos que constituem os circuitos de Alta Tensão e Baixa Tensão são projetados, fabricados, e certificados de acordo com as normas CEI aplicáveis, respetivamente. A escolha dos equipamentos é feita de modo que as características no-minais satisfaçam, no mínimo, os valores das grandezas elétricas calculadas nos pontos anteriores. Assim é garantida a segurança e fiabilidade na utilização destes equipamentos.
3.6.3.1 Circuito de Alta Tensão
O quadro NORMAFIX a utilizar terá características eléctricas mínimas superiores aos valores calculados, para a intensidade de corrente nominal, IAT, intensidade de corrente de curto-circuito,
IccAT, e tensão nominal maior ou igual a UAT.
3.6.3.2 Circuito de Baixa Tensão
O interruptor de entrada do Quadro Geral de Baixa Tensão, assim como o cabo que liga este aos terminais de Baixa Tensão do(s) transformador(es) devem ter tensão nominal, UBT, e corrente
nominal superior a IBT. O poder de corte de fusíveis e disjuntores, e a corrente de curto-circuito
suportada pelos restantes equipamentos do quadro deverá ser no mínimo igual a IccBT.
3.6.4 Escolha das Proteções Contra Sobreintensidades
3.6.4.1 Alta Tensão
A escolha das proteções de curto-circuito na Alta Tensão é feita considerando o poder de corte dos equipamentos de proteção e o tempo máximo para a eliminação do defeito. A Empresa Distribuidora de Energia Elétrica impõe como valor máximo para eliminação do defeito, 800 ms.
Neste caso utiliza-se para a função de proteção de sobreintensidades os corta-circuitos fusí-veis. Dispositivo constituído por fusível e interruptor atuado por percutor associado. A escolha dos fusíveis a aplicar deve considerar a tensão nominal da rede, a intensidade da corrente de mag-netização do transformador, cerca de 12 vezes a corrente nominal durante 0,1 s; a sua corrente nominal; e poder de corte superior ao valor calculado para a corrente máxima de curto-circuito na Alta Tensão.
Assim os fusíveis a utilizar terão as seguintes características elétricas principais: • Tensão Nominal: ≥ UAT;
• Corrente Nominal: ≈ 1, 6 × IAT;
• Poder de Corte: ≥ IccAT.
3.6.4.2 Baixa Tensão
A saída do transformador será protegida por disjuntor de poder de corte e intensidade de cor-rente nominal no mínimo iguais a IccBT, e IN, respetivamente.
3.6.5 Dimensionamento dos Circuitos de Ligação à Terra
Os circuitos de ligação á terra devem ser dimensionados e instalados de modo a garantir, com a máxima fiabilidade e eficiência, a segurança das pessoas, e equipamentos constituintes e/ou ligados ao Posto de Transformação – PT. O sistema de terras será constituído por dois circuitos independentes de ligação à terra:
3.6 Posto de Transformação (Normalizado EDP) 27
• Terra de proteção;
• Terra de serviço de baixa tensão.
3.6.5.1 Impedância de Defeito à Terra e Tempo de Eliminação do Defeito
De forma a calcular a elevação de potencial no circuito de terra de proteção, devido a defeito à terra nas instalações do Posto de Transformação, é essencial conhecer o valor da impedância de defeito à terra da rede de Alta Tensão.
De acordo com a informação da Empresa Distribuidora o regime de neutro é direto. No regime de neutro direto, o neutro da rede de Alta Tensão ligado diretamente à terra através de uma impe-dância de valor desprezável. Nestas condições, e no caso de defeito à terra, a corrente de defeito máxima - IdM- será apenas limitada pela impedância de curto-circuito da rede, pois considera-se
a resistência de terra do PT nula.
De acordo com informação da Empresa Distribuidora, a eliminação deste defeito é instantânea. O valor, em módulo, da impedância de defeito é dado pela expressão3.8.
ZR=
UAT2 SccR
(3.8) Onde,
ZR, impedância da rede de alta tensão[Ω];
SccR, potência de curto-circuito da rede de distribuição [MVA];
UAT, tensão composta na Alta Tensão [kV].
Esta impedância é de natureza reativa, assim a componente resistiva é desprezável. Como,
ZR=
q
XR2+ R2
R (3.9)
e RR∼ 0Ω, logo ZR∼ XR. Fazendo uso do valor de ZR pode ser calculada a intensidade de
corrente máxima de defeito, IdM.
IdM= UAT √ 3 × ZR (3.10) Onde,
IdM, intensidade de corrente máxima de defeito [kA].
3.6.5.2 Circuito de Terra de Proteção
O interior da cabina do PT será percorrido por uma barra de cobre nu, fixa nas paredes, com secção não inferior a 50 mm2. A esta barra serão ligadas as seguintes massas metálicas:
• carcaça do transformador de potência; • o circuito de terra do quadro de alta tensão; • o circuito de terra do quadro de baixa tensão;
• a malha metálica do piso, das paredes e dos degraus de entrada da cabina; • as grelhas de ventilação e portas;
• todas as peças metálicas que normalmente não estejam em tensão mas possam vir estar como consequência da avarias ou causas fortuitas.
A barra será ligada ao terminal geral da terra de proteção da cabina. Este terminal, amovível, é ligado ao elétrodo de terra no exterior através de um condutor isolado, isolamento a 1 kV, de secção não inferior a 50 mm2, enterrado e protegido contra eventuais aceções mecânicas.
O elétrodo de terra será constituído por um anel de cabo de cobre nú de secção não inferior a 50 mm2. Este anel será colocado a 0,8 m de profundidade e a uma distância horizontal aproximada de 1 m das paredes da cabina. A este anel serão solidamente ligados, quatro elétrodos de vareta de cobre com 2 m de comprimento e 20 mm de diâmetro, enterrados verticalmente a 0,8 m. Estes serão dispostos ao longo do anel, um por cada lado da cabina, e com uma separação entre eles de aproximadamente 4 m. Deverá ser prevista a disponibilidade de terreno necessário à instalação deste elétrodo.
•Cálculo de Valores de Defeito à Terra
Para o cálculo da resistência de terra, RT, do eléctrodo é usada a expressão3.11.
RT= KR× ρT (3.11)
Onde,
ρ , resistividade do terreno [Ω.m];
KR, parâmetro característico do elétrodo igual a 0,071 [Ω.m].
Com o valor de RT, podemos calcular o valor da intensidade de corrente de defeito à terra, Id
(expressão3.12), e o valor da tensão de defeito à terra Ud:
Id= UAT √ 3 × q ZR2+ R2 T × 103 (3.12) Onde,
Id, intensidade de defeito à terra no PT [A];
UAT, tensão composta na alta tensão [kW];
ZR, impedância de defeito à terra da rede de alta tensão [Ω].
A partir das expressões anteriores é possível obter a tensão de defeito, expressão3.13
Ud= Id× RT (3.13)
3.6 Posto de Transformação (Normalizado EDP) 29
Ud, tensão de defeito [V].
O isolamento dos equipamentos dos circuitos de Baixa Tensão do PT deverão ter um isola-mento superior à tensão de defeito, Ud. Deste modo evita-se que em caso de defeito à terra na Alta
Tensão do PT não exista dano para os equipamentos, evitando a transferência de sobretensões para a rede de Baixa Tensão.
3.6.5.3 Circuito de terra de serviço
Ao circuito da terra de serviço de baixa tensão será ligado o neutro do transformador de potên-cia. Este circuito será ligado, através de um ligador amovível, ao elétrodo de terra no exterior por um condutor isolado, isolamento de 1 kV, de secção não inferior a 35 mm2. O elétrodo da terra de serviço será instalado a uma distância mínima de 20 m do elétrodo da terra de proteção.
O elétrodo da terra de serviço será constituído por um conjunto de 4 varetas de cobre nu de 2 m de comprimento e enterradas verticalmente até uma profundidade de 0,8 m. As varetas serão interligadas através de um condutor de cobre nu de secção 35 mm2, enterrado a uma profundidade de 0,8 m. A disposição relativa das varetas não é relevante desde que a distância mínima entre qualquer uma delas seja 4 m.
Para o cálculo da resistência de terra, RS, do elétrodo da terra de serviço é usada a expressão
3.14:
RS= KR× ρT (3.14)
Onde,
ρT, resistividade do terreno [Ω.m];
KR, parâmetro característico do elétrodo igual a 0,071 [Ω.m].
O valor terá de menor que os 20 Ω de valor máximo permitido pelo Art. 58odo RSSPTS.
3.6.5.4 Tensões no Interior da Instalação
O piso da cabina do PT, as paredes e os degraus de acesso, são constituídos no seu interior por uma malha condutora electrosoldada de quadrícula não superior a 20 × 20cm e secção não inferior a 4 mm2. Estas malhas serão ligadas ao circuito de terra de proteção, de forma a garantir contacto elétrico sólido. Assim, consegue-se uma superfície equipotencial fazendo desaparecer o perigo do aparecimento de tensões de contacto e de passo no interior da cabina do PT.
No acesso ao PT também não haverá tensões de contacto e de passo, pois o elétrodo da terra de proteção é um anel que garante uma superfície equipotencial no solo exterior adjacente à cabina, conjuntamente com o degrau de acesso.
3.6.5.5 Tensão de Passo Permitida no Exterior
O cálculo da tensão de passo máxima admissível no exterior do PT é feito recorrendo à ex-pressão seguinte: UPext= 10 × K tn× 1 +6 × ρT 1000 (3.15) Onde,
t, tempo máximo de eliminação de defeito [0,8s];
K, constante dependente do tempo máximo de eliminação do defeito; n, constante dependente do tempo máximo de eliminação do defeito; ρT, resistividade do terreno [Ω.m];
UPext, tensão no exterior [V].
Substituindo os valores e calculando obtemos o valor máximo para a tensão de passo no exte-rior.
3.6.5.6 Tensão no Exterior da instalação
Devido ao facto de o elétrodo da terra proteção ser um anel contornando, na totalidade, a cabina do PT à distância de um metro do seu perímetro exterior, é criada uma superfície equipotencial no solo circundante e adjacente ao PT. Desta forma não existirão tensões de contacto significativas no exterior do PT.
A tensão de passo no exterior será calculada pela expressão3.16.
UP= KP× ρT× Id (3.16)
Onde,
UP, tensão de passo no exterior [V];
KP, parâmetro característico do elétrodo igual a 0,0089 [Ω.m.A].
3.6.5.7 Tensões Transferíveis para o Exterior
Não existem meios de transferência de tensões para o exterior, assim não é necessário tomar medidas para a sua redução ou eliminação.
3.6.6 Ventilação do Posto de Transformação
Com o objetivo de evitar o sobreaquecimento dos equipamentos no interior do PT há que garantir a adequada renovação de massa de ar. Isto é conseguido através do correto dimensiona-mento das grelhas de ventilação da cabina do PT. A expressão3.17não considera as perdas nos
3.7 Linhas Aéreas de Média Tensão 31
circuitos de Alta Tensão e Baixa Tensão. Apenas as perdas no(s) transformador(es) de potência são contabilizadas. SE = WCu+WFe 0, 24 × Kc×p4h × 4T3 (3.17) Onde,
SE, superfície mínima para a grelha de entrada de ventilação do transformador [m2];
WCu, perdas por efeito de joule nos enrolamentos [KW];
WFe, perdas no circuito magnético por correntes de Foucault e histerese [kW];
4h, distância vertical entre centros das grelhas [m];
4T , diferença de temperatura entre o ar de saída e ar de entrada [oC];
Kc, fator de correção, relação entre área e área total da grelha.
3.6.7 Dimensionamento do depósito de óleo
O depósito de recolha de óleo será colocado por debaixo do transformador, ou então devem existir caleiras de recolha e condução do óleo até ao depósito. Este terá uma capacidade superior ao volume de óleo do transformador. É usual a quantidade de óleo do transformador ser forne-cida pelo fabricante em massa de óleo, assim teremos que usar a expressão3.18para calcular a capacidade.
V =M
σ (3.18)
Onde,
V, volume de óleo [litros];
M, massa de óleo do transformador [Kg];
σ , densidade típica do óleo do transformador a 20oC, [Kg/litro]
3.7
Linhas Aéreas de Média Tensão
Até à data, os projetos de linhas aéreas de média tensão são realizados segundo o Regulamento de Segurança de Linhas Elétricas de Alta Tensão, R.S.L.E.A.T. O regulamento foi aprovado se-gundo o Decreto Regulamentar no1/92 de 18 de Fevereiro. O regulamento destina-se a pré-definir regras técnicas a que devem obedecer o estabelecimento e a exploração de linhas de média tensão, com o objetivo de salvaguardar a segurança das pessoas, objetos e interesses coletivos [15].
3.7.1 Elementos Constituintes das Linhas
Alguns dos elementos das linhas como, os condutores, os isoladores, os apoios, os sistemas de terra, as fundações deverão obedecer às condições do Regulamento e ainda às normas e espe-cificações nacionais, ou na sua falta, às do Comité Europeu de Normalização Eletrotécnica, às da Comissão Eletrotécnica Internacional ou a outras aceites pela Direção-Geral de Energia [15].
