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MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA PARA USO RESIDENCIAL COM BASE EM
FONTES DE ENERGIA EÓLICA E SOLAR FOTOVOLTAICA
André Luiz da Silva Dias
Projeto de Graduação apresentado ao Curso
de Engenharia Civil da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro,
como parte dos requisitos necessários à
obtenção do título de Engenheiro Civil.
Orientador: Eduardo Linhares Qualharini
Rio de Janeiro
Fevereiro/ 2017
i
MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA PARA USO RESIDENCIAL COM BASE EM
FONTES DE ENERGIA EÓLICA E SOLAR FOTOVOLTAICA
André Luiz da Silva Dias
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO
DE ENGENHARIA CIVIL DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS
NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO CIVIL.
Examinada por:
Prof. Eduardo Linhares Qualharini
Profa. Isabeth da Silva Mello
Prof. Osvaldo Ribeiro da Cruz Filho
Rio de Janeiro, RJ - Brasil
Fevereiro de 2017
ii
DIAS, André Luiz da Silva
Microgeração Distribuída para uso Residencial com Base em
Fontes de Energia Eólica e Solar Fotovoltaica/ André Luiz da Silva
Dias. - Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2017.
XI, 88 p.: il.; 29,7cm.
Orientador: Eduardo Linhares Qualharini
Projeto de Graduação - UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso de
Engenharia Civil, 2017.
Referencias Bibliográficas: p. 86-88.
1. Apresentação do projeto. 2. Microgeração distribuída. 3.
Potenciais nacionais de energia eólica e solar 4. Os Sistemas e suas
particularidades na implantação. 5. Aspectos de custo e investimento.
6. Dimensionamento e instalação 7. Considerações Finais.
I. Qualharini, Eduardo Linhares II. Universidade Federal do
Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Civil. III.
Engenheiro Civil.
iii
Dedicatória
Inicialmente, gostaria de dedicar este projeto de final de curso, à memória de
minha avó Engracia Sacramento da Silva e de minha Tia Gracinete Sacramento da Silva
e Sousa, que não tiveram tempo de presenciar esta minha conquista, mas que sempre
realizaram em vida o apoio e a atenção que puderam e da forma que podiam, de um
jeitinho todo singelo, que permaneceu. Faço esta dedicatória também de modo
particular e especial, à minha Mãe querida, Gracinaide Sacramento da Silva que apostou
em meu sucesso e não desistiu em acreditar na minha pessoa mesmo nos momentos em
que muito fraquejei, à minha amada esposa Roberta Aparecida Soares Cebreiro Dias,
que perseverou em estar ao meu lado nos bons e tortuosos momentos durante esta
caminhada apoiando-me e incentivando-me a todo instante e de todas as formas que
podia. E por último aos amigos, familiares, colegas e professores, que contribuíram de
tantas formas em meu caminho, me concedendo a dádiva da certeza de que nada
conquistamos sozinhos.
iv
Agradecimentos
Rendo Graças ao Pai Maior, Causa Primária de todas as coisas, por mais este
momento verdadeiramente Abençoado em minha vida, pois Esteve comigo a todo
instante, como Pai Misericordioso e Amoroso, Infinito em todas as coisas, mesmo
apesar de minhas más escolhas, do meu mal proceder, de minhas rendições às minhas
más tendências, de meus defeitos e limitações. Agradeço à minha querida Mãe e a
minha amada Esposa, por depositarem sobre a minha pessoa todo o apoio, incentivo,
dedicação e perseverança em auxiliar-me a me disciplinar e focar nas coisas que são
mais importantes, seja de forma branda ou enérgica, mas da forma que puderam,
ungidas com Amor todo especial, o qual jamais esquecerei. Repouso minha gratidão,
também, aos demais familiares e amigos, colegas e professores, que mesmo com um
gesto simbólico como uma gota de orvalho, em conjunto formaram a corrente que
moveu o moinho que proporcionou-me forças pra trilhar o caminho penoso, e
igualmente virtuoso, o qual percorri. E por fim, agradeço a Universidade Federal do Rio
de Janeiro, pois a partir do convívio e das experiências vividas entre suas paredes, pude
verdadeiramente amadurecer e melhorar significativamente como pessoa em todos os
aspectos.
v
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte
dos requesitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Civil.
Microgeração Distribuída para uso Residencial com Base em Fontes de Energia Eólica e
Solar Fotovoltaica
André Luiz da Silva Dias
Fevereiro/ 2017
Orientador: Eduardo Linhares Qualharini
Curso: Engenharia Civil
Este trabalho estará tratando da microgeração distribuída aplicada ao uso
residencial baseada nas fontes de geração de energia eólica e solar fotovoltaica, voltada
à baixa tensão, apresentando aspectos desde as condições de acesso até a implantação
dos sistemas de microgeração eólico e solar fotovoltaico, abordando inicialmente a
normatização e procedimentos estabelecidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica
(ANEEL), partindo deste marco às informações do potencial nacional de energia eólica
e solar, seguindo com a apresentação de algumas particularidades dos sistemas de
microgeração e questões em relação aos custos e investimentos, bem como a
apresentação do dimensionamento e instalação dos sistemas de microgeração distribuída
a partir da geração de energia eólica e solar fotovoltaica.
Palavras-chave: Microgeração Distribuída, ANEEL, Potencial Nacional de Energia,
Dimensionamento e Instalação.
vi
Summary of the Graduation Project presented to the Polytechnic School / UFRJ as part
of the requisites required to obtain the degree of Civil Engineer.
Distributed Microgeneration for Residential Use Based on Wind Power and
Photovoltaic Solar
André Luiz da Silva Dias
February 2017
Advisor: Eduardo Linhares Qualharini
Course: Civil Engineering
This work will deal with the distributed microgeneration applied to the residential use
based on wind and solar photovoltaic energy sources, focused on low voltage,
presenting aspects from the access conditions to the implantation of the wind and solar
photovoltaic microgeneration systems, initially addressing the Regulations and
procedures established by the National Electric Energy Agency (ANEEL), starting from
this milestone to the information of the national wind and solar energy potential,
followed by the presentation of some particularities of microgeneration systems and
issues regarding costs and investments, as well as The presentation of the design and
installation of distributed microgeneration systems from the generation of wind energy
and solar photovoltaic.
Keywords: Distributed Micro Generation, ANEEL, National Energy Potential, Sizing
and Installation.
vii
SUMÁRIO
1. APRESENTAÇÃO DO PROJETO .................................................................... - 1 -
1.1 Introdução ...................................................................................................- 1 -
1.2 Objetivo ......................................................................................................- 2 -
1.3 Justificativa .................................................................................................- 2 -
1.4 Metodologia empregada ..............................................................................- 2 -
1.5 Conteúdo dos capítulos ................................................................................- 2 -
2. MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA .................................................................. - 4 -
2.1 Procedimentos de acesso .............................................................................- 5 -
2.2 Sistema de Medição................................................................................... - 12 -
2.3 Formalização da Contratação ..................................................................... - 12 -
2.4 Sistema de compensação de energia elétrica .............................................. - 13 -
3. POTENCIAl NACIOAL DE ENERGIA EÓLICa E SOLAR ......................... - 18 -
3.1 Viabilidade e Potencialidade Eólica ........................................................... - 18 -
3.2 Viabilidade e Potencialidade Solar ............................................................ - 26 -
4. SISTEMAS E SUAS PARTICULARIDADES NA IMPLANTAÇÃO ............ - 33 -
4.1 Sistema de Microgerador Eólico ................................................................ - 33 -
4.2 Sistema de Microgerador Solar Fotovoltaico ............................................. - 40 -
4.3 Esquema de ligação dos sistemas ............................................................... - 48 -
4.4 Responsabilidades e Deveres ..................................................................... - 50 -
4.5 Outras modalidades de Compensação de Energia ...................................... - 51 -
5. ASPECTOS DE CUSTO E INVESTIMENTOS .............................................. - 53 -
5.1 Incidência de impostos .............................................................................. - 53 -
5.2 Sistemas de Tarifação ................................................................................ - 54 -
5.3 Considerações quanto ao investimento ...................................................... - 58 -
6. DIMENSIONAMENTO E INSTALAÇÃO ...................................................... - 62 -
6.1 Sistema de Microgeração Eólica ................................................................ - 62 -
6.2 Sistema de Microgeração Solar Fotovoltaico ............................................. - 67 -
viii
7. CONSIDERAÇÕES FINAIS ............................................................................ - 84 -
7.1 Críticas ...................................................................................................... - 84 -
7.2 Sugestões .................................................................................................. - 84 -
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................ - 86 -
REFERÊNCIAS NORMATIVAS ................................................................................... - 86 -
INDICAÇÕES ELETRÔNICAS ..................................................................................... - 87 -
ix
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Distribuição Geral dos Ventos................................................................. - 18 -
Figura 2 - Total Brasil Estimado - Potencial Eólico-Elétrico ................................... - 25 -
Figura 3 - Total Brasil Estimado - Potencial Eólico-Elétrico por região ................... - 25 -
Figura 4 - Mapa de Radiação Solar Diária, média mensal - ANUAL ....................... - 27 -
Figura 5 - Mapa de Insolação diária, Média Mensal - ANUAL ................................ - 28 -
Figura 6 - Potencial anual médio de energia solar .................................................... - 32 -
Figura 7 - Rotor Horizontal ..................................................................................... - 34 -
Figura 8 - Rotor Savonius ....................................................................................... - 35 -
Figura 9 - Rotor Darrieus ........................................................................................ - 35 -
Figura 10 - Rotor H-Darrieus .................................................................................. - 36 -
Figura 11 - Distância de Obstáculos ........................................................................ - 38 -
Figura 12 - Célula ................................................................................................... - 42 -
Figura 13 - Módulo ................................................................................................. - 42 -
Figura 14 - Painel .................................................................................................... - 42 -
Figura 15 - Painel de Silicio Monocristalino ............................................................ - 43 -
Figura 16 - Painel de Silício policristalino ............................................................... - 44 -
Figura 17 - Painel de Silício Amorfo ....................................................................... - 44 -
Figura 18 - Painel de Telureto de Cadmio ............................................................... - 45 -
Figura 19 - Medição a partir de medidor bidirecional .............................................. - 49 -
Figura 20 - Medição a partir de dois mediores ......................................................... - 49 -
Figura 21 - Esquema de ligação sistema solar fotovoltaico ...................................... - 49 -
Figura 22 - Esquema de ligação sistema eólico ........................................................ - 50 -
Figura 23 - Sistema de tarifação net metering com um medidor bidirecional ........... - 56 -
Figura 24 - Sistema de tarifação net metering com dois medidores .......................... - 57 -
Figura 25 - Funcionamento do sistema de tarifação feed in ...................................... - 58 -
Figura 26 - Aerogerador Skystream Land - Energia Pura ......................................... - 63 -
Figura 27 - Torre Tubular ........................................................................................ - 64 -
Figura 28 - Torre Treliçada ..................................................................................... - 64 -
Figura 29 - Torre Estaiada ....................................................................................... - 65 -
Figura 30 - Comprimento máximo sem transição para diâmetro maior .................... - 66 -
Figura 31 - Transição para diâmetros maiores ........................................................ - 66 -
Figura 32 - Aterramento do aerogerador à torre ....................................................... - 66 -
x
Figura 33 - Especificações técnicas do painel fotovoltaico [14] ............................... - 69 -
Figura 34 - Simulador solar - Instituto Ideal, América do Sol .................................. - 71 -
Figura 35 - Caracteriazação do Sistema Fotovoltaico .............................................. - 72 -
Figura 36 - Consumo médio detalhado .................................................................... - 73 -
Figura 37 - Dados de Irradiação .............................................................................. - 74 -
Figura 38 - Quatro passos para a instalação [15] ...................................................... - 75 -
Figura 39 - Características do material empregado na instalação [15] ...................... - 75 -
Figura 40 - Visão Geral do Sistema [15] ................................................................. - 75 -
Figura 41 - Ferramentas para instalação [15] ........................................................... - 76 -
Figura 42 - Materiais e Instrumentos - parte 1 [15] .................................................. - 77 -
Figura 43 - Materiais e instrumentos - parte 2 [15] .................................................. - 78 -
Figura 44 - Instalação em Telhas Romana, Francesa, Italiana, Portuguesa e Americana
[15] ......................................................................................................................... - 79 -
Figura 45 - Instalação em telha lisa [15] .................................................................. - 80 -
Figura 46 - Instalação em telhas de zinco e estanhadas [15] ..................................... - 80 -
Figura 47 - Instalação do trilho [15] ........................................................................ - 81 -
Figura 48 - Instalação do Módulos [15] ................................................................... - 82 -
Figura 49 - Instalação da abraçadeira de cabos e aterramento [15] ........................... - 83 -
- 1 -
1. APRESENTAÇÃO DO PROJETO
1.1 Introdução
Por consequência do crescimento populacional, da evolução tecnológica e outros
fatores provindos do advento da globalização, a demanda mundial pelo consumo de
energia elétrica só vem aumentando e de forma galopante.
Todavia, atualmente é de conhecimento que se servir de fontes convencionais
não renováveis de geração de energia elétrica, já não são mais satisfatórias quando se
refere a conservação do meio ambiente e o não favorecimento ao aquecimento global a
partir do efeito estufa, bem como, quando é levado em consideração os altos
investimentos realizados para suprir a demanda consumista de energia elétrica.
Dessa forma observa-se que já a algum tempo, a tendência mundial em estar se
servindo da geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis, tem sido bem
evidente, seja por questões econômicas, políticas ou ambientais.
Neste âmbito, os estímulos nacionais à geração de energia elétrica a partir de
fontes renováveis tem disparado, incluído também sob estes incentivos governamentais,
a geração distribuída de pequeno porte, que além de ser muito bem vinda, são tem seus
estímulos justificados no favorecimento que a modalidade pode conceder a curto e
longo prazo ao sistema elétrico, diminuindo ou adiando investimentos de expansão dos
sistemas de distribuição e transmissão, proporcionando baixo impacto ambiental,
reduzindo o carregamento das redes de distribuição e perdas, diversificando a matriz
energética e até mesmo influenciar na conscientização social, bem como outros muitos
benefícios.
Já no caso do consumidor, a adoção do sistema de geração distribuída, na
maioria das vezes reflete-se tão somente na busca pela autonomia de consumo de
energia e economia nas despesas para com a energia elétrica, ficando para alguns
poucos ou por consequência da adoção do sistema, a conscientização no favorecimento
de um meio ambiente mais limpo.
No Brasil, estes estímulos vem por repercussão e relevância em relação ao
crescimento demográfico, o aumento do poder econômico, e também da galopante
evolução tecnológica, resultando no aumento exorbitante do consumo de energia
elétrica no País, que vem trazendo muitas discussões e debates acerca da geração de
- 2 -
energia elétrica, onde é preciso pensar em alternativas que respondam à demanda de
expansão e diversidade na geração de energia elétrica no país. E neste aspecto tem-se a
microgeração distribuída.
1.2 Objetivo
O objetivo deste trabalho é apresentar a microgeração distribuída aplicada ao uso
residencial baseada em fonte de energia eólica e solar fotovoltaica no contexto que
tange, desde o acesso aos sistemas de microgeração até a sua implantação em
edificações de unidades consumidoras de baixa tensão.
1.3 Justificativa
Neste trabalho será abordado os aspectos e particularidades da microgeração
distribuída de energia para uso residencial com base em fontes eólica e solar
fotovoltaica, aplicada ao consumidor de classe B (baixa tensão), principalmente pelo
fato de que o Brasil possui grande potencial energético a ser explorado no campo de
energia eólica e solar já evidenciado e que por consequência tem atraído significativos
investimentos, o que tende a beneficiar à preservação do meio ambiente a partir do uso
de fontes de energias renováveis e limpas, favorecendo ao movimento sustentável,
assim como pode vir a tornar-se um canal próspero, seja no aspecto político e social.
1.4 Metodologia empregada
Para a consolidação de todo conteúdo, foi utilizada bibliografia pertinente ao
tema, principalmente a partir de publicações renomadas no assunto, bem como acesso às
normas da ANEEL, consultas a reportagens, artigos e documentos de referência, tais
como os atlas de potencial brasileiro de energia solar e eólica.
1.5 Conteúdo dos capítulos
Inicialmente são elucidadas no Capítulo 2 as questões pertinentes as normativas
e procedimentos da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), dando a conhecer
as particularidades da microgeração distribuída, bem como o sistema de compensação
de energia elétrica, como se dá o faturamento e os passos de acesso de microgeração
- 3 -
distribuída. Em seguida no Capítulo 3 é apresentado o potencial energético nacional a
partir dos atlas de potencial brasileiro de energia solar e eólica. Já no Capítulo 4
apresenta-se os sistemas de microgeração de energia eólica e solar fotovoltaica norteado
a implantação dos sistemas de microgeração. No Capítulo 5 aborda-se alguns aspectos
referentes aos custos e investimentos na adoção da microgeração distribuída a partir das
fontes eólica e solar fotovoltaica. E por sua vez no Capítulo 6 aborda-se as questões de
dimensionamento e instalação dos sistemas de microgeração. Finalizando no Capítulo 7
com um breve levantamento de algumas considerações finais.
- 4 -
2. MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Tendo como objetivo de otimizar e orientar o acesso para a conexão de pequenas
centrais geradoras na rede de distribuição, utilizando fontes renováveis de energia, a
ANEEL publicou a Resolução Normativa n° 482/2012, alterada pela Resolução
Normativa n° 687/2015 e complementada na seção 3.7 do Módulo 3 dos Procedimentos
de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST), onde
estabeleceu-se os procedimentos para acesso de micro e minigeração distribuída ao
sistema de distribuição.
Segundo essas regulamentações, a micro e a minigeração distribuída consistem
na geração de energia elétrica a partir de fontes com base em energia alternativa,
renovável e limpa, tais como, hidráulica, solar, eólica, biomassa ou mesmo cogeração
qualificada, conectadas à rede de distribuição.
Conforme mencionado, estará sendo abordado a microgeração distribuída de
energia para uso residencial com base em fonte renovável eólica e solar fotovoltaica,
aplicada ao consumidor de classe B (baixa tensão).
Segundo a Resolução Normativa n° 482/2012, microgeração distribuída consiste
em uma central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 75
kW e que utilize cogeração qualificada, ou fontes renováveis de energia elétrica,
conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras.
No contexto de microgeração distribuída, sob a REN 482/2012, tem-se as
seguintes definições e aplicações:
a) Sistema de compensação de energia elétrica que consiste na injeção de
energia ativa por unidade consumidora cedida, por meio de empréstimo
gratuito, à distribuidora local e posteriormente compensada com o consumo
de energia elétrica ativa;
b) Melhorias de instalação, substituição ou reforma de equipamentos em
instalações de distribuição existentes, ou a adequação destas instalações,
visando manter a prestação de serviço adequado de energia elétrica;
c) Reforço de instalação, substituição ou reforma de equipamentos em
instalações de distribuição existentes, ou a adequação destas instalações,
para aumento de capacidade de distribuição, de confiabilidade do sistema de
distribuição, de vida útil ou para conexão de usuários;
- 5 -
d) Empreendimento com múltiplas unidades consumidoras que é caracterizado
pela utilização da energia elétrica de forma independente, no qual cada
fração com uso individualizado constitua uma unidade consumidora e as
instalações para atendimento das áreas de uso comum constituam uma
unidade consumidora distinta, de responsabilidade do condomínio, da
administração ou do proprietário do empreendimento, e desde que as
unidades consumidoras estejam localizadas em uma mesma propriedade ou
em propriedades contíguas, sendo vedada a utilização de vias públicas, de
passagem aérea ou subterrânea e de propriedades de terceiros não
integrantes do empreendimento;
e) Geração compartilhada, caracterizada pela reunião de consumidores, dentro
da mesma área de concessão ou permissão, por meio de consórcio ou
cooperativa, composta por pessoa física ou jurídica, que possua unidade
consumidora em local diferente das unidades consumidoras nas quais a
energia excedente será compensada;
f) Autoconsumo remoto, caracterizado por unidades consumidoras de
titularidade de uma mesma pessoa jurídica, incluídas matriz e filial, ou
pessoa física que possua unidade consumidora em local diferente das
unidades consumidoras, dentro da mesma área de concessão ou permissão,
nas quais a energia excedente será compensada.
2.1 Procedimentos de acesso
Para que a central geradora seja definida como microgeração distribuída, são
necessárias o cumprimento das etapas de solicitação e de parecer de acesso.
A solicitação de acesso é realizada pelo consumidor, e entregue a distribuidora,
sob prioridade de atendimento, de acordo com a ordem cronológica de protocolo.
Na solicitação de acesso deve-se disponibilizar alguns documentos tais como, o
projeto das instalações de conexão, contendo, memorial descritivo, localização, arranjo
físico, diagramas e etc., além de outros documentos e informações que porventura
venham a ser solicitados pela distribuidora.
Na sequência, um parecer de acesso é disponibilizado pela distribuidora ao
consumidor, no qual são dispostas condições de acesso, estendendo-se a conexão e o
uso, assim como os requisitos técnicos que possibilitem a conexão das instalações do
- 6 -
consumidor e os prazos. Em alguns casos, o parecer de acesso deverá indicar também, a
definição do ponto de conexão, as particularidades do sistema de distribuição acessado,
a lista das obras de cunho da distribuidora, e as responsabilidades do consumidor, entre
outras.
A seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST, deixa claro que o procedimento de
acesso é simples, assim como as demais requisições de proteção indispensáveis para
garantir a segurança das pessoas e a qualidade da energia injetada na rede.
Importante salientar que é à distribuidora a responsável pela coleta das
informações das unidades geradoras junto aos microgeradores de energia distribuída,
bem como o envio dos dados à ANEEL para registro.
As distribuidoras deverão adequar seus sistemas comerciais e elaborar ou revisar
normas técnicas para tratar do acesso de microgeração distribuída, utilizando como
referência os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional – PRODIST, as normas técnicas brasileiras e, de forma complementar, as
normas internacionais, ficando dispensada a assinatura de contratos de uso e conexão na
qualidade de central geradora para os participantes do sistema de compensação de
energia elétrica, sendo suficiente a emissão pela distribuidora do Relacionamento
Operacional para a microgeração.
A potência instalada da microgeração distribuída fica limitada à potência
disponibilizada para a unidade consumidora onde a central geradora será conectada. E
no caso que o consumidor deseje instalar central geradora com potência superior ao
limite estabelecido, deve solicitar o aumento da potência disponibilizada, sendo
dispensado o aumento da carga instalada. Ainda neste contexto, é importante saber, que
é vedada a divisão de central geradora em unidades de menor porte para se enquadrar
nos limites de potência para microgeração, devendo a distribuidora identificar esses
casos, solicitar a readequação da instalação e, caso não atendido, negar a adesão ao
Sistema de Compensação de Energia Elétrica.
Para a determinação do limite da potência instalada da central geradora
localizada em empreendimento de múltiplas unidades consumidoras, deve-se considerar
a potência disponibilizada pela distribuidora para o atendimento do empreendimento. E
para a solicitação de fornecimento inicial de unidade consumidora que inclua
microgeração distribuída, a distribuidora deve observar os prazos estabelecidos na
Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST para emitir a informação ou o parecer de acesso,
bem como os prazos de execução de obras previstos na Resolução Normativa n° 414, de
- 7 -
9 de setembro de 2010. Já nos os casos de empreendimento com múltiplas unidades
consumidoras e geração compartilhada, a solicitação de acesso deve ser acompanhada
da cópia de instrumento jurídico que comprove o compromisso de solidariedade entre
os integrantes.
Os custos de eventuais melhorias ou reforços no sistema de distribuição em
função exclusivamente da conexão de microgeração distribuída não devem fazer parte
do cálculo da participação financeira do consumidor, sendo integralmente arcados pela
distribuidora, exceto para o caso de geração compartilhada.
Do Acesso à Segurança, segundo Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST
O objetivo é descrever os procedimentos para acesso de microgeração
distribuída participante do Sistema de Compensação de Energia Elétrica ao sistema de
distribuição.
À viabilização do acesso para a central geradora classificada como microgeração
distribuída são obrigatórias apenas as etapas de solicitação de acesso e parecer de
acesso.
A solicitação de acesso é o requerimento formulado pelo consumidor que, uma
vez entregue à distribuidora, implica a prioridade de atendimento, de acordo com a
ordem cronológica de protocolo, e compete à distribuidora a responsabilidade pela
coleta e envio à ANEEL das informações para registro de microgeração distribuída, nos
termos da regulamentação específica, ficando dispensada a apresentação do Certificado
de Registro, ou documento equivalente, na etapa de solicitação de acesso, conforme já
mencionando.
No ato da solicitação de acesso deve-se conter o Formulário de Solicitação de
Acesso para microgeração distribuída, conforme potência instalada da geração,
acompanhado dos documentos pertinentes a cada caso, não cabendo à distribuidora
solicitar documentos adicionais àqueles indicados nos Formulários. Caso a
documentação estabelecida esteja incompleta, a distribuidora deve, imediatamente,
recusar o pedido de acesso e notificar o consumidor sobre todas informações pendentes,
devendo o consumidor realizar uma nova solicitação de acesso após a regularização das
pendências identificadas. Após o recebimento da documentação completa, a
distribuidora deve entregar ao consumidor um recibo da formalização da solicitação de
acesso.
- 8 -
A distribuidora deve disponibilizar em sua página na internet os modelos de
Formulário de Solicitação de Acesso para microgeração distribuída, contendo a relação
das informações que o consumidor deve apresentar na solicitação de acesso.
O parecer de acesso é o documento formal obrigatório apresentado pela
distribuidora, sem ônus para o consumidor, em que são informadas as condições de
acesso, compreendendo a conexão e o uso, e os requisitos técnicos que permitam a
conexão das instalações do consumidor com os respectivos prazos, devendo indicar,
quando couber:
a) as características do ponto de entrega, acompanhadas das estimativas dos
respectivos custos, conclusões e justificativas;
b) as características do sistema de distribuição acessado, incluindo requisitos
técnicos, tensão nominal de conexão, e padrões de desempenho;
c) orçamento da obra, contendo a memória de cálculo dos custos orçados, do
encargo de responsabilidade da distribuidora e da participação financeira do
consumidor;
d) a relação das obras de responsabilidade da distribuidora, com
correspondente cronograma de implantação;
e) as informações gerais relacionadas ao local da ligação, como tipo de terreno,
faixa de passagem, características mecânicas das instalações, sistemas de
proteção, controle e telecomunicações disponíveis;
f) o Relacionamento Operacional para microgeração;
g) as responsabilidades do consumidor;
h) eventuais informações sobre equipamentos ou cargas susceptíveis de
provocar distúrbios ou danos no sistema de distribuição acessado ou nas
instalações de outros consumidores.
Para conexão de microgeração distribuída em unidade consumidora existente
sem necessidade de aumento da potência disponibilizada, o Parecer de Acesso poderá
ser simplificado, indicando apenas as responsabilidades do consumidor e encaminhando
o Relacionamento Operacional. Compete à distribuidora a realização de todos os
estudos para a integração de microgeração, sem ônus ao consumidor. O prazo para
elaboração do parecer de acesso deve observar o seguinte:
a) não existindo pendências impeditivas por parte do consumidor, a
distribuidora deve emitir o parecer de acesso e encaminhá-lo por escrito ao
consumidor, sendo permitido o envio por meio eletrônico, nos seguintes
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prazos, contados a partir da data de recebimento da solicitação de acesso:
até 15 (quinze) dias após o recebimento da solicitação de acesso, para
central geradora classificada como microgeração distribuída, quando não
houver necessidade de melhorias ou reforços no sistema de distribuição
acessado; até 30 (trinta) dias após o recebimento da solicitação de acesso,
para central geradora classificada como microgeração distribuída, quando
houver necessidade de execução de obras de melhoria ou reforço no sistema
de distribuição.
b) na hipótese de alguma informação de responsabilidade do consumidor estar
ausente ou em desacordo com as exigências da regulamentação, a
distribuidora deve notificar o consumidor, formalmente e de uma única vez,
sobre todas as pendências a serem solucionadas, devendo o consumidor
garantir o recebimento das informações pendentes pela distribuidora em até
15 (quinze) dias, contados a partir da data de recebimento da notificação
formal, sendo facultado prazo distinto acordado entre as partes;
c) na hipótese de a deficiência das informações referenciada ser pendência
impeditiva para a continuidade do processo, o prazo estabelecido deve ser
suspenso a partir da data de recebimento da notificação formal pelo
consumidor, devendo ser retomado a partir da data de recebimento das
informações pela distribuidora
O consumidor deve solicitar vistoria à distribuidora em até 120 (cento e vinte)
dias após a emissão do parecer de acesso. A inobservância do prazo estabelecido
implica a perda das condições de conexão estabelecidas no parecer de acesso, exceto se
um novo prazo for pactuado entre as partes.
O critério técnico operacional do consumidor com microgeração distribuída é o
ponto de conexão que nada mais é que o ponto de entrega da unidade consumidora,
conforme definido em regulamento específico e que para o caso de microgeradores, está
dispensada de realizar os estudos mais específicos, os quais, quando necessários, devem
ser realizados pela distribuidora sem ônus para o consumidor.
Levando em consideração os requisitos de projetos, deve-se observar que os
projetos das instalações de conexão devem seguir os critérios estabelecidos nas
Condições Gerais de Fornecimento de Energia Elétrica. A quantidade de fases e o nível
de tensão de conexão da central geradora serão definidos pela distribuidora em função
das características técnicas da rede e em conformidade com a regulamentação vigente.
- 10 -
As indicações dos requisitos mínimos do ponto de conexão da microgeração distribuída
são:
a) Elemento de desconexão: Chave seccionadora visível e acessível que a
distribuidora usa para garantir a desconexão da central geradora durante
manutenção em seu sistema, exceto para microgeradores que se conectam à
rede através de inversores;
b) Elemento de interrupção: Elemento de interrupção automático acionado por
proteção para microgeradores distribuídos;
c) Proteção de sub e sobretensão/ sobrefrequência: Não é necessário relé de
proteção específico, mas um sistema eletroeletrônico que detecte tais
anomalias e que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do
elemento de interrupção.
d) Relé de sincronismo: Não é necessário relé de sincronismo específico, mas
um sistema eletroeletrônico que realize o sincronismo com a frequência da
rede e que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do
elemento de interrupção, de maneira que somente ocorra a conexão com a
rede após o sincronismo ter sido atingido.
e) Anti-ilhamento: No caso de operação em ilha do consumidor, a proteção de
anti-ilhamento deve garantir a desconexão física entre a rede de distribuição
e as instalações elétricas internas à unidade consumidora, incluindo a
parcela de carga e de geração, sendo vedada a conexão ao sistema da
distribuidora durante a interrupção do fornecimento.
f) Medição: O sistema de medição bidirecional deve, no mínimo, diferenciar a
energia elétrica ativa consumida da energia elétrica ativa injetada na rede.
Para o caso de sistemas que se conectam à rede por meio de inversores, o
consumidor deve apresentar certificados atestando que os inversores foram ensaiados e
aprovados conforme normas técnicas brasileiras ou normas internacionais, ou o número
de registro da concessão do Inmetro para o modelo e a tensão nominal de conexão
constantes na solicitação de acesso, de forma a atender aos requisitos de segurança e
qualidade estabelecidos. Nos sistemas que se conectam à rede através de inversores, os
quais devem estar instalados em locais apropriados de fácil acesso, as proteções
relacionadas podem estar inseridas nos referidos equipamentos, sendo a redundância de
proteções desnecessária para microgeração distribuída. Os valores de referência a serem
- 11 -
adotados para os indicadores de tensão em regime permanente, fator de potência,
distorção harmônica, desequilíbrio de tensão, flutuação de tensão e variação de
frequência são os estabelecidos na Seção 8.1 do Módulo 8 – Qualidade da Energia
Elétrica. A distribuidora pode propor proteções adicionais, desde que justificadas
tecnicamente, em função de características específicas do sistema de distribuição
acessado, sem custos para microgeração distribuída.
No que tange aos procedimentos de implementação e vistoria das instalações, é
disposto que a distribuidora deve realizar vistoria das instalações de conexão de
microgeração distribuída, no prazo de até 7 (sete) dias, contados da data de solicitação
formal, com vistas à conexão ou ampliação das instalações do consumidor. Caso sejam
detectadas pendências nas instalações da unidade consumidora com microgeração
distribuída que impeçam sua conexão à rede, a distribuidora deve encaminhar ao
interessado, por escrito, em até 5 (cinco) dias, sendo permitido o envio por meio
eletrônico, relatório contendo os respectivos motivos e uma lista exaustiva com todas as
providências corretivas necessárias. Após sanadas as pendências detectadas no relatório
de vistoria, o consumidor deve formalizar nova solicitação de vistoria à distribuidora.
Nos casos em que for necessária a execução de obras para o atendimento da unidade
consumidora com microgeração distribuída, o prazo de vistoria começa a ser contado a
partir do primeiro dia útil subsequente ao da conclusão da obra, conforme cronograma
informado pela distribuidora, ou do recebimento, pela distribuidora, da obra executada
pelo interessado. A distribuidora deve emitir a aprovação do ponto de conexão,
liberando-o para sua efetiva conexão, no prazo de até 7 (sete) dias a partir da data de
realização da vistoria na qual se constate a adequação das instalações de conexão da
microgeração distribuída.
E quanto aos requisitos para operação, manutenção e segurança da conexão, é
regulamentado que o consumidor deve instalar no ponto de conexão, junto ao padrão de
entrada, sinalização indicativa da existência na unidade consumidora de geração própria
através de placa de advertência. Para a elaboração do Relacionamento Operacional,
deve-se fazer referência ao Contrato de Adesão (ou número da unidade consumidora),
Contrato de Fornecimento ou Contrato de Compra de Energia Regulada para a unidade
consumidora associada à central geradora classificada como microgeração distribuída e
participante do sistema de compensação de energia elétrica da distribuidora local, nos
termos da regulamentação específica.
- 12 -
2.2 Sistema de Medição
O sistema de medição deve atender às mesmas especificações exigidas para
unidades consumidoras conectadas no mesmo nível de tensão da microgeração
distribuída, acrescido da funcionalidade de medição bidirecional de energia elétrica
ativa. Para conexão de microgeração distribuída em unidade consumidora existente sem
necessidade de aumento da potência disponibilizada, a distribuidora não pode exigir a
adequação do padrão de entrada da unidade consumidora em função da substituição do
sistema de medição existente, exceto se, for constatado descumprimento das normas e
padrões técnicos vigentes à época da sua primeira ligação ou houver inviabilidade
técnica devidamente comprovada para instalação do novo sistema de medição no padrão
de entrada existente. A medição bidirecional pode ser realizada por meio de dois
medidores unidirecionais, um para aferir a energia elétrica ativa consumida e outro para
a energia elétrica ativa gerada, caso seja a alternativa de menor custo ou seja solicitado
pelo titular da unidade consumidora com microgeração distribuída. A distribuidora é
responsável por adquirir e instalar o sistema de medição, sem custos para o consumidor
no caso de microgeração distribuída, assim como pela sua operação e manutenção,
incluindo os custos de eventual substituição. A distribuidora deve adequar o sistema de
medição e iniciar o sistema de compensação de energia elétrica dentro do prazo para
aprovação do ponto de conexão.
2.3 Formalização da Contratação
Dispensa-se a assinatura dos contratos de uso e conexão na qualidade de central
geradora para os participantes do sistema de compensação de energia elétrica, nos
termos da regulamentação específica, sendo suficiente a emissão pela Distribuidora do
Relacionamento Operacional para a microgeração, o qual deverá ser encaminhado pela
distribuidora ao consumidor em anexo ao Parecer de Acesso. Caso sejam necessárias
melhorias ou reforços na rede para conexão da microgeração distribuída, a execução da
obra pela distribuidora deve ser precedida da assinatura de contrato específico com o
interessado, no qual devem estar discriminados as etapas e o prazo de implementação
das obras, as condições de pagamento da participação financeira do consumidor, além
de outras condições vinculadas ao atendimento. A unidade consumidora que aderir ao
sistema de compensação de energia elétrica da distribuidora deve ser faturada conforme
- 13 -
regulamentação específica para microgeração distribuída e observada as Condições
Gerais de Fornecimento, não se aplicando as regras de faturamento de centrais
geradoras estabelecidas em regulamentos específicos.
2.4 Sistema de compensação de energia elétrica
Em síntese, esse sistema permite que a energia excedente gerada pela unidade
consumidora com microgeração seja injetada na rede da distribuidora, armazenando
esse excedente até o momento em que a unidade consumidora necessite de energia
proveniente da distribuidora. Dessa forma, a energia elétrica gerada por essas unidades
consumidoras é cedida à distribuidora local, sendo posteriormente compensada com o
consumo de energia elétrica dessa mesma unidade consumidora (ou de outra unidade
consumidora de mesma titularidade). Na prática, se em um determinado ciclo de
faturamento a energia injetada na rede pelo microgerador for maior que a consumida, o
consumidor receberá um crédito em energia na forma de kWh, na próxima fatura. Caso
contrário, o consumidor pagará apenas a diferença entre a energia consumida e a gerada.
Cabe ressaltar que, dependendo da forma de incidência dos impostos em cada
Estado, o consumidor terá ainda que pagar os impostos incidentes sobre o total da
energia absorvida da rede, bem como para unidades consumidoras conectadas em baixa
tensão (grupo B), ainda que a energia injetada na rede seja superior ao consumo, será
devido o pagamento referente ao custo de disponibilidade, equivalente ao sistema
monofásico, bifásico ou trifásico. Em regra, o consumo de energia elétrica a ser faturado
corresponde à diferença entre a energia consumida e a injetada. E, havendo excedente
de energia injetada que não tenha sido compensada no ciclo de faturamento corrente, a
distribuidora utilizará essa diferença positiva para abater o consumo medido em outros
postos tarifários, outras unidades consumidoras de mesmo titular ou nos meses
subsequentes. Caso o consumidor tenha outras unidades consumidoras em sua
titularidade na mesma área de concessão, os montantes de energia ativa injetada que não
tenham sido compensados na própria unidade consumidora poderão compensar o
consumo dessas outras unidades, desde que tenham sido cadastradas previamente para
tal fim. Nessa circunstância, o consumidor deverá indicar a ordem de prioridade das
suas unidades consumidoras para participação no sistema de compensação, observada a
regra de que a unidade de instalação da geração deve ser a primeira a ter o consumo
compensado. Após a compensação em todos os postos tarifários e em todas as demais
- 14 -
unidades consumidoras, os créditos de energia ativa porventura existentes serão
utilizados para abatimento da fatura dos meses subsequentes e expirarão 60 meses após
a data de faturamento, sendo revertidos em prol da modicidade tarifária e sem direito do
consumidor a quaisquer formas de compensação.
A ordem de compensação dos créditos se dá da seguinte forma:
a) A energia ativa gerada em determinado posto horário deve ser utilizada para
compensar a energia ativa consumida nesse mesmo posto;
b) Havendo excedente, os créditos de energia ativa devem ser utilizados para
compensar o consumo em outro posto horário, na mesma unidade
consumidora e no mesmo ciclo de faturamento;
c) Restando créditos, o excedente deve ser utilizado para abater o consumo de
energia ativa em outra unidade consumidora escolhida pelo consumidor, no
mesmo posto horário em que a energia foi gerada e no mesmo ciclo de
faturamento;
d) O eventual excedente após aplicação do item anterior deve ser utilizado para
abater o consumo da unidade consumidora escolhida pelo consumidor e
referenciada no item 3, no mesmo ciclo de faturamento, mas em outro posto
horário;
e) Caso ainda haja excedente, o processo descrito nos itens 3 e 4 deve ser
repetido para as demais unidades consumidoras cadastradas previamente
pelo consumidor, obedecida a ordem de prioridade escolhida por ele;
f) Após aplicação do item 5, até o esgotamento das unidades consumidoras
cadastradas, caso ainda existam créditos de energia ativa, o procedimento
descrito nos itens 1 a 5 deve ser repetido nessa ordem para os ciclos de
faturamento posteriores, obedecido o limite de 60 meses de validade dos
créditos.
Com mais abrangência no tema, tem-se sob a REN 482/2012, alterada pela REN
687/2015, que, podem aderir ao sistema de compensação de energia elétrica os
consumidores responsáveis por unidade consumidora com microgeração distribuída,
integrante de empreendimento de múltiplas unidades consumidoras, caracterizada como
geração compartilhada, caracterizada como autoconsumo remoto.
Para fins de compensação, a energia ativa injetada no sistema de distribuição
pela unidade consumidora será cedida a título de empréstimo gratuito para a
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distribuidora, passando a unidade consumidora a ter um crédito em quantidade de
energia ativa a ser consumida por um prazo de 60 (sessenta) meses.
A distribuidora não pode incluir os consumidores no sistema de compensação de
energia elétrica nos casos em que for detectado, no documento que comprova a posse ou
propriedade do imóvel onde se encontra instalada a microgeração ou minigeração
distribuída, que o consumidor tenha alugado ou arrendado terrenos, lotes e propriedades
em condições nas quais o valor do aluguel ou do arrendamento se dê em reais por
unidade de energia elétrica.
No faturamento de unidade consumidora integrante do sistema de compensação
de energia elétrica devem ser observados os seguintes procedimentos:
a) deve ser cobrado, no mínimo, o valor referente ao custo de disponibilidade
para o consumidor do grupo B;
b) para o caso de unidade consumidora com microgeração distribuída, exceto
para empreendimento de múltiplas unidades consumidoras, o faturamento
deve considerar a energia consumida, deduzidos a energia injetada e
eventual crédito de energia acumulado em ciclos de faturamentos anteriores,
por posto tarifário, quando for o caso, sobre os quais deverão incidir todas
as componentes da tarifa em R$/MWh;
c) para o caso de unidade consumidora com microgeração ou minigeração
distribuída a que se refere o empreendimento de múltiplas unidades
consumidoras, o faturamento deve considerar a energia consumida,
deduzidos o percentual de energia excedente alocado a essa unidade
consumidora e eventual crédito de energia acumulado em ciclos de
faturamentos anteriores, por posto tarifário, quando for o caso, sobre os
quais deverão incidir todas as componentes da tarifa em R$/MWh;
d) o excedente de energia é a diferença positiva entre a energia injetada e a
consumida, exceto para o caso de empreendimentos de múltiplas unidades
consumidoras, em que o excedente é igual à energia injetada;
e) quando o crédito de energia acumulado em ciclos de faturamentos anteriores
for utilizado para compensar o consumo, não se deve debitar do saldo atual
o montante de energia equivalente ao custo de disponibilidade, aplicado aos
consumidores do grupo B;
f) o excedente de energia que não tenha sido compensado na própria unidade
consumidora pode ser utilizado para compensar o consumo de outras
- 16 -
unidades consumidoras, observando o enquadramento como
empreendimento com múltiplas unidades consumidoras, geração
compartilhada ou autoconsumo remoto;
g) para o caso de unidade consumidora em local diferente da geração, o
faturamento deve considerar a energia consumida, deduzidos o percentual
de energia excedente alocado a essa unidade consumidora e eventual crédito
de energia acumulado em ciclos de faturamentos anteriores, por posto
tarifário, quando for o caso, sobre os quais deverão incidir todas as
componentes da tarifa em R$/MWh;
h) o titular da unidade consumidora onde se encontra instalada a microgeração
ou minigeração distribuída deve definir o percentual da energia excedente
que será destinado a cada unidade consumidora participante do sistema de
compensação de energia elétrica, podendo solicitar a alteração junto à
distribuidora, desde que efetuada por escrito, com antecedência mínima de
60 (sessenta) dias de sua aplicação e, para o caso de empreendimento com
múltiplas unidades consumidoras ou geração compartilhada, acompanhada
da cópia de instrumento jurídico que comprove o compromisso de
solidariedade entre os integrantes;
i) para cada unidade consumidora participante do sistema de compensação de
energia elétrica, encerrada a compensação de energia dentro do mesmo ciclo
de faturamento, os créditos remanescentes devem permanecer na unidade
consumidora a que foram destinados;
j) quando a unidade consumidora onde ocorreu a geração excedente for
faturada na modalidade convencional, os créditos gerados devem ser
considerados como geração em período fora de ponta no caso de se utilizá-
los em outra unidade consumidora;
k) em cada unidade consumidora participante do sistema de compensação de
energia elétrica, a compensação deve se dar Inicialmente no posto tarifário
em que ocorreu a geração e, posteriormente, nos demais postos tarifários,
devendo ser observada a relação dos valores das tarifas de energia;
l) os créditos de energia ativa expiram em 60 (sessenta) meses após a data do
faturamento e serão revertidos em prol da modicidade tarifária sem que o
consumidor faça jus a qualquer forma de compensação após esse prazo;
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m) eventuais créditos de energia ativa existentes no momento do encerramento
da relação contratual do consumidor devem ser contabilizados pela
distribuidora em nome do titular da respectiva unidade consumidora pelo
prazo máximo de 60 (sessenta) meses após a data do faturamento, exceto se
houver outra unidade consumidora sob a mesma titularidade e na mesma
área de concessão, sendo permitida, nesse caso, a transferência dos créditos
restantes;
n) adicionalmente às informações definidas na Resolução Normativa n° 414,
de 2010, a fatura dos consumidores que possuem microgeração ou
minigeração distribuída deve conter, a cada ciclo de faturamento:
i. informação da participação da unidade consumidora no sistema de
compensação de energia elétrica;
ii. o saldo anterior de créditos em kWh;
iii. a energia elétrica ativa consumida, por posto tarifário;
iv. a energia elétrica ativa injetada, por posto tarifário;
v. histórico da energia elétrica ativa consumida e da injetada nos últimos
12 ciclos de faturamento;
vi. o total de créditos utilizados no ciclo de faturamento, discriminados
por unidade consumidora;
vii. o total de créditos expirados no ciclo de faturamento;
viii. o saldo atualizado de créditos;
ix. a próxima parcela do saldo atualizado de créditos a expirar e o ciclo
de faturamento em que ocorrerá;
o) as informações elencadas acima podem ser fornecidas ao consumidor, a
critério da distribuidora, por meio de um demonstrativo específico anexo à
fatura, correio eletrônico ou disponibilizado pela internet em um espaço de
acesso restrito, devendo a fatura conter, nesses casos, no mínimo as
informações elencadas anteriormente;
As unidades consumidoras cadastradas no sistema de compensação de energia
elétrica que não possuem microgeração distribuída instalada, além da informação de sua
participação no sistema de compensação de energia, a fatura deve conter o total de
créditos utilizados na correspondente unidade consumidora por posto tarifário, se
houver.
- 18 -
3. POTENCIAL NACIONAL DE ENERGIA EÓLICA E SOLAR
A partir do contato com os incentivos à adoção da microgeração de energia
distribuída, bem como o acesso às normativas e procedimentos para implantação dos
sistemas, faz-se necessário adquirir intimidade com a tecnologia das soluções a serem
aplicadas servindo-se das energias renováveis, o que neste caso se refere aos
aerogeradores que servem-se das fontes de vento e aos painéis fotovoltaicos que
servem-se da radiação solar. Entretanto, não basta ter conhecimento íntimo das
tecnologias e de suas legislações pertinentes, mas sim, consolidar procedimento para se
ter segurança de que as tecnologias pretendidas são viáveis e se há potencial energético
satisfatório no local de implantação de forma a favorecer ao sistema. E para isso, ao
menos para permitir a idealização preliminar na elaboração de projetos, é importante a
busca por informações do potencial energético, principalmente a partir dos Atlas de
Potencial Eólico [1] e Solar Brasileiro [2] [3], os quais possuem informações técnicas
suficientes para nortear a elaboração do projeto, inclusive os de microgeração
distribuída.
3.1 Viabilidade e Potencialidade Eólica
Segundo o Atlas de Potencial Eólico Brasileiro [1], a distribuição geral dos
ventos sobre o Brasil é controlada pelos aspectos da circulação geral planetária da
atmosfera próxima, conforme se observa na figura 1. Este aspecto permite que o Brasil
tenha uma pré-disposição climática que favorece satisfatoriamente a utilização do
sistema de geração de energia eólica, como será evidenciado.
Figura 1 - Distribuição Geral dos Ventos
Fonte: Atlas do Potencial Eólico Brasileiro, [1]
- 19 -
Dentre esses aspectos, sobressaem os sistemas de alta pressão anticiclone
subtropical do Atlântico Sul e do Atlântico Norte e a faixa de baixas pressões da
Depressão Equatorial. A posição média da Depressão Equatorial estende-se de oeste a
leste ao longo da região Norte do Brasil e sobre o Oceano Atlântico adjacente. Ela
coincide com a localização e orientação da Bacia Amazônica, no centro da qual existe
uma faixa persistente de baixas pressões.
A Depressão Equatorial é geralmente uma zona de pequenos gradientes de
pressão e ventos fracos. Ao norte da Depressão Equatorial os ventos são persistentes de
leste a nordeste. Ao sul, os ventos são persistentes de leste a sudeste entre a Depressão
Equatorial e o Anticiclone Subtropical Atlântico, o qual tem uma posição média anual
próxima a 30°S, 25°W. Esse perfil geral de circulação atmosférica induz ventos de leste
ou nordeste sobre o território brasileiro ao norte da Bacia Amazônica e no litoral
nordeste. Os ventos próximos à superfície são geralmente fracos ao longo da Depressão
Equatorial, porém aumentam de intensidade ao norte e ao sul dessa faixa.
A área entre a Depressão Equatorial e a latitude de 10°S é dominada pelos
ventos alísios de leste a sudeste. Ao sul da latitude 10°S, até o extremo sul brasileiro,
prevalecem os efeitos ditados pela dinâmica entre o centro de alta pressão Anticiclone
Subtropical Atlântico, os deslocamentos de massas polares e a Depressão do Nordeste
da Argentina – centro de baixas pressões a leste dos Andes.
Esse perfil geral de circulação atmosférica encontra variações significativas na
mesoescala e na microescala, por diferenças em propriedades de superfícies, tais como
geometria e altitude de terreno, vegetação e distribuição de superfícies de terra e água.
Esses fatores atuantes nas escalas menores podem resultar em condições de vento locais
que se afastam significativamente do perfil geral da larga escala da circulação
atmosférica. Uma síntese dessas características em menores escalas sobre a distribuição
dos regimes de vento é apresentada a seguir, organizada em 7 regiões geográficas: (1)
Bacia Amazônica Ocidental e Central; (2) Bacia Amazônica Oriental; (3) Zona
Litorânea Norte-Nordeste; (4) Zona Litorânea Nordeste-Sudeste; (5) Elevações
Nordeste-Sudeste; (6) Planalto Central; (7) Planaltos do Sul.
A Bacia Amazônica Ocidental e Central estende-se aproximadamente entre as
latitudes 10° S e 5° N, e longitudes 70° W e 55° W. As velocidades médias anuais de
vento a 50m de altura através dessa região são inferiores a 3,5m/s. O escoamento
atmosférico predominante de leste (alísios) sobre essa região é bastante reduzido pelo
- 20 -
atrito de superfície associado à longa trajetória sobre florestas densas e pelos gradientes
fracos de pressão associados à zona difusa de baixas pressões centrada nessa região da
Bacia Amazônica. Apesar de não refletida nos ventos de superfície, existe uma faixa
estreita de ventos médios anuais de 8m/s a 10m/s na camada entre 1.000m e 2.000m
acima da superfície; essa faixa inicia-se no Atlântico, a leste da foz do Rio Amazonas, e
estende-se para oeste sobre a porção norte da Bacia Amazônica e gradualmente se
enfraquece à medida que o escoamento aproxima-se das cadeias montanhosas da parte
oeste do continente. Essa faixa de altas velocidades tem pouco significado para os
ventos de superfície na Bacia Amazônica, porém torna-se uma fonte de energia eólica
para as áreas mais elevadas que ocorrem no extremo norte da Bacia Amazônica: é ela
que muito provavelmente constitui o principal fator para a existência de uma área
isolada de altas velocidades médias anuais de vento na região da Serra Pacaraima, em
Roraima, ao longo da fronteira Brasil-Venezuela. Naquela área, esse escoamento de
altitude alcança os níveis da superfície dos terrenos mais elevados, grande parte dos
quais cobertos pela baixa rugosidade de savanas, onde em alguns locais também
ocorrem canalizações orográficas. Entretanto, excetuando-se essa área isolada e única
na região, os ventos nessa grande área da Bacia Amazônica são bastante fracos. As
noites são geralmente de calmarias, ocorrendo ventos descendentes de montanhas,
fracos e ocasionais, nas áreas a leste e a sul dessa grande região. Durante o dia, podem
ocorrer ventos localizados mais fortes causados pelo aquecimento desigual da
superfície, induzidos por pequenas diferenças em vegetação, disponibilidade hídrica do
solo ou cobertura de nuvens. No entanto, é pequena a magnitude das velocidades de
vento geradas por esse processo, devido à baixa amplitude das variações de temperatura
e à alta rugosidade/atrito de superfície.
A Bacia Amazônica Oriental abrange a área continental a partir da longitude 55°
W (Santarém, PA) até aproximadamente 100km da costa que se estende entre o Amapá
e o Maranhão. A Depressão Equatorial permanece geralmente próxima a essa região, a
qual é dominada por ventos alísios de leste a nordeste, em sua porção norte, e leste a
sudeste, em sua porção sul. O vento médio anual é geralmente inferior a 3,5m/s devido
à proximidade dos gradientes fracos de pressão associados à Depressão Equatorial e ao
elevado atrito de superfície causado pela rugosidade da vegetação densa. Existe um
generalizado, porém pequeno, aumento nas velocidades de vento de oeste para leste ao
longo dessa região. Isso acontece porque o escoamento predominante de leste percorre
trajetórias gradualmente menores sobre as áreas de vegetação densa e o gradiente de
- 21 -
pressão aumenta gradualmente para o leste, devido aos contrastes térmicos mais
acentuados entre continente e mar. As máximas velocidades médias anuais de vento
nessa região são encontradas nas porções nordeste e sudeste, onde existem elevações de
terreno que aceleram os ventos pelo efeito de compressão vertical do escoamento
atmosférico, e especialmente na porção nordeste, onde algumas elevações alcançam as
velocidades de vento de camadas mais altas da atmosfera atuantes nessa área.
A Zona Litorânea Norte-Nordeste é definida como a faixa costeira com cerca de
100km de largura, que se estende entre o extremo norte da costa do Amapá e o Cabo de
São Roque, no Rio Grande do Norte. Nessa região, os ventos são controlados
primariamente pelos alísios de leste e brisas terrestres e marinhas. Essa combinação das
brisas diurnas com os alísios de leste resulta em ventos médios anuais entre 5m/s e
7,5m/s na parte norte dessa região (litorais do Amapá e Pará) e entre 6m/s a 9m/s em
sua parte sul, que abrange os litorais do Maranhão, Piauí, Ceará e Rio Grande do Norte.
As velocidades são maiores na parte sul devido a dois principais fatores: (1) os ventos
alísios geralmente tornam-se mais fortes à medida que se afastam da Depressão
Equatorial; (2) as brisas marinhas são significativamente acentuadas ao sul dessa região
em razão dos menores índices de vegetação e de umidade do solo, fazendo que a
superfície do solo atinja temperaturas mais elevadas durante as horas de sol e,
consequentemente, acentuando o contraste de temperaturas terra-mar e as brisas
marinhas resultantes. As maiores velocidades médias anuais de vento ao longo dessa
região estão ao norte do Cabo de São Roque, abrangendo os litorais do Rio Grande do
Norte e Ceará, onde a circulação de brisas marinhas é especialmente intensa e alinhada
com os ventos alísios de leste-sudeste. Adicionalmente, ocorrem áreas em que os ventos
são acentuados por bloqueios ao escoamento causados por montanhas na parte
continental. Entretanto, o vento médio anual decresce rapidamente à medida que se
desloca da costa para o interior, devido ao aumento de atrito e rugosidade de superfície
e ao enfraquecimento da contribuição das brisas marinhas.
A Zona Litorânea Nordeste-Sudeste é definida como a faixa de
aproximadamente 100km de largura que se estende entre o Cabo de São Roque (RN) até
aproximadamente o Estado do Rio de Janeiro. As velocidades médias anuais decrescem
de 8-9 m/s na porção norte (Rio Grande do Norte) até 3,5m/s a 6m/s sobre a maioria da
costa que se estende até o Sudeste. A exceção mais significativa desse comportamento
está na costa entre as latitudes 21° S e 23° S (sul do Espírito Santo e nordeste do Rio de
Janeiro), onde as velocidades são próximas de 7,5m/s. Isso é resultante do efeito de
- 22 -
bloqueio do escoamento leste-nordeste (causado pelo Anticiclone Subtropical Atlântico)
pelas montanhas imediatamente a oeste da costa. Nesse caso, é criada uma espécie de
aceleração por obstáculo, pois o ar acelera-se para o sul para aliviar o acúmulo de massa
causado pelo bloqueio das formações montanhosas. Ao sul dessa região, a costa do
Estado do Rio de Janeiro desvia-se para oeste, onde os ventos passam a ser
consideravelmente mais fracos devido ao abrigo das montanhas a norte e a nordeste.
Disso resultam velocidades relativamente menores na região que engloba a cidade do
Rio de Janeiro.
As Elevações Nordeste-Sudeste são definidas como as áreas de serras e chapadas
que se estendem ao longo da costa brasileira, desde o Rio Grande do Norte até o Rio de
Janeiro, a distâncias de até 1.000km da costa. Velocidades médias anuais de 6,5m/s até
8m/s devem ser encontradas nos cumes das maiores elevações da Chapada Diamantina e
da Serra do Espinhaço. Essas áreas de maiores velocidades ocorrem em forma
localizada, primariamente devido ao efeito de compressão vertical do escoamento
predominante em larga escala, que é leste nordeste, quando ultrapassa a barreira elevada
das serras.
Os ventos anuais mais intensos são geralmente encontrados nas maiores
elevações, onde o efeito de compressão é mais acentuado. No entanto, o escoamento
atmosférico é bastante complexo nessa região, existindo outras características locais
com influência adicional, resultantes de uma combinação de fatores relacionados à
topografia e ao terreno.
O Planalto Central está ao sul da Bacia Amazônica e estende-se desde a margem
esquerda da Bacia do Rio São Francisco até as fronteiras com Bolívia e Paraguai. Essa
região é dominada pelo escoamento leste-sudeste em torno do Anticiclone Subtropical
Atlântico. A velocidade média anual na região situa-se geralmente entre 4m/s e 6m/s. A
intensidade do escoamento de leste predominante em larga escala aumenta para o sul,
onde o gradiente de pressão é mais acentuado e a superfície tem menor rugosidade, pela
vegetação menos densa. Assim, as velocidades médias anuais de vento variam de 3m/s a
4m/s ao norte dessa região (no limite sul da Bacia Amazônica) para 5m/s a 6m/s sobre a
porção sul do extenso planalto. Destacam-se nessa área algumas regiões mais elevadas a
oeste, na fronteira com o Paraguai (no Mato Grosso do Sul), onde as velocidades
médias anuais aproximam-se de 7m/s, resultantes principalmente do efeito de
compressão vertical do escoamento ao transpor as elevações.
- 23 -
Na região mais ao sul do Brasil estão os Planaltos do Sul, que se estendem
aproximadamente de 24°S (São Paulo) até os limites ao sul do Rio Grande do Sul. O
escoamento atmosférico geral nessa área é controlado pela Depressão do Nordeste da
Argentina, uma área quase permanente de baixas pressões, geralmente estacionária ao
leste dos Andes sobre planícies secas e o Anticiclone Subtropical Atlântico. A posição
média da Depressão do Nordeste da Argentina é aproximadamente 29°S, 66°W, sendo
criada pelo bloqueio da circulação atmosférica geral pelos Andes e por intenso
aquecimento da superfície na região.
O gradiente de pressão entre a Depressão do Nordeste da Argentina e o
Anticiclone Subtropical Atlântico induz um escoamento persistente de nordeste ao
longo dessa área. Desse escoamento resultam velocidades médias anuais de 5,5m/s a
6,5m/s sobre grandes áreas da região. Entretanto, esse escoamento é significativamente
influenciado pelo relevo e pela rugosidade do terreno.
Os ventos mais intensos estão entre 7m/s e 8m/s e ocorrem nas maiores
elevações montanhosas do continente, bem como em planaltos de baixa rugosidade,
como os Campos de Palmas. Outra área com velocidades superiores a 7m/s encontra-se
ao longo do litoral sul, onde os ventos predominantes leste-nordeste são acentuados pela
persistente ação diurna das brisas marinhas.
A partir dos aspectos expostos, e por consequência dos resultados de simulações
realizadas, foram elaborados mapas temáticos por escalas de cores, representando os
regimes de vento e fluxos de potência eólica na altura de 50 metros, na resolução
horizontal de 1km x 1km, para todo o país. Os mapas revelam que existem extensas
áreas com potencial promissor para o aproveitamento eólio-elétrico em todas as regiões
do Brasil. Dessa forma, sugere-se a consulta direta aos mapas dos potenciais eólicos
deste ATLAS, para uma síntese e identificação detalhada das melhores áreas, como
premissa à idealização de um projeto de aerogeradores.
Potencial Eólico Anual
O mapa de potencial eólico anual, revela uma importante complementaridade
geográfica entre os potenciais eólico e hidráulico no Brasil: de modo geral, as melhores
áreas para aproveitamento eólico situam-se nas extremidades do sistema elétrico,
distantes da geração hidrelétrica. Nessa situação, a inserção de energia eólica no sistema
elétrico melhora seu desempenho.
- 24 -
Potencial Eólico Sazonal
Também confirmam a existência de complementaridade sazonal entre os
regimes naturais de vento e as vazões naturais hídricas na parcela hidrelétrica
predominante do sistema elétrico brasileiro atual. Nesse sistema, a inserção de energia
eólica potencializa uma maior estabilidade sazonal na oferta de energia. As
oportunidades para o uso de geração eólica isolada são geograficamente mais
abrangentes, pois turbinas eólicas pequenas são muitas vezes capazes de atender às
demandas isoladas com velocidades menores de vento. Para esse tipo de aproveitamento
existem amplas áreas em todo o Brasil, com exceção da Floresta Amazônica.
Potencial Eólico Regional
O Atlas de Potencial Eólico Brasileiro [1] pode ser utilizado na pré-identificação
das melhores áreas para projetos de aproveitamentos eólio-elétricos. Entretanto, devido
à grande sensibilidade da energia eólica às condições de microescala, a localização
exata das turbinas eólicas e a avaliação econômica do empreendimento deve seguir
programas específicos de medições, compatíveis com os padrões da indústria eólica,
para se obter em dados com a precisão exigida pelo projeto. Todavia, para uma melhor
observância do potencial eólico para viabilizar questões preliminares de projeto, são
apresentados os mapas de potencial regional.
Potencial Eólico Estimado
Sob as considerações finais do Atlas do Potencial Eólico Brasileiro [1], as
condições médias anuais de vento para todo o território brasileiro está na resolução de
1km x 1km. E através da integração dos mapas digitais, servindo-se de recursos de
geoprocessamento e cálculos de desempenho e produção de energia elétrica a partir de
curvas de potência de turbinas eólicas existentes no mercado, foi possível adquirir
resultados significativos da estimativa de potencial eólico-elétrico. Com esses
resultados, foi possível estimar um potencial disponível (segundo as premissas
anteriores) da ordem de 143 GW. Na figura 2, apresenta-se estimativa de potencial
eólico-elétrico.
- 25 -
Figura 2 - Total Brasil Estimado - Potencial Eólico-Elétrico
Fonte: Atlas do Potencial Eólico Brasileiro [1]
Na figura 3 abaixo é apresentada a estimativa do potencial eólico-eletrico por
região.
Figura 3 - Total Brasil Estimado - Potencial Eólico-Elétrico por região
Fonte: Atlas do Potencial Eólico Brasileiro [1]
- 26 -
3.2 Viabilidade e Potencialidade Solar
Assim como no campo da geração de energia a partir de aerogeradores, para
viabilizar os projetos de sistemas de aproveitamento de energia solar, são necessários
pesquisa específica sobre a radiação solar na superfície terrestre. Estas pesquisas têm
como base o aferimento radiação extraterrestre, realizada por satélites, em conjunto com
a adoção de métodos de cálculos matemáticos e a medição da radiação solar ao nível do
solo. Para calcular a radiação ao nível do solo são utilizados dispositivos específicos
normatizados, tais como, os piranômetros, pireliômetros, heliógrafos e acinógrafos.
No Brasil há dois principais guias seguros sobre a radiação solar em território
brasileiro. O Atlas Solarimétrico do Brasil [2] e o Atlas Brasileiro de Energia Solar [3]
que complementam-se a partir de seus estudos e avaliações, disponibilizando as
variações na radiação captada na superfície do território brasileiro ao longo de um ano.
O Atlas Solarimétrico [2] dentre outras particularidades, apresenta os valores da
radiação no plano horizontal em mega joules por metro quadrado (MJ/m²). E avaliam
através de cartas de radiação que a radiação solar global diária, média mensal, mostram
que a radiação solar no Brasil varia entre 8 a 22 MJ/m².dia e revelam um período de
mínimo no trimestre maio-junho-julho, onde as estações solarimétricas registram
intensidade de radiação na faixa de 8 a 18 MJ/m².dia. Verifica-se também neste
trimestre que o centro de máxima ( 18 MJ/m².dia) ocorre sobre uma vasta região
compreendida entre leste do estado de Pará, oeste dos estados de Ceará e Bahia e a
fronteira sul do estado da Bahia. A tendência de mínima ( 8 MJ/m².dia) ocorre ao sul do
estado de Rio Grande do Sul. Estes fatos são exemplificados nas isolinhas de radiação
solar diária, média mensal, para o mês de maio, junho e julho.
Já no trimestre outubro-novembro-dezembro, observa-se que as estações
solarimétricas registram intensidades de radiação acima de 16 MJ/m².dia, atingindo um
valor máximo de 24 MJ/m².dia. Neste período ocorre um centro de máxima de 24
MJ/m².dia em uma região pequena do centro-oeste do Rio Grande do Sul e valores de
22 MJ/m².dia em uma região relativamente vasta do Nordeste do Brasil. Neste período a
tendência de mínima de 16 MJ/m².dia ocorre na vastíssima região Amazônica. Onde se
exemplificam estes fatos mostrando as isolinhas da radiação solar diária, média mensal,
para os meses de outubro, novembro e dezembro.
Também pode ser deduzido das cartas de isolinhas de radiação solar, que o
menor índice de nebulosidade (maior índice de radiação Solar) se concentra na parte
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central da região Nordeste do Brasil, onde as influências da costa marítima, da Zona de
Convergência Inter-Tropical e dos sistemas Frontais do Sul são menores. Convém
ressaltar que as cartas de distribuição espacial de radiação solar diária, média mensal
representam apenas uma primeira aproximação do campo de energia solar disponível à
superfície. Para situações locais deve-se recorrer às médias numéricas das respectivas
estações solarimétricas.
Cartas de Isolinhas de Radiação Solar
As cartas de isolinhas de radiação solar, trazem mensalmente os aspectos
potenciais de energia solar numa média diária, consolidando o estudo numa média
potencial anual, conforme o que se segue na figura 4 com potências mínimas e máximas
em média anual.
Figura 4 - Mapa de Radiação Solar Diária, média mensal - ANUAL
Fonte: Atlas Solarimétrico do Brasil [2]
Cartas de Isolinhas de Insolação
As cartas de isolinhas de insolação, trazem mensalmente os aspectos potenciais
de energia solar numa média diária, consolidando o estudo numa média potencial anual,
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conforme o que se segue na figura 5 com potências mínimas e máximas em média
anual.
Figura 5 - Mapa de Insolação diária, Média Mensal - ANUAL
Fonte: Atlas Solarimétrico do Brasil [2]
O Atlas Brasileiro de Energia Solar [3] expressa os resultados em quilowatts
hora por metro quadrado. O valor dado em kWh/m² é chamado de Horas de Sol Pico
(HSP) ou Horas de Sol Pleno. A Radiação solar oscila durante o dia e tem sua maior
intensidade ao meio-dia-solar. Do nascer ao pôr do sol, a radiação solar vai do mínimo
ao máximo, e de volta ao mínimo. É importante salientar que as nuvens influenciam a
Irradiância Direta, fazendo com que se possa captar menos energia. As horas de sol pico
consistem entre duas a três horas antes e depois do meio-dia-solar. O meio-dia-solar no
momento em que os raios de sol se projetam na direção Norte-Sul, no meridiano local.
Observa-se que o meio dia solar varia durante o ano, e dessa forma, normalmente será
distinto ao meio dia no horário civil.
Dentre várias questões o Atlas Brasileiro de Energia Solar [3] dispõe que todos
os mapas a seguir apresentam os valores médios das estimativas do total diário de
irradiação solar para o período de julho de 1995 a dezembro de 2005 - uma década
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completa de dados. Os mapas estão na resolução espacial de 10km x 10km. Ainda
sendo referência para idealizações de projeto no campo de geração de energia solar.
A média anual do total diário de irradiação solar global incidente no território
brasileiro, apesar das diferentes características climáticas observadas no Brasil, pode-se
observar que a média anual de irradiação global apresenta boa uniformidade, com
médias anuais relativamente altas em todo país. O valor máximo de irradiação global –
6,5kWh/m² - ocorre no norte do estado da Bahia, próximo à fronteira com o estado do
Piauí. Essa área apresenta um clima semi-árido com baixa precipitação ao longo do ano
(aproximadamente 300mm/ano) e a média anual de cobertura de nuvens mais baixa do
Brasil. A menor irradiação solar global – 4,25kWh/m² – ocorre no litoral norte de Santa
Catarina, caracterizado pela ocorrência de precipitação bem distribuída ao longo do ano.
Nas médias sazonais da irradiação global diária, Os meses do ano foram
classificados em 4 estações de modo que o período de dezembro a fevereiro refere-se ao
Verão, de março a maio ao Outono, de junho a agosto ao Inverno e de setembro a
novembro refere-se à Primavera. A região Norte recebe menor incidência de radiação
solar durante o Verão do que a região Sul, apesar de sua localização próxima à linha do
Equador. Durante os meses de Inverno, ocorre o inverso e a região amazônica recebe
maior irradiação solar global. Isso se deve às características climáticas da região
amazônica que apresenta fração de cobertura de nuvens e precipitação elevadas durante
o Verão devido à forte influência da Zona de Convergência Intertropical (ZCIT). A
variação da incidência de radiação solar entre o Inverno e Verão é menor na região
Norte do que nas regiões Sul e Sudeste. O decréscimo natural da incidência de radiação
solar no topo da atmosfera que ocorre no Inverno em decorrência de fatores
astronômicos associados ao sistema Sol-Terra é compensado na região amazônica por
uma menor nebulosidade associada ao deslocamento da ZCIT em direção ao hemisfério
norte. O deslocamento da ZCIT associado à incursão dos ventos Alísios provenientes do
Oceano Atlântico é responsável por altas taxas de precipitação (cerca de 1100mm) no
noroeste da região Amazônica, mesmo durante o período de estiagem entre julho e
setembro. Em razão disso, o oeste do estado do Amazonas apresenta as menores
irradiações solares da região Norte do Brasil durante todo o ano. A incursão dos ventos
Alísios também explica a menor irradiação solar no litoral e região costeira do Nordeste
Brasileiro. Os valores máximos de irradiação solar são observados a oeste da região
Nordestina, incluindo parcialmente o norte de Minas Gerais, o nordeste de Goiás e o sul
de Tocantins. Durante todo o ano, a influência da Alta Tropical, que está associada ao
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Anticiclone Tropical do Atlântico Sul, confere um regime estável de baixa nebulosidade
e alta incidência de irradiação solar para essa região semi-árida.
A irradiação solar global apresenta maior variação inter-sazonal na região Sul.
Também é na região Sul que são observados os menores valores de irradiação global no
Brasil, notadamente na costa norte do estado de Santa Catarina, litoral do Paraná e
litoral sul de São Paulo. As características de clima temperado dessa região e a
influência de sistemas frontais associados ao Anticiclone Polar Antártico contribuem
para o aumento da nebulosidade na região, principalmente durante os meses de Inverno.
Assim como a região Norte, a região Central do Brasil recebe maior incidência de
radiação solar durante as estações secas (Outono e Inverno), particularmente entre os
meses de julho e setembro, quando a precipitação é baixa e o número de dias com céu
claro é maior.
A média do total diário de irradiação solar na faixa espectral fotossinteticamente
ativa, denominada PAR, embora essa radiação não tenha uma aplicação direta na área
de energia, o conhecimento dessa radiação tem impliplicações na área de agronegócios
e, portanto, no setor de biocombustíveis, alem de ser importante para a determinação da
produtividade primária. Os maiores níveis de irradiação PAR ocorrem durante a
Primavera, sobre as regiões Nordeste e Centro-Oeste, e durante o Verão, na região Sul e
Nordeste.
As médias anual e sazonais da irradiação solar diária incidente sobre um plano
com inclinação igual a latitude do pixel em consideração, não levando em conta a
topografia local, essa configuração é a que possibilita a máxima captação da energia
solar incidente. A irradiação solar sobre o plano inclinado apresenta forte influência do
albedo de superfície. Os maiores níveis de irradiação no plano inclinado ocorrem na
faixa que vai do Nordeste ao Sudeste durante a Primavera e os menores valores em
todas as regiões do Brasil ocorrem durante os meses de Inverno.
As médias anuais e sazonais para a componente difusa do total diário da
irradiação solar, onde na média anual, pode-se observar que a região Norte do país é a
que apresenta maiores níveis de radiação difusa, principalmente sobre a foz do rio
Amazonas. Isso se deve a maior nebulosidade na região em decorrência da ZCIT.
Sazonalmente, os maiores níveis de radiação difusa ocorrem durante o Verão sobre toda
a região Amazônica e os menores índices ocorrem durante o Inverno sobre as regiões
Sudeste e Sul.
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Com o objetivo de avaliar como o fluxo de radiação solar incidente na
superfície varia em torno dos valores médios anuais e sazonais apresentados nos mapas
anteriores, foram desenvolvidos dois estudos, um estudo da variabilidade média anual e
um estudo da variabilidade média para cada estação do ano. Na variabilidade anual,
pode-se interpretar a informação contida no mapa como a dispersão média apresentada
pelos valores do total diário em torno de sua média no período de 10,5 anos de dados,
considerados na elaboração, ou seja, uma variabilidade anual igual a 0,45 significa que
o total diário de irradiação solar global apresentou uma dispersão média de 45% em
torno do valor médio apresentado no mapa de radiação solar global horizontal.
Analisando o mapa de variabilidade anual, pode-se notar que toda a região amazônica e
a parte setentrional das regiões Nordeste e Centro-Oeste, incluindo o norte do estado de
São Paulo e o oeste de Minas Gerais, apresentam menor variabilidade ao longo do ano –
menor de 25%. Essas regiões apresentam diferentes características climáticas que
reduzem a variabilidade da irradiação solar incidente na superfície ao longo do ano
como por exemplo a baixa nebulosidade durante todo o ano na região semi-árida do
Nordeste e a elevada nebulosidade durante o Verão na região amazônica. Grande parte
da região Sul e o leste da região Sudeste apresentou uma variabilidade anual entre 30 e
35% causada principalmente pela penetração das massas de ar polares durante a estação
seca do ano (maio a outubro). Os maiores valores de variabilidade foram observados na
região costeira desde Santa Catarina até São Paulo.
Já quanto a variabilidade sazonal para as quatro estações do ano, verifica-se que
as variabilidades sazonais apresentam o mesmo padrão verificado para a variabilidade
anual. Toda a área centro-norte do país – a região amazônica, o cerrado, a região semi-
arida do Nordeste, oeste de Minas Gerais e noroeste de São Paulo – apresenta as
menores variabilidades sazonais. Por outro lado, a área costeira das regiões Sul e
Sudeste apresenta a maior variabilidade em todas as estações do ano. Vale mencionar
que a área central do Brasil e a região amazônica apresentam menor variabilidade
durante o Inverno (junho a agosto) e maior variabilidade durante o Verão. Esse
comportamento reflete a variação da nebulosidade ao longo do ano. Durante o Inverno
ocorrem poucas chuvas em toda essa região e o número de dias com céu claro é maior,
reduzindo a variabilidade da irradiação solar na região. A presença de maior
nebulosidade durante o Verão acarreta uma variabilidade maior da irradiação solar
durante esse período. Em síntese, o potencial anual médio de energia solar para o
período de 10 anos em que o estudo do Atlas se baseia, reflete na figura 6 apresentada,
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onde a região Nordeste apresenta a maior disponibilidade energética, seguida pelas
regiões Centro-Oeste e Sudeste. As características climáticas da região Norte reduzem
seu potencial solar médio a valores próximos da região Sul.
Figura 6 - Potencial anual médio de energia solar
Fonte: Atlas Brasileiro de Energia Solar [3]
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4. SISTEMAS E SUAS PARTICULARIDADES NA IMPLANTAÇÃO
Neste Capítulo, serão apresentados os sistemas e suas particularidades para
implantação de microgeração distribuída baseado em fontes de energia eólica e solar
fotovoltaica aplicada a usuário de baixa tensão (Classe B), segundo considerações do
Instituo Ideal com seus guias de energia eólica e solar fotovoltaica, bem como baseado
nas exposições de FADIGAS (2011), uma vez munidos a partir dos capítulos II e III,
dos matizes das normatizações e procedimentos da Agência Nacional de Energia
Elétrica (ANEEL), assim como dos aspectos nacionais de potencialidade energética.
4.1 Sistema de Microgerador Eólico
Microgeradores eólicos são sistemas de geração elétrica a partir da força dos
ventos com potência suficiente para produzir eletricidade para o abastecimento de
pequenos consumidores, como casas, comércios ou, até mesmo, um galpão de uma
indústria. Microgeradores são sistemas com potência igual ou de até 75 kW, segundo a
Resolução Normativa REN 482/2012 da ANEEL, que foi recentemente alterada pela
REN 687-2015.
Sistemas eólicos de pequeno porte estão mais próximos do solo do que grandes
aerogeradores. Por isso, o terreno e o entorno da edificação deverão ser analisados antes
de definir-se o local exato da instalação. Desse modo, será possível identificar
obstáculos que possam influenciar o comportamento dos ventos.
De modo geral, a velocidade do vento aumenta com a altura e depende do que
está construído nos arredores. Nas alturas mais baixas, ela é afetada pela fricção do
vento com a superfície terrestre. Bosques ou áreas urbanas densas, por exemplo, podem
abrandar muito o vento, enquanto áreas abertas, como lagoas, têm influência quase nula.
Por isso aerogeradores são normalmente instalados em torres elevadas ou no topo de
edificações, mantendo-se distantes de outros edifícios, árvores e eventuais obstáculos.
Tipos de Aerogeradores de Pequeno Porte
Todos os microgeradores eólicos possuem um rotor, que pode ser composto de
duas, três ou mais pás. Ele é o responsável por capturar e transmitir a força mecânica
dos ventos para o gerador propriamente dito.
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As principais tecnologias de aerogeradores de pequeno porte são com eixo
horizontal ou vertical. As de eixo horizontal geralmente possuem eficiência maior e são
mais comuns no mercado. Porém, sistemas eólicos com eixo vertical têm a vantagem de
serem menos barulhentos e de integrarem-se melhor com as edificações.
a) Rotor Horizontal
São o tipo mais comumente utilizado em edificações, apesar de não serem o
mais indicado para áreas urbanas, principalmente por conta de ser um tipo que produz
algum ruído. Este tipo de aerogerador consiste basicamente num rotor em eixo
horizontal que possui três ou mais pás, e suas características ilustradas na figura 7 são:
i. O mais eficiente quando sem muitas mudanças de direção do vento;
ii. Sem sistema de controle das pás ou eixo interno, e ainda pode ser mais
ruidoso do que os outros tipos;
iii. Inadequado para locais com ventos turbulentos.
Figura 7 - Rotor Horizontal
Fonte: <https://portuguese.alibaba.com/p-detail/1KW-horizontal-aerogeradores-pe.html>
b) Rotor Savonius
Aerogerador com o rotor em eixo vertical que possui duas pás onduladas, em
formato de "S", e suas características ilustradas na figura 8 são:
i. Começa a gerar energia com pouco vento;
ii. Suporta melhor ventos mais turbulentos;
iii. É muito silencioso - quase inaudível;
iv. Ideal para áreas urbanas;
v. Este tipo, contudo, possui uma potência baixa.
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Figura 8 - Rotor Savonius
Fonte: < http://savonius-balaton.hupont.hu/42/tangarie-alternative-power-usa>
c) Rotor Darrieus
Aerogerador com rotor em eixo vertical e pás arqueadas, e suas características
ilustradas na figura 9 são:
i. Disponível em níveis de potência maiores;
ii. Aplicável em áreas urbanas;
iii. Muitos modelos são ruidosos;
iv. Normalmente precisa de sistema de aceleração inicial;
v. Geralmente é mais caro que outros tipos.
Figura 9 - Rotor Darrieus
Fonte:< http://www.cntimar.com/sale-2898172-blue-and-green-residential-vertical-wind-turbine-magnetic-levitation-
generator.html>
d) Rotor H-Darrieus
Trata-se de um modelo mais atualizado com relação ao anterior e consiste num
aerogerador com rotor em eixo vertical e pás verticais posicionadas em paralelo, e suas
características ilustradas na figura 10 são:
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i. Mais eficiente que o tipo Darrieus;
ii. Modelos com motores sem núcleo não precisam de sistema de aceleração
inicial;
iii. Muito silencioso.
Figura 10 - Rotor H-Darrieus
Fonte:< http://www.archiexpo.com/pt/prod/7challenge/product-65756-519442.html>
Ao escolher o seu aerogerador, preste atenção nos seguintes pontos:
a) Velocidade mínima de vento para funcionamento do microgerador eólico;
b) Velocidade de vento em que o microgerador eólico alcança a potência
nominal;
c) Velocidade (máxima) de vento em que o microgerador eólico desliga.
Aspectos Gerais de Implantação do Microgerador Eólico
O projeto de instalação e de conexão à rede de um micro ou minigerador eólico
deve ser realizado por uma empresa com experiência comprovada nessa área e por
profissionais devidamente habilitados. É importante informar-se antes sobre a empresa,
solicitando referências de outros trabalhos na área de geração elétrica.
O custo da eletricidade tem aumentado ao longo do tempo, enquanto o valor
para instalar sistemas eólicos de pequeno porte faz o caminho inverso, diminuindo
anualmente. Com a nova regulação da ANEEL, que permite a injeção de energia na rede
em troca de créditos em kWh na conta de luz, a geração descentralizada de energia
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tornou-se viável economicamente para consumidores residenciais de quase todo o
Brasil.
Esse tem-se tornado um investimento cada vez mais atrativo, porque, após
recuperar o investimento inicial, onde o consumidor poderá ter economias significativas
no longo prazo. Salientando que um sistema eólico gera energia por pelo menos 20
anos, e a conta de luz poderá ser reduzida para o valor mínimo (custo de
disponibilidade).
Além disso, o consumidor contribuirá para reduzir o impacto ambiental de sua
residência, empresa ou indústria. Ao consumir a energia que é gerada, o consumidor
elimina as perdas ocorridas na transmissão e distribuição. Quando não está consumindo,
a energia gerada e injetada passa pela rede da distribuidora. Outra vantagem é a
valorização do imóvel, pois essa é uma tecnologia bastante inovadora no Brasil.
Para participar do Sistema de Compensação de Energia o consumidor deve
escolher um microgerador eólico que atenda à necessidade energética da edificação na
medida certa, gerando no máximo a energia que é consumida ao longo de um ano ou
considerando o uso de créditos para compensação em outras unidades consumidoras que
estão em seu nome.
Inicialmente, o instalador verificará o quanto de eletricidade a residência,
escritório ou indústria consome em determinado período, para calcular qual deve ser a
capacidade do sistema eólico. No entanto, consumidores atendidos em baixa tensão
(grupo B) terão de pagar o custo de disponibilidade nos meses em que a geração for
igual ou maior que o consumo da rede. Depois, o instalador conhecerá o local onde será
instalado o gerador, para avaliar as condições físicas e definir como será o
microgerador. Isso inclui a medição de ventos e a escolha do posicionamento que
proporcione melhor eficiência. O desempenho de um gerador eólico de pequeno porte
deve levar em conta tanto a intensidade e a regularidade dos ventos quanto a
continuidade da direção.
Distância de obstáculos
Para garantir um bom aproveitamento do vento, é importante manter distâncias
mínimas entre o gerador eólico e eventuais obstáculos no entorno. Uma regra geral é
que o microgerador seja instalado a uma altura de pelo menos 10 metros a mais que o
obstáculo mais alto dentro de um raio de 150 metros, como é ilustrado na figura 11.
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Obstáculos de mesma altura ou mais altos que o microgerador localizados a partir de um
raio de 150 metros terão pouca influência na geração de energia.
O profissional deverá verificar se existe uma corrente de ar livre, pelo menos na
direção principal do vento e uma saída de ar atrás do aerogerador. Caso não haja, ele
terá de analisar se é possível aumentar a torre, para que o obstáculo não atrapalhe, ou,
ainda, afastá-la do local.
Ao considerar instalar um microgerador sobre um telhado, é importante pedir
auxílio a um profissional qualificado para fazer um laudo estrutural e garantir que ele
fique firme e bem fixado à superfície. É importante levar em consideração quanto a
emissão de ruídos nesse caso, pois o próprio edifício poderá atuar como uma caixa de
ressonância.
Figura 11 - Distância de Obstáculos
Fonte:< http://institutoideal.org/guiaeolica/>
Ruídos e Sombras
Torres de sustentação com cabos de suporte tensionados, por exemplo, podem
fazer barulho, dependendo da intensidade do vento, e as pás do aerogerador podem
fazer sombras ou mesmo reflexos na vizinhança. Ao escolher o modelo do aerogerador,
preste atenção ao nível de ruído em diferentes distâncias: 5, 10, 20 metros, e assim por
diante. Pois o mesmo ao causar sombreamentos e produzir ruídos que possam
incomodar os vizinhos.
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Recomendações e Manutenção
Importante sempre verificar a confiabilidade dos fabricantes dos equipamentos a
serem utilizados, principalmente os aerogeradores e os inversores. Sugere-se que o
instalador utilize somente equipamentos com certificação nacional ou internacional. No
Brasil, o principal organismo de certificação nessa área é o INMETRO. Além da
qualidade dos equipamentos, o processo de instalação também deve ser observado. E
quanto à manutenção, recomenda-se:
a) Monitorar a produção de energia (via inversor), para verificar e corrigir
eventuais falhas de forma rápida;
b) Verificar periodicamente o sistema, para avaliar se o gerador ou a torre
estão com alguma vibração visível;
c) Monitorar o aparecimento de algum ruído no sistema, para verificar se não
houve alguma alteração no padrão;
d) Em momentos de ausência de vento observar o estado das pás do
aerogerador.
Passo a passo para a implantação do sistema eólico
Em síntese, para realizar a implantação de um sistema eólico de microgeração
distribuída deve-se:
1º. Realizar uma pré-avaliação minuciosa do local onde será instalado o
microgerador, a partir de uma empresa instaladora, onde a mesma
confirmará a viabilidade da implantação do sistema;
2º. Verificar se a prefeitura exige uma licença para esse tipo de instalação;
3º. Contratar uma empresa qualificada para projetar, instalar e conectar à rede
elétrica o sistema eólico, conforme as normativas da ANEEL (Até aqui, os
passos competem ao consumidor);
4º. Obter junto à distribuidora as normas, padrões e procedimentos técnicos que
devem ser seguidos na elaboração do projeto do microgerador;
5º. Projetar o microgerador a partir dos dados da medição de ventos e escolher
o sistema mais adequado junto com a empresa contratada;
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6º. Solicitar à distribuidora a conexão à rede por meio de envio do formulário
de solicitação de acesso para microgeração distribuída, preenchido e
acompanhado dos documentos exigidos anexados;
7º. Acompanhar junto à distribuidora a aprovação da conexão: o Parecer de
Acesso deve ser enviado para o consumidor em até 15 dias após a realização
do pedido. Quando houver necessidade de execução de obras de melhoria
ou reforço na rede de distribuição, o prazo é de 30 dias;
8º. Providenciar adequações, caso seja solicitado no Parecer de Acesso, no
prazo de 15 dias após a emissão do documento;
9º. Instalar e testar o microgerador;
10º. Solicitar a vistoria da distribuidora para que o ponto de conexão seja
aprovado (Esta solicitação deve ser realizada em até 120 dias após a
emissão do Parecer de Acesso e a distribuidora por sua vez, deve realizar a
vistoria em até 7 dias após a data de solicitação da vistoria);
11º. Acompanhar a vistoria da distribuidora (Caso sejam detectados problemas
na instalação, a distribuidora deve emitir um Relatório de Vistoria em até 5
dias após a vistoria e o consumidor deve realizar a adequação das
instalações, caso seja solicitado no relatório);
12º. Acompanhar a aprovação do ponto de conexão, a instalação do novo
medidor bidirecional e o início do sistema de compensação de energia (A
conexão deve ser realizada pela distribuidora em até 7 dias após a vistoria
quando não forem encontradas pendências).
Caso o consumidor tenha dificuldades para receber informações da distribuidora
sobre os procedimentos para conexão à rede, o mesmo deve procurar a ouvidoria da
mesma e se mesmo assim não for atendido, o consumidor deve entrar em contato com a
ouvidoria da ANEEL.
4.2 Sistema de Microgerador Solar Fotovoltaico
Assim como o sistema eólico, microgeradores solares fotovoltaicos (FV) são
sistemas de geração elétrica de pequena potência, normalmente instalados para produzir
energia suficiente para alimentar uma casa, um edifício ou, até mesmo, um galpão de
uma indústria. Microgeradores são sistemas com potência igual ou de até 75 kW,
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segundo a Resolução Normativa REN 482/2012 da ANEEL, que foi recentemente
alterada pela REN 687/2015.
São mais comumente instalados sobre o telhado de edificações, pois, além de
reduzir os riscos de sombreamento pela própria construção, ocupam uma área que não
seria utilizada para outro fim. Ao instalá-los sobre o telhado, tem-se ainda a vantagem
de poder utilizar a instalação elétrica da edificação como interface entre o gerador solar
e a rede elétrica pública.
Para participar do Sistema de Compensação de Energia, o consumidor deve
projetar seu microgerador fotovoltaico de modo que ele atenda à necessidade energética
da edificação, gerando no máximo a energia que se consome ao longo de um ano ou
considerando o uso de créditos para compensação em outras unidades consumidoras que
estarão em seu nome.
Inicialmente, o instalador irá verificar o quanto de eletricidade a casa consome
em determinado período, para calcular qual deve ser a capacidade de seu sistema
fotovoltaico. Salienta-se, no entanto, de que consumidores atendidos em baixa tensão
(grupo B) terão de pagar o custo de disponibilidade nos meses em que a geração for
igual ou maior que o consumo da rede. Por isso, com o intuito de otimizar os ganhos
com a instalação de um sistema de geração solar, recomenda-se aos consumidores do
grupo B que a geração para atendimento à própria unidade consumidora seja projetada
para gerar um pouco menos que o consumo médio no local, de forma que haja um
consumo mínimo da rede mensalmente. Depois, o instalador irá conhecer o local onde
você deseja instalar o gerador, para avaliar as condições físicas e, então, definir como
será o microgerador. Isso inclui especificar os equipamentos mais adequados (tipo,
modelo e quantidade de módulos fotovoltaicos e inversores), a forma como os módulos
fotovoltaicos devem ser ligados, qual o melhor posicionamento para garantir a melhor
eficiência, qual a melhor estrutura para fixação dos módulos e se serão necessárias obras
estruturais para, por exemplo, suportar o peso do sistema ou para proteger o telhado. E
também, como os sistemas fotovoltaicos são modulares, inicialmente pode-se investir
em um sistema com capacidade menor e, com o decorrer do tempo, expandi-lo até
atender a toda sua demanda energética.
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Tipos de módulos
O painel fotovoltaico é formado basicamente de módulos, os quais por sua vez
são compostos por células. A célula (figura 12) nada mais é que a unidade básica
desenvolvida para realizar a conversão direta de energia solar em elétrica. O módulo
(figura 13) é a unidade formada por um conjunto de células solares, interligadas
eletricamente e encapsuladas, com o objetivo de gerar eletricidade. Já os painéis (figura
14) são um ou mais módulos fotovoltaicos interligados eletricamente, montados de
modo a formar uma única estrutura. Um conjunto de módulos, juntamente com
equipamentos complementares (inversores e cabos), forma um sistema FV.
Figura 12 - Célula
Fonte:< http://americadosol.org/tipos-de-modulos-fotovoltaicos/#toggle-id-1>
Figura 13 - Módulo
Fonte:< http://americadosol.org/tipos-de-modulos-fotovoltaicos/#toggle-id-1>
Figura 14 - Painel
Fonte:< http://americadosol.org/tipos-de-modulos-fotovoltaicos/#toggle-id-1>
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Dentre os diversos tipos de materiais que se utilizam para fabricar os painéis
fotovoltaicos, tem-se:
a) Silício Cristalino
A robustez e confiabilidade foram responsáveis pela consolidação desta
tecnologia no mercado fotovoltaico. Essas células podem ser de dois tipos: silício
monocristalino (m-Si) (figura 15) e silício policristalino (p-Si) (figura 16).
Além de ser a mais antiga tecnologia FV, as células de silício monocristalino
(m-Si) são também as mais eficientes em aplicações comerciais. Esta célula é produzida
puxando uma espécie de semente de cristal de forma extremamente lenta (da ordem de
cm/hora) e uniforme a partir de um banho de silício fundido de alta pureza (Si = 99,99%
a 99,9999%) em reatores sob atmosfera controlada. Isto produz um cilindro com duas
pontas finas que são cortadas fora e, então, o cristal é cortado em secções usando quatro
cortes em toda sua extensão – isto será transformado em quadrados com as quinas
arredondadas. Finalmente, o cristal é cortado em centenas de lâminas (wafers) por fios
ou serras diamantadas. Esse será o pré-produto usado na produção das células solares, o
qual envolve uma série de processos tais como lapidações e banhos químicos.
Figura 15 - Painel de Silicio Monocristalino
Fonte:< http://americadosol.org/tipos-de-modulos-fotovoltaicos/#toggle-id-2>
Como o próprio nome já diz, estas células são formadas por diversos cristais,
que são fundidos e posteriormente solidificados direcionalmente. É justamente por
causa das bordas das partículas de cristais que a eficiência das células de policristalino é
menor que as de monocristalino. Por outro lado, sua produção requer menos material e
energia, resultando em um custo final menor que as monocristalinas.
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Figura 16 - Painel de Silício policristalino
http://americadosol.org/tipos-de-modulos-fotovoltaicos/#toggle-id-2
b) Silício Amorfo (a-Si)
Figura 17 - Painel de Silício Amorfo
http://americadosol.org/tipos-de-modulos-fotovoltaicos/#toggle-id-2
A célula solar de silício amorfo (figura 17) foi a primeira tecnologia de filmes
finos desenvolvida, começando a ser empregada em meados da década de 1970. Logo,
começou a ser aplicada em equipamentos de baixo consumo elétrico como calculadoras,
relógios e outros produtos com baixo consumo elétrico. As células a-Si são camadas
extremamente finas de silício, muitas vezes não tendo mais do que 0,5 micrometros de
espessura com uma estrutura amorfa, o que reduz os níveis de eficiência quando
comparado com as células cristalinas. Sua eficiência não passa de 6%, mas o custo por
metro quadrado é a metade do silício cristalino. Portanto, se área disponível não for um
problema, a tecnologia pode ter um melhor custo benefício. Para fabricá-las, o
semicondutor é depositado sobre um substrato (normalmente vidro, inox ou alguns
plásticos), em processos a plasma (estado gasoso). Então, camadas condutoras
transparentes são adicionadas para transmitir a corrente elétrica. Um laser é usado para
dividir a superfície em diversas células, processo usado para alcançar correntes e
voltagens mais adequadas. Em comparação com outras tecnologias, ela pode ser mais
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vantajosa em países de clima quente como o Brasil, pois não apresenta redução na
potência com o aumento da temperatura de operação.
c) Telureto de Cádmio (CdTe)
Figura 18 - Painel de Telureto de Cadmio
http://americadosol.org/tipos-de-modulos-fotovoltaicos/#toggle-id-2
Também uma tecnologia de filme fino (figura 18), este material era usado
inicialmente para aplicação em calculadoras para, em seguida, ser comercializado em
módulos para grandes áreas externas, normalmente sobre placas de vidros. Enquanto as
células de silício são normalmente azuis ou quase pretas, as células CdTe são de um
tom marrom ou azul escuro. Os baixos custos de produção em grande escala, quando
comparado às células de silício, são um atrativo, assim como a maior eficiência na
conversão da energia solar em elétrica em relação ao silício amorfo (a-Si). Os
problemas relacionados a essa tecnologia são a disponibilidade deste composto químico
(bem inferior a do silício) e a toxidade do cádmio que, como o mercúrio, pode se
acumular na cadeia de alimentos.
d) Disseleneto de cobre (gálio) e índio (CIS e CIGS)
As células solares fabricadas a partir da família de compostos baseados no
Disseleneto de cobre e índio (CulnSe2, ou simplesmente CIS) e Disseleneto de cobre,
gálio e índio (Cu(InGa)Se2, ou simplesmente CIGS) são bastante similares a do
Telureto de cádmio. Não são fáceis de serem fabricadas em escala industrial, razão pelo
qual as empresas ativas nesta área levaram alguns anos para desenvolverem uma boa
capacidade de produção. Devido à aparência estética, esses módulos são muitas vezes
escolhidos pelos consumidores para a integração a edificações, além de terem uma boa
eficiência (chegam a 12%, bem superior as de silício amorfo – a-Si). Porém, assim
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como as células de CdTe, também apresentam problemas ligados à toxidade dos
elementos e a pouca abundância.
e) Módulos coloridos
Os painéis solares com células de silício cristalino são normalmente azuis
porque esta é a cor com a qual a célula apresenta a melhor eficiência na conversão de
energia solar para elétrica. No entanto, existem fabricantes que produzem painéis
coloridos, como vermelhos ou verdes, com o objetivo de atrair clientes que desejam
criar projetos arquitetônicos que primam pela estética. Isto, contudo, eleva o valor dos
módulos, pois o custo por Wp é maior devido a menor eficiência em relação aos
tradicionais azuis.
Benefícios do sistema solar fotovoltaico
Os sistemas fotovoltaicos integradas às edificações urbanas e conectadas à rede
oferecem diversas vantagens para o sistema elétrico de um país, muitas delas
relacionadas à redução de custos e que ainda não são consideradas ou quantificadas.
Pode-se citar:
a) redução de perdas por transmissão e distribuição de energia, já que a
eletricidade é consumida onde é produzida;
b) redução de investimentos em linhas de transmissão e distribuição;
c) baixo impacto ambiental;
d) fornecimento de maiores quantidades de eletricidade nos momentos de
maior demanda;
e) a não exigência de área física dedicada;
f) rápida instalação devido à sua grande flexibilidade e curtos prazos de
instalação, aumentando assim a geração elétrica necessária em determinado
ponto ou edificação.
Recomendações e Manutenção
É fundamental que seu instalador utilize somente equipamentos certificados pelo
INMETRO. Além da qualidade dos equipamentos, o processo de instalação também
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deve ser observado. Atenção, principalmente ao desempenho e ao atendimento a
eventuais solicitações de substituições de equipamentos dentro da garantia.
É importante monitorar a produção de energia (via inversor) para verificar e
corrigir eventuais falhas de forma rápida. Atentar a potenciais sombreamentos causados
por fatores não previstos antes da instalação do sistema. Lembrando que antes de
instalar o microgerador é importante fazer um estudo de sombreamento para garantir a
eficiência do mesmo. De modo geral, não é preciso limpar os módulos fotovoltaicos, já
que, devido à inclinação, a própria chuva encarrega-se de fazer esse trabalho. Contudo,
se os módulos forem instalados com pouca inclinação ou estiverem perto de locais onde
há muita poeira ou particulados no ar, faça um acompanhamento para observar se há um
depósito muito grande de poeira, fuligem ou outro elemento sobre os módulos, já que
isso pode reduzir a eficiência do sistema.
Passo a passo para a implantação do sistema solar fotovoltaico
Em síntese, para realizar a implantação de um sistema solar fotovoltaico de
microgeração distribuída deve-se:
1º. Fazer o pré-dimensionamento com Simulador Solar (com exceção dos casos
de auto consumo remoto, geração compartilhada e em condomínios, para os
quais o Simulador não deve ser utilizado) ou com empresa ou instituição
especializada;
2º. Contratar uma empresa qualificada para projetar, instalar e conectar à rede
um sistema fotovoltaico (Até aqui os passos serão realizados pelo
consumidor);
3º. Obter junto à distribuidora as normas, padrões e procedimentos técnicos que
devem ser seguidos na elaboração do projeto do microgerador;
4º. Inspecionar minuciosamente o local onde será instalado o microgerador,
para verificar se algo pode dificultar a instalação e , então, elaborar o
projeto;
5º. Projetar o microgerador a partir do pré-dimensionamento realizado;
6º. Solicitar à distribuidora a conexão à rede por meio de envio do formulário
de solicitação de acesso para microgeração distribuída, preenchido e
acompanhado dos documentos exigidos anexados;
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7º. Acompanhar junto à distribuidora a aprovação da conexão: o Parecer de
Acesso deve ser enviado ao consumidor em até 15 dias após a realização do
pedido. Quando houver necessidade de execução de obras de melhoria ou
reforço na rede de distribuição, o prazo será de 30 dias.
8º. Providenciar adequações, caso seja solicitado no Parecer de Acesso, no
prazo de 15 dias após a emissão do documento;
9º. Instalar e testar o microgerador;
10º. Solicitar a vistoria da distribuidora para que o ponto de conexão seja
aprovado (Esta solicitação deve ser realizada em até 120 dias após a
emissão do Parecer de Acesso e a distribuidora por sua vez, deve realizar a
vistoria em até 7 dias após a data de solicitação da vistoria);
11º. Acompanhar a vistoria da distribuidora (Caso sejam detectados problemas
na instalação, a distribuidora deve emitir um Relatório de Vistoria em até 5
dias após a vistoria e o consumidor deve realizar a adequação das
instalações, caso seja solicitado no relatório);
12º. Acompanhar a aprovação do ponto de conexão, a instalação do novo
medidor bidirecional e o início do sistema de compensação de energia (A
conexão deve ser realizada pela distribuidora em até 7 dias após a vistoria
quando não forem encontradas pendências).
Caso o consumidor tenha dificuldades para receber informações da distribuidora
sobre os procedimentos para conexão à rede, o mesmo deve procurar a ouvidoria da
mesma e se mesmo assim não for atendido, o consumidor deve entrar em contato com a
ouvidoria da ANEEL.
4.3 Esquema de ligação dos sistemas
Conforme já mencionado, tanto para o sistema de aerogeradores e painéis
fotovoltaicos, a medição de energia gerada e consumida pode ser realizada através de
medidores bidirecionais (figura 19) ou através de 2 medidores, sendo um para a energia
que é gerada e outro medidor para a energia consumida (figura 20).
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Figura 19 - Medição a partir de medidor bidirecional
Fonte: ZILLES (2012)
Figura 20 - Medição a partir de dois mediores
Fonte: ZILLES (2012)
O esquemas de ligação são idênticos, para ambos os sistemas, sendo distinto
somente suas particularidades tecnológicas, conforme pode-se observar para o sistema
solar fotovoltaico (figura 21).
Figura 21 - Esquema de ligação sistema solar fotovoltaico
Fonte: ZILLES (2012)
E no o sistema eólico (figura 22), que particularmente se serve dos mesmos
equipamentos em seu esquema de ligação, exceto quando o inversor já vem embutido
no aerogerador.
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Figura 22 - Esquema de ligação sistema eólico
Fonte: FADIGAS (2012)
O esquema de ligação também pode influenciar na forma de tarifação, assunto
que será tratado com mais detalhes no próximo capítulo deste trabalho.
4.4 Responsabilidades e Deveres
O titular da unidade consumidora onde o microgerador será instalado, é quem
deverá solicitar à distribuidora local o acesso à rede (as informações necessárias deverão
ser disponibilizadas no site da distribuidora). O instalador poderá orientá-lo. Entre os
documentos necessários, estão o certificado de conformidade do(s) inversor(es) ou
número de registro da concessão do Inmetro, lista de unidades consumidores
participantes do sistema de compensação e a ART do Responsável Técnico pelo projeto
elétrico e pela instalação do sistema de microgeração. E antes de quaisquer serviços de
manutenção ou outras intervenções nos equipamentos ou na instalação de conexão, é
necessário consultar a distribuidora. Sugere-se ainda que o consumidor se informe sobre
os procedimentos recomendados pela distribuidora para garantir a segurança do pessoal
e de terceiros durante a execução de serviços.
Os custos com a adequação no sistema de medição de energia gerada e
consumida deverão ser feitos pela distribuidora, sem cobrança de qualquer taxa para o
proprietário de um microgerador. A ANEEL exige que seja utilizado um medidor
bidirecional, o qual mede tanto o que foi gerado quanto o que foi consumido, ou dois
medidores unidirecionais, um para medir a energia injetada na rede e outro pra medir a
energia consumida. Depois de instalado(s) o(s) medidor(es), a distribuidora é quem fica
responsável pela operação e manutenção, incluindo os custos que isso possa envolver,
- 51 -
bem como a realização e total custeio de todos os estudos para integração do sistema à
rede. E conforme mencionado no Capítulo II,
A REN 482/2012 atualizada em 2015 pela REN 687/2015 exige das
distribuidoras que incluam na conta de luz do consumidor com geração distribuída, os
seguintes dados:
a) informação da participação da unidade consumidora no sistema de
compensação de energia elétrica;
b) o saldo anterior de créditos em kWh;
c) a energia elétrica ativa consumida, por posto tarifário;
d) a energia elétrica ativa injetada, por posto tarifário;
e) histórico da energia elétrica ativa consumida e da injetada nos últimos 12
ciclos de faturamento;
f) o total de créditos utilizados no ciclo de faturamento, discriminados por
unidade consumidora;
g) o total de créditos expirados no ciclo de faturamento;
h) o saldo atualizado de créditos;
i) a próxima parcela do saldo atualizado de créditos a expirar e o ciclo de
faturamento em que ocorrerá.
j) Essas informações podem ser anexadas à fatura, enviadas por correio
eletrônico ou disponibilizadas na internet, em um espaço de acesso restrito
ao cliente.
4.5 Outras modalidades de Compensação de Energia
Conforme mencionado na capítulo II, é possível compensar o consumo elétrico
com créditos gerados também em unidades consumidoras em outro local, desde que
esteja na mesma área de atendimento da distribuidora e no nome do mesmo titular. Um
exemplo seria instalar um microgerador em uma casa de praia e usar os créditos gerados
lá para compensar o consumo de um apartamento no centro da cidade, assim como
consumidores podem formar um consórcio ou cooperativa que pode reunir pessoas
físicas ou jurídicas para repartir a energia gerada por um gerador e, assim, participar do
Sistema de Compensação de Energia. O sistema de geração pode ser instalado em local
diferente do consumo, mas deve estar em uma unidade sob a titularidade do consórcio
ou da cooperativa, e na mesma área de concessão ou permissão dos consumidores
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participantes. Os créditos gerados podem ser utilizados pelos cooperados/consorciados
em suas unidades consumidoras, em porcentagens previamente definidas por eles. E
mais, condomínios horizontais ou verticais também podem instalar microgeração e
repartir os créditos entre os condôminos. Nesse caso, aplicável tanto a condomínios
residenciais quanto comerciais, toda a energia gerada e injetada na rede pode ser rateada
entre os participantes, sem necessidade de utilizá-la para redução da fatura de energia do
próprio condomínio (consumo nas instalações internas – iluminação comunitária,
elevadores, etc.).
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5. ASPECTOS DE CUSTO E INVESTIMENTOS
A iniciativa de instalação de microgeração distribuída é do consumidor. Apesar
dos incentivos governamentais, a ANEEL e instituições do Governo não estabelecem o
custo dos geradores nem eventuais condições de financiamento. Dessa forma, compete
ao consumidor realizar a análise da relação de custo/benefício para instalação dos
microgeradores. Há várias circunstâncias a serem consideradas nessa projeção, tais
como, tipo da fonte de energia, tecnologia dos equipamentos de microgeração, porte da
unidade consumidora e da central geradora, localização, tarifa à qual a unidade
consumidora está submetida, condições de pagamento/financiamento do projeto e
existência de outras unidades consumidoras que possam usufruir dos créditos do sistema
de compensação de energia elétrica.
5.1 Incidência de impostos
Segundo o caderno temático da ANEEL, que aborda o tema sobre Mini e
Microgeração distribuída, a definição sobre a cobrança de impostos e tributos federais e
estaduais foge das competências da ANEEL, cabendo à Receita Federal do Brasil e às
Secretarias de Fazenda Estaduais tratar da questão. Aborda também que o ICMS,
Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS é um tributo Estadual
aplicável à energia elétrica. Com respeito à microgeração distribuída, é importante
esclarecer que o Conselho Nacional de Política Fazendária – CONFAZ aprovou o
Convênio ICMS 6, de 5 de abril de 2013, estabelecendo que o ICMS apurado tem como
base de cálculo toda energia que chega à unidade consumidora proveniente da
distribuidora, sem considerar qualquer compensação de energia produzida pelo
microgerador. Com isso, a alíquota aplicável do ICMS incide sobre toda a energia
consumida no mês.
Deve-se ressaltar que a ANEEL possui entendimento diverso em relação à
cobrança do ICMS no âmbito do sistema de compensação, pois a energia elétrica
injetada é cedida, por meio de empréstimo gratuito, à distribuidora e posteriormente
compensada com o consumo dessa mesma unidade consumidora ou de outra unidade
consumidora de mesma titularidade da unidade consumidora onde os créditos foram
gerados. É importante destacar a iniciativa do Estado de Minas Gerais ao publicar a Lei
n° 20.824, de 31 de julho de 2013, estabelecendo que o ICMS no Estado deve ser
- 54 -
cobrado apenas sobre a diferença positiva entre a energia consumida e a energia injetada
pelos micro e minigeradores, pelo prazo de cinco anos.
Já quanto ao PIS/COFINS, com a publicação das Leis n° 10.637/02 e 10.833/03,
o Programa de Integração Social - PIS e a Contribuição para o Financiamento da
Seguridade Social - COFINS passaram a obedecer ao regime de tributação não
cumulativo, isto é, cada etapa da cadeia produtiva se apropria dos créditos decorrentes
das etapas anteriores. As alíquotas estabelecidas são: PIS = 1,65%, COFINS = 7,60%,
PIS + COFINS = 9,25%.
Após essa alteração, a ANEEL determinou às concessionárias de distribuição de
energia uma nova fórmula de cálculo para estas contribuições, tendo em vista que as
alíquotas efetivas passaram a variar mensalmente em função dos créditos adquiridos nas
etapas anteriores da cadeia. O custo do PIS e da COFINS passou, então, a ser calculado
mensalmente.
A forma de cálculo adotada pela ANEEL teve como objetivo repassar aos
consumidores exatamente o custo suportado pelas concessionárias em razão das
contribuições ao PIS e à COFINS.
Atualmente, para o cálculo do montante de impostos a pagar, algumas
distribuidoras aplicam a tarifa final com impostos (PIS/COFINS e ICMS) para todo o
consumo, deduzindo-se o montante equivalente ao valor do consumo total com a tarifa
sem impostos. Por fim, apesar de não ser competência desta Agência, a visão da
ANEEL é que a tributação deveria incidir apenas na diferença, se positiva, entre os
valores finais de consumo e energia excedente injetada (geração). Caso a diferença entre
a energia consumida e gerada seja inferior ao consumo mínimo, a base de cálculo dos
tributos (PIS/COFINS e ICMS) deveria ser apenas o valor do custo de disponibilidade.
5.2 Sistemas de Tarifação
De aspecto interessante, o modo de tarifação dos sistema de microgeração
distribuída de energia, influenciam no esquema de instalação dos sistemas eólicos e
fotovoltaicos objeto deste trabalho, no que diz respeito a quantidade, particularidades,
ordem de instalação do medidores e principalmente a aplicação da tarifa sobre a energia
produzida. Adiante serão apresentados os pormenores dos sistemas de tarifação mais
comumente no Brasil, que são o net metering e o feed in. A abordagem se realizará
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conforme VILLALVAS (2015), e adaptado para ambos sistemas de microgeração
distribuída de energia, onde se aplicam as mesmas condições de tarifação.
Tarifação net metering
A tarifação net metering, ou medida da energia liquida, é um sistema de medição
adotado em alguns países que já empregam sistemas eólico/fotovoltaicos residenciais
conectados a rede elétrica. Nesse tipo de tarifação existe um medidor eletrônico que
registra a energia que a residência consome da rede elétrica publica e a energia que a
residência produz e eventualmente exporta para a rede elétrica. De acordo com esse
sistema de tarifação, no final do mês o consumidor só paga a diferença entre o que
consumiu e o que gerou. Pode-se enxergar o sistema de net metering como aquele que
emprega um medidor tradicional que gira para os dois lados. Consumindo energia, o
medidor registra o consumo. Exportando energia, o medidor gira no sentido contrário e
vai diminuindo o valor do consumo que foi registrado. No final do mês o consumidor só
paga o que ficou registrado no medidor, ou seja, a diferença entre o que ele consumiu e
o que gerou.
O sistema de net metering, que é o modelo que será implantado no Brasil, é
necessário para viabilizar a microgeração eólico/fotovoltaica residencial, pois o sistema
eólico/fotovoltaico gera mais energia durante o dia, quando o consumo residencial é
menor. O net metering permite então registrar a energia que foi exportada pela
residência durante o dia, gerando créditos de energia que depois São abatidos na conta
de eletricidade. Na pratica é como se o proprietário de um microssistema residencial
estivesse exportando energia durante o dia, quando não esta em casa, e recebendo a
energia de volta no período da noite, quando não ha sol e a energia obrigatoriamente é
consumida da rede elétrica. No conceito do net metering empregado nos sistemas
eólico/fotovoltaicos de microgeração a rede elétrica funciona como uma bateria que
armazena a energia gerada. A energia é enviada para a bateria quando existe excedente
e posteriormente é recuperada. Sem a existência de um sistema de tarifação com net
metering, caso a energia produzida pelo sistema eólico/fotovoltaico seja maior do que o
consumo, o excedente exportado para a rede elétrica não é contabilizado e a energia é
perdida, e o proprietário do sistema eólico/fotovoltaico não recebe nada por isso.
No Brasil, de acordo com a resolução da Aneel nº 482/2012, o microprodutor de
energia tem o prazo de 60 meses para utilizar os Créditos gerados. Ao final desse
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período os créditos serão perdidos, sem remuneração pela energia produzida. Os
medidores usados no sistema de net metering são eletrônicos, Com a capacidade de
medir o fluxo de energia nos dois sentidos, ou seja, tanto a energia consumida como a
energia gerada. São os chamados medidores eletrônicos de quatro quadrantes.
O consumidor que desejar se tornar um microgerador de eletricidade pode
solicitar a concessionária a instalação de um medidor de quatro quadrantes. Para
conectar o seu sistema eólico/fotovoltaico a rede elétrica, o consumidor deve atender as
exigências da concessionária, adequando a instalação elétrica de sua residência segundo
as normas e acrescentando os sistemas de proteção que forem exigidos, além de
observar se os equipamentos utilizados (inversores, dispositivos de proteção e
aerogeradores/módulos fotovoltaicos) atendem as certificações nacionais e
internacionais vigentes.
O consumidor que possuir um sistema de geração eólico/fotovoltaica registrado
na concessionária de energia recebe todo mês uma conta de eletricidade em que
constam duas medidas: a energia consumida e a energia gerada. O consumidor paga
somente a diferença e verifica mensalmente a economia proporcionada pelo sistema
eólico/fotovoltaico conectado a rede elétrica. As figuras 23 e 24 ilustra os sistemas com
as duas formas de utilização dos medidores.
Figura 23 - Sistema de tarifação net metering com um medidor bidirecional
Fonte: VILLALVAS (2015)
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Figura 24 - Sistema de tarifação net metering com dois medidores
Fonte: VILLALVAS (2015)
Tarifação feed in
O sistema de tarifário feed in foi criado na Europa para incentivar o uso de
energias renováveis. O sistema de medição é semelhante ao do net metering com dois
medidores, mas no feed in o consumidor é premiado com a instalação de um sistema de
energia eólico/fotovoltaica em sua residência, recebendo um pagamento pela energia
que o seu sistema eólico/fotovoltaico exporta para a rede elétrica. O pagamento da
energia exportada é maior do que o prego da energia consumida da rede publica,
portanto a instalação de um sistema eólico/fotovoltaico com a tarifação feed in é muito
vantajosa e rentável.
Para incentivar ainda mais o uso das energias renováveis, o sistema feed in foi
aperfeiçoado pelos governos de alguns países, premiando o Consumidor por toda a
energia que é gerada por fontes alternativas e não somente pela energia que é exportada.
Nesse Caso o sistema torna-se ainda mais rentável. Na pratica o governo, através desse
incentivo, torna mais barata a eletricidade para o consumidor, que recebe dinheiro pela
eletricidade que ele próprio consome, desde que seja gerada por uma fonte renovável.
No sistema feed in aperfeiçoado existem três tipos de tarifas:
a) Tarifa de geração: o proprietário do sistema eólico/fotovoltaico recebe por
quilowatt-hora [kWh] gerado a partir de uma fonte renovável,
independentemente de essa energia ser consumida localmente ou ser
exportada para a rede.
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b) Tarifa de exportação: se a residência produzir mais do que consome, o
proprietário recebe um valor adicional por quilowatt-hora [kWh] exportado
para a rede elétrica.
c) Tarifa de consumo: a energia efetivamente consumida da rede elétrica, que é
a diferença entre o que foi retirado da rede e o que foi exportado, é tarifada
pelo preço normal da eletricidade, o mesmo preço que qualquer consumidor
pagaria se não tivesse um sistema de energia eólico/fotovoltaica.
A Figura 25 ilustra o sistema de tarifação feed in, com preços diferenciados para
a energia consumida, a energia gerada e a energia exportada.
Figura 25 - Funcionamento do sistema de tarifação feed in
Fonte: VILLALVAS (2015)
5.3 Considerações quanto ao investimento
Atualmente no Brasil, há tido um aumento considerável de fornecedores das
tecnologias de microgeração distribuída, principalmente no que tange ao aerogeradores
e painéis fotovoltaicos, mesmo apesar de que a fabricação de seus componentes ainda
não sejam significativamente nacional, também os custos para aquisição destas
tecnologias vem diminuindo por consequência, tanto dos incentivos à adoção dos
sistemas de microgeração, quanto ao aumento das aquisições, principalmente a partir
dos consumidores com maior poder aquisitivo, mas também numa evidente contribuição
dos consumidores menores, atraídos pela facilidade de financiamento proporcionado
pelos maiores bancos nacionais, tais como, Banco do Brasil e Caixa Econômica, para
pessoas física, o Banco do Nordeste e o BNDES para pessoas jurídica (empresas).
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Todavia, as questões que ainda imperam, são as questões gerais do custo de implantação
dos sistemas, no que tange, aos custos de construção, utilização e manutenção, bem
como a previsão de retorno de investimento.
Com relação a este último, não será tratado neste trabalho a análise detalhada do
retorno de investimento com relação aos sistemas de microgeração, mas entende-se de
ante mão que mesmo apesar de o fluxo financeiro de um sistema de microgeração ser
muito particular sob o perfil do consumidor, pode-se ser possível basicamente realizar
uma previsão de retorno de investimento, tomando como premissa o perfil anual da
conta de eletricidade.
Já em relação ao custo geral de implantação, FADIGAS (2011), expõe que o
método do custo do ciclo de vida (MCCV) é comumente usado para avaliação
econômica de sistemas de produção de energia e baseado no principio do valor do
dinheiro no tempo. O MCCV resume despesas e receitas ocorridas em certo período em
um parâmetro simples (ou numero), de tal forma que uma escolha baseada na economia
possa ser feita.
Ao analisar fluxos de caixa futuros e necessário considerar o valor do dinheiro
no tempo. Uma quantidade de dinheiro pode aumentar em quantidade obtendo
rendimentos de um investimento realizado. O dinheiro pode também perder valor
durante um certo tempo, quando a inflação força os pregos para cima, fazendo com que
cada unidade monetária possua um menor poder de compra. A medida que a taxa de
inflação é igual ao retorno do investimento para uma soma fixa de dinheiro, o poder de
compra não é diminuído. Como é usualmente o caso, todavia, se esses dois valores não
são iguais então a soma de dinheiro pode aumentar em valor (se o retorno do
investimento é maior do que a inflação) ou decrescer em valor (se a taxa de inflação é
maior do que o retorno do investimento).
O concerto da analise do MCCV é usado nos princípios contábeis por
organizações para analisar oportunidades de investimento. Para avaliar o valor de um
investimento feito em um sistema eólico/fotovoltaico de geração de energia, o princípio
do MCCV pode ser aplicado aos custos e benefícios, ou melhor dizendo, ao seu Fluxo
de caixa esperado. Us custos incluem as despesas associadas com a compra, instalação e
operação do sistema eólico/fotovoltaico. Os benefícios econômicos de um sistema
eólico/fotovoltaico influem o uso ou a venda da eletricidade gerada, bem como taxas de
retorno relacionadas a alguma economia obtida, ou outros incentivos. Ambos, custos e
benefícios, podem também variar no tempo. Os princípios do MCCV podem levar em
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conta fluxos de caixa variantes no tempo referidos a um ponto comum no tempo. Desse
modo, o sistema eólico/fotovoltaico pode ser comparado com outros sistemas de
produção de energia de uma forma internamente consistente.
A metodologia do MCCV leva em conta a inflação e os juros aplicados ao
dinheiro e usa o modelo baseado no "valor do dinheiro no tempo” para projetar o "valor
presente" de um investimento para qualquer tempo no futuro.
Panorama geral e definições dos conceitos e parâmetros do MCCV
Em MCCV, os seguintes conceitos e parâmetros são considerados:
a) O valor do dinheiro no tempo e o fator de valor presente :O dinheiro que
deve ser pago (ou gasto) no futuro não possui o mesmo valor no presente.
Isso acontece mesmo que não haja inflação, visto que pode se fazer uma
aplicação deste e obter rendimentos (juros). Portanto, seu valor é aumentado
pelos juros.
b) Séries uniformes :São um método para expressar os custos ou receitas que
ocorrem de uma forma irregular em pagamentos iguais equivalentes em
intervalos regulares. Suponha que se queira que o valor presente de um
empréstimo adquirido seja arranjado em uma série de prestações iguais
mensais ou anuais. Ou seja, o VP de um empréstimo deve ser pago em
prestações anuais iguais A durante N anos.
c) Fator de recuperação de capital: O fator de recuperação de capital (FRC) é
usado para determinar a quantidade de cada pagamento futuro requerido
para acumular um dado valor presente quando uma taxa de desconto e um
numero de pagamentos são conhecidos. Em outras palavras, transforma um
valor presente em uma série uniforme de valores durante um período
definido.
d) Valor presente liquido: O valor presente liquido (VPL) é definido como a
soma de todos os valores presentes relevantes.
e) Taxa interna de retorno (TIR): A taxa interna de retorno é definida como:
IRR = valor da taxa de desconto cujo VPLe se iguale a zero. A TIR e
frequentemente utilizada por concessionárias ou investidores na avaliação
de investimentos e consiste em uma medida da lucratividade. Quanto maior
a TIR, melhor o desempenho econômico do sistema eólico/fotovoltaico.
- 61 -
f) Relação entre benefício e custo (B/C): B/C é definida como: B/ C = valor
presente de todos os benefícios / valor presente de todos os custos.
Geralmente sistemas com uma relação beneficio-custo maior do que 1 são
aceitáveis, e altos valores de B/C são desejados.
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6. DIMENSIONAMENTO E INSTALAÇÃO
Neste capítulo estarão sendo apresentadas formas de dimensionamento dos
sistemas de microgeradores eólicos e solar fotovoltaico, bem como os aspectos de
instalação baseado em manuais técnicos e catálogos de fornecedores que estarão sendo
mencionados no desenvolvimento do conteúdo.
6.1 Sistema de Microgeração Eólica
Dimensionamento do Microgerador Eólico (Aerogeradores)
O primeiro passo é definir o quanto da sua demanda energética deseja-se que o
sistema forneça. Visando obter a melhor viabilidade econômica, é considerado um
balanço anual sem acúmulo de créditos para o ano seguinte. Para isso, sugere-se
descontar um consumo mínimo mensal da rede elétrica que corresponde ao custo de
disponibilidade. Dessa maneira, será possível minimizar seu investimento e ainda
garantir os benefícios do sistema de compensação de energia.
Em seguida, o ideal é medir os ventos no local, para calcular a potência do
microgerador. Para se ter uma ideia sobre o potencial de vento na região de
implantação, pode-se servir do Atlas do Potencial Eólico Brasileiro [1].
Mas é importante atentar para o fato de que, conforme mencionado no capítulo
3, o Atlas está desenhado para sistemas eólicos de grande porte, que normalmente têm
mais de 50 metros de altura, enquanto microgeradores eólicos geralmente possuem entre
10 e 40 metros. O vento pode variar muito conforme a altura, por isso não se pode
basear-se apenas no Atlas para instalar o sistema, sendo necessário pedir ao instalador
uma medição detalhada da velocidade do vento no lugar e na altura específica para o
caso. O ideal é medir em duas alturas diferentes, para observar alterações na velocidade
do vento e avaliar a influência de edifícios e outros obstáculos do entorno. O
recomendado é ter dados da velocidade dos ventos durante um ano inteiro, para
considerar as oscilações das estações do ano. Contudo, com três meses de medição já é
possível recolher informações suficientes. Os dados deverão ser analisados pelos
próprios instaladores dos sistemas de medição de vento ou pelo instalador do
aerogerador. Essa análise permite calcular a potência de um microgerador eólico
adequado para a real necessidade energética.
- 63 -
Tendo por hipótese, uma residência, possuindo um consumo médio anual de 430
kwh/mês, inicialmente pode-se observar através da consulta ao Atlas do Potencial
Eólico Brasileiro [1], a ordem de variação da velocidade do vento no ano, bem como
outras informações. Entretanto, com a implantação do aerogerador sendo abaixo dos
50m de altura, faz-se necessária a contratação de uma empresa especializada que pode
ser a própria instaladora, que a partir da coleta de dados de forma específica para a
localização da residência, definirá o aerogerador mais indicado para o perfil da
localização e de consumo, que neste caso hipotético poderia ser o modelo de
aerogerador Skystream Land [12] da empresa Energia Pura (figura 26) que pode gerar
algo em torno de 400 kwh/mês atendendo ao perfil de consumo da residência em
questão, levando-se em consideração o que se sugere ao fato de permitir uma margem
de consumo a ser realizado pela rede pública, a qual refletirá somente o custo de
disponibilidade.
Figura 26 - Aerogerador Skystream Land - Energia Pura
Fonte: < http://www.energiapura.com/aerogerador-skystream-37-land>
Aspectos de instalação do Aerogerador
Os aerogeradores são instalados em torres, e dessa forma neste trabalho será
abordada a instalação do mesmo nesta modalidade. FADIGAS (2011), menciona que as
torres tem a função de suportar o aerogerador a uma determinada altura do solo. A
altura da torre deve ser no mínimo igual ao diâmetro das pás. Quanto maior a altura,
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maior a velocidade do Vento e, consequentemente, maior a produção de energia. No
entanto, o custo adicional de 1m de torre não é desprezível e uma analise da relação
custo-benefício deve ser realizada para verificar se é economicamente viável instalar a
turbina em uma altura maior. Turbinas de pequeno porte normalmente são instaladas em
a1turas bem superiores ao diâmetro de suas pás. Não é aconselhável instalar as turbinas
eólicas em alturas inferiores a 20m, pois a velocidade do vento é baixa e o vento
próximo ao solo é bastante turbulento. Ha três tipos de torres que são utilizadas nas
turbinas: Tubulares (figura 27), Treliçadas (figura 28) e Treliçadas e Tubulares estaiadas
(figura 29).
Figura 27 - Torre Tubular
Fonte: < http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/atlas/energia_eolica/6_4.htm>
Figura 28 - Torre Treliçada
Fonte: < http://www.grandesconstrucoes.com.br/br/index.php?option=com_conteudo&task=viewMateria&id=689>
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Figura 29 - Torre Estaiada
Fonte: < https://evolucaoaalp.wordpress.com/category/evolucao-da-ciencia/>
As torres eólicas são usualmente feitas de aço, algumas reforçadas com concreto.
Quando o material usado é o aço, este é galvanizado e pintado para evitar corrosão.
Aqui nesta seção apresenta-se alguns aspectos de instalação de um aerogerador
baseando-se nas particularidades do manual do aerogerador [13] mencionado como
exemplo no tópico anterior, o qual orienta que, o local ideal para instalação da turbina
eólica muitas vezes pode sofrer adaptações. Restrições locais de construção, a altura das
construções vizinhas, o comprimento dos fios e a disponibilidade de espaço aberto
podem exigir que o aerogerador [12] seja instalado em um local que não o mais ideal.
Em geral, o aerogerador [12] produz mais energia se instalado em torres mais altas. No
entanto, as torres são caras, por isso, é importante balancear o desempenho (altura da
torre) e o custo de instalação a fim de atingir o menor custo de energia com o retorno de
investimento mais rápido.
As normas de construção e instalação podem variar significantemente de acordo
com o país, estado, cidade ou município. É importante certificar-se de que obter todas as
licenças de construção antes de começar a instalação, e de que esteja a par de todas as
normas de inspeção e instalação. Muitas regiões podem exigir que a instalação seja
realizada por um profissional habilitado de forma a atender normas de construção ou
receber qualificação para desconto como forma de incentivo. Além disso, não deixe de
entrar em contato com a concessionária de energia local. Muitas concessionárias exigem
um “contrato de interconexão” antes da instalação. Algumas delas podem até exigir a
instalação de um medidor de energia específico para o aerogerador.
Alguns pontos a serem levados em consideração quanto a instalação de um
aerogerador:
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a) Diâmetro dos condutores, que no caso do modelo em questão pode variar de
acordo com as figuras 30 e 31, apresentando os diâmetros até os disjuntores
e a partir dele;
Figura 30 - Comprimento máximo sem transição para diâmetro maior
Fonte: Manual do proprietário [13]
Figura 31 - Transição para diâmetros maiores
Fonte: Manual do proprietário [13]
b) Aterramento (figura 32), o qual deve ser realizado em todos os sistemas
elétricos de acordo com os padrões locais e nacionais. O aterramento
oferece proteção contra descargas atmosféricas, choques elétricos, picos de
tensão e eletricidade estática.
Figura 32 - Aterramento do aerogerador à torre
Fonte: Manual do proprietário [13]
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c) Conexão ao quadro de energia que se conecta ao aerogerador, o qual pode
estar próximo ao medidor ou na base da torre e normalmente possui um
disjuntor que permita proteção e ausência de tensão na linha durante
manutenção ou consertos. Seu dimensionamento é realizado a partir das
normas vigentes;
d) E outros componentes de proteção e segurança, tais como, dispositivos de
proteção contra surtos e sistema de proteção contra descargas atmosféricas.
6.2 Sistema de Microgeração Solar Fotovoltaico
Dimensionamento do Microgerador Solar Fotovoltaico
Com base nas explanações de VILLALVA (2015), estarão sendo desenvolvidos
nesta seção deste trabalho, questões em relação ao dimensionamento do sistema
fotovoltaico para microgeração distribuída.
Os Sistemas fotovoltaicos de microgeração são fáceis de dimensionar instalar e
utilizam poucos componentes. A fixação de módulos fotovoltaicos nos telhados é feita
com técnicas semelhantes às empregadas na instalação de coletores solares térmicos.
As instalações elétricas são simples e exigem apenas alguns requisitos de
proteção e os módulos fotovoltaicos são conectados à rede elétrica da residência através
de um inversor CC-CA especifico para a conexão à rede elétrica, coforme já
mencionado e apresentado anteriormente.
Os inversores para a conexão de sistemas fotovoltaicos a rede elétrica,
convertem em corrente alternada a eletricidade de corrente contínua coletada dos
módulos fotovoltaicos, além de funcionarem como fontes de corrente.
Já em se tratando da ligação dos módulos fotovoltaicos, tem-se que os mesmos
são combinados entre si através de ligações em serie e em paralelo, de forma a criar
conjuntos com maior capacidade de fornecimento de energia, com tensões e correntes
maiores do que as produzidas por um painel individualmente.
Os módulos ligados em série constituem fileiras ou strings. Para minimizar as
perdas de potência no sistema, apenas devem ser utilizados módulos do mesmo tipo. O
numero de módulos ligados em serie determina a tensão do conjunto fotovoltaico, que é
a tensão aplicada aos terminais de entrada de corrente contínua do inversor. Os
inversores devem ser dimensionados para suportar a soma das tensões de circuito aberto
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dos módulos, que é a tensão de circuito aberto da fileira ou do string. Normalmente os
inversores para sistemas conectados a rede possuem tensões de entra da entre 200 V e
500, então são projetados para receber strings com vários módulos.
Para formar conjuntos de potencia maior, de acordo com as necessidades do
sistema ou de acordo com potência máxima do inversor empregado colocam-se strings
em paralelo. A Corrente fornecida pelo conjunto todo é a soma das correntes fornecidas
por cada string individualmente. A ligação em paralelo de módulos individuais
geralmente ocorre apenas nos sistemas isolados e não e empregada nos sistemas
conectados a rede, exceto quando os inversores tem um nível baixo de tensão de entrado
no lado de corrente contínua.
Para construir um conjunto fotovoltaico, em geral se dimensiona inicialmente o
numero de módulos que serão conectados em série em cada string, levando em conta a
tensão admissível na entrada CC do inversor, escolhendo-se o numero de painéis
máximo e mínimo que podem ser empregados em serie. Em seguida, de acordo com a
potência do inversor ou com a potência desejada no sistema, escolhe-se o numero de
strings que serão conectados em paralelo.
O número de módulos que podem ser ligados em série na entrada de um inversor
conectado a rede é determinado de acordo com a tensão máxima admissível na entrada
CC e com a faixa de tenso útil do inversor. Ao determinar o número de módulos
conectados em série, o projetista deve verificar as características do modulo no catálogo
do fabricante.
Os Valores da tensão de circuito aberto e da tensão de máxima potência do
módulo devem ser multiplicados pelo número de módulos em serie, e os valores
resultantes devem estar de acordo com as características do inversor empregado.
Recomenda-se que as tensões calculadas estejam 10% abaixo das tensões
especificadas para o inversor, especialmente a tensão máxima admissível, pois variações
de temperatura alteram a tensão de saída dos módulos. Na prática os valores de tensão
serão diferentes daqueles calculados, então uma margem de segurança é necessária no
dimensionamento.
Em síntese, inicialmente conforme mencionado, faz-se o dimensionamento do
número de módulos que a partir do conhecimento das características do modelo de
modulo que será utilizado, faz-se o dimensionamento do inversor. Para início dos
cálculos, deve-se determinar a quantidade de energia produzida pelo painel na
localidade em que será instalado, a partir da seguinte fórmula:
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çã
Conhecendo a área do modulo e a sua eficiência, calcula-se com facilidade a
energia elétrica por ele produzida diariamente. Para saber a produção mensal, basta
multiplicar por 30 o valor diário obtido.
Por exemplo, deseja-se produzir 300kwh/ mês em uma a residência localizada
no estado do Rio de Janeiro/ RJ, e para isso, inicialmente busca-se saber a quantidade de
energia produzida em cada módulo através da fórmula mencionada anteriormente.
Por hipótese para obter os dados do módulo, será utilizado o painel fotovoltaico
[14], que possui as seguintes características (figura 33):
Figura 33 - Especificações técnicas do painel fotovoltaico [14]
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A partir disso para dar continuidade à composição dos dados para utilização da
fórmula, busca-se a informação da insolação diária a partir do Atlas Brasileiro de
Energia Solar [3] (o Sundata [16], também é uma fonte alternativa na busca deste dado),
que para este exemplo retorna o valor de 5,7 kWh/m². Assim, aplicando os dados
obtidos à formula, tem-se:
Seguindo com este exemplo para obter o dimensionamento dos módulos,
multiplica-se o valor encontrado referente a energia produzida do módulo por 30 para
encontrar a energia produzida pelo módulo no mês, assim sendo:
O que permite calcular a quantidade de módulos a partir da demanda de 300
kWh/ mês da residência em questão neste exemplo, resultando em:
O que já permite realizar o dimensionamento do inversor, verificando a folha de
dados do fabricante [14], observa-se que a tensão de circuitos abertos é 37,6 Volts, que
multiplicada pelos 7 módulos resulta em 263,2 Volts, onde aplica-se um fator de
segurança empírico de 10%, obtendo-se a adequação de 289,52 Volts.
Para saber se pode-se ligar esses módulos em serie com a tensão total de 289,52
Volts na temperatura mais baixa considerada, precisa-se verificar se existe um modelo
de inversor adequado para essa tensão. E da mesma forma, para empregar um string
com 7 módulos na linha de inversores definida, deve-se optar por um modelo
compatível com a potencia dos módulos, onde o string com 7 módulos de 250 W,
fornece uma potencia máxima ou de pico igual 7 x 250W = 1750W (1,75 kW em STC),
para que seja adequado para o projeto.
O exemplo abordado, serve para aplicação em qualquer sistema fotovoltaico.
Entretanto, quando se trata de uma residência, o consumidor com a sua última conta de
eletricidade em mãos, de uma forma mais direta, pode acessar o Simulador Solar (site
do Instituo Ideal [5] ilustrado na figura 34), para calcular o tamanho de um sistema
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fotovoltaico que atenda a real demanda energética, bastando somente preencher os
dados requeridos, o que o proporcionará dados suficientes somente para contratar uma
empresa especializada para instalar a tecnlogia.
Figura 34 - Simulador solar - Instituto Ideal, América do Sol
Fonte: < http://americadosol.org/simulador/>
Visando obter a melhor viabilidade econômica do sistema FV, o Simulador
Solar considera um balanço anual sem acúmulo de créditos para o ano seguinte. Para
isso, desconta um consumo mínimo mensal da rede elétrica que corresponde ao custo de
disponibilidade. Caso haja geração de energia além do que a consumida no mês, o
excedente será convertido em créditos na conta de luz, que serão usados para abater da
sua fatura de eletricidade nos meses subsequentes.
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Para o exemplo de dados ilustrados na figura 34, o simulador solar gera os
seguintes resultados:
i. Caracterização do sistema fotovoltaico (figura 35), que nada mais é um
conjunto de informações internamente dimensionados pelo sistema, que
retornam os dados necessários para que o consumidor ou instalador possa
escolher ou projetar o sistema fotovoltaico a ser utilizado.
Figura 35 - Caracteriazação do Sistema Fotovoltaico
Fonte:< http://americadosol.org/simulador/>
ii. Consumo médio detalhado (figura 36), que consiste em uma amostragem de
dados baseados num cruzamento do consumo anual inserido pelo
consumidor e o retorno do dimensionamento realizado e adequado para o
perfil apresentado, apresentando detalhadamente a previsão de consumo de
energia pela rede pública e a previsão de geração de energia a partir do
sistema fotovoltaico. Salienta-se que os dados referem-se ao consumo no
último ano, e dessa forma tem-se que levar em consideração uma folga na
- 73 -
elaboração do projeto com o objetivo de suprir possíveis oscilações de
maior consumo.
Figura 36 - Consumo médio detalhado
Fonte:< http://americadosol.org/simulador/>
iii. Dados de Irradiação (figura 37), onde são apresentadas informações
baseadas na irradiação do local que fora inserido pelo consumidor,
referenciadas em média anual e detalhada em relação a cada mês com as
particularidades de incidência de radiação solar inclinada, direta e global,
tratando da média entre estas duas últimas.
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Figura 37 - Dados de Irradiação
Fonte:< http://americadosol.org/simulador/>
Aspectos de instalação dos painéis fotovoltaicos
Nesta seção deste trabalho estará sendo apresentada as particularidades de
instalação dos painéis fotovoltaicos em telhados, a partir da orientação do Manual de
Instalação de Sistemas Fotovoltaicos em Telhados da PHB [15], a fim de simplificar a
instalação do painel solar. O manual expõe que a fácil instalação dos encaixes (figura
38) no perfil de sustentação tem quatro etapas que permitem a acomodação em qualquer
posição, fornecendo um tempo menor de instalação.
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Figura 38 - Quatro passos para a instalação [15]
É extremamente importante que as práticas de segurança sejam observadas
durante a instalação, bem como verificar a pressão e velocidade do vento na região e
levar em conta a forma do telhado, e a disposição e modelo das telhas.
O sistema de instalação em questão tem as seguintes características de material
(figura 39):
Figura 39 - Características do material empregado na instalação [15]
E em sua linha de montagem apresenta a seguinte visão geral (figura 40) com
seus componentes, que podem variar em versão e quantidades dependendo dos
seguintes aspectos:
i. Tipo de telhado e tipo de telhas;
ii. Tipo do Módulo FV;
iii. Número de Módulos FV;
iv. Especificações do projeto.
Figura 40 - Visão Geral do Sistema [15]
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O sistema de instalação em questão, utiliza ainda, um conjunto padrão de
ferramentas (figura 41) para auxiliar no processo de instalação, conforme o que segue:
Figura 41 - Ferramentas para instalação [15]
Em sequência, apresentando ainda os componentes para a instalação, são
listados os materiais e instrumentos pertinentes para o processo (figura 42 e 43), sendo
descritas as formas de utilização e a aplicação de cada material, para a partir disso dar
seguimento aos processos de instalação já utilizando as ferramentas adequadas e os
respectivos materiais e instrumentos.
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Figura 42 - Materiais e Instrumentos - parte 1 [15]
Observa-se que são apresentados cada componente com sua respectiva função,
bem como com seus respectivos materiais empregados no conjunto do componente, o
que possibilita uma fácil identificação dos materiais a serem aplicados o que
proporciona a otimização no processo de instalação, principalmente a partir do
conhecimento prévio do local de instalação com suas particularidades.
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Figura 43 - Materiais e instrumentos - parte 2 [15]
A partir deste ponto são apresentados os passos de instalação dos painéis
fotovoltaicos, separados por tipo de telhado.
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A figura 44, apresenta instalação em telha do tipo Romana, Francesa,
Portuguesa, Americana e Italiana, que são de processos iguais.
Figura 44 - Instalação em Telhas Romana, Francesa, Italiana, Portuguesa e Americana [15]
Nas figuras 45 e 46, apresenta-se instalação de telhas do tipo lisa , zinco e
estanhadas que como se observa, são significativamente um mais direta.
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Figura 45 - Instalação em telha lisa [15]
Figura 46 - Instalação em telhas de zinco e estanhadas [15]
Dando sequência a apresentação dos processos de instalação, tem-se os passos
para a implantação dos demais componentes do suporte para os painéis fotovoltaicos ,
tais como, os trilhos, os módulos, as abraçadeiras de cabos e aterramento, finalizando a
instalação dos painéis.
Conforme mencionado, na figura 47, está sendo apresentado os passos para
implantação dos trilhos.
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Figura 47 - Instalação do trilho [15]
Na figura 48, está ilustrada a instalação dos módulos, os quais podem variar de
acordo com o modelo, principalmente em seu tamanho.
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Figura 48 - Instalação do Módulos [15]
E para finalizar a instalação, na figura 49, está resentada o passo para a
implantação da abraçadeira de cabos e aterramento.
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Figura 49 - Instalação da abraçadeira de cabos e aterramento [15]
É evidenciado que para cada tipo de telhado, com seu tipo de superfície, o
processo de instalação é mais elaborado ou mais simplório, o que como pôde ser
observado, repercute em distintas formas de abordagem para a sua instalação e dessa
forma, reafirma-se a necessidade de sempre as instalações das tecnologias de
microgeração distribuída, devem ser realizadas por empresas especializadas nos
processos de instalação em todo os seus matizes.
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7. CONSIDERAÇÕES FINAIS
7.1 Críticas
Apesar do tema sobre a microgeração distribuída estar sendo muito bem
elaborado e estruturado, seja por parte da Agência Nacional de Energia Elétrica a partir
de suas resoluções normativas e procedimentos, ou mesmo a partir da colaboração das
concessionárias de distribuição de energia, o advento da microgeração com suas
particularidades ainda está muito restrito a uma pequena parcela da sociedade, onde são
difundidos os debates, estudos, até mesmos os incentivos e atrativos com relação à
custos e investimentos, somente detidos particularmente a empreendedores,
investidores, instaladores e técnicos, ou seja, tem-se a tecnologia, há crescimento
evidenciado na adoção dos sistemas seja por parte do governo, ou pela iniciativa
privada, mas ainda há pouca difusão do tema para o consumidor final, que em sua
maioria não tem consciência dos aspectos da microgeração distribuída e seus benéficos
econômicos, sociais e ambientais.
Apesar do grande potencial nacional a ser explorado, como pôde ser observado
neste trabalho, mesmo já existindo programas de financiamento para aquisição das
tecnologias, que com pesquisas e estudos a cada dia vem evoluindo, verifica-se que o
Brasil, ainda carece de maior dedicação ao tema da microgeração distribuída baseada
em fontes de energia eólica e solar fotovoltaica aplicada ao consumidor residencial de
baixa tensão, havendo grande lacuna a ser preenchida, no que tange ao acesso à
informação destas tecnologias ao consumidor final, o que adia maiores benefícios ao
país a partir da à conscientização social e consequente preservação do meio ambiente,
favorecendo o movimento sustentável.
7.2 Sugestões
Objetivando principalmente a conscientização social que cada vez mais poderá
favorecer o movimento sustentável e a preservação do meio ambiente, sugere-se um
significativo esforço, seja da iniciativa pública ou privada ao crescimento na difusão da
microgeração distribuída à grande massa que reflete justamente o perfil de consumidor
desta modalidade, que por consequência poderá trazer não somente uma transformação
social positiva, mas também auxiliará na máquina econômica e política do país.
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É de suma importância, proporcionar o acesso à informação aos consumidores
residenciais de baixa tensão, em conjunto com os aspectos de favorecimento ambiental,
bem como as particularidades quanto as facilidades de financiamento, para que os
mesmos além de terem ciência das tecnologias, possam optar verdadeiramente aderir ao
sistema de microgeração, seja com o objetivo de colaborar com o meio ambiente ou tão
somente para proporcionar economia no consumo de energia, pois a partir do momento
que o indivíduo adota e implanta o sistema, são alcançados estes dois matizes.
Uma difusão séria, nas redes de comunicação, instituições de ensino, programas
empresarias e etc., forçosamente proporcionará uma satisfatória conscientização social e
consequentemente crescimento na adoção dos sistemas de microgeração, explorando
cada vez mais o potencial nacional energético no que diz respeito a geração de energia a
partir de fontes renováveis, permitindo benefícios econômicos às distribuidoras através
dos variados aspectos já mencionados neste trabalho, assim como estará colaborando
positivamente com o movimento sustentável.
Entretanto, não basta que haja somente a difusão da microgeração distribuída, há
a necessidade de que as fontes de informação deem o exemplo, implantando os sistemas
para que a sociedade veja as aplicações e testemunhem a vantagens, a partir da
transparência dos resultados alcançados através dos sistemas implantados nas
edificações públicas e privadas, bem como nas áreas públicas urbanas, tais como, praças
e parques.
É importante observar que uma iniciativa aparentemente pequena, pode
movimentar toda uma ação coletiva que estará proporcionando benefícios em vários
aspectos, sejam eles políticos, econômicos ou ambientais.
- 86 -
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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e Minigeração Distribuída, Sistema de Compensação de Energia Elétrica. Brasília/
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Manole Ltda, 2011.
SOUZA, Ronilson. Os Sistemas de Energia Solar Fotovoltaica. Jardim América/
Ribeirão Preto - SP: BlueSol Energia Solar. 2016 (Livro Digital)
VILLALVA, Marcelo Gradella. Energia solar fotovoltaica: conceitos e aplicações. 2ª
Edição. São Paulo. Érica, 2015.
ZILLES, Roberto et al. Sistemas Fotovoltaicos Conectados à rede elétrica. 1ª Edição.
São Paulo. Oficina dos Textos, 2012.
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minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, o sistema de
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______________________________________. Resolução Normativa n° 687, de 24
de Novembro de 2105. Altera a Resolução Normativa n° 482, de 17 de abril de 2012, e
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______________________________________. Procedimentos de Distribuição de
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Sistema de Distribuição, revisão 6 de 24 de Novembro de 2015.
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Distribuição da Light SESA BT e MT – Até Classe 36,2kV. Revisão 03 – Março de
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[2] http://www.cresesb.cepel.br/index.php?section=publicacoes&task=livro&cid=2.
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2017.
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[8] http://www.portal-energia.com/crescimento-mundial-recorde-das-energias-
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[9] http://institutoideal.org/guiaeolica/. COMO faço para ter energia eólica em
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[10] http://www.americadosol.org/guiaFV/. COMO faço para ter eletricidade solar
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[11] http://www.neoeolica.com.br/dimensionar.htm. Como dimensionar O seu
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[12] http://www.energiapura.com/aerogerador-skystream-37-land. Aerogerador
Skystream Land. Acesso em: 20 fev. 2017.
[13] http://www.energiapura.com/aerogerador-skystream-37-land. Manual Original.
Acesso em: 20 fev. 2017.
[14] https://www.neosolar.com.br/loja/painel-solar-fotovoltaico-yingli-yl250p-29b-
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em: 20 fev. 2017.
[15] http://www.phb.com.br/produtos/solar/Estruturas/SolarEstruturas_br.aspx.
Manual de Instalação de Sistemas Fotovoltaicos em Telhados. Acesso em: 21
fev 2017.
[16] http://www.cresesb.cepel.br/index.php?section=sundata&. Potencial Solar -
SunData. Acesso em: 21/02/2017.
