GeraçãoDistribuídaparaempreendimento ... · Mauro Henrique Fornaza Pascoal. Distributed Generation for housing develop-mentofsocialinterestwithcustomizationconceptsmass. 2016

Universidade Estadual de LondrinaCentro de Tecnologia e UrbanismoDepartamento de Engenharia Elétrica

Mauro Henrique Fornaza Pascoal

Geração Distribuída para empreendimentohabitacional de interesse social comconceitos de customização em massa

Londrina2016

Universidade Estadual de Londrina

Centro de Tecnologia e UrbanismoDepartamento de Engenharia Elétrica


Geração Distribuída para empreendimentohabitacional de interesse social com conceitos de

customização em massa

Trabalho de Conclusão de Curso orientado pelo Prof. Silvia Galvãode Souza Cervantes intitulado “Geração Distribuída para empre-endimento habitacional de interesse social com conceitos de cus-tomização em massa” e apresentado à Universidade Estadual deLondrina, como parte dos requisitos necessários para a obtenção doTítulo de Bacharel em Engenharia Elétrica.

Orientador: Prof. Silvia Galvão de Souza Cervantes

Londrina2016

Ficha Catalográfica

Mauro Henrique Fornaza PascoalGeração Distribuída para empreendimento habitacional de interesse social comconceitos de customização em massa - Londrina, 2016 - 83 p., 30 cm.Orientador: Prof. Silvia Galvão de Souza Cervantes1. Geração Distribuída. 2. Sistemas Fotovoltaicos. 3. EmpreendimentoHabitacional de Interesse Social. 4. Customização em MassaI. Universidade Estadual de Londrina. Curso de Engenharia Elétrica. II.Geração Distribuída para empreendimento habitacional de interesse social comconceitos de customização em massa.


Geração Distribuída para empreendimentohabitacional de interesse social comconceitos de customização em massa

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso deEngenharia Elétrica da Universidade Estadual de Londrina,como requisito parcial para a obtenção do título de Bacharelem Engenharia Elétrica.

Comissão Examinadora

Prof. Silvia Galvão de Souza CervantesUniversidade Estadual de Londrina

Orientador

Prof. Ercília Hitomi HirotaUniversidade Estadual de Londrina

Prof. Osni VicenteUniversidade Estadual de Londrina

Londrina, 16 de fevereiro de 2017

Dedico este trabalho a todos que influenciaramna concretização desta etapa, minha família e amigos.

Agradecimentos

Agradeço primeiramente a Deus por sempre me dar forças e me conceder a graça demais essa conquista.

A minha família que me deu as condições necessárias para estar aqui, sempre meapoiando, rezando por mim, me incentivando nos momentos mais difíceis. Em especiala minha mãe, Maria Aparecida Fornaza Pascoal, que não pôde presenciar esta etapa deminha vida, mas que tenho certeza de que estaria honrada por toda sua dedicação a mim;ao meu pai, Mario Pascoal, que, mesmo nos últimos anos estando sozinho, fez seu papel depai e mãe e não me deixou desistir; por fim, ao meu irmão, Mário César Fornaza Pascoal,que sempre me aconselha, me apoia e deixa explícito seu papel de meu melhor amigo.

Aos amigos que fiz durante o curso, os quais posso chamar de família, por estarempresentes nos melhores e piores momentos de minha vida. Sem vocês, nada disso teriasentido.

A minha orientadora, professora Silvia Galvão de Souza Cervantes, por toda sua de-dicação em me auxiliar na concretização deste projeto, aos professores que se dispuserama participar da banca examinadora e também a todos os professores do departamento deengenharia elétrica desta instituição.

Por fim, agradeço a todos que de alguma forma me ajudaram a estar cursando enge-nharia elétrica na Universidade Estadual de Londrina, a todos os meus amigos, a todosos professores com quem tive contato, aos familiares, enfim, a todos que sonharam juntocomigo e me apoiaram nesta luta.

"Unir-se é um bom começo,manter a união é um progresso,

e trabalhar em conjunto é a vitória."(Henry Ford)

Mauro Henrique Fornaza Pascoal. Geração Distribuída para empreendimento ha-bitacional de interesse social com conceitos de customização em massa. 2016.83 p. Trabalho de Conclusão de Curso em Engenharia Elétrica - Universidade Estadualde Londrina, Londrina.

ResumoEste estudo tem como objetivo o desenvolvimento de uma metodologia de projeto paraavaliar a viabilidade de geração fotovoltaica para residências de empreendimentos habita-cionais de interesse social com conceitos de customização em massa. A partir dos projetoselétrico e luminotécnico otimizados para cada situação, será realizado o cálculo de ge-ração. Considerando a demanda de cada residência, busca-se aprimorar o conceito desustentabilidade do empreendimento habitacional, além de contribuir como solução paraa crescente crise energética do país. Este resultado será comparado com a viabilidade damesma demanda ser atendida por uma pequena central de geração fotovoltaica para aárea institucional do empreendimento proposto.

Palavras-Chave: 1. Geração Distribuída. 2. Sistemas Fotovoltaicos. 3. Empreendi-mento Habitacional de Interesse Social. 4. Customização em Massa

Mauro Henrique Fornaza Pascoal. Distributed Generation for housing develop-ment of social interest with customization concepts mass. 2016. 83 p. Monographin Electrical Engineering - Londrina State University, Londrina.

AbstractThis study aims to develop a design methodology to assess the viability of photovoltaicgeneration for residential housing projects of social interest with customization conceptsmass. From the electric and luminotécnico designs optimized for each situation, therewill be the calculation of generation from demand of each residence, aiming to improvethe concept of sustainability of housing development, and contribute as a solution to thegrowing energy crisis in the country. This result is compared to the viability of thatdemand be met by a small central photovoltaic generation in an institutional area of theproposed development.

Key-words: 1. Distributed Generation. 2. Photovoltaic Systems. 3. Housing EnterpriseSocial Interest. 4. Mass Customization

Lista de ilustrações

Figura 1 – Estrutura solar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27Figura 2 – Irradiância solar média incidente ao longo de 24 horas no topo da at-

mosfera terrestre (341 W/m2). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28Figura 3 – Componentes da radiação solar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29Figura 4 – Órbita da Terra em torno do Sol, representando as estações do ano. . . 30Figura 5 – Posição do Sol em relação ao plano horizontal. . . . . . . . . . . . . . . 30Figura 6 – Orientação de uma superfície inclinada em relação ao plano horizontal. 31Figura 7 – Faixas de energia de um material semicondutor . . . . . . . . . . . . . 32Figura 8 – Sistema Fotovoltaico conectado à rede elétrica. . . . . . . . . . . . . . . 33Figura 9 – Conectores MC4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34Figura 10 – Representação de módulos solares com tecnologia c-Si. . . . . . . . . . 35Figura 11 – Exemplo de aplicação arquitetônica de módulos a-Si. . . . . . . . . . . 37Figura 12 – Exemplo de aplicação arquitetônica de módulos CdTe. . . . . . . . . . 37Figura 13 – Inversor para aplicação em sistemas fotovoltaicos. . . . . . . . . . . . . 38Figura 14 – Curva característica da eficiência de um inversor de 650W. . . . . . . . 39Figura 15 – Caixa de junção. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40Figura 16 – Irradiação Solar no Plano Inclinado - Londrina, PR . . . . . . . . . . . 44Figura 17 – Gráfico da Irradiação Solar no Plano Inclinado - Londrina, PR . . . . . 45Figura 18 – Sistema de conexão ON-GRID com medidor bidirecional . . . . . . . . 46Figura 19 – Módulos Fotovoltaicos ligados em série. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46Figura 20 – Módulos Fotovoltaicos ligados em paralelo. . . . . . . . . . . . . . . . . 47Figura 21 – Demonstração do aproveitamento do recurso solar para diferentes in-

clinações do módulo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49Figura 22 – Ângulos de correção do norte magnético por estado brasileiro. . . . . . 50Figura 23 – Fluxograma para solicitação de acesso. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52Figura 24 – Dados do fabricante do módulo solar Risen SYP 250P . . . . . . . . . 53Figura 25 – Dados do fabricante do inversor BB POWER SF1600TL . . . . . . . . 55Figura 26 – Dados do fabricante do inversor BB POWER ST20000TL . . . . . . . 59Figura 27 – Diagrama Unifilar para Unidade Consumidora Bifásica . . . . . . . . . 69Figura 28 – Diagrama Unifilar para Unidade Consumidora Trifásica . . . . . . . . . 70Figura 29 – Diagrama Unifilar CC do inversor 1 da Central de Geração Fotovoltaica 71Figura 30 – Diagrama Unifilar CC do inversor 2 da Central de Geração Fotovoltaica 72Figura 31 – Diagrama Unifilar CA da Central de Geração Fotovoltaica . . . . . . . 73

Lista de tabelas

Tabela 1 – Albedo para diferentes tipos de superfície. . . . . . . . . . . . . . . . . 29Tabela 2 – Relação entre a latitude do local e o ângulo de inclinação recomendado. 49Tabela 3 – Tarifas para subgrupo B1 - Baixa Renda . . . . . . . . . . . . . . . . . 51Tabela 4 – Definição da potência de geração a ser instalada. . . . . . . . . . . . . 54Tabela 5 – Potencial de economia mensal com o sistema fotovoltaico individual. . 57Tabela 6 – Tempo de payback para o sistema fotovoltaico individual. . . . . . . . 57Tabela 7 – Potencial de economia mensal com o sistema fotovoltaico individual

para unidade consumidora baixa renda. . . . . . . . . . . . . . . . . . 57Tabela 8 – Tempo de payback para o sistema fotovoltaico individual para unidade

consumidora baixa renda. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58Tabela 9 – Potencial de economia mensal com o sistema fotovoltaico centralizado. 61Tabela 10 – Tempo de payback para o sistema fotovoltaico centralizado. . . . . . . 61

Lista de Siglas e Abreviaturas

ABNT Associação Brasileira de Normas TécnicasANEEL Agência Nacional de Energia ElétricaCA Corrente AlternadaCC Corrente ContínuaCOPEL Companhia Paranaense de EnergiaDPS Dispositivo de Proteção contra SurtoICMS Imposto sobre Circulação de Mercadorias e ServiçosMPPT Maximum Power Point TrackerNBR Norma BrasileiraUEL Universidade Estadual de LondrinaWp Watt-picoZEMCH Zero-Energy Mass Custom Home Network

Sumário

1 INTRODUÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 231.1 Motivação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241.2 Justificativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241.3 Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241.3.1 Objetivos Específicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 251.4 Metodologia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA . . . . . . . . . . . . . . . . . 272.1 Recurso Solar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272.1.1 Geometria Solar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292.2 Efeito fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 312.3 Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede . . . . . . . . . . . . 332.3.1 Módulo Solar Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 342.3.1.1 Silício Cristalino (c-Si) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 352.3.1.2 Silício Amorfo Hidrogenado (a-Si) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 362.3.1.3 Telureto de Cádmio (CdTe) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 362.3.1.4 Disseleneto de Cobre (gálio) e índio (CIS e CIGS) . . . . . . . . . 382.3.2 Inversor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 382.3.2.1 Caixas de Junção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 392.3.2.2 Dispositivos de Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 402.4 Micro e Minigeração - Sistema de Compensação de Energia

Elétrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 402.4.1 Classificação da Central Geradora . . . . . . . . . . . . . . . . . 412.4.2 Empreendimento com Múltiplas Unidades Consumidoras . . . 412.4.3 Geração Compartilhada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 412.4.4 Autoconsumo Remoto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

3 DESENVOLVIMENTO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 433.1 Descrição das Soluções Propostas . . . . . . . . . . . . . . . . . . 433.2 Dimensionamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 443.2.1 Recurso Solar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 443.2.2 Dados Estimados para as Habitações . . . . . . . . . . . . . . . . 453.2.3 Tipos de Ligação dos Módulos Fotovoltaicos . . . . . . . . . . . 453.2.4 Equações Matemáticas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 473.2.5 Dimensionamento dos Condutores CC . . . . . . . . . . . . . . . 48

3.3 Ângulos de Instalação dos Módulos Fotovoltaicos . . . . . . . . 493.4 Cálculo do Payback . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 503.5 Fluxograma para Legalização de um Sistema Fotovoltaico . . 51

4 RESULTADOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 534.1 Dimensionamento Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 534.1.1 Sistema de Geração Individual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 534.1.1.1 Orçamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 544.1.1.2 Diagrama Unifilar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 554.1.1.3 Escolha dos ângulos de inclinação e orientação . . . . . . . . . . . 564.1.1.4 Payback . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 564.1.2 Sistema de Geração Centralizada . . . . . . . . . . . . . . . . . . 584.1.2.1 Orçamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 604.1.2.2 Diagrama Unifilar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 604.1.2.3 Escolha dos ângulos de inclinação e orientação . . . . . . . . . . . 604.1.2.4 Payback . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

5 DISCUSSÕES E CONCLUSÕES . . . . . . . . . . . . . . . . . 635.1 Trabalhos Futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

REFERÊNCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

6 APÊNDICE 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

7 APÊNDICE 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

8 ANEXO 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

9 ANEXO 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79

10 ANEXO 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

11 ANEXO 4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83

23

1 Introdução

Empreendimentos habitacionais de interesse social são um conceito que vem crescendoem meio a sociedade, a fim de solucionar vários problemas sociais, como falta de moradiae a melhoria da qualidade de vida da população que reside em locais de situação precária,sem saneamento básico, distribuição de energia elétrica, etc.

Com dados de 2005 do Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada, existiam no Brasil53.052.621 domicílios permanentes, dos quais 44.860.739 eram localizados nas áreas ur-banas. Em torno de 50% destas famílias possuíam uma renda de mais de três saláriosmínimos, o que aparentava ser um bom cenário econômico para as famílias brasileiras. Po-rém, apenas 61,1% das moradias contavam com serviços públicos de saneamento completo(INSTITUTO DE PESQUISA ECONÔMICA APLICADA, 2007).

Deste cenário conclui-se que as condições de moradia da população brasileira merecemestudos mais aprofundados. O simples aumento do número de moradias não será a realsolução do problema. Faz-se necessário investir na qualidade destes empreendimentos.Outro ponto a ser observado é a crescente demanda de energia elétrica no país, frente àatual crise energética.

O Brasil conta com vários recursos de geração de energia elétrica, sendo o principalo recurso hídrico. Porém, nem sempre as hidrelétricas brasileiras conseguem suprir todaa demanda do mercado, sendo necessário, em algumas épocas do ano, o uso de usinastermelétricas. O uso das termelétricas, além de encarecer a geração de energia, causa umimpacto ambiental com a queima de combustíveis fósseis, contribuindo para a ocorrênciade chuva ácida e o aumento do aquecimento global.

Uma possível solução seria o uso do recurso solar para geração de energia elétrica,sendo o sol uma fonte inesgotável, limpa e barata. O Brasil possui um alto potencial parainstalação de centrais geradoras fotovoltaicas.

A grande vantagem da energia fotovoltaica é a possibilidade de geração descentrali-zada de energia elétrica, ou seja, cada consumidor pode ter o sistema em sua casa gerandoenergia elétrica com pouca ou nenhuma manutenção. A maior parte dos sistemas fotovol-taicos instalados no Brasil é autônoma, ou seja, desligado da rede (sistemas OFF-GRID).Em 2003, o Governo Federal criou o programa Luz Para Todos, no qual instalou-se váriossistemas alternativos de geração de energia elétrica e, entre eles, sistemas fotovoltaicosOFF-GRID em várias residências.

Os sistemas ON-GRID, sistemas conectados à rede elétrica, têm se popularizado noBrasil com a aprovação da normativa 482/2012 da ANEEL em 17 de Abril de 2012.Ela estabelece a compensação energética, ou seja, a energia que não for utilizada pelaresidência ou empresa pode ser emprestada para a concessionária de energia em forma decréditos, que serão consumidos em horários quando o sistema não está produzindo, como

24 Capítulo 1. Introdução

a noite, ou não está gerando com potência suficiente, como em dias chuvosos.

1.1 Motivação

Com base no projeto coordenado pela Professora Ercilia Hitomi Hirota, do Departa-mento de Construção Civil da Universidade Estadual de Londrina, intitulado de "Processode projeto de empreendimento habitacional de interesse social com conceitos de customi-zação em massa e eficiência energética: diretrizes e proposta metodológica", espera-sedesenvolver uma metodologia de eficiência energética relacionada à geração distribuídapara tais empreendimentos, visto que a motivação inicial para este estudo é o Zero-EnergyMass Custom Home Network (HIROTA, 2014).

Zero-Energy Mass Custom Home Network (ZEMCH Network) é uma rede internacio-nal de pesquisa, estabelecida em 2010, sob a coordenação do Professor Masayoshi Noguchi.Esta linha de pesquisa busca a aliança entre o meio acadêmico e a indústria a fim de so-lucionar a produção de habitações sustentáveis, considerando aspectos socioeconômicos eambientais. Assim, esta rede de pesquisa alia as necessidades variadas de cada família aocupar as habitações com um baixo custo de produção e sustentabilidade durante a etapade produção e seu uso posterior (HIROTA, 2014).

1.2 Justificativa

A política habitacional de cunho social é algo que deve ser tratado de forma igualitáriaàs demais políticas sociais, visto que a falta de moradias de qualidade para os segmentosde baixa renda é um problema muito visível para as mais variadas regiões do país. Assoluções para este problema estão diretamente ligadas ao objetivo de redução de pobrezaem longo prazo.

Desta forma, nada mais sensato do que investir em moradias de qualidade para estesetor social de forma objetiva e favorável aos investimentos públicos. Daí a necessidade deser dada uma solução inovadora para empreendimentos habitacionais de interesse social ejuntamente propôr novas metodologias que impactarão positivamente na sustentabilidadedestas habitações.

1.3 Objetivos

Aliando os dois problemas apontados: a falta de moradia fixa e/ou precariedade destapara uma parcela da população com a crescente crise energética brasileira, uma soluçãoserá o objeto deste estudo. Pode-se suprir ambas as necessidades com uma boa propostade empreendimentos habitacionais de caráter social, com dimensionamentos elétrico e

1.4. Metodologia 25

luminotécnico otimizados e geração elétrica própria. Será proposto um modelo de geraçãofotovoltaica para cada moradia do projeto habitacional e será comparado com um modelode central geradora também proposto.

1.3.1 Objetivos Específicos

Analisar as alternativas de geração individual e central, a fim de se verificar o melhorresultado.

1.4 Metodologia

Serão analisadas duas possibilidades de geração fotovoltaica: o sistema ON-GRIDindividual para cada habitação e uma geração centralizada em forma de empreendimentocom múltiplas unidades consumidoras.

Dessa forma, serão apresentadas a documentação necessária para o projeto e a análisecom relação à implantação deste tipo de tecnologia em projetos de empreendimentoshabitacionais de caráter social no Brasil.

27

2 Fundamentação Teórica

2.1 Recurso Solar

Pinho e Galdino (2014) descrevem o Sol como "uma enorme esfera de gás incandes-cente", que gera energia por meio de reações termonucleares em seu núcleo sob umatemperatura de cerca de 15 milhões de Kelvin. Suas camadas são mostradas na Figura 1a seguir.

Figura 1 – Estrutura solar.

Fonte: Pinho e Galdino (2014).

Acima do núcleo, encontra-se a zona radioativa, por onde é transferida a energiaproduzida no núcleo para as regiões acima através da radiação.

Na zona convectiva, ocorrem os processos de convecção responsáveis pelo transportede energia das regiões mais internas do sol para a superfície solar.

A fotosfera é a primeira região solar visível, com seus 330 km de espessura e tempe-ratura de 5800 K. Nela, encontra-se a maior parte da radiação visível que é emitida peloSol.

A cromosfera do Sol é dificilmente visível, devido a sua intensidade de irradiação serinferior à da fotosfera. Esta possui temperatura entre 4300 K e 40000 K e altura deaproximadamente 2500 km.

28 Capítulo 2. Fundamentação Teórica

Por fim, a coroa, sendo a camada mais externa e rarefeita da atmosfera solar que,apesar de seu brilho intenso, só é visível durante um eclipse (PINHO; GALDINO, 2014).

Antes de relacionar o recurso solar com produção de energia fotovoltaica, os termosradiação, irradiância e insolação devem ser explicados.

Radiação solar pode ser explicada como a energia radiante emitida pelo sol sob a formade radiação eletromagnética em várias frequências de ondas diferentes.

Irradiância é uma grandeza relacionada à quantidade de radiação solar incidente em1m2, sendo seu ápice no meio dia solar.

Por fim, a insolação nada mais é que a irradiância que atinge 1m2 por hora.Uma parte da luz solar recebida pela superfície da Terra é absorvida e outra parte

refletida. A radiação que chega à superfície depende da espessura da massa de ar que éatravessada sofrendo diversas alterações, sendo esta distância dependente do ângulo dosol com relação à superfície, ou seja, varia de acordo com o horário e as estações do ano.

De acordo com Pinho e Galdino (2014 apud TRENBERTH et al., 2009), cerca de54% da irradiância solar incide no topo da atmosfera terrestre, sendo 7% refletida e 47%absorvida, e 46% são absorvidos ou refletidos diretamente na atmosfera, conforme mostraa Figura 2.

Figura 2 – Irradiância solar média incidente ao longo de 24 horas no topo da atmosferaterrestre (341 W/m2).

Fonte: Pinho e Galdino (2014 apud TRENBERTH et al., 2009).

A radiação solar que chega à superfície da Terra pode ser definida em três tipos:radiação difusa, direta e global, conforme mostra a Figura 3. Segundo Pinho e Galdino(2014), radiação difusa é aquela proveniente de todas as direções, a qual foi dispersada pormoléculas presentes na atmosfera; a radiação direta é a que vem diretamente da direçãodo Sol; e a global é a soma das duas anteriores.

Em dias totalmente nublados, não há radiação direta, sendo 100% radiação difusa.Em dias claros, cerca de 80% é radiação direta e 20% radiação difusa. E quando a

2.1. Recurso Solar 29

Figura 3 – Componentes da radiação solar.


superfície é inclinada com relação à horizontal, há uma outra componente a ser levada emconsideração, a reflexão por parte do ambiente do entorno (PINHO; GALDINO, 2014).

O coeficiente de reflexão de algumas superfícies, conhecido como albedo, pode serobservado na tabela 1 a seguir.

Tabela 1 – Albedo para diferentes tipos de superfície.

Superfície AlbedoGramado 0,18 - 0,23Grama seca 0,28 - 0,32Solo descampado 0,17Asfalto 0,15Concreto novo (sem ação de intempéries) 0,55Concreto (em construção urbana) 0,2Neve fresca 0,8 - 0,9Água 0,05 - 0,22


2.1.1 Geometria Solar

O planeta Terra executa o movimento de translação em volta do sol e de rotação emvolta do seu próprio eixo. Durante o ano, a Terra descreve uma trajetória elíptica emtorno do Sol.


De acordo com Pinho e Galdino (2014), esta trajetória tem uma excentricidade ε ≈0, 017 e o eixo do planeta, em relação ao plano normal da elipse, tem inclinação aproximadade 23, 45o. Esta inclinação, em conjunto com seu movimento de translação, dá origem àestações do ano, conforme mostra a Figura 4.

Figura 4 – Órbita da Terra em torno do Sol, representando as estações do ano.


Algumas relações geométricas relacionando o movimento do Sol e a superfície terrestrepodem ser descritas por alguns ângulos, conforme mostram as Figuras 5 e 6.

Figura 5 – Posição do Sol em relação ao plano horizontal.


Pinho e Galdino (2014) explicam que o ângulo zenital (θZ) é formado pela relaçãoentre os raios do Sol e a vertical local (Zênite); e que altura ou elevação solar (α) é o

2.2. Efeito fotovoltaico 31

Figura 6 – Orientação de uma superfície inclinada em relação ao plano horizontal.


ângulo entre os raios do Sol e a projeção deles sobre o plano horizontal. Como pode servisto na Figura 5, estes ângulos são complementares, ou seja, a soma de ambos resultaem 90o.

O ângulo azimutal do Sol (γs) ou azimute solar descreve a projeção dos raios solaresno plano horizontal e a direção Norte-Sul (PINHO; GALDINO, 2014).

O ângulo azimutal da superfície (γ) é o ângulo entre a projeção dos raios solares e oplano que liga norte a sul. Seu valor é nulo quando o sol está exatamente acima da linhahorizontal, situação essa chamada de meio dia solar, e muda conforme os horários do dia(ROSA; SANTOS, 2016).

Inclinação da superfície de captação (β) é o ângulo formado entre o plano da superfíciee o plano horizontal (PINHO; GALDINO, 2014).

O ângulo de incidência (θ) é formado entre os raios do Sol e a normal à superfície decaptação (PINHO; GALDINO, 2014).

2.2 Efeito fotovoltaico

Braga (2008) descreve o efeito fotovoltaico ou geração fotovoltaica como o fenômenode conversão da radiação solar em eletricidade por meio de materiais semicondutores.

Materiais semicondutores são superiores na condução de eletricidade com relação aosisolantes, porém inferiores com relação aos metais. A Figura 7 a seguir mostra as faixasde energia de um material semicondutor.

Eles possuem uma camada denominada faixa de valência, onde há a presença deelétrons, outra denominada faixa de condução que é totalmente vazia e outra denominada


Figura 7 – Faixas de energia de um material semicondutor

Fonte: Braga (2008 apud Disponível em: <http://novaeletronica.net/curso/cap17.htm>.Acesso em: 12/11/2008).

faixa proibida situada entre as duas primeiras, cuja largura de faixa determina o potencialcondutor do material.

Materiais isolantes, por exemplo, possuem uma faixa proibida da ordem de 6eV, en-quanto os semicondutores possuem uma média de 1eV. Desta forma, fótons na faixa de luzvisível com energia superior à faixa proibida podem excitar elétrons da faixa de valênciapara a faixa de condução (BRAGA, 2008).

Segundo Braga (2008), o semicondutor mais utilizado para geração fotovoltaica é osilício. Este elemento possui quatro elétrons livres que podem ser ligados a outro elemento,formando uma rede cristalina.

Um processo de dopagem do silício muito comum ocorre quando são adicionados ele-mentos com cinco elétrons de ligação, como o fósforo, gerando um elétron em excesso comuma ligação muito fraca. Neste caso, com pouca energia, este elétron pode ser deslocadopara a faixa de condução. Assim, o fósforo é denominado um dopante doador de elétrons(BRAGA, 2008).

Outro elemento usado para dopagem é o boro, contendo apenas três elétrons de ligaçãoe gerando a falta de um elétron para satisfazer as ligações com os átomos de silício. Estafalta de elétron, denominada lacuna, propicia o deslocamento de elétrons vizinhos paraocupar este espaço vazio da ligação com pouca energia térmica. Desta forma, o boro édito como um dopante receptor de elétrons (BRAGA, 2008).

Basicamente, quando estas junções de elementos forem expostas a fótons com energiamaior que a faixa proibida, ocorrerá uma geração de pares elétrons-lacuna. Com isso, umamovimentação de cargas poderá ser observada neste meio onde o campo elétrico é diferentede zero, ou seja, este efeito produzirá uma diferença de potencial nas extremidades dosemicondutor e a circulação de elétrons caracterizará uma corrente elétrica (BRAGA,2008).

2.3. Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 33

2.3 Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede

Sistemas fotovoltaicos conectados à rede, sistemas ON-GRID, ou ainda GRID-TIE,caracterizam-se por não possuírem dispositivos de armazenamento de energia e por inje-tarem à rede elétrica todo o excedente de energia produzida pelo sistema de geração quenão for utilizada ou, em casos de centrais fotovoltaicas (usinas fotovoltaicas), injetar todaa energia produzida.

Basicamente, este tipo de sistema é formado por um grupo gerador composto pelosmódulos fotovoltaicos, um sistema de conversão CC-CA constituído por inversores, caixasde junção, dispositivos de proteção e de medição de energia produzida.

A Figura 8 a seguir demonstra como é o esquemático de um sistema de geração foto-voltaica descentralizada.

Figura 8 – Sistema Fotovoltaico conectado à rede elétrica.

Fonte: Câmara (2011 apud RÜTHER, 2004).

A radiação solar incide nos módulos fotovoltaicos, os quais darão início ao processode geração de energia fotovoltaica. Então, a tensão produzida em corrente contínua sairádos terminais do sistema gerador e chegará ao inversor. Por fim, a energia produzida seráenviada ao circuito residencial e/ou à rede elétrica.

Durante a etapa de conversão CC-CA, o inversor tratará da qualidade da energiaproduzida, de forma a atender os requisitos de operação impostos pela concessionária deenergia.

Caso o circuito residencial demande toda a energia produzida pelo sistema fotovoltaiconaquele instante, ele receberá toda esta energia e não haverá excedente para ser injetado


na rede. Caso contrário, a energia produzida passará por um relógio bidirecional localizadono padrão de entrada da residência, o qual medirá quanto de energia está sendo enviadapara a rede elétrica da concessionária.

Os dispositivos de proteção são utilizados para prevenir qualquer tipo de avaria noscircuitos de geração e residencial, e são compostos geralmente por dispositivos de proteçãocontra surto e disjuntores.

2.3.1 Módulo Solar Fotovoltaico

De acordo com Rüther (2004), a célula básica do sistema gerador em uma instalaçãofotovoltaica é o módulo fotovoltaico.

Com base na Lei de Kirchhoff das tensões, pode-se dizer que a soma das tensões dosmódulos conectados em série determina a tensão de operação do sistema em corrente con-tínua. E, com base na Lei de Kirchhoff das correntes, a corrente do circuito é determinadapela conexão em paralelo de painéis individuais ou de strings, que são os conjuntos demódulos conectados em série.

Os conectores utilizados para interligar um módulo ao outro é conhecido como MC4 eforam desenvolvidos e patenteados pela empresa alemã Multi-Contact para utilização emsistemas fotovoltaicos. A Figura 9 representa este tipo de conector.

Figura 9 – Conectores MC4.

Fonte: Sol Central Energias Alternativas (s.n).

Como já mencionado, o uso de semicondutores para geração fotovoltaica é crucial,sendo o silício o principal elemento utilizado para este fim. Dentre as mais variadastecnologias para confecção dos módulos, destacam-se a utilização do silício cristalino (c-Si), o silício amorfo hidrogenado (a-Si), o telureto de cádmio (CdTe) e outros compostosrelacionados ao disseleneto de cobre e índio.


2.3.1.1 Silício Cristalino (c-Si)

De acordo com Rüther (2004), o c-Si é a tecnologia fotovoltaica mais tradicional e amais produzida comercialmente, por ser um material robusto, confiável e mais eficiente queas outras tecnologias. Porém, seu custo de produção é bem alto e inúmeras metodologiaspara redução destes custos já foram aplicadas. Por isso, ainda é dito por muitos analistasque a utilização desta tecnologia é inviável quando comparada a outras formas de geraçãode potência em larga escala.

As células fotovoltaicas podem ser produzidas com silício monocristalino (m-Si) oupolicristalino (p-Si) e estão representadas na Figura 10 a seguir.

Figura 10 – Representação de módulos solares com tecnologia c-Si.

Fonte: Rüther (2004 apud SIEMENS SOLAR INDUSTRIES).

Com relação ao m-Si, o monocristal é obtido a partir de um banho de silício fundidode alta pureza (de 99,99% a 99,9999%) em reatores com atmosfera controlada, com velo-cidades de crescimento do cristal extremamente lentas e com temperaturas da ordem de1400oC (RÜTHER, 2004).

Algumas outras etapas também são realizadas até a finalização do material, comousinagem, corte de lâminas por fios ou serras diamantadas, lapidação, ataque químico,polimento, processos de dopagem e, então, a interconexão de células em série para aobtenção do módulo (RÜTHER, 2004).

O consumo de energia para a produção desta célula fotovoltaica é muito alto, comojá mencionado, sendo que o tempo necessário para o módulo gerar a energia equivalenteà utilizada em sua fabricação é superior a dois anos, dependendo dos níveis de radiaçãosolar do local onde os módulos forem instalados (RÜTHER, 2004).

Em contrapartida, o silício policristalino é menos eficiente com relação à conversão deenergia térmica em eletricidade, mas possui um custo de produção mais baixo, visto que oproduto final não apresenta uma perfeição cristalina como no caso do m-Si e seu processode produção ser mais simples (RÜTHER, 2004).


O que diferencia o silício policristalino do monocristalino, com relação à produção, éque no p-Si, após o processo de fundição do silício de alta pureza, o bloco gerado comgrandes quantidades de grãos e cristais não é tratado, permanecendo os defeitos em seucontorno e tornando este material menos eficiente que o m-Si (RÜTHER, 2004).

Ainda assim, a tecnologia p-Si tem tomado a frente no mercado fotovoltaico e cadavez mais inovações são obtidas para torná-la usual para os mais diferentes fins, como é ocaso das fitas ou tiras fotovoltaicas, produzidas com tecnologia p-Si a partir de um banholíquido de silício sem a necessidade de seu fatiamento em lâminas (RÜTHER, 2004).

2.3.1.2 Silício Amorfo Hidrogenado (a-Si)

Esta tecnologia era vista como a mais viável comercialmente na década de 80, em setratando de filmes finos, para aplicação em calculadoras, relógios e outros produtos comconsumo elétrico baixo. Além disso, estas células tinham uma eficiência maior que ascélulas c-Si quando submetidas a iluminação artificial (RÜTHER, 2004).

Ao contrário do processo de produção de c-Si, o silício amorfo hidrogenado necessitade temperaturas mais baixas (< 300o)C, em processos a plasma, permitindo que estesfilmes finos sejam depositados em vidro, plástico e aço inox, podendo gerar um produtofinal mais flexível, inquebrável, leve e com superfícies curvas, tornando sua utilização maisversátil (RÜTHER, 2004).

Desta forma, o a-Si tem se tornado mais usual em aplicações arquitetônicas, podendosubstituir cobertura de telhados e fachadas, como mostra a Figura 11.

Por ser aplicável a substratos mais baratos, como o vidro e o inox, o processo deprodução do a-Si é mais barato comparado ao c-Si, podendo haver um retorno de suaprodução com um ano de geração da célula.

Outro aspecto importante desta tecnologia é que o aumento da temperatura ambientenão gera perdas na performance dos módulos fotovoltaicos, uma vantagem para paísesmais quentes como o Brasil (RÜTHER, 2004).

2.3.1.3 Telureto de Cádmio (CdTe)

Outra tecnologia na forma de filmes finos, porém mais recente que o c-Si e o a-Si,é o Telureto de Cádmio (CdTe). Por ser um produto superior esteticamente que o c-Si,esta tecnologia tem tido muitas participações em aplicações arquitetônicas, além de muitousado em calculadoras (RÜTHER, 2004). A Figura 12 mostra um exemplo de aplicaçãodos módulos CdTe em substrato de vidro.

Assim como na tecnologia a-Si, os módulos de CdTe também possuem um custo deprodução menor que o c-Si. Por outro lado, a pouca disponibilidade de seus elementos nanatureza e a presença de elementos tóxicos em sua composição são fatos que devem ser


Figura 11 – Exemplo de aplicação arquitetônica de módulos a-Si.

Fonte: Rüther (2004 apud UNITED SOLAR OVONIC LLC).

Figura 12 – Exemplo de aplicação arquitetônica de módulos CdTe.

Fonte: Rüther (2004 apud NATIONAL RENEWABLE ENERGY LABORATORY).

levados em consideração. Ainda assim, um atrativo desta tecnologia é que possui maioreficiência de geração fotovoltaica que o a-Si (RÜTHER, 2004).


2.3.1.4 Disseleneto de Cobre (gálio) e índio (CIS e CIGS)

Estes tipos de painéis fotovoltaicos possuem eficiência muito elevada, por outro lado,os elementos envolvidos em sua composição não são abundantes na natureza e sua toxi-dade tem sido levada em consideração na maioria dos projetos fotovoltaicos, sendo estatecnologia pouca encontrada no mercado ainda.

2.3.2 Inversor

Como já mencionado, os módulos solares fotovoltaicos geram energia em correntecontínua (CC), sendo necessário um processo de conversão de tensão em corrente contínuapara tensão em corrente alternada (CA), além de ser necessário adequar as característicasde saída do sistema de geração para conexão com a rede elétrica, como a frequência deoperação, conteúdo de harmônicos1 e forma de onda (RÜTHER, 2004).

"Para gerar esta corrente CA existe um dispositivo no inversor que se chama comutadore cujo papel é o de ’quebrar’ a corrente contínua em pulsos."(BRAGA, 2008)

Existem vários tipos de inversores no mercado, podendo ser comutados pela própriarede elétrica ou autocomutados. Rüther (2004) descreve o primeiro caso quando o sinal darede sincroniza a saída do inversor e o segundo caso quando o próprio inversor sincronizaseu sinal de saída por meio de um circuito eletrônico interno.

A Figura 13 mostra um modelo de inversor com potência nominal de 3000W.

Figura 13 – Inversor para aplicação em sistemas fotovoltaicos.

Fonte: BB Power (2016).

Um dispositivo de segurança necessário integrado ao sistema inversor é o anti-ilhamento,que consiste na detecção do desligamento da rede elétrica e prevenção contra a saída deenergia por parte do sistema de geração. Assim, quando a rede elétrica estiver submetida1 Harmônicos são fenômenos contínuos que caracterizam distorções nos sinais de tensão e corrente, que

ocorrem de forma similar em cada ciclo da frequência fundamental.


a manutenção, este dispositivo impedirá acidentes aos operadores da concessionária deenergia.

Com relação à qualidade da energia gerada, a maioria dos inversores comerciais con-trolam o conteúdo de harmônicos para serem o mais baixo possível e apresentam forma deonda de saída e fator de potência compatíveis com os determinados pela concessionária.

Outro ponto a ser enfatizado com relação ao inversor é a sua eficiência. Rüther (2004,p. 31 apud FSEC, 1997) menciona que "Um diferencial de 1% na eficiência do inversorpode resultar em 10% a mais em energia gerada ao longo de um ano."Além disso, a eficiên-cia máxima não coincide com sua potência máxima, sugerindo um melhor aproveitamentoda geração para um conjunto de módulos com potência total inferior à do inversor, comomostra a Figura 14.

Figura 14 – Curva característica da eficiência de um inversor de 650W.

Fonte: Rüther (2004 apud WÜRTH, 1997).

A quantidade de recursos dos inversores fotovoltaicos está relacionada à sua potêncianominal, ou seja, quanto maior sua potência, mais mecanismos de auxílio ele possui, comodisplays e conexão com a internet para seu monitoramento (ROSA; SANTOS, 2009).

Além disso, todo inversor possui um nível de entrada de tensão que irá definir como seráa ligação dos módulos. As entradas MPPT (Maximum Power Point Tracker) permite queo sistema funcione sempre em sua potência máxima independente dos fatores que variama potência fornecida pelos módulos.

2.3.2.1 Caixas de Junção

Caixas de junção ou string box são quadros elétricos para armazenar e proteger deintempéries as conexões dos módulos e os dispositivos de proteção usados no circuito de


geração. A Figura 15 ilustra este dispositivo.

Figura 15 – Caixa de junção.

Fonte: Sol Central Energias Alternativas (s.n.).

2.3.2.2 Dispositivos de Proteção

Os dispositivos de proteção mais utilizados nas instalações fotovoltaicas são os disjun-tores e os dispositivos de proteção contra surto (DPS), tanto para a parte CC do circuito,quanto para a parte CA.

Os disjuntores ajudam na proteção contra sobrecarga do circuito ou curto-circuito. ODPS, como seu próprio nome sugere, atua na proteção contra surtos no circuito, geral-mente gerados com quedas de energia repentinas, durante o acionamento ou desligamentode máquinas e em casos de descarga atmosférica.

2.4 Micro e Minigeração - Sistema de Compensaçãode Energia Elétrica

As informações necessárias para adequação do sistema gerador conforme os requisi-tos impostos pela concessionária podem ser encontradas, para as regiões atendidas pelaCOPEL, em Copel (2016).

Conforme a Resolução ANEEL no 482/2012, modificada pela Normativa ANEELno687/2015, os consumidores podem instalar geradores de pequeno porte em suas uni-

2.4. Micro e Minigeração - Sistema de Compensação de Energia Elétrica 41

dades consumidoras e utilizar o sistema elétrico da Copel para injetar o excedente deenergia, que será convertido em crédito de energia válido por 60 meses (COPEL, 2016).

Estes créditos poderão ser utilizados para abater do consumo da própria unidadeconsumidora nos meses seguintes ou de outras unidades previamente cadastradas, quesejam atendidas pela mesma concessionária, sendo necessário que estas unidades estejamcadastradas com o mesmo Cadastro de Pessoa Física (CPF) ou mesmo Cadastro de PessoaJurídica (CNPJ) (COPEL, 2016).

2.4.1 Classificação da Central Geradora

Microgeração: potência instalada menor ou igual a 75 kW. Minigeração: potênciainstalada superior a 75 kW e menor ou igual a 3MW para fontes hídricas ou menor ouigual a 5 MW para cogeração qualificada ou para as demais fontes renováveis de energiaelétrica.

2.4.2 Empreendimento com Múltiplas Unidades Consumidoras

A utilização da energia elétrica é feita de modo independente, em que cada fração comuso individualizado constitua uma unidade consumidora e as instalações para atendimentodas áreas comuns constituam uma unidade consumidora distinta (COPEL, 2016).

As unidades consumidoras devem estar localizadas em uma mesma propriedade, ouem propriedades anexas, e a geração pode ser através de microgeração ou minigeração(COPEL, 2016).

2.4.3 Geração Compartilhada

Uma unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em localdiferente das unidades consumidoras pode reunir consumidores, dentro da mesma área deconcessão ou permissão, por meio de consórcio ou cooperativa composta por pessoa físicaou jurídica (COPEL, 2016).

2.4.4 Autoconsumo Remoto

As unidades consumidoras de titularidade de uma Pessoa Jurídica que possuam mi-nigeração ou microgeração em outra unidade consumidora de mesma titularidade podemse beneficiar do sistema de compensação (COPEL, 2016).

43

3 Desenvolvimento

3.1 Descrição das Soluções Propostas

Como foi dito na introdução deste trabalho, a metodologia que será apresentada tevecomo motivação a linha de pesquisa apresentada em Hirota (2014), cujas diretrizes epropostas baseiam-se no programa Zero Energy Mass Custom Home Network (ZEMCHNetwork).

O Grupo de Pesquisa em Gestão de Projetos Integrados da UEL, coordenado pelaProfessora Doutora Ercília Hitomi Hirota, tem desenvolvido metodologias para desenvol-ver uma habitação destinada às famílias com até três salários mínimos de renda mensal,com conceitos de sustentabilidade e baixos custos de execução.

Assim, esta etapa do projeto consiste no estudo e desenvolvimento do projeto elétricodeste tipo de habitação, bem como do projeto fotovoltaico.

O projeto elétrico foi desenvolvido considerando as exigências da norma NBR 5410 e asadequações necessárias e resultados constam no Trabalho de Conclusão de Curso intitu-lado Metodologia de projeto de instalações elétricas para empreendimento habitacional deinteresse social com conceitos de customização em massa, desenvolvido por Igor da SilvaDeggerone, sob a orientação da Professora Doutora Silvia Galvão de Souza Cervantes doDepartamento de Engenharia Elétrica desta instituição.

Desta forma, a metodologia do projeto de geração fotovoltaica baseou-se em umademanda coerente com os resultados obtidos do projeto elétrico, apresentando as opçõesde unidade consumidora bifásica e trifásica.

No sistema ON-GRID individual, foi feita a análise para os diferentes tipos de casaspropostos, ou seja, a partir de modelos de residências levantados, foram dimensionadosos sistemas de geração a partir da demanda dos imóveis. Então, foi considerado o custopara execução do projeto e a eficiência deste com relação à proposta principal, que é ummodelo de empreendimento habitacional de caráter social com customização em massa abaixo custo.

No sistema de empreendimento com múltiplas unidades consumidoras, foi consideradaa demanda geral de um empreendimento habitacional, como exemplo, e um modelo degeração fotovoltaica centralizada será proposto e, assim como no caso anterior, foi feitauma análise da efetividade desta metodologia para o conceito principal de customizaçãoem massa para empreendimentos habitacionais.

Serão apresentados os métodos de associação para ligação dos módulos fotovoltaicos eserão expostas as equações necessárias para a determinação do dimensionamento fotovol-taico. Estas tomaram como dados a demanda necessária e o potencial solar do local para

44 Capítulo 3. Desenvolvimento

resultar na potência necessária a ser instalada. Então, foram levantados os valores paraa realização de cada situação e comparados a fim de se encontrar a melhor proposta.

Também foi apresentado um método de adequação da instalação dos módulos foto-voltaicos com relação à inclinação e orientação dos mesmos, para obtenção do melhordesempenho de geração do sistema proposto.

3.2 Dimensionamento

3.2.1 Recurso Solar

Para o dimensionamento fotovoltaico necessário para suprir a demanda, considera-seo potencial solar do local, neste caso, Londrina-PR, e o consumo mensal estimado paracada habitação.

Com relação ao recurso solar, a insolação em Londrina pode ser obtida gratuitamentee de forma confiável a partir da base de dados do programa SunData, disponibilizado pelowebsite do Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio Brito (CRESESB).

As coordenadas geográficas de Londrina podem ser determinadas pela latitude 23o18′37”Se longitude 51o09′46”O e, a partir destes dados, obteve-se o valor de insolação média men-sal no plano inclinado, ou irradiação solar diária média mensal no plano inclinado, iguala 5, 07kWh/m2 · dia. A Figura 16 ilustra os dados obtidos pelo website e a Figura 17ilustra graficamente estes dados.

Figura 16 – Irradiação Solar no Plano Inclinado - Londrina, PR

Fonte: Guimarães e Galdino (2014)

A partir da Figura 17, pode-se compreender melhor a distribuição do recurso solardurante o ano para cada inclinação indicada.

Com relação ao plano horizontal (0o), além de apresentar valores mais baixos de apro-veitamento da irradiação e consequentemente uma média anual menor, os valores tambémvariam mais, gerando um valor de 2,53 de variação.

Considerando o ângulo igual a latitude (23o), a média é igual à maior média anual (22o),mas com variações menores de irradiação durante o ano. Por outro lado, considerando amaior média anual (22o), os valores são potencialmente maiores durante o ano, apesar deapresentar uma variação maior que o caso anterior.

Por fim, para o caso do maior mínimo mensal (28o), há valores mínimos maiores comoo próprio nome sugere, quando comparados aos outros casos. Por outro lado, a média

3.2. Dimensionamento 45

Figura 17 – Gráfico da Irradiação Solar no Plano Inclinado - Londrina, PR

Fonte: Guimarães e Galdino (2014)

obtida tem um valor de irradiação menor, mas com uma variação menor também. Paraesta angulação, pode-se observar também um maior aproveitamento da irradiação nosmeses mais frios do ano.

3.2.2 Dados Estimados para as Habitações

Levando-se em consideração um padrão mediano de residência, determinou-se umconsumo mensal total de 250 kWh a 300 kwh por habitação, objetivando, assim, suprir200 kWh mensais com energia fotovoltaica. Essa média de consumo mensal foi obtida apartir do simulador disponível no site da Copel.

O sistema adotado será o ON-GRID, no qual a energia gerada é consumida pelosequipamentos em funcionamento no momento da geração e o excedente é injetado na rededa distribuidora de energia elétrica em forma de créditos. A Figura 18 demonstra umaconexão ON-GRID, na qual é utilizado um medidor bidirecional que mede tanto a energiavinda da rede quanto a injetada.

Ao consumir energia distribuída pela concessionária, o consumidor paga todos os im-postos e taxas eventualmente discriminados nas contas de luz, porém, ao enviar energiaproduzida advinda da micro ou minigeração de sua residência, o consumidor vende ener-gia livre de impostos. Dessa forma, atualmente no Paraná, tal sistema ainda não é muitofavorável para os adeptos dos sistemas fotovoltaicos em suas residências, visto que a ener-gia produzida e vendida para a concessionária não tem o mesmo preço que a energiacomprada pela unidade consumidora.

3.2.3 Tipos de Ligação dos Módulos Fotovoltaicos

O tipo de ligação escolhido dos módulos fotovoltaicos implica no sucesso ou não doprojeto, pois é o tipo de ligação, atrelado às necessidades de operação do inversor escolhido,que definirá a eficiência do sistema gerador. A corrente de entrada no inversor está


Figura 18 – Sistema de conexão ON-GRID com medidor bidirecional

Fonte: Pinho e Galdino (2014)

relacionada à quantidade de módulos ligados em paralelo, enquanto a tensão de entradaestá relacionada à quantidade de módulos em série.

Uma associação dos módulos em série, conhecida como string, está representada naFigura 19.

Figura 19 – Módulos Fotovoltaicos ligados em série.


Nesta configuração, como pode ser observado, o terminal positivo de um módulo éconectado ao terminal negativo de outro e assim sucessivamente, de modo que, ao final dastring, esteja disponível o terminal negativo do módulo de uma extremidade e o terminalpositivo do módulo da outra extremidade.

Assim, a corrente deste circuito será igual à corrente individual de cada módulo e atensão será a soma das tensões de cada módulo.

A associação em paralelo, representada pela Figura 20, é caracterizada pela conexãoentre os módulos com os mesmos terminais, ou seja, positivo com positivo e negativocom negativo. Posto isso, pode-se dizer que a tensão do circuito permanece a mesma e acorrente final é a soma das correntes em cada nó ou junção do circuito.

Por fim, a associação mista que apresenta os dois tipos de ligação explicados acima,sendo esta a mais utilizada para atender às necessidades dos inversores.

3.2. Dimensionamento 47

Figura 20 – Módulos Fotovoltaicos ligados em paralelo.


3.2.4 Equações Matemáticas

A partir das associações de módulos apresentadas anteriormente, dos dados do fabri-cante de um modelo de módulo solar e da insolação do local considerado, as equações de3.1 a 3.8 serão aplicadas para o dimensionamento do módulo de geração fotovoltaica. Paradeterminar a energia elétrica produzida diariamente por um módulo por dia, as equações3.1 e 3.2 podem ser utilizadas, sendo uma equivalente a outra.

EM = A · η · ES, (3.1)

sendo: EM a energia produzida diariamente por um módulo; A a área do módulosolar a ser utilizado; η a eficiência do módulo solar a ser utilizado; ES a insolação no localconsiderado.

EM = PM · ES

1000 , (3.2)

sendo: EM a energia produzida diariamente por um módulo; PM a potência do módulosolar a ser utilizado; ES a insolação no local considerado.

A partir dos valores obtidos pelas equações 3.1 e 3.2, pode-se obter a quantidade demódulos solares necessários para suprir o consumo mensal por meio da equação 3.3.

NM = Consmens

30 · EM

, (3.3)

sendo: NM o número de módulos; Consmens o consumo mensal da residência; EM aenergia produzida diariamente por um módulo.

Então, a potência total a ser instalada é obtida por meio da equação 3.4.

Pinst = NM · PM , (3.4)

sendo: Pinst a potência total a ser instalada; NM o número de módulos; PM a potênciado módulo solar a ser utilizado.


As equações 3.5, 3.6, 3.7 e 3.8 relacionam o inversor a ser utilizado com os módulos jádimensionados.

NMMAX= Pinv

PM

, (3.5)

sendo: NMMAXo número máximo de módulos para o inversor escolhido; Pinv a potência

do inversor escolhido; PM a potência do módulo solar escolhido.

NMMAX−MP P T= VinvMAX

VM

, (3.6)

sendo: NMMAX−MP P To número máximo de módulos por entrada (MPPT) para o inver-

sor escolhido; VinvMAXa tensão máxima de operação do inversor; VM a tensão do módulo

solar escolhido.

NMMIN−MP P T= VinvMIN

VM

, (3.7)

sendo: NMMIN−MP P To número mínimo de módulos por entrada (MPPT) para o inver-

sor escolhido; VinvMINa tensão mínima de operação do inversor; VM a tensão do módulo

solar escolhido.

NL = IinvMAX

IM

, (3.8)

sendo: NL o número máximo de linhas em paralelo para operação do inversor escolhido;IinvMAX

a corrente máxima de operação do inversor; IM a corrente de operação do módulosolar escolhido.

3.2.5 Dimensionamento dos Condutores CC

De acordo com ECODOT (2013 apud IEC 603364-7-712), a corrente suportada pelocabeamento CC deve ser maior ou igual à corrente de curto-circuito dos módulos multipli-cada pelo fator 1,25. Além disso, a equação 3.9 mostra matematicamente como calculara seção mínima do condutor CC.

S = L× Pσ × e× U2 , (3.9)

sendo: S a área dos cabos [mm2]; L o comprimento do cabo [m]; P a potência dosistema [W ]; σ a condutividade elétrica do cobre (56m/ω.mm2); e a queda de tensão(3%); U a tensão de trabalho [V ].

Porém, em sistemas de microgeração e minigeração, pode-se utilizar a seção de cabe-amento determinada pelo fabricante do módulo fotovoltaico, geralmente 4mm2.

3.3. Ângulos de Instalação dos Módulos Fotovoltaicos 49

3.3 Ângulos de Instalação dos Módulos Fotovoltaicos

Sistemas fotovoltaicos podem seguir a orientação do sol por meio de sistemas de segui-dores, ou trackers, instalados nos sistemas de fixação, porém, a maior parte dos sistemaspossuem angulação fixa, pois, geralmente, são instaladas em telhados.

Dessa forma, o melhor ângulo possível deve ser escolhido para garantir uma maioreficiência do sistema de geração.

Durante o verão, o ângulo zenital e a massa de ar percorrida são menores e, durante oinverno, o sol percorre uma trajetória voltada para o norte e no decorrer do dia o ânguloazimutal percorre uma trajetória de leste para oeste (ROSA; SANTOS, 2016).

Quando a placa é instalada na posição horizontal, na vertical ou no ângulo incorreto,não ocorre um aproveitamento ideal da potência da placa, conforme é demonstrado naFigura 21.

Figura 21 – Demonstração do aproveitamento do recurso solar para diferentes inclinaçõesdo módulo.

Fonte: Rosa e Santos (2016).

Portanto, o ângulo correto de inclinação dos módulos está relacionado com a latitudedo local de instalação. E o melhor ângulo para orientação da placa fotovoltaica é o nortegeográfico que, na maioria das vezes, não corresponde ao norte magnético.

Rosa e Santos (2016) descreve um método de obtenção do ângulo de inclinação idealpara a instalação dos módulos fotovoltaicos, levando em consideração a latitude do local,e outro para obtenção da orientação da instalação, ajustando-a ao norte geográfico dolocal. A Tabela 2 relaciona a latitude do local da instalação com o ângulo de inclinaçãorecomendado.

Tabela 2 – Relação entre a latitude do local e o ângulo de inclinação recomendado.

Latitude do local Ângulo de inclinação recomendado

0o a 10o Ângulo = 10o

11o a 20o Ângulo = Latitude local21o a 30o Ângulo = Latitude local + 5o

31o a 40o Ângulo = Latitude local + 10o

41o ou mais Ângulo = Latitude local + 15o



Primeiramente, toma-se a latitude do local da instalação e verifica-se em qual linha databela o valor se encaixa na primeira coluna. Em seguida, basta seguir os passos indicadosna linha correspondente da segunda coluna e obter o ângulo de inclinação recomendadopara a instalação dos módulos fotovoltaicos.

A segunda parte do método leva em consideração a Figura 22, onde estão representadostodos os ângulos de correção para ajustar o norte magnético com o norte geográfico porestado brasileiro.

Figura 22 – Ângulos de correção do norte magnético por estado brasileiro.


Assim, sob a orientação de uma bússola, pode-se obter a direção do norte geográficodo local e, por meio do mapa, verificar quantos graus devem ser adicionados para obter onorte geográfico do local.

3.4 Cálculo do Payback

Payback pode ser definido como o período decorrido entre o investimento em umprojeto e o retorno de lucro líquido equivalente a este mesmo valor investido.

No caso da geração fotovoltaica, considera-se como fatores de cálculo o custo do kWh(R$) sem impostos que será vendido para a concessionária de energia, o custo do kWh (R$)com impostos que será comprado da concessionária de energia, a geração média mensaldo sistema (kWh), o valor do investimento e o perfil da unidade consumidora (monofásica,bifásica ou trifásica).

Para o subgrupo B1 das tarifação da COPEL, quando a unidade consumidora é mo-nofásica, há uma cobrança mínima de 30 kWh mensal, mesmo que não haja consumo.No caso da unidade consumidora ser bifásica, a cobrança mínima é de 50 kWh. E para aunidade trifásica, o valor corresponderá a 100 kWh.

No caso do subgrupo B1 para unidades residenciais de baixa renda, a tabela 3 mostraos valores do kWh para cada intervalo de consumo.

3.5. Fluxograma para Legalização de um Sistema Fotovoltaico 51

Tabela 3 – Tarifas para subgrupo B1 - Baixa Renda

B1 - Residencial Baixa Tensão Sem impostos Com impostosInferior ou igual a 30 kWh 0,14400 0,15270Entre 31 kWh e 100 kWh 0,24685 0,37803Entre 101 kWh e 220 kWh 0,37028 0,56705

Superior a 220 kWh 0,41143 0,63006Fonte: Copel (2016).

A equação 3.10 descreve a relação entre a geração média mensal do sistema fotovoltaicoe o perfil da unidade consumidora, tendo como resultado o valor total de consumo daresidência.

ConsT ot = ConsMIN + Emens, (3.10)

sendo: ConsT ot o consumo total da residência mensalmente; ConsMIN a cobrançamínima de acordo com o perfil da unidade consumidora; e Emens a geração média dosistema fotovoltaico.

A equação 3.11 calcula o valor a ser pago à concessionária de energia mensalmente,levando em consideração os impostos e taxas cobrados.

Contimp = ConsT ot × taxaimp, (3.11)

sendo: Contimp o valor do consumo mensal da residência com incidência de impostos;ConsT ot o consumo total da residência mensalmente; e taxaimp o custo do kWh (R$) comimpostos.

A equação 3.12 calcula o valor a ser creditado pela concessionária de energia mensal-mente, sem incidência de impostos e taxas.

Contsimp = Emens × taxasimp, (3.12)

sendo: Contsimp o valor a ser creditado pela concessionária de energia; Emens a geraçãomédia do sistema fotovoltaico; e taxasimp o custo do kWh (R$) sem impostos.

A partir das equações 3.10, 3.11 e 3.12 é possível chegar ao tempo de payback relaci-onando a economia mensal da unidade consumidora, tendo como base o custo da energiacomprada e o custo da energia creditada.

3.5 Fluxograma para Legalização de um Sistema Fo-tovoltaico

O fluxograma apresentado na Figura 23 mostra cada etapa necessária para que umaunidade consumidora tenha o benefício da compensação de energia.


Figura 23 – Fluxograma para solicitação de acesso.


A documentação necessária para a solicitação de acesso perante a Copel encontra-seno Anexo 1.

53

4 Resultados

4.1 Dimensionamento Fotovoltaico

Como o objetivo final desta pesquisa é uma metodologia de geração distribuída paraempreendimentos habitacionais com conceitos de customização em massa a baixo custo,obteve-se como resultado as etapas do procedimento do dimensionamento dos módulosfotovoltaicos e a avaliação dos custos dos materiais.

Primeiramente, foi verificado que a legislação brasileira não faz a taxação de impostossobre a compra de kits de geração. Se a compra for realizada por equipamentos separados,há cobrança de ICMS com relação aos produtos.

Além disso, devido ao fato de a maioria dos distribuidores não serem brasileiros, quantomaior a quantidade de produtos importados, o custo dos equipamentos é menor. Por outrolado, este orçamento oscila conforme o valor do dólar, portanto, um valor orçado nestemomento poderá ser diferente em datas posteriores.

4.1.1 Sistema de Geração Individual

Com relação às condições previamente levantadas, pôde-se escolher um modelo demódulo solar e um modelo de inversor conforme segue.

Para suprir 200 kWh de energia mensalmente com um valor de irradiância solar diáriapor metro quadrado no plano horizontal de 5,07 kWh/m2 ·dia em Londrina, optou-se porutilizar um módulo solar de 250 Wp.

O painel solar fotovoltaico RISEN Solar Technology, modelo SYP 250P, possui estru-tura em alumínio anodizado, pesa 19,5Kg e tem dimensões de 1640 x 992 x 40 (mm). Ascaracterísticas elétricas dadas pelo fabricante podem ser observadas na Figura 24.

Figura 24 – Dados do fabricante do módulo solar Risen SYP 250P

Fonte: Risen Solar Technology (2016).

54 Capítulo 4. Resultados

Então, a partir das equações 3.2, 3.3 e 3.4, obteve-se os valores de energia produzidadiariamente por um módulo, o número de módulos necessários para suprir a demanda ea potência total a ser instalada, respectivamente, conforme é apresentado na Tabela 4.

Tabela 4 – Definição da potência de geração a ser instalada.

Modelo do módulo fotovoltaico Risen SYP 250PEnergia Produzida por módulo 1,2675 kWh/diaNúmero de módulos necessários 5 módulosPotência total a ser instalada 1.250 Wp

Fonte: Próprio autor.

Assim, para este valor de potência instalada de módulos fotovoltaicos, optou-se pelomodelo de inversor de 1600W, fabricado pela BB POWER, modelo SF1600TL, cujosdados do fabricante encontram-se na Figura 25.

Então, a partir da equação 3.5, obteve-se um valor de NMMAX= 6 módulos/inversor

(número máximo de módulos para o inversor escolhido), o que prova que a quantidade demódulos dimensionada está de acordo com as especificações do inversor. Além disso, estacapacidade ainda possibilita o aumento do potencial de geração, caso seja instalado maisum módulo fotovoltaico.

A partir da equação 3.6, obteve-se um valor de NMMAX= 16 módulos (número máximo

de módulos por entrada do inversor com relação à tensão máxima de operação do inversore a tensão do módulo).

A partir da equação 3.7, obteve-se um valor de NMMIN= 4 módulos (número mínimo

de módulos por entrada do inversor com relação à tensão mínima de operação do inversore a tensão do módulo).

A partir da equação 3.8, obteve-se um valor de NL = 1 linha (número máximo destrings ou linhas de módulos em paralelo por entrada do inversor).

4.1.1.1 Orçamento

Por fim, obteve-se um valor de orçamento melhor a partir da Empresa Renovigi -Engenharia e Sustentabilidade.

Como já dito anteriormente, orçando-se kits fotovoltaicos, os produtos estão livres deimpostos, tornando-se mais baratos.

Assim, levou-se em consideração os 5 módulos de 250Wp dimensionados e o inversorde 1600W necessários para a instalação e um modelo de kit fotovoltaico foi obtido, jácom dispositivos de proteção, conectores MC4 e estruturas de fixação em telhado com umvalor aproximado de 10000 reais, quando a cotação do dólar estava em aproximadamenteR$3,1307 para a época (UOL ECONOMIA, 2017). O orçamento obtido com a empresaencontra-se no Anexo 2.

4.1. Dimensionamento Fotovoltaico 55

Figura 25 – Dados do fabricante do inversor BB POWER SF1600TL

Fonte: BB Power (2016).

4.1.1.2 Diagrama Unifilar

Os diagramas unifilares do Sistema de Geração Individual encontram-se no Apêndice1.

A escolha do arranjo, ou seja, da forma como os módulos foram ligados ao inversor foibaseada nos resultados obtidos anteriormente.

Como cada entrada do inversor pode receber apenas uma string, optou-se por associarem série os 5 módulos fotovoltaicos e conectá-los à entrada do inversor.


O cabeamento CC combinado no kit tem isolamento XLPE/HEPR 90oC, própriopara esse tipo de aplicação e tem seção nominal de 4 mm2, o que atende ao requisito dofabricante do módulo solar. A caixa de junção, ou string box, contém os dispositivos deproteção contra surto CC e CA e o disjuntor CC.

O cabeamento CA combinado no kit tem isolamento de PVC e seção de 4 mm2, o queatende à corrente de saída do inversor de 7,8 A, de acordo com a Tabela 36 da NormaABNT: NBR 5410 (2004).

Pode-se dizer que este condutor está de certa forma superdimensionado, porém, emcaso de troca no Kit, o valor não seria alterado e optou-se por deixar esta mesma seçãode condutor.

O disjuntor CA tem proteção nominal para 10A e seria acoplado ao quadro geral daresidência.

4.1.1.3 Escolha dos ângulos de inclinação e orientação

Como já mencionado, a melhor orientação para serem instalados os módulos foto-voltaicos é ao norte geográfico. E conforme apresentado no capítulo anterior, algumasconsiderações com relação a latitude do local são utilizadas para determinar tal orienta-ção e a inclinação de instalação dos módulos.

Conforme a tabela 2 e tomando a latitude de Londrina como 23o18′37”S, o melhorângulo de inclinação das placas solares é 28o. Por outro lado, a Figura 16 mostra que amelhor opção de inclinação é 22o, visto que apresenta o maior valor de média anual paraeste ângulo. Assim, considera-se o segundo valor como o ideal para a instalação, já quesão dados reais, ao contrário do primeiro que são dados estimados.

Com relação à orientação dos módulos fotovoltaicos, o ângulo de correção para o nortegeográfico é de 16o, conforme Figura 22.

Contudo, como a instalação é feita em telhados já construídos, a melhor opção paragerações fotovoltaicas descentralizadas é verificar em que local os módulos ficariam orien-tados mais ao norte e evitar locais onde possa ocorrer sombreamento sobre a instalação.

4.1.1.4 Payback

Levando em consideração os perfis das residências propostas, foram feitas as análisespara unidades bifásicas e trifásicas, conforme as equações 3.10, 3.11 e 3.12 e os resultadosestão expostos na tabela 5.

Para a tarifa convencional, subgrupo B1, o valor do kWh com impostos equivale aR$0,64543 e sem impostos R$0,42147, concluindo que aproximadamente 34% do valor datarifa corresponde à cobrança de ICMS e PIS/COFINS (COPEL, 2016).

Ainda considerando os valores da tabela 5, o tempo de payback pôde ser obtido re-lacionando os dados referentes à economia mensal e o valor do investimento do projeto,


Tabela 5 – Potencial de economia mensal com o sistema fotovoltaico individual.

Unidade consumidora Bifásica TrifásicaCobrança mínima 50 kWh 100 kWhGeração média 200 kWh 200 kWhConsumo total 250 kWh 300 kWhValor com imposto R$161,36 R$193,63Valor sem imposto R$84,29 R$84,29Valor total a ser pago R$77,07 R$109,34


conforme mostra a tabela 6.

Tabela 6 – Tempo de payback para o sistema fotovoltaico individual.

Unidade consumidora Bifásica TrifásicaInvestimento inicial R$10.000,00 R$10.000,00Economia mensal R$84,29 R$84,29Tempo de payback em meses 118,64 118,64Tempo de payback em anos 9,89 9,89


Este potencial de economia refere-se à média de geração, portanto, pode ocorrer vari-ações destes valores devido às mudanças climáticas no decorrer do ano.

Além disso, foi considerado o pior caso, em que toda a energia produzida é enviadaà rede da Copel. A análise real de um sistema fotovoltaico existente seria mais precisa,pois geralmente parte da energia gerada é consumida pelas cargas instaladas no circuitoresidencial e somente o excedente é creditado pela concessionária.

Agora considerando as tarifas para residências com cadastro de baixa renda, os va-lores do kWh para um consumo mensal superior a 220 kWh, como foi considerado, sãoR$0,41143 sem impostos e R$0,63006 com impostos. Assim, a tabelas 7 e 8 mostram umoutro panorama de resultados.

Tabela 7 – Potencial de economia mensal com o sistema fotovoltaico individual para uni-dade consumidora baixa renda.

Unidade Consumidora Bifásica TrifásicaGeração média 200 kWh 200 kWhConsumo total 250 kWh 300 kWhValor com imposto R$157,52 R$189,02Valor sem imposto R$82,29 R$82,29


Comparando os resultados obtidos para as unidades consumidoras normais e as comcadastro de baixa renda, conclui-se que para este padrão de consumo mensal, a maior


Tabela 8 – Tempo de payback para o sistema fotovoltaico individual para unidade consu-midora baixa renda.

Unidade Consumidora Bifásica TrifásicaInvestimento inicial R$10.000,00 R$10.000,00Economia mensal R$82,29 R$82,29Tempo de payback em meses 121,52 121,52Tempo de payback em anos 10,12 10,12


economia ocorreria para o primeiro caso. Para este primeiro caso, apesar do custo do kWhvendido pela concessionária ser mais alto, o valor do kWh comprado livre de impostostem um valor maior também. Assim, o potencial de economia seria melhor para este tipode unidade consumidora.

4.1.2 Sistema de Geração Centralizada

Levou-se em consideração os mesmos princípios adotados para o dimensionamentoanterior, porém, ao invés de se considerar o consumo de apenas uma residência, adotou-se como exemplo o consumo total de um conjunto de 30 residências, sendo 15 unidadesconsumidoras bifásicas e 15 unidades consumidoras trifásicas.

Como não há um local específico para ser levado em consideração nesta simulação,adotou-se um sistema ideal, em que a central geradora fica próxima da rede de distribuiçãoda concessionária. Sendo assim, pôde-se desconsiderar perdas significativas por queda detensão.

O objetivo agora é suprir uma média de 6.000kWh de energia mensalmente com umvalor de irradiância solar diária por metro quadrado no plano horizontal de 5, 07kWh/m2 ·dia. Para esta simulação, adotou-se o mesmo modelo de módulo solar de 250Wp, por terapresentado um valor melhor de orçamento.

A partir da equação 3.2, obteve-se um valor de EM = 1, 2675kWh/dia (energia pro-duzida diariamente por um módulo).

A partir da equação 3.3, obteve-se um valor de NM = 158 módulos (o número demódulos necessários para suprir a demanda).

A partir da equação 3.4, obteve-se um valor de PM = 39500Wp (potência total a serinstalada).

Portanto, este valor encontrado caracteriza um sistema de microgeração. Além disso,para o valor em questão, optou-se por utilizar dois inversores de 20000Wp, modelo ST20000TL,fabricados pela BB POWER, os quais apresentaram melhor preço de mercado. Suas es-pecificações estão na Figura 26.

Então, a partir da equação 3.5, obteve-se um valor de NMMAX= 80 módulos/inversor

(número máximo de módulos para o inversor escolhido), o que prova que a quantidade de


Figura 26 – Dados do fabricante do inversor BB POWER ST20000TL

Fonte: BB Power (2016)

módulos dimensionada está de acordo com o dimensionamento do inversor.

A partir da equação 3.6, obteve-se um valor de NMMAX= 26 módulos (número máximo

de módulos por entrada do inversor com relação à tensão máxima de operação do inversore a tensão do módulo).

A partir da equação 3.7, obteve-se um valor de NMMIN= 17 módulos (número mínimo

de módulos por entrada do inversor com relação à tensão mínima de operação do inversore a tensão do módulo).

A partir da equação 3.8, obteve-se um valor de NL = 2 linhas (número máximo destrings ou linhas de módulos em paralelo por entrada do inversor).


4.1.2.1 Orçamento

O orçamento levantado pela empresa Renovigi apresentou o valor aproximado deR$226.000, 00 com relação aos 158 módulos solares, os dois inversores, os dispositivos deproteção, os conectores MC4 e os suportes de fixação. O orçamento encontra-se no Anexo3, considerando a cotação do dólar em aproximadamente R$3,2281 (UOL ECONOMIA,2017) para a época.

4.1.2.2 Diagrama Unifilar

O diagrama unifilar do Sistema de Geração Centralizada encontra-se no Apêndice 2.Como cada entrada do inversor pode receber apenas duas strings, com no mínimo

17 módulos associados em série por string e no máximo 26 módulos, optou-se por doismodelos de arranjos, visto que a necessidade de geração equivale a 158 módulos no total.

Para o inversor 1, cada entrada MPPT foi arranjada com 2 séries, ou strings, de 20módulos fotovoltaicos cada, as quais foram associadas em paralelo antes da conexão como inversor.

No inversor 2, uma entrada MPPT foi arranjada com 2 séries de 20 módulos foto-voltaicos, ligadas em paralelo antes da conexão com o inversor, e a outra entrada foiassociada com 2 séries de 19 módulos fotovoltaicos, também associadas em paralelo antesda conexão com o inversor.

O kit contou com cabeamento CC de seção 4mm2 com isolação XLPE/HEPR 90oC,próprio para este tipo de aplicação, dois dispositivos de proteção contra surto CC e doisdisjuntores CC para cada inversor, cabeamento CA de seção 6mm2 com isolação de PVC,um dispositivo CA de proteção contra surto, um disjuntor CA de proteção nominal de32A para cada inversor e o cabeamento de ligação entre inversores e entrada de 16mm2.

4.1.2.3 Escolha dos ângulos de inclinação e orientação

Como já foi mencionado anteriormente, conforme a tabela 2 e tomando a latitudede Londrina como 23o18′37”S, o melhor ângulo de inclinação das placas solares é 28o.Mas, de acordo com os dados da Figura 16, a maior média anual de irradiação no planoinclinado é para o ângulo de 22o. Assim, leva-se em consideração este segundo valor, jáque está de acordo com dados reais disponibilizados pelo CRESESB.

Com relação à orientação dos módulos fotovoltaicos, o ângulo de correção para o nortegeográfico é de 16o, conforme Figura 22.

Neste caso, como será feita uma instalação fixa ao chão, estes ângulos devem ser le-vados em consideração, ao contrário da geração descentralizada que geralmente já estáconstruída. Além disso, deve-se evitar locais onde ocorra sombreamento, seja por cons-truções ao redor, árvores, ou qualquer objeto instalado próximo da central fotovoltaica.


4.1.2.4 Payback

Considerando o exemplo proposto e utilizando as equações 3.10, 3.11 e 3.12, pôde-seobter os resultados apresentados na tabela 9.

Tabela 9 – Potencial de economia mensal com o sistema fotovoltaico centralizado.

Unidade consumidora Bifásica TrifásicaCobrança mínima 50 kWh 100 kWhNúmero de unidades 15 15Geração média a ser creditada por unidade 200 kWh 200 kWhConsumo total por casa 250 kWh 300kWhConsumo total por tipo de unidade consumidora R$2.420,36 R$2.904,44Crédito total gerado pela central fotovoltaica R$2.528,82Valor a ser creditado para cada unidade consumidora R$84,29 R$84,29


Ainda considerando os valores da tabela 9, o tempo de payback pôde ser obtido re-lacionando os dados referentes à economia mensal e o valor do investimento do projeto,conforme mostra a tabela 10.

Tabela 10 – Tempo de payback para o sistema fotovoltaico centralizado.

Unidade consumidora Bifásica / TrifásicaInvestimento inicial R$226.000,00Economia mensal por unidade consumidora R$84,29Economia mensal do empreendimento habitacional R$2.528,82Tempo de payback em meses 89,36Tempo de payback em anos 7,44


63

5 Discussões e Conclusões

Conforme apresentado, um sistema de geração fotovoltaica individual para suprir 200kWh mensalmente, tem um custo aproximado de R$10000,00. Este kit de geração jáconta com os dispositivos de proteção necessários, os suportes de fixação para telhado, oscabos utilizados na parte CC e CA da instalação, os 5 módulos fotovoltaicos de 250 Wpdimensionados para esta demanda e o inversor de 1600 W.

Com esta instalação, há ainda a possibilidade de aumentar o potencial de geração,instalando um módulo a mais que seja compatível com o modelo em questão. Dessaforma, a potência instalada do sistema seria de 1500 Wp, podendo suprir uma demandade aproximadamente 230 kWh por mês.

O tempo de payback para este tipo de instalação ainda é alto no Brasil, visto quea maioria dos produtos utilizados são importados, o que encarece a aquisição. Alémdisso, no Paraná ainda não ocorre o método de crédito pela concessionária de energia comcompensação de ICMS e PIS/COFINS, ou seja, toda energia produzida é vendida para aCopel livre de impostos e creditada na conta da unidade consumidora com cobrança deimpostos. Caso isto não ocorresse, o tempo de payback seria bem menor.

Como visto, seriam necessários 9,89 anos para que a geração fotovoltaica pagasse suaprópria instalação. Este levantamento foi obtido para o pior caso, em que toda a geraçãofoi creditada pela Copel, ou seja, nenhuma carga da instalação da residência aproveitariaa energia gerada pelo sistema fotovoltaico no ato da geração.

No caso da central de geração fotovoltaica, o kit orçado para suprir a demanda de6000 kWh mensais de 30 residências de um conjunto habitacional hipotético custariaaproximadamente R$226000,00.

Este valor só leva em consideração a instalação do sistema gerador para um caso ideal,em que a rede da Copel está próxima da instalação, evitando qualquer tipo de perda porqueda de tensão que ocorreria em longas linhas de transmissão até a rede.

Outro fator que não foi considerado é a condição do terreno, visto que é um sistemahipotético. Em um caso real, deve-se analisar a necessidade de preparação do local comterraplenagens, corte e destocamento de vegetação existente, ou qualquer outro procedi-mento necessário para adaptar o local escolhido com as necessidades da central de geração.

Além disso, deveria ser disponibilizado um espaço do terreno do empreendimentosomente para este fim, sendo na maioria das vezes desvantajoso, se comparado com ossistemas descentralizados que aproveitam o telhado das residências.

Como já mencionado, um fator a ser considerado em um caso real é o custo doscabeamentos de transmissão entre o sistema gerador e a rede da concessionária de energia,que geralmente são distâncias longas e que implicam em perdas por queda de tensão.Tomando como exemplo uma linha de transmissão típica de aproximadamente 400 metros,

64 Capítulo 5. Discussões e Conclusões

o cálculo da queda de tensão poderia ser obtido por meio da equação 5.1, levando emconsideração um sistema trifásico com condutor de 16 mm2, conforme orçado no kit.

∆V = 100×√

3× ρ× LC × IP

SC × VL

(%), (5.1)

sendo ∆V a queda de tensão em porcentagem, ρ a resistividade do material condutor(cobre - 1/56 ω.mm2/m), LC o comprimento do circuito (m), IP a corrente total docircuito (A), SC a seção mínima do condutor, VL a tensão de linha.

Assim, a equação nos dá uma queda de tensão de aproximadamente 12,21% para umadistância de 400 metros, corrente de operação de 60 A conforme catálogo do fabricantedo inversor, seção mínima do condutor de 16 mm2 e tensão de linha de 380 V. Isto sugereque a seção do condutor deveria ser aumentada para garantir menores perdas pela linha,o que implicaria no aumento do orçamento.

Portanto, este custo de projeto certamente seria alterado para um caso real, depen-dendo das condições apresentadas, e demandaria um custo maior de implementação queo modelo de geração descentralizada. Contudo, o tempo de payback para este sistemaconsiderado apresentou-se mais satisfatório em relação ao anterior, estimado em 7,44 anos.

Este valor é devido ao fato de que, quanto maior for a quantidade de módulos orçados,menor será o custo unitário deles, além de contar com menor número de componentes casoo orçamento anterior fosse feito para 30 residências. Desta forma, levando em consideraçãoum orçamento para 30 casas com sistema de geração individual, o custo seria algo em tornode R$280350,00, conforme o Anexo 4.

Assim, pode-se concluir que o melhor investimento para um caso ideal é a geraçãocentralizada, devido aos custos da instalação e à quantidade de dispositivos serem menoresproporcionalmente à capacidade de geração de cada situação.

Por outro lado, ainda deve ser ressaltado que este caso hipotético poderia ter um resul-tado diferente, se comparado à execução de um caso real, tanto com relação aos custos deprojeto e execução, quanto à perda de parte do terreno disponível para o empreendimentohabitacional.

Assim, os sistemas de geração descentralizados possivelmente seriam a melhor opçãopara um empreendimento habitacional de caráter social no Brasil, por apresentarem im-plantação mais facilitada, melhor gerenciamento de energia produzida e consumida porcada unidade consumidora, perdas mínimas por queda de tensão e por serem ecologica-mente mais eficientes, visto que não seria necessário dispor de nenhum terreno para ainstalação dos mesmos, possibilitando utilizar essas áreas para áreas verdes ou mesmopara aumentar o número de habitações.

5.1. Trabalhos Futuros 65

5.1 Trabalhos Futuros

Esta pesquisa levou em consideração apenas os sistemas de geração fotovoltaica paraeste tipo de empreendimento habitacional. Assim, poderia ser considerado futuramenteo casamento entre um sistema fotovoltaico e um sistema de aquecimento de água.

Neste caso, poderiam ser propostas soluções utilizando ambos os sistemas em cadaresidência e comparando o potencial de economia com a utilização individual deles. E,por fim, comparar com a central de geração.

67

Referências

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http://economia.uol.com.br/cotacoes/cambio/dolar-comercial-estados-unidos/?historico

69

6 Apêndice 1Figura 27 – Diagrama Unifilar para Unidade Consumidora Bifásica


70 Capítulo 6. Apêndice 1

Figura 28 – Diagrama Unifilar para Unidade Consumidora Trifásica


71

7 Apêndice 2Figura 29 – Diagrama Unifilar CC do inversor 1 da Central de Geração Fotovoltaica


72 Capítulo 7. Apêndice 2

Figura 30 – Diagrama Unifilar CC do inversor 2 da Central de Geração Fotovoltaica


73

Figura 31 – Diagrama Unifilar CA da Central de Geração Fotovoltaica


75

8 Anexo 1

Formulário para cadastro de Unidades Consumidoras participantes do Sistema de Compensação

Solicito que o excedente de energia injetada na rede pela unidade consumidora nº. ______________, que

esteja disponível para alocação nos termos da ReN Aneel 482/2012, seja rateada entre as unidades

consumidoras abaixo relacionadas, conforme percentuais discriminados.

Dados da(s) Unidade(s) Consumidora(s) Beneficiária(s)

(%)

Unidade Consumidora

Nome do Titular CPF/CNPJ do Titular Endereço

Obs: a UC principal (geradora) somente pode ser incluída no rateio, no caso de empreendimento com múltiplas UCs (condomínio).

Declaro ainda estar ciente e concordar que:

a) a soma dos percentuais informados limita-se à 100%, sendo que, caso resulte em valor inferior, o residual será compensado na unidade consumidora geradora.

b) em caso de encerramento da relação contratual do atual titular de qualquer dessas unidades consumidoras (nos termos do art. 70 da ReN Aneel 414/2010), o percentual alocado à mesma será transferido para a unidade consumidora geradora, até o envio de novo formulário para redefinição do rateio.

c) as informações cadastradas com base no especificado neste documento somente serão alteradas mediante entrega de novo formulário, sendo de responsabilidade exclusiva do titular da unidade consumidora geradora (ou seu representante formalmente designado, no caso de Pessoa Jurídica) a emissão e entrega do mesmo.

d) este documento cancela e substitui qualquer outra solicitação anterior de cadastro de beneficiários relacionadas à unidade consumidora geradora acima identificada.

Titular da Unidade Consumidora (Nome Completo/Razão Social):

_________________________________________________________________

CPF/CNPJ: _________________________

Nome do Responsável Pessoa Física formalmente designado (quando PJ):

_________________________________________

CPF: _________________________

Ass. do Titular ou Responsável formalmente autorizado (quando PJ):

_____________________________

76 Capítulo 8. Anexo 1

Instruções para Documentações Complementares

CONDOMÍNIOS Tratando-se de condomínios, deverá ser apresentado: - Convenção do Condomínio (registrado em cartório de registro de imóveis) com uma cláusula de responsabilidade solidária e relação de cotas condominiais, para definição das unidades consumidoras que pertencem ao condomínio. - Convenção do Condomínio, Ata ou regimento interno (registrado em cartório de registro de imóveis) onde conste a autorização para instalação da central geradora, bem como indique o responsável por representar o condomínio. - Registro de imóveis das unidades consumidoras indicadas como participantes do sistema de compensação, para fins de conferência do endereço e validação de que realmente são participantes do condomínio. CONSÓRCIO Conforme Art. 279 da Lei 6404/76, o consórcio será constituído mediante contrato aprovado pelo órgão da sociedade competente para autorizar a alienação de bens do ativo não circulante, do qual constarão: I - a designação do consórcio se houver; II - o empreendimento que constitua o objeto do consórcio; (micro ou minigeração) III - a duração, endereço e foro; IV - a definição das obrigações e responsabilidade de cada sociedade consorciada, e das prestações específicas; V - normas sobre recebimento de receitas e partilha de resultados; (quotas) VI - normas sobre administração do consórcio, contabilização, representação das sociedades consorciadas e taxa de administração, se houver; (responsável pela administração) VII - forma de deliberação sobre assuntos de interesse comum, com o número de votos que cabe a cada consorciado; VIII - contribuição de cada consorciado para as despesas comuns, se houver. Parágrafo único. O contrato de consórcio e suas alterações serão arquivados no registro do comércio do lugar da sua sede, devendo a certidão do arquivamento ser publicada. Observação: Tendo em vista que ReN 482/2012, traz a possibilidade de consórcio e cooperativa de pessoas físicas, e ainda, considerando que não há uma legislação específica para a forma de constituição de consórcio de pessoa física, inicialmente informamos que por analogia, deveria ser aplicada a regra do artigo 279 da Lei 6404/76. Conforme JUCEPAR, não há possibilidade de registro de consórcio de pessoa física neste órgão. Assim, não há a necessidade de criação de pessoa jurídica para tal finalidade, sendo necessário, apenas, o registro do contrato de constituição de consórcio no Cartório de Registro Civil de Títulos e Documentos. Importante: caso no Contrato não conste a relação atualizada dos consorciados, deverá ser apresentado documentação complementar hábil.

COOPERATIVA Para cooperativa, conforme artigo 4º da Lei 5764/1971, o documento de sua constituição é Estatuto de Cooperativa, também devidamente registrado na Junta Comercial. Deverá constar no estatuto, as seguintes informações: I – Objetivos da cooperativa; (micro geração) II – Número de cooperados e capital social; (beneficiários/quotas) III – Informações sobre o mercado IV – Previsão financeira anual V – Prestação de serviços aos cooperados VI – Inversões da cooperativa: ativo fixo e capital de giro VII – Fontes de capital VIII – Recursos humanos (empregados e custo anual) IX – Custos operacionais para o 1º ano de funcionamento: custos fixos, variáveis e totais. X – Resultado operacional para o 1º ano de funcionamento XI – Fluxo de caixa XII – Ponto de nivelamento XIII – Benefícios com a implantação da cooperativa de acordo com o Art. 21 da Lei 5764/71 e além de atender ao disposto no Art. 4º, o Estatuto e deverá indicar: – a denominação social, contendo a expressão “cooperativa”; – endereço completo da sede e foro; – prazo de duração; – área de ação da sociedade; – objeto da sociedade; – fixação do exercício social – da data do levantamento do balanço geral; – os direitos e deveres dos associados; – natureza da responsabilidade dos associados; – condições de admissão, demissão, eliminação e exclusão; – normas para sua representação nas assembléias gerais, quando for o caso; – capital social mínimo expresso em moeda nacional corrente; – valor da quota-parte, o mínimo de quotas-partes a ser subscrito pelo associado, o modo de integralização das quotas-partes, bem como as condições de sua retirada nos casos de demissão, eliminação ou exclusão do associado; – fundos obrigatórios e demais fundos que porventura forem criados; – forma de devolução das sobras registradas aos associados, ou do rateio das perdas apuradas por insuficiência de contribuição para cobertura das despesas da sociedade; – modo de administração e fiscalização, estabelecendo os respectivos órgãos, com definição de suas atribuições, poderes e funcionamento, a representação ativa e passiva da sociedade em juízo ou fora dele, o prazo de mandato, bem como o processo de substituição dos administradores e conselheiros fiscais; – formalidades de convocação das assembléias gerais e a maioria requerida para a sua instalação e validade de suas deliberações, vedado o direito de voto aos que nela tiverem interesse particular sem privá-los da participação nos debates; – formas de dissolução, fusão, incorporação e desmembramento da sociedade; – modo e o processo de alienação ou oneração de bens imóveis da sociedade; – modo de reforma do estatuto; – número mínimo de associados. Importante: caso no Estatuto não conste a relação atualizada dos cooperados, deverá ser apresentado documentação complementar hábil.

77

FORMULÁRIO DE SOLICITAÇÃO DE ACESSO PARA MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM POTÊNCIA SUPERIOR A 10kW

1 - Identificação da Unidade Consumidora - UC Código da UC: Classe: Titular da UC: Rua/Av.: Nº: CEP: Bairro: Cidade: E-mail:Telefone: ( ) Celular: ( ) CNPJ/CPF:

2 - Dados da Unidade Consumidora Potência instalada (kW): Tensão de atendimento (V): Tipo de conexão: monofásica bifásica trifásica Tipo de ramal: aéreo subterrâneo

3 - Dados da Geração

Biomassa Cogeração Qualificada

Potência instalada de geração (kW): Tipo da Fonte de Geração: Hidráulica Solar Eólica Outra (especificar):

4 - Documentação a Ser Anexada 1. ART do Responsável Técnico pelo projeto elétrico e instalação do sistema de microgeração

2. Projeto elétrico das instalações de conexão, memorial descritivo

3. Diagrama unifilar e de blocos do sistema de geração, carga e proteção

4. Certificado de conformidade do(s) inversor(es) ou número de registro da concessão do Inmetro do(s)inversor(es) para a tensão nominal de conexão com a rede.

5. Dados necessários ao registro da central geradora conforme disponível no site da ANEEL:www.aneel.gov.br/scg

6. Lista de unidades consumidoras participantes do sistema de compensação (se houver) indicando a porcentagem de rateio dos créditos e o enquadramento conforme incisos VI a VIII do art. 2º da Resolução Normativa nº 482/2012

7. Cópia de instrumento jurídico que comprove o compromisso de solidariedade entre os integrantes (se houver)

8. Documento que comprove o reconhecimento, pela ANEEL, da cogeração qualificada (se houver)

5 - Contato na Distribuidora (preenchido pela Distribuidora) Responsável/Área: Endereço: Telefone: E-mail:

Solicitante Nome/Procurador Legal: Telefone: E-mail:

______________________ ______/______/______ ______________________ Local Data Assinatura do Responsável

78 Capítulo 8. Anexo 1

1 - Identificação da Unidade Consumidora - UC Código da UC: Grupo B Grupo A Classe: Titular da UC : Rua/Av.: Nº: CEP: Bairro: Cidade: E-mail:Telefone: Celular: CNPJ/CPF:

2 - Dados da Unidade Consumidora Localização em coordenadas: Latitude: Longitude: Potência instalada (kW): Tensão de atendimento (V): Tipo de conexão: monofásica bifásica trifásica Transformador particular (kVA): 75 112,5 225 outro: Tipo de instalação: Posto de transformação cabin subestação Tipo de ligação do transformador: Impedância percentual do transformador: Tipo de ramal: aéreo subterrâneo

3 - Dados da Geração

Biomassa Cogeração Qualificada

Potência instalada de geração (kW): Tipo da Fonte de Geração: Hidráulica Solar Eólica Outra (especificar):

4 - Documentação a Ser Anexada 1. ART do Responsável Técnico pelo projeto elétrico e instalação do sistema de minigeração

2. Projeto elétrico das instalações de conexão, memorial descritivo

3. Estágio atual do empreendimento, cronograma de implantação e expansão

4. Diagrama unifilar e de blocos do sistema de geração, carga e proteção

5. Certificado de conformidade do(s) inversor(es) ou número de registro da concessão do Inmetro do(s)inversor(es) para a tensão nominal de conexão com a rede.

6. Dados necessários ao registro da central geradora conforme disponível no site da ANEEL:www.aneel.gov.br/scg

7. Lista de unidades consumidoras participantes do sistema de compensação (se houver) indicando aporcentagem de rateio dos créditos e o enquadramento conforme incisos VI a VIII do art. 2º daResolução Normativa nº 482/2012

8. Cópia de instrumento jurídico que comprove o compromisso de solidariedade entre os integrantes (sehouver)

9. Documento que comprove o reconhecimento, pela ANEEL, da cogeração qualificada (se houver)

5 - Contato na Distribuidora (preenchido pela Distribuidora) Responsável/Área: Endereço: Telefone: E-mail:

6 - Solicitante Nome/Procurador Legal: Telefone: E-mail:______________________ ______/______/______ ______________________

Local Data Assinatura do Responsável

FORMULÁRIO DE SOLICITAÇÃO DE ACESSO PARA MI GERAÇÃO DISTRIBUÍD

79

9 Anexo 2

RENOVIGI – Kit Fotovoltaico para 1250 Wp DATA: 08/2016

CREDENCIADO


E-MAIL TELEFONE FIXO CELULAR

[email protected] 43 9917-3749

ITENS FATURADOS:

ITEM Preço Unitário QTDE TOTAL R$

Painel 150W R$ - R$ -

Painel 250W R$ 900,00 5 R$ 4.500,00


Inversor BB Power 1,6kW R$ 3.700,00 1 R$ 3.700,00

Inversor BB Power 3,0kW R$ - R$ -




Barra de 2.2m R$ 72,00 5 R$ 360,00

Grampo Lateral em AL (com parafuso+porca+arruelas) R$ 7,50 4 R$ 30,00

Grampo Intermediário em AL (com parafuso+porca+arruelas) R$ 7,50 8 R$ 60,00

Pé em L em AL (com parafuso+porca+arruelas) R$ 7,50 0 R$ -

Emenda em aço inox R$ 7,50 4 R$ 30,00

Suporte para Telha Metálica em AL (com parafusos e fita 3M) R$ 16,00 8 R$ 128,00

Gancho em FG para telha cerâmica R$ 22,00 0 R$ -

DPS Corrente Contínua (DC) 2 polos - 500VDC/20-40kA R$ 129,00 1 R$ 129,00

DPS Corrente Alternada (AC) 2 polos - 220VAC/20-40kA R$ 68,00 2 R$ 136,00

Disjuntor DC Polarizado 2 Polos - 800VDC R$ 129,00 1 R$ 129,00

WebBox de embutir R$ 295,00 1 R$ 295,00

Kit de Cabeamento CC e CA R$ 300,00 1 R$ 300,00

Conector MC4 Macho/Fêmea - completo R$ 12,00 4 R$ 48,00

VALOR TOTAL DOS PRODUTOS R$ 9.845,00

81

10 Anexo 3


CREDENCIADO




ITENS FATURADOS:



Painel 250W R$ 800,00 158 R$ 126.400,00






Inversor BB Power 20,0kW R$ 23000 2 R$ 46000,00

DPS Corrente Contínua (DC) 2 polos - 500VDC/20-40kA R$ 129,00 4 R$ 516,00

DPS Corrente Alternada (AC) 2 polos - 220VAC/20-40kA R$ 68,00 2 R$ 136,00

Disjuntor DC Polarizado 2 Polos - 800VDC R$ 129,00 6 R$ 774,00

WebBox R$ 295,00 2 R$ 590,00


Kit MC4 (incluída ligação paralela) - Macho/Fêmea - completo R$ 700,00 1 R$ 700,00

Kit de instalação fixa com 28° de inclinação R$ 1 R$ 48000,00


83

11 Anexo 4


CREDENCIADO




ITENS FATURADOS:



Painel 250W R$ 800,00 150 R$ 120.000,00


Inversor BB Power 1,6kW R$ 3.700,00 30 R$ 111.000,00

Inversor BB Power 3,0kW R$ -




Barra de 2.2m R$ 72,00 150

Grampo Lateral em AL (com parafuso+porca+arruelas) R$ 7,50 120

Grampo Intermediário em AL (com parafuso+porca+arruelas) R$ 7,50 240

Pé em L em AL (com parafuso+porca+arruelas) R$ 7,50 0

Emenda em aço inox R$ 7,50 120

Suporte para Telha Metálica em AL (com parafusos e fita 3M) R$ 16,00 240

Gancho em FG para telha cerâmica R$ 22,00 0

DPS Corrente Contínua (DC) 2 polos - 500VDC/20-40kA R$ 129,00 30

DPS Corrente Alternada (AC) 2 polos - 220VAC/20-40kA R$ 68,00 60

Disjuntor DC Polarizado 2 Polos - 800VDC R$ 129,00 30

WebBox de embutir R$ 295,00 30

R$ - R$ - R$ - R$ - R$ 10800,00

R$ 900,00

R$ 1800,00

R$ - R$ 900,00

R$ 3840,00

R$ -

R$ 3870,00

R$ 4080,00

R$ 3870,00

R$ 8850,00


Conector MC4 Macho/Fêmea - completo R$ 12,00 120 R$ 1440,00


Documents

GeraçãoDistribuídaparaempreendimento ... · Mauro Henrique Fornaza Pascoal. Distributed Generation for housing develop-mentofsocialinterestwithcustomizationconceptsmass. 2016