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Universidade do MinhoEscola de Engenharia

Isidro Nuno Da Cruz Vilaça

Outubro de 2009

PROJECTO DE UMA INSTALAÇÃO FOTOVOLTAICA DE 1,5 MW

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DE

1,5

MW

Universidade do MinhoEscola de Engenharia

Trabalho efectuado sob a orientação doProfessor Doutor João Luiz Afonso

Isidro Nuno Da Cruz Vilaça

Outubro de 2009

PROJECTO DE UMA INSTALAÇÃO FOTOVOLTAICA DE 1,5 MW

Dissertação de Engenharia Eletronica Industrial e Computadores

É AUTORIZADA A REPRODUÇÃO PARCIAL DESTA TESE APENAS PARA EFEITOSDE INVESTIGAÇÃO, MEDIANTE DECLARAÇÃO ESCRITA DO INTERESSADO, QUE A TAL SECOMPROMETE;

Universidade do Minho, ___/___/______

Assinatura: ________________________________________________

i

Dedicatória

Aos meus pais e irmãos, por

proporcionem-me a vida,

educação e formação básica

necessárias para chegar até aqui;

À minha mulher por se privar da

minha presença e carinho durante

muitas noites e fins-de-semana;

iii

Agradecimentos

Indeclinavelmente, as minhas primeiras palavras de agradecimento são dirigidas à administração da

empresa Bragalux - Montagens Eléctricas, S.A., que tornou possível a realização deste trabalho, na

pessoa do Exmo. Eng.º Bruno Rodrigues pelo apoio concedido durante a elaboração do mesmo.

Pelo apoio e ajuda na realização deste trabalho, cumpre-me assim agradecer designadamente

aos Exmos. Eng.º Luis Romero e ao Eng. Isidoro Lillo pelo acompanhamento na execução da planta solar.

Por último cumpre-me ainda agradecer ao Eng.º António Ferreira, pela disponibilidade e

acompanhamento que mostrou em todo o período de execução, nas inúmeras viagens a Sevilha.

Gostaria também de agradecer de maneira particular ao Professor Doutor João Luiz Afonso,

pela cooperação imprescindível que demonstrou no esclarecimento de dúvidas na elaboração deste

trabalho e, por se disponibilizar como orientador deste trabalho na Universidade do Minho.

Finalmente, não poderia deixar de agradecer à minha família e à minha mulher, que muito me

apoiaram ao longo desta dissertação.

A Todos a minha gratidão.

v

Resumo

O aquecimento global tem vindo a preocupar a comunidade científica cada vez mais, já

que o uso de combustíveis fósseis e outros processos a nível industrial, levam à acumulação na

atmosfera de gases propícios ao Efeito de Estufa, tais como o Dióxido de Carbono, o Metano, o

Óxido de Azoto e os CFCs. Este facto poderá originar graves problemas, com custos naturais e

económicos irrecuperáveis e intransponíveis, tornando-se assim necessário tomar medidas

drásticas de forma a diminuir as emissões de gases de Efeito de Estufa.

Posto isto, urge a necessidade de produzir energia sem que para isso se polua o planeta,

contribuindo também para o desenvolvimento da economia do País.

Esta dissertação apresenta como objectivo o Projecto de uma Instalação Fotovoltaica

para a Produção de Energia Eléctrica, com Potência de 1,5 MW.

O presente trabalho tem por base a realização de um Projecto de uma Instalação

Fotovoltaica Ligada à Rede, com o objectivo da sua implementação e verificação final,

esperando com isto contribuir não só para o desenvolvimento da tecnologia, mas também

para a qualidade do meio ambiente. As suas principais características são:

Utilização de módulos fotovoltaicos de silício.

Utilização de inversores, para converter energia contínua DC em alternada AC1.

Utilização de protecções nos equipamentos e linhas de distribuição.

Produção de Energia Eléctrica, sem utilização de combustíveis fósseis.

Elaboração de um projecto de modo a maximizar a produção, minimizando os seus

custos.

Após a elaboração do respectivo projecto, foi disponibilizado às entidades certificadoras

locais, que depois da sua análise e aprovação, foi dada autorização para a sua implementação.

O projecto permitiu a implementação de toda a instalação de uma forma simples e

eficaz, uma vez que os cálculos utilizados neste, consistiam em dados muito próximos dos

reais. Sendo assim, foi possível implementar todo o Parque Fotovoltaico dentro dos prazos

previstos, não permitindo o surgimento de indefinições de projecto que poderiam

comprometer todo este investimento.

Palavras-Chave: Projecto de Instalação Solar Fotovoltaica, Inversor, Módulos

Fotovoltaicos, MPPT (Maximum Power Point Tracker – circuito seguidor

do ponto de máxima potência), Radiação Solar, Protecções.

1 AC/DC (Alternating Current / Direct Current): Corrente alternada / Corrente Contínua.

vii

Abstract

Global warming has increasingly been concerning the scientific community, since the use

of fossil fuels and other processes at industrial level, leading to the accumulation of gases in

the atmosphere conducive to the Greenhouse Effect, such as carbon dioxide, methane,

nitrogen oxide and chlorofluorocarbon. This may lead to serious problems, with natural and

economic costs sunk and impassable, making it necessary to take drastic measures to decrease

emissions of greenhouse gases.

With that being said, there is an urgent need to produce energy without having to

pollute the planet, and also contribute to the growth of the country.

This dissertation presents the description of a Photovoltaics Installation for the

Production of Electricity, with power of 1,5 MW.

The present task is based on the realization of a project of a Photovoltaic Installation

attached to a power grid, with the objective of its implementation and final verification,

hoping with this not only contribute to the development of technology, but also to the quality

of the environment. Its main characteristics are:

• Use of photovoltaic silicon models.

• Use of inverters to convert DC2 power continuously in alternating AC power.

• Use of protective equipment and distribution lines.

• Production of Electric Energy, without the use of fossil fuels.

• Preparation of a project in order to maximize production while minimizing costs.

After the elaboration of the project, it was sent to local certified entities, for their review

and approval which after was given permission for its implementation.

The project permitted the implementation of the entire installation in a simple and

effective way, due to the fact of the calculations used, being accurate and approximate to the

real data. Thus, it was possible to implement all the Photovoltaic Park on schedule, not

allowing the emergence of project uncertainties that could compromise all this investment.

Keywords: Solar Photovoltaic Installation Project, Inverter, Photovoltaic Models, MPPT

(Maximum Power Point Tracker - circuit follower from the point of maximum

power), Solar Radiation, Protection.

2 AC/DC (Alternating Current / Direct Current): Corrente alternada / Corrente Contínua.

viii

ix

Índice

DEDICATÓRIA ................................................................................................................ I

AGRADECIMENTOS ...................................................................................................... III

RESUMO ....................................................................................................................... V

ABSTRACT ................................................................................................................... VII

LISTA DE FIGURAS....................................................................................................... XII

LISTA DE TABELAS.......................................................................................................XV

CAPÍTULO 1 .................................................................................................................. 1

Introdução ............................................................................................................................................. 1 1.1 Identificação do Problema ................................ ................................ ................................ ........ 1 1.2 Motivações do Trabalho................................ ................................ ................................ ............ 2 1.3 Objectivos e Resultados do Trabalho ................................ ................................ ......................... 3 1.4 Organização da Tese ................................ ................................ ................................ ................. 3

CAPÍTULO 2 .................................................................................................................. 5

Panorama da Energia Solar Fotovoltaica ................................................................................................ 5 2.1 Situação da Energia Solar Fotovoltaica em Portugal................................ ................................ ... 5 2.2 Situação da Energia Fotovoltaica no Mundo ................................ ................................ .............. 8 2.3 Custos do investimento. ................................ ................................ ................................ .......... 10

CAPÍTULO 3 ................................................................................................................ 13

Tecnologia Solar Fotovoltaica .............................................................................................................. 13 3.1 Funcionamento de uma Célula Solar Fotovoltaica ................................ ................................ ... 13

3.1.1 Células Solares Fotovoltaicas ................................ ................................ ......................... 14 3.2 Características Eléctricas das Células Solares ................................ ................................ ........... 15

3.2.1 Circuito Equivalente das Células Solares ................................ ................................ ......... 16 3.2.2 Parâmetros e Curvas Características da Célula Solar Fotovoltaica ................................ ... 17 3.2.3 Rendimento das Células e dos Módulos Solares Fotovoltaicos ................................ ........ 18 3.2.4 Sensibilidade Espectral ................................ ................................ ................................ .. 19 3.2.5 Massa de Ar (AM) ................................ ................................ ................................ .......... 20 3.2.6 Condições de Teste Standard (CTS) ................................ ................................ ................ 21

3.3 Tipos de Células Fotovoltaicas ................................ ................................ ................................ . 22 3.3.1 Células de Silício Monocristalino ................................ ................................ .................... 22 3.3.2 Células de Silício Policristalino ................................ ................................ ........................ 22 3.3.3 Células de Silício Amorfo ................................ ................................ ................................ 23 3.3.4 Comparação Entre os Diferentes Tipos de Células Solares ................................ .............. 23

3.4 Tipos de Sistemas Fotovoltaicos ................................ ................................ .............................. 24 3.4.1 Sistemas Autónomos ................................ ................................ ................................ ..... 25

x

3.4.2 Sistemas Ligados à Rede ................................ ................................ ................................ 27 3.5 Caracterização da Localização de um Sistema Fotovoltaico................................ ...................... 28

3.5.1 Equipamentos para Medição da Radiação Solar ................................ ............................. 29 3.6 Colocação dos Painéis Solares ................................ ................................ ................................ . 31

3.6.1 Geometria Solar - Declinação ................................ ................................ ......................... 31 3.6.2 Posição Solar ................................ ................................ ................................ ................. 32

3.7 Radiação Solar ................................ ................................ ................................ ........................ 34 3.7.1 Distribuição da Radiação Solar ................................ ................................ ....................... 34

3.7.1.1 Radiação Solar Directa ................................ ................................ .......................... 36 3.7.1.2 Radiação Solar Difusa ................................ ................................ ........................... 37 3.7.1.3 Radiação Solar Reflectida ................................ ................................ ...................... 38

3.7.2 Radiação Solar em Superfícies Inclinadas Fixas ................................ ............................... 39 3.7.3 Radiação Solar em Superfícies Orientadas ................................ ................................ ...... 40

3.8 Sombras ................................ ................................ ................................ ................................ . 42 3.8.1 Análise de Sombras. ................................ ................................ ................................ ....... 42

3.8.1.1 Tipos de Sombras. ................................ ................................ ................................ 43 3.8.1.2 Cálculo das Sombras ................................ ................................ ............................. 43 3.8.1.3 Sombras Produzidas pela Própria Instalação. ................................ ........................ 44

CAPÍTULO 4 ................................................................................................................ 47

Componentes de um Sistema Solar Fotovoltaico ................................................................................. 47 4.1 Módulos Fotovoltaicos ................................ ................................ ................................ ............ 47

4.1.1 Constituição ................................ ................................ ................................ .................. 47 4.1.2 Parâmetros e Características dos Módulos ................................ ................................ ..... 48

4.1.2.1 Parâmetros do Módulo ................................ ................................ ......................... 48 4.1.2.2 Características Eléctricas de Módulos Fotovoltaicos Cristalinos ............................. 49 4.1.2.3 Características Eléctricas dos Módulos Fotovoltaicos de Película Fina .................... 50 4.1.2.4 Díodos de Derivação ................................ ................................ ............................. 51

4.1.3 Interligação Entre Módulos Fotovoltaicos ................................ ................................ ...... 52 4.1.4 Modelo Matemático para a Célula Fotovoltaica ................................ ............................. 52

4.1.4.1 Pontos de Funcionamento ................................ ................................ .................... 54 4.1.4.2 Potência Eléctrica, Rendimento e Factor de Forma ................................ ................ 54 4.1.4.3 Deduções do Modelo Matemático ................................ ................................ ........ 55

4.2 Quadro Geral, Díodos de Bloqueio e Fusíveis ................................ ................................ ........... 57 4.3 Inversor ................................ ................................ ................................ ................................ .. 59

4.3.1 Funcionamento ................................ ................................ ................................ ............. 59 4.3.1.1 MPPT................................ ................................ ................................ .................... 59

4.3.2 Tipos de Inversores ................................ ................................ ................................ ........ 60 4.3.3 Parâmetros e Curvas Características dos Inversores ................................ ....................... 60

4.4 Controladores de Carga ................................ ................................ ................................ .......... 61 4.5 Cabos ................................ ................................ ................................ ................................ ..... 62 4.6 Interruptor DC ................................ ................................ ................................ ........................ 62 4.7 Equipamento de Protecção e Medida em AC ................................ ................................ ........... 63 4.8 Acumuladores................................ ................................ ................................ ......................... 63

4.8.1 Constituição e Funcionamento das Baterias de Ácido de Chumbo ................................ .. 64 4.8.2 Tipos de Baterias de Ácido de Chumbo................................ ................................ ........... 64

CAPÍTULO 5 ................................................................................................................ 67

Projecto de um Sistema Solar Fotovoltaico com Ligação à Rede Eléctrica ............................................ 67 5.1 Procedimentos Iniciais ................................ ................................ ................................ ............ 67 5.2 Configuração da Instalação ................................ ................................ ................................ ..... 67 5.3 Selecção e Especificação dos Equipamentos. ................................ ................................ ........... 68

5.3.1 Inversor ................................ ................................ ................................ ......................... 68 5.3.1.1 Local da Instalação do Inversor. ................................ ................................ ............ 70

5.3.2 Módulos Fotovoltaicos ................................ ................................ ................................ ... 70 5.3.2.1 Verificação das Características Eléctricas dos Módulos Fotovoltaicos .................... 71

xi

5.3.2.2 Influência da Temperatura e da Radiação nos Módulos Fotovoltaicos ................... 71 5.4 Cálculos Justificativos das Instalações Fotovoltaicas ................................ ................................ 72

5.4.1 Ligação do Sistema Fotovoltaico ao Inversor ................................ ................................ .. 72 5.4.1.1 Número Máximo de Módulos Ligados em Série................................ ..................... 73 5.4.1.2 Número Mínimo de Módulos Ligados em Série ................................ ..................... 74 5.4.1.3 Número Máximo de Séries de Módulos Ligadas em Paralelo ................................ . 75

5.4.2 Constituição do Sistema Fotovoltaico ................................ ................................ ............. 76 5.5 Dimensionamento dos Cabos ................................ ................................ ................................ .. 76

5.5.1 Dimensionamento do Cabo de Corrente Contínua ................................ .......................... 77 5.5.1.1 Cabos entre o Sistema Fotovoltaico e os QE 1.1 e QE 1.2 ................................ ....... 77 5.5.1.2 Cabos entre os QE1.1, QE 1.2 e os QE 2 ................................ ................................ 79 5.5.1.3 Cabos entre o QE 2 e o Inversor ................................ ................................ ............ 80

5.5.2 Dimensionamento dos Cabos de Corrente Alternada ................................ ..................... 81 5.6 Selecção das Caixas de Junção do Sistema Fotovoltaico e Dimensionamento do Interruptor DC 82 5.7 Protecção Contra Descargas Atmosféricas, Sobre-Tensões e Ligação à Terra ........................... 83 5.8 Estimativa da Energia Produzida ................................ ................................ ............................. 84 5.9 Resultados ................................ ................................ ................................ .............................. 87

CAPÍTULO 6 ................................................................................................................ 91

Conclusões e Sugestões ....................................................................................................................... 91 6.1 Conclusões ................................ ................................ ................................ ............................. 91 6.2 Sugestões de Trabalho Futuro ................................ ................................ ................................ . 92

BIBLIOGRAFIA ............................................................................................................. 95

ANEXOS ........................................................................................................................ 1

Peças Desenhadas............................................................................................................................... A1

Anexo 1............................................................................................................................................... A3

Anexo 2............................................................................................................................................... A5

Anexo 3............................................................................................................................................... A7

Anexo 4............................................................................................................................................... A9

Anexo 5..............................................................................................................................................A11

Anexo 6..............................................................................................................................................A13

Anexo 7..............................................................................................................................................A15

Anexo 8..............................................................................................................................................A17

Anexo 9..............................................................................................................................................A19

Anexo 10 ............................................................................................................................................A21

xii

Lista de Figuras

Figura 2.1 – Células fotovoltaicas em satélites.

Figura 2.2 – Potência instalada acumulada em sistemas fotovoltaicos em Portugal no final de

2007.

Figura 2.3 – Repartição percentual entre as aplicações isoladas e as aplicações ligadas à rede

nos países da IEA-PVPS no final de 2007.

Figura 3.1 – Estrutura cristalina do silício e processo de auto-condução.

Figura 3.2 – Constituição de uma célula solar cristalina.

Figura 3.3 – Balanço energético de uma célula solar cristalina.

Figura 3.4 – Curva característica corrente-tensão do díodo de silício.

Figura 3.5 – Circuito eléctrico equivalente de uma célula fotovoltaica.

Figura 3.6 – Curva corrente - tensão característica de uma célula Solar de silício cristalino.

Figura 3.7 – Tensão de circuito aberto e corrente de curto-circuito em função da irradiância.

Figura 3.8 – Sensibilidade espectral dos diferentes tipos de células Solares.

Figura 3.9 – Valores de AM para alturas solares diferentes.

Figura 3.10 – Célula monocristalina.

Figura 3.11 – Célula policristalina.

Figura 3.12 – Células amorfas.

Figura 3.13 – Tipos de Instalações fotovoltaicas.

Figura 3.14 – Iluminação Solar para pavimentos.

Figura 3.15 – Bicicleta Solar.

Figura 3.16 – Princípio de funcionamento de um sistema fotovoltaico autónomo.

Figura 3.17 – Estrutura Principal de um sistema fotovoltaico com ligação à rede.

Figura 3.18 – Sistema fotovoltaico ligado à rede, instalado num telhado.

Figura 3.19 – Grande sistema fotovoltaico com ligação à rede, no Solo.

Figura 3.20 – Distribuição global da irradiação Solar em kWh/m² no plano horizontal.

Figura 3.21 – Radiação global anual em Portugal – Plano Horizontal e Óptimo.

Figura 3.22 – Piranómetro.

Figura 3.23 – Sensor radiação Solar.

Figura 3.24 – Pireliometro.

Figura 3.25 - Medição da radiação difusa.

Figura 3.26 – Trajecto do Sol em determinados dias das estações.

Figura 3.27 – Representação dos ângulos de inclinação Solar.

xiii

Figura 3.28 – Representação de um painel segundo a latitude do local.


Figura 3.30 – Ângulo horário.

Figura 3.31 – Luz Solar. Tipos de radiação.

Figura 3.32 – Ângulo de incidência da radiação Solar sobre um painel virado a sul.

Figura 3.33 – Ângulo de incidência da radiação Solar sobre um painel em qualquer posição.

Figura 3.34 – Energia incidente diária média para o centro de Portugal (kWh/m²).

Figura 3.35 – Sistema de orientação solar.

Figura 3.36 – Irradiância para duas situações: situação fixa e orientação a 2 eixos (Para uma

instalação com uma potência de 5 kWp).

Figura 3.37 – Painel orientável segundo um eixo.

Figura 3.38 – Painel orientável segundo dois eixos.

Figura 3.39 – Altura solar e do azimute de um obstáculo.

Figura 3.40 – Distancias entre filas para evitar sombras.

Figura 4.1 – Símbolo para células, módulos ou sistemas solares fotovoltaicos.

Figura 4.2 – Constituição de um módulo fotovoltaico.

Figura 4.3 – Curvas I-V e Pmáx-V de um módulo para diferentes radiâncias, a 25°C.

Figura 4.4 – Comportamento da Voc, Isc para 1.000 W/m² a diferentes temperaturas de célula.

Figura 4.5 – Caixa de junção do módulo com díodos.

Figura 4.6 – Duas células solares fotovoltaicas ligadas em série.

Figura 4.7 – Duas células solares fotovoltaicas ligadas em paralelo.

Figura 4.8 – Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica.

Figura 4.9 – Quadro DC do gerador fotovoltaico.

Figura 4.10 – Diferentes tipos de fusíveis DC.

Figura 4.11 – Símbolo eléctrico do inversor.

Figura 4.12 – Diagrama eléctrico do inversor com MPPT.

Figura 4.13 – Curva de rendimento do inversor SB 3800.

Figura 4.14 – Controlador de carga/descarga com indicador LCD.

Figura 4.15 – Cabos Solares de diferentes cores.

Figura 4.16 – Interruptor principal DC.

Figura 4.17 – (a) Interruptor; (b) Caixa para contador de Energia AC.

Figura 4.18 – Bateria utilizada em sistemas solares fotovoltaicos.

Figura 5.1 – Local para a Instalação Solar Fotovoltaica.

Figura 5.2 – Inversor IF-100.


Figura 5.4 – Painel Fotovoltaico.

xiv

Figura 5.5 – Radiação média mensal incidente em painéis fixos com inclinação igual à latitude.

Figura 5.6 – Temperatura média mensal ambiente.

Figura 5.7 – Produção de Energia da Instalação Fotovoltaica.

Figura 5.8 – Comparação da Produção / Previsão de Energia.

Figura 5.9 – Curva de Produtividade.

Figura 5.10 – Produção mensal por cada 100 kW (€).

xv

Lista de Tabelas

Tabela 2.1 – Potência instalada acumulada em sistemas fotovoltaicos em Portugal no final de

2008.

Tabela 2.2 – Potência instalada cumulativa em sistemas fotovoltaicos nos países da IEA-PVPS

no final de 2007.

Tabela 2.3 – Produção de material fotovoltaico (células e módulos) nos países da IEA-PVPS no

final de 2007.

Tabela 2.4 – Preços indicativos de sistemas instalados no final de 2007.

Tabela 3.1 – Relação entre a irradiação Solar e a altura do Sol.

Tabela 3.2 – Máxima eficiência fotovoltaica.

Tabela 3.3 – Albedo para diferentes superfícies.

Tabela 3.4 – Ângulo de inclinação dos painéis.

Tabela 4.1 – Factores de forma típicos de módulos fotovoltaicos

Tabela 4.2 – Comparação entre inversores com e sem transformador.

Tabela 5.1 – Características do Inversor JEMA 100 kW.

Tabela 5.2 – Características do Módulo Sunteck / STP-175M.

Tabela 5.3 – Verificação dos parâmetros da instalação.

Tabela 5.4 – Queda de Tensão das Filas.

Tabela 5.5 – Queda de Tensão entre os QE1.1 e 1.2 e QE2.

Tabela 5.6 – Queda de Tensão entre os QE2 e Inversores.

Tabela 5.7 – Queda de Tensão entre os Inversores e PT’s.

Tabela 5.8 – Resultados obtidos através da radiação, temperatura e módulo seleccionado.

Tabela 5.9 – Energia mensalmente produzida por cada 100 kW.

Tabela 5.10 – Energia mensalmente produzida por cada módulo (real - ideal).

Tabela 5.11 – Produção mensal por cada 100 kW.

Capítulo 1 – Introdução

Projecto de uma Instalação Solar Fotovoltaica Pág. 1 de 96

Capítulo 1

Introdução

1.1 Identificação do Problema

Sendo cada vez mais confundido o futuro com a energia, vale a pena parar e pensar no

que é necessário para a sociedade. Com o número de consumidores a aumentar e as metas

ambientais por cumprir, só resta uma alternativa, produzir energia de uma forma limpa, já que

cada vez mais é maior a preocupação em preservar o meio ambiente.

Portugal é um país com escassos recursos energéticos próprios, nomeadamente no que

respeita às fontes de energia mais vulgares, as chamadas fontes não-renováveis, uma vez que

não dispõe de poços de petróleo, minas de carvão ou depósitos de gás. Tal situação de

escassez conduz a uma elevada dependência energética do exterior (82,9% em 2007) [1],

nomeadamente das importações de fontes primárias de origem fóssil, tornando-se deste

modo necessário aumentar a contribuição das energias renováveis, tais como: hídrica, eólica,

solar, geotérmica, biogás e lenhas e resíduos.

No entanto, e no que respeita às fontes de energia renováveis o país tem um enorme

potencial que pode e deve ser explorado, não só numa óptica de reduzir a dependência

energética externa mas também do ponto de vista ambiental, no sentido de não aumentar

demasiado, ou inclusivamente de reduzir, o consumo de energias que acarretam emissões de

gases poluentes, tal como previsto no protocolo de Quioto, de forma a combater as alterações

climáticas. Com efeito, Portugal apresenta uma rede hidrográfica relativamente densa, uma

elevada exposição Solar média anual, e dispõe de uma vasta frente marítima que beneficia dos

ventos atlânticos, o que lhe confere a possibilidade de aproveitar o potencial energético da

água, luz, das ondas e do vento. Estas condições únicas permitem ao país o aproveitamento de

formas de energia alternativas ao consumo de combustíveis fósseis.

Assim, Portugal encontra-se numa posição privilegiada não só para compensar o défice

natural de fontes de energia não renováveis mas também para ser pioneiro na diminuição da

dependência energética em fontes de energias não renováveis e poluentes, colocando-se na

vanguarda da procura de um desenvolvimento sustentável.

Consciente das suas potencialidades no que toca à produção de energia a partir de

fontes renováveis, o país assumiu um compromisso corajoso perante as demais nações da

União Europeia definindo uma meta ambiciosa no que respeita à redução da dependência

energética nos combustíveis fósseis. Com efeito, Portugal propôs-se em 2010 atingir as metas


Pag. 2 de 96 Projecto de uma Instalação Solar Fotovoltaica

individuais para a produção de energia limpa a partir das diferentes fontes renováveis,

objectivos estes que foram revistos em 2005 quando foi apresentada a Estratégia Nacional

para a Energia aprovada pela Resolução do Conselho de Ministros nº 169/2005 [2], de 24 de

Outubro.

Com o intuito de impulsionar o desenvolvimento económico, reduzir a dependência do

exterior e combater as alterações climáticas, na referida Estratégia está previsto o reforço das

energias renováveis para o seguinte [3]:

A produção de electricidade com base em energias renováveis passa de 39% para

45% do consumo em 2010, com uma aposta forte em todas as fontes de energia;

Os biocombustíveis utilizados nos transportes aumentam de 5,75% dos combustíveis

rodoviários para 10% em 2010;

5 a 10% do carvão utilizado nas centrais de Sines e do Pego será substituído por

biomassa ou resíduos até 2010;

Até 2015 serão implementadas medidas de eficiência energética equivalentes a 10%

do consumo energético.

Perante esta situação e face aos compromissos assumidos, as Instalações Solares

Fotovoltaicas enquadram-se perfeitamente no auxílio da resolução deste problema,

permitindo minimizar a dependência de combustíveis fosseis, e dar-se o exemplo a Europa e o

Mundo de como produzir de forma renovável e não poluente.

As Instalações Solares Fotovoltaicas apresentam enormes vantagens perante as

restantes formas de produção de energia renovável, apresentando uma excelente fiabilidade

devido a não possuírem elementos móveis, o que é muito útil em aplicações em locais

isolados. Possuem também uma fácil portabilidade e adaptabilidade dos módulos, permitindo

montagens simples e adaptáveis a várias necessidades energéticas, podendo ser utilizados em

aplicações de alguns miliwatts ou de Megawatts. O custo de operação é reduzido já que a

manutenção é quase inexistente, não necessitando de combustível, transporte, nem

trabalhadores altamente qualificados.

1.2 Motivações do Trabalho

O desenvolvimento do presente trabalho justifica-se pela falta de elementos nesta área,

nomeadamente ao nível do Projecto de Instalações Fotovoltaicas de Potência Elevada Ligadas

à Rede Eléctrica.

O interesse na execução deste trabalho é disponibilizar uma experiência que possa vir a

ser utilizada não apenas em grandes instalações fotovoltaicas, mas também em indústrias,

prédios e vivendas, para minimizar a dependência de combustíveis fosseis na obtenção de

produção da energia eléctrica.



É de salientar que esta energia é produzida quando é mais precisa, ou seja, durante o

dia, comparativamente por exemplo com a energia eólica, que a energia é produzida na

realidade quando existir vento.

1.3 Objectivos e Resultados do Trabalho

O principal objectivo deste trabalho está no desenvolvimento de um relatório para o

projecto de um Sistema Fotovoltaico de grande potência, para produção de energia, ligado à

Rede Eléctrica, capaz de simplificar o método de cálculo, e que permita uma maior e melhor

familiarização com este tipo de tecnologia.

Apresentam-se de seguida os principais objectivos estabelecidos para este trabalho:

Levantamento da situação fotovoltaica em Portugal e no Mundo.

Estudo das características da radiação solar, apresentando formas de a medir, de a

estimar e de como utilizá-la para o aproveitamento fotovoltaico.

Estimativa da radiação Solar incidente em planos com inclinações distintas.

Projecto de uma Instalação Fotovoltaica ligada à Rede Eléctrica.

Desta forma, este trabalho tem como finalidade auxiliar o cálculo de instalações

eléctricas que utilizem a tecnologia fotovoltaica. Os resultados aqui obtidos poderão ajudar

instaladores de sistemas fotovoltaicos, no esclarecimento e aplicação dos equipamentos mais

adequados às necessidades da instalação.

Esta dissertação tem ainda como propósito poder ser utilizada como um manual de

referência, de rápido acesso, voltado àqueles que desejem iniciar-se nesta área temática, ou

que necessitem de informações específicas sobre o dimensionamento, instalação e utilização

de Sistemas Fotovoltaicos ligados à Rede Eléctrica.

1.4 Organização da Tese

O capítulo 1 descreve sucintamente a preocupação existente na procura de novas

Soluções para produção de energia, assim como faz a apresentação das motivações e

objectivos para o desenvolvimento deste trabalho.

O capítulo 2 apresenta a situação nacional e mundial da produção de electricidade

através de sistemas fotovoltaicos, isolados e ligados à Rede Eléctrica, assim como os custos

que lhe estão associados.

No capítulo 3 são apresentados os princípios básicos de funcionamento dos sistemas

para produção de energia com recurso à tecnologia fotovoltaica e suas principais

características. Faz-se a apresentação dos diferentes tipos de células Solares e respectivas

aplicações, na qual as diferentes formas de radiação Solar são também aqui expostos.



No capítulo 4 faz-se a apresentação e respectiva descrição dos vários componentes a

aplicar numa instalação Solar fotovoltaica.

No capítulo 5 é desenvolvido o projecto de uma Instalação Solar Fotovoltaica de 1,5 MW

ligada à Rede Eléctrica. São apresentados os cálculos justificados de toda a instalação,

nomeadamente as associações de módulos, número de módulos em série e numero de

módulos em paralelo, assim como as quedas de tensão existentes nos cabos eléctricos que

interligam os diferentes equipamentos da instalação eléctrica.

No capítulo 6 são descritas as conclusões mais importantes deste trabalho, obtidas a

partir dos estudos, simulações e resultados dos ensaios realizados.

Capítulo 2 – Panorama da Energia Fotovoltaica


Capítulo 2

Panorama da Energia Solar Fotovoltaica

Este capítulo é provido de uma breve apresentação da situação da Energia Solar

Fotovoltaica em Portugal e no Mundo, abordando ainda os custos que estão associados a esta

tecnologia.

2.1 Situação da Energia Solar Fotovoltaica em Portugal

O efeito fotovoltaico foi observado pela primeira vez em 1839 por Alexandre Edmund

Becquerel, observou que a tensão que aparecia entre dois eléctrodos imersos num electrólito

dependia da intensidade da luz que incidia sobre eles. O mesmo efeito foi observado mais

tarde, por volta do ano de 1870, por dois inventores norte americanos, Adams e Day, mas

desta vez utilizando um elemento sólido: o selénio.

Só em 1954 é que Chapin, produziu a primeira célula solar fotovoltaica de silício [4]. A

partir de então, trabalhou-se na obtenção de um sistema realizável e de longa duração para

sistemas de alimentação de satélites, já que foi no programa espacial norte-americano que a

tecnologia fotovoltaica encontrou a sua principal aplicação, como se verifica na Figura 2.1.

Figura 2.1 – Células fotovoltaicas em satélites.

Fonte: NASA (http://www.nasa.gov/topics/shuttle_station/)

Devido ao seu grande sucesso, as células fotovoltaicas rapidamente passaram a ser a

escolha preferida para a alimentação de satélites, permanecendo assim até aos nossos dias. A

partir dos anos 70, o preço das células fotovoltaicas para aplicações espaciais tem caído,

incentivando a um menor custo para a produção de electricidade em larga escala sobre o

planeta. A melhoria da eficiência das células fotovoltaicas tem sido continua e actualmente



situa-se entre os 8 e 19%, entre módulos de película fina, policristalinos e monocristalinos, já

para aplicações comerciais.

Estudos recentes referem que Cientistas do Laboratório de Energias Renováveis do

Estados Unidos apresentaram um dispositivo capaz de converter a luz solar em electricidade

com uma eficiência entre 45 – 50% [5], recorrendo à técnica de inverter o processo de

crescimento do cristal fotovoltaico, provocando assim uma melhoria na estrutura dos

átomos dos materiais utilizados para assim obter os fotões da luz solar e libertar os

electrões para gerar a electricidade.

Relativamente à situação em Portugal, no que diz respeito a potência fotovoltaica total

instalada, pode ser avaliada através de dados estatísticos publicados pela Agencia

Internacional de Energia (International Energy Agency - IEA)3.

Através da Tabela 2.1, é apresentada a potência instalada em sistemas fotovoltaicos em

Portugal desde 1995 até ao final de 2008.

Tabela 2.1 – Potência instalada em sistemas fotovoltaicos em Portugal no final de 2008. Fonte: IEA-PVPS (http://www.iea-pvps.org/)

Para uma melhor avaliação, a AIE organiza os dados que publica de acordo com a

seguinte classificação para os sistemas fotovoltaicos:

Sistemas isolados (Off-Grid);

Sistemas ligados à rede (On-Grid).

Na Tabela 2.1 pode-se observar que em Portugal a potência total instalada em sistemas

fotovoltaicos ascendia no final de 2008 a quase 68 MWp4.

3 IEA-PVPS – A PVPS (Photovoltaic Power Systems) é o departamento da IEA (International Energy Agency) para a energia fotovoltaica. 4 Wp (Watt-pico) – unidade que mede a potência de pico, potência máxima nas condições de referência, isto é, radiação incidente igual a 1.000 W/m2 , temperatura da célula de 25 °C e com AM=1,5 (Ver Ponto 3.2.5).



As aplicações fotovoltaicas ligadas à rede eléctrica têm vindo a ganhar cada vez mais

importância, como se pode verificar na Figura 2.2. No final de 2007 este tipo de aplicações

representava mais de 80% do total das instalações fotovoltaicas.

Figura 2.2 – Potência instalada acumulada em sistemas fotovoltaicos em Portugal no final de 2007. Fonte: IEA-PVPS (http://www.iea-pvps.org/)

De realçar que em Março de 2007 foi inaugurada em Brinches, concelho de Serpa, uma

central fotovoltaica de 11 MWp, com 52.000 módulos dispostos ao longo de uma área de 60

ha (600.000 m²).

No final de 2008, entrou em operação da central da Amareleja, concelho de Moura. Esta

central terá instalados 45,6 MWp, ocupando uma área de 114 ha. Hoje é considerada a maior

central fotovoltaica do mundo.

Segundo a Direcção-Geral de Energia e Geologia, foram já aprovados pedidos de

informação prévia para instalação de sistemas fotovoltaicos que totalizam cerca de 128 MWp,

o que praticamente esgota a meta de 150 MWp estabelecida pelo Governo para o horizonte

temporal de 2010. De entre as instalações já aprovadas merecem destaque, para além de

Moura, Ourique (2 MWp), Albufeira (10 MWp), Lisboa (6 MWp) e Freixo de Espada à Cinta (2

MWp).

Tendo por objectivo fazer um enquadramento do interesse desta tecnologia para

Portugal, é de salientar que a seguinte directiva veio fortalecer a implantação desta tecnologia:

a Directiva 2001/77/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 27 de Setembro de 2001,

constituiu um inequívoco reconhecimento por parte da União Europeia, no que se refere à

actual prioridade para a produção de energia eléctrica a partir de fontes de energia renovável

(FER) no espaço Europeu.



No âmbito desta Directiva, e a título indicativo, Portugal apresentou o compromisso de

ter como meta em 2010, 39% de energia eléctrica produzida a partir de fontes de energia

renováveis, no contexto do consumo bruto nacional de electricidade.

Assim, para 2010, em que é estimado para o Continente um consumo bruto de energia

eléctrica da ordem dos 62 TWh, isto implicará que a produção de energia eléctrica a partir de

FER deverá ser superior a 24,2 TWh.

Por ultimo e através do Decreto-Lei n° 2007/363 de 2 de Novembro de 2007, foi dado

um grande impulso, tanto a nível tecnológico como mediático à energia fotovoltaica,

estabelecendo-se aqui as bases gerais de organização e funcionamento do Sistema Eléctrico

Nacional (SEN), classificando a produção de electricidade em regime ordinário e em regime

especial. Ao regime especial corresponde a produção de electricidade com incentivos à

utilização de recursos endógenos e renováveis ou a produção combinada de calor e

electricidade, designadas por unidades de microprodução, enquanto que o regime ordinário

corresponde à produção de electricidade com base em fontes tradicionais não renováveis e

em grandes centros electroprodutores hídricos.

2.2 Situação da Energia Fotovoltaica no Mundo

A situação dos sistemas fotovoltaicos no mundo, no que diz respeito à potência total

instalada, pode ser avaliada através de dados estatísticos publicados pela Agência

Internacional de Energia (AIE - IEA-PVPS).

A AIE organiza os dados que publica de acordo com a seguinte classificação para os

sistemas fotovoltaicos:

Sistemas isolados domésticos (Off-Grid domestic): Para pequenas cargas em locais

isolados.

Sistemas isolados não domésticos (Off-Grid non-domestic): Sistemas que fornecem

energia eléctrica a serviços, tais como, telecomunicações, bombagem de água,

frigoríficos médicos, navegação aérea e marítima, estações meteorológicas,

equipamentos militares, etc.

Sistemas distribuídos ligados à rede eléctrica (Grid-connected distributed): Sistemas

que fornecem energia eléctrica essencialmente a edifícios (comerciais ou industriais),

sendo que a energia excedente é enviada para a rede eléctrica.

Sistemas centralizados ligados à rede eléctrica (Grid-connected centralized): Sistemas

que fornecem exclusivamente energia eléctrica à rede.

Na Tabela 2.2 pode-se observar, que nos países representados na IEA-PVPS a potência

total instalada em sistemas fotovoltaicos, ascendia no final de 2007 a quase 7.900 MWp.



Tabela 2.2 – Potência instalada cumulativa em sistemas fotovoltaicos nos países da IEA-PVPS no final de 2007. Fonte: IEA-PVPS (http://www.iea-pvps.org/products/download/rep1_17.pdf)

Pode-se verificar a clara predominância da Alemanha e do Japão no quadro acima

apresentado.

As aplicações ligadas à rede eléctrica têm vindo a ganhar cada vez mais importância,

como se pode verificar na Figura 2.3. No final de 2007 este tipo de aplicações representava

cerca de 90% do total das instalações fotovoltaicas.

Figura 2.3 – Repartição percentual entre as aplicações isoladas e as aplicações ligadas

à rede nos países da IEA-PVPS no final de 2007. Fonte: IEA-PVPS (http://www.iea-pvps.org/)



Relativamente à produção de materiais fotovoltaicos, na Tabela 2.3 pode-se verificar

mais uma vez a clara predominância da Alemanha e do Japão.

Tabela 2.3 – Produção de material fotovoltaico (células e módulos) nos países da IEA-PVPS no final de 2007. Fonte: IEA-PVPS (http://www.iea-pvps.org/)

2.3 Custos do investimento.

Os custos do investimento de sistemas fotovoltaicos é normalmente expresso em €/Wp

(custo por watt de pico), em que a potência de pico é o valor correspondente à máxima

potência que o painel pode fornecer nas condições de referência (STC)5, com uma radiação de

1000 W/m²

, temperatura da célula de 25°C e com um espectro de AM 1,56.

No custo apresentado (€/Wp) está incluído tanto os módulos propriamente ditos, como

também os dispositivos de interface e regulação entre os módulos fotovoltaicos e a carga ou a

rede. Estes equipamentos são tipicamente os módulos e a respectiva estrutura, as baterias, o

regulador de carga, a caixa com protecções, a cablagem e o inversor, no caso de existirem

cargas AC ou de se tratar de sistemas ligados à rede eléctrica.

Segundo a IEA como se verifica na Tabela 2.4, em Portugal pode-se considerar como um

custo de referência os seguintes valores:

5 €/Wp para sistemas ligadas à rede,

9 €/Wp para instalações isolados.

5 STC – Standard Test Conditions 6 AM – Air Mass – Ver Ponto 3.2.5



Tabela 2.4 – Preços indicativos de sistemas instalados no final de 2007. Fonte: IEA-PVPS (http://www.iea-pvps.org/)

Relativamente à repartição dos custos inerentes a uma instalação fotovoltaica completa,

pode-se afirmar que cerca de 60% destes custos referem-se aos módulos fotovoltaicos,

enquanto que a restante instalação representa 40%.

Os custos de operação e manutenção (O&M) pode estimar -se que se situem, em média,

em cerca de 1 a 2% do investimento total, durante a vida da instalação.

O período de vida de uma instalação fotovoltaica é normalmente considerada como

tendo 20 a 25 anos de vida útil.



Capítulo 3 – Tecnologia Solar Fotovoltaica


Capítulo 3

Tecnologia Solar Fotovoltaica

Neste capítulo é abordado o funcionamento atómico das células solares fotovoltaicas,

assim como a sua constituição e principais características. Também aqui são apresentados os

vários tipos de sistemas solares fotovoltaicos, os diversos tipos de radiações solares e

respectivas sombras.

3.1 Funcionamento de uma Célula Solar Fotovoltaica

Para que uma célula solar fotovoltaica produza energia eléctrica a partir da radiação

solar é necessário que aconteça 3 efeitos físicos intimamente ligados e simultâneos, sendo

eles, a absorção da luz pelo material, a transferência de energia dos fotões (luz) para as cargas

eléctricas e a criação de corrente eléctrica.

O semicondutor mais usado para o efeito é o silício que é caracterizado por possuir

átomos com quatro electrões. Ao adicionarem-se átomos com cinco electrões de ligação,

como o fósforo por exemplo, haverá um electrão em excesso que não poderá ser emparelhado

e que ficará "sozinho", fracamente ligado ao seu átomo de origem. Isto faz com que, com

pouca energia térmica, este electrão se livre, indo para a banda de condução. Diz-se assim, que

o fósforo é um dopante doador de electrões e denomina-se dopante n ou impureza n.

Na Figura 3.1 poderá ser visualizado o principio de funcionamento de um célula solar

fotovoltaica.

Figura 3.1 – Estrutura cristalina do silício e processo de auto-condução.

Fonte: engineering (http://www.engineering.com)

Se, por outro lado, introduzem-se átomos com apenas três electrões de ligação, como é

o caso do boro, haverá falta de um electrão para satisfazer as ligações com os átomos de

silício. Esta falta de um electrão é denominada buraco ou lacuna e mesmo com pouca energia



térmica, um electrão próximo pode passar para esta posição. Diz-se portanto, que o boro é um

aceitador de electrões ou um dopante p.

Se, partindo de um silício puro, forem introduzidos átomos de boro numa metade e de

fósforo na outra, será formado o que se chama junção p-n. O que ocorre nesta junção é que os

electrões livres do lado n passam ao lado p onde encontram os buracos que os capturam; isto

faz com que sejam acumulados electrões no lado p, tornando-se negativamente carregados

levando a uma redução de electrões do lado n, que os tornam electricamente positivos. Estas

cargas dão origem a um campo eléctrico permanente que dificulta a passagem de mais

electrões do lado n para o lado p; este processo alcança um equilíbrio quando o campo

eléctrico forma uma barreira capaz de parar os electrões livres remanescentes no lado n.

Se esta junção for exposta a fotões com energia capaz de vencer o equilíbrio alcançado,

as cargas serão aceleradas, criando assim, uma corrente através da junção, originando uma

diferença de potencial ao qual chamamos de Efeito Fotovoltaico. Se os dois lados forem

interligados fisicamente por um condutor, existirá uma circulação de electrões [6].

3.1.1 Células Solares Fotovoltaicas

Os materiais capazes de converter a energia contida num fotão7 em tensão e corrente

eléctricas são os semicondutores. Para esta conversão são normalmente utilizados materiais

semi-condutores tais como, o silício, o arsenieto de gálio, telurieto de cádmio ou disselenieto de

cobre e índio.

Actualmente, cerca de 95 % das células solares cristalinas fabricadas são de silício, já que

este apresentam uma disponibilidade quase ilimitada, sendo o material mais abundante na

crosta terrestre, depois do oxigénio.

Para a obtenção do silício, em primeiro lugar é necessário separar o oxigénio não

desejado do dióxido de silício, processo que se baseia no aquecimento da areia de sílica,

fundida num recipiente, junto com pó de carvão. Durante este processo é criado o silício

metalúrgico, com uma pureza de 98%. No entanto, 2% de impurezas no silício é demasiado para

aplicações electrónicas, sendo apenas admissível um bilionésimo por cento. Por este motivo, o

silício em estado bruto é ainda purificado através de um processo químico. Este último é

destilado em várias e sucessivas etapas, durante as quais é reduzida a percentagem de

impurezas em cada etapa da destilação. Chegado a este ponto, o silício de elevada qualidade

está em condições de ser utilizado em diferentes aplicações, como por exemplo para produzir

células monocristalinas ou células policristalinas.

Através da Figura 3.2 pode-se aferir as diferentes camadas constituintes de uma célula

solar fotovoltaica, onde a camada mais externa, normalmente do tipo n, deve ser muito mais

7 Os fotões são geralmente associados à luz visível.



fina que a camada interna, de modo a permitir que toda a luz seja absorvida pela camada do

tipo p.

Figura 3.2 – Constituição de uma célula solar cristalina.

Fonte: engineering (http://www.uni-chem.net/en/photovoltaic/pv_value_chain.asp)

Quando a célula solar fotovoltaica é exposta à luz solar, para além de gerar uma corrente

eléctrica, padecerá também de perdas ocasionadas pela recombinação, pela reflexão e pelo

sombreamento provocado pelos contactos frontais. Para além disso, uma grande proporção da

energia de radiações de onda longa e curta não pode ser aproveitada, como exemplo, as perdas

de transmissão conforme é ilustrado na Figura 3.3.

Figura 3.3 – Balanço energético de uma célula solar cristalina [7].

3.2 Características Eléctricas das Células Solares

Neste ponto será apresentada a resposta das células Solares fotovoltaicas em vários

cenários, assim como a respectiva análise gráfica e circuito equivalente.

Contacto frontal (-)

Camada tipo p

Camada anti-reflexo

Contacto posterior (+)

Junção p-n

Camada tipo n



3.2.1 Circuito Equivalente das Células Solares

Tal como já apresentado no ponto 3.1, uma célula solar fotovoltaica é composta por

camadas de silício contaminado por impurezas do tipo p e do tipo n, tendo como princípio de

funcionamento o mesmo de um díodo comum de silício. Quando o díodo é ligado de modo a

que o potencial seja positivo no ânodo e negativo no cátodo, o díodo está directamente

polarizado e a curva característica corresponde ao 1° Quadrante representada na Figura 3.4. No

entanto, a corrente só circula quando a diferença de potencial entre o cátodo e o ânodo atingir

a tensão limiar de condução de cerca de 0,7 V aproximadamente, já que se trata de silício.

Quando o díodo é polarizado inversamente, a corrente é impedida de circular nesta direcção.

Neste caso aplica-se a curva característica do 3° quadrante. O díodo apenas se torna condutor

quando se ultrapassar a tensão de bloqueio, que no caso deste díodo corresponde a 150 V, tal

como pode verificar na Figura 3.4.

Figura 3.4 – Curva característica corrente-tensão do díodo de silício.

Fonte: ifent (http://www.ifent.org/lecciones/diodo/curva.asp).

Portanto, AB é a zona de condução enquanto que em OC ocorre a corrente inversa de

condução, sendo que a partir de C o díodo poderá ficar destruído.

O circuito eléctrico equivalente de uma célula fotovoltaica é representado na Figura 3.5.

Figura 3.5 – Circuito eléctrico equivalente de uma célula fotovoltaica.

A maior parcela de Rs é causada pela resistência de corpo da junção P-N que compõe a

célula e pela resistência dos contactos eléctricos entre os terminais e o semicondutor. Já Rp é

resultado da dificuldade criada à circulação de corrente através dos defeitos do material. Estes



defeitos são consequências das impurezas presentes na região próxima à junção. Quanto

maior for o valor destas resistências, maior será a diminuição do factor de forma (FF) 8 [4].

3.2.2 Parâmetros e Curvas Características da Célula Solar Fotovoltaica

A Figura 3.6 representa a curva característica onde é reflectida segundo o eixo da tensão.

Esta parte da curva característica é, então, denominada curva característica da célula solar

fotovoltaica.

Figura 3.6 - Curva corrente - tensão característica de uma célula Solar de silício cristalino.

Fonte: engineering (http://www.engineering.com)

Se a luz incidir sobre uma célula Solar desligada da carga, é criada uma tensão

aproximada de 0,6 V. Esta tensão pode ser medida como a tensão de circuito aberto a partir dos

dois contactos da célula. Se ambos os contactos estiverem em curto-circuito através de um

amperímetro, a corrente do curto-circuito poderá ser medida. No intuito de registar

completamente a curva característica da célula Solar, será necessária uma resistência variável

(derivação), um voltímetro e um amperímetro.

A curva é caracterizada basicamente pelos três pontos seguintes:

MPP, Maximum Power Point (Ponto de Máxima Potência, Wp). Para este ponto estão

especificadas a potência P (MPP), a corrente I (MPP) e a U (MPP).

A corrente do curto-circuito, Icc.

A tensão do circuito aberto, Uoc.

Os parâmetros e as curvas características das células de película fina desviam-se, em

certos casos substancialmente, dos equivalentes para as células de silício cristalino. Nas células

amorfas, o ponto MPP está localizado nos 0,4 V e a curva característica é em geral mais

espalmada, já que devido à sua menor eficiência, a corrente produzida é menor. Para atingir a

mesma potência das células cristalinas, é preciso uma maior superfície celular, e como também

8 FF – Verificar ponto 3.2.3.



possuem uma menor delimitação do ponto MPP, exige um melhor controlo tecnológico do

inversor e do controlador MPP.

A corrente de curto-circuito depende linearmente da irradiância. Se a irradiância duplicar,

a corrente também duplica. Este facto justifica a linha recta do gráfico que a seguir é

apresentado. A tensão de circuito aberto mantém-se relativamente constante enquanto a

irradiância muda. Apenas quando a irradiância desce abaixo dos 100 W/m², a tensão sofre uma

quebra acentuada. Estas variações estão graficamente representadas na Figura 3.7.

Figura 3.7 – Tensão de circuito aberto e corrente de curto-circuito em função da irradiância.

Fonte: Instalaciones Fotovoltaicas, Manual para uso de Instaladores. DGIEM [vi].

3.2.3 Rendimento das Células e dos Módulos Solares Fotovoltaicos

O rendimento, , das células solares fotovoltaicas é o resultado do quociente entre a

potência de pico entregue pela célula solar, PMPP (Wp), e a irradiação incidente, G (W/m²), pela

área da superfície, A (m²), da célula solar, conforme expressão 3.1.

A.G

PMPP (3.1)

Nas fichas técnicas dos módulos fotovoltaicos o rendimento é especificado sempre sob

condições de teste standard (STC), sendo, o rendimento dos módulos fotovoltaicos para STC

determinado pela expressão 3.2.

2

MPP(STC)

A.1000W/m

P (3.2)

O rendimento das células Solares depende da irradiância e da temperatura, sendo que

decresce com o aumento de temperatura.

O factor de forma (FF) é um indicador da qualidade das células solares, cujo UMPP (V) e

IMPP (A) correspondem respectivamente à tensão e corrente no ponto de máxima potência. A

UOC (V) e ICC (A) são obtidos através das folhas de características dos fabricantes e

correspondem à tensão de circuito aberto e corrente de curto-circuito, respectivamente. O

factor de forma é definido pela expressão 3.3.



SCOC

MPP

CCOC

MPPMPP

.IU

P

.IU

.IUFF (3.3) [8]

Para as células cristalinas Solares fotovoltaicas, o factor de forma possui normalmente

um valor entre 0,75 e 0,85, enquanto que para as células Solares amorfas este valor situa-se

entre 0,5 e 0,7.

3.2.4 Sensibilidade Espectral

Conforme o material e a tecnologia utilizada, a célula solar fotovoltaica é mais ou menos

eficaz na conversão das diferentes bandas de cor da luz solar em electricidade. A sensibilidade

espectral define a faixa da radiação solar para a qual a célula solar fotovoltaica funciona de

modo mais eficaz, e influência preponderantemente a eficiência sob as diferentes condições de

radiação a que está exposta.

A maior parcela de aproveitamento da energia solar está concentrada na faixa da luz

visível entre 400 nm e 900 nm.

Enquanto que as células solares cristalinas são particularmente sensíveis à radiação solar

de onda longa, situando-se entre os 600 nm e 900 nm, as células de película fina utilizam

melhor a luz visível ao absorver a radiação de onda curta com maior eficácia, disponível entre os

400 nm e 600 nm, como se pode verificar através da Figura 3.8.

Figura 3.8 – Sensibilidade espectral dos diferentes tipos de células Solares.

Fonte: Spectra – PVCDROM (http://pvcdrom.pveducation.org/APPEND/Am1_5.htm).

Os fotões são caracterizados por duas grandezas:

Comprimentos de onda ou frequências;

Energia.

Estas grandezas são relacionadas pela expressão 3.4.



J.s) (6,626x10Plank de constante h

(J) fotão do energia E

(nm) onda de ocompriment

(Hz) frequênciav

m/s) (3x10luz da velocidade c

:Sendo

h.ch.vE

c

34-

8 (3.4)

Posto isto, pode-se verificar qual é o comprimento de onda máximo que deve ter um

fotão para criar um par electrão-lacuna no silício pela expressão 3.5.

m1,11x10(J/eV),6x101,12(eV).1

(m/s)(J.s).3x106,626x10E

h.c 619

834

(3.5)

Onde a correspondente frequência mínima é:

Hz2,7x10c

v 14 (3.6)

Posto isto, pode-se concluir que todos os fotões com comprimento de onda, > 1,11 µm,

correspondem a energia desperdiçada e apenas servem para aquecer a célula fotovoltaica.

Os fotões com < 1,11 µm têm energia a mais para excitar um electrão para a banda de

condução e toda a energia a mais do 1,12 eV é também desperdiçada.

3.2.5 Massa de Ar (AM)

A luz solar toma o percurso mais curto através da atmosfera, quando a posição do Sol é

perpendicular à superfície da Terra. Antes de atingir o solo, as características da radiação Solar

(intensidade, distribuição espectral e angular) são afectadas por interacções com a atmosfera

devido aos efeitos de absorção e difusão. Estas modificações são dependentes da espessura da

camada atmosférica (Massa de Ar - AM), e, portanto, do ângulo de azimute do Sol, bem como

da distância Terra-Sol e das condições atmosféricas e meteorológicas.

A Massa de Ar (factor AM) está relacionada com a posição do Sol ( ) e o Zénite (eixo

vertical da Terra), sendo definida pela expressão 3.7.

cos1

AM (3.7)

Neste contexto, AM = 1 quando a posição do Sol é paralela (0°). Isto corresponde à

posição solar no equador ao meio-dia, na Primavera ou no Outono.

Como média anual para a Europa, utiliza-se um valor de Massa de Ar de 1,5 (48,2°), como

se pode verificar na Figura 3.9.



Figura 3.9 – Valores de AM para alturas Solares diferentes.

Fonte: laserfocusworld (www.laserfocusworld.com/articles/286515).

A radiação Solar no espaço, que não é influenciada pela atmosfera, é designada espectro

AM = O.

No seu percurso através da atmosfera, a irradiância é reduzida por:

Reflexão atmosférica.

Absorção pelas moléculas da atmosfera (02, H20, CO2).

Dispersão de Rayleigh (dispersão molecular).

Dispersão de Mie (dispersão por partículas de pó e poluição do ar).

Na Tabela 3.1 mostra a dependência da irradiância com a altura do Sol ( S). A absorção e

a dispersão de Rayleigh, aumentam com a diminuição da altura Solar. A dispersão devida à

poluição do ar (difusão de Mie), varia consideravelmente conforme a sua localização, sendo

maior nas áreas industriais. Influências climatéricas locais como as nuvens, a chuva ou a neve,

levam a uma maior redução da radiação.

Tabela 3.1 – Relação entre a irradiação Solar e a altura do Sol.

3.2.6 Condições de Teste Standard (CTS)

Por forma a se poder comparar diferentes células ou mesmo diferentes módulos

fotovoltaicos, foram criadas condições universais para execução de testes. Deste modo, todos

os dados e curvas características apresentadas dos equipamentos, estão de acordo com as CTS

“Standard Test Conditions”, que são as seguintes:



Irradiância E de 1.000W/m²,

Temperatura T na célula de 25°C, com uma tolerância de +- 2°C,

Espectro de luz para uma massa de ar AM = 1,5.

3.3 Tipos de Células Fotovoltaicas

Para além dos variados estudos e desenvolvimentos mundiais nesta área, serão aqui

retratados os principais tipos de células fotovoltaicas comercializas pelo mercado.

3.3.1 Células de Silício Monocristalino

O silício monocristalino é o material mais utilizado na composição das células solares

fotovoltaicas, perfazendo cerca de 60% do mercado. A uniformidade da estrutura molecular

das células de silício monocristalino resultante da utilização de um cristal único, é ideal para

potenciar o seu rendimento, atingindo em laboratório os 25%, mas no entanto na sua

utilização comercial esta é reduzida para cerca de 18%. A produção de silício monocristalino é

cara, sendo esta a principal desvantagem deste tipo de célula solar fotovoltaica. A Figura 3.10

demonstra a homogeneidade da célula de silício monocristalino.

Figura 3.10 – Célula monocristalina.

Fonte: Wikipédia (http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_Solar_fotovoltaica).

As células de silício monocristalino contem uma estrutura homogénea e um aspecto

azul-escuro para preto.

3.3.2 Células de Silício Policristalino

O silício policristalino é constituído por um número elevado de pequenos cristais

extremamente finos, utilizado por cerca de 30% do mercado. A descontinuidade da sua

estrutura molecular dificultam o movimento de electrões, estimulando à recombinação com as

lacunas, afectando a sua potência e respectivo rendimento. Por esta razão os rendimentos em

laboratório e em utilização comercial não excedem os 20% e 13%, respectivamente. Em

contrapartida, o processo de fabrico é mais barato do que o do silício monocristalino.

Possui uma cor azul (com Anti-Reflexão) ou cinza prateada (sem Anti-Reflexão).

A Figura 3.11 demonstra a descontinuidade da estrutura da célula de silício

policristalino.



Figura 3.11 – Célula policristalina.

Fonte: Wikipédia (http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_Solar_fotovoltaica).

3.3.3 Células de Silício Amorfo

As células de silício amorfo não possuem uma estrutura cristalina, apresentando

defeitos estruturais que em princípio, impediriam a sua utilização em células solares

fotovoltaicas, uma vez que estes defeitos potenciam as recombinações dos pares electrão -

lacuna. No entanto, se ao silício amorfo for adicionado hidrogénio, por um processo chamado

de hidrogenização, os átomos de hidrogénio combinam-se quimicamente de forma a

minimizar os efeitos negativos dos defeitos estruturais. Este processo de fabrico é ainda mais

barato do que o do silício policristalino.

Os equipamentos solares domésticos são habitualmente feitos com células de silício

amorfo, representando cerca de 4% do mercado. Em laboratório é possível obter rendimentos

da ordem de 13%, mas as propriedades conversoras do material deterioram-se em utilização

prática, pelo que os rendimentos descem para cerca de 7%.

As células de silício amorfo contem uma estrutura homogénea e um aspecto castanho

avermelhado a preto. [9]

Na Figura 3.12 é possível visualizar várias formas e aplicações de células de silício

amorfo.

Figura 3.12 – Células amorfas.

Fonte: Alwitra –UniSolar (http://alwitra.org).

3.3.4 Comparação Entre os Diferentes Tipos de Células Solares

Para os sistemas Solares fotovoltaicos com ligação à rede eléctrica geralmente são

utilizadas células Solares de silício monocristalino e policristalino, sendo que, a menor eficiência

do silício policristalino é contrabalançada pelas vantagens que oferece em termos do preço

final.

Os módulos de silício amorfo usam-se fundamentalmente em aplicações de lazer

(pequenas aplicações, campismo, barcos). Recentemente, os resultados conseguidos com testes



demonstraram que as reservas referentes à sua estabilidade e ao seu comportamento ao longo

do tempo eram infundadas, pelo que os módulos amorfos poderão tornar-se cada vez mais

comuns nos grandes sistemas.

Mas o futuro passa pela descoberta de novos materiais, mais baratos e eficientes. Prova

disso é o facto de grande parte dos grandes fabricantes de células fotovoltaicas terem já

abandonado a investigação com base no silício, começando a desenvolver células com novos

materiais. Os materiais mais promissores são o Disselénio de Índio e Cobre e o Telúridio de

Cadmium.

A BP, líder mundial no fabrico de células fotovoltaicas, optou pelo Telúridio de

Cadmium, que, embora não seja o material mais promissor, é bastante mais fácil de trabalhar.

Esta tecnologia foi desenvolvida na Universidade da Califórnia do Sul.

Existem também em desenvolvimento células com múltiplas junções, sendo cada tipo

para capturar diferentes comprimentos de onda do espectro Solar. Os fotões mais energéticos

são capturados pelas camadas do topo e os restantes passam para a camada seguinte, sendo

capturados pela próxima junção, e assim sucessivamente, capturando cada junção os fotões

mais energéticos que consegue, deixando os restantes para a camada seguinte. Na Tabela 3.2

são apresentados os valores de eficiência para alguns tipos de células fotovoltaicas.

Tabela 3.2 – Máxima eficiência fotovoltaica.

3.4 Tipos de Sistemas Fotovoltaicos

Os sistemas fotovoltaicos isolados ou em associação com outras fontes de energias

renováveis, são competitivos para alimentação de certos locais onde as soluções alternativas

convencionais (gerador diesel ou rede eléctrica) são claramente inferiores do ponto de vista

económico, para além de apresentarem variados inconvenientes ambientais.

Já no modo de ligação à rede de energia eléctrica, a situação é diferente, os sistemas

fotovoltaicos estão ainda longe de ser competitivos, quer com as fontes de produção

convencionais, quer principalmente com outras fontes de energia renovável. O elevado

investimento e a baixa utilização anual da potência instalada são as principais razões para a

fraca penetração que se verifica nos sistemas ligados à rede. Contudo, com a evolução diária

que esta tecnologia está a sofrer, com o grande aumento da produção mundial de módulos



fotovoltaicos, com o aumento quase exponencial da concorrência, com a redução do custo do

Wp, com tarifas ainda mais competitivas e com a preocupação ambiental sempre presente em

cada projecto que se execute, é de prever que esta tecnologia venha a ser olhada de outra

forma. De realçar, é que a energia produzida por este tipo de sistema é fornecida à rede

quando ela mais necessita, ou seja, durante o dia.

Sendo assim, os sistemas fotovoltaicos podem ser divididos em dois grandes grupos:

Os sistemas ligados à rede;

Os sistemas autónomos.

A Figura 3.13 apresenta os diferentes tipos de ligações das instalações fotovoltaicas, e as

suas variáveis.

Figura 3.13 – Tipos de Instalações fotovoltaicas.

3.4.1 Sistemas Autónomos

Os sistemas autónomos constituíram o primeiro campo de aplicação da tecnologia

fotovoltaica. A aplicação deste tipo de sistemas autónomos, observa-se onde o fornecimento de

energia através da rede pública de distribuição de energia eléctrica não se verifica por razões

técnicas e/ou económicas. Nestes casos, os sistemas fotovoltaicos autónomos podem constituir

alternativas com uma vertente económica de elevado interesse. Este cenário vem ao encontro

do grande potencial para a implementação dos sistemas autónomos, nos países que possuem

grandes áreas sem o fornecimento de energia eléctrica.

No campo das pequenas e notáveis aplicações Solares de fornecimento de energia

eléctrica, também podemos observar consideráveis aplicações: calculadoras electrónicas,

carregadores de pilhas, lanternas e rádios, são alguns dos exemplos conhecidos que utilizam



células solares de reduzida dimensão. As Figuras 3.14 e 3.15 apresentam algumas aplicações de

sistemas autónomos.

Figura 3.14 – Iluminação Solar para pavimentos.

Fonte: Decoralis (www.decoralis.com).

Figura 3.15 – Bicicleta Solar.

Fonte: The Electrobike Pi, Warren McLaren (www.treehugger.com).

Nos sistemas autónomos, o aproveitamento da energia solar precisa ser ajustado à

necessidade, uma vez que a energia produzida não corresponde na maior parte das vezes à

necessidade pontual de energia do consumidor, tornando-se assim fundamental considerar um

sistema de armazenamento (baterias) e meios de apoio complementares de produção de

energia (sistemas híbridos).

Em geral, a utilização de acumuladores obriga a que se torne indispensável a utilização de

um regulador de carga adequado que faça a gestão do processo de carga, de forma a proteger e

garantir uma elevada fiabilidade e um maior tempo de vida útil dos acumuladores. Assim sendo,

pode-se identificar na Figura 3.16 os diferentes equipamentos constantes num sistema

autónomo típico:

Fonte Fotovoltaica: Um ou vários módulos fotovoltaicos.

Regulador de Carga: Efectua a gestão da carga de forma a obter perfis compatíveis

com a radiação disponível e com a capacidade das baterias.

Acumulador: Baterias asseguram o abastecimento nos períodos em que a energia

produzida pela fonte fotovoltaica é insuficiente ou não está disponível; as baterias são



carregadas quando o recurso disponível permite obter uma potência superior à

potência de carga.

Inversor: Requerido caso haja cargas alimentadas em AC.

Cargas.

Figura 3.16 – Princípio de funcionamento de um sistema fotovoltaico autónomo.

3.4.2 Sistemas Ligados à Rede

Nos sistemas ligados à rede de energia eléctrica, que entregam toda a energia que

produzem à rede, é necessário um inversor que serve de elemento de interface entre o painel

fotovoltaico e a rede, de modo a transformar a corrente contínua (DC) do painel fotovoltaico,

em corrente alternada (AC) exigida pela rede.

Um sistema fotovoltaico com ligação à rede é composto geralmente, pelos seguintes

componentes:

Gerador fotovoltaico: constituído normalmente por vários módulos fotovoltaicos

dispostos em série e/ou em paralelo em estruturas de suporte.

Caixa de junção: equipada com dispositivos de protecção e interruptor DC.

Inversor.

Mecanismo de protecção e contagem.

A Figura 3.17 mostra a estrutura principal de um sistema fotovoltaico com ligação à rede

eléctrica.

Figura 3.17 – Estrutura Principal de um sistema fotovoltaico com ligação à rede.

Fonte: Lassothesun (www.lassothesun.ca).

Regulador de Carga

Carga

Gerador Fotovoltaico

Acumulador

Módulos Fotovoltaicos +

Estrutura

Inversor

Protecções

Contador de Energia



Inicialmente, o local preferencial para a instalação fotovoltaica foi no topo dos telhados

dos edifícios, como apresentado na Figura 3.18, mas a integração dos sistemas fotovoltaicos em

diferentes tipos de prédios (apartamentos, escolas, centros comerciais), tem vindo a ganhar um

espaço cada vez maior na sua aplicação.

Figura 3.18 – Sistema fotovoltaico ligado à rede, instalado num telhado.

Fonte: Labeee (www.labeee.ufsc.br).

Actualmente, os grandes projectos fotovoltaicos que são construídos à superfície do solo

estão em franca expansão, formando grandes centrais fotovoltaicas ligadas à rede eléctrica. Tal

como exposto na Figura 3.19, este tipo de projecto fotovoltaico tem vindo a ser promovido por

empresas operadoras do sector eléctrico e por investidores particulares.

Figura 3.19 – Grande sistema fotovoltaico com ligação à rede, no solo.

Fonte: Serpa (http://energiasrenovaveis.wordpress.com).

3.5 Caracterização da Localização de um Sistema Fotovoltaico

Para maximizar o rendimento de uma célula fotovoltaica, a escolha do local para uma

instalação solar fotovoltaica é fundamental, já que os níveis de radiação solar e condições de

temperatura são pontos preponderantes para uma instalação deste tipo.

Na Europa existe uma grande diferença entre os níveis de radiação solar em função da

estação do ano, com valores extremos no verão e inverno: 1.900 kWh/m² e 700 kWh/m²,

respectivamente.

Na Figura 3.20 pode-se apreciar a distribuição global de irradiação solar, em Portugal e no

resto da Europa.



Figura 3.20 – Distribuição global da irradiação solar em kWh/m² no plano horizontal.

Fonte: JRC (http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/).

Em Portugal, estes valores poderão situar-se entre os 1.800 kWh/m² no verão e os 1.300

kWh/m² no inverno.

As diferenças da irradiação solar em Portugal são apresentadas na Figura 3.21,

evidenciando a radiação no plano horizontal e radiação no plano com inclinação óptima,

respectivamente.

Figura 3.21 – Radiação global anual em Portugal – Plano Horizontal e Óptimo. Fonte: Joint Research Centre (JRC - http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/).

3.5.1 Equipamentos para Medição da Radiação Solar

A medição da radiação Solar pode ser efectuada com piranómetros, com sensores

fotovoltaicos, ou indirectamente através da análise das imagens de satélite.

Os piranómetros são instrumentos de medição de elevada precisão, que medem a

radiação solar num plano horizontal. Compõem-se principalmente de duas semi-esferas de



vidro, um prato de metal preto, que é usado como superfície absorvente, por termo elementos

e por uma concha de metal branco, disposta na Figura 3.22. A radiação solar atravessa o vidro

semi-esférico, incidindo perpendicularmente sobre a superfície absorvente, aquecendo-a. Uma

vez que o aquecimento depende directamente da irradiação, esta pode ser calculada

recorrendo à diferença de temperatura entre o metal branco e a superfície absorvente. A

tensão de saída vai ser proporcional à radiação global.

Figura 3.22 – Piranómetro. Fonte: isr (www.isr.uc.pt).

Por razões de custo e por simplicidade de utilização, também se aplicam com frequência

os sensores fotovoltaicos. Na maioria dos casos, são utilizados sensores de silício cristalino, que

basicamente consistem numa célula solar, que fornece uma corrente eléctrica proporcional à

irradiância solar.

Contudo, certas partes da radiação solar não são medidas com total precisão devido à

sensibilidade ao espectro. Alcança uma precisão média de medida de 2% a 5% por ano,

conforme a calibragem e a estrutura do sensor. Pode-se atingir uma precisão abaixo de 4% com

a calibragem e a utilização de sensores de radiação laminados para compensar a variação da

temperatura.

Os sensores solares fotovoltaicos são muitas vezes instalados como um instrumento

operacional de controlo nos sistemas fotovoltaicos de maior dimensão, semelhantes ao da

Figura 3.23, permitindo assim avaliar o desempenho do sistema solar fotovoltaico através da

sua comparação. Neste contexto, deve-se salientar que um sensor do mesmo tipo (amorfo,

silício monocristalino e policristalino), aumenta a precisão e simplifica a avaliação.

Figura 3.23 – Sensor radiação solar.

Fonte: Logotronic (www.logotronic.at).

Um pireliometro, como se pode verificar na Figura 3.24, é o instrumento que serve para

medir a intensidade da radiação Solar directa numa superfície perpendicular aos raios Solares.



Figura 3.24 – Pireliometro. Fonte: isr (www.isr.uc.pt).

Conhecendo o valor da radiação global e da directa, pode-se obter o valor da radiação

difusa, no entanto esta pode ser mensurada utilizando um piranómetro, já anteriormente

apresentado. Para isso coloca-se uma tela semicircular que se opõe à radiação directa,

produzindo sombra durante todo o dia sobre o piranómetro, conforme Figura 3.25. Esta

recebe então a radiação difusa.

Figura 3.25 - Medição da radiação difusa.

Fonte: isr (www.isr.uc.pt).

3.6 Colocação dos Painéis Solares

Para a correcta instalação dos módulos fotovoltaicos, é necessário antecipadamente

conhecer o funcionamento do sistema solar.

3.6.1 Geometria Solar - Declinação

Devido à declinação do eixo da Terra, o Sol não a atinge sempre da mesma forma para a

mesma hora do dia. A Terra descreve uma trajectória elíptica anualmente em torno do Sol num

plano inclinado de aproximadamente 23,45° em relação ao plano equatorial.

Esta declinação é responsável pela variação da elevação do Sol no horizonte em relação

à mesma hora, ao longo dos dias, dando origem às estações do ano, tal como representado na

Figura 3.26.

Figura 3.26 – Trajecto do Sol em determinados dias das estações.

Fonte: isel (www.isel.pt) [10].



O ângulo que os raios solares fazem com o plano equatorial ao meio dia solar é

chamado ângulo de inclinação, representado na Figura 3.27 que pode ser determinado através

da expressão 3.8. Este ângulo varia de 23,45° em 21 Junho a -23,45° em 21 de Dezembro,

sendo igual a zero nos dias 21 de Setembro e 21 de Março. Estes dias correspondem ao início

de cada estação do ano.

365 ..., 1,2,3,n , 81n365360

23,45.sen (3.8)

Figura 3.27 – Representação dos ângulos de inclinação solar.

Fonte: isel (www.isel.pt).

A Figura 3.28 apresenta a melhor inclinação para colocar um painel solar fotovoltaico,

com o objectivo de maximizar a radiação solar. Normalmente este coloca-se com uma

inclinação igual à da latitude do local.



Isto significa que no hemisfério Norte os painéis são colocados virados para sul. Se

desejarmos aproveitar mais radiação no Inverno, devemos colocá-los com uma inclinação

maior do que L e no Verão com uma inclinação inferior a L.

3.6.2 Posição Solar

A posição do Sol pode ser conhecida a qualquer hora do dia em termos do ângulo de

altitude e o ângulo do seu azimute S (onde o índice s significa relativo ao Sol), que é o

ângulo compreendido entre a projecção do Sol sobre o plano do horizonte e a mesma

projecção ao meio-dia local, tal como representado na Figura 3.29.





Para determinar o ângulo de altitude , pode-se utilizar a expressão 3.9.

L.sen senH L.cos cos sen (3.9)

Para determinar o ângulo do seu azimute S , pode-se utilizar a expressão 3.10.

cosH cos

sen S (3.10)

Onde H é o chamado ângulo horário. Este ângulo representa o número de graus que a

Terra tem de girar até chegar ao meio-dia do seu meridiano local.

Na Figura 3.30 está representado o ângulo horário em função do numero de horas.

solardia meio ao até faltam que horas denº x 15 H (3.11)

Figura 3.30 – Ângulo horário.


Para o local do projecto, Sevilha (L = 37°), o ângulo de altitude e o ângulo de azimute

S para as 12:00 no Solstício de Junho (n = 172), são determinados pela expressão 3.8.

076,45 cos

0 23,45.sen cos sen

76,45 23,45 .sen37 sen0 23,45.cos .cos37 cos sen

00 . 15 H

23,45 81172365360

23,45.sen

SS



3.7 Radiação Solar

É a designação dada à energia radiante pelo Sol, em particular aquela que é transmitida

sob a forma de radiação electromagnética. Cerca de metade desta energia é emitida como luz

visível na parte de frequência mais alta do espectro electromagnético, e o restante na banda

próxima do infravermelho e como radiação ultravioleta.

A radiação electromagnética solar é constituída por partículas designadas por fotões,

que transportam o campo electromagnético. Contudo, o próprio campo electromagnético em

propagação é um fenómeno ondulatório, ou seja, é a propagação de uma onda no espaço. As

ondas electromagnéticas são uma combinação de um campo eléctrico e de um campo

magnético que se propagam através do espaço transportando energia.

O Sol fornece energia na forma de radiação, que é a base de toda a vida na Terra. No

centro do Sol, a fusão transforma núcleos de hidrogénio em núcleos de hélio, em que durante

este processo, parte da massa é transformada em energia.

Devido à grande distância existente entre o Sol e a Terra, apenas uma mínima parte da

radiação solar emitida atinge a superfície da Terra. Esta radiação corresponde a uma

quantidade de energia de 1,5 x 1018 kWh/ano.

De acordo com a evolução da exploração das reservas de petróleo e de gás, é previsto

que as reservas se esgotem nas três primeiras décadas deste século. Mesmo no caso de serem

descobertos novos depósitos, apenas se prolongará a dependência da energia fóssil por mais

algumas décadas.

A quantidade de energia solar que atinge a superfície da Terra corresponde,

aproximadamente, a dez mil vezes à procura global de energia. Assim, para satisfazer a procura

energética total da humanidade tinha-se apenas de utilizar 0,01% desta energia.

3.7.1 Distribuição da Radiação Solar

A intensidade da radiação solar fora da atmosfera, depende da distância entre o Sol e a

Terra, que durante o decorrer do ano pode variar entre 1,47 x 108 km e 1,52 x 108 km. Devido a

este facto, a irradiação varia entre 1373 W/m² e 1353 W/m², segundo a World Meteorological

Organization (WMO) e a NASA. O valor designado por constante Solar da irradiação é E0 =

1.367 W/m².

No entanto, apenas uma parte da quantidade total da radiação solar que chega à Terra

atinge a superfície terrestre. A atmosfera reduz a radiação solar devido a:

Reflexão (nuvens);

Absorção (ozono, vapor de água, oxigénio, dióxido de carbono);

Difusão (partículas de pó, poluição).



O nível de irradiância na Terra atinge um total aproximado de 1.000 W/m² ao meio-dia,

em boas condições climatéricas.

A radiação disponível à superfície terrestre é formada por três componentes:

Directa: A que vem directamente desde o disco Solar;

Difusa: A proveniente de todo o céu excepto o disco Solar (principalmente das

nuvens);

Reflectida: A proveniente da reflexão no chão e dos objectos circundantes.

Os diferentes tipos de radiação solar estão apresentados na Figura 3.31.

Figura 3.31 – Luz Solar. Tipos de radiação.

Fonte: Raplus (www.raplus.pt).

A radiação solar que chega à Terra depende, como já foi visto, da hora e dia do ano em

que se encontra. A expressão 3.12 é usada para a determinar.

365 ..., 1,2,3,n e 1367W/m E onde ,.n365360

0,034.cos1.EI 2000

(3.12) [11]

Os raios solares ao passar pela atmosfera são em grande parte absorvidos de modo que

menos de metade da radiação que chega à atmosfera atinge a superfície da Terra. Com a

expressão 3.13 pode-se determinar a radiação incidente num plano normal ao dos raios

incidentes.

k.mB A.eI (3.13)

Onde,

sen1

m

100n.365360

0,035.sen0,174k

W/m ,275n.365360

sen. 75 1160A 2

(3.14)



Através das expressões 3.14 são determinadas as diferentes variáveis para o local da

instalação, considerando os dados acima apresentados.

1,02976,45 sen1

sen1

m

0,21100172.365360

0,035.sen0,174k

W/m 1087 275172.365360

sen. 75 1160A

76,4523,453790L-90

2 (3.15)

Logo a radiação incidente é:

20,21.1,029k.mB 876W/m1087.eA.eI (3.16)

3.7.1.1 Radiação Solar Directa

A radiação directa é aquela que alcança a superfície directamente desde o Sol. Nos dias

claros, a componente da radiação directa prevalece, mas no entanto, na maioria dos dias

cobertos de nuvens (especialmente no Inverno), a radiação solar é na sua maioria difusa. Em

Portugal, a proporção da radiação solar difusa durante um ano, é cerca de 40% para 60 % de

radiação directa.

Se o painel não estiver colocado perpendicularmente à direcção dos raios incidentes, a

radiação é dada em função do ângulo de incidência , conforme a Figura 3.32.

Figura 3.32 – Ângulo de incidência da radiação Solar sobre um painel virado a sul.


incidente radiaçãoI

directa radiaçãoI

:sendo

.cosII

B

BC

BBC

(3.17) [ix]

Na Figura 3.33 é apresentado o ângulo de incidência , na qual é dado em função da

orientação do painel e dos ângulos de altura e azimute solar

S, como demonstra a

expressão 3.18.

sen).sen( cos cos CS (3.18)



Figura 3.33 – Ângulo de incidência da radiação Solar sobre um painel em qualquer posição.


A radiação directa para o local do projecto, considerando os dados acima determinados

assim como o ângulo de elevação do painel de = 30°, C=2° sudeste, é a seguinte:

16,4 30 .cos76,45 sen).sen302(0 .cos76,45 cos cos

076,45 cos

0 23,45.sen cos sen

76,45 23,45 .sen37 sen0 23,45.cos .cos37 cos sen

00 . 15 H

23,45 81172365360

23,45.sen

172n

SS

(3.19)

A radiação directa é:

2BBC W/m 8404876.cos16, .cosII (3.20)

3.7.1.2 Radiação Solar Difusa

A radiação solar difusa é aquela que é recebida indirectamente, resultante da acção das

nuvens, nevoeiro, poeiras em suspensão e outros obstáculos na atmosfera.

O calculo desta radiação é bastante mais complexa, devido ao facto de ser mais difícil de

estimar. Os modelos usados para a determinar consideram que esta depende da radiação solar

directa. Considerando C o factor de difusão, a radiação difusa pode ser calculada pela

expressão 3.21.

difusa radiaçãoI

:sendo

365 ..., 1,2,3,n, 100n365360

0,04.sen0,095C

C.II

DH

BDH

(3.21) [ix]

Com isto, pode-se conhecer quanto desta radiação difusa atinge o painel, que é quando

realmente interessa. A expressão 3.22 determina esse valor para um painel colocado com um

ângulo de inclinação .



painelo atige que difusa radiaçãoI

:sendo2cos1

.C.II

DC

BDC

(3.22)

A radiação difusa para o local do projecto, considerando os dados acima determinados,

é a seguinte:

0,133100172365360

0,04.sen0,095C (3.23)

A radiação difusa é:

2BDC W/m 109

230 cos1

0,133.876.2cos1

.C.II (3.24)

3.7.1.3 Radiação Solar Reflectida

A radiação solar proveniente de tudo o que rodeia uma instalação fotovoltaica é a

radiação reflectida, ou seja, é a radiação reflectida pelo solo (albedo) e todos os outros

objectos circundantes.

Entre outros modelos, a radiação solar reflectida pode ser determinada através de um

índice de reflexão , tomando em consideração o local onde o módulo fotovoltaico está

instalado. A radiação solar reflectida incidente num painel colocado num determinado ângulo

de altura é dada pela expressão 3.25, mas quando o painel está na horizontal, = 0,

correspondendo a IRC = 0.


albedo

:sendo2cos1

.Csen.I

B

BRC

(3.25) [ix]

A radiação reflectida é:

2

BRC

W/m6 2

30 cos1.0,13376,45 sen0,25.876.

2cos1

.Csen.I

1 (3.26)

O albedo varia de acordo com a composição da superfície terrestre, sendo que quanto

maior for o albedo, maior é a reflexão da luz solar (pelo que mais brilhantes ficam as zonas

adjacentes) e a respectiva radiação difusa. Trata-se de um dado inicial Solicitado por alguns

programas de simulação, que pode-se assumir um valor geral de 0,25 para o albedo. No

entanto, na Tabela 3.3 são apresentados alguns valores típicos do albedo para diversas

superfícies.



Tabela 3.3 – Albedo para diferentes superfícies. Fonte: Oke, 1998.

Superfície Albedo Pastos 0,16 - 0,26 Relva 0,18 - 0,23 Terra 0,17

Asfalto 0,15 Betão liso 0,3

Areal 0,15 - 0,45 Neve fresca 0,95 Neve velha 0,40

3.7.2 Radiação Solar em Superfícies Inclinadas Fixas

A radiação solar numa superfície perpendicular à direcção da sua propagação é sempre

maior que para a mesma superfície colocada em qualquer outra posição. Como o azimute e a

altura solar varia ao longo do dia e do ano, o ângulo de incidência da radiação solar óptimo

também varia. Para demonstrar este aspecto pode-se verificar na Figura 3.34 a irradiação solar

média que incide numa área de um metro quadrado, em função do azimute e da altura solar.

Figura 3.34 – Energia incidente diária média para o centro de Portugal (kWh/m²).

Fonte: Solterm (www.ineti.pt)

A orientação da instalação solar tem por resultado diferentes níveis de irradiação. Em

Portugal, a orientação óptima de uma instalação é a direcção Sul, com um ângulo de 35° de

inclinação. Neste caso, o nível de irradiação é quinze por cento maior do que para uma área

horizontal.

A instalação de instalações solares fotovoltaicas em telhados inclinados, com orientações

diferentes à da posição óptima, traduz-se numa menor produção de energia eléctrica devido à

redução da radiação. Uma orientação dos telhados para Sudoeste ou Sudeste, ou uma

inclinação entre 20 e 50 do painel fotovoltaico, implicam uma redução de energia eléctrica

produzida de aproximadamente 10%. Para inclinações e orientações com uma variação superior



aos valores referidos, a construção da instalação solar fotovoltaica deverá ser repensada, já que

muito dificilmente esta amortizará o seu investimento.

Desta forma, para um sistema fotovoltaico autónomo de utilização apenas no Verão,

deve ser considerado um pequeno ângulo de inclinação para que se possua um maior

rendimento, enquanto que para sistemas fotovoltaicos ajustáveis, pode-se tomar em

consideração ambas as posições solares ideais, a posição diária e a posição sazonal.

3.7.3 Radiação Solar em Superfícies Orientadas

Normalmente um sistema que siga o Sol é designado por seguidor solar. Este sistema,

conforme ilustração da Figura 3.35, permite aproveitar melhor a radiação solar visto colocar os

painéis solares com uma orientação no sentido de receber os raios solares sempre na

perpendicular. Podem obter-se ganhos consideráveis de radiação através deste movimento. No

verão, nos dias sem nuvens estes ganhos podem atingir 50%, enquanto que no Inverno pode

atingir 30%, quando comparados com uma superfície fixa.

Figura 3.35 – Sistema de orientação solar.

Fonte: Soltec (http://soltec-renovables.com).

Há dois tipos de seguidores solares que permitem o movimento dos painéis de acordo

com a deslocação do Sol: os seguidores que têm dois eixos e os seguidores que têm apenas um

eixo.

Os seguidores com dois eixos focam sempre o Sol na melhor posição, permitindo variar a

regulação da orientação e da inclinação, obtendo com isso um maior aproveitamento da

radiação solar, conduzindo obviamente a uma maior produção de energia eléctrica (Figura

3.36). Este sistema é muito mais caro e possui maiores custos de manutenção,

comparativamente com o sistema fixo.

Os seguidores com um eixo podem ser executados de forma a permitir a regulação da

orientação ou da inclinação, conforme o local e aplicação, conduzindo a uma menor produção

de energia eléctrica relativamente ao sistema com dois eixos. Requer um sistema de controlo

eléctrico mais simples e com menores custos de manutenção.



Figura 3.36 – Irradiância para duas situações: situação fixa e orientação a 2 eixos (Para uma

instalação com uma potência de 5 kWp) Fonte: Joint Research Centre (JRC - http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/).

O seguidor solar normalmente é equipado com um sistema de controlo eléctrico, cuja

alimentação de energia eléctrica terá de ser garantida, reduzindo a eficiência energética global

do sistema.

Caso o sistema de orientação e comando deixe de funcionar correctamente, o sistema

fotovoltaico pode ficar estagnado numa posição desfavorável, o que conduz a uma diminuição

considerável da radiação captada durante o período de estagnação, capaz de produzir bastante

menos energia que um sistema fixo devidamente orientado e inclinado.

A orientação do painel segundo apenas um eixo é normalmente implementada no

sentido Leste – Oeste (E-W), idêntico ao da Figura 3.37.

Figura 3.37 – Painel orientável segundo um eixo.


A radiação directa, difusa e reflectida em planos orientáveis segundo um eixo podem ser

determinadas pelas expressões 3.27.


albedo

:sendo2

90cos1.Csen.I

290cos1

.C.II

.cosII

B

BRC

BDC

BBC

(3.27) [9]

Sendo,



2RC

2DC

2BC

W/m 242

23,4576,4590 cos1.0,13376,45 sen0,25.876.I

W/m 1052

23,4576,4590 cos10,133.876.I

W/m 80445876.cos23,I

(3.28)

A orientação do painel segundo os dois eixos é mais complexa e é feita no sentido E-W e

N-S, idêntico ao da Figura 3.38.

Figura 3.38 – Painel orientável segundo dois eixos.


As radiações directa, difusa e reflectida em planos orientáveis segundo dois eixos podem

ser determinadas pelas expressões 3.29.

290cos1

.Csen.I

290cos1

.C.II

II

BRC

BDC

BBC

(3.29)

Sendo,

2RC

2DC

2BC

W/m 32

76,4590 cos1.0,13376,45 sen0,25.876.I

W/m 1152

76,4590 cos10,133.876.I

W/m876 I

(3.30)

3.8 Sombras

Num sistema fotovoltaico é fundamental conhecer as consequências do sombreamento

de um modulo fotovoltaico, e que medidas se podem tomar no sentido de evitar a diminuição

drástica da energia produzida.

3.8.1 Análise de Sombras.

As sombras interferem muito mais sobre a produção de uma instalação solar fotovoltaica

do que sobre as instalações solares térmicas. Numa instalação solar térmica uma sombra de

30% reduz a produção de energia na ordem dos 30%, enquanto que um sombreamento de 30%

numa instalação solar fotovoltaica, pode diminuir a produção de energia na ordem dos 80% a

90% [12].



3.8.1.1 Tipos de Sombras.

As sombras podem-se dividir em sombras temporais, sombras devido à localização e

sombras devido ao próprio edifício.

Sombras temporais

As sombras temporais são causados, por exemplo, devido à neve, ás folhas de

árvores, a excrementos de pássaros, ao pó e a demais sujidades. Em qualquer uma das

circunstâncias, estas sombras não podem ser ignoradas. A auto-limpeza significa que os

elementos que provocam a sombra, dissolvem-se devido à água da chuva, ou à inclinação

dos painéis fotovoltaicos ou à acção do vento. Quando a inclinação dos painéis é menor que

20°, a auto limpeza é baixa, enquanto que para maiores inclinações a auto limpeza pela

chuva e vento é maior. Numa instalação com uma inclinação superior a 25°, as perdas por

sujidade são da ordem de 2 – 5%. Em regiões onde neva muito, devem-se colocar os

módulos na horizontal para que se reduza as perdas devido ás sombras.

Sombras devido à localização

São sombras ocasionadas por edifícios redundantes, árvores, linhas aéreas e também

por edifícios que se encontram entre o horizonte e a instalação. Há que destacar que as

sombras devidas a objectos que se situam muito perto do gerador fotovoltaico são mais

prejudiciais que as devidas a objectos que se situam mais longe.

Sombras devido ao edifício

São devidas ao próprio edifício, por isso são muito próximas e muito prejudiciais. São

originadas por chaminés, pára-raios, antenas, parabólicas, ressaltos do próprio telhado, etc.

Estas sombras podem ser atenuadas com a alteração da localização dos painéis

fotovoltaicos ou com a alteração do elemento causador da sombra.

3.8.1.2 Cálculo das Sombras

Para se conhecer quando é produzido o sombreamento é necessário analisar o local da

instalação em função do meio ambiente, tais como, a queda neve, pó, queda de folhas,

arvores, etc, conforme exemplificação na Figura 3.39.

Figura 3.39 – Altura solar e do azimute de um obstáculo.

Fonte: Instalaciones Fotovoltaicas, Manual para uso de Instaladores.



A sombra é geralmente determinada relativamente a um ponto médio do painel solar

fotovoltaico.

A altura solar calcula-se a partir da diferença entre a altura da instalação fotovoltaica,

h1, a altura do objecto que provoca a sombra, h2 e da sua distancia d.

d

hhtan 12 (3.31)

3.8.1.3 Sombras Produzidas pela Própria Instalação.

Em várias situações as instalações fotovoltaicas são montadas sobre superfícies planas.

Em princípio podia-se montar os módulos na horizontal, já que desta forma não se produziam

sombras. Contudo, visto que na maioria das situações interessa dispor os módulos com uma

certa inclinação sobre a superfície horizontal, então há que procurar que as filas de módulos

não façam sombras umas ás outras.

Geralmente em Portugal utiliza-se para instalações de ligação à rede eléctrica um ângulo

de inclinação de 35°, já que é o ângulo que maximiza a radiação incidente anual.

No caso de instalações desligadas da rede eléctrica, pode-se utilizar uma inclinação na

ordem dos 55–60°, já que favorece a captação nos meses de menor radiação (inverno). Se a

necessidade da produção é para o verão, então a inclinação óptima é da ordem dos 15°–20°.

Para instalar o painel fotovoltaico é necessário estimar a distância entre as estruturas,

pelo que na Figura 3.40, demonstra as variáveis que são usualmente utilizadas.

Figura 3.40 – Distancias entre filas para evitar sombras.

Fonte: Instalaciones Fotovoltaicas, Manual para uso de Instaladores [7].

A distância entre as filas de módulos depende da altura destes assim como da sua

inclinação, , e do ângulo da altura solar, , no local da instalação dada pela expressão 3.32.

sen 180º sen

a.d (3.32)

Legenda: a – altura do módulo d – distancia entre filas d1 – distancia entre estruturas h – altura da estrutura

- inclinação dos módulos - ângulo de altura Solar



Em 21 de Dezembro, o ângulo de altura solar, , corresponde ao seu menor valor.

Em Portugal, a distancia mínima entre estruturas, d1, deve ser da ordem de 2,5 vezes a

altura h, já que o ângulo solar ás 12 h do dia 21 de Dezembro é da ordem de 25°:

h . 2,5d1 (3.33)

Como se pode verificar, a orientação óptima de um painel fixo não é obvia. Na prática

recomenda-se que sejam orientados de modo a que a sua parte frontal fique virada para o Sul

geográfico (ou Norte, quando instalados no hemisfério Sul). Quando o Sol alcançar para o

ponto mais alto da sua trajectória (meio-dia), a sua posição coincide com o Sul geográfico.

Para se conseguir um melhor aproveitamento da radiação solar incidente, os módulos

deverão estar inclinados em relação ao plano horizontal num ângulo que variará com a

latitude do local da instalação, onde se recomendada a tabela 3.4 para a selecção dos ângulos

de inclinação.

Tabela 3.4 – Ângulo de inclinação dos painéis.

Utilização Inclinação dos Painéis Verão Latitude do Local - 15° Inverno Latitude do Local + 15° Anual Latitude do Local - 5°



Capítulo 4 – Componentes de um Sistema Solar Fotovoltaico


Capítulo 4

Componentes de um Sistema Solar Fotovoltaico

Este capítulo faz referência aos diferentes equipamentos constituintes de uma

instalação solar fotovoltaica, que se poderão encontrar nos sistemas isolados da rede eléctrica

e nos sistemas ligados à rede eléctrica.

4.1 Módulos Fotovoltaicos

O módulo fotovoltaico é composto por várias células. A célula é o elemento mais

pequeno do sistema fotovoltaico, produzindo tipicamente potências eléctricas da ordem de 1,5

Wp (correspondentes a uma tensão de 0,5 V e uma corrente de 3 A).

Para se obter potências maiores, as células são ligadas em série e/ou em paralelo,

formando módulos (tipicamente com potências da ordem de 50 a 200 Wp) e painéis

fotovoltaicos (com potências bastante superiores).

O símbolo da Figura 4.1 é representado para identificar uma célula solar fotovoltaica,

uma série de células solares, um módulo fotovoltaico, uma fileira de módulos fotovoltaicos ou

um campo fotovoltaico.

Figura 4.1 – Símbolo para células, módulos ou sistemas solares fotovoltaicos.

4.1.1 Constituição

As células fotovoltaicas, após serem soldadas, são encapsuladas com a finalidade de

isolá-las e protegê-las das intempéries, assim como para assegurar uma maior rigidez ao

módulo. O módulo, como mostra a Figura 4.2, é constituído pelas seguintes camadas:

Vidro de alta transparência e temperado,

Acetato de etil vinila (EVA),

Células,

EVA,

Filme de fluoreto de polivinila (Tedlar) ou vidro.

A seguir, é colocado o caixilho em alumínio, para fechar, proteger e facilitar a instalação.

A durabilidade destes módulos é superior a 30 anos e actualmente está determinada pela



degradação dos materiais usados no encapsulamento, ou seja, a durabilidade das células

Solares de silício cristalino é bastante superior.

Figura 4.2 – Constituição de um módulo fotovoltaico.

Fonte: pucrs (www.pucrs.br/cbsolar/ntsolar/energia.php).

4.1.2 Parâmetros e Características dos Módulos

Serão apresentados de seguida os principais parâmetros e comportamentos dos módulos

fotovoltaicos.

4.1.2.1 Parâmetros do Módulo

Os parâmetros eléctricos dos módulos fotovoltaicos são determinados pelos fabricantes

nas condições de referência CTS (apresentadas no ponto 3.2.6):

A corrente de curto-circuito ISC,

A tensão de circuito aberto UOC,

O índice máximo de potência Pmax ou PMPP, são especificados para os módulos solares

com uma margem de tolerância inferior a 3% aproximadamente.

Estas condições ocorrem muito raramente, já que só em muito poucas circunstâncias

existe uma irradiância de 1000W/m² e uma temperatura igual ou inferior a 25°C. Por este

motivo é muitas vezes especificada a temperatura nominal de funcionamento da célula do

módulo (NOCT) 9. Esta temperatura da célula é determinada para um nível de irradiância de 800

W/m², uma temperatura ambiente de 20°C e para uma velocidade do vento de 1 m/s.

Nos módulos standard o valor do NOCT está compreendido entre 42°C e 47°C.

Junto das características nominais (CTS), são frequentemente especificados nas fichas

técnicas dos módulos fotovoltaicos, os coeficientes da tensão e da corrente em função da

temperatura (mV ou mA por °C). Isto permite calcular o desempenho eléctrico para qualquer

temperatura.

De salientar que as fichas técnicas devem contemplar as seguintes normas:

DIN EN 50380: Descrição das fichas técnicas e informação da placa dos módulos

fotovoltaicos, que entre outras tem de ser de classe 2;

9 NOCT - Normal Operating Cell Temperature - Temperatura normal de funcionamento da célula. Valor dado pelo fabricante e que representa a temperatura atingida pela célula nas condições normais de funcionamento Ta =20°C e I=800 W/m².



IEC 62145: Características eléctricas para baixos níveis de radiação (para

condições NOCT, com 800 W/m² e 20 °C) e corrente inversa máxima admissível.

4.1.2.2 Características Eléctricas de Módulos Fotovoltaicos Cristalinos

O desempenho e as curvas características dos módulos fotovoltaicos dependem

fundamentalmente da temperatura das células e da irradiação incidente. A intensidade da

corrente que atravessa o módulo é praticamente proporcional à variação da irradiância ao

longo do dia. Por outro lado, a tensão MPP permanece relativamente constante com as

variações da radiação solar, considerando que a temperatura se mantém constante.

Na Figura 4.3 pode-se observar como a diminuição da irradiância afecta a diminuição da

tensão no MPP, supondo que a temperatura do módulo se mantém constante.

Para um módulo de 175 Wp a diminuição da irradiância de 1000 W/m² para 600 W/m²

provoca uma alteração da tensão no MPP em cerca de 2 V.

Figura 4.3 – Curvas I-V e Pmáx-V de um módulo para diferentes radiâncias, a 25°C.

Fonte: Suntech (http://www.suntech-power.com/products/docs/STP175S_24Ab-1BLK.pdf).

Pode-se concluir que quando a irradiância desce para metade, a energia eléctrica

produzida reduz-se também para cerca de metade.

A temperatura do módulo varia constantemente ao longo do dia devido à influência de

factores tais como, a irradiância incidente, a temperatura ambiente, a velocidade e direcção do

vento, as propriedades térmicas do módulo e das condições do local.

Ao aumentar a temperatura do módulo reduz-se a tensão de circuito aberto e a tensão

de máxima potência, enquanto que a corrente permanece praticamente constante.

No dimensionamento de instalações fotovoltaicas, deve-se ter em atenção as tensões

máximas e mínimas que se produzem à saída dos painéis fotovoltaicos, devido às temperaturas

que se alcançam no local da instalação.

De forma a minimizar a perda de potência por temperatura, os módulos fotovoltaicos

devem ser instalados de modo a que possuam uma boa ventilação natural pela parte frontal e

posterior, tal como se pode verificar através da Figura 4.4.



Figura 4.4 – Comportamento da Voc, Isc para 1.000 W/m² a diferentes temperaturas de célula.

Fonte: Suntech (http://www.suntech-power.com/products/docs/STP175S_24Ab-1BLK.pdf).

Em resumo, pode-se afirmar que em face das diferentes condições de irradiância e de

temperatura um sistema fotovoltaico raramente produz a sua potência nominal, sendo que na

maioria das ocasiões fornece uma potência muito menor (na ordem dos 20%).

Em conclusão pode-se ainda afirmar que com a variação da irradiação varia a corrente,

com a variação da temperatura varia a tensão.

4.1.2.3 Características Eléctricas dos Módulos Fotovoltaicos de Película Fina

Para além da eficiência, os módulos cristalinos e de película fina diferem em termos da

dependência à intensidade da radiação e à temperatura, da resposta espectral e da tolerância

ao sombreamento.

O processo de degradação do material amorfo por acção da radiação solar provoca a

redução da eficiência do módulo durante os primeiros 6 a 12 meses de operação, mas

decorrido esse período, estabiliza no valor especificado pelo fabricante como sendo a potência

nominal. Isto significa que os módulos de silício amorfo são na realidade fornecidos com uma

potência superior à potência nominal. Este facto deverá ser tido em conta durante o período de

dimensionamento de determinados equipamentos do sistema, tais como os inversores.

Há que realçar que a curva de corrente-tensão dos módulos de película fina é mais plana,

o que leva a uma menor definição do MPP na implica a necessidade de uma regulação mais

precisa. O abatimento das curvas I-U dos módulos de película fina resulta em menores factores

de forma do que para os módulos cristalinos.

Na Tabela 4.1 pode-se encontrar alguns valores dos Factor de Forma, para alguns tipos de

módulos. A qualidade do módulo solar fotovoltaico pode ser avaliado pelo valor do factor de

forma que apresenta, já que quanto maior for, melhor é o módulo.



Tabela 4.1 – Factores de forma típicos de módulos fotovoltaicos

No entanto, os módulos de película fina são geralmente mais flexíveis em termos de

dimensões geométricas. Nos módulos cristalinos, as dimensões do módulo são determinadas

pela geometria da pastilha de silício usada, em que a tensão nominal do módulo é por sua vez

um múltiplo das tensões das células individuais ligadas em série. Na tecnologia de película fina,

as células consistem fundamentalmente em tiras de células. Os fabricantes de células e

módulos de película fina têm maior liberdade de escolha no que respeita ao comprimento e

número de tiras celulares interligadas, pelo que é o desenho do módulo que determina a

potência e, consequentemente, a corrente e tensão do mesmo.

Em comparação com os módulos cristalinos, os módulos de película fina comportam-se

melhor na presença de sombras. Nos módulos standard de pastilhas individuais de silício, o

facto de existir uma célula completamente sombreada acarreta a falha de metade do módulo.

Pelo contrário, a forma das células individuais dos módulos de película fina, permite evitar que

as células fiquem completamente sombreadas. Consequentemente, a potência apenas é

reduzida de forma proporcional à área sombreada, pelo que as perdas ocasionadas pelo

sombreamento são frequentemente muito menores do que aquelas que ocorrem com módulos

de silício cristalino.

Normalmente, os módulos de película fina não são sensíveis aos aumentos de

temperatura, isto faz, que a tecnologia de película fina, apresente um bom comportamento

nas aplicações de integração em edifícios onde normalmente é difícil garantir uma boa

ventilação do módulo e um sombreamento mínimo.

4.1.2.4 Díodos de Derivação

A necessidade da colocação de díodos de derivação numa instalação fotovoltaica ocorre

fundamentalmente para reduzir o efeito do sombreamento sobre os módulos fotovoltaicos.

Na Figura 4.5 são assinalados os díodos de derivação, assim como a sua disposição no

interior da caixa de derivação integrada no módulo solar fotovoltaico.



Figura 4.5 – Caixa de junção do módulo com díodos.

4.1.3 Interligação Entre Módulos Fotovoltaicos

Para conhecer o funcionamento de um módulo fotovoltaico, é necessário ter presente

que estes são formados por associações de células. Portanto, o comportamento eléctrico do

módulo vai depender do comportamento que cada uma das células possuírem e de que forma

estejam associadas. Nesse sentido temos duas possibilidades, a interligação de células em série

ou em paralelo.

O número de módulos ligados em série perfaz a tensão do sistema, que por sua vez

determina a tensão de entrada do inversor. Nesta associação deve-se ter bastante atenção à

tensão de circuito aberto da fileira de módulos, já que poderão ser ultrapassadas as tensões de

entrada admissíveis dos inversores.

O número de módulos ligados em paralelo perfaz a corrente do sistema, que por sua vez

determina a corrente do inversor.

Na Figura 4.6 e na Figura 4.7, estão representadas as associações série e paralela de 2

células, respectivamente.

Figura 4.6 – Duas células solares fotovoltaicas ligadas em série.

Figura 4.7 – Duas células solares fotovoltaicas ligadas em paralelo.

4.1.4 Modelo Matemático para a Célula Fotovoltaica

O modelo representado na Figura 4.8 esquematiza o circuito eléctrico equivalente de

uma célula fotovoltaica, como um díodo de três parâmetros. A fonte de corrente IS, representa

a corrente gerada pelo feixe de radiação luminosa constituída por fotões. Esta corrente

eléctrica unidireccional é constante para uma dada radiação incidente. A corrente ID,

Díodos



representa a troca de electrões na junção P-N, que pode ser representada por um díodo,

devido a ser uma corrente interna unidireccional, que depende da tensão V aos terminais da

célula.

Figura 4.8 – Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica.

A corrente no díodo, ID é traduzida pela expressão 4.1,

1. TVmV

e.II 0D (4.1)

Onde,

ID – Corrente unidireccional IO – Corrente inversa máxima de saturação do díodo VT – Tensão aos terminais da célula m – factor de idealidade do díodo (díodo ideal m = 1, díodo real m > 1)

Através da expressão 4.2,determina-se o valor da tensão aos terminais da célula,

q

K.TVT (4.2)

Onde,

K – Constante de Boltzman (1,38x10-23 J/°K) T – Temperatura absoluta da célula em Kelvin (0°C = 273,16°K) q – Carga eléctrica do electrão (1,6x10-19)

A corrente na carga é,

1e.I-II

III

Tm.V

V

0s

0S

(4.3)

Pode-se observar o valor do factor de idealidade (díodo ideal m = 1 e díodo real m > 1)

explicitando-o na expressão 4.4 indicada.

cafotovoltai célula da referência de aberto circuito de Tensão V

cafotovoltai célula da referência demax Tensão V

sérieem ligadas células denº o - NSM

:sendo,NSM

mm onde,

I

I1.lnV

V-Vm

car

maxr

'

ccr

maxr

Tr

car

maxr

(4.4)



4.1.4.1 Pontos de Funcionamento

Existem dois pontos de funcionamento para a célula fotovoltaica:

Curto-circuito:

CCs

0

III

I

0V

0 (4.5)

A corrente de curto-circuito, ICC, é o valor máximo da corrente de carga, igual à corrente

gerada por efeito fotovoltaico. O seu valor é característico da célula, sendo um dado fornecido

pelo fabricante para as condições STC.

Circuito aberto:

1I

I.lnm.VV

1I

Iln

1eI

I

1e.I-I0

0I

VV

0

sTCA

0

s

m.V

V

0

s

m.V

V

0s

CA

T

T

(4.6)

A tensão de circuito aberto VCA é o maior valor que a tensão toma aos terminais da

célula, o seu valor é característico da célula e é fornecido pelo fabricante para condições

standard de radiação e temperatura.

4.1.4.2 Potência Eléctrica, Rendimento e Factor de Forma

Sendo a potência para uma célula fotovoltaica dada pela expressão 4.7.

1eI-IV.V.IP Tm.V

V

0CC (4.7)

A potência máxima obtém-se para dP/dV = 0. Então igualando a zero e derivando a

expressão 4.7, tem-se:

0.em.V

V.e-1.II

0m.V

m.V..eIV.1e.II

01eI-IV.dV

dP

TT

TT

T

m.V

V

T

m.V

V

0CC

2T

Tm.V

V

0m.V

V

0CC

m.V

V

0CC

(4.8)



A solução da equação 4.8, estando na forma implícita em V, só pode ser obtida

recorrendo ao uso de métodos iterativos, como por exemplo, Newton-Raphson.

O ponto de potência máxima, corresponde a:

maxmaxmax .IVP (4.9)

Ao considerar a expressão 4.9, tem-se para as condições de referência:

V = Vr

max ; I = Ir

max e P = Pr

max

Sendo os valores de Vr

ca ; Ir

cc e Pr

max característicos da célula e fornecidos pelo fabricante.

Normalmente a maioria dos fabricantes também fornece os valores de Vr

max e I

r

max. De acordo

com o exposto o rendimento da célula fotovoltaica, será dado pela expressão 4.10.

r

maxr

r

A.G

P (4.10)

Onde,

Pr

max – Potência máxima (W)

Gr

– Radiação incidente (W/(m2) A – Área da célula (m2)

Para outro ponto de funcionamento da célula solar fotovoltaica o rendimento é dado pela expressão 4.11.

A.G

Pmax (4.11)

O Factor de Forma da célula solar fotovoltaica é dado pela expressão 4.12.

CCCArr

maxr

I .V

PFF (4.12)

Para células do mesmo tipo os valores de Vr

ca e Ir

cc são praticamente constantes, mas a

forma da curva I – V pode variar consideravelmente. Os painéis em uso comercial apresentam

factores de forma que variam entre 0,7 e 0,85.

4.1.4.3 Deduções do Modelo Matemático

Na situação mais comum os fabricantes de células fotovoltaicas fornecem os valores de

Vr

ca ; Ir

cc e Pr

max, onde desta forma se pode definir o factor de idealidade do díodo, m e a

corrente inversa de saturação Ir

0. 10

1. TrVm

V

e.I-II 0r

s (4.13)

10 Fonte: isel (www.isel.pt) [3].



Curto-circuito:

CCr

s III (4.14)

Circuito aberto:

1e

II

Tr

r

m.V

V

CCr

0r

CA

(4.15)

Com as expressões 4.13, 4.14 e 4.15 e substituindo na corrente I que percorre a carga do

modelo, tem-se a expressão 4.16.

Tr

CAr

m.V

V-V

CCr e1II . (4.16)

Pode-se observar que, m, factor de idealidade, constitui um parâmetro de ajuste da

curva característica corrente-tensão.

Ao conhecer-se os valores de Vr

max e Ir

max, fornecidos pelos fabricantes das células, pode-

se considerar três pontos de funcionamento do circuito: circuito aberto, curto-circuito e

potência máxima (todos nas condições de referência STC).

Curto-circuito:

CCr

sr II (4.17)

Circuito aberto:

1e.I-I0 Tr

CAr

m.V

V

0r

sr (4.18)

Ponto de potência máxima:

1e.I-II Tr

maxr

m.V

V

0r

sr

maxr (4.19)

Se na expressão 4.19 forem substituídos os valores de Ir

S e Ir

0, obtidos através dos

pontos de funcionamento em circuito aberto e em curto-circuito, obtém-se a expressão 4.20.

Tr

CAr

maxr

m.V

V-V

CCr

maxr e1.II (4.20)

Onde se pode observar o valor do factor de idealidade, explicitando-o na expressão

4.21.

NSMm

m

I

I1.lnV

V-Vm

'

ccr

maxr

Tr

car

maxr

(4.21)



Assim, obtido o valor do factor de idealidade do díodo, pode-se agora obter o valor da

corrente inversa de saturação, nas condições de referência, através das equações 4.17 e 4.18,

correspondentes aos pontos de circuito aberto e curto-circuito.

1e

II

Tr

CAr

m.V

V

CCr

0r

(4.22)

A corrente inversa de saturação pode ser calculada, tendo em conta as propriedades do

material de que a célula é fabricada, por exemplo o silício.

Tr

T VVmr e

TT

11.'

3

..0r

0 II (4.23)

Onde,

IO – Corrente inversa máxima de saturação do díodo D – Constante – Hiato do silício (1,12 eV) m’ – factor de idealidade equivalente m – factor de idealidade do díodo (díodo ideal m = 1, díodo real m > 1) NSM – nº de células ligadas em série VT – Tensão aos terminais da célula T – Temperatura absoluta da célula em Kelvin (0°C = 273,16 K)

A tensão máxima que se poderá atingir em cada instante é dada pela expressão 4.24.

Tr

T VVmr

r

T

eTT

GG

Vm11

.'

3

..

..

0r

rmax

rcc

max

I

II.lnV (4.24)

No que respeita à determinação das correntes de referência, podem-se utilizar as

seguintes deduções matemáticas.

rT

rca

r

VmVV

e .max

1.II ccr

maxr (4.25)

maxr

max II rGG

(4.26)

4.2 Quadro Geral, Díodos de Bloqueio e Fusíveis

As fileiras individuais são ligadas entre si no quadro geral do gerador fotovoltaico, assim

como o cabo principal DC para ligação ao Inversor.

Normalmente no quadro geral do gerador fotovoltaico pode-se encontrar, aparelhos de

corte, fusíveis, díodos de bloqueio, descarregador de sobre tensões, interruptor principal DC,



barramentos, bornes de ligação e condutores. Este deve possuir IP 54, ser de classe II, e possuir

os terminais positivos e negativos claramente separados e identificados no interior da caixa.

Na Figura 4.9 está representado um quadro DC, equipado com os seus respectivos

aparelhos de corte e protecção.

Figura 4.9 – Quadro DC do gerador fotovoltaico.

Para proteger os módulos e os cabos das séries de sobrecargas, são colocados fusíveis em

todos os condutores activos (positivos e negativos). Deve-se garantir que estes fusíveis são

concebidos para funcionar em DC, tais como os representados na Figura 4.10.

Figura 4.10 – Diferentes tipos de fusíveis DC.

Para além dos díodos colocados nas caixas de junção dos módulos fotovoltaicos, pode-se

também encontrar em projectos, díodos no Quadro Geral. Estes díodos tem por finalidade

promover o desacoplamento entre as séries dos módulos, para que caso ocorra um curto-

circuito ou o sombreamento de uma fileira, as restantes possam continuar a funcionar

normalmente. A tensão de bloqueio destes díodos deverá ser igual ao dobro da tensão de

circuito aberto da fileira fotovoltaica sob condições STC.

Devido a ser mais um elemento inserido na instalação, este díodo, para além de provocar

perdas na ordem dos 0,5 – 2,0 % na produção de energia, devido à sua queda de tensão,

também poderá provocar a falha de toda a fileira associada se um díodo for danificado. Isto

poderá ser problemático, já que a sua detecção e reparação não será imediata.

Por este motivo, nos sistemas sombreados, a produção energética para sistemas que

usem díodos de bloqueio, não é substancialmente maior à dos sistemas que não possuem

díodos de bloqueio. As perdas devido às correntes inversas são compensadas pelas perdas

originadas pelas quedas da tensão aos terminais dos díodos. Por esse motivo, os díodos de

Descarregador Sobretensões

Seccionador Fusível

Interruptor

(a) (b) (c)



bloqueio de cada série não são necessários, mas deve-se ter em consideração os seguintes

aspectos:

Os módulos devem ser do mesmo tipo;

Os módulos devem ter protecção de classe II;

Os módulos devem ser certificados para suportar 50% da corrente nominal de curto-

circuito quando polarizados inversamente;

A tensão de circuito aberto entre as diferentes fileiras do campo fotovoltaico não deve

ser superior a 5 %.

4.3 Inversor

O inversor é normalmente representado conforme a Figura 4.11, tendo como principal

tarefa converter a corrente contínua do gerador fotovoltaico em corrente alternada, ajustando

para a frequência e o nível de tensão da rede eléctrica a que está ligado.

Figura 4.11 – Símbolo eléctrico do inversor.

4.3.1 Funcionamento

Enquanto que nos sistemas isolados a necessidade de um inversor só existe caso haja

cargas AC, nos sistemas fotovoltaicos ligados à rede essa questão não se coloca, já que o

inversor é fundamental para entregar à rede toda a potência que produz em cada instante.

Para além da principal função do inversor que é converter a potência produzida de DC em AC,

normalmente também está equipado com um MPPT11 (item 4.3.1.1), como representado no

diagrama da Figura 4.12.

Figura 4.12 – Diagrama eléctrico do inversor com MPPT.

Fonte: SMA (www.sma.de).

4.3.1.1 MPPT

A potência máxima produzida pelo sistema fotovoltaico varia com as condições

ambientais tais como a temperatura e a radiação, sendo naturalmente desejável o

11 MPPT - Maximum Power Point Tracker - Seguidor do Ponto de Potência Máximo.



funcionamento sempre à máxima potência. De forma a colocar o módulo fotovoltaico no

ponto de operação correspondente à potência máxima (MPP)12, os inversores fotovoltaicos

são equipados com um sistema electrónico designado por seguidor de potência máxima.

O MPPT consiste num conversor electrónico DC/DC que, de acordo com as condições

ambientais de temperatura, radiação e as condições impostas pela rede, ajusta a tensão de

saída do painel de modo a que o seu ponto de tensão corresponda à máxima potência gerada.

Relativamente ao rendimento do MPPT, existe no mercado múltiplas soluções que

apresentam valores acima dos 94% [13].

4.3.2 Tipos de Inversores

Dependendo da aplicação, custo e regulamentação, existem no mercado inúmeros

modelos de inversores, que essencialmente se diferenciam pela sua aplicação, existindo os

inversores utilizados nos sistemas com ligação à rede (inversores de rede) e nos sistemas

autónomos (inversores autónomos).

Inversores de Ligação à Rede:

Inversor Comutado pela Rede;

Inversor Auto-Controlado;

Inversor Sem Transformador.

Inversor Autónomo:

Inversores de onda sinusoidal;

Inversores trapezoidais;

4.3.3 Parâmetros e Curvas Características dos Inversores

A eficiência da conversão caracteriza as perdas originadas pela conversão da corrente DC

em AC. Nos inversores, estas perdas compreendem as perdas ocasionadas pelo transformador

(nos que possuem transformador), pelos comutadores electrónicos, pelo controlador, pelos

dispositivos de registo de dados operacionais, etc.

DC

ACCONV P

P (4.29)

Sempre no intuito de transformar a máxima potência solar num sinal AC, o inversor tem

de fixar e controlar automaticamente o ponto de máxima potência (MPP), conforme curva de

rendimento apresentada na Figura 4.13.

12 MPP - Maximum Power Point - Ponto de Potência Máximo



Figura 4.13 – Curva de rendimento do inversor SB 3800.

Fonte: SMA 3800 (www.sma.de).

A qualidade da capacidade de ajuste do inversor ao ponto de máxima potência é

traduzida pela eficiência do seguimento (MPPT), segundo a expressão 4.30.

PV

DCMPPT P

P (4.30)

O rendimento total do inversor é obtido pelo produto da eficiência de conversão e de

controlo apresentada em 4.31.

MPPTCONV . (4.31)

Ou por:

maxmax

AC

.IU

P (4.32)

Os inversores autónomos normalmente apresentam rendimentos inferiores

relativamente aos inversores de ligação à rede eléctrica, podendo variar entre os 80 a 95% [14].

4.4 Controladores de Carga

Num sistema autónomo, o controlador de carga como o da Figura 4.14, é o equipamento

mais importante entre o módulo fotovoltaico e a bateria. Este tem a responsabilidade de

manter a bateria carregada em qualquer momento, de forma eficiente e segura.

Figura 4.14 – Controlador de carga/descarga com indicador LCD.

Fonte: ISOLER D, ISOFOTON (http://www.isofoton.com/).



Quando uma carga é ligada, a quantidade de energia armazenada na bateria vai

diminuindo durante o período de ligação. Para evitar que a bateria seja demasiadamente

descarregada nos longos períodos sem radiação e de grande consumo, é necessário instalar

um controlador de carga/descarga. Este equipamento faz a monitorização da carga da bateria

e impede que a mesma descarregue completamente, aumentando assim a sua vida útil. Em

períodos de grande radiação e pouco consumo de energia, o controlador desliga os módulos

fotovoltaicos, para evitar que as baterias sejam carregadas em excesso, reduzindo a sua

vida útil.

Para prevenir a descarga da bateria através do sistema fotovoltaico, quando a tensão

fotovoltaica é inferior à tensão da bateria, são utilizados díodos de bloqueio no sistema

fotovoltaico, normalmente integrados no controlador de carga.

4.5 Cabos

Na instalação eléctrica de um sistema solar fotovoltaico apenas devem ser usados cabos

que cumpram os requisitos para esta aplicação. Devem ser utilizados cabos denominados como

“cabos solares”, já que possuem características que, entre outras se destacam a resistência aos

raios ultra-violetas, a temperaturas extremas, ao ozono e à absorção de água, semelhantes ao

da Figura 4.15.

Por razões associadas à protecção contra falhas de Terra e curto-circuitos, é

recomendável o uso de cabos mono condutores isolados para as linhas positivas e negativas.

Figura 4.15 – Cabos Solares de diferentes cores. Fonte: General Cable (www.generalcable.pt/).

4.6 Interruptor DC

Todos os quadros eléctricos a prever na instalação solar fotovoltaica, deverão estar

providos de um interruptor DC, não só para ser utilizado como corte da energia eléctrica, mas

também para serem operados em trabalhos de manutenção e de reparação. Através do

interruptor principal DC podemos isolar o inversor dos painéis fotovoltaico, como exemplo da

Figura 4.16.

Figura 4.16 – Interruptor principal DC.



O interruptor principal DC deve ter suficiente poder de corte para permitir a abertura do

circuito DC, em boas condições de segurança. Deve estar também dimensionado para a tensão

máxima em circuito aberto do gerador fotovoltaico (à temperatura de -10°C), bem como para a

corrente máxima de curto-circuito (em condições CTS).

4.7 Equipamento de Protecção e Medida em AC

Para protecção da instalação AC, normalmente são utilizados os seguintes

equipamentos:

Disjuntor - Para caso ocorra uma sobrecarga ou um curto-circuito. Estes dispositivos

automáticos são frequentemente usados como interruptores AC.

Disjuntores diferenciais - Para analisar a corrente que percorre os condutores do

circuito eléctrico. Este dispositivo disparará se ocorrer uma falha de isolamento, ou um

contacto directo ou indirecto à terra.

Relativamente aos aparelhos de medida, estes devem permitir a contagem bidireccional

de toda a energia eléctrica produzida para ser entregue à rede eléctrica pública. A contagem

bidireccional é estritamente necessária para evitar e prevenir que o Distribuidor de Energia seja

lesado na alimentação de equipamentos de consumo. Este contador não só regista toda a

energia que é vendida à rede pública, mas também regista toda a energia que o campo

fotovoltaico poderá consumir. Na Figura 4.17 pode-se visualizar os equipamentos referidos.

Figura 4.17 – (a) Interruptor; (b) Caixa para contador de Energia AC.

4.8 Acumuladores

O armazenamento de energia eléctrica é um tema central no aproveitamento da energia

solar fotovoltaica nos sistemas autónomos, dado que a produção e o consumo de energia não

coincidem, quer ao longo do dia quer ao longo do ano, sendo por este motivo necessário

armazená-la.

Nas instalações de energia solar fotovoltaica, as baterias de ácido de chumbo, são os

elementos mais comuns para os armazenamentos de curta duração. Estas baterias têm a

melhor relação custo–benefício, e podem assegurar elevadas ou reduzidas correntes de carga

com uma boa eficiência.

(a) (b)



Outros tipos de baterias actualmente comercializadas são as baterias de níquel-cádmio,

hidreto metálico de níquel e de iões de lítio, com preços ainda nada competitivos.

4.8.1 Constituição e Funcionamento das Baterias de Ácido de Chumbo

As baterias de ácido de chumbo compreendem várias células individuais, cada uma delas

com uma tensão nominal de 2 V. Quando são instaladas, são ligadas entre si em série ou em

paralelo, criando diferentes níveis de tensão e capacidades.

Na Figura 4.18 é mostrado um modelo de bateria utilizada nos sistemas solares

fotovoltaicos.

Figura 4.18 – Bateria utilizada em sistemas solares fotovoltaicos.

Fonte: Tudor (www.tudor.pt).

Quando o sistema fotovoltaico recarrega a bateria com uma tensão superior à tensão dos

terminais da bateria, os electrões circulam na direcção contrária (do pólo positivo para o pólo

negativo). Verifica-se então a inversão do processo químico que ocorreu durante a descarga. O

processo não é completamente reversível, já que pequenas quantidades de sulfato de chumbo

não se voltam a dissolver (sulfatação).

Em resultado do processo de carga/descarga, a capacidade da bateria diminui. Esta perda

de capacidade é maior quanto maior for a profundidade da descarga. Se for utilizada apenas

uma parte da capacidade da bateria, então a diminuição é relativamente pequena, pelo que a

vida da bateria aumenta, assim como o seu número de ciclos.

4.8.2 Tipos de Baterias de Ácido de Chumbo

As baterias de ácido de chumbo podem ser divididas em diferentes tipos, de acordo com

a tecnologia da placa e o tipo de electrólito que utilizam. Nas instalações Solares são

normalmente utilizadas baterias húmidas de electrólito fluido (conhecidas por baterias Solares),

baterias de gel, baterias estacionárias de placa tubular e baterias de bloco.

Baterias Húmidas

É a bateria mais comum nas instalações solares fotovoltaicas, já que devido ao

seu intenso uso como bateria de arranque nos automóveis, é fabricada em largas



quantidades, conseguindo-se com valores inferiores. Atinge em média um ciclo de vida

de apenas 400 ciclos para uma profundidade de descarga até 50%

Baterias de gel (Baterias VRLA) 13: 14

A bateria de gel de chumbo constitui uma versão melhorada da normal bateria

de ácido de chumbo.

Para as baterias de gel de chumbo é possível obter um número de 1.000 ciclos de

carga/descarga, para uma profundidade de descarga máxima de 50 %. As baterias de

gel têm um maior período de vida, mas são mais caras do que as baterias húmidas. O

campo de aplicação para estas baterias vai, claramente, no sentido de uma utilização

permanente, para vários anos de vida útil.

Baterias estacionárias com placas tubulares (tipo OPzS e OPzV):

Para operações permanentes em grandes instalações fotovoltaicas autónomas,

as baterias estacionárias são a escolha acertada. Estas baterias são uma das mais

robustas soluções de armazenamento de energia, com uma tecnologia comprovada

em utilização á varias décadas em aplicações que requerem uma bateria fiável com um

longo período de vida útil

O menor peso, volume, e custo da instalação, bem como os preços comerciais

que podem ser duas a três vezes superiores aos restantes tipos de baterias, são as

principais características desta solução.

O ciclo de vida das baterias OPzS e OPzV é significativamente maior do que nos

restantes tipos de baterias. Para uma profundidade de descarga até 50 %, as baterias

OPzS e OPzV têm um ciclo de vida útil de aproximadamente 3.500 ciclos, atingindo os

5.000 ciclos quando a profundidade de descarga não ultrapassa 45 % da sua capacidade

nominal [15].

13 VRLA - Valve-regulated lead-acido 14



Capítulo 5 – Projecto de um Sistema Solar Fotovoltaicos com Ligação à Rede


Capítulo 5

Projecto de um Sistema Solar Fotovoltaico com Ligação à Rede Eléctrica

Depois de apresentados os vários equipamentos e suas principais características nos

capítulos anteriores, neste capítulo será levado à pratica todas essas demonstrações e

apresentações.

Este capítulo apresenta um projecto de um sistema solar fotovoltaico com ligação à rede

eléctrica, onde expõe a configuração geral da instalação solar fotovoltaica, selecções e

especificações dos equipamentos, assim como os respectivos dimensionamentos.

5.1 Procedimentos Iniciais

Durante a visita ao local da instalação do sistema fotovoltaico deve-se especificar o

sistema quanto à orientação, inclinação, área disponível, tipo de montagem, sombreamento,

comprimento de cabos e localização do inversor, segundo a Figura 5.1. Com estas

especificações, será determinado posteriormente o número de módulos que podem ser

instalados na área disponível. Este número permitirá determinar de forma aproximada a

potência total do sistema fotovoltaico, que aproximadamente equivale a 1 kWp por cada 10 m²

de área fotovoltaica.

Figura 5.1 – Local para a Instalação Solar Fotovoltaica.

5.2 Configuração da Instalação

O presente trabalho tem como objectivo o projecto de todas as instalações e obras

necessárias para uma planta solar fotovoltaica, com uma configuração de um campo Solar de

1,848 MWp no sistema fotovoltaico em condições standard e de 1,5 MW nos inversores, de

acordo com o RD 661/2007, que regula a actividade de produção de energia eléctrica em

regime especial em Espanha.



O projecto proposto está composto por 15 instalações de 123,2 kWp de potência

sistema fotovoltaico em condições standard e 100 kW de potência nominal no inversor, sito

em Sevilha. A razão pela qual existe 15 inversores de 100kW para perfazer os 1,5MW

atribuídos, é que a tarifa fotovoltaica em Espanha é mais atractiva para instalações até 100kW.

Esta instalação será ligada a uma subestação junto da mesma, por meio de uma linha aérea de

média tensão (MT), através de 5 transformadores de 630 kVA.

As 15 instalações fotovoltaicas serão iguais, com potência de 123,2 kWp no sistema

fotovoltaico, compostas por 704 módulos fotovoltaicos de 175 Wp cada um, todos eles em

posição fixa, inclinados 30° relativamente à horizontal e orientados a Sul.

As 15 instalações distribuem-se da seguinte forma:

6 Instalações de potencia de 123,2 kWp no sistema fotovoltaico estão ligadas a dois

transformadores de 630 kVA (plantas 10 a 15), no lado Este do terreno,

9 Instalações de potencia de 123,2 kWp no sistema fotovoltaico estão ligadas a três

transformadores de 630 kVA (plantas 1 a 9) no lado oeste do terreno.

Os valores acima apresentados serão todos calculados e justificados nos itens

apresentados a seguir.

5.3 Selecção e Especificação dos Equipamentos.

Este ponto será talvez o mais controverso e complexo de toda a instalação fotovoltaica,

não pela escolha per si, mas pela pesquisa de preços e prazos de entrega dos fornecedores que

se adequassem ao pretendido.

5.3.1 Inversor

Relativamente aos inversores, serão instalados 15 inversores de 100 kW da marca JEMA,

com seguimento do ponto de máxima potência e protecção contra sobretensões. Disporão de

transformador de isolamento e protecções da saída contra a variação de tensão (entre 0,85 e

1,1 vezes a tensão nominal) e variação de frequência (entre 49-51 Hz), com certificado

acreditado. Este está homologado para funcionamento em instalações de ligação à rede

eléctrica.

Foram seleccionados estes inversores devido ás suas características se adequarem ao

pretendido, assim como também prescreverem os requisitos mínimos que se impuseram, que

foram os seguintes:

Inversor de potencia nominal de 100 kW. Homologado para ligação à rede em

Espanha.

Potência máxima recomendada de 120 kWp.

Rendimento mínimo de pelo menos 90%.

Funcionamento correcto entre as temperaturas -5 °C +45 °C.



Interruptor de rearme automático, por variação da tensão e frequência, segundo

RD1663/00 15.

Função de seguimento do ponto de máxima potência (MPPT) e ligação directa à rede.

Vigilância de isolamento da média tensão (MT), com desligamento automático.

Transformador de isolamento.

Possibilidade de desligamento manual da rede.

Ecrã LCD de 2 x 16 caracteres e teclado para monitorização frontal.

Protecção contra sobretensões na entrada e saída.

Cada inversor e as suas protecções, sistema de Terras e queda máxima de tensão,

cumprem com a ITC-BT-40 16.

Os inversores serão instalados em edifícios pré-fabricados, podendo ser comuns às outras

instalações. A temperatura no interior dos edifícios pré-fabricados não excederá os 45°C, às

quais serão equipados com ventilação forçada controlados através de um termóstato instalados

no interior destes e um isolamento térmico adicional na cobertura.

No mínimo, devem ser dadas a conhecer as seguintes informações:

Curva de rendimento do Inversor para vários níveis de tensão.

Curva de rendimento do inversor relativamente à temperatura.

Protecções do inversor relativamente às sobrecargas.

Corrente máxima de entrada do inversor.

As características dos inversores seleccionados para cada instalação solar fotovoltaica são

as apresentadas na Tabela 5.1.

Tabela 5.1 – Características do Inversor JEMA 100 kW. Fonte: JEMA (www.grupojema.com).

Fabricante JEMA Tipo IF-100 Máx. Potência DC 125 kW Potência Nominal DC 100 kW Máxima Eficiência 96,15 % Eficiência Europeia 95,12 % Min. Tensão Umpp 410 V Max. Tensão Umpp 750 V Max. Tensão Uoc 900 V Max. Corrente DC 250 A

O aspecto exterior do inversor IF-100 [16] é apresentado na Figura 5.2, onde se pode

visualizar o painel de visualização e comando, interruptor geral e botoneira de corte

geral.

15 RD 1663/00 - Real Decreto, de 29 de Setembro, sobre a ligação de instalações fotovoltaicas à rede eléctrica de baixa tensão.

16 ITC-BT-40 – Regulamento das Instalações de baixa tensão.




5.3.1.1 Local da Instalação do Inversor.

As distâncias entre o sistema fotovoltaico, o inversor e o contador devem ser as mais

curtas possíveis, com o objectivo de reduzir as perdas de energia que ocorrem através dos

cabos principais DC, assim como para reduzir os custos de instalação.

É necessário que o inversor esteja protegido em relação ás condições ambientais

desfavoráveis, como a temperatura, chuva e a radiação solar directa. O ruído electromagnético

produzido pelo inversor deverá ser tido em atenção quando instalado numa zona habitacional,

já que este não é desprezável.

5.3.2 Módulos Fotovoltaicos

Os módulos fotovoltaicos seleccionados para a instalação fotovoltaica, possuem todos

eles 175 Wp, sendo do tipo STP-175M da SUNTECH, possuindo as características da Tabela 5.2.

Tabela 5.2 – Características do Módulo Sunteck / STP-175M. Fonte: Sunteck (www.suntech-power.com).

Fabricante Suntech Power Tipo STP-175M Potência 175W (+- 3%)

Tecnologia Silício monocristalino

Umpp 36,2 V Impp 4,85 A Uoc 43,9 V Isc 5,30 A Coef. de temperatura (Isc) 0,053%/°C Coef. de temperatura (Uoc) -156mV/°C Tensão máx. do sistema 1000 V Dimensões 1580x808mm NOCT 45+- 2°C

Na Figura 5.3 pode-se visualizar o módulo solar fotovoltaico seleccionado [17], onde é

possível visualizar as suas 72 células solares monocristalinas assim como a sua

distribuição.




5.3.2.1 Verificação das Características Eléctricas dos Módulos Fotovoltaicos

Considerando o módulo fotovoltaico escolhido para a instalação, verificam-se de seguida

as características eléctricas fornecidas pelo fabricante, para condições STC, onde:

O rendimento máximo é dado pela expressão 5.1:

2. Capitulo no osapresentad Parâmetros

1,277m81,580.0,80c.lA onde,

13,7%0,1371,277.1000

175A.GP

2

r

MPPr

r

(5.1)

O factor de forma é dado pela expressão 5.2:

75%0,7543,9.5,3

175

.IU

PFF

SCr

OCr

MPPr

(5.2)

5.3.2.2 Influência da Temperatura e da Radiação nos Módulos Fotovoltaicos

Tal como já referido no item 3.5, a radiação solar e a temperatura da célula são factores

que influenciam de forma determinante o funcionamento da célula fotovoltaica. Apresenta-se

de seguida a forma como as grandezas características da célula fotovoltaica são afectadas pela

temperatura e radiação.

Temperatura

Com o aumento da temperatura da célula fotovoltaica constatam-se as seguintes

alterações:

A potência de saída da célula decresce;

A tensão em vazio, VCA, decresce;

A corrente de curto-circuito, ICC, varia muito pouco.

Radiação

Com o aumento da radiação Solar incidente no modulo constatam-se as seguintes

alterações:

A potência de saída da célula aumenta.



A tensão em vazio, VCA, varia muito pouco (desprezável).

A corrente de curto-circuito, ICC, varia linearmente.

5.4 Cálculos Justificativos das Instalações Fotovoltaicas

Dentro deste item serão abordados todos os cálculos necessários para execução do

projecto e respectiva instalação fotovoltaica.

5.4.1 Ligação do Sistema Fotovoltaico ao Inversor

Conhecendo as tensões de entrada do inversor, dadas pelo circuito do seguimento do

ponto de máxima potencia, e que neste caso se situam entre os 410V e 750V para o inversor

de 100 kW, determina-se o Número de Módulos em Serie (NMS), onde, para qualquer que seja

a situação, nunca estes parâmetros devem ser ultrapassados:

VMAX > NMS > VMIN

Ou seja, (5.3)

750 V > NMS > 410 V

Onde VMIN e VMAX são as tensões mínimas e máximas que um painel poderá alcançar em

Sevilha.

As temperaturas máximas e mínimas dos módulos observadas em Sevilha, ocorrem para

temperaturas ambientais de 45°C e -10°C, é determinada para os níveis de irradiância de 1000

W/m² e 100 W/m².

Nestas condições, a temperatura do módulo é determinada mediante a expressão

aproximada 5.4:

80020TONC

I.TT aP (5.4)

Onde TP é a temperatura do módulo (°C), Ta é a temperatura ambiente (°C) e I é a

irradiância (W/m²).

Posto isto, e depois de consultar o valor do NOCT17, pode-se determinar a temperatura

máxima e mínima do módulo para as temperaturas ambientais de 45°C e -10°C

respectivamente, de acordo com as expressões 5.5 e 5.6:

C6,88º.100800

204510T min Mod (5.5)

C76,25º.1000800

204545T max Mod (5.6)

17 NOCT - Temperatura normal de funcionamento da célula. Valor dado pelo fabricante e que representa a temperatura atingida pela célula nas condições normais de funcionamento Ta =20°C e I=800 W/m².



5.4.1.1 Número Máximo de Módulos Ligados em Série

O valor máximo da tensão de entrada do inversor corresponde à tensão de circuito

aberto do sistema fotovoltaico, quando a temperatura do módulo é mínima. A temperatura

mínima do módulo ocorre com a temperatura ambiente mínima, que pode corresponder ao

inverno e que para climas como o de Sevilha, pode chegar a -10°C, para uma irradiância mínima

de 100 W/m².

Caso o inversor seja desligado num dia com Sol e frio, a tensão do circuito aberto poderia

ser demasiadamente elevada para se poder voltar a ligar o sistema em segurança. Desta forma,

esta tensão deve ser menor do que a tensão DC máxima admissível do inversor, caso contrário

este inversor poderá ficar danificado. Desta forma, o número máximo de módulos ligados em

série, à temperatura de -10°C, é dada pela expressão 5.7:

C)10ºOC(Módulo

maxDC(INV)max U

Un (5.7)

A tensão de circuito aberto dos módulos à temperatura de -10°C, nem sempre vem

especificada nas fichas técnicas fornecidas pelos fabricantes. No seu lugar é especificada a

variação da tensão U (%/°C). Este coeficiente de temperatura é sempre acompanhado de um

sinal negativo, visto que quanto maior a temperatura menor é a tensão.

A expressão seguinte permite calcular a tensão de circuito aberto do módulo fotovoltaico

à temperatura de -10 °C, nas condições de referência CTS ( UOC (STC)):

Quando o U é dado em %/°C, utiliza-se a expressão 5.8 ou 5.9:

OC(CTS)C)10ºOC( .U100

1U (5.8)

OC(CTS)min Mod

min) mod OC(T .U100

U 25).(T1U (5.9)

Quando o U é dado em mV/°C, utiliza-se a expressão 5.10:

minimo modulo do aTemperaturT

STC paraaberto circuito TensãoU

minimo modulo do atemperatur paraaberto circuito TensãoU

:Sendo

U 25).(TUU

U UU

min Mod

OC(STC)

min) mod OC(T

min ModOC(STC)min) mod OC(T

OC(STC)min) mod OC(T

(5.10)

Para o módulo seleccionado, o U é dado em mV/°C, portanto:

38,93V)25).(-156m(-6,8843,9U min) mod OC(T (5.11)

Posto isto, pode-se calcular o número máximo de módulos em série através da expressão

5.12:



19,2638,93750

U

Un

C)10ºOC(Módulo

maxDC(INV)max (5.12)

Logo, no máximo serão utilizados 19 módulos em série.

5.4.1.2 Número Mínimo de Módulos Ligados em Série

O numero mínimo de módulos por fileira está limitado pela tensão mínima da entrada do

inversor, que é conseguido quando a temperatura do módulo é máxima.

Através de um bom sistema de ventilação, pode-se estimar uma temperatura máxima de

70°C para os painéis solares fotovoltaicos em Sevilha.

Para os elevados níveis de radiação do Verão, um sistema fotovoltaico terá uma tensão

aos seus terminais inferior àquela que se verifica para as condições de referência CTS, devido às

elevadas temperaturas a que está sujeito.

A expressão 5.13 permite calcular o número mínimo de módulos (à temperatura de 70°C)

que é possível ligar em série numa fileira:

C)70ºMPP(Módulo

minDC(INV)min U

Un (5.13)

Se a tensão do módulo no MPP a 70°C não for especificada na folha de dados do

fabricante, esta poderá ser calculada a partir da tensão no MPP nas condições de referência CTS

(UMPP (STC)), como se segue:

Quando U é dado em %/°C, utiliza-se a expressão 5.14 ou 5.15:

MPP(CTS)C)MPP(70º .U100

1U (5.14)

MPPmax Mod

C)MPP(70º .U100

U 25).(T1U (5.15)

Quando o U é dado em mV/°C, utiliza-se a expressão 5.16 ou 5.17:

UU MPP(CTS)C)MPP(70º (5.16)

25).(TUU max ModMPP(CTS)C)MPP(70º (5.17)

- Para o módulo seleccionado, o U é dado em mV/°C, portanto:

V 28,2)25).(-156m(76,2536,2U C)MPP(70º (5.18)

Posto isto, pode-se calcular o número mínimo de módulos em série pela seguinte

expressão:

14,528,2410

U

Un

C)MPP(70º

minDC(INV)min (5.19)



Ou seja,

19NPS15

Logo, segundo o resultado do item 5.4.1.1. e este, pode-se concluir que através das

tensões e temperaturas máximas e mínimas, o numero máximo de módulos em série será 19 e

o numero mínimo de módulos em série será 15.

5.4.1.3 Número Máximo de Séries de Módulos Ligadas em Paralelo

O número máximo de fileiras deverá ser igual ao quociente entre os valores máximos da

corrente do inversor e da série de módulos, sendo que a corrente do sistema fotovoltaico nunca

poderá ultrapassar o limite máximo da corrente de entrada do inversor.

(mod) SC

max(INV)Fileiras I

IN NMP (5.20)

475,3250

NFileiras (5.21)

Para determinar a configuração final dos painéis em Número de Módulos em Paralelo

(NMP) e Número de Módulos em Série (NMS), devem ser considerados números inteiros e

cumprir as seguintes equações:

19NMS15

47NMP

Sendo esta instalação solar fotovoltaica localizada numa planície, as sombras que

poderão existir são bastantes conhecidas e facilmente calculadas. Posto isto, é o momento de

seleccionar a série de máximo rendimento que corresponde ao número máximo de módulos

em série que se possam colocar. Então,

16NMS

Onde, o número total de painéis é calculado da seguinte forma:

NMS.NMPNTM

módulos 70416.44NTM

NMP = 44, para 100 kW

A Figura 5.4 demonstra a disposição dos módulos solares fotovoltaicos sobra a estrutura

metálica.

Figura 5.4 – Painel Fotovoltaico.



5.4.2 Constituição do Sistema Fotovoltaico

Concluídos os cálculos, pode-se verificar a composição final do sistema fotovoltaico para

cada 100 kW, do seguinte modo:

N° Módulos: 704

N° Módulos em serie: 16

N° Filas em paralelo: 44

Potencia total dos painéis solares: 123,20 kWp

Umpp: 579,20 V (tensão do ponto de máxima potência)

Superfície de painéis: 899 m2

Temperatura máxima: 85°C

Temperatura mínima: -40°C

Os parâmetros da instalação fotovoltaica, podem ser verificados na Tabela 5.3, onde se

constata que foram cumpridos todos os valores limites dados pelo fabricante do inversor.

Tabela 5.3 – Verificação dos parâmetros da instalação.

Parâmetros Instalação Limites Resultado Máx. Tensão MPP 579,2 V 750 V OK Mín. Tensão MPP 451,2 V 410 V OK Max. Tensão em Curto Circuito 702,4 V 900 V OK Máx. Potência DC 123,2 kW 125 kW OK Mín. Potência DC 123,2 kW 80 kW OK Máx. Corrente DC 233,2 A 250 A OK Máx. Tensão sistema 702,4 V 1000 V OK

Posto isto, e dentre outras Soluções possíveis, a disposição dos equipamentos vai ser

constituída por 44 painéis com 16 módulos cada, que serão divididos por 4 filas. Assim temos

11 painéis por cada fila. Devido à distância de cada fila, vão ser instalados dois quadros

eléctricos (QE1.1 e QE1.2 em anexo) por fila de modo a que as perdas pelo comprimento dos

cabos seja o menor possível. Ao QE 1.1 vão ser ligadas as filas 1 a 6 e ao QE 1.2 vão ser ligadas

as filas 7 a 11.

Para fazer a associação destes quadros eléctricos (QE) (quatro QE 1.1 e quatro QE 1.2),

temos necessidade de criar mais um QE, sendo denominado por QE 2. Este vai ser ligado

directamente ao Inversor.

5.5 Dimensionamento dos Cabos

O dimensionamento da instalação eléctrica foi efectuado tendo em conta o Regulamento

de Baixa Tensão e Instruções Técnicas Complementares, aprovado pelo Real Decreto 842/2002,

de 2 de Agosto, e especialmente foram seguidas as instruções marcadas pela ITC-BT-30:

Instalações em locais húmidos, e pela ITC-BT-40.

Conforme a ITC-BT-40, os cabos de ligação serão dimensionados para uma intensidade

não inferior a 125% da intensidade do sistema produtor de energia.

As máximas quedas de tensão permitidas para os diferentes troços são as seguintes:

Entre o Sistema Fotovoltaico e o Inversor: < 1%.



Entre o Inversor e o Quadro de Saída: < 0,5%.

Entre o Quadro de Saída e a Rede de Distribuição: < 1%.

5.5.1 Dimensionamento do Cabo de Corrente Contínua

Para calcular a secção dos cabos respeitantes à corrente contínua, tem-se que garantir

que a queda de tensão máxima seja inferior a 1% da tensão nominal. Com a expressão 5.22,

pode-se calcular a secção dos cabos, considerando 1% para cada ramal:

cabo de tipo do adeResistivid -k

STC potênciamáxima de pontono Tensão -U

STCem circuito curto de Corrente -I

cabo do Comprimeno -L

:Sendo

.k1%.U

.I2.LS

PMP(STC)

CC(CTS)

DC

PMP(STC)

CC(STC)DCDC

(5.22)

Os cabos de corrente contínua estendem-se, entre os módulos fotovoltaicos e o

respectivo inversor.

5.5.1.1 Cabos entre o Sistema Fotovoltaico e os QE 1.1 e QE 1.2

Concluída toda a implantação dos equipamentos, pode-se medir todos os troços para

determinar a secção da cablagem para a respectiva ligação, pela expressão 5.23.

.k1%.U

.I2.LS

PMP(CTS)

CC(CTS)DCDC (5.23)

Sendo 36 m a distancia entre o painel 1 e o QE 1.1, e depois de consultar a ficha de

características do módulo pode-se considerar que, UMPP = 36,2 . 16 = 579,2 V, ICC = 5,3 . 125%=

6,625 A e k = 56 (cobre), então:

6e%.579,2.52.36.6,625

SDC (5.24)

Como os módulos fotovoltaicos já são fornecidos com cabos de ligação com uma secção

de 4 mm2, propõe-se inicialmente também a mesma secção, verificando-se se esta secção

cumpre com o previsto. Então:

1%0,37%4.579,2.562.36.6,625

.579,2.56S2.36.6,625

e%DC

(5.25)

Posto isto, pode-se concluir que está cumprido o limite da queda de tensão para este

troço. Para os restantes troços, apresenta-se a tabela 5.4.



Tabela 5.4 – Queda de Tensão das Filas.

GENERADOR FOTOVOLTAICO DE 100 KW

De Para L (m) I (A) Id(A) 125% Sadop (mm2) e(%)

Série 1 – Fila 1 QE1.1 36 5,3 6,625 4 0,3677

Série 2 – Fila 1 QE1.1 33 5,3 6,625 4 0,3370

Série 3 – Fila 1 QE1.1 18 5,3 6,625 4 0,1838

Série 4 – Fila 1 QE1.1 21 5,3 6,625 4 0,2145

Série 5 – Fila 1 QE1.1 33 5,3 6,625 4 0,3370

Série 6 – Fila 1 QE1.1 36 5,3 6,625 4 0,3677

Série 7 – Fila 1 QE1.2 31 5,3 6,625 4 0,3166

Série 8 – Fila 1 QE1.2 28 5,3 6,625 4 0,2860

Série 9 – Fila 1 QE1.2 18 5,3 6,625 4 0,1838

Série 10 – Fila 1 QE1.2 21 5,3 6,625 4 0,2145

Série 11 – Fila 1 QE1.2 28 5,3 6,625 4 0,2860

Série 1 – Fila 2 QE1.1 36 5,3 6,625 4 0,3677

Série 2 – Fila 2 QE1.1 33 5,3 6,625 4 0,3370

Série 3 – Fila 2 QE1.1 18 5,3 6,625 4 0,1838

Série 4 – Fila 2 QE1.1 21 5,3 6,625 4 0,2145

Série 5 – Fila 2 QE1.1 33 5,3 6,625 4 0,3370

Série 6 – Fila 2 QE1.1 36 5,3 6,625 4 0,3677

Série 7 – Fila 2 QE1.2 31 5,3 6,625 4 0,3166

Série 8 – Fila 2 QE1.2 28 5,3 6,625 4 0,2860

Série 9 – Fila 2 QE1.2 18 5,3 6,625 4 0,1838

Série 10 – Fila 2 QE1.2 21 5,3 6,625 4 0,2145

Série 11 – Fila 2 QE1.2 28 5,3 6,625 4 0,2860

Série 1 – Fila 3 QE1.1 36 5,3 6,625 4 0,3677

Série 2 – Fila 3 QE1.1 33 5,3 6,625 4 0,3370

Série 3 – Fila 3 QE1.1 18 5,3 6,625 4 0,1838

Série 4 – Fila 3 QE1.1 21 5,3 6,625 4 0,2145

Série 5 – Fila 3 QE1.1 33 5,3 6,625 4 0,3370

Série 6 – Fila 3 QE1.1 36 5,3 6,625 4 0,3677

Série 1 – Fila 1 QE1.2 31 5,3 6,625 4 0,3166

Série 2 – Fila 1 QE1.2 28 5,3 6,625 4 0,2860

Série 3 – Fila 1 QE1.2 18 5,3 6,625 4 0,1838

Série 4 – Fila 1 QE1.2 21 5,3 6,625 4 0,2145

Série 5 – Fila 1 QE1.2 28 5,3 6,625 4 0,2860

Série 6 – Fila 1 QE1.1 36 5,3 6,625 4 0,3677

Série 7 – Fila 1 QE1.1 33 5,3 6,625 4 0,3370

Série 8 – Fila 1 QE1.1 18 5,3 6,625 4 0,1838

Série 9 – Fila 1 QE1.1 21 5,3 6,625 4 0,2145

Série 10 – Fila 1 QE1.1 33 5,3 6,625 4 0,3370

Série 11 – Fila 1 QE1.1 36 5,3 6,625 4 0,3677

Série 1 – Fila 2 QE1.2 31 5,3 6,625 4 0,3166

Série 2 – Fila 2 QE1.2 28 5,3 6,625 4 0,2860

Série 3 – Fila 2 QE1.2 18 5,3 6,625 4 0,1838

Série 4 – Fila 2 QE1.2 21 5,3 6,625 4 0,2145

Série 5 – Fila 2 QE1.2 28 5,3 6,625 4 0,2860



Onde,

L é o comprimento do cabo

I é a intensidade de cada série

Id é a intensidade calculada para 125%, segundo o regulamento

Sadop é a secção adoptada para o condutor

e é a queda de tensão em % de cada fila

A tensão de cada fila é de 579,2 V e a potencia é de 2800 W. Todas as filas serão

interligadas com condutores RZ1-K 0,6/1 kV de cobre (www.generalcable.pt/), instalados em

calha de PVC.

5.5.1.2 Cabos entre os QE1.1, QE 1.2 e os QE 2

Para uniformizar a cablagem a aplicar é calculada a queda de tensão no ponto mais

desfavorável da instalação. Para esta determinação utiliza-se o QE1.1, sendo o que suporta mais

séries e o que está mais distante do QE 2. Para esta situação tem-se os seguintes parâmetros:

Distancia: 52 m

UMPP = 36,2 . 16 = 579,2 V (16 módulos em série)

P = 16800 W ( 6 séries de 16 módulos de 175 W)

A36,26 1,25 . 579,216800

I (6 séries afectadas com 125%, conforme

regulamento)

Conforme a situação exposta e substituindo na expressão 5.23, tem-se:

56 . 579,2 . e%36,26 . 52 . 2

SDC (5.26)

Depois de várias tentativas para diferentes tipos de secções, optou-se por utilizar a

secção de 25 mm2 para o troço em questão. Como se pode verificar, a secção seleccionada

cumpre com o previsto. Desta forma,

56 . 579,2 . 2536,26 . 52 . 2

56 . 579,2 . S36,26 . 52 . 2

e%DC

(5.27)

1% 0,46%e

Posto isto, pode-se concluir que está cumprido o critério para a queda de tensão para

este troço. Para os restantes troços, apresenta-se a Tabela 5.5.



Tabela 5.5 – Queda de Tensão entre os QE1.1 e 1.2 e QE2.

QE1.1 e Q1.2 ao QE 2

De Para L (m) P(W) I (A) Id(A) 125% Sadop (mm2) Iadm (A) e(%)

QE1.1 - Fila 1 QE2 52 16.800 29,01 36,26 25 196 0,4650

QE1.2 - Fila 1 QE2 52 14.000 24,17 30,21 25 196 0,3875

QE1.1 - Fila 2 QE2 42 16.800 29,01 36,26 25 196 0,3756

QE1.2 - Fila 2 QE2 42 14.000 24,17 30,21 25 196 0,3130

QE1.1 - Fila 3 QE2 35 16.800 29,01 36,26 25 196 0,3130

QE1.2 - Fila 3 QE2 35 14.000 24,17 30,21 25 196 0,2608

QE1.1 - Fila 4 QE2 25 16.800 29,01 36,26 25 196 0,2236

QE1.2 - Fila 4 QE2 25 14.000 24,17 30,21 25 196 0,1863

Todos os quadros serão interligadas com condutores RV 0,6/1 kV de cobre, instalados

em valas e tubos de PEAD18 de 90 mm.

5.5.1.3 Cabos entre o QE 2 e o Inversor

Enquanto que até aqui todas as distâncias e respectivas secções eram idênticas, nesta

interligação isto já não acontece. A distância entre as diversas 15 instalações varia consoante a

sua localização no terreno. Assim sendo, calculou-se a queda de tensão para o ponto mais

desfavorável de todas as 15 instalações. Para esta situação tem-se os seguintes parâmetros:

Distância: 385 m

UMPP = 36,2 . 16 = 579,2 V (16 módulos em série)

P = 123200 W ( 4 associações de 6 séries de 16 módulos de 175 W e 4

associações de 5 séries de 16 módulos de 175 W)

A 265,91,25 . 579,2

123200I

Conforme a situação exposta e substituindo na expressão 5.23, tem-se:

k . U . 1%

I . L . 2S

PMP(CTS)

CC(CTS)DCDC (5.28)

56 . 579,2 . e%265,9 . 385 . 2

SDC

Depois de várias tentativas para diferentes tipos de secções, optou-se por utilizar 4 cabos

em paralelo com uma secção de 240 mm2 para o troço em questão. Como se pode verificar, a

secção seleccionada cumpre com o previsto. Dessa forma:

56 . 579,2 . 240) . (4265,9 . 385 . 2

56 . 579,2 . S265,9 . 385 . 2

e%DC

(5.29)

1% 0,66%e

Posto isto, pode-se concluir que está cumprida a queda de tensão para este troço. Para

os restantes troços, apresenta-se a Tabela 5.6.



Tabela 5.6 – Queda de Tensão entre os QE2 e Inversores.

QE2 aos INVERSORES

De Para L (m) P(W) I (A) Id(A) 125% Ncond Sadop (mm2) Iadm (A) e(%)

QE2 - FV1 Inversor 1 70 123.200 212,71 265,88 1 240 355 0,4782

QE2 - FV2 Inversor 2 70 123.200 212,71 265,88 1 240 355 0,4782

QE2 - FV3 Inversor 3 149 123.200 212,71 265,88 2 240 355 0,5089

QE2 - FV4 Inversor 4 149 123.200 212,71 265,88 2 240 355 0,5089

QE2 - FV5 Inversor 5 228 123.200 212,71 265,88 2 240 355 0,7788

QE2 - FV6 Inversor 6 228 123.200 212,71 265,88 2 240 355 0,7788

QE2 - FV7 Inversor 7 306 123.200 212,71 265,88 3 240 355 0,6968

QE2 - FV8 Inversor 8 306 123.200 212,71 265,88 3 240 355 0,6968

QE2 - FV9 Inversor 9 385 123.200 212,71 265,88 4 240 355 0,6575

QE2 - FV10 Inversor 10 295 123.200 212,71 265,88 3 240 355 0,6717

QE2 - FV11 Inversor 11 215 123.200 212,71 265,88 2 240 355 0,7343

QE2 - FV12 Inversor 12 215 123.200 212,71 265,88 2 240 355 0,7343

QE2 - FV13 Inversor 13 136 123.200 212,71 265,88 2 240 355 0,4645

QE2 - FV14 Inversor 14 136 123.200 212,71 265,88 2 240 355 0,4645

QE2 - FV15 Inversor 15 61 123.200 212,71 265,88 1 240 355 0,4167

Todas estas interligações serão executadas com condutores RV 0,6/1 kV de cobre,

instalados em valas e tubos de PEAD de 200 mm.

5.5.2 Dimensionamento dos Cabos de Corrente Alternada

Para o cálculo da secção dos cabos de alimentação AC assume-se uma queda de tensão

máxima admissível de 3% relativamente à tensão nominal da rede.

A secção é calculada da seguinte forma:

K . U . 3%

cos . I . L . 3S

n

nACACAC (5.30)

, onde K é a condutividade (Cu= 56, Al=34), Un é 400V e cos entre 0,8 e 1.

Como 9 instalações vão ser ligadas aos postos de transformação do lado Oeste e 6

instalações vão ser ligadas do lado Este, vai-se determinar a queda de tensão para o ponto mais

desfavorável das duas. Para esta situação tem-se os seguintes parâmetros:

Distancia: 198 m

U = 400 V

P = 100000 W (Inversor) - .U.I.cos3P

A 180,420,8 . 400 . 3

100000

cos . U . 3

PI

Conforme a situação exposta e substituindo na expressão já apresentada, depois de

várias tentativas com diferentes tipos de secções, optou-se por utilizar 2 cabos de alumínio em

18 PEAD - Tubo Corrugado, em Polietileno de Alta Densidade.



paralelo, com uma secção de 240 mm2 para o troço em questão. Como se pode verificar, a

secção seleccionada cumpre com o previsto. Então:

K . U . S

cos . I . L . 3e%

nAC

nACAC (5.31)

1%0,76%34 . 400 . 240) . (2

0,8 . 180,42 . 198 . 3e%

Posto isto, pode-se concluir que está cumprido o critério para a queda de tensão para

este troço. Para os restantes troços, apresenta-se a Tabela 5.7.

Tabela 5.7 – Queda de Tensão entre os Inversores e PT’s.

Inversor ao PT

De Para L (m) P(W) I (A) Ncond Sadop (mm2) Iadm (A) e(%)

Inversor 1 PT 1 198 100.000 180,42 2 240 467,7 0,7583

Inversor 2 PT 1 198 100.000 180,42 2 240 467,7 0,7583

Inversor 3 PT 1 198 100.000 180,42 2 240 467,7 0,7583

Inversor 4 PT 2 198 100.000 180,42 2 240 467,7 0,7583

Inversor 5 PT 2 198 100.000 180,42 2 240 467,7 0,7583

Inversor 6 PT 2 198 100.000 180,42 2 240 467,7 0,7583

Inversor 7 PT 3 198 100.000 180,42 2 240 467,7 0,7583

Inversor 8 PT 3 198 100.000 180,42 2 240 467,7 0,7583

Inversor 9 PT 3 198 100.000 180,42 2 240 467,7 0,7583

Inversor 10 PT 4 168 100.000 180,42 2 240 648 0,6434

Inversor 11 PT 4 168 100.000 180,42 2 240 648 0,6434

Inversor 12 PT 4 168 100.000 180,42 2 240 648 0,6434

Inversor 13 PT 5 168 100.000 180,42 2 240 648 0,6434

Inversor 14 PT 5 168 100.000 180,42 2 240 648 0,6434

Inversor 15 PT 5 168 100.000 180,42 2 240 648 0,6434

Todas estas interligações serão executadas com condutores RV 0,6/1 kV de alumínio,

instalados em valas e tubos de PEAD de 200 mm.

5.6 Selecção das Caixas de Junção do Sistema Fotovoltaico e Dimensionamento do

Interruptor DC

O sistema fotovoltaico dispõe de vários tipos de caixas de ligação, sendo no projecto

apresentado denominadas por QE 1.1 e QE 1.2, permitindo a ligação dos pólos positivos e

negativos das diversas séries, assim como o QE 2 que tem por função fazer a associação de

todos os QE 1.1 e QE 1.2 de uma instalação de 100 kW.

As principais características que as caixas de junção devem possuir são as seguintes, ter

um IP 54, resistentes aos raios ultravioletas (UV) e possuir um grau de protecção de classe II.

Para além de possuírem tais características, para a instalação das caixas de junção

recomenda-se a escolha de um local que as proteja da chuva e da irradiação Solar directa. Para



a protecção contra sobre-tensões, os descarregadores de sobre-tensões são ligados na caixa de

junção.

No que concerne ao interruptor DC, deve-se dar especial atenção ao seu

dimensionamento, já que este tem por função isolar o cabo DC e prevenir a ocorrência de

contactos directos devido a uma activação acidental do aparelho de corte. Este deverá ser

dimensionado para a tensão máxima de circuito aberto do sistema solar à temperatura de -10°C

(UOC (PV -10°C)) e para 125% da corrente máxima do sistema (ICCPV), conforme é exigido na norma

europeia IEC 60364-7-712.

Conforme se pode verificar no item 5.4.2.2, a min) mod OC(TU = 38,93 V, portanto a tensão

máxima estimada aos seus terminais é (com 16 módulos em série):

V 622,938,93 .16 U .16 U min) mod OC(TDC (5.32)

Relativamente à corrente que se pode esperar a percorrer o interruptor, é dada pela

expressão 5.33.

CC(PV)DCIC I . 1,25I (5.33)

A 265,9579,2

123200 . 1,25IDC

Findas as diversas suposições e determinações, conclui-se que é necessário aplicar um

interruptor capaz de operar com estas duas premissas. Sendo assim, é aplicado um interruptor

geral de 400 A e 1000 V num quadro eléctrico denominado no esquema do Anexo 1, como

Q.E.3.

Findas estas deduções e conclusões, estão criadas todas as condições para efectuar a

implantação de todos os equipamentos em projecto.

5.7 Protecção Contra Descargas Atmosféricas, Sobre-Tensões e Ligação à Terra

No presente projecto estão disponíveis 3 sistemas de ligação à Terra, sendo que uma

interliga as partes metálicas do lado AC, outra interliga as Terras da parte DC, e outra interliga

o neutro de saída do inversor. O neutro do inversor estará ligado ao condutor do neutro da

instalação eléctrica do distribuidor.

As estruturas metálicas dos módulos fotovoltaicos, o aro do módulo, os envolventes dos

quadros DC, os bornes de Terra de protecção DC do inversor, etc, serão ligados à rede de

Terras de corrente continua, para evitar descargas de origem atmosférica e falhas de

isolamento.

O valor da resistência de terra deverá ser inferior a 83,3 para a instalação relativa à

corrente alternada, já que a tensão limite convencional de contacto está limitada a 25 V e será

aplicado um diferencial de 300 mA, assim como deve ser inferior a 200 para a instalação

relativa à corrente contínua, já que a tensão limite convencional de contacto está limitada a 60



V, conforme previsto no regulamento [18]. Em obra deve-se aumentar ou diminuir o número

de chapas de cobre utilizadas para o sistema de ligação à terra, até que seja atingido um valor

de resistência inferior a este.

As terras das cabines prefabricadas dos inversores e postos de transformação serão

independentes das anteriores. As ligações à Terra serão efectuadas através de chapas de

cobre, devido ás condições do terreno.

Todos os inversores devem ter protecção à sua entrada e saída contra sobretensões,

mediante descarregadores.

Todos os condutores serão de cobre nu de 35 mm2 de secção.

5.8 Estimativa da Energia Produzida

Para que seja possível determinar a estimativa da energia produzida pelos módulos

fotovoltaicos, é necessário dispor dos valores da radiação incidente e da temperatura

ambiente do local da instalação.

Para o calculo da estimativa da energia produzida durante um intervalo de tempo

t), é utilizada a expressão 5.34.

Wh t . G,PE max (5.34)

Para o local em questão e através do site disponível na Internet,

http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/19, obtiveram-se os valores para a radiação incidente e para a

temperatura ambiente.

A Figura 5.5 apresenta a distribuição da radiação média mensal incidente em painéis

fixos com inclinação igual à latitude, obtida através site acima indicado para a local da

instalação solar fotovoltaica.

Figura 5.5 – Radiação média mensal incidente em painéis fixos com inclinação igual à latitude.

Fonte: JRC (http://re.jrc.ec.europa.eu).

19 http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/ - Joint Research Centre European Commission Photovoltaic Geographical Information System: Centro de Investigação da Comissão Europeia.



Na Figura 5.6 pode ser visualizado a distribuição da temperatura média mensal

ambiente ao longo do ano, obtida através site acima indicado para a local da instalação solar

fotovoltaica.

Figura 5.6 – Temperatura média mensal ambiente.

Fonte: JRC (http://re.jrc.ec.europa.eu).

Depois de obtidos os valores para a radiação solar apresentados na Figura 5.1 e para a

temperatura ambiente apresentados na Figura 5.2, será possível estimar a energia anualmente

produzida pelos módulos seleccionados. Para determinar a energia máxima que o módulo

seleccionado poderá produzir para os valores de radiação e temperatura locais, foram utilizadas

as expressões apresentadas no item 4.1.4, originando a potência máxima constante na Tabela

5.8.

Tabela 5.8 – Resultados obtidos através da radiação, temperatura e módulo seleccionado.

G(w/m2) Qa Qc VT VT ref m Io ref Vmax Imax ref Imax Pmax

Jan 385,00 11,24 23,3 0,02557 0,02572 121,4091 4E-06 33,55 4,856436872 1,87 62,73

Fev 411,00 12,88 25,7 0,02578 0,02572 121,4091 4E-06 33,29 4,847319757 1,99 66,32

Mar 524,00 16,37 32,7 0,02638 0,02572 121,4091 4E-06 32,73 4,821018587 2,53 82,68

Abr 503,00 18,41 34,1 0,02650 0,02572 121,4091 4E-06 32,34 4,815788857 2,42 78,33

Mai 580,00 21,99 40,1 0,02702 0,02572 121,4091 4E-06 31,67 4,793128371 2,78 88,05

Jun 576,00 26,76 44,8 0,02742 0,02572 121,4091 4E-06 30,78 4,775435859 2,75 84,66

Jul 571,00 28,91 46,8 0,02759 0,02572 121,4091 4E-06 30,37 4,767841233 2,72 82,69

Ago 565,00 28,64 46,3 0,02755 0,02572 121,4091 4E-06 30,42 4,769591511 2,69 81,99

Set 527,00 25,05 41,5 0,02714 0,02572 121,4091 4E-06 31,09 4,787810166 2,52 78,46

Out 479,00 20,87 35,8 0,02665 0,02572 121,4091 4E-06 31,86 4,809336848 2,30 73,39

Nov 360,00 15,28 26,5 0,02585 0,02572 121,4091 4E-06 32,72 4,844299746 1,74 57,06

Dez 333,00 12,21 22,6 0,02551 0,02572 121,4091 4E-06 33,22 4,85885863 1,62 53,76

Afectando os valores da Tabela 5.8 pelas diferentes perdas nos troços da instalação, já

apresentados no item 6.5.1, obteve-se a Tabela 5.9, onde NDM o número de dias do mês e

NMP o número total de módulos por 100kW.

As perdas entre os módulos fotovoltaicos e o Q.E.1 (Mod – QE1), as perdas entre os Q.E.1

e Q.E.2 (QE - QE), as perdas entre os Q.E.2 e o inversor (QE - Inv) e as perdas do Inversor (Inv)

estão também apresentadas na Tabela 5.9.



Tabela 5.9 – Energia mensalmente produzida por cada 100 kW.

Pmax Perdas HSP NDM Ereal(Wh) NMP Ereal total(Wh)

Mod – QE1 QE – QE QE - Inv Inv

Jan 62,73 0,9970 0,9968 0,9952 0,9512 9,2 31 15.161,4 704 10.673.650,3

Fev 66,32 0,9970 0,9968 0,9952 0,9512 10,2 28 16.051,2 704 11.300.010,2

Mar 82,68 0,9970 0,9968 0,9952 0,9512 12 31 26.066,4 704 18.350.730,2

Abr 78,33 0,9970 0,9968 0,9952 0,9512 12,3 30 24.495,5 704 17.244.843,5

Mai 88,05 0,9970 0,9968 0,9952 0,9512 13 31 30.072,4 704 21.170.971,0

Jun 84,66 0,9970 0,9968 0,9952 0,9512 13,2 30 28.410,4 704 20.000.898,1

Jul 82,69 0,9970 0,9968 0,9952 0,9512 13,2 30 27.750,1 704 19.536.090,2

Ago 81,99 0,9970 0,9968 0,9952 0,9512 13 31 28.001,1 704 19.712.767,7

Set 78,46 0,9970 0,9968 0,9952 0,9512 12,2 30 24.335,4 704 17.132.119,7

Out 73,39 0,9970 0,9968 0,9952 0,9512 10,5 31 20.243,8 704 14.251.629,9

Nov 57,06 0,9970 0,9968 0,9952 0,9512 10 30 14.506,5 704 10.212.600,1

Dez 53,76 0,9970 0,9968 0,9952 0,9512 9,5 31 13.416,7 704 9.445.353,5

Total 189.031.664,4

A partir da expressão 5.34, determinou-se a energia anualmente produzida por cada

instalação de 100 kW.

MWh 189NMP . NDM .HSP . G,PE max (5.35)

Para avaliar a qualidade da instalação é determinada a razão de produção PR pela

expressão 5.36, onde relaciona a energia realmente produzida pelo sistema fotovoltaico (Ereal) e

a energia teoricamente expectável (Eideal).

ideal

real

EE

PR (5.36)

Através desta razão pode-se comparar diferentes instalações fotovoltaicas em distintos

locais. O PR de produção de uma instalação fotovoltaica convencional, sem sombras, pode

variar entre 0,6 e 0,95.

Os valores representados na Tabela 5.10, indicam a energia idealmente produzida por

cada módulo, assim como a energia real produzida por cada módulo mensalmente.

Tabela 5.10 – Energia mensalmente produzida por cada módulo (real - ideal).

Ereal (kWh) Eideal (kWh) Jan 15,2 17,9 Fev 16,0 18,9 Mar 26,1 30,8 Abr 24,5 28,9 Mai 30,1 35,5 Jun 28,4 33,5 Jul 27,8 32,7 Ago 28,0 33,0 Set 24,3 28,7 Out 20,2 23,9 Nov 14,5 17,1 Dez 13,4 15,8 Total 268,5 316,8



Através da expressão 5.36, pode-se determinar o PR previsto para a instalação em causa.

0,858kWh .316 5kWh . 268

E

EPR

ideal

real (5.37)

5.9 Resultados

O Parque Solar Fotovoltaico começou a produzir energia a partir do inicio de Outubro de

2008, mas devido a vários problemas na linha de ligação à rede eléctrica, só a partir de Janeiro

serão apresentados, conforme Figura 5.7.

Produção de Energia Mensal

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul

Mês

Produção Mensal

Figura 5.7 – Produção de Energia da Instalação Fotovoltaica.

Através dos valores apresentados na tabela 5.9 e na Figura 5.7,é determinado o gráfico

da Figura 5.8, sendo a comparação entre os resultados obtidos da produção mensal e previsão

mensal.

Figura 5.8 – Comparação da Produção / Previsão de Energia.

Com estes dados é possível determinar a produtividade mensal do sistema fotovoltaico,

que é dado por kWh/kWp. Os valores da produtividade são apresentados na Figura 5.9.



Produtividade

020

406080

100120140160180

200

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul

Mês

Produtividade Real Produtividade Prevista

Figura 5.9 – Curva de Produtividade.

Sendo a produtividade a quantidade de energia eléctrica produzida em função da

potência instalada, existe uma real variação entre a potência produzida e a potência prevista,

em que as principais causas para esta diferença poderão ser:

O desempenho dos módulos pode não ser o descrito pelo fabricante ao nível da

potência nominal e do desempenho quando sujeito a altas temperaturas.

Os valores da irradiação fornecidos não corresponderem aos valores reais.

O rendimento do inversor poderá ser inferior ao apresentado pelo fornecedor.

Contudo, de um modo geral pode-se deduzir que os resultados obtidos estão dentro das

expectativas criadas.

No que respeita a resultados económicos, pode-se verificar na Tabela 5.11 a produção

mensal inerente a cada 100 kW da instalação solar fotovoltaica, na qual servirá de base de

cálculo para a Tabela 5.11.

Tabela 5.11 – Produção mensal por cada 100 kW.

Ereal Total (kWh) Eideal Total (kWh)

Jan 10700,8 12601,6

Fev 11264,0 13305,6

Mar 18374,4 21683,2

Abr 17248,0 20345,6

Mai 21190,4 24992,0

Jun 19993,6 23584,0

Jul 19571,2 23020,8

Ago 19712,0 23232,0

Set 17107,2 20204,8

Out 14220,8 16825,6

Nov 10208,0 12038,4

Dez 9433,6 11123,2

Total 189024,0 222956,8



Com o produto dos dados da tabela 5.11 com a tarifa actualmente aplicada de cerca de

0,40 €/kW, pode-se determinar o gráfico da Figura 5.10.

Figura 5.10 – Produção mensal por cada 100 kW (€).



Capítulo 6 – Conclusões e Sugestões


Capítulo 6

Conclusões e Sugestões

6.1 Conclusões

No momento em que o mundo se encontra vulnerável face à crise do petróleo, com

preços do barril a aumentarem todos os dias, a necessidade de estudar e implementar fontes

de energia alternativas tornou-se urgente.

Com a realização desta dissertação, nomeadamente no que respeita à situação geral das

energias renováveis em Portugal e no Mundo, é de salientar que muito já foi executado mas

ainda falta fazer muito mais, tendo em vista as fontes de energias renováveis disponíveis que

não estão a ser aproveitadas ou transformadas, para que possamos estar cada vez mais

independentes do petróleo e dos seus derivados.

Paralelamente ao desenvolvimento do principal objectivo, além das questões sociais,

técnicas e económicas, também foi apresentada uma visão geral do contexto mundial da

energia solar fotovoltaica através de diferentes análises, nas quais foram apresentadas as

evoluções da tecnologia e panoramas futuros.

Assim, este relatório propôs-se demonstrar a viabilidade técnica e a facilidade de

instalação de sistemas fotovoltaicos com ligação à rede eléctrica, consolidando que a forma

limpa de produção de energia eléctrica é o caminho a seguir. Esta consolidação é facilmente

visível por análise aos dados da União Europeia que, no ano de 2007, a potência total instalada

em sistemas fotovoltaicos ascendia a quase 7.900 MWp.

Esta dissertação, teve como principal objectivo o desenvolvimento de um manual de

fácil utilização no dimensionamento adequado de um sistema fotovoltaico ligado à rede, com

a execução de um projecto de 1,5 MW, constituído por 15 inversores de 100 kW e 10560

módulos fotovoltaicos. Foi apresentado uma sequência de passos visando o projecto de um

sistema solar fotovoltaico com ligação à rede, utilizando módulos fotovoltaicos

monocristalinos.

Para que o dimensionamento de um sistema fotovoltaico seja mais preciso é necessário

não somente avaliar o índice de radiação solar local, mas também levar em bastante

consideração a temperatura que a instalação solar fotovoltaica estará sujeita. Relativamente à

especificação dos equipamentos, deve-se ser bastante rigoroso e criterioso nos contractos que

são assumidos perante ambas as partes, já que o mercado fotovoltaico assim como muitos

outros, são muito versáteis.



No desenvolvimento da dissertação verificou-se que a avaliação do equipamento é

fulcral na verificação da viabilidade de se implantar num determinado local um sistema solar

fotovoltaico, tendo em conta fundamentalmente o comportamento dos equipamentos ás

condições ambientais do local. Estes dados podem ser conhecidos através de equipamentos de

medição ou obtidos através mapas de insolação, obtendo-se assim as características

necessárias para estudar o desempenho dos módulos fotovoltaicos, assim como efectuar os

cálculos necessários para dimensionar os equipamentos a utilizar, de modo a minimizar que os

efeitos ambientais afectem de um modo comprometedor o funcionamento de todos os

equipamentos da instalação solar fotovoltaica.

No que respeita à implementação e execução da instalação fotovoltaica, deve-se

registar que aposta em condutores de boa qualidade e secção adequada, é um óptimo

investimento numa instalação deste género, já que são responsáveis por evitar perdas

excessivas dependendo da secção utilizada. Relativamente à decisão dos equipamentos a

instalar, nunca se deve vulgarizar qualquer décima no valor do seu rendimento em detrimento

de outro, devido a interesses económicos ou de marcas, mas sim deve-se optar pelo que

apresenta melhor condições e garantias de produção, já que é um investimento de longo prazo

e todas as decisões são muito importantes.

Ao longo deste trabalho, foi demonstrada evidência suficiente para que cada vez mais o

investimento na produção de energia através de painéis fotovoltaicos não seja uma miragem

mas sim uma realidade. Os sistemas fotovoltaicos têm potencial suficiente para criar uma nova

realidade no contexto da nacional e mundial.

Esta dissertação apresenta um resumo das principais características da utilização

energética da radiação rolar e da sua transformação fotovoltaica, dando ênfase à instalação de

sistemas fotovoltaicos ligados à rede.

6.2 Sugestões de Trabalho Futuro

Com a elaboração desta dissertação, apurou-se que algumas tarefas ficaram por

concluir, podendo servir como sugestão para futuros estudos.

Na elaboração do Capítulo 2, foi verificada a existência de poucos estudos realizados

sobre o comportamento da radiação solar em Portugal, sugerindo-se que sejam

realizados estudos sustentados em leituras reais através das estações meteorológicas

ao longo do pais, disponibilizando-as na Internet.

Acompanhamento de uma instalação solar fotovoltaica com o intuito de maximizar a

sua produção, através do levantamento da influência das variações climatéricas e

sujidade na produção de energia eléctrica.



Fazer o levantamento da eficiência média mensal dos inversores por meio da

medição da produção diária de energia eléctrica, comparando-as com os valores

obtidos através de um Piranómetro. e caso sejam encontrados valores discrepantes,

verificar a sua causa.

Fazer a medição da irradiância e comparar com os valores utilizados nesta

dissertação e, se necessário, recalcular os valores previstos.

Verificar a necessidade e frequência da limpeza dos módulos fotovoltaicos, que possa

influenciar a produção de energia eléctrica.

Verificar a viabilidade económica na implementação de um sistema fotovoltaico

isolado com o auxilio de baterias, para a alimentação dos serviços comuns do parque

fotovoltaico.



Bibliografia


Bibliografia

[1] Direcção Geral de Energia e Geologia - Estratégia Nacional para a Energia , disponível em www.dgge.pt, Julho de 2009.

[2] DIÁRIO DA REPÚBLICA—I SÉRIE-B, Resolução do Conselho de Ministros nº 169/2005,

de 24 de Outubro de 2005.

[3] Ministério da Economia, Inovação e Desenvolvimento, Livros de Energia, Política

Energética, Estratégia Nacional para a Energia, disponível em http://www.min-

economia.pt/document/Energia_Alteracoes.pdf, Abril de 2009.

[4] Antonio Marti, Fundamentos de la Conversión Fotovoltaica: La Célula Solar, Instituto

de Energia Solar, Universidade Politécnica de Madrid, CIEMAT, pag. 4-5, 2004.

[5] Consulta em

http://www.inovacaotecnologica.com.br/noticias/noticia.php?artigo=celula-Solar-

mais-eficiente-ja-fabricada-atinge-50-eficiencia&id=010115090729, Julho de 2009.

[6] Consulta em www.domus-solaris.com, Fevereiro de 2009.

[7] Instalaciones Fotovoltaicas, Manual para uso de Instaladores. Direccion General de

Industria, Energia y Minas, 2002.

[8] Eduardo Lorenzo, Sistemas de generación y acondicionamiento de ptencia, Instituto

de Energia Solar, Universidade Politécnica de Madrid, CIEMAT, pag. 6-7, 2004.

[9] Castro, Rui, “Introdução à Energia Fotovoltaica”, Energias Renováveis e Produção

Descentralizada, DEEC / Secção de Energia, Instituto Superior Técnico, Universidade

Técnica de Lisboa, 2002.

[10] INSTITUTO SUPERIOR DE ENGENHARIA DE LISBOA, DEEA – Secção de Economia e

Gestão, GESTÃO DE ENERGIA, ENERGIA SOLAR, Cristina Camus e Eduardo Eusébio,

Março de 2006.

[11] ENERGIA SOLAR, Luis Jutglar, Editorial Ceac, ISBN: 8432910635 ISBN-13:

9788432910630, 2005.

[12] Radiación Solar, J. Bilbao, A. De Miguel,Departamento de Física Aplicada. Universidad

de Valladolid, 2002.

[13] Ignacio Cruz, Inversores conectados a red y autónomos, Departamento de Energias

Renovables, CIEMAT, pag. 27-27, 2004.

[14] Consulta em http://www.sma-america.com/en_US/products/off-grid-

inverters/sunny-island-4248u.html2, Agosto de 2009.

Bibliografia


[15] Energia Fotovoltaica, Manual sobre Tecnologias, Projecto e Instalação – GREENPRO,

Fevereiro de 2002.

[16] Consulta em http://www.grupojema.com/cas/catalogo/inversorfotovoltaicoserieif/,

Dezembro de 2008.

[17] Consulta em http://www.suntech-power.com/images/August24/EN/STP

180S_24_Ad_BlackLabel_EN.pdf, Dezembro de 2008.

[18] Regras Técnicas das Instalações Eléctricas de Baixa Tensão - Decreto-Lei n.º

226/2005, de 28 de Dezembro, MINISTÉRIO DA ECONOMIA E DA INOVAÇÃO, alínea

481.3.1.

Anexos

Projecto de uma Instalação Solar Fotovoltaica A.- 1

Anexos

Peças Desenhadas

Os anexos apresentam as 10 peças desenhadas de um projecto de 1,5MW, localizado

em Sevilha, Espanha.

Anexos

A - 2 Projecto de uma Instalação Solar Fotovoltaica

Anexos


Anexo 1

IE-01 - Planta de Implantação

Anexos


Anexos


Anexo 2

IE-02 - Trabalhos de Construção Civil

Anexos


Anexos


Anexo 3

IE-03 - Planta Tipo – 100 kW

Anexos


Anexos


Anexo 4

IE-04 - Esquema Eléctrico – Planta Tipo 100 kW Esquema Unifilar

Anexos


Anexos


Anexo 5

IE-05 - Esquema Eléctrico – Planta 1,5MW

Anexos


Anexos


Anexo 6

IE-06 - Esquema Eléctrico – Planta 1,5MW

Anexos


Anexos


Anexo 7

IE-07 - Iluminação de Segurança e Sistema de CCTV

Anexos


Anexos


Anexo 8

IE-08 - Ramal de Baixa Tensão

Anexos


Anexos


Anexo 9

IE-09 - Prefabricados para Inversores e Centro de Comando

Anexos


Anexos


Anexo 10

IE-10 - Pormenor Construção Civil - Portinholas

Anexos


Documents

Escola de Engenharia - intranet.dei.uminho.ptintranet.dei.uminho.pt/gdmi/galeria/temas/pdf/24608.pdf · trabalho e, por se disponibilizar como orientador deste trabalho na Universidade