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UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ SETOR DE TECNOLOGIA DEPARTAMENTO ENGENHARIA ELÉTRICA FILIPPO CENTEMERO PEDRO ZANATELLI BRASIL BASTOS PROJETO E ESTUDO DE VIABILIDADE ECONÔMICA DA INSTALAÇÃO DE UMA UNIDADE DE MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA SOLAR E EÓLICA EM UMA INDÚSTRIA. CURITIBA 2017 FILIPPO CENTEMERO PEDRO ZANATELLI BRASIL BASTOS PROJETO E ESTUDO DE VIABILIDADE ECONÔMICA DA INSTALAÇÃO DE UMA UNIDADE DE MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA SOLAR E EÓLICA EM UMA INDÚSTRIA. CURITIBA 2017 Trabalho de Conclusão de Curso apresentado como documento avaliativo ao Departamento de Engenharia Elétrica, Setor de Tecnologia, Universidade Federal do Paraná, como parte das exigências para a obtenção do título de Engenheiro Eletricista. Orientador: Prof. Dr. Clodomiro Unsihuay Vila. AGRADECIMENTOS A Deus por nos dar saúde e muita força para superar todas as dificuldades. A esta faculdade e todo seu corpo docente, além da direção e administração que nos proporcionaram as condições necessárias para que alcançássemos nossos objetivos. Ao nosso orientador Prof. Dr. Clodomiro Unsihuay Vila, por todo o tempo que dedicou a nos ajudar durante o processo de realização deste trabalho. Aos professores James Alexandre Baraniuk, Jayme Passos Rachadel e Ricardo Schumacher, pela avaliação e contribuição para o aprimoramento deste trabalho. Ao professor Sebastião Ribeiro Junior, pela ajuda e disponibilidade prestada no início da realização deste trabalho. Aos nossos pais, por todo o amor que nos deram, além da educação, ensinamentos e apoio. Aos colegas e amigos do curso, que perseveraram ou perseveram às adversidades inerentes à conquista da diplomação do profissional de Engenharia Elétrica. Enfim, a todos que contribuíram para a realização deste trabalho, seja de forma direta ou indireta, fica registrado aqui, o nosso muito obrigado! RESUMO Este Trabalho de Conclusão de Curso aborda a realização dos projetos, dimensionamentos e estudos de viabilidade técnica e econômica referentes à instalação de um sistema de geração distribuída, a partir de diferentes fontes energéticas solar e eólica, em uma indústria localizada na cidade de Campo Largo, na região metropolitana de Curitiba. Neste trabalho de conclusão de curso, os estudos avaliaram a viabilidade de dois sistemas de geração distribuída, diferenciados entre si pela fonte primária de geração de energia elétrica: Solar e Eólica. Desta forma, foram realizados os projetos técnico e econômico para um sistema de geração fotovoltaica, outro com geração eólica, e um terceiro caso considerando um sistema de geração híbrido, provido tanto de painéis fotovoltaicos quanto de aerogeradores. Para a realização do projeto, primeiramente analisou-se o potencial energético do local, avaliando dados sobre a velocidade do vento e a irradiação solar no local, utilizando-se como fontes para estes dados meteorológicos bancos de dados abertos e confiáveis. Em seguida, foi realizada a escolha dos aerogeradores, painéis fotovoltaicos e demais equipamentos a serem utilizados em cada sistema, baseando-se em critérios técnicos e econômicos apropriados. Na sequência, dotados dos equipamentos a serem utilizados, realizou-se o dimensionamento técnico completo (potência instalada, inversores, a instalação elétrica, sistema de proteção, etc.) do sistema fotovoltaico e eólico, para que estes operem apropriadamente quando conectado à rede elétrica da concessionária local. Então, tendo feito o dimensionamento do potencial de geração das fontes selecionadas, dos equipamentos que seriam necessários para possibilitar a operação do sistema e dos custos resultantes da instalação deste projeto, possibilitou-se a realização da análise da sua viabilidade econômica dos sistemas resultantes. Conclui-se o trabalho realizando a comparação técnica e econômica entre os sistemas eólico, solar e híbrido. Palavras-chave: microgeração distribuída, energia solar, energia eólica, sistema híbrido, microgeração solar, microgeração eólica, energias renováveis, microgrids. ABSTRACT This capstone analysis addresses the execution of projects, the assessment of dimensional analysis and the study of the technical and economic feasibility in regards to the installation of a system of distributed generation, generated by sources of solar and wind power. The analysis refers to the implementation of such project in a factory located in Campo Largo, in the outskirts of Curitiba. In this assessment, We evaluated the feasibility of two systems of distributed generation, differing from each other in regards to the primary source of the energy generated, that being either solar or wind. Throughout this analysis, we designed and evaluated technical and economic projects for a system of photovoltaic generation, a system powered by wind energy, and a third one presenting a hybrid system, therefore containing elements of both photovoltaic and wind power generation. For the execution of such projects, first we analysed the energetic capacity of the site area, evaluating data concerning the speed of the wind and the solar radiation at the location. To do so, we utilized as primary sources a variety of public and reliable databases. Following, we selected the aerogenerators, photovoltaic panels and the remaining equipment necessary in each of the projects based on appropriate technical and economic criteria. Once the equipment was successfully determined, we executed a dimensional analysis of both the wind and photovoltaic systems, taking into account its electrical capacity, inverters needed, electrical installations and safety measures. Such dimensional analysis had the scope of ensuring a safe and efficient operation of both projects when connected to the local power grid. Moreover, after executing the dimensional analysis of the capacity of the sources, the equipment to be utilized to enable the system to operate and of the costs involved in the implementation of the project, we were able to analyse the economic feasibility of the systems. Thus, we concluded this research with a technical and economic comparison between the solar, the wind powered and the hybrid system. Key words: distributed microgeneration, solar energy, wind power, hybrid system, solar microgeneration, Wind microgeneration, renewable energies, microgrids. LISTA DE ABREVIATURAS ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica; BDMEP: Banco de Dados Meteorológicos para Ensino e Pesquisa; COCEL: Companhia Campolarguense de Energia CRESESB: Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito; FNE: Fundo Constitucional de Financiamento do Nordeste; ICMBio: Instituto Chico Mendes de Conservação da Biodiversidade; INMET: Instituto Nacional de Meteorologia; MMA: Ministério do Meio Ambiente; TIR: Taxa interna de retorno; TMA: Taxa mínima de atratividade; VPL: Valor presente líquido; WES: Wind Energy Solutions; LISTA DE TABELAS Tabela 1 – Inclinação dos Módulos Solares........................................................31 Tabela 2 – Irradiação solar horária média mensal em Curitiba,.........................32 inclinação de 10°, Azimute 34° Tabela 3 – Irradiância solar horária media mensal corrigida...............................34 Tabela 4 – Consumo e Demanda energética da Novvalight...............................35 Tabela 5 – Escolha dos Módulos Solares...........................................................35 Tabela 6 – Escolha do inversor de frequência....................................................36 Tabela 7 –Temperaturas Mensais de Campo Largo...........................................37 Tabela 8 – Secção dos cabos utilizados no sistema...........................................40Tabela 9 – Estimativa Geração Fotovoltaica com 600 Painéis............................43 Tabela 10 – Valores Médios de Velocidade do Vento em Curitiba.....................47 e em Campo Largo Tabela 11 – Análise Comparativa dos Aerogeradores........................................50 Tabela 12 - Coeficiente de atrito para vários tipos de terreno.............................54 Tabela 13 – Custos dos equipamentos e componentes necessários..................73 Tabela 14 – Fatores a serem considerados na análise econômica.....................74 Tabela 15 - Análise Econômica, Sistema Fotovoltaico, Capital Próprio..............75 Tabela 16 – Condições do financiamento BNDES automático, .........................76 Sistema Fotovoltaico Tabela 17 - Análise Econômica, Sistema Fotovoltaico, BNDES Automático......76 Tabela 18 – Condições do financiamento FNE SOL, Sistema Fotovoltaico........78 Tabela 19 – Análise Econômica, Sistema Fotovoltaico, FNE SOL.....................78 Tabela 20 – Características da Análise do Sistema Eólico.................................80 Tabela 21 - Análise Econômica, Sistema Eólico, Capital Próprio........................81 Tabela 22 – Condições do financiamento BNDES..............................................82 Automático, Sistema Eólico Tabela 23 - Análise Econômica, Sistema Eólico, BNDES Automático................83 Tabela 24 – Condições do financiamento FNE SOL, Sistema Eólico..................84 Tabela 25 – Análise Econômica, Sistema Eólico, FNE SOL...............................84 Tabela 26 – Características da Análise do Sistema Híbrido................................88 Tabela 27 - Análise Econômica, Sistema Híbrido, Capital Próprio......................89 Tabela 28 – Condições do financiamento BNDES Automático, .........................90 Sistema Híbrido Tabela 29 - Análise Econômica, Sistema Híbrido, BNDES Automático..............90 Tabela 30 – Condições do financiamento FNE SOL, Sistema Híbrido................91 Tabela 31 – Análise Econômica, Sistema Híbrido, FNE SOL.............................92 LISTA DE FIGURAS Figura 1 – Fluxograma da Estrutura e Metodologia Empregadas.........................7 Figura 2 – Refletor Parabólico da Usina Solar Harper Lake..................................9 Figura 3 – Refletor Parabólico do Centro Nacional de..........................................9 Energia Solar Ben-Gurion Figura 4 – Refletor Concentrador Linear Fresnel da usina Puerto Errado 2........10 Figura 5 – Usina Solar 2 Power Tower Project, no deserto Mojave...................10 Figura 6 – Efeito Fotovoltaico em uma Célula.....................................................12 Figura 7 – Painel fotovoltaico Silício Monocristalino...........................................13 Figura 8 – Ilustração Controle Estol....................................................................16 Figura 9 – Curva de Potência com Controle Estol..............................................16 Figura 10 – Ilustração Controle Pitch..................................................................17 Figura 11 – Curva de Potência com Controle Pitch.............................................17 Figura 12 – Ilustração Controle Yaw...................................................................18 Figura 13 – Procedimento para acesso à Rede de Distribuição.........................19 Figura 14 - Processo de Compensação de Energia Elétrica I............................21 Figura 15 - Processo de Compensação de Energia Elétrica II............................21 Figura 16 - Conexão dos DPS no sistema..........................................................30 Figura 17 – Esquema de conexão Sistema de Proteção.....................................30 Figura 18 – Irradiação solar diária média mensal Campo Largo.........................33 Figura 19 – Irradiação solar diária média mensal no plano.................................33 Horizontal em Curitiba (Radiasol 2) Figura 20 - Disposição arranjos em relação ao QDG e a caixa de conexão........41 Figura 21 - Comparação Geração X Consumo Sistema Fotovoltaico.................43 Figura 22 - Diagrama Multifilar Arranjo Sistema Fotovoltaico.............................45 Figura 23 – Ilustração Posicionamento Painéis Fotovoltaicos I..........................45 Figura 24 – Ilustração Posicionamento Painéis Fotovoltaicos II.........................46 Figura 25 – Ilustração Posicionamento Painéis Fotovoltaicos III........................46 Figura 26 - Distribuição de Weibull Anual...........................................................48 Figura 27 - Curvas de Weibull Mensais...............................................................49 Figura 28 - Curva de Potência, WES50..............................................................51 Figura 29 – Curva de Potência, TREBA-0210.....................................................52 Figura 30 – Curva de Potência, TREBA-0160.....................................................52 Figura 31 – Curva de Potência, Skystream Land 3.7..........................................53 Figura 32 – Distribuição de Weibull Anual Corrigida...........................................55 Figura 33 - Curvas de Weibull Mensais Corrigidas.............................................56 Figura 34 – Alternativas para Posicionamento de Aerogeradores......................57 Figura 35 – Posicionamento de Aerogeradores Selecionado.............................58 Figura 36 – Áreas Disponíveis para a Instalação dos Aerogeradores no Local...58 Figura 37 – Arranjo dos Aerogeradores no Local................................................59 Figura 38 - Curva Velocidade dos Ventos x Horas de Ocorrência/Ano...............60 Figura 39 - Energia Gerada Anualmente por um Aerogerador...........................61 Figura 40 - Novo Arranjo das Torres..................................................................62 Figura 41 – Diagrama Unifilar Sistema Eólico.....................................................62 Figura 42 – Comparação Geração x Consumo, Sistema Eólico.........................63 Figura 43 – Áreas de Importância para Aves Migratórias no Paraná..................70 Figura 44 - Análise de cenários para o Sistema Híbrido.....................................86 Figura 45 – Disposição dos equipamentos do sistema híbrido...........................87 Figura 46 – Comparação Geração X Consumo Sistema Híbrido......................87 Figura 47 – Projeção de Vida Geração X Consumo Sistema Híbrido...............88 1 ÍNDICE 1. INTRODUÇÃO...................................................................................................4 1.1 A INDÚSTRIA....................................................................................................5 1.2 JUSTIFICATIVAS E MOTIVAÇÕES..................................................................5 1.3 OBJETIVOS......................................................................................................6 1.3.1 Objetivos Gerais...............................................................................................6 1.3.2 Objetivos Específicos......................................................................................6 1.4 ESTRUTURA DO TRABALHO..........................................................................6 2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA.........................................................................7 2.1 ENERGIA SOLAR.............................................................................................7 2.1.1 Energia Heliotérmica.......................................................................................8 2.1.2 Energia Fotovoltaica......................................................................................11 2.1.2.1 Tecnologias de Células Fotovoltaicas...............................................12 2.2 ENERGIA EÓLICA..........................................................................................142.3 GERAÇÃO DISTRIBUIDA...............................................................................18 2.3.1 Procedimento para Conexão à Rede de Distribuição..................................18 2.3.2 Incidência de Impostos Federais e Estaduais..............................................19 2.4 COMPENSAÇÃO............................................................................................20 3. PROJETO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO...................................................22 3.1 METODOLOGIA DO PROJETO FOTOVOLTAICO........................................22 3.1.1 Levantamento de Dados de Radiação..........................................................22 3.1.2 Levantamento de Dados de Consumo e Demanda......................................23 3.1.3 Seleção do Painel...........................................................................................23 3.1.3.1 Seleção da inclinação dos painéis.....................................................24 3.1.4 Seleção do Inversor.......................................................................................24 3.1.5 Dimensionamento do Sistema Fotovoltaico................................................24 3.2 RESULTADOS DO PROJETO FOTOVOLTAICO...........................................30 3.2.1 Seleção da inclinação dos painéis................................................................30 3.2.2 Levantamento de Dados de Radiação..........................................................31 3.2.3 Levantamento de Dados de Consumo e Demanda......................................34 3.2.4 Seleção do Painel...........................................................................................35 3.2.5 Seleção do Inversor.......................................................................................36 3.2.6 Dimensionamento do Sistema Fotovoltaico................................................36 2 3.2.7 Fator de Capacidade......................................................................................44 4. PROJETO DO SISTEMA EÓLICO..................................................................46 4.1 SELEÇÂO DOS DADOS METEOROLÓGICOS..............................................46 4.2 SELEÇÃO DO AEROGERADOR....................................................................50 4.3 CORREÇÃO DA VELOCIDADE DO VENTO PARA.......................................53 A ALTURA DO AEROGERADOR 4.4 ARRANJO DOS AEROGERADORES............................................................57 4.5 CAPACIDADE DE GERAÇÃO DO SISTEMA EÓLICO...................................59 4.5.1 Fator de Capacidade......................................................................................63 4.6 CONEXÃO DO SISTEMA DE GERAÇÂO EÓLICA COM A REDE.................64 4.7 ATERRAMENTO DOS AEROGERADORES DO SISTEMA...........................67 DE GERAÇÃO EÓLICA 4.8 IMPACTOS DA IMPLANTAÇÂO DO SISTEMA..............................................67 4.8.1 Emissão de Ruídos........................................................................................68 4.8.2 Impactos Visuais............................................................................................69 4.8.3 Impactos Ambientais.....................................................................................69 5. ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA....................................................71 5.1 CONCEITOS ABORDADOS...........................................................................71 5.1.1 Fluxo de Caixa................................................................................................71 5.1.2 TMA – Taxa Mínima de Atratividade..............................................................71 5.1.3 Payback Simples............................................................................................72 5.1.4 VPL – Valor Presente Líquido........................................................................72 5.1.5 TIR – Taxa Interna de Retorno.......................................................................73 5.2 ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA....................................................73 DO SISTEMA FOTOVOLTAICO 5.2.1 Capital Próprio...............................................................................................75 5.2.2 BNDES Automático........................................................................................76 5.2.3 Banco do Nordeste – FNE SOL......................................................................78 5.3 ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA DO SISTEMA EÓLICO...............80 5.3.1 Capital Próprio...............................................................................................81 5.3.2 BNDES Automático........................................................................................82 5.3.3 Banco do Nordeste – FNE SOL......................................................................84 5.4 ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA DO SISTEMA HIBRIDO..............85 5.4.1 Capital Próprio...............................................................................................88 3 5.4.2 BNDES Automático........................................................................................90 5.4.3 Banco do Nordeste – FNE SOL......................................................................91 6. CONCLUSÃO..................................................................................................93 REFRÊNCIAS............................................................................................................95 ANEXOS....................................................................................................................98 ANEXO I – Diagrama Mulltifilar arranjo Fotovoltaico............................................98 ANEXO II – Diagrama Unifilar Sistema Eólico........................................................99 ANEXO III – Catálogo Painel Fotovoltaico.............................................................100 ANEXO IV – Catálogo Inversor...............................................................................102 ANEXO V – Catálogo Aerogerador........................................................................108 4 1. INTRODUÇÃO Desde a Revolução Industrial, no século XVIII, a humanidade vem apresentando um desenvolvimento tecnológico acentuado, o qual é motivado por diversos fatores distintos de natureza social, econômica, cultural, etc. Em consequência a este acelerado avanço tecnológico, há uma crescente demanda por energia elétrica, em proporcionalidade direta. Com isso, existem cada vez mais incentivos e investimentos no setor energético, buscando soluções para esta crescente demanda energética. Simultaneamente, este crescimento na necessidade de energia elétrica é acompanhado por novas questões referentes ao setor de geração de energia. Novos estudos e pesquisas apontam para certos fatores problemáticos nas matrizes energéticas atualmente implementadas em diversos países, destacando principalmente a finitude da matéria prima utilizada e os impactos ambientais decorrentes do processo de geração. Uma das possíveis soluções para estas novas problemáticas pode ser encontrada no conceito denominado por Microgrids, o qual consiste em um sistema de geração distribuída localizado próximo à sua carga destinada. Neste modelo, são utilizados geradores que utilizam fontes energéticas teoricamente renováveis ou inesgotáveis, preferencialmente com elevada eficiência energética e baixos impactos ambientais. São exemplos de fontes energéticas utilizadas em microgrids geradores eólicos, solar fotovoltaicos, solar térmicos e sistemas de cogeração com biomassa ou biogás. Desta forma, há atualmente uma evidente tendência no crescimento do número de instalações de sistema de geração distribuída, baseados no conceito de autossuficiência energética de microgrids. Com isso,grandes consumidores de energia elétrica, como indústrias e grandes complexos comerciais, tornam-se capazes de gerar a própria eletricidade que consomem, reduzindo gastos com tarifas e impactos ambientais. Tendo em vista tais considerações, este Trabalho de Conclusão de Curso aborda o desenvolvimento do projeto de um sistema de geração distribuída, baseado em fontes eólicas e fotovoltaicas, em uma indústria, além da realização do estudo da análise econômica deste projeto. 5 1.1 A INDÚSTRIA O sistema de geração distribuída projetado neste trabalho tem implantação prevista na indústria Novvalight. Localizada na cidade de Campo Largo, na região metropolitana de Curitiba, PR, a Novvalight é uma fábrica de aparelhos de iluminação para aplicações diversas, entre estas se encontram industrial, corporativa, grandes áreas e iluminação pública. Ao longo dos anos a empresa vem se expandindo, em paralelo ocorre um aumento dos gastos principalmente com energia. A Novvalight se dispôs a ceder as estruturas e informações necessárias para a realização do projeto de dimensionamento e estudo de viabilidade econômica da implantação de uma unidade de microgeração distribuída híbrida com finalidade de reduzir os gastos da mesma com energia elétrica e contribuir para um mundo mais renovável. 1.2 JUSTIFICATIVA E MOTIVAÇÕES A geração elétrica no Brasil é caracterizada principalmente pela presença de fontes renováveis, em sua maioria hidrelétricas. Apesar do percentual de participação da fonte de origem hidráulica ter reduzido consideravelmente, o Brasil ainda depende fortemente da geração hidrelétrica. Considerando a recente atualização do Plano Decenal de Expansão de Energia, a taxa média de expansão da carga será de aproximadamente 3,8% a/a, o que representa um crescimento médio estimado de 2900 MWmed/ano até o ano de 2024. (LEONI, CARVALHO, ABREU, DANIEL, 2017) Tal crescimento comprova o investimento da iniciativa privada no setor de geração frente ao interesse do governo brasileiro em explorar o potencial existente das referidas fontes. O uso da fonte fotovoltaica e eólica são práticas que tendem a diminuir a emissão de poluentes na atmosfera, visto que não requerem processos de combustão para geração de energia elétrica. As fontes de energia intermitentes funcionam bem quando complementam outras fontes podendo conseguem preencher os períodos de ausência de geração de outro sistema, como é o caso das gerações eólica e solar. O desenvolvimento e uso de apenas um tipo de recurso energético, renovável ou não, não é a solução definitiva para todos os problemas associados à energia. Fatores, 6 como disponibilidade do recurso energético, capacidade de transporte, distribuição e armazenamento, custo de produção, condições geográficas e econômicas, dentre outros, precisam ser consideradas na escolha da matriz energética de um país ou uma região. (LEONI, CARVALHO, ABREU, DANIEL, 2017) 1.3 OBJETIVOS 1.3.1 OBJETIVOS GERAIS O objetivo geral desse trabalho consiste em projetar um sistema de geração distribuída híbrido, que conta com a participação de geração fotovoltaica e eólica a fim de suprir a demanda da indústria NOVVALIGHT em estudo. Para situar o leitor o sistema híbrido conta com uma potência instalada total de 182 kWp destes sendo 162 kWp do sistema fotovoltaico e 20 kWp do sistema eólico. O sistema será capaz de suprir a demanda da indústria que conta com um consumo mensal médio de 22322 kWh/mês, conforme será apresentado no decorrer do trabalho. 1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS Levantamento de requisitos para a elaboração do projeto, através de bibliografias; Levantamento dos dados da indústria; Dimensionamento do sistema fotovoltaico; Dimensionamento do sistema eólico; Dimensionamento do sistema hibrido Análise de viabilidade econômica para as três variações de dimensionamento; 1.4 ESTRUTURA DO TRABALHO O primeiro capítulo aborda a introdução do trabalho, justificativa e os objetivos. O segundo capítulo trata da fundamentação teórica referente as gerações fotovoltaica e eólica assim como os principais aspectos da geração distribuída no Brasil. O terceiro capítulo apresenta a metodologia para o dimensionamento do sistema fotovoltaico assim como o projeto do mesmo. 7 O quarto capítulo traz a metodologia para o dimensionamento do sistema eólico assim como o projeto do mesmo. No quinto capítulo foram apresentados os conceitos de economia assim como foram realizadas as análises de viabilidade da implementação dos sistemas de geração fotovoltaico e eólico para diferentes panoramas de investimento. Por fim as considerações finais e a conclusão do trabalho. O fluxograma da Figura 1 traz a estrutura e metodologia do trabalho Figura 1 – Fluxograma da Estrutura e Metodologia Empregadas (Fonte: Autoria Própria, 2017). 2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA Neste capítulo, são abordados alguns conceitos teóricos relacionados às distintas tecnologias empreendidas neste projeto, com o objetivo de promover uma melhor compreensão deste por parte do leitor. 2.1. ENERGIA SOLAR A humanidade está situada em um planeta de nome Terra, o qual orbita uma estrela denominada Sol. A partir de reações nucleares, majoritariamente de fusão de átomos de hidrogênio que se transformam em átomos de Hélio, ocorrentes nesta estrela, grandes quantidades de energia são liberadas no espaço, principalmente nas formas luminosa e térmica, e parte dessa energia atinge o nosso planeta. Estudos atuais indicam que o Sol ainda terá de 5 a 6 bilhões de anos na sequência principal, ou seja, ainda possui uma vida útil de 5 a 6 bilhões de anos. Desta Escolha do local Demanda e consumo da industria Geração solar Geração eolica Geração vs consumo Escolha equip. eolico Escolha equip. FV Proteção /cabos FV Proteção /cabos eolico Dados meteorologicos VPL TIR TMA PAY-BACK Conclusão Arranjo dos paineis Arranjo dos aeroge- radores 8 forma, o Sol pode ser considerado uma excelente fonte energética ilimitada ou infinita, uma vez que o tempo de vida estimado para o nosso sol é extremamente grande. Com isso, foram desenvolvidas tecnologias que possibilitassem a conversão da energia liberada pelo Sol em energia elétrica. Divide-se essas tecnologias em dois grupos, classificados pela fonte primária de energia a qual utilizam para produzir energia elétrica. 2.1.1 Energia Heliotérmica Uma das formas de geração de energia elétrica pela energia solar é denominada de geração heliotérmica. Esta é uma forma de geração termelétrica, baseada na utilização do calor proveniente da radiação solar para o aquecimento de um determinado fluido, de forma a gerar vapor e acionar uma turbina convencional, acoplada a um gerador elétrico. Para este fim, são utilizados os Sistemas de Concentração de Energia Solar, ou CSP (Concentrated Solar Power). Estes sistemas são constituídos por painéis refletores e/ou lentes, juntamente a sistemas de rastreamento da posição do Sol no céu, de forma a focar a incidência solar ocorrente sobre uma grande área em um feixe único. Este feixe luminoso então causa a ebulição da água da máquina térmica, e o vapor resultante acionara a turbina e gerará energia elétrica. Existem diversos tipos de estruturas utilizadas na concentração da radiação solar. Dentre as principais: Concentrador parabólico: consiste de um arranjo de espelhos metálicos, podendo ter dois formatos distintos: o Cilindro parabólico: seu formato é linear em uma dimensão, e parabólico nas outras duas. Concentra a radiação solar em um segmento de reta, na qual normalmente está canalizado o fluido da máquina térmica do sistema. A imagem abaixo apresenta um concentrador parabólico neste formato, localizado em uma usina próximo ao lago Harper, na Califórnia. 9 Figura 2 – Refletor Parabólico da UsinaSolar Harper Lake (Fonte: N.Y. Times, 2015). o Paraboloidal: também conhecido como prato parabólico, tem o formato semelhante do de um paraboloide circular. Concentra a radiação solar em um único ponto, atingindo uma maior concentração de energia em relação aos refletores do tipo cilindro parabólico. A imagem abaixo apresenta o maior refletor localizado no Centro Nacional de Energia Solar Ben-Gurion, em Israel. Figura 3 – Refletor Parabólico do Centro Nacional de Energia Solar Ben-Gurion (Fonte: Forbes, 2013) 10 Refletor Concentrador Linear Fresnel: consistem no arranjo de segmentos longos e finos de espelhos, para focalisar a radiação solar. Os arranjos são feitos de forma que os espelhos planos tenham seus ângulos ajustados para emular o efeito dos espelhos parabólicos. Desta forma, sua instalação é mais simples e barata. A imagem abaixo mostra esta tecnologia sendo empregada na usina Purto Errado 2, na Espanha. Figura 4 – Refletor Concentrador Linear Fresnel da usina Puerto Errado 2 (Fonte: Novatec Solar, 2015). Torre de energia solar: consiste em uma estrutura que serve de alvo para vários arranjos de refletores, concentrando grande quantidade de energia térmica no fluido utilizado. A imagem a seguir apresenta a torre da usina Solar 2 Power Tower Project, no deserto Mojave, em Nevada, Estados Unidos. Figura 5 – Usina Solar 2 Power Tower Project, no deserto Mojave (The Guardian, 2011) 11 2.1.2 Energia Fotovoltaica Outra forma de geração de energia elétrica através da energia solar é denominada de geração fotovoltaica. Consiste na conversão da energia luminosa proveniente do Sol em energia elétrica, através do efeito fotovoltaico, que ocorre em certos materiais semicondutores. Relatado por Edmond Becquerel, em 1839, o efeito fotovoltaico consiste na absorção da luz por um material semicondutor com características específicas, como a célula fotovoltaica, e o consequente estabelecimento de uma diferença de potencial entre os extremos de sua estrutura. Na célula fotovoltaica, o material semicondutor é composto por silício e recebe propriedades dopantes, que o dividem em duas camadas, denominadas de material N e material P. O material N possui um excesso de elétrons, e o material P apresenta escassez de elétrons. Devido às concentrações diferentes de elétrons nas duas camadas da célula fotovoltaica, os elétrons tendem a fluir da camada N para a camada P. Com isso, é criado um campo elétrico dentro de uma zona de depleção, também chamada de barreira de potencial, no interior da estrutura da célula. Com a incidência da luz sobre a camada N da célula fotovoltaica, ocorre uma descarga de energia luminosa sobre os elétrons, permitindo que eles superem a barreira de potencial da junção PN. Com isso, os elétrons têm energia suficiente para migrar da camada P para a camada N. Desta forma, os elétrons em movimento são coletados pelos eletrodos metálicos da célula fotovoltaica. Havendo um circuito fechado, os elétrons vão circular em direção aos eletrodos da camada P, formando assim uma corrente elétrica. A Figura 6 representa a movimentação dos elétrons no interior de uma célula fotovoltaica durante a ocorrência do efeito fotovoltaico. 12 Figura 6 – Efeito Fotovoltaico em uma Célula (Fonte: ZILLES, 2012) 2.1.2.1 Tecnologias de Células Fotovoltaicas Silício Monocristalino: atualmente, as células de silício monocristalino são as mais amplamente utilizadas no âmbito comercial. Possuem processo construtivo relativemente simples, e eficiência energética relativamente boa, geralmente entre 12% e 16% (CRESESB, 2014). O silício é fundido juntamente com uma pequena quantidade de dopante tipo P, normalmente o Boro, e então cortada em finas fatias de aproximadamente 0,3mm. Após o corte e limpeza de impurezas, é adicionado o dopante tipo N (CRESESB, 2014). Uma célula monocristalina tem aspecto uniforme. Sua coloração geralmente é azul ou preta, conforme o tipo de tratamento antireflexivo empregado. Atualmente, as células de silício monocristalino apresentam as maiores eficiências energéticas dentre os produtos disponíveis comercialmente em larga escala. Na Figura 7, está ilustrado um painél fotovoltaico que emprega a tecnologia do silício monocristalino. 13 Figura 7 – Painel fotovoltaico Silício Monocristalino (Fonte: A Solar, 2016). Silício Policristalino: possui um processo de fabricação menos complexo, no qual são utilizadas temperaturas mais baixas do que aquelas empregadas no processo de fabricação dos painéis de células de silício monocristalino. Com isso, acarreta- se uma perda de eficiência, a qual atualmente tem seu valor máximo de aproximadamente 12,5%. Entretanto, esta tecnologia apresenta como vantagem o seu custo de fabricação reduzido. Desta maneira, as duas tecnologias coexistem no mercado, apresentando relações de custo-benefício normalmente semelhantes. Células Multijunção: uma vez que cada célula fotovoltaica possui uma capacidade para realizar a absorção da luz com maior eficiência dependente da faixa de comprimento de onda da luz incidente, uma célula com uma única junção é capaz de absorver a energia solar em todo o seu espectro. Devido à isso, foi desenvolvida uma tecnologia que consiste no emprego de duas ou mais células fotovoltaicas, denominada célula multijunção. Assim, estas células conseguem cobrir uma maior faixa do espectro de radiação solar, aumentando a 14 absorção de energia luminosa. Desta forma, as células multijunção atingem eficiências energéticas muito elevadas, chegando a 38.8% em testes de laboratório, sem o uso de tecnologias de concentração (NREL, 2015). Concentração Fotovoltaica: também conhecida como CPV (Concentrated Photovoltaics), esta tecnologia consiste na utilização de estruturas refletoras ou refratoras, como espelhos e lentes, respectivamente, para concentrar a radiação solar sobre as células fotovoltaicas. Com isso, aumenta-se a eficiência da absorção dos raios solares, e reduz-se a área necessária para produzir a mesma quantidade de energia que uma instalação que não emprega essa tecnologia. Devido ao maior custo de instalação e ao maior esforço para reduzir a área ocupada, é comum a utilização desta tecnologia juntamente à células com maior eficiência energética, como as células multijunção. Desta forma, a utilização conjunta dessas duas tecnologias já permitiu a obtenção de uma eficiência energética de 46% em testes de laboratório, e módulos com mais 36% de eficiência. 2.2 ENERGIA EÓLICA O nosso planeta está constantemente exposto a diversos fatores que causam grandes variações na pressão atmosférica. Diversas fontes de calor, sendo a principal o Sol, atuam irregularmente, tanto em relação ao seu local quanto ao seu horário e duração, causam diferenças na pressão atmosférica do planeta. Em consequência a estas diferenças barométricas, ocorre um fenômeno natural no qual o ar sofre deslocamento de regiões com temperatura e pressão atmosférica elevada para locais com temperatura e pressão atmosférica reduzida. Popularmente, a ocorrência deste fenômeno em uma escala global é denominada por vento. E uma vez que a principal fonte energética para causar esse fenômeno é o Sol, o qual providencia energia térmica para o planeta por meio de ondas eletromagnéticas, pode-se considerar este fenômeno como inesgotável. Portanto, o vento pode ser considerado uma fonte energética renovável ou infinita. Com isso, e com a crescente demanda por energia elétrica, grandes estudos e investimentos vem sendo realizados sobre a capacidade de geração de eletricidade a 15 partir de fontes eólicas. Esta fonte apresenta-se como uma alternativa não poluente, renovável e com baixo custo operacional, porém também com elevado custo de implementação, impactos visuais e sonoros, além de causar interferênciaeletromagnética. A geração de energia elétrica a partir do vento consiste na utilização de grandes turbinas sustentadas em torres para captação do vento incidentes sobre essas. Com a incidência dos ventos sobre as pás das turbinas, ocorre a transferência de energia mecânica cinética das massas de ar para as próprias turbinas, as quais passam a realizar um movimento circular em torno do seu eixo. Com o movimento do eixo das turbinas, conhecido como eixo de baixa velocidade, aciona-se uma caixa de engrenagens, a qual faz a conexão entre o eixo do rotor das turbinas e o eixo de alta velocidade, regulando a velocidade mecânica de cada eixo. O eixo de alta velocidade é então conectado à um gerador elétrico, o qual converte a energia mecânica que causa a rotação do eixo de alta velocidade em energia elétrica. Esta energia elétrica é gerada em corrente alternada com uma frequência variável, o que inviabiliza a conexão direta entre o gerador eólico e a rede elétrica. Com isso, é comum a utilização de um conjunto de conversores elétricos de potência, sendo primeiramente utilizado um retificador, ou conversor CA-CC, convertendo a energia em corrente alternada para corrente contínua, seguido por um conversor CC-CA, o qual gera uma corrente alternada na frequência adequada para a rede, e podendo ter os parâmetros dos níveis de tensão e corrente apropriados para conexão com a rede, ou necessitando de um transformador para possibilitar essa conexão, de acordo com a natureza da instalação e da rede elétrica local. Devido à considerável variação da velocidade e direção de incidência do vento ao longo do dia, aerogeradores modernos são providos de recursos tecnológicos para se adequarem a estas oscilações meteorológicas. As principais técnicas de regulação de um aerogerador são: Controle Estol: também conhecido como controle stall ou controle passivo, consiste na confecção das pás das turbinas de acordo com um projeto aerodinâmico, de forma que quando a velocidade do vento incidente sobre estas ultrapassa o valor da velocidade nominal para o qual o aerogerador foi projetado, 16 o escoamento do vento em torno da pá “descola” da sua superfície, aumentando a sua força de arrasto (NETO, P. A. B. Energia Eólica, UFLA/FAEPE, Lavras). A Figura 8 ilustra a ocorrência deste tipo de controle, reservando a observação de que a força de sustentação faz a pá girar, e a força de arrasto atua para a redução da velocidade da pá: Figura 8 – Ilustração Controle Estol (Fonte: NETO, 2010) A Figura 9, ilustra a curva de potência de um aerogerador com controle do tipo estol: Figura 9 – Curva de Potência com Controle Estol (Fonte: CARVALHO, 2003) Controle Pitch: também denominado por controle ativo, consiste na alteração do ângulo de passo das hélices, através da sua rotação longitudinal destas, através de acionadores eletromecânicos. Com esta alteração, reduz-se o ângulo de ataque da incidência dos ventos sobre as hélices do aerogerador, reduzindo, desta forma, a energia cinética captada pelas pás e, consequentemente, e a sua velocidade de rotação (NETO, P. A. B. Energia Eólica, UFLA/FAEPE, Lavras). A Figura 10 abaixo ilustra a atuação do controle pitch, com a variação da angulação das pás de uma turbina: 17 Figura 10 – Ilustração Controle Pitch (Fonte: NETO, 2010) A Figura 11 a seguir ilustra a curva de potência de um aerogerador com controle do tipo pitch: Figura 11 – Curva de Potência com Controle Pitch (Fonte: CARVALHO, 2003) Controle Yaw: enquanto os controles do tipo Pitch e Estol abordam as questões resultantes da variação da velocidade do vento, o controle Yaw é uma solução para problemas inerentes à variação da direção de incidência do vento. Este tipo de controle consiste na capacidade da torre de sustentação de girar a nacele e, consequentemente, o eixo das turbinas, de forma a reduzir o ângulo entre a 18 incidência do vento sobre as pás e a eixo frontal da nacele. Com isso, eleva-se a incidência de vento sobre as turbinas e, consequentemente, a eficiência do sistema. Para realizar este ajuste, a torre deve conter um motor capaz de mover a nacele e um sistema de aferição da direção do vento em tempo real no local. Com isso, este tipo de controle tende a elevar o custo do investimento e estar presente somente em aerogerador modernos. A Figura 12 seguir ilustra o controle Yaw sobre um aerogerador: Figura 12 – Ilustração Controle Yaw (Fonte: Hanuman Wind, 2009) 2.3 GERAÇÃO DISTRIBUIDA Geração distribuída é caracterizada como a instalação de geradores de energia a partir de fontes renováveis ou cogeração qualificada, localizados próximos dos centros de consumo e conectados à rede elétrica através de unidades consumidoras. Para potência instalada inferior a geração distribuída é classificada em microgeração distribuída até 75 kW e minigeração distribuída para potencias instaladas superiores a 75 kW e inferiores a 3 MW para fontes hídricas 5 MW para as demais (ANEEL,2016). 2.3.1 Procedimento para Conexão à Rede de Distribuição Para o reconhecimento da unidade como micro ou mini geração distribuída são necessárias solicitações e pareceres de acesso detalhados na secção 3.7 do modulo 19 3 do PRODIST (ANEEL,2016). Abaixo, a Figura 13 apresenta as etapas obrigatórias para que o acessante tenha direito a conexão, onde os passos em vermelho representam etapas realizadas pela distribuidora e em azul pelo consumidor (ANEEL,2016) Figura 13 – Procedimento para acesso à Rede de Distribuição (Fonte: ANEEL, 2016) 2.3.2 Incidência de Impostos Federais e Estaduais A definição sobre a cobrança de tributos federais e estaduais cabe à Receita Federal do Brasil e às Secretarias de Fazenda Estaduais. A seguir serão apresentadas informações referentes ao ICMS e PIS/COFINS (ANEEL,2016). ICMS – IMPOSTO SOBRE CIRCULAÇÃO DE MERCADORIAS E SERVIÇOS É um tributo estadual aplicável a energia elétrica. Desde a publicação do Convenio ICMS16 de 22/04/2015 o ICMS incide somente sobre a diferença entre consumo e geração e é isento para geração excedente. O estado do Paraná está entre os poucos que ainda não aderiram ao ICMS 16/2015 fazendo com que o ICMS incida sobre a geração excedente (ANEEL,2016). 20 PIS/COFINS São tributos federais, logo aplicáveis a todos os estados. Desde a publicação da lei n°13.169/2015 de 06/10/2015 o tributo é aplicado somente sobre a diferença positiva entre consumo e energia injetada na rede elétrica. 2.4 COMPENSAÇÃO Trazida pela resolução normativa n° 482/2012 o sistema de compensação de energia elétrica permite que o excedente de energia gerada pela unidade consumidora com micro o mini geração distribuída seja injetado na rede da distribuidora, a qual funcionara como uma bateria, armazenando esse excedente (ANEEL,2016). Existe a possibilidade dos créditos adquiridos por uma unidade consumidora serem utilizados por outras unidades previamente cadastradas dentro da mesma área de concessão. A seguir foi apresentado o procedimento de faturamento para microgeração ou minigeração no local do consumo. A energia injetada em determinado posto trifásico (ponta, fora ponta ou intermediário) se houver deve ser utilizada para compensar energia nesse mesmo posto; O valor a ser faturado é a diferença positiva entre a energia consumida e a injetada, considerando-se também eventuais créditos de meses anteriores, sendo que caso esse valor seja inferior ao custo de disponibilidade, para o caso de consumidores do Grupo B (baixa tensão), será cobrado o custo de disponibilidade; Para os consumidores do Grupo A (alta tensão), não há valor mínimo a ser pago a título de energia. Contudo, os consumidores continuam sendo normalmente faturados pela demanda; Após a compensação na mesma unidade consumidora onde está instalada a micro ou minigeração distribuída,se ainda houver excedente, um percentual dos créditos poderá ser utilizado para abater o consumo de outras unidades escolhidas pelo consumidor no mesmo ciclo de faturamento; Os créditos remanescentes podem ser utilizados por até 60 meses após a data do faturamento 21 A Figura 14 e a Figura 15 a seguir esquematizam o processo de Compensação de energia elétrica. Figura 14 - Processo de Compensação de Energia Elétrica I (Fonte: ANEEL, 2016) Figura 15 - Processo de Compensação de Energia Elétrica II (Fonte: ANEEL, 2016) As Figuras 14 e 15 apresentam a metodologia e o processo para a aquisição de créditos no sistema de compensação de energia. De acordo com a ANEEL os créditos são adquiridos subtraindo-se a energia injetada da consumida para cada posto. Quando se deseja utilizar créditos, adquiridos em um certo posto, em outro posto horário estes devem ser ajustados. Esse ajuste é necessário pelo fato das diferentes tarifas dos postos e se dá através de um fator de ajuste. Uma vez adquiridos os 22 créditos estes podem ser usados em casos de energia consumida superior a e injetada simulando acréscimo de geração. (ANEEL,2016) 3. PROJETO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO 3.1 METODOLOGIA DO PROJETO FOTOVOLTAICO Ao se projetar um sistema de geração fotovoltaica existem basicamente dois agentes limitantes para realizar tal dimensionamento, a área disponível para alocação dos painéis e a potência instalada. Para conseguir trabalhar com esses fatores sem ter problemas é necessário seguir uma série de passos, apresentados abaixo: Realizar o levantamento de dados de radiação solar no local onde se deseja implantar o sistema; Realizar o levantamento de dados de consumo e demanda do estabelecimento escolhido; Realizar a escolha do painel a ser utilizado; Realizar a escolha do inversor de frequência que será utilizado; Calcular e dimensionar os arranjos de conexão dos painéis; Cruzar dados de irradiação com os dados do sistema de geração estimando a energia gerada. 3.1.1 Levantamento de Dados de Radiação Para a determinação do potencial de geração de energia elétrica a partir de fontes solares, necessita-se primeiramente fazer um estudo da irradiação solar na região em que os painéis serão instalados. Para isso, foram avaliados dados de diferentes fontes, visando a obtenção de um cenário mais próximo ao real. Primeiramente foi utilizado o software “Radiasol 2”, desenvolvido pelo LABSOL (Laboratório De Energia Solar), da Escola de Engenharia da Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS). A partir deste, obteve-se os dados da irradiação média, em kWh/m²/dia, na cidade de Curitiba, e dados das irradiâncias médias horárias, em W/m², de cada mês na cidade de Curitiba. Uma vez que, o local para implantação do sistema de geração está situado na cidade de Campo Largo, foi necessário obter os dados de irradiância e irradiação para 23 o mesmo. Como o software “Radiasol 2” não possui, em seu banco de dados, informações referentes a cidade de Campo Largo, foi preciso buscar outra fonte. Para a obtenção dos dados necessários foi utilizado o banco de dados do CRESESB – SUNDATA, porém os dados ali contidos eram apresentados com periodicidade mensal, opostamente à periodicidade diária do “Radiasol 2”. Os dados obtidos, tanto do “Radiasol 2” quanto no CRESESB – SUNDATA individualmente eram insuficientes para o desenvolvimento de um projeto fiel. Logo, baseado nos dados do CRESESB – SUNDATA aplicou-se um fator de correção aos dados do “Radiasol 2” a fim de obter os dados de irradiação média (kWh/m²/dia) e irradiância média (W/m²) mensal para a cidade de Campo Largo. A fim de verificar a validade dos dados, foi feita uma comparação entre os três bancos de dados obtidos analisando-se as HSP’s (horas de sol pleno) visando não encontrar nenhuma variação abrupta entre os mesmos. 3.1.2 Levantamento de Dados de Consumo e Demanda Quando se deseja instalar um sistema de geração em uma indústria o principal motivo é o abatimento de gastos com energia. Para que seja possível projetar um sistema de geração capaz de suprir com o consumo e a demanda de tal indústria, é de extrema importância que se tenha em mãos os dados como a curva de carga e o consumo médio do local. Para o levantamento desses dados foi realizada uma análise do histórico de demanda contratada e consumo mensal e foi solicitado à Cocel que disponibilizasse a curva de carga da empresa Novvalight. 3.1.3 Escolha do Painel A escolha do painel é um fator muito importante do ponto de vista econômico, uma vez que, a economia gerada pelo sistema vem do mesmo. Para poder escolher o painel que melhor se enquadrava no cenário e com maior compromisso entre eficiência e custo foi realizado um estudo comparativo entre oito painéis, alguns sendo de diferentes fornecedores. Para a análise foram levados em conta aspectos de operação como potência de pico, tensão de máxima potência, corrente de máxima 24 potência, coeficientes térmicos de tensão, corrente e potência e aspectos econômicos como custo por watt (R$/W) e custo unitário dos painéis. 3.1.3.1 Seleção da inclinação dos painéis A escolha da inclinação em que os painéis serão posicionados é um outro fator fundamental no dimensionamento de um sistema de geração de energia elétrica a partir de painéis fotovoltaicos. Isso decorre do fato de que existe um desnivelamento da incidência solar sobre a superfície da Terra, devido à sua curvatura. Desta forma, torna-se possível e necessário (para a obtenção da eficiência máxima) o estabelecimento de uma relação entre a latitude do local da instalação e a inclinação dos painéis solares. 3.1.4 Seleção do Inversor A escolha do inversor se dá da mesma maneira que a dos painéis. Foram levados em conta parâmetros técnicos como, tensão e corrente máxima por MPPT (rastreador de máxima potência) , potência nominal de entrada CC e saída CA, eficiência e parâmetros econômicos como custo unitário do inversor. 3.1.5 Dimensionamento do Sistema Fotovoltaico O dimensionamento é o coração do projeto, é nesta etapa que se define o tamanho do investimento assim como seus parâmetros finais, objetivos. O primeiro dado a ser estudado para o dimensionamento do sistema é a energia que deseja-se suprir. Este dado é importante pois com a energia desejada é dimensionada a potência máxima instalada. Calcula-se a potência instalada a partir da equação (1) apresentada a seguir (CRESESB,2014). 𝑃𝐹𝑉 = 𝐸 𝐻𝑆𝑃∗𝑇𝐷 (1) Onde: 𝑃𝐹𝑉 − 𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 [𝑘𝑊𝑝] 𝐸 − 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑔𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑑𝑖𝑎 [𝑘𝑊ℎ 𝑑𝑖𝑎⁄ ] 𝐻𝑆𝑃 − 𝐻𝑜𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑜𝑙 𝑝𝑙𝑒𝑛𝑜 [𝑘𝑊 𝑚2/𝑑𝑖𝑎⁄ ] 25 𝑇𝐷 − 𝑇𝑎𝑥𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑠𝑒𝑚𝑝𝑒𝑛ℎ𝑜 [𝑎𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙] A TD representa a relação entre o desempenho real e máximo desempenho teórico possível, isso simboliza as perdas totais do sistema ao converter energia CC para CA e usualmente TD é adotado entre 70 e 80%(CRESESB,2014). Uma vez tendo-se uma meta de potência instalada é preciso dimensionar o sistema a fim de somar tal meta. O número de módulos necessários para suprir essa potência é calculado dividindo-se a potência instalada pela potência máxima do módulo (CRESESB,2014). 𝑁𝑡𝑜𝑡_𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = 𝑃𝐹𝑉 𝑃𝑚𝑝𝑝 (2) O número de módulos conectados em série deve resultar em tensões que atendam à faixa de tensão seguidor de máxima potência do inversor (MMPT). Durante o verão, no Brasil a temperatura dos módulos dos SFVs pode atingir valores superiores a 70 °C, tendo como consequência a redução da tensão c.c. do sistema. Deve-se, portanto, avaliar se o SFCR possui número suficiente de módulos conectados em série, de modo que a tensão do painel FV seja superior à mínima tensão de (MPPT) do inversor. Casoa tensão do painel se reduza abaixo da mínima tensão do MPPT do inversor, a sua eficiência ficará comprometida e poderá provocar a sua desconexão. Da mesma forma nos períodos frios, a tensão de potência máxima da série FV na mínima temperatura de operação prevista deve ser inferior a tensão máxima de operação do MPPT do inversor (CRESEB, 2014). 𝑉𝑚𝑝𝑝 𝑚𝑖𝑛 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑇𝑚𝑎𝑥) < 𝑁º𝑚𝑜𝑑/𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 < 𝑉𝑚𝑝𝑝 𝑚𝑎𝑥 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑇𝑚𝑖𝑛) (3) Onde 𝑉𝑚𝑝𝑝 𝑚𝑖𝑛 − 𝑇𝑒𝑛𝑠𝑎𝑜 𝑚𝑖𝑛𝑖𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎çã𝑜 𝑑𝑜 𝑀𝑃𝑃𝑇 [𝑉] 𝑉𝑚𝑝𝑝 𝑚𝑎𝑥 − 𝑇𝑒𝑛𝑠𝑎𝑜 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎çã𝑜 𝑑𝑜 𝑀𝑃𝑃𝑇[𝑉] 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑇𝑚𝑖𝑛) − 𝑇𝑒𝑛𝑠𝑎𝑜 𝑑𝑒 𝑚𝑎𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑝𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑛𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑜𝑟 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑝𝑟𝑒𝑣𝑖𝑠𝑡𝑎 [𝑉] 26 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑇𝑚𝑎𝑥) − 𝑇𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑑𝑒 𝑚𝑎𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑝𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑛𝑎 𝑚𝑎𝑖𝑜𝑟 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑝𝑟𝑒𝑣𝑖𝑠𝑡𝑎[𝑉] 𝑁º𝑚𝑜𝑑/𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 − 𝑁𝑢𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑞𝑢𝑒 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑟ã𝑜 𝑢𝑚𝑎 𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 Onde 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑡𝑒𝑚𝑝 °𝐶) = (1 + ∆𝑡∗∆𝑉 1000 ) ∗ 𝑉𝑚𝑝𝑝 (4) ∆𝑡 − 𝑣𝑎𝑟𝑖𝑎çã𝑜 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒 𝑡𝑒𝑚𝑝 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 𝑒𝑚 𝑆𝑇𝐶 𝑒 𝑎𝑡𝑢𝑎𝑙 (°𝐶) ∆𝑉 − 𝑐𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑣𝑎𝑟𝑖𝑎çã𝑜 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑛𝑠𝑎𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 [𝑉 °𝐶⁄ ] O inversor FV possui uma corrente máxima de entrada c.c. Para garantir que este valor não seja ultrapassado, pode-se calcular o número máximo de fileiras das séries fotovoltaicas, conectadas em paralelo (CRESEB, 2014): 𝑁𝑆𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔𝑠_𝑃𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 ≤ 𝐼max 𝑖𝑛𝑣 𝑆𝐶 𝐼𝑆𝐶 (5) Onde 𝐼max _𝑖𝑛𝑣 − 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑛𝑎 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑑𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟[𝐴] 𝐼𝑆𝐶 − 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑐𝑢𝑟𝑡𝑜 𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜 𝑑𝑜 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜 𝐹𝑉 𝑛𝑎𝑠 𝑆𝑇𝐶[𝐴] 𝑁𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔𝑠_𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 − 𝑁𝑢𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑞𝑢𝑒 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑟ã𝑜 𝑢𝑚𝑎 𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 Para encontrar a escolha apropriada do inversor é calculado o fator de dimensionamento do inversor (CRESESB,2014). 𝐹𝐷𝐼 = 𝑃𝑛_𝐶𝐴 𝑃𝑓𝑣 (6) Onde: 𝑃𝑛𝐶𝐴 − 𝑝𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑒𝑚 𝐶𝐴 𝑑𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟[𝑊] O FDI ou fator de dimensionamento do inversor representa a relação entre a potência nominal do inversor e a potência gerada pelo arranjo. Os arranjos ótimos se 27 dão para um FDI numa faixa entre 0,75 e 1,2. Pode-se observar que um FDI inferior a 1 representa que a potência do arranjo é superior a potência nominal do inversor, isso se torna usual pelo fato de o painel dificilmente operar em sua região nominal STC, logo o mesmo operara com uma potência inferior à nominal (CRESESB,2014). Dimensionados os arranjos é possível estimar o número de arranjos que comporão o sistema fotovoltaico. Simplesmente dividindo-se o número total de painéis do sistema pelo número de painéis por arranjo. O passo final é a estimativa da geração, levando em conta para os arranjos a eficiência do inversor, foi calculada a energia gerada (CRESESB,2014). 𝐺 = 𝜂𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜 ∗ 𝑁𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 ∗ 𝐴𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜 ∗ 𝐼𝑠𝑜𝑙 ∗ 𝜂𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 ∗ (1 − 𝑝𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠) (7) Onde: 𝐺 − 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑔𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 [𝑊ℎ] 𝜂𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜 − 𝑟𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑜 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜 [%] 𝐴𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜 − 𝐴𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑜 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜 [𝑚²] 𝐼𝑠𝑜𝑙 − 𝐼𝑛𝑠𝑜𝑙𝑎çã𝑜 𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑛𝑜 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜 [𝑊ℎ 𝑚²⁄ ] 𝜂𝑖𝑛𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 − 𝑟𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 [%] 𝑝𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠 − 𝑝𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑐𝑜𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠ã𝑜 𝐶𝐶 − 𝐶𝐴 [%] Segundo nota técnica da EPE – Analise da inserção de geração solar na Matriz Elétrica Brasileira (EPE,2012) as perdas são consideradas por volta de 3% ôhmicas, 3% nos diodos de bloqueio, 3% por sujeira e 2% por sombreamento. Realizando esse método e utilizando os valores de insolação obtidos no levantamento de dados obtém- se a estimativa de geração do sistema. Uma vez realizado os dimensionamentos foram dimensionados os condutores responsáveis por conectar os painéis ao painel elétrico e ao inversor (corrente continua), assim como os condutores responsáveis pela conexão do sistema a rede elétrica (corrente alterada). Para o seguinte cálculo é aplicada a seguinte equação (8) (CRESESB,2014). 28 𝑆𝑚𝑚² = 𝜌∗𝐿∗𝐼𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑡𝑜𝑟 ∆𝑉 (8) Onde: 𝑆𝑚𝑚² − 𝑠𝑒çã𝑜 𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑡𝑜𝑟 [𝑚𝑚²] 𝜌 − 𝐶𝑜𝑛𝑑𝑢𝑡𝑖𝑣𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑒𝑙é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑏𝑜 [Ω𝑚𝑚2/𝑚] 𝐼𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑡𝑜𝑟 − 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑛𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑡𝑜𝑟 [𝐴] Δ𝑉 − 𝑞𝑢𝑒𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑎𝑑𝑚𝑖𝑡𝑖𝑑𝑎 [%] 𝐿 − 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜(𝑖𝑑𝑎 𝑒 𝑣𝑜𝑙𝑡𝑎) 𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑡𝑜𝑟 [𝑚] Além de dimensionar os condutores necessários para a conexão do sistema foi preciso projetar os dispositivos de proteção. Os dispositivos para a proteção do sistema são dimensionados de acordo com as normas NBR 5410 e NTC-031 assim como as especificações dos fabricantes dos inversores e painéis. Para a proteção dos cabos e painéis contra as correntes reversas e curto-circuito foi necessário dimensionar fusíveis DC FV para ambas as polaridades dos cabos dos painéis. Além dos fusíveis as normas citadas preveem uma chave de seccionamento para o lado DC, um disjuntor DC bipolar. Também foi necessário dimensionar um sistema de proteção contra distúrbios atmosféricos, tanto no lado AC quando DC. Na saída do inversor, fora dimensionado um sistema de seccionamento (disjuntor tripolar AC) assim como DSV ou dispositivo de seccionamento visível, como previsto na norma técnica da concessionaria Cocel em campo largo. Fusível. O fusível é um dispositivo acoplado a cada string com o intuito de isolar e proteger o sistema de geração, painéis, contra sobrecorrente. Mesmo que o inversor selecionado já conte com um dispositivo de desconexão contra curto circuito e sobre corrente. Assim são dimensionados os fusíveis utilizando a equação (9) (CRESEB, 2014): 𝐼𝑓𝑢𝑠𝑖𝑣𝑒𝑙 = 1,5 ∗ 𝐼𝑆𝐶 (9) 29 Onde foi considerado que a corrente cujo fusível dispara deve ser 1,5 vezes a máxima corrente da string. Além da corrente, o fusível deve suportar a tensão da string. Disjuntor CC Para o disjuntor CC foi considerado um limite de 1,25 vezes a corrente de curto circuito da string, como apresentado na equação (10) (CRESEB, 2014). 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑗𝑢𝑛𝑡𝑜𝑟,𝐶𝐶 ≥ 1,25 ∗ 𝐼𝑆𝐶 (10) O mesmo também deve suportar a tensão direta da string. Dispositivo de Proteção de Surto (DPS CC) O DPS necessário no lado DC deve ser do tipo 2, protegendo os equipamentos contra surtos indiretos propagados pela rede. O dispositivo foi dimensionado com o uso da equação (11) (CRESEB, 2014). 𝑉𝐷𝑃𝑆 = 1,2 ∗ 𝑁 ∗ 𝑉𝑂𝐶 (11) Considerando o número de painéis da string e a tensão de circuito aberto do mesmo. Disjuntor CA Para o lado de corrente alternada o disjuntor foi dimensionado com o auxílio da equação (12) (CRESEB, 2014). 𝐼𝑁 ≤ 𝐼𝐷𝐼𝑆𝐽,𝐶𝐴 ≤ 𝐼𝐶𝐴𝑃 (12) Onde 𝐼𝑁 − 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑠𝑎𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 [𝐴] 𝐼𝐶𝐴𝑃 − 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑠𝑢𝑝𝑜𝑟𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑝𝑒𝑙𝑜 𝑐𝑎𝑏𝑜 [𝐴] Dispositivo de proteção contra surtos atmosféricos (DPS CA) Assim como para o lado DC foi dimensionado o DPS utilizando a equação (13) (CRESEB, 2014) 𝑉𝐷𝑃𝑆 = 1,1 ∗ 𝑉𝑟𝑒𝑑𝑒 (13) 30 Onde 𝑉𝑟𝑒𝑑𝑒 − 𝑇𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑓𝑎𝑠𝑒 − 𝑛𝑒𝑢𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑎 𝑟𝑒𝑑𝑒 [𝑉] A Figura 16 mostra como e onde os DPS devem ser instalados. Figura 16 - Conexão dos DPS no sistema. (Fonte: FINDER, 2012) Figura 17 apresenta um esquemático do sistema de proteção do sistema fotovoltaico. Figura 17 – Esquema de conexão sistema de proteção (Fonte: SANTANA, 2014)3.2 RESULTADOS DO PROJETO FOTOVOLTAICO 3.2.1 Seleção da inclinação dos painéis A escolha da inclinação dos módulos solares deve ser ajustada conforme a latitude do local da instalação dos mesmos, de forma que a superfície inclinada esteja sempre voltada para a linha do Equador. Desta forma, obtém-se a maximização da incidência solar sobre os painéis e, consequentemente, uma elevação da eficiência total do sistema. 31 No livro “Energia Solar Fotovoltaica - Conceitos e Aplicações - Sistemas Isolados e Conectados à Rede” (2012), Marcelo Gradella Villalva e Jonas Rafael Gazoli apresentam uma metodologia para a escolha da inclinação dos módulos solares. Esta metodologia é apresentada, de forma resumida, pela seguinte tabela, obtida do mesmo livro: Tabela 1 – Inclinação dos Módulos Solares (Fonte: VILLALVA & GAZOLI, 2012) Utilizando esta metodologia, e estando a instalação situada em uma latitude de aproximadamente 25° no hemisfério sul, a inclinação ideal para os painéis seria de 30°, posicionadas com a sua superfície direcionadas ao norte. Entretanto, de forma a reduzir gastos com as estruturas necessárias para posicionar os painéis na posição ideal, optou-se pela instalação dos painéis diretamente sobre a estrutura já existente do telhado do galpão da indústria. Com isso, os módulos solares serão posicionados com uma inclinação de 10°, face norte, com um desvio azimutal de 34°. Com isso, haverá deliberadamente uma perda da eficiência total do sistema. Entretanto, essa perda pode ser desprezada devido à decorrente economia no custo total da instalação e devido ao fato de que a grande quantidade de painéis solares que poderá ser instalada no local será capaz de gerar energia suficiente para suprir a demanda local. 3.2.2 Levantamento dos Dados de Radiação O local da instalação para o qual este projeto está sendo desenvolvido está localizado na cidade de Campo Largo, possuindo as seguintes coordenadas geográficas: 32 𝐿𝑎𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑𝑒: 25.485203° 𝑆𝑢𝑙 𝐿𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑𝑒: 49.566804° 𝑂𝑒𝑠𝑡𝑒 Como citado anteriormente as bases de dados que foram utilizadas para o levantamento dos dados meteorológicos na região foram os softwares “Radiasol 2” e CRESESB – SUNDATA os quais foram interpolados a fim de obter dados mais consistentes. A Tabela 1 apresenta os dados obtidos do “Radiasol 2” da irradiância média para a cidade de Curitiba considerando-se os painéis instalados sobre as aguas do barracão com azimute em 34°NE e com inclinação de 10°. Tabela 2 - Irradiação solar horária média mensal em Curitiba, inclinação de 10°, Azimute 34° (Fonte: Autoria Própria, 2017) Para a comparação e ajuste dos dados foram utilizados os dados de irradiação média para em Campo Largo para um azimute em 0°N e plano horizontal obtidos do CRESESB – SUNDATA. Esses dados estão apresentados na Figura 18. 33 Figura 18 – Irradiação solar diária média mensal em Campo Largo. (Fonte: CRESESB – SUNDATA, 2017) Para o ajuste também fora necessário obter os dados de irradiação média com mesmo azimute e inclinação para a cidade de Curitiba obtidos no “Radiasol 2” e apresentados abaixo. Figura 19 – Irradiação solar diária média mensal no plano Horizontal em Curitiba (Radiasol 2). (Fonte: Autoria Própria, 2017) 34 O ajuste dos dados de Irradiação solar horaria média mensal obtidos no “Radiasol 2” da cidade de Curitiba, fez-se realizando a proporcionalidade (equação 14) para todos os valores da Tabela 1. 𝑖𝑟𝑟𝑎𝑑𝑖â𝑛𝑐𝑖𝑎𝑐𝑎𝑚𝑝𝑜 𝑙𝑎𝑟𝑔𝑜 34°𝑁𝐸 ∝10° = 𝑖𝑟𝑟𝑎𝑑𝑖â𝑛𝑐𝑖𝑎𝑐𝑢𝑟𝑖𝑡𝑖𝑏𝑎 34°𝑁𝐸 ∝10° ∗ 𝑖𝑟𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎çã𝑜𝑐𝑎𝑚𝑝𝑜 𝑙𝑎𝑟𝑔𝑜 𝑖𝑟𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎çã𝑜𝑐𝑢𝑟𝑖𝑡𝑖𝑏𝑎 (14) Obtendo-se os dados de rradiação solar diária média mensal em Campo largo apresentados na Tabela 2. Tabela 3 – Irradiância solar horária media mensal corrigida resultante em Campo Largo (Fonte: Autoria Própria, 2017) 3.2.3. Levantamento de Dados de Consumo e Demanda Os dados de demanda e consumo da empresa Novvalight, local onde é realizada a analise deste trabalho, foram obtidos analisando-se as faturas desde maio de 2016 até maio de 2017, obtendo-se a relação de demanda e consumo assim como seus respectivos valores médios apresentados na Tabela 3. 35 Tabela 4 – Consumo e Demanda energética da Novvalight (Fonte: Autoria Própria, 2017) 3.2.4. Seleção do Painel Levando-se em consideração aos parâmetros básicos para a escolha de um painel foi implementada a Tabela 4, apresentada a seguir, com a qual foram representados graficamente os coeficientes de temperatura, preço por watt e preço unitário dos painéis. Tabela 5 – Escolha dos Módulos Solares (Fonte: Autoria Própria, 2017) 36 Dentre os diversos fatores utilizados para a análise do painel que melhor se enquadraria no projeto em estudo, os que mais impactaram na seleção foram o custo unitário (R$/kWp), quanto menor representa um melhor custo benefício, os coeficientes de temperatura, cuja finalidade é informar as variações de tensão, corrente e potência do painel em função da temperatura e, por fim, a eficiência do painel. Comparando esses fatores dos diferentes painéis acima apresentados chegou- se à conclusão que o painel que apresenta o melhor compromisso entre custo e desempenho, é o painel CS6K-270P fabricado pela Canadian Solar. 3.2.5. Seleção do Inversor Assim como para a seleção dos painéis mas já com uma breve analise de implementação dos arranjos foi elaborada uma tabela para a escolha. Tabela 6 – Escolha do inversor de frequência (Fonte: Autoria Própria, 2017) Analisando-se a Tabela 6 foi selecionado o inversor que possuísse maior eficiência, menor preço unitária (R$/kW) e que se enquadrasse com o tipo de alimentação do sistema da indústria, sendo esse trifásico 380V. Comparando-se os diferentes inversores chegou-se a conclusão que o inversor que apresentava melhor compromisso entre custo e desempenho é o Symo 12.5-3M fabricado pela Fronius. 3.2.6. Dimensionamento do Sistema Fotovoltaico A potência instalada total necessária para suprir a energia consumida é calculada com o auxilio da equação (1). 𝑃𝐹𝑉 = 𝐸 𝐻𝑆𝑃 ∗ 𝑇𝐷 = 22322 30 4,30 ∗ 0,80 = 216,29𝑘𝑊𝑝 37 Onde o consumo diário é calculado pela divisão do valor médio de consumo mensal apresentados na tabela 3 por 30, representado o número médio de dias por mês, o HSP foi extraído da Tabela 2 e a taxa de desempenho (TD) é usualmente considerado 0,80. O número total de painéis necessários para que se alcance a potência instalada estimada é calculado dividindo-se a potência total do sistema pela potência individual do painel de acordo com a equação (2). 𝑁𝑡𝑜𝑡𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = 𝑃𝐹𝑉 𝑃𝑚𝑝𝑝 = 216,29 270 = 812 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑖𝑠 Como a área necessária para a alocação dos 812 painéis excede a área disponível, foi limitado o número de painéis, 600 ao todo. Para isso foi calculada a nova potência instalada com o auxilio da equação (3) 𝑃𝐹𝑉 = 𝑃𝑚𝑝𝑝 ∗ 𝑁𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = 270 ∗ 600 = 162𝑘𝑊𝑝 Esses painéis serão instalados nas aguas com azimute 34°NE aproveitando- se ao máximo a radiação solar. Uma vez deliberado o número de painéis a serem arranjados no circuito foi necessário definir a faixa para operação em máxima potência do inversor, para esse cálculo foi preciso primeiramente calcular o os valores máximos e mínimos de tensão, operando em temperaturas extremas. No site CLIMATE-DATA foi extraída uma Tabela informando dados de temperatura máxima e mínima em Campo Largo apresentado abaixo. Tabela 7 –Temperaturas Mensais de Campo Largo (CLIMATE-DATA, 2017) 38 Mesmo sabendo que a média de temperatura mínima está na faixa de 7°C foi considerado um fator de segurança e dimensionou-se o sistema considerando uma temperatura mínima de 0°C. Para a temperatura mínima, pode se considerar que o painel terá a mesma temperaturade ambiente pois na maioria dos casos a temperatura mínima ocorre nas madrugadas e noite onde o sistema este inativo. Já para o caso de temperatura máxima normalmente é registrada durante horas de sol logo foi considerado que o painel estaria em operação assim havendo perdas por efeito joule, logo a temperatura máxima alcançada pelo painel foi estimada em 60°C. Para os dois casos é calculada a tensão em máxima potência MPP através da equação (4). 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑡𝑒𝑚𝑝 °𝐶) = (1 + ∆𝑡 ∗ ∆𝑉 1000 ) ∗ 𝑉𝑚𝑝𝑝 Logo, 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑇𝑚𝑖𝑛) = (1 + (0−25)∗( −0,31 100 ∗30,8) 1000 ) ∗ 30,8 = 30,87 𝑉; 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑇𝑚𝑎𝑥) = (1 + (60−25)∗( −0,31 100 ∗30,8) 1000 ) ∗ 30,8 = 30,69 𝑉. Do datasheet, mostrada na Tabela 6, do inversor foram retirados os dados de máximo e mínimo valor de tensão para cada entrada rastreadora de máxima potência MPPT, onde 𝑉𝑚𝑝𝑝_𝑚𝑖𝑛 = 200 𝑉 e 𝑉𝑚𝑝𝑝_𝑚𝑖𝑛 = 800 𝑉 Tendo os dados de tensões de entrada do inversor e de tensões de operação em MPP do painel pode-se calcular os limites de painéis por string em cada arranjo através da equação (5). 𝑉𝑚𝑝𝑝 𝑚𝑖𝑛 𝑉𝑚𝑝𝑝 (0º𝐶) < 𝑁º𝑚𝑜𝑑/𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 < 𝑉𝑚𝑝𝑝 𝑚𝑎𝑥 𝑉𝑚𝑝𝑝 (60º𝐶) ; 200 30,87 < 𝑁º𝑚𝑜𝑑/𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 < 800 30,69 ; 39 6 < 𝑁º𝑚𝑜𝑑/𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 < 26. Como o inversor que está sendo utilizado possui 6 entradas, para o mesmo é calculado o número de strings que o inversor suporta baseado em sua corrente máxima de entrada MPPT, como apresentado abaixo. 𝑁𝑆𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔𝑠_𝑃𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 ≤ 𝐼max 𝑖𝑛𝑣 𝑆𝐶 𝐼𝑆𝐶 = 40,5 9,32 = ~4 𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔𝑠 O arranjo escolhido é composto por três strings em paralelo, com vinte módulos em série cada, resultando na tensão de circuito aberto no inversor é apresentada abaixo. 𝑉𝑚𝑎𝑥,𝑖𝑛𝑣 = 𝑁𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑒𝑚 𝑠é𝑟𝑖𝑒 ∗ 𝑉𝑜𝑐 = 20 ∗ 37,9 = 758𝑉 O último passo do dimensionamento é definir o número de painéis por string, baseado na faixa apresentada anteriormente [6 -26]. Para isso fora utilizado o fator de dimensionamento do inversor ou FDI, onde para que o mesmo opere em sua região de máxima eficiência esse fator geralmente é dimensionado entre 0,75 e 1,2. Abaixo é apresentado o cálculo do FDI de acordo com a equação (6). 𝐹𝐷𝐼 = 𝑃𝑛_𝐶𝐴 𝑃𝑓𝑣 = 𝑃𝑛_𝐶𝐴 𝑃𝑓𝑣 ∗ 𝑁𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠𝑠é𝑟𝑖𝑒 ∗ 𝑁𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔𝑠_𝑃𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 = 12500 270 ∗ 20 ∗ 3 = 0,77 Onde a tensão máxima de entrada suportada pelo inversor é 800V. A tensão de operação é a tensão a qual o inversor estará submetido durante o período de conversão. O valor máximo de entrada suportado em período de operação é 800V. Abaixo é apresentado o cálculo utilizando a equação (15) 𝑉𝑚𝑝𝑝𝑡 = 𝑁𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑒𝑚 𝑠é𝑟𝑖𝑒 ∗ 𝑉𝑚𝑝𝑝 = 20 ∗ 30,8 = 616𝑉 (15) Para o mesmo arranjo a corrente de entrada dos MPPT do inversor é a corrente de curto circuito dos painéis multiplicada pelo número de strings em paralelo no MPPT como apresentado na equação (16) 𝐼𝑠𝑐,𝑀𝑃𝑃𝑇1 = 𝐼𝑠𝑐 ∗ 𝑁𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔𝑠 = 9,32 ∗ 3 = 27,96𝐴 (16) 40 Onde, de acordo com o datasheet em anexo, o inversor suporta uma corrente de curto circuito de 40,5 A para o MPPT1 e 24,8 A para o MPPT2. Como as três strings estão conectadas ao MPPT1 esta corrente está de acordo com os limites do inversor. A corrente de operação do arranjo é a própria corrente de máxima potência do modulo multiplicada pelo número de strings por MPPT como apresentado na equação (17). 𝐼𝑚𝑝𝑝𝑡 = 8,75 ∗ 3 = 26,25𝐴 (17) Para suportar o fluxo de energia de forma a minimizar as perdas e garantir a confiabilidade do sistema foram dimensionados os condutores com o auxílio da equação (8) e foram apresentados os dados na Tabela 8. Tabela 8 – Secção dos cabos utilizados no sistema. (Fonte: Autoria Própria, 2017) Onde foram dimensionados os dados para os diferentes arranjos até o inversor, e do inversor até o quadro de distribuição como apresentados na Figura 20. TRECHO COMPRIMENTO CONDUTIVIDADE DO MATERIAL CORRENTE ∆V SECÇAO VALORES COMERCIAIS A 200 0,0178 8,75 2 15,575 16 B 216 0,0178 8,75 2 16,821 25 C 148 0,0178 8,75 2 11,5255 16 D 168 0,0178 8,75 2 13,083 16 E 156 0,0178 8,75 2 12,1485 16 F 174 0,0178 8,75 2 13,55025 16 G 98 0,0178 8,75 2 7,63175 10 H 142 0,0178 8,75 2 11,05825 16 I 14 0,0178 8,75 2 1,09025 2,5 J 216 0,0178 8,75 2 16,821 25 1 4 0,0178 19,9 4 0,35422 2,5 2 4 0,0178 19,9 4 0,35422 2,5 3 4 0,0178 19,9 4 0,35422 2,5 4 4 0,0178 19,9 4 0,35422 2,5 5 4 0,0178 19,9 4 0,35422 2,5 6 4 0,0178 19,9 4 0,35422 2,5 7 4 0,0178 19,9 4 0,35422 2,5 8 4 0,0178 19,9 4 0,35422 2,5 9 4 0,0178 19,9 4 0,35422 2,5 10 4 0,0178 19,9 4 0,35422 2,5 CA CC 41 Figura 20 – Disposição dos arranjos em relação ao QDG e a caixa de conexão. (Fonte: Autoria Própria, 2017) A proteção do sistema é um dos pontos mais importantes, é nele que se garante a segurança tanto dos equipamentos quando da energia. Como dispositivo de proteção para os painéis fotovoltaicos foram dimensionados os fusíveis através da equação (9). 𝐼𝑓𝑢𝑠𝑖𝑣𝑒𝑙 ≥ 1,5 ∗ 𝐼𝑆𝐶 ≥ 1,5 ∗ 9,32 𝐼𝑓𝑢𝑠𝑖𝑣𝑒𝑙 ≥ 13,98𝐴 Portanto serão utilizados fusíveis de 15A pelo fato de serem os fusíveis comerciais mais próximos do valor calculado. Para os DPS serão utilizados equipamentos de classe – II nas strings e na entrada CC do inversor. Para a saída CA serão utilizados equipamentos trifásicos do tipo II para proteger o sistema contra surtos indiretos e do tipo I+II no quadro para além de proteger o sistema contra descargas indiretas diminui a probabilidade de que o surto direto se propague pelo sistema. A tensão que o DPS do lado CC deve suportar foi calculada com o auxilio da equação (11) (GAZOLI, VILLALVA & GUERRA, 2012). 𝑉𝐷𝑃𝑆,𝐶𝐶 = 1,2 ∗ 𝑁 ∗ 𝑉𝑂𝐶 = 1,2 ∗ 20 ∗ 37,9 𝑉𝐷𝑃𝑆 = 909,4𝑉 42 Logo será utilizado um DPS de 1kV. Para o DPS do lado CA será utilizado um equipamento que suporte tensão de operação calculada pela equação (13) (GAZOLI, VILLALVA & GUERRA, 2012). 𝑉𝐷𝑃𝑆,𝐶𝐴 = 1,1 ∗ 220 = 242𝑉 Logo o próximo valor comercial é 250V. Os disjuntores CC foram dimensionados a partir da equação (10) 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑗𝑢𝑛𝑡𝑜𝑟,𝐶𝐶 ≥ 1,25 ∗ 𝐼𝑆𝐶 ≥ 1,25 ∗ 9,32 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑗𝑢𝑛𝑡𝑜𝑟,𝐶𝐶 ≥ 11,65𝐴 Considerando que o disjuntor deve suportar a tensão do arranjo serão utilizados disjuntores bipolares de 16 A e 1000 V pois é o valor comercial mais próximo do calculado. Os disjuntores CA serão tripolares pois a saída do inversor para a rede é 380V trifásico e foi dimensionado pela equação (12) 𝐼𝑁 ≤ 𝐼𝐷𝐼𝑆𝐽 ≤ 𝐼𝐶𝐴𝑃 19,9 ≤ 25 ≤ 30 Portanto serão utilizados disjuntores tripolares de 25A. Considerando que o sistema de corrente alternada e composto por 10 inversores de 12500 W o disjuntor geral CA é dado pela equação (18) 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑗 𝑔𝑒𝑟𝑎𝑙,𝐶𝐴 = 𝑁𝑖𝑛𝑣 ∗ 𝐼𝐷𝐼𝑆𝐽 (18) 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑗 𝑔𝑒𝑟𝑎𝑙,𝐶𝐴 = 10 ∗ 19,9 = 199 𝐴 Portanto o disjuntor e dispositivo de seccionamento visível utilizado será de 200A. 43 Tabela 9 – Estimativa Geração Fotovoltaica com 600 Painéis (Fonte: Autoria Própria, 2017) Abaixo está apresentado um comparativo de consumo e geração onde é possível perceber que o sistema fotovoltaico consegue suprir o consumo somente nos meses Janeiro, Fevereiro, Março e abril porem, durante as outras estações o sistema não é capaz de suprir o consumo, assim sendo neste trabalho, é considerado a participação da geração eólica. Figura 21 – Comparação Geração X Consumo Sistema Fotovoltaico (Fonte: Autoria Própria, 2017) 44 3.2.7. Fator de Capacidade A razão entre a energia efetivamente gerada pelo sistema fotovoltaico e a energia que poderia ser gerada pela mesma instalação, considerando uma situação em que os painéis gerassem com sua potência nominal, é denominada fator de capacidade. Essa razão é calculada através da equação (19). 𝐹𝐶 = 𝑃𝐴𝐸
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