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Departamento

de Engenharia Electrotécnica

Soluções Técnicas para um Projeto de Habitação com

Produção Própria de Energia em Angola

Trabalho de Projeto apresentado para a obtenção do grau de Mestre em

Automação e Comunicação em Sistemas de Energia

Autor

Ernesto João Casimiro Quiçama

Orientadores

Doutor Fernando Lopes

Doutor Adelino Pereira

Instituto Superior de Engenharia de Coimbra

Coimbra, Dezembro, 2012

Soluções Técnicas para um Projeto de Habitação com Produção Própria de Energia em Angola AGRADECIMENTOS

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Ernesto João Casimiro Quiçama i

AGRADECIMENTO

A Deus por ter permitido que atingisse essa meta na vida; Aos meus pais por sempre acreditarem em mim; Aos professores que acompanharam este projeto pela sua disponibilidade; A todos aqueles que de forma direta ou indireta me ajudaram a concluir este projeto com êxito. Tenho dito:

‘’Tu estarás hoje onde os pensamentos de ontem te trouxeram e estarás amanha onde os

pensamentos de hoje te levarem’’, Blaise Pascal.

‘’O importante na vida não é ser, é tornar-se’’, Ernesto Quiçama.

Soluções Técnicas para um Projeto de Habitação com Produção Própria de Energia em Angola RESUMO

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Ernesto João Casimiro Quiçama iii

RESUMO

Desde o aparecimento dos combustíveis fósseis e da descoberta das suas capacidades energéticas, que estes têm sido um dos principais elementos usados para a produção de energia elétrica. Uma vez que são combustíveis esgotáveis e poluentes, surge a grande necessidade de serem substituídos por uma outra fonte de energia inesgotável e mais amiga do ambiente.

O recurso às energias renováveis com destaque para as energias solar, eólica e hídricas em detrimento dos combustíveis fósseis é um imperativo das gerações atuais e futuras, uma vez que está comprovado que o consumo excessivo destes combustíveis é prejudicial para o planeta Terra.

O presente projeto pretende comparar o actual estado dos aproveitamentos de energias renováveis em Portugal, no Brasil e em Angola, com destaque para as de origem fotovoltaica e eólica. Pretende também mostrar a importância da diversificação da produção de energia, para colmatar as actuais faltas e contribuir para um melhor desempenho energético em Angola. É ainda objetivo deste projeto, considerando a eventualidade de se adotar em Angola um regime de microgeração por via fotovoltaica e eólica semelhante ao existente em Portugal, determinar qual deverá ser a tarifa de venda a aplicar que assegure o retorno de investimento.

De forma sintetizada apresentam-se a seguir as três componentes principais do projeto:

• Análise dos aproveitamentos em energias renováveis e do enquadramento legal atual da microprodução em Portugal, Brasil e Angola;

• Análise das tecnologias que permitem converter a energia do sol e do vento em energia elétrica, bem como a instalação de cada uma destas tecnologias num projeto de habitação;

• Realização de um estudo de viabilidade económica com vista a determinar o preço de venda em kilowatt-hora (kWh) da eletricidade produzida por via fotovoltaica e eólica em Angola, considerando um regime geral e bonificado como ao que existe em Portugal.

Procurou-se assim com este Projeto, para além de apresentar um estudo teórico que permita a implementação de unidades de microgeração, proporcionar uma base para a definição de uma tarifa de venda da eletricidade utilizando as referidas fontes renováveis, em Angola.

Palavra-chave: Energias Renováveis, Fotovoltaico, Eólico, Regime Bonificado, Regime Geral, Portugal, Brasil, Angola.

Soluções Técnicas para um Projeto de Habitação com Produção Própria de Energia em Angola ÍNDICE

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Ernesto João Casimiro Quiçama v

ABSTRACT

Since the advent of fossil fuels and the discovery of their energy capacity, they have been one of the key elements used to produce electricity. Since fuels are exhaustible and polluting, there is a the great need to replace them by other more environmentally friendly inexhaustible energy sources.

The use of renewable energy with emphasis on solar, wind and hydroelectric instead of fossil fuels is an imperative of the present and future generations, since it has been proven that excessive consumption of these fuels is harmful to the planet Earth.

This Project aims to compare the current state of renewable energy exploitations in Portugal, Brazil and Angola, highlighting the photovoltaic and wind origins. It also seeks to show the importance of diversification of energy production, to overcome present shortcomings and contribute to improved energy performance in Angola. Another objective of this Project is, considering the possibility of adopting a microgeneration photovoltaic and wind regime in Angola, similar to the one implemented in Portugal, to determine what should be the selling price to be applied, in order to ensure the return on the investment.

Summarizing, the three main components of the Project are:

• Analysis of exploitations in renewable energies and the current legal framework in Portugal, Brazil and Angola;

• Analysis of the technologies for converting the sun and wind energy into electrical energy, as well as the installation of each of these technologies in a housing project;

• To conduct an economic analysis study, in order to determine the selling price in kWh of electricity produced by photovoltaic and wind power in Angola, considering a general and subsidized regime similar to the one that exists in Portugal.

With this Project, in addition to providing a theoretical and applied study that enables the deployment of microgeneration units, a basis for setting a selling price for electricity generated using renewable sources in Angola, is presented.

Keywords: Renewable Energy, Photovoltaic, Wind, Feed-in-tarife, General Regime, Portugal, Brasil, Angola.


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Ernesto João Casimiro Quiçama vii

ÍNDICE

AGRADECIMENTO ............................................................................................................................. i

RESUMO .............................................................................................................................................. iii

ABSTRACT ........................................................................................................................................... v

ÍNDICE ................................................................................................................................................ vii

LISTA DE FIGURAS ........................................................................................................................ xiii

LISTA DE TABELAS ......................................................................................................................... xv

SIMBOLOGIA .................................................................................................................................. xvii

ABREVIATURAS .............................................................................................................................. xix

1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................................. 1

1.1 Enquadramento histórico ......................................................................................................... 1

1.1.1 Estado das energias renováveis em Portugal, no Brasil e em Angola ............................. 2

1.2 Objetivos ................................................................................................................................. 7

1.2.1 Objetivos Gerais .............................................................................................................. 7

1.2.2 Objetivos Específicos ...................................................................................................... 8

1.3 Estrutura do Documento .......................................................................................................... 8

2 REGULAMENTAÇÃO DA MICROPRODUÇÃO ................................................................... 9

2.1 Regulamentação da microprodução em Portugal, Brasil e Angola ......................................... 9

2.1.1 Portugal ........................................................................................................................... 9

2.1.2 Brasil ............................................................................................................................. 11

2.1.3 Angola ........................................................................................................................... 11

2.2 Indicadores de viabilidade económica .................................................................................. 12

2.2.1 Valor Atualizado Líquido (VAL) .................................................................................. 12

2.2.2 Taxa interna de rendibilidade (TIR) .............................................................................. 13

2.2.3 Período de Recuperação do Investimento (PRI) ou Payback ........................................ 13

3 APROVEITAMENTOS DE ENERGIA FOTOVOLTAICA .................................................. 15

3.1 Radiação Solar....................................................................................................................... 15

3.1.1 Distribuição da radiação solar ....................................................................................... 16

3.1.2 Radiação direta e difusa ................................................................................................ 17

3.1.3 Posição do sol ................................................................................................................ 17

3.1.4 Radiação solar em planos inclinados ............................................................................. 18


__________________________________________________________________________________ viii

3.1.5 Instrumentos de medição da radiação Solar .................................................................. 19

3.2 A célula fotovoltaica .............................................................................................................. 20

3.2.1 Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica............................................................ 21

3.3 Tecnologias fotovoltaicas ...................................................................................................... 22

3.3.1 Primeira geração ............................................................................................................ 22

3.3.2 Segunda geração ............................................................................................................ 24

3.3.3 Terceira geração ............................................................................................................ 26

3.3.4 Camada anti-reflexão ..................................................................................................... 26

3.3.5 Contactos ....................................................................................................................... 26

3.3.6 Curvas Características das células fotovoltaicas ........................................................... 26

3.3.7 Agrupamento das células ............................................................................................... 27

3.3.8 Encapsulamento das células .......................................................................................... 28

3.4 Módulos fotovoltaicos ........................................................................................................... 29

3.4.1 Curvas Características dos módulos fotovoltaicos ........................................................ 30

3.4.2 Associação de módulos FV em série ............................................................................. 31

3.4.3 Associação de módulos FV em paralelo ........................................................................ 31

3.4.4 Associação mista de módulos FV .................................................................................. 32

3.4.5 Efeito da irradiância e da temperatura em módulos ...................................................... 32

3.5 Sombreamento ....................................................................................................................... 33

3.5.1 Análise de sombreamentos ............................................................................................ 33

3.5.2 Efeitos do sombreamento nos módulos FV ................................................................... 34

3.5.3 Distância entre painéis para evitar sombreamento ........................................................ 35

3.6 Tipos de sistemas fotovoltaicos ............................................................................................. 36

3.6.1 Sistemas autónomos ou Isolados ................................................................................... 36

3.6.2 Sistemas ligados à rede .................................................................................................. 37

3.7 Elementos constituintes dos sistemas fotovoltaicos .............................................................. 37

3.7.1 Módulos ......................................................................................................................... 37

3.7.2 Cabos ............................................................................................................................. 38

3.7.3 Caixa de junção geral, díodos de bloqueio das fileiras e fusíveis .................................. 39

3.7.4 Baterias de acumuladores .............................................................................................. 39

3.7.5 Reguladores de Carga .................................................................................................... 40

3.7.6 Inversores ...................................................................................................................... 42

3.7.7 Interruptor principal DC ................................................................................................ 44

3.7.8 Contador ........................................................................................................................ 44

3.7.9 Portinhola ...................................................................................................................... 44


__________________________________________________________________________________

Ernesto João Casimiro Quiçama ix

3.7.10 Ligação à terra ............................................................................................................... 45

3.7.11 Ligação à rede ............................................................................................................... 45

4 APROVEITAMENTOS DE ENERGIA EÓLICA ................................................................... 47

4.1 Recurso eólico ....................................................................................................................... 47

4.2 Caracterização da Camada Limite Atmosférica (CLA) ........................................................ 48

4.3 Caracterização da energia do vento ....................................................................................... 49

4.3.1 Distribuição de Weibull ................................................................................................ 51

4.3.2 Potência gerada ............................................................................................................. 52

4.4 Caraterísticas especiais do vento ........................................................................................... 53

4.4.1 Obstáculos ..................................................................................................................... 54

4.4.2 Efeito de esteira ............................................................................................................. 54

4.5 Caraterização do local de Instalação de uma turbina ............................................................ 55

4.5.1 Identificação de locais potenciais .................................................................................. 55

4.5.2 Equipamentos de medição ............................................................................................. 56

4.6 Componentes de um aerogerador .......................................................................................... 58

4.6.1 Turbina eólica ................................................................................................................ 58

4.6.2 Cabina ........................................................................................................................... 59

4.6.3 Transmissão e caixa multiplicadora .............................................................................. 60

4.6.4 Mecanismos de Controlo ............................................................................................... 60

4.7 Torre ...................................................................................................................................... 61

4.7.1 Torres tubulares ............................................................................................................. 61

4.7.2 Torres entrelaçadas ........................................................................................................ 61

4.8 Componentes de um sistema eólico ...................................................................................... 61

4.8.1 Turbina eólica ................................................................................................................ 62

4.8.2 Controlador de tensão .................................................................................................... 62

4.8.3 Inversor.......................................................................................................................... 62

4.8.4 Contador ........................................................................................................................ 62

4.8.5 Ligação à rede ............................................................................................................... 62

5 DIMENSIONAMENTO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO ................................................. 63

5.1 Programa de simulação ......................................................................................................... 63

5.2 Sistema Autónomo ................................................................................................................ 64

5.2.1 Determinação da potência do sistema autónomo .......................................................... 65

5.2.2 Número de módulos ...................................................................................................... 67

5.2.3 Dimensionamento dos acumuladores ............................................................................ 67


__________________________________________________________________________________ x

5.2.4 Dimensionamento do Regulador de Carga .................................................................... 68

5.2.5 Dimensionamento do inversor ....................................................................................... 68

5.2.6 Dimensionamento dos cabos ......................................................................................... 69

5.2.7 Suporte dos módulos ..................................................................................................... 71

5.2.8 Orientação ...................................................................................................................... 71

5.2.9 Disposição do sistema ................................................................................................... 71

5.2.10 Orçamento total da instalação ........................................................................................ 71

5.2.11 Simulação do sistema .................................................................................................... 72

5.3 Dimensionamento do gerador a gasolina ............................................................................... 73

5.3.1 Regime de uso do gerador ............................................................................................. 73

5.4 Análise de resultados ............................................................................................................. 74

5.5 Sistema com ligação à rede ................................................................................................... 75

5.5.1 Número de módulos....................................................................................................... 75

5.5.2 Dimensionamento do Inversor ....................................................................................... 75

5.5.3 Dimensionamento dos cabos ......................................................................................... 77

5.5.4 Proteção do sistema ....................................................................................................... 77

5.5.5 Ligação à rede ................................................................................................................ 78

5.5.6 Disposição do sistema e suporte dos módulos ............................................................... 78


5.5.8 Simulação do sistema .................................................................................................... 79

5.5.9 Análise económica do investimento .............................................................................. 79


6 DIMENSIONAMENTO DO SISTEMA EÓLICO ................................................................... 85

6.1 Sistema com ligação à rede ................................................................................................... 85

6.1.1 Aerogerador ................................................................................................................... 85

6.1.2 Retificador e controlador de tensão ............................................................................... 85

6.1.3 Inversor .......................................................................................................................... 86

6.1.4 Proteção do sistema e ligação a rede ............................................................................. 86


6.1.6 Energia média produzida anualmente ............................................................................ 87

6.1.7 Análise económica do investimento .............................................................................. 87


7 CONCLUSÃO E TRABALHOS FUTUROS ............................................................................ 91

7.1 Conclusão .............................................................................................................................. 91

7.2 Trabalhos futuros ................................................................................................................... 92


__________________________________________________________________________________

Ernesto João Casimiro Quiçama xi

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .............................................................................................. 93

ANEXOS .............................................................................................................................................. 97

Anexo1 - Equipamentos utilizados no sistema fotovoltaico autónomo ........................................... 98

Anexo 2 - Equipamentos utilizados no sistema fotovoltaico ligado a rede ................................... 103

Anexo 3 - Equipamentos utilizados no sistema eólico ligado a rede ............................................. 106

Soluções Técnicas para um Projeto de Habitação com Produção Própria de Energia em Angola LISTA DE FIGURAS

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Ernesto João Casimiro Quiçama xiii

LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1 - Produção de energia elétrica a partir de fontes renováveis por distrito em 2011 Gigawatt horas (GWh) Portugal Continental [4]. ................................................................................................... 3 Figura 1.2 - Evolução da energia produzida a partir de FER terawatt horas (TWh) [4]. ........................ 4 Figura 3.1- Espectro da radiação solar [15]. ......................................................................................... 15 Figura 3.2 - Distribuição média da irradiação global diária por regiões em Wh/m2 [20]. .................... 16 Figura 3.3 - Luz solar no seu percurso através da atmosfera [23]. ........................................................ 17 Figura 3.4 - Representação dos ângulos segundo as técnicas solares [18]. ........................................... 17 Figura 3.5 - Variação da altura do Sol [23]. .......................................................................................... 18 Figura 3.6 - Piranómetro [24]. ............................................................................................................... 20 Figura 3.7 - Sensor Fotovoltaico [18]. .................................................................................................. 20 Figura 3.8 - Circuito equivalente (I) ideal de uma célula fotovoltaica [25]. ......................................... 21 Figura 3.9 - Circuito equivalente (II) de uma célula fotovoltaica [25]. ................................................ 22 Figura 3.10 - Célula quadrada de silício monocristalino [26]. .............................................................. 23 Figura 3.11 - Célula de silício policristalino [26]. ................................................................................ 23 Figura 3.12 - Células de silício amorfo [18]. ........................................................................................ 25 Figura 3.13 - Curva característica I/V de uma célula solar [23]. .......................................................... 27 Figura 3.14 - Ligação em série de três células FV [28]. ....................................................................... 28 Figura 3.15 - Ligação em paralelo de três células FV [28]. .................................................................. 28 Figura 3.16 - Curva característica de uma célula solar [23]. ................................................................. 30 Figura 3.17 - Associação em Série de módulos FV [23]. ...................................................................... 31 Figura 3.18 - Associação em paralelo de três módulos FV [23]. .......................................................... 31 Figura 3.19 - Curvas I-V do módulo para diferentes radiâncias [29]. ................................................... 32 Figura 3.20 - Curvas I-V do módulo para diferentes temperaturas e para uma irradiância constante de 1.000 W/m2 [29]. .................................................................................................................................. 33 Figura 3.21 - Determinação do ângulo de elevação e o ângulo de azimute de um objeto [18]. ............ 34 Figura 3.22 - Fileira FV com um módulo sombreado [23]. .................................................................. 35 Figura 3.23 - Função do díodo by-pass em fileira com módulo sombreado [23]. ................................ 35 Figura 3.24 - Distância entre painéis para evitar sombreamento [18]. .................................................. 36 Figura 3.25 - Sistema fotovoltaico autónomo [30]................................................................................ 37 Figura 3.26 - Esquema simplificado de um sistema fotovoltaico com ligação à rede pública [23]. ..... 37 Figura 3.27 - Célula, módulo e painel fotovoltaico [23]. ...................................................................... 38 Figura 3.28 - Regulador série em sistema FV [23]. .............................................................................. 41 Figura 3.29 - Regulador paralelo ou Shunt em sistema FV [23]. .......................................................... 42 Figura 3.30 - Regulador MPP em sistema FV [23]. .............................................................................. 42 Figura 3.31 - Inversor de onda quadrada, comutado pela rede [23]. ..................................................... 43 Figura 3.32 - Inversor de onda quadrada, comutado pela rede [23]. ..................................................... 44 Figura 4.1 - Mapa Africano do Vento obtido a 40 m acima do nível do solo [34]. .............................. 47 Figura 4.2 - Representação da Camada Limite Atmosférica [35]. ........................................................ 48 Figura 4.3 - Espectro de energia do vento apresentado por Van der Hoven [35]. ................................ 50 Figura 4.4 - Perdas de velocidade do vento na passagem por um conjunto de pás [36]. ...................... 52 Figura 4.5 - Escoamento na zona envolvente de um obstáculo [33]. .................................................... 54 Figura 4.6 - Efeito de esteira [33]. ........................................................................................................ 55

Soluções Técnicas para um Projeto de Habitação com Produção Própria de Energia em Angola LISTA DE FIGURAS

__________________________________________________________________________________ xiv

Figura 4.7 - Colocação das turbinas num parque eólico [33]. ............................................................... 55 Figura 4.8 - Sensor de direção (esquerda) e anemómetro de copos (à direita) [33]. ............................. 56 Figura 4.9 - Anemómetro sónico [33]. .................................................................................................. 57 Figura 4.10 - Sistema de aquisição de dados [33]. ................................................................................ 57 Figura 4.11 - Três tipos de eixos de turbinas verticais diferentes [36]. ................................................. 58 Figura 4.12 - Direção do vento para Turbina de eixo horizontal, upwind e downwind [36]. ................ 59 Figura 4.13 - Configuração de um sistema eólico interligado à rede elétrica [36]. ............................... 61 Figura 5.1 - Mapa de site de cálculo da radiação solar e seu aproveitamento [20]. .............................. 63 Figura 5.2 - Radiação média diária para Luanda (kWh/m2/dia) [20]. ................................................... 64 Figura 6.1 - Curva de potência do gerador Windspot 3,5 kW [42]. ....................................................... 85 Figura 6.2 - Curva da energia produzida anualmente (kWh) [42]. ........................................................ 87

Soluções Técnicas para um Projeto de Habitação com Produção Própria de Energia em Angola LISTA DE TABELAS

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Ernesto João Casimiro Quiçama xv

LISTA DE TABELAS

Tabela 1.1 - Potencialidades Energéticas das Principais Bacias Hidrográficas de Angola [9]. .............. 6 Tabela 2.1 - Tarifa de remuneração da microprodução para diferentes tecnologias [12]. .................... 10 Tabela 4.1 - Valores de Z0 de acordo ao tipo de solo [35]. ................................................................... 49 Tabela 5.1 – Caracterização dos pontos de consumo de energia elétrica. ............................................. 65 Tabela 5.2 - Determinação da potência do sistema fotovoltaico ........................................................... 66 Tabela 5.3 - Orçamento total da instalação. .......................................................................................... 72 Tabela 5.4-Energia produzida anualmente pelo sistema ....................................................................... 73 Tabela 5.5 - Orçamento e custo de operação do gerador elétrico. ........................................................ 74 Tabela 5.6 - Orçamento total da instalação. .......................................................................................... 78 Tabela 5.7 - Energia produzida anualmente pelo sistema ..................................................................... 79 Tabela 5.8 - Análise económica considerando uma produção de energia constante ao longo do ano. . 80 Tabela 5.9 - Análise económica considerando uma perda de 2% na produção anual de energia. ........ 81 Tabela 5.10 - Análise económica considerando uma perda de 2% na produção anual de energia e regime bonificado repartido em duas fases. .......................................................................................... 82 Tabela 6.1 - Orçamento total da instalação. .......................................................................................... 86 Tabela 6.2 - Análise económica considerando uma produção de energia constante ao ano. ................ 87 Tabela 6.3 - Análise económica considerando uma perda de 2% na produção anual de energia. ........ 88 Tabela 6.4 - Análise económica considerando uma perda de 2% na produção anual de energia e regime bonificado repartido em duas fases. ...................................................................................................... 89

Soluções Técnicas para um Projeto de Habitação com Produção Própria de Energia em Angola SIMBOLOGIA

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Ernesto João Casimiro Quiçama xvii

SIMBOLOGIA

A - Unidade de corrente derivada do Sistema Internacional de Unidades (SI). C - Capacidade. d - Distância consecutiva entre fileiras. E - Energia produzida. h - Horas. I - Corrente. m - Unidade de cumprimento derivada do SI. m2 - Unidade de área derivada do SI. P- Potência. q - Carga do eletrão. R- Resistência. S - Secção transversal do cabo. T - Temperatura. U - Tensão. u - Velocidade do vento.

u - Velocidade média do vento. V - Unidade de tensão derivada do SI. Kz - Kwanza, moeda usada em Angola. W - Unidade de potência derivada do SI. Wh - Unidade de energia derivada do SI. kWh - Múltiplo do SI para energia representado por 103. MW - Múltiplo do SI para potencia representado por 106. TWh - Múltiplo do SI para energia representado por 109. € - Euro, moeda usada em Portugal. β - Ângulo de inclinação dos módulos.

Γ - Ângulo de incidência do sol sobre os módulos. % - Percentagem. - Massa volúmica. Ω - Unidade de resistência derivada do SI. oC - Unidade de medida da temperatura. A conversão em Kelvin é dada por: t= (oC+273) K.

Soluções Técnicas para um Projeto de Habitação com Produção Própria de Energia em Angola ABREVIATURAS

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Ernesto João Casimiro Quiçama xix

ABREVIATURAS

AC - do Inglês, Alternate Current AT - Alta Tensão BT - Baixa Tensão BJT - do Inglês, Bipolar Junction Transístor BNA - Banco Nacional de Angola CE - do Francês, Conformité Européenne CTS - do Inglês, Condições de Teste Standard CO2 - Dióxido de Carbono DC - do inglês, Direct Current DNER - Direção Nacional de Energias Renovaveis DL - Decreto-lei DGEG - Direção Geral de Energia e Geologia EDP - Energias de Portugal EFG - do Inglês, Edge-defined Film-fed Growth EN - do Inglês, Europaische Norm ENE - Estratégia Nacional para a Energia EU - União Europeia EVA - Etileno Vinil Acetato FER - Fontes de Energias Renováveis. FV - Fotovoltaico GSM - do Inglês, Global System for Mobile Communications GPRS - do Inglês, General Packet Radio Service IGBT - do Inglês, Insulated Gate Bipolar Transistor IP - Índice de Proteção IRC - Imposto sobre o Rendimento das pessoas Coletivas IRS - Imposto sobre o Rendimento das pessoas Singulares IVA - Imposto sobre o Valor Acrescentado MPP - do Inglês, Maximum Power Point MT - Média Tensão MOSFET - do inglês, Metal Oxide Semiconductor field-effect transistor PCH - Pequenas Centrais Hidroelétricas RESP - Rede Eléctrica de Serviço Público R.T.I.E.B.T- Regras Técnicas das Instalações Elétricas de Baixa Tensão SEI - Sistema Elétrico Independente SEN - Sistema Elétrico Nacional SEP - Sistema Elétrico de Serviço Público SRM - Sistema de Registo de Microprodução TIR - Taxa Interna de Rentabilidade UV - Ultravioleta VAL - Valor Atual Líquido WBP - do Inglês, Windy-Boy Protection

CAPITULO 1

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Ernesto João Casimiro Quiçama 1

1 INTRODUÇÃO

Este capítulo apresenta um enquadramento histórico das diversas formas de energia, assim como uma análise da situação em Portugal, Brasil e Angola no que respeita à utilização de energias renováveis. Apresenta ainda uma definição dos objetivos do trabalho e a estrutura deste documento.

1.1 Enquadramento histórico

A utilização de energia tem sido crucial para o desenvolvimento da sociedade humana ao ajudá-la a controlar e a adaptar-se ao meio ambiente. Gerir o uso da energia é inevitável em qualquer sociedade funcional. No mundo industrializado o desenvolvimento de recursos energéticos tem-se tornado essencial em todas das áreas da atividade humana como por exemplo a agricultura, na indústria extratora e transformadora, os transportes, a recolha de desperdícios, as tecnologias da informação e as telecomunicações. Estas atividades são hoje pré-requisitos para uma sociedade desenvolvida.

O uso crescente de energia desde a Revolução Industrial trouxe consigo um aumento muito significativo da utilização dos combustíveis fósseis. O grande problema associado aos combustíveis fósseis é o facto de serem finitos, o que por sua vez faz com que a dependência energética destes combustíveis resulte num problema complexo. Por outro lado, o seu consumo excessivo pode ser muito prejudicial para o planeta [1].

A combustão de combustíveis fósseis produz CO2 que é um gás de efeito de estufa. O efeito de estufa é um mecanismo natural do planeta Terra que impede o planeta de ter uma grande amplitude térmica diurna [1].

Para diminuir o efeito de estufa e a utilização de combustíveis fósseis como o petróleo e o gás natural, a humanidade procurou formas de alterar a sua matriz energética na busca de um modelo de crescimento sustentado. Em 1987 surge o conceito de desenvolvimento sustentável [2]. Neste conceito ficou estabelecida a obrigação de satisfazer as necessidades do presente sem por em causa a satisfação por parte das gerações futuras. Este conceito torna necessário assegurar o fornecimento de energia elétrica, revelando-se também importante considerar a proteção do meio ambiente, que se mostra vítima do uso excessivo dos combustíveis fósseis. Estavam assim lançados os princípios para o desenvolvimento do aproveitamento dos recursos renováveis. As energias renováveis são formas de energia que se regeneram de uma forma cíclica numa escala de tempo reduzida. Produzem uma energia limpa, livre de combustão e de emissões de gases com efeito de estufa.

INTRODUÇÃO

__________________________________________________________________________________ 2

A necessidade urgente de um desenvolvimento sustentável, mais precisamente, a redução de gases com efeito de estufa levou por parte de vários estados à assinatura do Protocolo de Quioto, que teve lugar no dia 11 de dezembro de 1997. Globalmente, os países industrializados que assinaram o protocolo de Quioto comprometeram-se, em conjunto, a reduzir as suas emissões de gases com efeito de estufa em pelo menos 5% em relação aos níveis de 1990, durante o período 2008-2012. Este protocolo não obriga ao cumprimento desta meta de redução de gases com efeito de estufa para os países em via de desenvolvimento. Apesar de não serem obrigados a cumprir metas de redução, tais países já respondem por quase 52% das emissões de CO2 mundiais e por 73% do aumento das emissões em 2004 [3].

1.1.1 Estado das energias renováveis em Portugal, no Brasil e em Angola

1.1.1.1 – Portugal

Portugal apresenta uma rede hidrográfica relativamente densa, uma elevada exposição solar média anual, e dispõe de uma vasta frente marítima que beneficia dos ventos atlânticos, o que lhe confere a possibilidade de aproveitar o potencial energético da água, luz, das ondas e do vento. Estas condições únicas permitem ao país o aproveitamento de formas de energia alternativas ao consumo de combustíveis fósseis. Assim, Portugal encontra-se numa posição privilegiada não só para compensar o deficit natural de fontes de energia não renováveis mas também para ser pioneiro na diminuição da dependência energética em fontes de energias não renováveis e poluentes, colocando-se na vanguarda da demanda de um desenvolvimento sustentável.

Em 2010, Portugal foi o terceiro país da UE com maior incorporação de energias renováveis. A posição de Portugal, reforçou-se relativamente a 2009, devido ao forte aumento na produção hídrica (86%) e ao acréscimo de 21% na produção eólica [4].

No final de abril de 2012, Portugal Continental tinha 10.377 Megawatt (MW) de capacidade instalada para produção de energia elétrica a partir de Fontes de Energias Renováveis (FER). A potência instalada está distribuída por vários distritos de Portugal, conforme se observa na Figura 1.1.

CAPITULO 1

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Figura 1.1 - Produção de energia elétrica a partir de fontes renováveis por distrito em 2011 Gigawatt horas (GWh) Portugal Continental [4].

Da análise dos dados concluiu-se que a maior potência instalada, em FER, se encontra no distrito de Bragança. Mas entretanto, excluindo a grande hídrica, esta potência se encontra maioritariamente concentrada nos distritos de Viseu, Coimbra, Castelo Branco, Vila Real, Viana do Castelo, Lisboa, Guarda, Leiria, Braga e Santarém correspondendo a 85% do total [4].

A produção a partir FER nos primeiros cinco meses de 2012, quando comparada com igual período de 2011, decresceu 36% (de 12,6 TWh para 8,1 TWh), estando concentrada no Norte, principalmente nos distritos de Viseu, Coimbra, Castelo Branco, Vila Real, Bragança, Viana do Castelo e Braga, responsáveis por 68% da produção. No mesmo período, a componente hídrica decresceu 68%. A incorporação de FER no consumo bruto de energia elétrica, para efeitos da Diretiva 2009/29/CE de 23 de abril, foi de 43,5% em 2011, considerando apenas o Continente [4].

A Figura 1.2 mostra a evolução da energia produzida a partir de FER de junho de 2004 a maio de 2012.

INTRODUÇÃO

__________________________________________________________________________________ 4

*Ano móvel de Junho de 2011 a maio de 2012.

Da análise dos dados pode observar-se uma estagnação na produção elétrica por biomassa entre os anos 2004 a 2009, tendo-se registado no ano seguinte um ligeiro aumento, voltando a estagnar a partir dessa altura. A componente fotovoltaica, assim como a componente Pequenas Centrais Hidroeletricas (PCH), contribuem menos na matriz energética Portuguesa em comparação com a componente eólica e grandes hídricas.

Com a aprovação da Estratégia Nacional para a Energia 2020 (ENE 2020) pelo Conselho de Ministros, prevê-se uma aposta maior nas energias renováveis e na promoção da eficiência energética, assegurando a segurança do abastecimento energético e a sustentabilidade económica e ambiental do modelo energético nacional, contribuindo para a redução de emissões de CO2 [4].

Quanto à produção energética por FER a ENE 2020 prevê o seguinte:

• Energia eólica: Instalação de 8.500 MW de potência até 2020;

• Energia hídrica: Instalação de 8.600 MW até 2020 e implementação de um plano de ação para as mini-hídricas para o licenciamento de 250 MW;

• Solar: Instalação de 1.500 MW até 2020, atualização do Programa de Microgeração e introdução de um Programa de Minigeração;

• Ondas, geotermia e hidrogénio: implementação da zona piloto para a energia das ondas (250 MW em 2020),promoção de uma nova fileira na área da geotermia (250 MW em 2020) e exploração do potencial do hidrogénio;

• Biocombustíveis e biogás: implementação efetiva das Diretivas Europeias e das melhores práticas associadas aos biocombustíveis e exploração do potencial associado ao biogás proveniente da digestão anaeróbia de resíduos.

Figura 1.2 - Evolução da energia produzida a partir de FER terawatt horas (TWh) [4].

CAPITULO 1

__________________________________________________________________________________


É esperado que com a ENE 2020 seja reduzida a dependência energética externa para 74% em 2020 e que 31% da energia consumida provenha de recursos renováveis [4].

1.1.1.2 - Brasil

Após os choques do petróleo de 1973, o Brasil passou a concentrar-se no desenvolvimento de fontes alternativas de energia, principalmente o etanol. As suas grandes fazendas de cana-de-açúcar ajudaram muito nesse processo. No ano de 1985, 91% dos carros produzidos funcionavam a etanol de cana. Hoje, o país mantém este índice. Esta é uma grande conquista, considerando que outros países no mundo ainda dependem muito do petróleo [5].

A participação de renováveis na produção de eletricidade no Brasil, ampliou-se em 2,6 % em 2011, atingindo os 88,9%, segundo dados preliminares do Balanço Energético Nacional 2012, realizado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) [6]. Segundo este balanço, em 2011, houve uma pequena redução, cerca de 1%, na participação das energias renováveis na Matriz Energética Brasileira, refletindo restrições na oferta da biomassa da cana (a safra caiu 9,8%). Ainda assim, a participação de renováveis manteve-se no elevado patamar de 44,1%, muito acima da média mundial, de 13,3% conforme a Agência Internacional de Energia [6]. A capacidade instalada de energia solar fotovoltaica no Brasil é considerada irrisória tendo em conta o potencial do país nessa vertente. Segundo estudos desenvolvidos pelo Instituto de Eletrotécnica e Energia da Universidade de São Paulo em 2010, o Brasil tinha cerca de 20 Megawatts (MW) de capacidade instalada para geração de energia fotovoltaica em sistemas isolados, que são empregados em bombeamentos de água e eletrificação rural, em áreas na Amazônia, no Norte e no Nordeste do país.

Em agosto de 2011 foi instalada no Ceará a primeira central solar fotovoltaica a produzir eletricidade em escala comercial no Brasil. Esta central inicialmente produzia 1 MWh de energia, foi aumentada a capacidade no primeiro semestre de 2012 para mais 1 MWh, produzindo atualmente 2 MWh de energia [7].

O potencial da energia eólica no Brasil é mais intenso de junho a dezembro, coincidindo com os meses de menor intensidade de chuvas. Isso coloca o vento como uma potencial fonte suplementar de energia gerada por hidroelétricas. O potencial técnico do Brasil para a energia eólica é de 143 Gigawatts (GW). A Associação Brasileira de Energia Eólica e o governo definiram a meta de alcançar 10 GW de capacidade de energia eólica até 2020.

Em 14 de dezembro de 2009, cerca de 1.800 MW foram contratados com 71 centrais de energia eólica, programados e entregues em julho de 2012. Considerando o potencial eólico instalado e os projetos em construção para entrega até 2013, o país atingirá no final de 2013 a marca dos 4.400 MW. Em 2014 espera-se atingir uma capacidade instalada de 7.000 MW [4]. Segundo dados preliminares do Balanço Energético Nacional 2012, realizada pela EPE, no ano de 2011 houve uma expansão da geração eólica de 24,3%, e prevê-se um aumento mais expressivo nos próximos anos. Atualmente a energia produzida por via eólica representa 0,5% da matriz energética Brasileira [6].

A hidroeletrica de Itaipu, construída em 1974 sobre o Rio Paraná, é atualmente a maior central hidroeletrica do mundo em geração de energia. Com 20 unidades geradoras e 14.000 MW de potência instalada, fornece 16,4% da energia consumida no Brasil e abastece

INTRODUÇÃO

__________________________________________________________________________________ 6

71,3% do consumo paraguaio. Atualmente à energia elétrica produzida através de centrais hidroelétricas representam 81,9% da matriz energética do Brasil [6]. O ano de 2011 apresentou condições hidrológicas favoráveis, o que assegurou um aumento de 6,2% na produção hidroelétrica.

O Brasil é um dos maiores produtores de etanol do mundo e é o maior exportador deste combustível. Em 2008, o Brasil produziu 454.000 barris/dia de etanol, contra 365.000 em 2007. Toda a gasolina no Brasil contém etanol, misturada com níveis variando de 20 a 25%. Mais da metade de todos os carros no país são do tipo flex-fuel, o que significa que podem funcionar com 100% de etanol ou com uma mistura de etanol e gasolina. Segundo a Petrobras, o etanol é responsável por mais de 50% da procura atual de combustíveis de veículos leves e a empresa espera que aumente para mais de 80% em 2020. O Brasil é o maior exportador de etanol do mundo, controlando mais de 90% do mercado mundial de exportação [5].

A energia produzida através da biomassa representa atualmente 6,6% da matriz energética do Brasil. O recente interesse na conversão de biomassa em eletricidade vem não só do seu potencial como também do seu baixo custo, do fornecimento de energia para comunidades indígenas e ainda pelo seu potencial de benefícios ambientais e de desenvolvimento [6].

1.1.1.3 - Angola

Angola é um país que apresenta um baixo consumo per-capita de energia elétrica com cerca de 140 kWh/por habitante, o que a coloca atrás da média de consumo per-capita em África.

Apesar do enorme potencial hídrico que tem, deste abril de 2011 que Angola enfrenta as maiores secas dos últimos 5 anos. A falta de chuva tem sido a grande causa deste grande problema, que diminui o nível e o caudal do maior rio de Angola, o rio Kwanza, que fornece energia elétrica às províncias de Malange, Kwanza-Norte e Sul, Bengo, Uíge e a capital do país Luanda, que detém 75% do fornecimento da barragem de Capanda. Vários são os rios que neste momento estão a secar, como por exemplo o rio Dande na província do Bengo que fornece água à barragem das Mabubas que fornece energia para Luanda e a zona norte da província incluído o município de Ambriz e também a localidade da Baía da Musserra, no sul da província do Zaire. Não obstante a estiagem que o país enfrenta, o quadro atual é ainda caracterizado por um baixo aproveitamento hídrico (Tabela 1.1) [8].

Tabela 1.1 - Potencialidades Energéticas das Principais Bacias Hidrográficas de Angola [9].

Bacia

Área da bacia (Km 2)

GWh/Ano Garantida Média

Lucala 22854 4980 6000

Alto Kwanza 92997 2455 2986

Médio Kwanza 29000 26200 31400

Longa 23320 4796 6033

Keve 23000 11786 14780

Balombo 17270 3488 4135

Catumbela 16640 10660 12800

Cunene 128600 6525 6616

Cubango 148860 592 1376

Total 502541 71182 86126

CAPITULO 1

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Com este aproveitamento anual, indicado na Tabela 1.1, estima-se que em Angola apenas 30% da população tem acesso a energia elétrica, sendo que, dentro destes consumidores, 70% vivem na capital do país [8].

A posição geográfica de Angola, associada aos inúmeros recursos naturais que o país possui, é bastante favorável ao uso de novas e renováveis fontes de energia. Das várias tecnologias existentes destacamos a Energia Solar, a Energia Eólica e a Energia da Biomassa. Face a este grande potencial, a partir de 2009 foi feita a aposta nas tecnologias de energias renováveis para satisfazer as necessidades de eletricidade nas zonas rurais.

Em 2010 iniciou-se o programa nacional de implementação de sistemas solares fotovoltaicos para eletrificação de infraestruturas sociais, nomeadamente escolas, centros médicos e edifícios administrativos. A 1.ª fase deste projeto terminou em junho de 2011 com a instalação de 63 sistemas, com potências entre os 3 e os 5 kWp, nas províncias do Bié, Kuando Kubango, Malange e Moxico. A 2.ª fase iniciou-se com o lançamento do concurso para a instalação de 244 sistemas em 47 localidades distribuídas por 12 Províncias: Bengo, Bié, Huíla, Huambo, Kuando Kubango, Luanda, Lunda Norte, Lunda Sul, Malange, Moxico, Uíge e Zaire [10].

Ainda não se conhece de forma sustentada o potencial eólico de Angola. Os dados recentes existentes são dados da Província do Namibe. Da avaliação energética feita durante o período de 01 de junho de 2009 a 01 de junho de 2010, na Província do Namibe, a velocidade média do vento obtida por um sensor colocado a 40 m de altitude é de 5,20 m/s [10].

Em função do potencial eólico identificado e tendo em vista o desenvolvimento da Indústria Pesqueira na Província do Namibe, prevê-se, a partir de 2012, a construção de um Sistema Híbrido de 30 MW (4,2 MW Solar, 23,8 MW Eólico e 2 MW Térmico) na Baía dos Tigres e a construção de um Parque Eólico de 100 MW no município do Tômbwa [10].

Por outro lado está em curso o desenvolvimento de projetos de Biomassa, tanto de resíduos florestais como de resíduos sólidos urbanos (orgânicos). Com este projeto prevê-se a utilização de bagaço da cana do açúcar para produzir energia elétrica.

Entre os três países analisados, Angola é o que apresenta menor aproveitamento de energia de fontes renováveis. O quadro atual das energias renováveis em Angola é em parte resultado do longo conflito armado que o país viveu e também pela não aposta clara na implementação de políticas concretas e objetivas com vista à diversificação nacional da produção de energia, o que passa obrigatoriamente por uma aposta nacional nas energias renováveis.

1.2 Objetivos

1.2.1 Objetivos Gerais

Face às potencialidades de Angola em relação à exploração de energias renováveis, nomeadamente as de origem fotovoltaica e eólica, este Projeto tem como objetivos gerais demonstrar a importância deste tipo de aproveitamento energético na diversificação da produção de energia elétrica e indicar direções que permitam colmatar a deficiência de energia elétrica em zonas rurais, assim como em zonas periféricas onde não exista rede de transporte de energia. É ainda objetivo deste trabalho motivar a criação de políticas ativas de incentivo à microprodução em Angola.

INTRODUÇÃO

__________________________________________________________________________________ 8

1.2.2 Objetivos Específicos

Sendo os sistemas fotovoltaicos e as mini-turbinas eólicas as tecnologias predominantes nos actuais projetos e instalações para microprodução, o presente trabalho tem como objetivos específicos:

• Apresentar informação científica e técnica que possa ajudar os técnicos de instalação no dimensionamento de sistemas fotovoltaicos e sistemas eólicos, nomeadamente fornecendo informação especializada e justificada sobre a seleção de equipamentos;

• Apresentar alternativas complementares à produção de energia hídrica, que é forma de produção predominante em Angola;

• Apresentar um estudo que sirva de base para a determinação da tarifa de venda de energia elétrica, produzida por via fotovoltaica e eólica, em Angola.

1.3 Estrutura do Documento

O presente documento encontra-se dividido em 7 capítulos incluindo o presente.

De forma a enquadrar os objetivos do trabalho, o Capítulo 2 apresenta a regulamentação da microprodução em Portugal, Brasil e Angola, à luz da legislação existente atualmente nestes três países. É ainda efetuada uma síntese sobre os indicadores de viabilidade económica de um projeto de investimento, que servirá de referência para a análise das propostas a detalhar no Capítulo 5 e no Capítulo 6.

O Capítulo 3 é dedicado à tecnologia fotovoltaica, com destaque para a forma como deve ser aproveitada a energia proveniente do sol para garantir uma elevada eficiência.

No Capítulo 4 são abordados os aspetos científicos e tecnológicos associados ao aproveitamento da energia eólica e dos sistemas de microprodução que transformam a energia do vento em energia elétrica.

O Capítulo 5 concretiza na prática os conceitos expostos no Capítulo 2 e no Capítulo 3, apresentando um dimensionamento de um sistema fotovoltaico, incluindo uma análise económica do projeto.

O Capítulo 6 é dedicado ao dimensionamento e avaliação económica de um projeto eólico. Com esse objetivo foram aplicados os conceitos expostos no Capítulo 2 e no Capítulo 4.

Finalmente, no Capítulo 7 é apresentada a conclusão do Trabalho de Projeto, sendo ainda propostas algumas direções para trabalho futuro.

CAPITULO 2

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2 REGULAMENTAÇÃO DA MICROPRODUÇÃO

O maior ou menor enfoque nas energias renováveis passa necessariamente pela existência ou na inexistência de regulamentação neste sector de atividade. Neste âmbito, o presente capítulo descreve em termos gerais a regulamentação da microprodução existente nos três países em análise, a saber Portugal, Brasil e Angola.

2.1 Regulamentação da microprodução em Portugal, Brasil e Angola

2.1.1 Portugal

A microprodução de eletricidade, como atividade de produção de eletricidade em baixa tensão com possibilidade de entrega de energia à rede elétrica pública, foi regulada pelo DL n.º 68/2002 de 25 de Março. Este Decreto-Lei previa que a eletricidade produzida se destinasse predominantemente a consumo próprio, sendo o excedente passível de ser entregue a terceiros ou à rede pública, com o limite de 150 kW de potência, no caso de a entrega ser efetuada à rede pública.

Atualmente, a miniprodução em Portugal é regulada pelo Decreto-Lei n.º 363/2007, de 2 de Novembro, alterado e republicado pelo DL n.º 118-A/2010, de 25 de Outubro, e pelo DL n.º 34/2011, de 8 de Março [11].

Até à entrada em vigor do DL nº 363/2007 de 2 de Novembro, os consumidores privados ou empresariais que pretendessem gerar a sua própria energia elétrica, precisavam de um sistema de baterias para armazenar o seu excesso de produção. A nova legislação passa a permitir que os microprodutores vendam o excesso de energia à rede pública. Assim, não só a instalação de um sistema de microprodução passa a ter menos custos de instalação, como permite também uma transação vantajosa para o cliente, que em certas situações pode vender a eletricidade mais cara do que a compra à rede.

O DL n.º 118-A/2010, de 25 de Outubro, simplifica o regime jurídico aplicável à produção de eletricidade por intermédio de instalações de pequena potência, designadas por unidades de microprodução, e procede à segunda alteração ao DL n.º 363/2007 de 2 de Novembro, e à segunda alteração ao DL nº 312/2001, de 10 de Dezembro.

Com a entrada em vigor do DL n.º 34/2011, para se ser produtor é necessário consumir uma quantidade de eletricidade igual ou superior a metade da eletricidade que se pretende produzir e não se pode injetar na rede elétrica mais do que metade da potência contratada para consumo com o fornecedor de eletricidade [11].

A energia produzida por um sistema de microprodução é integralmente vendida à EDP (ou a outro comercializador), a um preço que depende da tecnologia de produção empregue e da tarifa bonificada que vigorar na altura do registo da instalação. A portaria n.º 284/2011 estabeleceu para 2012 uma tarifa (Tabela 2.1) bonificada de referência de 0,326 €/kWh para o primeiro período (8 anos) e 0,185 €/kWh para o período seguinte (7anos), aplicável aos primeiros sistemas que foram registados, até se perfazer a quota de 10MW a nível nacional. A cada ano que passa a tarifa é reduzida para 0,02 €/kWh por ano. Além disso, haverá limites à

REGULAMENTAÇÃO DA MICROPRODUÇÃO

__________________________________________________________________________________ 10

eletricidade vendida de 2,4 MWh/ano, no caso da energia solar e eólica, e de 4 MWh/ano para as restantes energias.

Tabela 2.1 - Tarifa de remuneração da microprodução para diferentes tecnologias [12].

Tecnologia de produção % da tarifa de referência Valor em 2012

Solar 100 0,326 €/kWh Eólica 80 0,261 €/kWh Hídrica 40 0,130 €/kWh

Cogeração e Biomassa 70 0,228 €/kWh

Pilhas de combustível hidrogénio Proveniente de microprodução

renovável.

Percentagem referente ao tipo de energia utilizada na produção de

hidrogénio.

O valor pago pela eletricidade depende do regime escolhido pelo produtor: geral ou bonificado. No regime geral, o preço depende apenas das condições do mercado não havendo interferência do Governo, já no regime bonificado o preço depende das fontes de energia usadas pela microprodução [11].

Após os primeiros quinze anos da instalação a tarifa de venda será, em cada ano, igual à tarifa de compra de eletricidade em baixa tensão. A qualquer momento o microprodutor pode optar por passar do regime bonificado para o regime geral, o que poderá ser vantajoso após alguns anos, caso o preço de consumo de eletricidade aumente para um valor superior ao da tarifa em vigor.

2.1.1.1 - Acesso ao regime geral

Para aceder ao regime geral a potência de ligação terá um máximo de 5,75 kW, limitada a 50% da potência contratada, sendo esta condição apenas aplicável em instalações não integradas em condomínios. A tarifa de venda de eletricidade será igual ao custo da eletricidade fornecida à instalação de consumo pelo comercializador de último recurso.

2.1.1.2 - Acesso ao regime bonificado

Podem ter acesso ao regime bonificado todos os particulares, empresas e demais entidades que tenham unidades de microprodução até ao limite de 3,68 kW de potência de ligação ou no caso dos condomínios, a 11,04 kW integrando 6 ou mais frações com instalações trifásicas, desde que este valor não ultrapasse 50 % da potência contratada para consumo. Além disso, têm de produzir energia de fonte solar, eólica, biomassa ou hídrica. Deverão ainda existir, pelo menos, 2 m2 de coletores solares térmicos para aquecimento de águas, ou uma caldeira de biomassa com produção anual térmica equivalente.

Para passar a ser microprodutor, o consumidor tem que se inscrever no Sistema de Registo de Microprodução (SRM), a plataforma eletrónica por meio da qual a Direção Geral de Energia e Geologia (DGEG) recebe as candidaturas [13].

2.1.1.3 - Incentivos

A microprodução beneficia de diversos incentivos fiscais que contribuem significativamente para aumentar a rentabilidade do investimento:

CAPITULO 2

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• Os custos com equipamentos novos para unidades de microprodução são dedutíveis

em 30% até um valor máximo de 777€;

• Os rendimentos resultantes da atividade de microprodução estão isentos de tributação em IRS para valores inferiores a 5.000€;

• Para efeitos de IRC, o valor máximo da taxa de reintegração e amortização aplicável é de 25%, permitindo às empresas que invistam em equipamento solar amortizar o investimento em quatro anos [14].

2.1.2 Brasil

A atividade de microprodução e miniprodução com ligação à rede pública, no Brasil, só foi regulamentada em Maio de 2012. Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), esta regulamentação permite viabilizar a microprodução (até 100kW de potência) e a miniprodução (de 100 kW e 1MW) de energia por fontes renováveis no País. As regras de microprodução são válidas para instalações hidráulicas, eólicas, solares, de biomassa ou de cogeração qualificada com até 1MW [15].

O regulamento prevê que a eletricidade produzida se destine predominantemente a consumo próprio, sendo o excedente passível de ser entregue à rede pública. Ao ser entregue à rede pública, o excedente de energia é transformado em crédito que serve para compensar o consumo de energia dos meses subsequentes. Os créditos poderão ser utilizados num prazo de 36 meses e as informações aparecem na fatura do consumidor, a fim de que ele saiba o saldo de energia e tenha o controlo sobre a sua fatura.

Os órgãos públicos e as empresas com filiais que optarem por participar no sistema de compensação, também poderão utilizar o excedente produzido numa de suas instalações para reduzir a fatura de outra unidade [15].

O consumidor é responsável pela conexão do sistema de produção à rede e pela adequação dos equipamentos.

2.1.2.1 - Incentivos

O microprodutor ou miniprodutor é responsável inicialmente pelos custos dos equipamentos. Após a conexão, a própria distribuidora será responsável pela manutenção, incluindo os custos de eventual substituição.

Aumento de 50% para 80% de desconto na Tarifa de Uso dos Sistemas Elétricos de Transmissão (TUST) e na Tarifa de Uso dos Sistemas Elétricos de Distribuição (TUSD) para centrais solares térmicas de até 30MW. O benefício é válido para projetos que entrem em operação comercial até 31 de dezembro de 2017. Além disso, o desconto só será aplicado nos dez primeiros anos de funcionamento do empreendimento. Após esse período, a percentagem volta para 50% [16].

2.1.3 Angola

A atividade e a regulamentação da microprodução em Angola são inexistentes. Isto porque só em 2009 o país associou à sua política energética a produção por via de fontes renováveis


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com vista a descentralizar a produção, eletrificar o país e assumir os compromissos internacionais assinados sobre a redução de CO2.

Ao nível do Ministério da Energia e Águas criou-se a Direção Nacional para as Energias Renováveis (DNER), que tem como objetivo fazer a promoção, o desenvolvimento e a implementação de projetos e programas de energias renováveis a nível do País. A DNER é composta pelo departamento de Energias Alternativas e o de Biomassa [8].

Neste momento está em curso o processo de troca de experiências com vários países, entre os quais Portugal, Brasil, Alemanha e Africa do Sul, para o auxílio na elaboração de Instrumentos Jurídicos que assegurem a massificação das tecnologias de energias renováveis, bem como a elaboração de um livro azul sobre as mesmas [8].

Face à ausência de um quadro legal que regule a atividade de microprodução em Angola, e face aos objectivos deste trabalho, foi considerado neste Projecto, no que se refere à análise da tarifa de venda a aplicar, que assegure o retorno de investimento, que o acesso ao regime geral e ao regime bonificado é igual ao praticado em Portugal. A razão da escolha de Portugal deve-se ao fato de existir em Portugal uma tarifa de venda da energia produzida por FER, ao contrário do Brasil, onde o que existe é um sistema de créditos, baseado no excesso de energia injetada na rede pública.

2.2 Indicadores de viabilidade económica

Na criação de um investimento em microprodução e não só, é imperiosa a realização de um estudo de viabilidade económica, pois só assim se saberá se vale a pena investir num determinado projeto e qual deverá ser o período de recuperação do investimento.

Nesta Secção são apresentados alguns indicadores que permitem posteriormente auxiliar no estudo de viabilidade económica com vista a determinar o preço de venda em kWh da eletricidade produzida, por via fotovoltaica e eólica em Angola, considerando um regime geral e bonificado igual ao que existe em Portugal.

A viabilidade económica de um projeto está consubstanciada na análise dos seguintes indicadores:

2.2.1 Valor Atualizado Líquido (VAL)

O VAL é o valor líquido adicional atualizado, resultante da implementação e exploração de um projeto durante um determinado período de tempo correspondente à sua vida útil.

A Equação 2.1 permite calcular o valor do VAL de um investimento.

= ∑ çã

- ∑

Onde:

(2.1)

CAPITULO 2

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t corresponde ao tempo de vida útil do projeto;

i corresponde ao ano de exploração do projeto;

TA corresponde a Taxa de Atualização do projeto.

Para poder decidir investir com base no critério do VAL é preciso ter em atenção o seguinte:

• VAL> 0: Significa que o projeto remunera o capital investido a uma determinada taxa TA, recupera o investimento inicial, e gera um excedente correspondente ao VAL;

• VAL = 0: O projeto remunera o capital investido à taxa TA que é o limiar mínimo a partir do qual o promotor se motiva para investir no projeto e permite recuperar o investimento inicial, mas não gera um excedente;

• VAL <0: O projeto não remunera o investimento feito, logo é de rejeitar.

E interessante notar que, quanto maior for a TA considerada no calculo do VAL, menor será o VAL obtido, uma vez que se está a exigir uma maior rendibilidade ao projeto de investimento. Num projeto de investimento em energias renováveis, a escolha de equipamentos eficientes permite aumentar o valor do VAL do investimento, na medida em que os equipamentos eficientes reduzem as perdas de energia no sistema.

2.2.2 Taxa interna de rendibilidade (TIR)

A taxa interna de rendibilidade é a taxa de atualização para a qual o VAL de um projeto é nulo ou seja, o projeto permite apenas recuperar o capital investido.

Este indicador é determinado a partir da Equação 2.2.

∑ çã

- ∑

= 0

A obtenção da TIR superior à taxa de atualização considerada no cálculo do VAL significa que o projeto consegue gerar uma taxa de rendibilidade superior ao custo de oportunidade do capital, pelo que estamos, em princípio, perante um projeto economicamente viável. Já o contrário, quer dizer que a rendibilidade mínima exigida não é alcançada [17].

2.2.3 Período de Recuperação do Investimento (PRI) ou Payback

E o período de tempo necessário para recuperar o capital investido durante o período de exploração do projeto.

A Equação 2.3 permite calcular este indicador.

= ∑

çã

(2.3)

(2.2)


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Aceita-se o projeto quando PR for inferior ao período de vida útil do projeto.

Normalmente num projeto de investimento em energia fotovoltaica e eólica o Payback é obtido entre os 6 e os 8 anos de exploração.

CAPITULO 3

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3 APROVEITAMENTOS DE ENERGIA FOTOVOLTAICA

Associado à regulamentação das energias renováveis está a utilização das tecnologias que permitem a conversão de energia a partir de fontes renováveis. Para a exploração da energia solar, têm sido desenvolvidas tecnologias quer para a energia térmica, quer para a energia fotovoltaica, que serão alvo de desenvolvimento neste capítulo, através de um breve estudo do sol e das tecnologias das aplicações fotovoltaicas.

3.1 Radiação Solar

O Sol fornece energia na forma de radiação, que é a base de toda a vida na Terra. No centro do Sol, a fusão transforma núcleos de hidrogénio em núcleos de hélio. Durante este processo, parte da massa é transformada em energia. O Sol é assim um enorme reator de fusão.

Devido à grande distância existente entre o Sol e a Terra, apenas uma mínima parte (aproximadamente duas partes por milhão) da radiação solar emitida atinge a superfície da Terra. Esta radiação corresponde a uma quantidade de energia de 1x1018 kWh /ano [18].

A quantidade de energia solar que atinge a superfície terrestre mostra-se dez mil vezes superior à energia consumida na Terra. Deste modo, aproveitando 0,01% da energia solar, conseguir-se-ia satisfazer a procura energética total da Humanidade [18].

A Figura 3.1 mostra a irradiação solar com os efeitos da atmosfera e seus agentes.

Figura 3.1- Espectro da radiação solar [15].

Nesta figura podemos ver que a banda visível do espectro representa metade da energia da radiação e é refletida por interação com as moléculas gasosas e pó. Na presença de nuvens dá-se a reflexão de cerca de 80% da energia. A radiação infravermelha é absorvida pelo vapor de

APROVEITAMENTOS DE ENERGIA FOTOVOLTAICO

__________________________________________________________________________________ 16

água e o CO2, justificando assim a sua diminuição com a entrada na atmosfera. A pequena quantidade de energia da radiação ultravioleta é eliminada pela camada de ozono.

3.1.1 Distribuição da radiação solar

A atmosfera reduz a radiação solar através da reflexão, absorção (ozono, vapor de água, oxigénio, dióxido de carbono) e dispersão (partículas de pó, poluição). O nível de irradiância na Terra atinge um total aproximado de 1.000 W/m2 ao meio-dia, em boas condições climatéricas, independentemente da localização. Ao adicionar a quantidade total da radiação solar que incide na superfície terrestre durante o período de um ano, obtém-se a irradiação global anual, medida em kWh/m2 [18]. Este parâmetro vária de um modo significativo com as regiões.

A Figura 3.2 mostra o mapa da irradiação global diária nos países africanos.

Figura 3.2 - Distribuição média da irradiação global diária por regiões em Wh/m2 [20].

Como se pode observar na Figura 3.2 a região Africana tem sol praticamente o ano inteiro o que torna o solo africano propício para fontes inovadoras que utilizam a radiação solar.

A irradiação média anual em Angola varia entre os 2.000 e 2.400 kWh/m2/ano, estes valores são significativamente superiores a média anual registada em Portugal que varia entre 1.300 kWh/m2 e os 1.800 kWh/m2 e ligeiramente superiores aos valores anuais registados no Brasil que variam entre os 1.200 e 2.400 kWh/m2/ano [8][18][21].

Decorrente da forte incidência solar em diversos países Africanos, calcula-se que, se apenas 2% da área do deserto do Saara fossem ocupados por painéis solares, séria possível suprir toda a demanda energética do planeta [22].

CAPITULO 3

__________________________________________________________________________________


3.1.2 Radiação direta e difusa

A luz solar que atinge a superfície terrestre, é composta por uma fração direta e por uma fração difusa. A radiação direta vem segundo a direção do Sol, produzindo sombras bem definidas em qualquer objeto. Por outro lado, a radiação difusa é originada pelos raios não diretos e dispersos pela atmosfera. Esta forma de radiação depende essencialmente das nuvens e apresenta-se muito variável com o tempo tal como mostra a Figura 3.3. A radiação global será resultante da soma das radiações direta e difusa [18].

3.1.3 Posição do sol

O conhecimento exato da localização do Sol, é necessário para determinar os dados de radiação e a energia produzida pelas instalações solares. A localização do Sol pode ser definida em qualquer local, pela sua altura e pelo seu azimute. No campo da energia solar, o Sul é referido geralmente como α = 0°. O símbolo negativo é atribuído aos ângulos orientados a Leste (Leste: α = - 90°) e o símbolo positivo aos ângulos orientados a Oeste (Oeste: α = 90°). A Figura 3.4 ilustra os ângulos solares.

Figura 3.4 - Representação dos ângulos segundo as técnicas solares [18].

Figura 3.3 - Luz solar no seu percurso através da atmosfera [23].


__________________________________________________________________________________ 18

Contudo, na arquitetura e na construção, o ângulo de azimute é 0o, referindo-se ao Norte. Os restantes ângulos surgem no sentido dos ponteiros do relógio (Leste: α= 90°; Sul: α = 180°; Oeste: α = 270° [18].

3.1.3.1 – Altura do sol

A posição da Terra em relação ao Sol exibe quatro posições características: dois equinócios e dois solstícios. Qualquer um deles representa a passagem para uma nova estação do ano.

Na Figura 3.5 observa-se a variação da altura do sol ao longo do ano.

Figura 3.5 - Variação da altura do Sol [23].

Na Figura 3.5 observa-se que altura do Sol varia de um ângulo de ± 23,5o, nos dias de

equinócios e ±23° 27' nos dias de solstícios. Estas duas situações são antagónicas nos dois hemisférios ou seja, + 23° 27' no solstício de Junho (Verão do hemisfério norte) e - 23° 27' no solstício de Dezembro (Verão do hemisfério sul) [23].

3.1.3.2 - Massa de Ar

A massa de ar da atmosfera terreste tem efeitos na radiação solar. O ângulo de incidência dos raios solares através da atmosfera terrestre faz com que os raios tenham um trajeto com maior ou menor massa de ar atravessada, variando esta com a declinação da terra face ao Sol [23]. A relação entre a posição do Sol () e a Massa de ar, é determinada a partir da Equação 3.1.

=

Neste contexto, AM = 1 quando a posição do Sol é perpendicular (= 90°). Isto corresponde à posição solar no equador ao meio dia, no início da Primavera ou do Outono.

3.1.4 Radiação solar em planos inclinados

A radiação solar é sempre maior numa área que se estende perpendicularmente em relação aos raios solares, do que numa área horizontal das mesmas dimensões. Uma vez que o azimute e a

3.1

CAPITULO 3

__________________________________________________________________________________


altura solar mudam ao longo do dia e do ano, o ângulo de incidência da radiação solar varia constantemente na maior parte das áreas potenciais ao aproveitamento da energia solar. A análise da radiação anual ajuda a equacionar a conveniência das áreas existentes, tendo em conta o seu aproveitamento solar [18].

A orientação da instalação solar, tem por resultado diferentes níveis de irradiação. Em Portugal, a orientação ótima de uma instalação é a direção Sul, com um ângulo de 35ode inclinação. Neste caso, o nível de irradiação é quinze por cento maior do que numa área horizontal (ângulo de inclinação: β = 0) [18]. Em Angola a orientação ótima de uma instalação é a direção Norte, com um ângulo de 14o [20].

A construção de instalações solares em telhados inclinados, com orientações diferentes da posição ótima, traduz-se numa menor produção de energia devido à redução da radiação. Por outro lado, a boa visibilidade da instalação solar tem um papel vital para a decisão final sobre a construção da fachada com este material.

3.1.5 Instrumentos de medição da radiação Solar

A medição da radiação solar pode ser efetuada com piranómetros, sensores fotovoltaicos ou indiretamente através da análise das imagens de satélite.

3.1.5.1 – Piranómetro

Os piranómetros (Figura 3.6) são instrumentos de medição de elevada precisão, que medem a radiação solar num plano horizontal. Compõem-se principalmente de duas semiesferas de vidro, um prato de metal preto que é usado como superfície absorvente, os termo-elementos e uma concha de metal branco. A radiação solar atravessa o vidro semiesférico, incidindo perpendicularmente sobre a superfície absorvente, aquecendo-a. Uma vez que o aquecimento depende diretamente da irradiação, esta pode ser calculada recorrendo à diferença de temperatura do metal branco e a superfície absorvente. Para calcular esta diferença de temperatura é utilizado uma fila de termo-elementos, dispostos em paralelo, que geram uma tensão proporcional à diferença de temperatura [18].

A tensão medida e o respetivo fator de calibração do voltímetro, permitem determinar imediatamente a quantidade de radiação global. Quando a radiação direta está escudada por uma banda sombreadora, é possível medir a radiação difusa.

Este equipamento é ligeiramente inerte, pelo que as mudanças rápidas da radiação (devidas, por exemplo, à céus cobertos com intervalos de Sol), são registadas de um modo insuficiente. Durante largos períodos de medição, pode alcançar-se uma precisão média de 0,8 % por ano.


__________________________________________________________________________________ 20

Figura 3.6 - Piranómetro [24].

3.1.5.2 – Sensor Fotovoltaico

Um sensor fotovoltaico (Figura 3.7) consiste numa célula solar, que fornece uma corrente elétrica proporcional à irradiância solar. Contudo, certas partes da radiação solar não são medidas com total precisão devido à sensibilidade espectral. A radiação infravermelha de onda longa, não pode ser medida por uma célula solar. Alcança uma precisão média de medida de 2 % a 5 % por ano, conforme a calibragem e a estrutura do sensor [18].

Figura 3.7 - Sensor Fotovoltaico [18].

3.2 A célula fotovoltaica

Fotovoltaico significa a transformação direta da luz em energia elétrica, recorrendo-se a células solares. Neste processo, são utilizados materiais semicondutores como o silício, o arsenieto de gálio, telurieto de cádmio ou disselenieto de cobre e índio. A célula de silício cristalina é a mais comum. Atualmente, cerca de 95 % de todas as células solares do mundo são de silício [18].

O material utilizado nas células solares deve ser da maior pureza possível. Isto pode ser conseguido através de sucessivas etapas na produção química. Até aos dias de hoje, os fabricantes de células solares têm obtido, na sua maior parte, o material purificado do desperdício da indústria eletrónica de semicondutores.

CAPITULO 3

__________________________________________________________________________________


3.2.1 Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica

O modelo equivalente de uma célula de silício, pode ser descrito através do circuito elétrico representado na Figura 3.8.Este é o modelo ideal para uma célula fotovoltaica.

Figura 3.8 - Circuito equivalente (I) ideal de uma célula fotovoltaica [25].

Analisando a Figura 3.9 chega-se à conclusão que a corrente que atinge a carga é calcula a partir da Equação 3.2.

() = −

A corrente do díodo é determinada pela Equação 3.3.

= ×

×× − 1

representa a corrente que atravessa o díodo;

representa a corrente inversa máxima de saturação do díodo;

V representa a tensão aos terminais da célula;

T representa a temperatura de funcionamento da célula em Kelvin;

K representa a constante de Boltzman (1,38×10-23 J/K);

q representa a carga do eletrão (1,6×10-19 C);

m representa o fator de idealidade do díodo (díodo ideal: m=1;díodo real: m>1).

Deste modo a corrente que atravessa a carga é determinada a partir da Equação 3.4.

() = − ×

×× − 1 O circuito equivalente de uma célula pode ser representado por um modelo mais complexo mas entretanto mais exato que o anterior modelo. Este modelo inclui as resistências e

(3.2)

(3.3)

(3.4)


__________________________________________________________________________________ 22

que modelizam respetivamente as perdas de tensão e de corrente, e se mostram responsáveis pelo abatimento da curva característica da célula solar. É de salientar que neste circuito se apresenta muito maior que . A figura 3.9 ilustra o modelo em questão.

Figura 3.9 - Circuito equivalente (II) de uma célula fotovoltaica [25].

A corrente que circula na carga é determinada a partir da Equação 3.5.

= − − = − ×××× − 1 −×

3.3 Tecnologias fotovoltaicas

As tecnologias de construção de células fotovoltaicas podem dividir-se em três gerações que a seguir se descrevem.

3.3.1 Primeira geração

A primeira geração corresponde às células de silício cristalino. Estas células solares cristalinas são compostas por silício. Para a obtenção do silício, em primeiro lugar é necessário separar o oxigénio não desejado do dióxido de silício. Para o conseguir, a areia de sílica é aquecida e fundida num cadinho, junto com pó de carvão. Durante este processo é criado o silício metalúrgico, com uma pureza de 98 %. No entanto, 2 % de impurezas no silício é demasiado para aplicações eletrónicas. É apenas admissível um bilionésimo por cento.

Após se atingir a percentagem de impureza desejada, o silício de elevada qualidade pode agora ser processado de diferentes modos, como por exemplo para produzir células monocristalinas ou células policristalinas.

3.3.1.1 - Células de silício monocristalino

Estas células (Figura 3.10) constroem-se a partir de barras cilíndricas de silício monocristalino, obtidas em fornos especiais, serrados em bolachas com espessuras de 0,4 a 0,5 mm. Este tipo de célula é obtido de um único cristal.

(3.5)

CAPITULO 3

__________________________________________________________________________________


O processo de cristalização é ainda complexo e caro. O método mais utilizado é o Czochralski, que consiste em fundir os lingotes de silício policristalino pelo método da indução eletromagnética, arrefecendo depois de forma lenta, o que leva à homogeneização do cristal monocristalino de silício para ser depois cortado em finas bolachas [23]. A eficiência destas células vária de 15 a 18 %.

3.3.1.2- Células de silício policristalino

A célula de silício policristalino (Figura 3.11) é uma célula produzida a partir de lingotes de silício obtidos por fusão de silício puro, em moldes especiais, arrefecidos lentamente. Neste processo, os átomos organizam-se em cristais, formando uma estrutura policristalina, com espaços de separação entre os cristais. Os lingotes são depois cortados em finas bolachas, para constituírem as células fotovoltaicas. Estas células apresentam uma espessura de 0,3 mm e uma eficiência que varia de 13 a 15 %.

3.3.1.3 - Células Power

São células constituídas por pastilhas policristalinas produzidas por fundição de lingotes. São posteriormente tratadas num processo estrutural mecânico. São polidos sulcos em ambos os lados (anterior e posterior) da pastilha de silício, recorrendo a uma fresadora com uma lâmina de rotação rápida. As partes polidas de ambas as faces, são colocadas em posição retângular

Figura 3.10 - Célula quadrada de silício monocristalino [26].

Figura 3.11 - Célula de silício policristalino [26].


__________________________________________________________________________________ 24

umas em relação às outras. As células power podem também ser produzidas com duas faces foto-sensíveis. São células com 10 % de eficiência e 0,3 mm de espessura [18].

3.3.1.5 – Células de silício policristalino EFG

O processo EFG, foi utilizado na produção industrial em série durante muitos anos. Um corpo de forma octogonal feito em grafite é imerso no banho de silício e retirado de seguida. O resultado são tubos octogonais de 5,6 m de comprimento, com uma largura lateral de 10 cm e uma espessura média da parede de 0,28 mm. As pastilhas prontas para ser usadas, são cortadas dos oito lados do Octógono. Deste modo, perde-se menos de 10 % do material. Após a contaminação do material com fósforo e a união da camada de contacto posterior, as pastilhas são equipadas com contactos elétricos no lado frontal e com uma camada de material anti-reflexão (AR). Apesar do silício EFG ser policristalino, apresenta um pequeno número de fronteiras entre núcleos e reduzidos defeitos no cristal. Por este motivo, as células assemelham-se mais a células monocristalinas na sua aparência e na sua qualidade elétrica. Este tipo de célula apresenta uma eficiência de 14 % [18].

3.3.1.6 – Células de faixa de filamentos de silício policristalino

No processo de Laminagem de Faixas, dois filamentos de carbono ou de quartzo designados por lâminas, aquecidos a altas temperaturas, são extraídos de um cadinho liso com silício fundido. O silício líquido forma uma pele entre as lâminas e cristaliza em faixas de lâminas de 8 cm de largura. Neste processo contínuo de laminagem, as lâminas são desenroladas de uma bobina e o silício em estado bruto é vertido permanentemente no cadinho, enquanto que a faixa que está a aumentar constantemente é cortada em fatias retangulares no seu extremo. Têm 0,3 mm de espessura e 12% de eficiência.

3.3.1.7 – Células de rede dendídrica de silício monocristalino

Têm um processo de produção semelhante ao da faixa de lâminas, uma pequena faixa de 5 cm de largura é extraída do banho de silício durante o método da rede dendrítica. Em vez de lâminas, é imerso um núcleo de cristal de silício no banho. Este tipo de células apresentam uma eficiência de 13% e forma retângula.

3.3.1.8 – Células Apex

As células Apex são as primeiras aplicações de um procedimento de película fina com silício cristalino, que está preparado para a produção em série. Um substrato condutivo de cerâmica, substitui a espessa pastilha de silício e é coberta num processo horizontal e contínuo com uma fina película de silício policristalino de 0,03 a 0,1 mm, como uma camada foto ativa. São assim criadas células solares em larga escala com características semelhantes às clássicas células policristalinas. São ainda necessárias elevadas temperaturas de processo (900 a 1.000 oC). No entanto, a desnecessidade de semicondutores de alta qualidade, bem como a elevada velocidade de produção, prometem obter proveitos em termos de custos. A eficiência destas células é de 9,5% [18].

3.3.2 Segunda geração

Desde a década de 90, o desenvolvimento dos processos de película fina para fabricar células solares, tornaram-se cada vez mais importantes. Os materiais usados neste tipo de células são: o Silício Amorfo (a-Si), o Deselenieto de Dobre e Índio (CIS), o Telureto de Cádmio (CdTe) e o Arsenieto de Gálio (GaAs).

CAPITULO 3

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3.3.2.1 - Células de silício amorfo

Uma célula de silício amorfo (Figura 3.12) difere das demais estruturas cristalinas por apresentar um alto grau de desordem na estrutura dos átomos. A utilização de silício amorfo para uso em fotocélulas tem mostrado grandes vantagens tanto nas propriedades elétricas quanto no processo de fabricação.

Por apresentar uma absorção da radiação solar na faixa do visível e podendo ser fabricado mediante deposição de diversos tipos de substratos, o Silício Amorfo vem-se mostrando uma forte tecnologia para sistemas fotovoltaicos de baixo custo [26].

Figura 3.12 - Células de silício amorfo [18].

Mesmo apresentando um custo reduzido na produção, o uso de silício amorfo apresenta a desvantagem de ter uma baixa eficiência de conversão que varia de 5 a 8% comparada com às células mono e policristalinas de silício e são afetadas por um processo de degradação logo nos primeiros meses de operação, reduzindo assim a eficiência ao longo da vida útil [26].

3.3.2.2 - Células CIS

Ao contrário do silício amorfo, as células solares CIS não são susceptíveis de se degradarem com a indução da luz. Contudo, apresentam problemas de estabilidade nos ambientes quentes e húmidos, pelo que deve ser garantida uma boa selagem contra a humidade.

O módulo CIS constitui atualmente a mais eficiente de todas as tecnologias de película fina, tendo uma eficiência que varia de 7,5 a 9,5 %.

3.3.2.3 - Células CdTe

Células solares CdTe são fabricadas sobre um substrato de vidro, com uma camada de condutor transparente normalmente Óxido de Estanho Índio (OTI) como contacto frontal. É revestido com uma camada transparente CdS do tipo n (que é tão fina quanto possível), antes de ser revestido com a camada absorvente Cd Te do tipo p. São utilizados processos simples de fabrico como a impressão em tela, a disposição galvânica ou a pirólise pulverizada. Este tipo de células apresenta uma eficiência de 6 a 9% [18].

3.3.2.4 - Célula HCI

A célula solar HCI, resulta da combinação da clássica célula solar cristalina, com uma célula de película fina. Consiste em silício cristalino e amorfos associados a uma película fina adicional não contaminada (camada fina intrínseca). Uma pastilha monocristalina forma o núcleo da célula HCI e é revestida em ambos os lados por uma camada fina de silício amorfo


__________________________________________________________________________________ 26

(a-Si). Como camada intermédia, uma camada ultrafina i (intrínseca) de silício, sem impurezas, liga a pastilha cristalina com cada uma das camadas de silício amorfo. Uma camada a-Si dopada com impurezas do tipo p, é depositada no lado frontal, que forma a junção p-n com a pastilha monocristalina com impurezas do tipo n [26].

Não há degradação da eficiência em resultado do fenómeno de envelhecimento por indução da luz, como é característico das células amorfas de película fina, têm uma eficiência de 17,3%.

3.3.3 Terceira geração

As células da denominada terceira geração não existem ainda no mercado, uma vez que se encontram ainda em fase de testes e, portanto, a sua produção industrial ainda não se iniciou. As tecnologias em desenvolvimento neste domínio passam pelo fabrico de: células multi-junção recorrendo a diferentes materiais semicondutores com gaps de energia sucessivamente mais baixos, possibilitando um melhor aproveitamento do espectro de radiação solar (a eficiência deste tipo de células para o caso de tripla junção atingiu já os 40%); células constituídas por matérias orgânicas semicondutoras, como é o caso do dióxido de titânio, aplicadas sobre substratos flexíveis, cujo objetivo é, em geral, imitar o processo de fotossíntese (a eficiência deste tipo de células ronda ainda os 5% ); células designadas por termo fotovoltaicas em que a energia da radiação solar é inicialmente convertida em calor e em seguida convertida em energia elétrica por uma célula fotovoltaica concebida para operar numa banda de comprimentos de onda térmicos [26].

3.3.4 Camada anti-reflexão

A inclusão de uma camada de anti-reflexão nas células garante que apenas uma quantidade mínima de luz seja refletida na superfície da célula. Esta camada é a responsável pela tonalidade azul das células. Não sendo obrigatória a inclusão desta camada, as células mantém-se assim no seu tom cinza original, mas tornando esta menos eficiente, com mais de 30% da luz solar refletida na superfície da célula. Muitas vezes, as células sem camada anti- reflexão são escolhidas para utilizar em sistemas fotovoltaicos integrados em fachadas, onde se pretende uma cor neutral [27].

3.3.5 Contactos

Para que possam ser integradas num circuito elétrico as células incluem contactos metálicos em ambos os lados. Os contactos frontais, existentes na face virada para o sol são constituídos por uma malha metálica fina de modo a minimizar a área de sombreamento. Os contactos posteriores, que como o nome indica, se encontram na parte posterior da célula, são aplicados em toda a extensão. Estes contactos não são visíveis nos módulos standard que possuem cobertura opaca traseira, no entanto podem ser utilizados como elemento de desenho arquitetónico através da utilização de módulos especiais para integração em edifícios com cobertura transparente [27].

3.3.6 Curvas Características das células fotovoltaicas

A curva característica de funcionamento de uma célula fotovoltaica é importante para se definirem as melhores condições de funcionamento dos sistemas de produção fotovoltaica.

CAPITULO 3

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A curva Corrente/Tensão, I/V, de uma célula fotovoltaica é apresentada na Figura 3.13.

Figura 3.13 - Curva característica I/V de uma célula solar [23].

Da análise da Figura 3.13 podemos verificar que a corrente se mantém deste o curto-circuito (V=0V) até determinado valor da resistência da carga, diminuindo então a corrente. Em circuito aberto a corrente direta é zero e a atenção é máxima (V=0,6V).

3.3.7 Agrupamento das células

A reduzida potência das células solares justifica a ligação de várias células no fabrico dos módulos fotovoltaicos (agrupamento de células). Este agrupamento pode ser em série ou em paralelo. A seguir são apresentados os diferentes tipos de ligação:

3.3.7.1 - Células ligadas em série

Na ligação em série (Figura 3.14), os contactos frontais de cada célula são soldados aos contactos posteriores da célula seguinte, por forma a ligar o pólo negativo (parte frontal) da célula com o pólo positivo (parte posterior) da célula seguinte. Conforme se vão ligando células em série, a tensão aumenta, permanecendo a corrente inalterada. Os terminais de início e de fim da fileira de células são estendidos para o exterior, tendo em vista a posterior ligação elétrica [18].


__________________________________________________________________________________ 28

Figura 3.14 - Ligação em série de três células FV [28].

3.3.7.2 - Células ligadas em paralelo

Nos módulos de maior potência é estabelecida a ligação em paralelo entre duas ou mais fileiras de células.

Conforme se pode observar na Figura 3.15, na ligação em paralelo de células a tensão é mantida constante enquanto a corrente aumenta como o aumento das células.

Figura 3.15 - Ligação em paralelo de três células FV [28].

3.3.8 Encapsulamento das células

De forma a proteger as células das tensões mecânicas, dos agentes atmosféricos e da humidade, as células são embebidas num material transparente maleável, que tem ainda a particularidade de assegurar o isolamento elétrico entre as células. Para a estabilização da estrutura, o material de encapsulamento é aplicado a um substrato. Na maioria dos casos é usado vidro, mas também é possível usar plástico acrílico, metal ou folheados de plástico.

Dependendo do processo, as células solares podem ficar assentes na parte posterior, frontal ou entre o material de substrato. É importante que a cobertura, no lado sensível à luz, seja feita de material com um elevada transmissão luminosa, por forma a permitir a maior incidência possível da energia solar na célula solar. Por esta razão, o vidro com baixo teor de ferro é usado geralmente como substrato frontal, pois permite uma penetração de 91 % da luz.

É possível distinguir três tipos diferentes de encapsulamento:

CAPITULO 3

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3.3.8.1 - Encapsulamento em EVA

A EVA (Etileno Vinil Acetato) deve ser resistente à radiação UV que incide na superfície frontal. Na maioria dos casos, esta proteção é conseguida através de uma placa de vidro temperado, feita de vidro branco de elevada transparência (vidro solar). A parte posterior poderá ser feita a partir de um vidro endurecido convencional ou de uma placa opaca.

O encapsulamento EVA é utilizado maioritariamente para o fabrico de módulos especiais e standard.

3.3.8.2 - Encapsulamento em Teflon

Em contraste com o encapsulamento EVA, as células solares encapsuladas em teflon assentam num substrato galvanizado e não requerem outra cobertura na face frontal. O Teflon é resistente aos raios UV, altamente transparente, repele a sujidade, não perde cor e tem uma superfície não-refletiva. Nos módulos Teflon, a camada Teflon tem apenas 0,5 mm de espessura e é boa condutora de calor. Esta característica permite que a célula seja arrefecida independentemente do local e do tipo de instalação. Como substrato pode ser utilizado uma folha convencional de vidro endurecido que satisfaça as necessidades estruturais, ou qualquer material opaco, como é o caso do metal, ardósia, cimento ou cerâmica. O encapsulamento Teflon é usado maioritariamente para módulos especiais produzidos em pequena escala (ex.: telhas solares) [18].

3.3.8.2 - Encapsulamento em resina fundida

O encapsulamento de resina fundida permite o fabrico de módulos com dimensões máximas de 2,5 m x 3,8 m. A maior vantagem deste tipo de encapsulamento consiste na rigorosa posição das células, que permanece constante durante a fundição. Isto permite que se mantenham intervalos uniformes entre as células, mesmo para grandes módulos. O encapsulamento em resina é utilizado normalmente para módulos especiais tendo em vista a integração em edifícios (fachadas, coberturas de vidro e dispositivos de sombreamento) [18].

3.4 Módulos fotovoltaicos

Comercialmente, os módulos fotovoltaicos recebem várias classificações. O termo geral “módulo” é definido de forma mais precisa pelas qualidades específicas da unidade geradora. Os módulos podem ser classificados em função do material celular, do material de encapsulamento, da tecnologia de encapsulamento, da tecnologia do substrato, da estrutura da armação ou através de especificidades de construção.

De seguida são apresentados os diferentes tipos de módulo:

• Módulo Standard: Os módulos standard ou convencionais são fabricados com o objetivo de obter a maior produção por metro quadrado, ao menor custo possível. São aplicados sempre que não existam exigências especiais em termos de dimensão e forma. As células encontram-se normalmente dispostas em quatro fileiras consecutivas, resultando num módulo retangular com dimensões aproximadas de 1,00 m x 0,5 m.


__________________________________________________________________________________ 30

• Módulo Especial: Os módulos especiais são módulos produzidos em massa para

determinados propósitos. São utilizados materiais ou armações específicas para a sua produção. São módulos utilizados em veículos solares, barcos, campos e telhas solares.

• Módulo feito à medida: Os módulos específicos são módulos que são fabricados especialmente para uma determinada aplicação. Poderá ser uma fachada fria ou quente, ou uma cobertura de vidro de um edifício. O local da aplicação determina a estrutura do módulo, a dimensão e a forma.

3.4.1 Curvas Características dos módulos fotovoltaicos

Geralmente, a potência dos módulos é dada pela potência de pico (Pm), ponto em que o produto da corrente pela tensão é máximo (Figura 3.16). Tão necessárias quanto este parâmetro, existem outras características elétricas que melhor caracterizam a funcionalidade do módulo.

O conhecimento das curvas de potência é importante para o melhor aproveitamento possível dos sistemas FV. O gráfico da Figura 3.16 mostra a curva característica de potência de um módulo fotovoltaico.

Figura 3.16 - Curva característica de uma célula solar [23].

Da analise do gráfico verifica-se que para além da potência de pico do modulo existem outras características elétricas que caraterizam as células fotovoltaicas, que a seguir se descrevem:

• Tensão de Circuito Aberto (Vca): é a tensão à qual a corrente do módulo é nula. O valor de Voc corresponde à queda de tensão através da junção p-n quando esta é percorrida pela totalidade da corrente foto-gerada.

• Corrente de Curto-circuito (Icc): corrente obtida quando os terminais da célula são colocados em curto-circuito e consequentemente a tensão será zero.

CAPITULO 3

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O sistema produtor fotovoltaico a funcionar sempre no ponto ótimo de máxima potência (MPP - Maxmum Power Point) para cada valor da radiação solar, obtém a melhor eficiência possível do sistema.

3.4.2 Associação de módulos FV em série

A ligação de módulos em série permite que a tensão do conjunto dos módulos aumente enquanto a intensidade da corrente permanece inalterada.

A Figura 3.17 mostra a associação de módulos em série num sistema FV.

Figura 3.17 - Associação em Série de módulos FV [23].

Da análise a Figura 3.17 foi deduzida a Equação 3.6.

= + + + … + = ×V e = = = … =

3.4.3 Associação de módulos FV em paralelo

Quando os módulos são instalados em paralelo conforme mostra a Figura 3.18, verifica-se que a tensão se mantem constante enquanto a corrente aumenta conforme se adicionam módulos, tal como mostra a Equação 3.7.

Figura 3.18 - Associação em paralelo de três módulos FV [23].

3.6


__________________________________________________________________________________ 32

= = = … = e = + + + … + = ×

3.4.4 Associação mista de módulos FV

Com a associação mista obtêm-se as características das associações em serie e em paralelo ou seja maiores valores de corrente e de tensão tal como mostram as Equações 3.8 e 3.9.

= + + … = × = + + … = ×

3.4.5 Efeito da irradiância e da temperatura em módulos

O desempenho e as curvas características dos módulos fotovoltaicos dependem da temperatura das células e da intensidade da radiação incidente, pelo que os módulos funcionam normalmente em regime de carga parcial. A intensidade da corrente que atravessa o módulo é praticamente proporcional à variação da radiação ao longo do dia. Quando a radiância desce para metade, a energia produzida reduz-se também para metade, conforme mostra a Figura 3.19.

Figura 3.19 - Curvas I-V do módulo para diferentes radiâncias [29].

A tensão do módulo é principalmente afetada pela temperatura da célula. As variações da tensão do módulo determinam a tensão do sistema e, consequentemente, têm uma forte influência na conceção do sistema fotovoltaico. Conforme ilustra a Figura 3.20 as variações de temperatura não têm um efeito significativo na corrente, verificando-se apenas um ligeiro aumento com o aumento da temperatura.

3.8

3.9

3.7

CAPITULO 3

__________________________________________________________________________________


Figura 3.20 - Curvas I-V do módulo para diferentes temperaturas e para uma irradiância constante de 1.000 W/m2 [29].

3.5 Sombreamento

A projeção de sombras sobre um sistema fotovoltaico, tem um efeito muito maior na produção de energia, do que no caso dos sistemas solares térmicos. Neste contexto, este assunto deve ser tratado com maior precaução durante o planeamento de sistemas fotovoltaicos.

Em muitos dos casos, a sombra pode ser classificada como temporária, como resultado da localização do sistema ou do edifício. Neste contexto pode-se destacar:

• Sombreamento temporário: O típico sombreamento temporário resulta da presença de neve, de folhas e de dejetos de pássaros, entre outros tipos de sujidade.

• Sombreamento em consequência da localização: O sombreamento em consequência da localização, compreende todo o sombreamento produzido pela envolvente do edifício. Os prédios vizinhos (incluindo altos edifícios distantes) árvores e os cabos por cima do prédio, podem sombrear o sistema fotovoltaico e/ou, pelo menos, levar ao escurecimento do horizonte.

• Sombreamento produzido pelo edifício: As sombras geradas pelo próprio edifício envolvem sombras constantes, devendo por isso ser consideradas de modo particularmente especial. Deve ser dada particular atenção às chaminés, antenas, pára-raios, antenas de satélite, saliências do telhado e da fachada, ressaltos da estrutura do prédio, etc.

3.5.1 Análise de sombreamentos

Para avaliar a sombra que resulta no local, é preciso proceder a uma análise de sombreamentos. Para tal, o contorno da sombra do meio circundante é registado para um ponto do sistema, normalmente o ponto central do gerador fotovoltaico. O contorno da sombra para o meio circundante pode ser encontrado utilizando um analisador de sombras (fotográfico ou utilizando uma câmara digital e software), mapa da trajetória solar numa transparência ou plano do local e mapa de trajetória solar [18].


__________________________________________________________________________________ 34

Para os registos onde é utilizado um plano do local e um mapa de trajetória solar, é calculada a distância e as dimensões da projeção da sombra pelos objetos. A partir desta informação é calculado o ângulo de azimute e o ângulo de elevação. Este procedimento é mostrado na Figura 3.21.

Figura 3.21 - Determinação do ângulo de elevação e o ângulo de azimute de um objeto [18].

O ângulo de elevação gama () é calculado a partir da diferença entre a altura do objeto que projeta a sombra (h2) e a altura do sistema fotovoltaico (h1), e da distância (d) entre os dois.

A Equação 3.10 permite determinar o ângulo de elevação.

=

= arc tan

Os ângulos de elevação e os ângulos de azimute dos objetos, podem também ser determinados utilizando um analisador de sombras, câmara digital ou com software.

3.5.2 Efeitos do sombreamento nos módulos FV

A curva característica do gerador é modificada em função do sombreamento dos módulos, o que provoca que o MPP se desloque. O desvio do MPP determina a redução da potência relativamente a um gerador que não está sombreado.

No caso de sombreamento de um módulo ou célula, conforme mostra a Figura 3.22, a fonte de corrente extingue-se e comporta-se como uma resistência que é atravessada pela corrente produzida pelos outros módulos, ficando sujeita a uma tensão inversa mais ou menos elevada e provocando aquecimento que eleva a temperatura para valores que nalguns casos destroem o módulo [23].

3.10

CAPITULO 3

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Figura 3.22 - Fileira FV com um módulo sombreado [23].

Neste caso os díodos de by–pass tornam-se importantes para o desvio das correntes, evitando que estas passem pelo módulo sombreado em sentido inverso, mantendo a fileira em produção ,embora diminuída conforme vê-se na Figura 3.23.

Figura 3.23 - Função do díodo by-pass em fileira com módulo sombreado [23].

3.5.3 Distância entre painéis para evitar sombreamento

A distância entre as filas de módulos depende tanto da largura dos módulos como dos ângulos de inclinação e de elevação, tal como mostra a Figura 3.24.


__________________________________________________________________________________ 36

Figura 3.24 - Distância entre painéis para evitar sombreamento [18].

A Equação 3.11 permite determinar a distância consecutiva entre fileiras.

= ×()

Onde:

d(m) representa a distancia consecutiva entre fileiras;

b(m) representa a largura do módulo;

β representa o ângulo de inclinação;

γ representa o ângulo de incidência do sol sobre os módulos.

De modo a reduzir as perdas por sombreamento mútuo entre as fileiras de módulos inclinados, pode ser aplicado um dos seguintes dois métodos empíricos:

• Para uma minimização das perdas por sombreamento utiliza-se: d1 = 3,5× h, onde d1 (m) representa a distância entre o final de um painel e o início de outro e h (m) a altura do módulo.

• Para uma otimização da área a utilizar usa-se: d = 2,25× b.

3.6 Tipos de sistemas fotovoltaicos

Os sistemas fotovoltaicos classificam-se em dois tipos nomeadamente, sistemas autónomos ou isolados e sistemas com a ligação a rede.

3.6.1 Sistemas autónomos ou Isolados

Este tipo de sistema não é ligado à rede pública de distribuição de energia, para cobrir eventuais falhas de produção ou picos de consumo elas podem conter o apoio de grupos geradores diesel, ou de uma rede pública de distribuição de energia elétrica.

(3.11)

CAPITULO 3

__________________________________________________________________________________


A Figura 3.25 ilustra a constituição deste tipo de sistema.

Figura 3.25 - Sistema fotovoltaico autónomo [30].

3.6.2 Sistemas ligados à rede

Os sistemas ligados à rede de distribuição, em BT ou MT, são mais simples e mais baratos para potências idênticas aos sistemas isolados pelo fato de dispensarem as baterias de acumuladores, conforme se observa na Figura 3.26.

Figura 3.26 - Esquema simplificado de um sistema fotovoltaico com ligação à rede pública [23].

3.7 Elementos constituintes dos sistemas fotovoltaicos

3.7.1 Módulos

As células são agrupadas em módulos fotovoltaicos e estes agrupam-se em painéis de múltiplos módulos conforme mostra a Figura 3.27.


__________________________________________________________________________________ 38

Figura 3.27 - Célula, módulo e painel fotovoltaico [23].

Na construção dos módulos, estes devem ser dotados de meios que lhes permitam resistir às condições ambientais adversas em que vão ser colocados.

O acabamento, além dos aros de alumínio, leves e resistentes, na película superficial, para se tornar translúcida e não refletora da radiação solar, são normalmente usados o Etileno Acetato de Vinilo, EVA, e o vidro.

Na junção de módulos do mesmo tipo em série, em paralelo ou mista, obtêm-se diferentes valores de tensão ou corrente, permitindo agilizar o processo de controlo e de utilização das energia produzida pelo painel.

3.7.2 Cabos

Para a instalação elétrica de um sistema fotovoltaico, apenas devem ser usados cabos que cumpram os requisitos para esta aplicação. Antes de mais é necessário distinguir entre os cabos de módulo ou de fileira, cabo principal DC e cabo do ramal AC.

3.7.2.1 - Cabos de fileira

Designam-se por “cabos de módulo” ou “cabos de fileira”, os condutores que estabelecem a ligação elétrica entre os módulos individuais de um gerador solar e a caixa de junção do gerador. Estes cabos são geralmente aplicados no exterior. Com o objetivo de garantir proteção contra a ocorrência de falhas de terra, bem como de curto-circuitos, os condutores positivos e negativos não podem ser colocados lado a lado no mesmo cabo. A experiência tem demonstrado que os cabos mono condutores com isolamento duplo são a melhor solução, oferecendo uma elevada segurança [18].

3.7.2.2 - Cabo principal DC

Este cabo estabelece a ligação entre a caixa de junção do gerador e o inversor. Se a caixa de junção do gerador estiver localizada no exterior, estes cabos devem ser entubados, uma vez que não são resistentes aos raios ultravioletas.

CAPITULO 3

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Por razões associadas à proteção contra falhas de terra e curto-circuitos, recomenda-se o uso de cabos mono condutores isolados para as linhas positiva e negativa. Se forem usados cabos multi condutores, o condutor de proteção verde/amarelo não deverá estar sujeito a qualquer tensão. Para as instalações fotovoltaicas expostas ao risco de incidência de relâmpagos, deverão ser usados cabos blindados.

3.7.2.3 - Cabo de ligação AC

O cabo de ligação de corrente alternada liga o inversor à rede recetora, através do equipamento de proteção. No caso dos inversores trifásicos, a ligação à rede de baixa tensão é efetuada com um cabo de cinco polos. Para os inversores monofásicos é usado um cabo de três polos.

3.7.3 Caixa de junção geral, díodos de bloqueio das fileiras e fusíveis

As fileiras individuais são ligadas entre si na caixa de junção geral do gerador. Para além destes cabos é ainda ligado o cabo principal DC.

A caixa de junção geral do gerador contém terminais, aparelhos de corte e, se necessário, fusíveis de fileira e díodos de bloqueio das fileiras. Frequentemente é também instalado um descarregador de sobretensões para desviar as sobretensões para a terra. Esta é a principal razão pela qual o condutor de terra é ligado à caixa de junção geral. Por vezes, também é alojado o interruptor principal DC. Esta caixa deve ser de proteção classe II, e ter os terminais positivo e negativo claramente separados no interior da caixa. No caso de ser instalada no exterior, deverá estar protegida, no mínimo, com proteção IP54 [18].

Os fusíveis de fileira protegem os cabos contra sobrecargas. Devem ser concebidos para funcionar em DC. Os fusíveis cilíndricos são normalmente distribuídos de forma semelhante aos fusíveis de fileira.

Para promover o desacoplamento entre as fileiras dos módulos individuais, podem ser ligados díodos de bloqueio em série com cada fileira. No caso de ocorrer um curto-circuito ou o sombreamento de uma fileira, as restantes poderão continuar a funcionar sem serem perturbadas. Sem a presença de díodos de bloqueio nas fileiras, uma corrente fluiria no sentido inverso através da fileira afetada. A tensão de bloqueio destes díodos deverá ser igual ao dobro da tensão de circuito aberto da fileira fotovoltaica sob condições Condições de Teste Standard (CTS) [18].

3.7.4 Baterias de acumuladores

Existem vários tipos de baterias de acumuladores utilizados em sistemas fotovoltaicos, constituídos por diferentes materiais que lhes conferem, por consequência, características distintas. É por essa razão importante conhecer as características dos diferentes tipos de baterias utilizados para que se possa fazer uma escolha adequada às exigências do sistema em que se pretendem aplicar.

Em seguida serão apresentadas as características dos principais tipos de baterias de acumuladores utilizados atualmente.


__________________________________________________________________________________ 40

3.7.4.1 - Baterias chumbo-ácido

São o tipo de baterias mais utilizado em sistemas fotovoltaicos devido ao seu baixo custo e nível de desempenho. Neste tipo de baterias os eletródos são constituídos por placas de chumbo imersas num eletrólito ácido, tipicamente o ácido sulfúrico. Durante o processo de carga deve ser evitada a ocorrência de sobrecarga, uma vez que as baterias chumbo-ácido são sensíveis a este fenómeno. Este tipo de baterias nunca deve ser descarregado totalmente sendo que uma descarga total pode impossibilitar a recarga da bateria, ou pelo menos, diminuir a capacidade de carga. As baterias chumbo-ácido são ainda sensíveis a variações de temperatura, sendo que altas temperaturas aumentam a capacidade e diminuem o tempo de vida útil e baixas temperaturas diminuem a capacidade [31].

Existem dois grandes tipos de baterias chumbo-ácido:

• Baterias chumbo-ácido ventilado ou abertas (VLA): Neste tipo de baterias o eletrólito encontra-se no estado líquido, em solução aquosa. Tal facto, obriga ao funcionamento numa posição fixa para que não se dê o derrame do eletrólito, e à reposição periódica do nível de água uma vez que durante o funcionamento da bateria, principalmente em condições de sobrecarga, se dá a eletrólise da água que faz com que o oxigénio e o hidrogénio sejam libertados no estado gasoso.

• Baterias chumbo-ácido estanque ou reguladas por válvulas (VLRA): Este tipo de baterias é selado possuindo, no entanto, válvulas que permitem a saída de gases quando a pressão no interior da bateria atinge níveis perigosos. Face às VLA, as baterias VLRA têm a vantagem de permitir a recombinação dos gases, reduzindo as perdas de água, o que faz com que não necessitem de manutenção. Dentro deste tipo de baterias distinguem-se ainda duas tecnologias diferentes nomeadamente baterias com separador de microfibras de vidro, vulgarmente conhecidas por baterias AGM e as baterias de gel em que o ácido se encontra misturado com sílica, conferindo ao eletrólito a consistência de um gel, o que mantém o eletrólito imóvel no interior da bateria.

3.7.4.2 - Baterias níquel-cádmio (Ni-Cd)

Este tipo de baterias é constituído basicamente por um ânodo de hidróxido de níquel, um cátodo de cádmio e um eletrólito alcalino, tipicamente hidróxido de potássio . As baterias constituídas por acumuladores Ni-Cd têm um preço inicial mais elevado do que o chumbo-ácido mas são mais resistentes a variações de temperatura e a condições de sobrecarga.

3.7.5 Reguladores de Carga

A utilização de módulos fotovoltaicos para produção de energia elétrica em sistemas isolados faz-se acompanhar, na maioria das vezes, do uso de sistemas de armazenamento de energia, tipicamente baseados em baterias de acumuladores. Para assegurar o correto funcionamento deste tipo de baterias é necessário monitorizar o estado da carga das mesmas e, deste modo, controlar a tensão durante o processo de carga para que não ocorram situações de sobrecarga e, durante o processo de descarga, desligar as cargas sempre que a profundidade máxima de descarga seja atingida. Estas funções são desempenhadas por reguladores, tipicamente baseados em eletrónica de potência, que podem assumir diferentes configurações. De seguida

CAPITULO 3

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serão apresentados os principais tipos de reguladores utilizados em sistemas fotovoltaicos [31].

3.7.5.1 Reguladores Série

Este tipo de reguladores é constituído na sua essência por interruptores eletrónicos, um detetor de tensão (eventualmente digital) e um dispositivo de controlo, por exemplo um microcontrolador, capaz de efetuar a gestão do processo de carga e descarga das baterias através da análise dos valores de tensão lidos.

A Figura 3.28 mostra a ligação de um regulador série em sistema FV.

Figura 3.28 - Regulador série em sistema FV [23].

Este tipo de regulador controla a carga da bateria pela análise de tensão da mesma e interrompe o fornecimento às cargas externas quando é atingido o limiar de profundidade de descarga máxima da bateria.

3.7.5.2 Reguladores Paralelo

Este tipo de regulador tem uma constituição semelhante à dos reguladores série, a principal diferença reside no facto de um dos interruptores eletrónicos ser colocado em paralelo com o módulo fotovoltaico. Deste modo, a carga é controlada curto-circuitando momentaneamente o módulo fotovoltaico [31].

A Figura 3.29 mostra a ligação de um regulador paralelo em sistema FV.


__________________________________________________________________________________ 42

Figura 3.29 - Regulador paralelo ou Shunt em sistema FV [23].

Da análise a Figura 3.29 verifica-se que este tipo de regulador permite evitar que o módulo funcione como carga durante a noite, mantendo-o curto-circuitado durante o período noturno.

3.7.5.3 Reguladores MPPT

Este tipo de regulador é o mais adequado para sistemas fotovoltaicos em que se pretende tirar o máximo partido do módulo fotovoltaico a utilizar. A função deste tipo de regulador, para além das já indicadas para os anteriores, é pesquisar o ponto de potência máxima e impor ao módulo a tensão correspondente a esse ponto, garantindo assim que o sistema opere sempre, pelo menos, em torno desse ponto. Os reguladores deste tipo têm normalmente uma constituição mais complexa que os anteriormente referidos, devido a maiores exigências ao nível do controlo e à necessidade de inclusão de um conversor DC/DC que permita impor ao módulo fotovoltaico o funcionamento no ponto de potência máxima [31].

A Figura 3.30 mostra a ligação de um regulador MPP em sistema FV.

Figura 3.30 - Regulador MPP em sistema FV [23].

3.7.6 Inversores

O inversor solar estabelece a ligação entre o gerador fotovoltaico e a rede AC ou a carga AC. A sua principal tarefa consiste em converter o sinal elétrico DC do gerador fotovoltaico num

CAPITULO 3

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sinal elétrico AC, e ajustá-lo para a frequência e o nível de tensão da rede a que está ligado [18].

Dependendo da aplicação, existe uma distinção entre os inversores utilizados nos sistemas com ligação à rede (inversores de rede) e nos sistemas autónomos (inversores autónomos).

Nos sistemas fotovoltaicos com ligação à rede, o inversor é ligado à rede elétrica principal de forma direta ou através da instalação do serviço elétrico da habitação. Com uma ligação direta, a eletricidade produzida é injetada diretamente na rede elétrica pública. Com o acoplamento à instalação da habitação, a energia gerada é em primeiro lugar consumida pelo produtor, sendo então a excedente fornecido à rede pública. Dependendo do seu princípio operacional, os inversores para ligação á rede podem dividir-se em Inversores Comutados pela rede (sincronizados pela rede) e Inversores Autocontrolados.

3.7.6.1 Inversores comutados pela rede (sincronizados pela rede)

Na constituição dos inversores comutados pela rede encontra-se uma ponte de tirístores. A impossibilidade dos presentes inversores funcionarem automaticamente é justificada pelo facto de ser através da tensão da rede que cada par de tirístores é comutado do estado de condução para o estado de bloqueio. Assim caso ocorra algum colapso na rede, o inversor fica desativado. O uso destes inversores aumenta o consumo de potência reativa, bem como provoca o aparecimento de componentes harmónicos, tornando-se necessário recorrer a equipamento adicional capaz de os limitar. Estes inversores são bastante usados nos grandes sistemas fotovoltaicos, no entanto tem-se vindo a tornar rara a sua utilização nos sistemas de potência reduzida [18]. A Figura 3.31 mostra a ligação de um inversor de onda quadrada comutado pela rede.

Figura 3.31 - Inversor de onda quadrada, comutado pela rede [23].

3.7.6.2 - Inversores autocontrolados

Os inversores autocontrolados também apresentam um circuito de ponte, tal como mostra a Figura 3.32, podendo este ser constituído por TBJ, MOSFET, IGBT ou GTO. Estes dispositivos são, não só usados em redes autónomas, mas por vezes, também ligados a redes públicas, tendo de, nesse caso, se sincronizar a frequência do sinal emitido pelo inversor com a frequência da rede pública.


__________________________________________________________________________________ 44

Figura 3.32 - Inversor de onda quadrada, comutado pela rede [23].

Na utilização deste tipo de inversor recorre-se com frequência a transformadores de baixa ou alta-frequência para ajustar a tensão de saída com a tensão da rede. O transformador usado cria um campo magnético que isola galvanicamente os lados AC e DC. O uso do transformador faz com que a proteção de pessoas contra contactos indiretos fique assegurada sem recurso a dispositivos diferencias.

3.7.7 Interruptor principal DC

Na eventualidade da ocorrência de falhas, ou para a condução de trabalhos de manutenção e de reparação, será necessário isolar o inversor do gerador fotovoltaico.

O interruptor principal DC deve ter suficiente poder de corte para permitir a abertura do circuito DC em boas condições de segurança. Deve estar também dimensionado para a tensão máxima em circuito aberto do gerador solar (à temperatura de -10ºC), bem como para a corrente máxima do gerador (corrente de curto-circuito em condições CTS). O comutador principal DC é alojado com frequência na caixa de junção do gerador. Por razões de segurança, é preferível instalá-lo diretamente antes do inversor [18].

3.7.8 Contador

O contador permite conhecer o valor de energia gerada pelo sistema fotovoltaico, bem como a ocorrência de defeitos. O contador que mede a energia entregue à rede pública, ou seja, o contador de produção é independente do contador que mede a energia consumida a partir da rede. A aquisição e instalação do contador de venda é da responsabilidade do produtor, sendo selado pelo distribuidor.

De forma a facilitar o acesso ao distribuidor de energia e para eventuais leituras, verificações ou substituição do equipamento é aconselhável que estes equipamentos estejam encastrados no muro exterior, ou, na ausência destes, nas fachadas exteriores das construções.

3.7.9 Portinhola

Em muitas ligações em BT a portinhola desempenha a importante função de estabelecer o ponto de fronteira entre a ligação da instalação e a rede distribuição garantindo a proteção do respetivo ramal contra sobreintensidades. Assim, a portinhola deverá ficar em local de fácil acesso ao distribuidor de energia, a partir da via pública, a quem caberá a sua exploração, sendo da responsabilidade do requisitante a montagem da mesma.

CAPITULO 3

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A portinhola designada por PC/P possui na sua constituição dois circuitos de proteção, sendo um trifásico destinado à proteção da instalação de consumo do microprodutor e um monofásico para proteção da instalação de microprodução, sendo este último dotado de duas bases de fusíveis cilíndricos tamanho 10×38, em que uma base é para o neutro e outra para a fase.

A portinhola deverá funcionar perante as condições de serviço estipuladas: Tensão nominal e frequência da rede, sendo 230 V entre fase e neutro e 400 V entre fases, a 50 Hz, admitindo-se uma variação de tensão de frequência de acordo com o estipulado na norma NP EN 50160. A corrente nominal deverá ser no máximo 100 A no circuito de instalação de utilização, e 25 A no circuito da unidade de microprodução correspondendo este ultimo à ligação de uma unidade de produção de 5,75 kW [32].

3.7.10 Ligação à terra

O condutor geral de proteção ou de terra, deve ser encaminhado através da via mais curta para o elétrodo de terra, preferencialmente em linha reta e vertical. Devido aos riscos de descargas laterais e de indução, deve ser separado dos restantes cabos elétricos. Devem evitar-se formas de ligação que possam vir a gerar correntes de retorno (loops). Os condutores de proteção dos geradores fotovoltaicos situados em prédios que não possuem sistema de proteção contra descargas atmosféricas, devem ter a mesma secção transversal que o cabo principal DC, ou 4mm2, conforme a maior secção [18].

3.7.11 Ligação à rede

Todas as instalações de produção devem dispor de um órgão de isolamento relativamente à rede pública, permanentemente acessível e bloqueável pelos técnicos das entidades responsáveis pelo Sistema Elétrico Nacional (SEN) a que essas instalações se ligam. Trata-se de uma medida de segurança que visa garantir a salvaguarda pessoal dos elementos responsavam por operações de manutenção da rede em condições de emergência. Para além desta proteção manual deve-se também garantir a proteção de interligação que visa impedir a introdução de perturbações na rede por parte do gerador, e minimizar o risco de acidentes que possam ser originados pelo funcionamento do gerador em paralelo com a rede. Para efetuar este tipo de proteção poderão ser utilizados dispositivos ENS/MSD, que garantem uma monitorização contínua, e corte automático da ligação à rede. Estes dispositivos podem vir integrados no próprio inversor, estando também disponíveis em unidades separadas.

É exigido que o aumento da tensão no ponto de interligação seja inferior a 1%, de modo a que a variação provocada na tensão da rede através da ligação do gerador seja mínima e não provoque perturbação significativa [32].

CAPITULO 4

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4 APROVEITAMENTOS DE ENERGIA EÓLICA

Para melhor exploração da energia do vento, é necessária a realização de estudos sobre as características dos ventos e conhecer as tecnologias inerentes à conversão de energia. Nesta ordem de ideias, este capítulo faz uma abordagem sobre as características do vento e as tecnologias associadas à conversão de energia eólica.

4.1 Recurso eólico

O vento é um fenómeno causado por diferenças de pressão ao longo da superfície terrestre, devidas ao facto de a radiação solar recebida na terra ser maior nas zonas equatoriais do que nas zonas polares. A origem do vento é, portanto, a radiação solar.

Os ventos mais fortes, mais constantes e mais persistentes ocorrem em bandas situadas a cerca de 10 km da superfície da terra. Como não é possível colocar os conversores eólicos nessas zonas, o espaço de interesse encontra-se limitado a algumas dezenas de metros na atmosfera. A estas alturas, o vento é diretamente afetado pela fricção na superfície, o que provoca uma diminuição na sua velocidade [33].

Apesar de não existir um mapa específico do estudo dos ventos em Angola a Figura 4.1 permite-nos ter uma ideia não muito distante da realidade sobre a velocidade média do vento em Africa e particularmente em Angola.

Figura 4.1 - Mapa Africano do Vento obtido a 40 m acima do nível do solo [34].

A partir da figura notamos que a velocidade média do vento predominante na parte sul de Africa oscila entre os 2 a 8 m/s, chegando mesmo a rondar entre os 10 e 18 m/s no centro e uma parte do sul de Africa.

APROVEITAMENTOS DE ENERGIA EÓLICO

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4.2 Caracterização da Camada Limite Atmosférica (CLA)

O atrito existente entre a superfície terrestre e o ar em movimento origina um efeito de retardamento ao escoamento. De facto, a condição fronteira de não escorregamento obriga a que a velocidade do vento seja nula ao nível do solo. Dado que a força de atrito decresce com a distância ao solo, esta torna-se desprezável para alturas suficientemente elevadas nas quais a velocidade do escoamento toma o valor do vento do gradiente. É a esta zona na qual se verifica uma variação da velocidade do vento em altura que se dá o nome de Camada Limite Atmosférica (CLA),ou melhor é a zona onde o efeito da perturbação aerodinâmica provocada pelo solo se torna desprezável, sendo a sua espessura normalmente representada por δ (Figura4.2). Acima da CLA diz-se, normalmente, que a atmosfera é livre [35].

Figura 4.2 - Representação da Camada Limite Atmosférica [35].

A espessura da CLA é da ordem de algumas centenas de metros e tipicamente entre de 600 a 1000m [35].

A CLA pode ser dividida em pelo menos duas subcamadas, a subcamada logarítmica, ou zona da parede, na qual as tensões de corte são aproximadamente constantes e iguais às tensões de corte no solo, e a subcamada exterior, na qual as tensões de corte evoluem do valor constante assumido na subcamada logarítmica até se anularem no topo da CLA (Figura 4.2). É na zona da subcamada logarítmica (100 a 150m) que se situa o domínio dos aproveitamentos de energia do vento, revestindo-se o seu estudo, por esta razão, de primordial importância. Nesta zona e na condição de atmosfera neutra, o perfil da velocidade do vento pode ser descrito pela lei logarítmica de Prandtl vulgarmente designada por “lei de parede” (Equação 4.1).

(z) = ∗

ln

Em que:

∗ =

(4.2)

(4.1)

CAPITULO 4

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onde, (z) é a velocidade média do vento à altura z, ∗ representa a velocidade de atrito, é

a tensão de corte à superfície da terra, k a constante universal de von Karman ( k ≅ 0.4 ), é o que se define como comprimento de rugosidade. A distância acima do solo até à qual a lei de parede é considerada válida, é determinada a partir da Equação 4.3.

= ′ ∗

onde b’ é uma constante que toma valores entre 0.015 e 0.03 e fc representa o parâmetro de Coriolis.

A velocidade de atrito, que varia com a rugosidade do solo, com a velocidade do vento e com forças que se desenvolvem na atmosfera, é difícil de calcular. Para obviar a esta dificuldade, e porque o uso habitual da Equação 4.1 é a extrapolação para alturas diferentes de dados medidos a uma altura de referência, usa-se, na prática, a Equação 4.4.

!(") !(")

= #$%" "& '#$%" "& '

Em que u(zR) é a velocidade média à altura de referência zR. A Tabela 4.1 mostra valores típicos para o comprimento característico da rugosidade do solo z0.

Tabela 4.1 - Valores de Z0 de acordo ao tipo de solo [35].

Tipo de terreno Z0 (m)

Areia 1×10-4 - 1×10-3

Superfície do mar* 3×10-6 - 5×10-3

Neve 1×10-3 - 6×10-3

Relva baixa 1×10-3 - 1×10-2

Estepes 1×10-2 - 4×10-2

Descampados 3×10-2 - 4×10-2

Relva alta/Cereais 4×10-2 - 1×10-1

Arbustos 1×10-1 - 3×10-1

Terreno arborizado** 9×10-1 - 1

Subúrbios 2×10-1 - 4×10-1

Centro de povoações 35×10-2 - 45×10-2

Centro de grandes cidades 6×10-1 - 8×10-1

*f unção da velocidade do vento e da ondulação **função da altura média das árvores (15m) aproximadamente 102 árvores/há

4.3 Caracterização da energia do vento

O vento pode também ser descrito no domínio da frequência. A Figura 4.3 mostra um exemplo de uma representação espectral de vento, isto é, uma medida da energia cinética

(4.3)

(4.4)

__________________________________________________________________________________ 50

associada à componente horizontal da velocidade do vento. A esta função, que é obtidpartir de um registo significativo (pelo menos, um ano) de medidas da velocidade do vento, dá-se o nome de densidade espectral de energia.

Embora, em rigor, o espectro de vento só seja válido para caracterizar a zona onde se efetuaram as medições, tem-se verificado que a sua forma geral se mantém constante.

Figura 4.3 - Espectro de energia do vento

A análise da Figura 4.3 revela a existência de dois picos de energia e de um vale, formando três zonas distintas:

• A zona macrometeorológicaperíodos da ordem de alguns dias) e relacionada com o movimento de grandes massas de ar, do tipo depressões ou

• A zona micrometeorológica

períodos da ordem de poucos segundos) e relacionada com a turbulência atmosférica.

• A zona do espectro entre os 10(reduzido conteúdo energético) sendo adequada ao período de cálculo velocidade entre medições. Nesta zona, os valores médios calculados com base em períodos dentro do vazio espectral não sofrem, na maioria dos casos, grandes variações.

Desta forma, para se proceder a uma avaliação do recurso eólico para um detsão necessários pelo menos 12 meses de dados consecutivos. Este período mínimo de tempo “exigido” deve-se à variabilidade sazonal do vento, tal como patonde se verifiquem condições atmosféricas rigorosas, tais aconselhável prosseguir com campanhas experimentais mais longas, pois nestes casos é frequente ocorrerem avarias nos sensores.


__________________________________________________________________________________

associada à componente horizontal da velocidade do vento. A esta função, que é obtidpartir de um registo significativo (pelo menos, um ano) de medidas da velocidade do vento,

se o nome de densidade espectral de energia.

Embora, em rigor, o espectro de vento só seja válido para caracterizar a zona onde se se verificado que a sua forma geral se mantém constante.

Espectro de energia do vento apresentado por Van der Hoven [35

revela a existência de dois picos de energia e de um vale, formando

zona macrometeorológica, associada a frequências baixas (correspondendo a períodos da ordem de alguns dias) e relacionada com o movimento de grandes massas de ar, do tipo depressões ou anticiclones.

zona micrometeorológica, associada a frequências mais elevadas (correspondendoperíodos da ordem de poucos segundos) e relacionada com a turbulência atmosférica.

entre os 10 minutos e 2 horas representa a zona de vazio espectral (reduzido conteúdo energético) sendo adequada ao período de cálculo velocidade entre medições. Nesta zona, os valores médios calculados com base em períodos dentro do vazio espectral não sofrem, na maioria dos casos, grandes

Desta forma, para se proceder a uma avaliação do recurso eólico para um detsão necessários pelo menos 12 meses de dados consecutivos. Este período mínimo de tempo

se à variabilidade sazonal do vento, tal como patente na Figuraonde se verifiquem condições atmosféricas rigorosas, tais como trovoadas, neve e gelo, é aconselhável prosseguir com campanhas experimentais mais longas, pois nestes casos é frequente ocorrerem avarias nos sensores.


__________________________________________________________________________________

associada à componente horizontal da velocidade do vento. A esta função, que é obtida a partir de um registo significativo (pelo menos, um ano) de medidas da velocidade do vento,

Embora, em rigor, o espectro de vento só seja válido para caracterizar a zona onde se se verificado que a sua forma geral se mantém constante.

apresentado por Van der Hoven [35].

revela a existência de dois picos de energia e de um vale, formando

, associada a frequências baixas (correspondendo a períodos da ordem de alguns dias) e relacionada com o movimento de grandes massas

(correspondendo a períodos da ordem de poucos segundos) e relacionada com a turbulência atmosférica.

horas representa a zona de vazio espectral (reduzido conteúdo energético) sendo adequada ao período de cálculo da média da velocidade entre medições. Nesta zona, os valores médios calculados com base em períodos dentro do vazio espectral não sofrem, na maioria dos casos, grandes

Desta forma, para se proceder a uma avaliação do recurso eólico para um determinado local, são necessários pelo menos 12 meses de dados consecutivos. Este período mínimo de tempo

ura 4.3. Em locais como trovoadas, neve e gelo, é

aconselhável prosseguir com campanhas experimentais mais longas, pois nestes casos é

CAPITULO 4

__________________________________________________________________________________


O facto de o comportamento do vento também ser variável de ano para ano é também motivo para a realização de campanhas experimentais mais longas, dado que, o ano escolhido pode vir a ser atípico face a anos anteriores, justificando um estudo de variabilidade inter-anual com dados de estações anemométricas de longo termo. Em suma, quanto mais longa for a campanha experimental maior é a precisão nas estimativas de velocidade média de longo termo do vento. Nas campanhas experimentais, é habitual registar valores médios de velocidade do vento de dez em dez minutos, frequência de aquisição que se situa no vazio espectral [35]. Desta forma a velocidade média do vento é definida através da Equação 4.5.

=

()

dt

Onde:

u representa o valor médio da velocidade;

T representa o intervalo de tempo considerado.

Se a velocidade instantânea for decomposta pela soma da velocidade média com as turbulências a mesma é determinada pela Equação 4.6.

u(t) = +u'(t)

Onde:

u representa a velocidade média;

u'(t) representa a turbulência.

4.3.1 Distribuição de Weibull

Uma forma de caracterizar o vento local é recorrer a leis de distribuição de classes de vento. Uma das funções de distribuição frequentemente utilizadas para o recurso eólico é a distribuição de Weibull. A distribuição de Weibull é feita à custa de dois 2 parâmetros, A e k, apresentando-se razoavelmente adequada para descrever a distribuição da frequência de ocorrência de classes do módulo da velocidade do vento. Uma vez conhecidos os parâmetros A e k a uma determinada altura do solo podem facilmente ser ajustados para outra altura [35].

A lei de distribuição de Weibull exprime-se matematicamente através da Equação 4.7:

f() =

exp−

em que f( ) representa a frequência de ocorrência da classe . Os parâmetros A e k representam respetivamente o parâmetro de escala (m/s) e o parâmetro de forma (adimensional) da distribuição de Weibull. O parâmetro A está relacionado com a velocidade média através da função Gamma (Γ) (Equação 4.8):

= AΓ1 −

(4.5)

(4.7)

(4.8)

(4.6)


__________________________________________________________________________________ 52

Sendo a função Gamma (Γ) definida por:

Γ(x) =

(t) dt , com x > 0

4.3.2 Potência gerada

Nem toda a energia do vento se pode converter em energia de rotação da turbina eólica e posteriormente em energia elétrica. A potência máxima que se pode obter por unidade de área perpendicular à direção do vento varia com o cubo da velocidade do vento e é aproximadamente P ~ 0,3 u3 [W/m2] (Lei de Betz). A potência que pode ser produzida depende portanto da área de ‘varrimento’ das pás da turbina e do rendimento global do aerogerador.

Para se determinar o valor máximo da parcela de energia extraída do vento, o físico alemão Albret betz considerou um conjunto de pás em um tubo onde v1 representa a velocidade do vento na região anterior às pás, v2 a velocidade do vento no nível das pás e v3 a velocidade do vento após deixar as pás [36].

Figura 4.4 - Perdas de velocidade do vento na passagem por um conjunto de pás [36].

Considerando o deslocamento homogéneo do fluxo de ar a uma velocidade v1 que é atrasada pelo conjunto de pás assumindo uma velocidade de v3 a jusante das pás.

A energia cinética extraída pela turbina eólica é a diferença entre a energia cinética a montante e a energia cinética a jusante do conjunto de pás.

A energia cinética extraída do vento é determinada a partir da Equação 4.10

Eext =

m −

Deste modo a potência extraída do vento é determinada através da Equação 4.11

(4.10)

(4.9)

CAPITULO 4

__________________________________________________________________________________


Pext =

ρ −

Pelo teorema de Rankine - Froude podemos assumir uma relação entre as velocidades v1, v2 e v3 descrita pela Equação 4.12.

= (1+(32

Inserindo a Equação 4.12 na Equação 4.11 obtém-se a seguinte Equação da potência extraída:

Pext =

1 +

!

! !1 − !

!"#

A relação entre a potência extraída e a potência convertida representa o coeficiente aerodinâmico de potência do rotor dada pela seguinte equação:

Cp =

=

!

onde, Pext é a energia produzida numa certa velocidade do vento, é a densidade do ar (a 15oC e ao nível do mar e vale 1,225kg /m3), Arotor é a área de varredura do rotor e v a velocidade do vento longe da influência da turbina eólica. O coeficiente aerodinâmico de potência do rotor tem o valor máximo de 0,593. Este limite é conhecido como limite de Betz, e demonstra que a percentagem máxima de energia cinética possível de ser convertida em energia mecânica é 59,3% mas entretanto o valor usual é 45% [37].

4.3.3 – Energia produzida anualmente

O cálculo da estimativa anual de produção de energia En (MWh ano) para um dado local é feita através da integração do produto da função de distribuição do vento f( ), pela curva de potência de uma turbina, Pext ( ).

A Equação 4.14 permite determinar a energia produzida anualmente por uma turbina.

En = 8760 $()∞

Pex () du

Onde:

8760 representa o número de horas ao ano.

4.4 Caraterísticas especiais do vento

O vento é um escoamento com características especiais. Estas características têm de ser devidamente contabilizadas quando se pretende instalar um aproveitamento de energia eólica.

(4.12)

(4.11)

(4.13)

(4.14)

(4.14)


__________________________________________________________________________________ 54

A turbulência atmosférica afeta a conversão de energia, principalmente devido às variações na direção do vento; contudo, o seu impacto é bastante mais significativo ao nível dos esforços a

que a turbina fica submetida, pelo que a turbulência é considerada um fator determinante no projeto de turbinas eólicas.

4.4.1 Obstáculos

Os obstáculos são caraterizados por edifícios, árvores, formações rochosas que têm uma influência significativa na diminuição da velocidade do vento, e são fontes de turbulência na sua vizinhança. A Figura 4.5 mostra o modo como o escoamento é afetado na área envolvente do obstáculo, podendo verificar-se que a zona turbulenta se pode estender até cerca de três vezes a altura do obstáculo, sendo mais intensa na parte de trás do que na parte da frente do obstáculo.

Figura 4.5 - Escoamento na zona envolvente de um obstáculo [33].

A redução na velocidade do vento depende das dimensões e da porosidade do obstáculo. Porosidade define-se através da seguinte equação:

P = 1-

Onde:

AT representa a área total ocupada pelo objeto;

Aef representa a sua área efetiva.

4.4.2 Efeito de esteira

Outro aspeto a considerar é o chamado efeito de esteira. Uma vez que uma turbina eólica produz energia mecânica a partir da energia do vento incidente, o vento que “sai” da turbina tem um conteúdo energético muito inferior ao do vento que “entrou” na turbina. De facto, na parte de trás da turbina forma-se uma esteira de vento turbulento e com velocidade reduzida relativamente ao vento incidente. A Figura 4.6 mostra este fenómeno.

(4.1)

CAPITULO 4

__________________________________________________________________________________


Figura 4.6 - Efeito de esteira [33].

É por esta razão que a colocação das turbinas dentro de um parque eólico tem de ser efetuada de modo criterioso (Figura 4.7). É habitual espaçar as turbinas de uma distância entre cinco e nove diâmetros na direção preferencial do vento e entre três e cinco diâmetros na direção perpendicular. Mesmo tomando estas medidas, a experiência mostra que a energia perdida devido ao efeito de esteira é de cerca de 5%.

Figura 4.7 - Colocação das turbinas num parque eólico [33].

4.5 Caraterização do local de Instalação de uma turbina

4.5.1 Identificação de locais potenciais

A potência disponível no vento aumenta com o cubo da velocidade do vento, pelo que a implantação das turbinas em locais com ventos fortes e persistentes é um fator determinante no sucesso económico da operação.

A primeira etapa na escolha de locais potenciais consiste em aplicar algumas regras do senso comum:

• Os topos das montanhas são, em geral, locais muito ventosos; • Os planaltos e as planícies elevadas podem ser locais com bastante vento, assim como

as zonas costeiras;


__________________________________________________________________________________ 56

• Os vales são normalmente locais com menos vento, embora, por vezes, possam

ocorrer efeitos de concentração local.

Os locais potencialmente interessantes podem ser identificados usando mapas adequados (cartas militares, por exemplo), e a sua escolha complementada com visitas aos locais. Se estiverem disponíveis mapas de Iso ventos (linhas de igual velocidade média anual do vento) eles devem ser usados para fazer uma primeira estimativa (grosseira) do recurso eólico. Contudo, é indispensável uma caraterização detalhada do sítio recorrendo a dados obtidos a partir de medições efetuadas no local escolhido.

4.5.2 Equipamentos de medição

A medição do vento é feita com instrumentação específica: anemómetros e sensores de direção.

4.5.2.1 - Anemómetros e sensores de direção.

A Figura 4.8 ilustra o tipo de anemómetro mais difundido, o chamado anemómetro de copos, e um sensor de direção.

Figura 4.8 - Sensor de direção (esquerda) e anemómetro de copos (à direita) [33].

Os sensores de direção fornecem uma tensão proporcional à direção. Tipicamente, a tensão máxima é obtida para a direção do norte relativo ao corpo do instrumento, pelo que o sensor tem de ser adequadamente orientado.

A principal desvantagem do anemómetro de copos reside no fato de a sua constante de tempo ser inversamente proporcional à velocidade do vento, isto é, aceleram mais rapidamente do que desaceleram.

Utilizado qualquer um destes equipamentos a medição do vento deve ser efetuada a uma altura próxima da altura a que vai ficar o cubo do rotor da turbina. Por forma a permitir correlacionar os dados do local com os registos existentes em estações meteorológicas próximas, ou para estimar o comprimento característico da rugosidade do solo (z0), é desejável uma medida adicional à altura normalizada de 10 metros.

CAPITULO 4

__________________________________________________________________________________


A frequência de amostragem depende da utilização que vai ser feita dos dados. Tipicamente usam-se frequências da ordem das décimas ou unidades de Hertz, e as médias horárias são feitas com base em médias em intervalos de 10 minutos.

4.5.2.2 - Anemómetro sónico

Para recolher dados relativos à turbulência é necessário outro tipo de anemómetro mais sofisticado (e mais caro), designado por anemómetro sónico e ilustrado na Figura 4.9.

Figura 4.9 - Anemómetro sónico [33].

Os anemómetros sónicos dão informação simultânea sobre a velocidade e direção. Como os dados têm de ser amostrados a uma frequência mais elevada, cerca de 50 Hz, os sistemas de armazenamento atingem rapidamente a sua capacidade máxima, pelo que a gravação destes dados não pode ser efetuada de forma contínua.

4.5.2.3 - Sistema de aquisição de dados

Os sinais enviados pelos instrumentos de medida são recolhidos por um sistema de aquisição de dados (Figura 4.10) e armazenados localmente ou transferidos remotamente, por linha telefónica.

Figura 4.10 - Sistema de aquisição de dados [33].


__________________________________________________________________________________ 58

4.6 Componentes de um aerogerador

4.6.1 Turbina eólica

As turbinas eólicas têm como função transformar a energia cinética do vento em energia mecânica e consequentemente em energia elétrica. Estas turbinas podem ser de dois tipos: turbina de eixo horizontal e turbina de eixo vertical.

4.6.1.1 - Turbinas de eixo vertical

As turbinas de eixo vertical podem ser divididas em dois tipos principais, os Savonius e os Darrieus (Figura 4.11).

As torres das turbinas eólicas de eixo vertical são baixas, estando entre 0,1 e 0,5 vezes a altura do próprio rotor, permitindo a colocação de todo o dispositivo de conversão de energia na base do aproveitamento. Neste tipo de aerogeradores, não é necessário o dispositivo de orientação da turbina face ao vento, como acontece nos aerogeradores de eixo horizontal, no entanto este são menos eficientes.

O rotor do tipo Savonius, o mais simples, movido principalmente pela força de arrasto do ar, com maior eficiência para ventos fracos e que pode chegar a 20%.

O rotor do tipo Darrieus, constituído por 2 ou 3 pás, que funciona através de forças de sustentação, com melhor eficiência, podendo chegar a 40% em ventos fortes. O rotor do tipo H-rotor é uma variante do rotor vertical do tipo Darrieus [36].

Figura 4.11 - Três tipos de eixos de turbinas verticais diferentes [36].

4.6.1.2 - Turbinas de eixo de horizontal

Os rotores de eixo horizontal são os mais conhecidos e os mais utilizados por terem uma eficiência maior que a dos rotores de eixo vertical. O seu maior custo é compensado pela sua eficiência, o que faz com que seja dos mais utilizados para produção de energia em larga escala. Estes têm como princípio de funcionamento os moinhos de vento. A turbina de três pás é a mais comum pois constitui um bom compromisso entre coeficiente de potência, custo, velocidade de rotação e uma melhor estética.

CAPITULO 4

__________________________________________________________________________________


Estando menos expostas aos esforços mecânicos e baixo custo, o seu rendimento aerodinâmico é superior às de eixo vertical. O rotor que gira sob o efeito de forças de sustentação permite adquirir mais potência do que aquelas que giram sob o efeito de forças de arrasto, para a mesma velocidade de vento.

Figura 4.12 - Direção do vento para Turbina de eixo horizontal, upwind e downwind [36].

Como podemos ver na Figura 4.12 existem dois tipos de turbinas eólicas de eixo horizontal. A turbina do tipo upwind na Figura 4.12 a) onde o vento incide na área de varredura do rotor pela parte frontal da turbina, já no caso b) o vento incide na área de varredura do rotor pela parte frontal da turbina, esta com leme de orientação do vento.

Nas turbinas do tipo downwind como podemos ver na Figura 4.12 c), o vento incide diretamente na área de varredura do rotor por trás da turbina eólica. As turbinas downwind possuem uma vantagem teórica que reside no facto de não necessitarem de um mecanismo de orientação direcional em relação ao vento, permitindo o auto alinhamento do rotor na direção do vento. No entanto, tem vindo a ser abandonadas pois o escoamento é perturbado pela torre antes de incidir no rotor [36].

4.6.2 Cabina

Na cabina estão alojados, entre outros equipamentos, o veio principal, o travão de disco, a caixa de velocidades (quando existe), o gerador e o mecanismo de orientação direcional.

O veio principal de baixa rotação transfere o binário primário do rotor para a caixa de velocidades. Neste veio estão montadas as tubagens de controlo hidráulico dos travões aerodinâmicos.

Em situações de emergência devidas a falha no travão aerodinâmico ou para efetuar operações de manutenção é usado um travão mecânico de disco. Este travão tanto pode estar situado no veio de baixa rotação como no veio de alta rotação, após a caixa de velocidades. Na segunda opção, o travão é menor e mais barato, pois o binário de travagem a fornecer é menor. Contudo, na eventualidade de uma falha na caixa de velocidades, não há controlo sobre o rotor.


__________________________________________________________________________________ 60

4.6.3 Transmissão e caixa multiplicadora

A caixa de transmissão mecânica é colocada entre a turbina e o gerador, de modo a transmitir a energia mecânica da turbina ao gerador. Esta disposição é realizada de forma a adaptar a baixa velocidade da turbina (na faixa das 20 às 150 rpm) à velocidade de rotação mais elevada dos geradores convencionais (1200 a 1800 rpm).

Os aerogeradores mais pequenos (inferiores a 10 kW) normalmente não necessitam de caixa multiplicadora [27].

4.6.4 Mecanismos de Controlo

Os mecanismos de controlo têm o intuito de controlar a velocidade e orientação do rotor, a carga, etc. Os controlos possuem parâmetros mecânicos (velocidade, passo, freio), aerodinâmicos (posicionamento da turbina face) e eletrónicos (controlo da carga).

De modo a limitar a extração de potência à potência nominal do aerogerador, são utilizados diversos princípios de controlo designados por passo fixo (stall) e passo variável (pitch).

O sistema de passo fixo, muito utilizado no passado, continua hoje bem presente na conceção de aerogeradores de potência reduzida. Nas máquinas de maior dimensão é usual encontrar um controlo de passo variável que oferece uma maior flexibilidade no modo de utilização.

4.6.4.1 - Controlo de passo variável

O controlo de passo variável é um sistema de controlo ativo, que necessita de uma informação proveniente do gerador de potência. Quando a velocidade do vento aumenta levando a potência do gerador a ultrapassar o seu valor nominal, as pás da turbina serão rodadas em torno do seu eixo longitudinal. Assim varia-se o ângulo de passo, reduzindo-se o ângulo de ataque do fluxo de ar. Dá-se uma variação nas forças que atuam na turbina, no sentido de diminuir a extração de potência do vento, permitindo que a turbina opere à potência nominal [27].

4.6.4.2 - Controlo de passo fixo

O controlo de passo fixo é um sistema passivo que reage à velocidade do vento. Aqui as pás não podem rodar em torno do seu eixo longitudinal já que se encontram fixas. O ângulo de passo é assim determinado de modo a que, na presença de velocidades do vento superiores à velocidade nominal, seja possível deslocar, pelo menos parcialmente o escoamento em torno do perfil da pá da turbina, aumentando as forças de arrasto e diminuindo as forças de sustentação. Este aumento e diminuição das forças de arrasto e sustentação respetivamente, garante uma diminuição de potência da turbina. As pás da turbina apresentam uma pequena torção longitudinal, com o intuito de suavizar o efeito de perda de velocidade [27].

4.6.4.3 - Vantagens dos tipos de controlo

Ao nível de complexidade, o controlo de passo fixo apresenta uma maior simplicidade que o controlo de passo variável, já que carece de um sistema de mudança de passo. A manutenção necessária é menor, devido ao menor número de partes móveis.

O controlo de passo variável permite ter controlo sob a potência ativa perante todas as condições do vento. Permite que o aerogerador funcione à potência nominal, mesmo quando a

CAPITULO 4

__________________________________________________________________________________


massa específica do ar se apresenta baixa (grandes altitudes, altas temperaturas) e consegue efetuar paragens de emergência com a ausência de complexos sistemas de travagem. Para as mesmas condições de vento verifica-se uma maior produção de energia nos aerogeradores com controlo de passo.

No entanto, o controlo de passo fixo mostra-se dominante no mercado, sendo mesmo o único controlo utilizado nos geradores eólicos de potência até aos 5 kW.

4.7 Torre

A torre suporta a nacelle e eleva o rotor até uma cota em que a velocidade do vento é maior e menos perturbada do que junto ao solo.

As torres modernas podem ter cinquenta e mais metros de altura, pelo que a estrutura tem de ser dimensionada para suportar cargas significativas, bem como para resistir a uma exposição em condições naturais ao longo da sua vida útil, estimada em cerca de vinte anos. As torres podem ser tubulares ou entrelaçadas [35].

4.7.1 Torres tubulares

Para fabricar as torres tubulares pode usar-se aço ou betão, sendo, normalmente os diversos troços fixados no local com uma grua. Estas torres são mais seguras para o pessoal da manutenção, que pode usar uma escada interior para aceder à plataforma da nacelle

4.7.2 Torres entrelaçadas

As torres entrelaçadas são mais baratas, as fundações são mais ligeiras e o efeito de sombra da torre é atenuado; contudo, têm vindo a ser progressivamente abandonadas especialmente devido a questões ligadas com o impacto visual.

4.8 Componentes de um sistema eólico

Na figura 4.13, podemos ver a configuração de um sistema eólico interligado à rede elétrica.

Figura 4.13 - Configuração de um sistema eólico interligado à rede elétrica [36].


__________________________________________________________________________________ 62

4.8.1 Turbina eólica

A turbina eólica é considerada o componente mais característico de um sistema eólico, já que se encontra a seu cargo a transformação de energia cinética dos ventos em energia mecânica proveniente da sua rotação. Assim, a sua configuração terá uma influência direta no rendimento global do sistema.

4.8.2 Controlador de tensão

A corrente contínua produzida pelo gerador da turbina é encaminhada por intermédio de cabos elétricos para um controlador de tensão e posteriormente para o inversor. Este controlador de tensão equipado com uma carga de derivação, protege o inversor contra sobretensões. As sobretensões podem ocorrer perante grandes velocidades de rotação sobre fortes ventos ou por um aumento da velocidade da turbina causado por desligar o inversor da rede.

A carga de derivação apresenta-se como um elemento necessário para onde é enviada a sobretensão de modo a reduzir a velocidade e consequentemente o valor da tensão que de seguida é encaminhada para o inversor.

4.8.3 Inversor

O inversor tem a função de transformar a energia elétrica contínua produzida a partir da turbina eólica em energia elétrica alternada adequada para a rede elétrica.

Para efeitos de micro geração a frequência do sinal elétrico deve ser de 50 Hz e uma tensão de 230 V. Para tal encontram-se integrados transformadores de isolamento em alguns inversores comercializados.

4.8.4 Contador

Tal como referido nos sistemas fotovoltaicos, os contadores são equipamentos que permitem fazer leituras da produção ou do consumo de energia elétrica. Conforme o pretendido eles podem ser de consumo quando contam o consumo ou de produção quando contam a produção elétrica do sistema.


A ligação de uma unidade produtora requer vários cuidados nomeadamente ao nível da qualidade do sinal elétrico injetado na rede, no que respeita à propagação de harmónicos, fator de potência, desvio de tensão, frequência e fase, e no esquema de proteção anti-islanding utilizado. A proteção anti-islanding encontra-se integrada no inversor, e consiste num aparelho que corta automaticamente a ligação entre o sistema de produção e a rede, caso seja detetada alguma falha de tensão na rede.

CAPITULO 5

__________________________________________________________________________________


5 DIMENSIONAMENTO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO

É costume em Angola, com destaque para a cidade de Luanda recorrer-se à utilização de geradores a gasolina quando há interrupção no fornecimento de energia elétrica da rede. Entretanto, como se sabe a utilização de geradores a gasolina ou a diesel é nociva para o ambiente devido à emissão de CO2 e ao ruído gerado. Deste modo surge a necessidade de recorrer às energias renováveis como forma de reduzir o impacto ambiental.

Neste capítulo é feita uma abordagem comparativa em termos económicos e ambientais entre a utilização de um sistema fotovoltaico autónomo e a utilização de um gerador a gasolina. Por último, considerando a existência de um regime bonificado e geral em Angola igual ao de Portugal, foi analisado um sistema com ligação à rede elétrica pública com o objetivo de se determinar a tarifa de venda da energia produzida que permitirá rentabilizar o investimento.

5.1 Programa de simulação

Para dimensionar um sistema fotovoltaico é necessário conhecer os valores da radiação média do local onde se pretende instalar o sistema. Para determinar estes valores de radiação foi utilizado o software PVGIS. Este software permite estimar on-line a energia solar fotovoltaica de sistemas isolados ou ligados à rede dentro do continente Europeu e Africano, tem associado um mapa da Google de forma a facilitar a identificação do local de instalação [20].

A escolha do software PVGIS, em detrimento dos outros softwares como o SolTerm e Solarius-PV, deveu-se ao fato de ser um software bastante interativo e que disponibiliza as radiações solares das várias províncias de Angola.

O aspeto do software PVGIS, com África em fundo é apresentado na Figura 5.1.

Figura 5.1 - Mapa de site de cálculo da radiação solar e seu aproveitamento [20].

__________________________________________________________________________________ 64

5,56 5,72 5,69 5,91

Com este software podem-se determinar uma série de indicadores importantes, tais como[33]:

• Radiação horizontal diária e mensal;• Ângulo ótimo da inclinação dos painéis; • Radiação com ângulo ótimo;• Temperaturas médias diárias e mensais; • Estimação da produção com determinado tipo e potência de painéis FV.

5.2 Sistema Autónomo

O clima de Angola é tropical, com duas estações do ano. A Estação do CMaio a Setembro, e a Estação das Cestações do ano, os valores da radiação média diária para Luapresentado na Figura 5.2.

Da análise dos dados apresentados verificamês de Maio e os menores valores no mês de Outubro.

A habitação a analisar, tem características típicas das existentequatro quartos, uma sala, dois WC

Na Tabela 5.1 são apresentadas as quantidades, potências e tempos de funcionamento dos equipamentos elétricos considerados para

Figura 5.2 - Radiação média diária para Luanda

DIMENSIONAMENTO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO

__________________________________________________________________________________

5,916,39 6,38 6,24 5,95

5,66

4,75 5,03 5,03

se determinar uma série de indicadores importantes, tais como

Radiação horizontal diária e mensal; Ângulo ótimo da inclinação dos painéis;

ngulo ótimo; Temperaturas médias diárias e mensais; Estimação da produção com determinado tipo e potência de painéis FV.

l, com duas estações do ano. A Estação do Cacimbo (secMaio a Setembro, e a Estação das Chuvas (verão) de Setembro a Maio. Face a estações do ano, os valores da radiação média diária para Luanda varia

Da análise dos dados apresentados verifica-se que os maiores valores da radiação ocorrem no mês de Maio e os menores valores no mês de Outubro.

A habitação a analisar, tem características típicas das existentes em Luanda, é composta o quartos, uma sala, dois WC e uma cozinha.

s as quantidades, potências e tempos de funcionamento dos elétricos considerados para a instalação.

Radiação média diária para Luanda (kWh/m2/dia) [20

ENTO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO

__________________________________________________________________________________

5,03

se determinar uma série de indicadores importantes, tais como

Estimação da produção com determinado tipo e potência de painéis FV.

acimbo (seca) vai de huvas (verão) de Setembro a Maio. Face a estas duas

anda variam conforme

se que os maiores valores da radiação ocorrem no

s em Luanda, é composta por

s as quantidades, potências e tempos de funcionamento dos

/dia) [20].

CAPITULO 5

__________________________________________________________________________________


Tabela 5.1 – Caracterização dos pontos de consumo de energia elétrica.

Equipamentos

Quant. Potência nominal

(W)

Nº de horas de serviço (h/dia)

Consumo (E) (Wh/dia)

Verão Cacimbo Verão Cacimbo

Lâmpada p/ quarto 4 60 5 4 1200 960

Lâmpada p/ sala 2 60 5 6 600 720

Lâmpada p/ WC 2 60 2 1,5 240 180

Lâmpada na cozinha 2 36 3 4 216 288

Lâmpadas no quintal 2 75 6 6 900 900

TV 1 150 15 12 2250 1800

Aparelho de som 1 100 3 2 300 200

Frigorifico 1 170 24 20 4080 3400

Outros ---- 2000 1 1 2000 2000

Total 11786 10448

5.2.1 Determinação da potência do sistema autónomo

O sistema fotovoltaico foi dimensionado tendo em conta o consumo diário de energia E, expresso em kWh/dia. Dependendo das necessidades, pode-se utilizar o valor médio para o Verão ou para o Cacimbo.

A Equação 5.1 permite determinar a potência do sistema a ser instalado de modo a satisfazer o consumo diário.

%" = #

×

Onde:

PFV representa a potência do sistema;

E representa o consumo médio diário de energia;

Z representa a influência da localização e do mês do ano;

K representa as perdas globais do sistema.

O fator Z corresponde ao número de horas por dia de sol considerando uma intensidade de irradiação Standard de 1000 W/m2, incidindo numa superfície com uma área de 1 m2. Sendo assim, para o mês de Maio foi considerado um Z = 6,39 h/dia e para o mês de Outubro o valor de Z = 4,75 h/dia [18] [20].

A equação 5.2 permite determinar as perdas globais do sistema.

K = ××

(5.1)

(5.2)


__________________________________________________________________________________ 66

Onde:

• Perdas na cablagem (Ki): No dimensionamento dos cabos, deve-se garantir que as perdas fiquem limitadas a cerca de 3 %. Estas perdas são consideradas para o cabo que vai do sistema ao acumulador através do controlador de carga e para o cabo que vai do acumulador à carga através do controlador de carga. Por este motivo, será aplicado o valor de 6 % como perdas na cablagem. Isto significa que devemos reduzir pelo fator K I= 0,94 a energia gerada pelo sistema fotovoltaico.

• Perdas de conversão (Kc): A conversão da energia elétrica em energia química e de novo em energia elétrica, que ocorre no acumulador, é um processo difícil de calcular em termos energéticos, dado que envolve pormenores associados a construção, idade, temperatura, profundidade de descarga e da intensidade da carga e de descarga do acumulador. Na prática é aceite uma perda média de 10 %, o que implica a redução da energia produzida pelo sistema pelo fator KC = 0,9.

• Perdas por desajuste (Km): Estas perdas são o resultado da variação do nível da tensão durante o funcionamento do sistema. Os diferentes níveis de tensão, observados pelo sistema FV aos terminais do acumulador, são determinados pelo respetivo estado de carga do mesmo e da temperatura. Isto significa que o sistema fotovoltaico está com frequência a operar fora do seu ponto de potência máximo, o que, contudo, depende simultaneamente da radiação e da temperatura. Este desvio de tensão, conhecido por desajuste, é estimado como uma perda média de energia de 10 %. Esta perda leva ao fator adicional de perda Km = 0,9.

Com os valores das perdas determinadas foi possível calcular a perda global do sistema.

K= 0.94×0.9×0.9

= 0,76

Obtido o valor do fator Z e da perda global, foi determinada a partir da equação 5.1 a potência do sistema FV para as duas estações do ano. Optou-se por dimensionar o sistema para o mês mais desfavorável do Verão, que é Outubro e para o mês com maior radiação do Cacimbo, que é Maio. Os resultados do dimensionamento são apresentados na Tabela 5.2.

Tabela 5.2 - Determinação da potência do sistema fotovoltaico

Estação Consumo de Energia (Wh/dia)

Mês Z (h/dia) K Potência FV a instalar (Wp)

Verão 11786 Outubro 4,75 0,76 3264,81

Cacimbo 10448 Maio 6,39 0,76 2151,39

Da análise dos dados foi concluído que para garantir o nível de fiabilidade e operacionalidade do sistema no Verão, precisamos de escolher um sistema de 3300 Wp. Com este valor de potência, corremos o risco óbvio de sobre-dimensionar o sistema FV para os meses do Cacimbo.

CAPITULO 5

__________________________________________________________________________________


5.2.2 Número de módulos

Optou-se por utilizar um módulo de células policristalinas da marca KYOCERA KC 190GH-2PU por apresentar melhor relação preço - eficiência. Este módulo apresenta as seguintes características: eficiência de 14 %; Icc = 8,82 A; Uca = 29,5 V; UMPP = 23,6 V; IMPP = 8,06 A e PMPP = 190 W.

A equação 5.3 permite determinar o número de módulos para o sistema.

$% =

Onde:

nmod representa o número de módulos;

PPV representa a potência do sistema fotovoltaico;

PMPP representa a potência máxima do módulo.

$% = ))*

= 17, 75

Tendo em conta as incongruências que podem advir do funcionamento do sistema na medida em que, nem sempre a radiação solar é favorável para o correto funcionamento dos módulos optamos por arredondar o número de módulos para 18.

5.2.3 Dimensionamento dos acumuladores

A equação 5.4 permite determinar a capacidade do acumulador.

= &×'

(×

Onde:

Cb representa a capacidade do acumulador;

WD representa o consumo diário em Ah;

ND representa os dias de reserva;

Kd representa a profundidade de descarga do acumulador;

KBat representa a eficiência do acumulador.

O consumo diário é determinado utilizando a equação 5.5.

= )%$%$á *$%(&)

ã%%+,%+-.*+

(5.3)

(5.4)

(5.5)


__________________________________________________________________________________ 68

= +,-./

= 491,1Ah

Conhecendo o consumo diário é possível calcular a capacidade do acumulador.

= /*,×),,×,+

= 2600,03 Ah

Foram utilizados dois acumuladores da marca Faam modelo OPzS C100 com 2600 Ah de capacidade e uma tensão de 12 V. Os acumuladores estão ligados em série.

5.2.4 Dimensionamento do Regulador de Carga

No dimensionamento do regulador de carga é necessário verificar quais são as correntes máximas que ele deverá suportar tanto do lado dos módulos quanto do lado das cargas e por fim selecionar o controlador em função do maior valor da corrente.

A equação 5.6 permite determinar a corrente do lado das cargas.

= × )%$%$á *$%(&)

ã%%+,%+-.*+

Foi considerado um fator de simultaneidade (Fs) de 50 % o que implica dizer que 50% dos equipamentos estarão ligados em simultâneo. Para este cenário o valor da corrente é a seguinte:

= 0, 5× ).../

= 65,04 A

A corrente do lado dos módulos é determinada a partir da equação 5.7

= ×Númerodemódulosemparalelo

= 8, 82×2

= 17, 64 A

Foi utilizado um regulador de carga do tipo MPP da marca Steca modelo Tarom 2070. Este regulador está preparado para funcionar num intervalo de temperatura de -10 a 60 oC, tem 188×128×49 mm de dimensões e uma corrente máxima do lado das cargas de 70 A o que torna a sua escolha adequada para o projeto.

5.2.5 Dimensionamento do inversor

De forma a garantir um melhor funcionamento dos sistemas autónomos, as pequenas cargas, nomeadamente os equipamentos de iluminação, podem ser alimentados através de uma rede DC e as restantes cargas são ligadas ao inversor. Para o presente caso por razões económicas

(5.6)

(5.7)

CAPITULO 5

__________________________________________________________________________________


não será feita esta distinção uma vez que os equipamentos normalmente utilizados em corrente contínua são mais caros o que aumentaria em muito o custo total da instalação [14].

A expressão 6.8 permite determinar a potência nominal do inversor.

!= ∑ + Reservadesegurança

! = 702 + 150 + 100 + 170 + 2000

= 3122 W

Escolheu-se o inversor SI 3324 da marca Steca. Este inversor tem uma potência de saída de 3300W e um rendimento de conversão de 95%.

5.2.6 Dimensionamento dos cabos

5.2.6.1 - Cabo das fileiras

O cabo da fileira deve ser dimensionado para 1,25 vezes a corrente que circula na fileira em condições CTS. A equação 5.9 permite determinar a corrente DC que o cabo da fileira deve ser capaz de transportar.

≥ 1, 25 ×

= 1, 25× 8, 06

= 10, 07A

A equação 5.10 permite calcular a secção transversal do cabo da fileira, assumindo o mesmo comprimento para todos os cabos das fileiras. Neste caso, assume-se que haverá uma perda de potência de 1 % em relação à potência da fileira para as condições de referência CTS.

"!= .×0#×$

%×1#%%×2

Onde:

Sfil min representa a secção transversal do cabo;

LM representa o comprimento do cabo do módulo e da fileira;

Ifil representa a corrente da fileira;

UMPP representa a tensão da fileira;

k – representa a condutividade elétrica (cobre Kcu = 56).

Sendo que:

"! = .×/×,,-

%×..,/×3-

= 1, 89 mm2

(5.8)

(5.9)

(5.10)


__________________________________________________________________________________ 70

5.2.6.2 - Cabo principal DC

O cabo principal DC, assim como as linhas dos vários módulos fotovoltaicos, devem ser capazes de transportar a corrente máxima produzida pelo sistema fotovoltaico.

De acordo com a norma europeia IEC 60364-7-712, o cabo principal DC deve ser capaz de transportar 1,25 vezes a corrente de curto-circuito do sistema fotovoltaico. A expressão 5.11 permite determinar a corrente que o cabo principal DC deve ser capaz de transportar.

& ≥ 1, 25 × '(

= 1, 25×17, 64

= 22, 05A

A secção transversal S CABO DC é determinada a partir da equação 5.12.

)*+,! = .×0-.×/0

45×512×2

Onde:

Scabo DC min representa a secção transversal do cabo;

LDC representa o comprimento do cabo principal DC;

In representa a corrente nominal do gerador fotovoltaico;

FP representa o fator de perdas;

PPV representa a potência nominal do gerador fotovoltaico;

k- representa a condutividade elétrica (cobre Kcu = 56).

Para o caso em estudo temos o seguinte:

)*+,!= .××-,.0,×))×3-

= 2, 81 mm2

5.2.6.3 - Cabos AC

Para o cálculo da secção transversal do cabo de alimentação AC, assume-se uma queda de tensão máxima admissível na linha de 3 %, relativamente à tensão nominal da rede.

A secção transversal ScaboAC para uma instalação monofásica é calculada através da equação 5.13.

)*3,!= ×!"×!"×)%/

%×0×

(5.11)

(5.13)

(5.12)

CAPITULO 5

__________________________________________________________________________________


Onde: LAC corresponde o comprimento do cabo do ramal AC;

InAC corresponde a corrente nominal AC do inversor;

Un corresponde a tensão nominal da rede;

K corresponde a condutividade elétrica;

Cos corresponde ao fator de potência.

Para o caso em estudo:

)*3,!= .×.×-×,,,)×.)×3-

= 1, 33 mm2

Aplicando a norma Portuguesa exigida pela Regras Técnicas das Instalações Elétricas de Baixa Tensão ( R.T.I.E.B.T ) a secção mínima admissível para o cabo AC é de 6 mm2.

5.2.7 Suporte dos módulos

Consideram-se suportes feitos à medida do sistema FV. Estes suportes, de grande simplicidade, chegam a ser fabricados pela empresa instaladora, de acordo com o número de módulos que se pretende instalar.

5.2.8 Orientação

De acordo com a base de dados PVGIS-helioclim a inclinação ótima dos módulos para Luanda é de 14o, orientados para Norte.

5.2.9 Disposição do sistema

O sistema estará instalado sobre o telhado em duas fileiras, cada fileira terá nove módulos ligados em série.

Por formas a evitar o sombreamento entre os módulos as fileiras estarão espaçadas de 1,13 m de distância o que implica que a área ocupada para a instalação dos módulos é de 33,23 m2.

5.2.10 Orçamento total da instalação

A Tabela 5.3 apresenta os preços dos equipamentos a serem utilizados na instalação.


__________________________________________________________________________________ 72

Tabela 5.3 - Orçamento total da instalação.

Componente

Preço unitário (Kz)

Quant.

Preço total (Kz)

Modulo KYOCERA KD 190 GH – 2PU 48.915,00 18 880.470,00

Inversor STECA modelo SI 3324 401.362,052 1 401.362,052

Regulador de carga STECA modelo Tarom 2070 47.971,56 1 47.971,56

Bateria estacionária Faam OPzS C100 – 2600Ah 505.300,432 2 1.010.600,864

Cabo (100 m/secção 1×6 mm²) 14.682,99 1 14.682,99

Suporte dos Módulos ------------------- --------- 35.000,00

Transporte e Montagem -------------------- --------- 150.000,00

Total 2.540.087,47

20.740,49 €

OBS: Segundo indicação do fabricante o módulo tem uma vida útil de 20 anos.

Da análise feita aos preços verifica-se que os módulos e as baterias são os equipamentos mais caros da instalação. Com realce para os acumuladores que representam aproximadamente metade do custo total da instalação. Por esta razão o seu dimensionamento é importante porque pode aumentar muito o custo total de uma instalação.

5.2.11 Simulação do sistema

Da simulação feita a partir do software PVGIS obtiveram-se os seguintes parâmetros:

• Ed corresponde à média diária de energia produzida pelo sistema (kWh); • Em corresponde à média mensal de energia produzida pelo sistema (kWh).

Estes parâmetros são apresentados na Tabela 5.4.

CAPITULO 5

__________________________________________________________________________________


Tabela 5.4-Energia produzida anualmente pelo sistema

Realizada a simulação o programa apresenta as perdas estimadas devido à temperatura de 17,4% (com temperatura ambiente local) outras perdas (cabos, inversor etc.) de 16,5% perfazendo uma perda total do sistema de 30,8%.

Com esta produção anual de energia o sistema mostra-se preparado para suportar todas as cargas identificadas.

5.3 Dimensionamento do gerador a gasolina

Tendo em conta as perdas no cabo de transporte e nas ligações, é aconselhável dimensionar a potência do gerador através da equação 5.14 [38]:

= + 0, 25 ×

= 3122 + 0, 25 × 3122

= 3902, 5 W

Optou-se por utilizar um gerador da marca Kompak modelo GG5000F, com uma potência nominal de 4 kW, arranque manual, capacidade do depósito de 22L e 690×520×570 mm de dimensões.

5.3.1 Regime de uso do gerador

O gerador será utilizado unicamente em caso de corte da fonte principal de energia. Em média os cortes de energia elétrica em Luanda ocorrem cinco vezes por semana durante o período noturno que vai das 18h às 00h e três vezes por semana no período diurno que vai das 10h às

Mês do ano Ed (kWh) Em(kWh) Janeiro 11,50 356

Fevereiro 12,60 378

Março 12,00 373

Abril 12,70 379

Maio 14,90 463

Junho 14,20 427

Julho 13,80 397

Agosto 13,50 394

Setembro 11,90 357

Outubro 10,70 330

Novembro 11,30 350

Dezembro 11,30 350

Média mensal 12,53 375,5

Total anual 4554

(5.14)


__________________________________________________________________________________ 74

18h. É frequente o uso de gerador apenas durante o período noturno porque é neste período onde é necessário a iluminação artificial.

Na Tabela 5.4 é apresentado o orçamento, custo de operação bem como alguns aspetos inerentes ao funcionamento do gerador. Tabela 5.5 - Orçamento e custo de operação do gerador elétrico.

Equipamento Gerador a gasolina

Preço unitário 150.000 Kz

Quantidade 1

Dias de funcionamento/Semana 5

Horas de funcionamento/Dia 6

Horas de funcionamento/Semana 30

Consumo de gasolina/hora 1,5 l/h

Consumo de gasolina/Semana 45 l/semana

Consumo de gasolina/ano 2.340 l/ano

Número de manutenção/ano 1

Custo de operação Preço da gasolina/litro 60 Kz

Preço da gasolina/ano 140.400 Kz /ano

Preço da manutenção/ano 10.000 Kz /ano

Custo total de operação 1ª ano 150.400 Kz

Total (Preço unitário + custo total de operação 1ª ano) 305.400 Kz

2.493,67 €

5.4 Análise de resultados

Analisando os resultados obtidos verifica-se que apesar dos sistemas autónomos apresentarem grandes vantagens ao consumidor, uma vez que o sistema exige pouca manutenção, elimina a dependência do fornecimento da energia da rede nacional, caso não haja falha no sistema, garante fiabilidade porque o sol em Luanda permite essa possibilidade. A nível nacional apresenta a vantagem por ser uma forma de energia limpa permitindo a redução da dependência do petróleo e a emissão de CO2 para a atmosfera. Apesar destas vantagens, este tipo de alternativa não é acessível para a maioria dos cidadãos por ser bastante cara a sua instalação. Em contra partida, a compra de gerador elétrico apriori torna-se economicamente mais viável para o cidadão, porque o preço de aquisição mais o custo total de operação contabilizados para 5 anos é de 1.527.000 Kz (12.468,36 €).

Fazendo uma análise a longo prazo verifica-se que para além das vantagens ambientais referidas anteriormente os sistemas autónomos são economicamente mais viáveis em comparação com o uso de geradores elétricos. Para o estudo considerou-se uma vida útil para o gerador de 5 anos. Verifica-se que durante os vinte anos de operação do sistema autónomo, serão necessários 4 geradores intercalados de 5 em 5 anos. Caso os preços não se alterem, o que é pouco provável porque com a inflação os preços tendem a aumentar, só para a compra e

CAPITULO 5

__________________________________________________________________________________


garantia do funcionamento do gerador ao longo dos 20 anos serão necessários 6.108.000 Kz (49.873,44 €), o que ultrapassa em muito o orçamento total do sistema autónomo apresentado na Tabela 5.3.

5.5 Sistema com ligação à rede

O sistema a dimensionar está limitado a uma potência máxima de ligação a rede de 3,68 kW.

5.5.1 Número de módulos

Optou-se por utilizar um módulo com características semelhantes ao descrito na secção 5.2.2.

Utilizando a equação 5.3 temos:

$% = )-,*

= 19, 36

Na prática ao longo do ano, os valores de radiação não permanecem conforme o previsto, pelo que a potência nominal dos sistemas fotovoltaicos é raramente atingida no seu funcionamento normal. Por esta razão serão utilizados 20 módulos fotovoltaicos ao invés de 19.

5.5.2 Dimensionamento do Inversor

O sistema será configurado com um único inversor central. Uma vez que a tensão por fileiras será maior que 120 V, este tipo de configuração tem como principal vantagem as menores correntes que atravessam os condutores, pelo que é possível reduzir a secção dos cabos.

Dado que os inversores são fornecidos para vários níveis de potência e que a potência total do sistema fotovoltaico é determinada pela área útil disponível, é utilizado um rácio entre as potências do sistema FV e do inversor de 1:1 [18]. Qualquer desvio é tomado com base neste rácio e definido para o intervalo representado pela Equação 5.15.

Intervalodepotência= 0, 7× < < 1, 2 ×

= 0, 7× 3, 68 < < 1, 2 × 3, 68

= 2, 58kW < < 4, 42 kW

Dentro desta analogia escolheu-se o inversor SB 3300 da marca SMA. Este inversor tem as seguintes características: Umin DC = 200 V ; Umax DC = 500 V; Imax DC = 20 A; PACmax =3600 W; PACnom =3300 W e eficiência =94,4%.

5.5.2.1 - Número máximo de módulos por fileira

O número máximo de módulos ligados em série deriva do quociente entre a tensão DC máxima admissível do inversor e a tensão de circuito aberto do módulo à temperatura de -10 oC conforme é apresentado pela Equação 5.16 [18].

$á = 0#$%(&)

0'((ó)*+º,)

(5.15)

(5.16)


__________________________________________________________________________________ 76

Onde:

nmax corresponde o número máximo de módulo por fileira;

Umáx (INV) corresponde a tensão máxima DC de entrada no inversor;

UOC (Módulo -10 ºC) corresponde a tensão de circuito aberto dos módulos à temperatura de -10 oC.

A tensão de circuito aberto do módulo à temperatura de -10 oC é determinada utilizando a Equação 5.17.

(ó !" )= 1, 14 × (CTS)

= 1, 14 × 29, 5

= 33, 63V

Obtido o valor da tensão de circuito aberto à temperatura de -10 oC foi calculado o número máximo de módulos ligados em série utilizando a equação 5.16.

$á = 3)),-)

= 14

5.5.2.2 Número mínimo de módulos por fileira

Se a tensão operacional do gerador diminuir abaixo da tensão mínima do inversor, a eficiência global do sistema ficará comprometida e, na pior das hipóteses, poderá provocar a interrupção do funcionamento do inversor. Por este motivo, o sistema deverá ser dimensionado de tal modo que o número mínimo de módulos ligados em série numa fileira, derive do quociente entre a tensão mínima de entrada do inversor e a tensão MPP do módulo à temperatura de 70 oC [18].

A Equação 5.18 permite calcular o número mínimo de módulos que é possível ligar em série numa fileira:

$*= 0-./(0)

0122(ó)*3º,)

Onde:

nmin corresponde o número mínimo de módulos ligados em serie;

UMPP (INV min) corresponde a tensão mínima DC de entrada no inversor;

UMPP (Módulo 70 ºC) corresponde a tensão MPP do módulo à temperatura de 70 oC.

A tensão de circuito aberto do módulo à temperatura de 70 oC é dada pela Equação 5.19.

(ó # )= 0, 82 × $%%

= 1, 14 ×23, 6

= 26, 9 V

(5.18)

(5.17)

(5.19)

CAPITULO 5

__________________________________________________________________________________


Tendo o valor de (ó # ) foi calculado o número mínimo de módulos em serie

numa fileira.

=

.

.-,*

= 7, 48

5.5.2.3- Determinação do número de fileiras

O número máximo de fileiras deverá ser igual ao quociente entre os valores máximos da corrente do inversor e da fileira de módulos conforme ilustra a Equação 5.20.

1*2 ≤ $/4(5)

Onde:

n fil corresponde o número de fileiras;

IInv (máx) corresponde a corrente máxima DC de entrada no inversor;

I fil corresponde a corrente máxima DC por fileira.

Do caso em estudo:

1*2 ≤ .,,.

1*2 ≤ 2,5

5.5.3 Dimensionamento dos cabos

De acordo com as características técnicas do projeto, a secção dos cabos a utilizar está em conformidade com a secção dos cabos descritos no ponto 5.1.6, pelo que é desnecessária a repetição dos cálculos.

5.5.4 Proteção do sistema

5.5.4.1 - Interruptor DC

De acordo com a norma europeia IEC 60364-7-712, deve ser instalado um aparelho de corte geral entre o gerador fotovoltaico e o inversor. Este aparelho de corte é um interruptor DC que é dimensionado através da Equação 5.21.

= 1, 25×

Sendo que:

= 1, 25×17, 64

= 22, 05 A

(5.20)

(5.21)


__________________________________________________________________________________ 78

Escolheu-se um interruptor com uma corrente nominal de 25 A da marca ABB, modelo OTDC16.

5.5.4.2 - Caixa de junção geral, Interruptor AC e Disjuntor.

A caixa de junção vai ser instalada no exterior, deve estar protegida no mínimo, com proteção IP 54 e deve ser resistente aos raios UV.

No lado AC optou-se por instalar um Interruptor Diferencial Bipolar com uma corrente nominal de 25A e 30 mA de sensibilidade do tipo B da marca Hager, modelo CDC225P.

Optou-se por instalar um disjuntor com uma corrente nominal de 20 A da marca Schneider.


Para ligar o sistema à rede pública selecionou-se a portinhola de acordo com a norma EDP, DMA-C62-807/N [32].

A portinhola tem associado um fusível com 10×38 de tamanho e 25 A de corrente nominal. Este fusível serve para proteção e corte na portinhola.

5.5.6 Disposição do sistema e suporte dos módulos

Os módulos FV estão dispostos sobre o telhado em duas fileiras orientadas conforme o descrito no ponto 5.2.8. Cada fileira terá 10 módulos ligados em serie.

Os painéis estarão espaçados de 1,13 m de distância, a área necessária para a instalação dos módulos é de 36, 93m2. O suporte dos módulos será feito à medida do sistema fotovoltaico.


A Tabela 5.5 apresenta os preços dos equipamentos e o orçamento total da instalação.


Componente


Quant.

Preço total (Kz)

Modulo KYOCERA KD 190 GH-2PU 48.915,00 20 978.300,40

Inversor SB 3300 da marca SMA 402.362,052 1 402.362,052

Cabo (100 m/secção 1×6 mm²) 14.682,99 1 14.682,99

Interruptor DC 10.288,10 1 10.288,10

Caixa de junção geral 6.150,2 1 6.150,20

Interruptor AC 10.288,10 1 10.288,10

Disjuntor 9.840,32 1 9.840,32

Contador de energia elétrica 20.000,00 1 20.247,76

Portinhola 15.530,44 1 15.530,44

Suporte dos Módulos ----------------------- ------------- 35.000,00

Transporte e Montagem ---------------------- ------------- 150.000,00

Total 1.652.690,36

13.494,65 €

CAPITULO 5

__________________________________________________________________________________


Da análise feita aos dados verifica-se que os módulos são os equipamentos mais caros da instalação e que o orçamento da instalação total é aproximadamente metade do orçamento apresentado na tabela 5.3, o que leva a concluir que os acumuladores aumentam os custos de um sistema autónomo.

5.5.8 Simulação do sistema

Da simulação feita a partir do software PVGIS obtiveram-se os seguintes parâmetros:

• Ed corresponde à média diária de energia produzida pelo sistema (kWh); • Em corresponde à média mensal de energia produzida pelo sistema (kWh).

Estes parâmetros são apresentados na Tabela 5.6.

Tabela 5.7 - Energia produzida anualmente pelo sistema

Realizada a simulação o programa apresenta as perdas estimadas devido à temperatura de 17,4% (com temperatura ambiente local) outras perdas (cabos, inversor etc.) de 16,5% perfazendo uma perda total do sistema de 30,8%.

5.5.9 Análise económica do investimento

Supondo que a energia produzida será vendida a uma tarifa bonificada durante 15 anos e que a amortização do investimento é feita em 7 anos, pretende-se determinar qual deverá ser o preço de venda de cada kWh produzido por forma a tornar o investimento rentável. Após os 15 anos será aplicado o regime geral onde a tarifa de venda da energia é igual à tarifa de compra 3,35 Kwanzas (Kz) /kWh [39].

Serão analisados três cenários distintos. No primeiro cenário é considerado que a produção anual de energia pelo painel é constante, no segundo caso é considerado que a produção tem

Mês do ano Ed (kWh) Em(kWh) Janeiro 14 435

Fevereiro 14,3 400

Março 14,1 438

Abril 14,7 442

Maio 16,2 501

Junho 16,4 493

Julho 16,1 498

Agosto 15,3 473

Setembro 14,4 433

Outubro 12,1 374

Novembro 12,7 382

Dezembro 12,7 395

Média mensal 14,4 439

Total anual 5260


__________________________________________________________________________________ 80

uma perda de 2% ao ano e no terceiro cenário é feita uma abordagem tendo em conta a realidade Portuguesa na medida em que o regime bonificado é repartido em dois períodos de 8 e 7 anos com tarifas diferentes.

Segundo o Banco Nacional de Angola (BNA) a taxa base para os juros em Angola é de 10,25% ao ano, face a este valor optamos por utilizar uma taxa de atualização de 12% [40].

Durante toda análise económica do investimento é considerado que os preços são constantes ao longo dos anos, ou seja, a taxa de inflação não é considerada.

Na Tabela 5.8 são apresentados os indicadores de viabilidade económica do investimento considerando uma produção de energia constante para todos os anos.

Tabela 5.8 - Análise económica considerando uma produção de energia constante ao longo do ano.

Produção anual (kWh)

Número de anos

VAL (Kz)

TIR (%)

Payback (Anos)

Tarifa (Kz/kWh)

Tarifa (€/kWh)

Regime bonificado

3.068.130,06 31,33 7

131,45 1,070 5260 15

Regime geral 3,35 0,027

5260 5

A Tabela 5.9 apresenta os indicadores de viabilidade económica para o segundo caso de estudo, considerando uma perda na produção de energia de 2% ao ano.

CAPITULO 5

__________________________________________________________________________________


Tabela 5.9 - Análise económica considerando uma perda de 2% na produção anual de energia.


Número de anos

VAL (Kz)

TIR (%)

Payback (Anos)

Tarifa (Kz/kWh)

Tarifa (€/kWh)

Regime bonificado

3.075.987,46

23,03

7

146,35

1,190

5260 15

5154,8

5049,6

4944,4

4839,2

4734

4628,8

4523,6

4418,4

4313,2

4208

4102,8

3997,6

3892,4

3787,2

Regime geral

3,35

0,027

3.711,45 5

3.637,23

3.564,48

3493,19

3.423,33

Na Tabela 5.10 foi apresentado os indicadores de viabilidade económica para um regime bonificado repartido em dois períodos de 8 e 7 anos com perdas na produção de 2% ao ano.


__________________________________________________________________________________ 82

Tabela 5.10 - Análise económica considerando uma perda de 2% na produção anual de energia e regime bonificado repartido em duas fases.


Número de anos

VAL (Kz)

TIR (%)

Payback (Anos)

Tarifa (Kz/kWh)

Tarifa (€/kWh)

Regime bonificado

3.067.387,69

20,33

7

147,99 1,203

15

5260

8

5154,8

5049,6

4944,4

4839,2

4734

4628,8

4523,6

139,95

1,138

4418,4

7

4313,2

4208

4102,8

3997,6

3892,4

3787,2

Regime geral

3,35 0,027

3.711,45

5

3.637,23

3.564,48

3493,19

3.423,33


Na Tabela 5.8 é considerado um caso ideal em que a produção é constante ao logo dos anos. Pelo fato de não existirem perdas na produção o valor de venda de energia, que permite recuperar o investimento, apresentado nesta tabela é inferior face aos valores apresentados na Tabela 5.9 e 5.10 onde foram consideradas perdas de 2% ao ano.

Na Tabela 5.10 é apresentada uma situação semelhante à de Portugal onde o regime bonificado tem duração de 15 anos e repartido em dois períodos de 8 e 7 anos com tarifas de venda diferentes. De acordo a realidade de Angola, no que concerne ao custo de investimento, os valores a serem pagos no regime bonificado é cerca de 4 vezes superior aos valores de venda praticados atualmente em Portugal de 0,326 €/kWh no primeiro período e 0,185€/kWh

CAPITULO 5

__________________________________________________________________________________


no período seguinte [18]. Por outro lado, nota-se que no regime geral o preço de venda é bastante inferior ao praticado em Portugal, independentemente do comercializador de último recurso escolhido.

Para os três cenários analisados o preço de venda de eletricidade, no regime bonificado, é cerca de 40 vezes superior ao preço de compra o que torna o investimento bastante rentável.

O valor do TIR obtido nos três casos de estudo é superior ao valor da taxa de atualização do investimento. Este fato mostra que o investimento consegue gerar uma taxa de rendibilidade superior ao custo de oportunidade do capital investido tornando o investimento economicamente viável.

Ao ser considerada uma perda de 2% o sistema produz menos ao ano, registar-se-ia o contrário se as perdas fossem de 1%. Face a esta situação, a escolha de equipamentos mais eficientes permitirá reduzir as perdas do sistema e tornar o investimento ainda mais rentável.

Este estudo também podia ser feito de forma diferente, ou seja considerando as tarifas de venda praticadas em Portugal e daí determinar-se qual devera ser o VAL,TIR e o Payback. Caso o estudo fosse feito nesta perspetiva observava-se que os valores do VAL e do TIR seriam mais reduzidos e o Payback do investimento seria superior a 7 anos.

CAPITULO 6

__________________________________________________________________________________


6 DIMENSIONAMENTO DO SISTEMA EÓLICO

Este capítulo apresenta uma análise comparativa em termos económicos da instalação de uma turbina eólica na região do Planalto Central mais propriamente na Província do Namibe. Considerando uma potência máxima de ligação a rede de 3,68 kW foi analisada uma situação hipotética quanto à aplicação de um regime bonificado e geral em Angola, o qual permite determinar o valor da tarifa de venda da energia produzida por forma a viabilizar o investimento neste tipo de aproveitamento.

6.1 Sistema com ligação à rede

Segundo o ministério da Energia e Águas, a velocidade média anual do vento na Província do Namibe é de 5,2 m/s a uma altitude de 40 metros [41].

6.1.1 Aerogerador

O aerogerador a ser instalado é o Windspot 3,5kW da marca Sonkyo Energy. Este aerogerador apresenta as seguintes características: 95% de eficiência; Rotor horizontal trifásico com 4,05 m de diâmetro; Gerador síncrono de ímanes permanentes e três pás [42].

A curva característica do funcionamento do aerogerador e apresentada na Figura 6.1.

Figura 6.1 - Curva de potência do gerador Windspot 3,5 kW [42].

6.1.2 Retificador e controlador de tensão

O retificador e o controlador de tensão, necessário para proteger o inversor de sobretensões, estão incorporados numa Windy Boy Protection Box-500 da marca SMA.

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

P (kW)

V (m/s)

DIMENSIONAMENTO DO SISTEMA EÓLICO

__________________________________________________________________________________ 86

Para que a proteção contra sobretensões funcione será necessário ligar ao Windy Boy Protection Box-500 uma carga de derivação, que permita transformar o excesso de energia em calor. A carga de derivação deverá ser dimensionada de acordo com o sistema, de modo a suportar uma permanente sobrecarga da turbina. O fabricante do Windy Boy Protection Box-

500, SMA Technologies, disponibiliza cargas de derivação previamente ajustadas para usar com este dispositivo. A carga não deverá ser instalada perto do Windy Boy Protection Box-500, no entanto a distância entre ambos não deverá exceder os 3 metros [42].

6.1.3 Inversor

O inversor a utilizar é o WB 3800, da marca SMA. Este inversor tem uma corrente máxima DC de entrada Imáx = 18 A, corrente máxima AC de saída Imáx = 16 A, potência de saída ajustável para o valor pretendido e uma eficiência máxima de 95,6%. Graças a um sistema interno de refrigeração é possível o funcionamento em locais com temperaturas elevadas. A curva polinomial do inversor é programável, permitindo uma adaptação ideal à curva de potência da turbina, o que permite aumentar o rendimento do sistema [43].

6.1.4 Proteção do sistema e ligação a rede

Face às características técnicas desta instalação os dispositivos a utilizar para proteção do sistema e ligação à rede apresentam as mesmas características elétricas dos dispositivos utilizados nas Secções 5.5.4 e 5.5.5 do Capítulo 5.


A Tabela 6.1 apresenta os preços dos equipamentos e o respetivo orçamento para a instalação.


Componente


Quant.

Preço total (Kz)

Aerogerador (Torre de 18 m) 1.359.034,295 1 1.359.034,295

WPB Box-500 167.900,46 1 167.900,46

Inversor WB 3800 246.254,008 1 246.254,008

Cabo (100 m/secção 1×6 mm²) 14.682,99 1 14.682,99

Interruptor DC 10.288,10 1 10.288,10

Caixa de junção geral 6.150,2 1 6.150,20

Interruptor AC 10.288,10 1 10.288,10

Disjuntor 9.840,32 1 9.840,32

Contador de energia elétrica 20.000,00 1 20.247,76

Portinhola 15.530,44 1 15.530,44

Transporte e Montagem ---------------------- ------------- 300.000,00

Total 2.160.216,67

17.638,74 €

CAPITULO 6

__________________________________________________________________________________

Ernesto João Casimiro Quiçama

Da análise dos dados notaapresentado na Tabela 5.5. Ao contrário do siinversor é o equipamento com valor unitário mais elevado da instalação, no sistema eólico o aerogerador é o equipamento com maior valor, representando aproximadamente metade do valor total do orçamento da instalação.

6.1.6 Energia média produzida

De acordo a velocidade média do vendo, fazendo uma correspondência da mesma no eixo das ordenadas obtém-se a média anual de energia produzida pelo aerogeapresentada na Figura 6.2.

A energia média produzia anualmente é de 6000 kW

6.1.7 Análise económica

Na Tabela 6.2 são apresentadoinvestimento, considerando uma produção de energia constante ao

Tabela 6.2 - Análise económica considerando uma produção de energia


Número de anos

Regime bonificado

6000 15

Regime geral

6000 5

Figura 6.2

____________________________________________________________

Da análise dos dados nota-se que o orçamento total da instalação é superior ao valor apresentado na Tabela 5.5. Ao contrário do sistema fotovoltaico com ligação àinversor é o equipamento com valor unitário mais elevado da instalação, no sistema eólico o aerogerador é o equipamento com maior valor, representando aproximadamente metade do valor total do orçamento da instalação.

produzida anualmente

De acordo a velocidade média do vendo, fazendo uma correspondência da mesma no eixo das se a média anual de energia produzida pelo aerogerador. Esta situação é

produzia anualmente é de 6000 kWh.

do investimento

apresentados os indicadores de viabilidade económica considerando uma produção de energia constante ao longo do

lise económica considerando uma produção de energia

Número de anos

VAL (Kz)

TIR (%)

Payback (Anos) (Kz/kWh)

4.099.264,59 31,72 7 15

2 - Curva da energia produzida anualmente (kWh) [42

____________________________________________________________

87

se que o orçamento total da instalação é superior ao valor stema fotovoltaico com ligação à rede, onde o

inversor é o equipamento com valor unitário mais elevado da instalação, no sistema eólico o aerogerador é o equipamento com maior valor, representando aproximadamente metade do

De acordo a velocidade média do vendo, fazendo uma correspondência da mesma no eixo das rador. Esta situação é

os indicadores de viabilidade económica associados ao longo do ano.

lise económica considerando uma produção de energia constante ao ano.

Tarifa (Kz/kWh)

Tarifa (€/kWh)

152,85 1,243

3,35 0,027

a produzida anualmente (kWh) [42].


__________________________________________________________________________________ 88

A Tabela 6.3 mostra os indicadores de viabilidade económica considerando uma perda na produção de energia de 2% ao ano.

Tabela 6.3 - Análise económica considerando uma perda de 2% na produção anual de energia.


Número de anos

VAL (Kz)

TIR (%)

Payback (Anos)

Tarifa (Kz/kWh)

Tarifa (€/kWh)

Regime bonificado

4.003.173,37

22,85

7

165,99

1,349

6000

15

5880

5762,4

5647,15

5534,21

5423,52

5315,05

5208,75

5104,57

5002,48

4902,43

4804,38

4708,13

4614,30

4521,85

Regime geral

3,35 0,027

4431,41

5

4342,78

4255,93

4170,81

4087,39

Na Tabela 6.4 foi considerada uma perda de 2% na produção anual de energia e um regime bonificado repartido em dois períodos de 8 e 7 anos respetivamente.

CAPITULO 6

__________________________________________________________________________________


Tabela 6.4 - Análise económica considerando uma perda de 2% na produção anual de energia e regime bonificado repartido em duas fases.


Número de anos

VAL (Kz)

TIR (%)

Payback (Anos)

Tarifa (Kz/kWh)

Tarifa (€/kWh)

Regime bonificado

4.009.680,50

26,12

7

170,99 1,390

15

6000

8

5880

5762,4

5647,15

5534,21

5423,52

5315,05

5208,75

150,99

1,228

5104,57

7

5002,48

4902,43

4804,38

4708,13

4614,30

4521,85

Regime geral

3,35 0,027

4431,41 5

4342,78

4255,93

4170,81

4087,39


A tarifa para o regime bonificado apresentada na Tabela 6.2 é inferior às tarifas apresentadas nas Tabelas 6.3 e 6.4, isto porque ao ser considerado uma perda de 2% ao ano na produção, esta mesma perda refletiu-se na necessidade de aumentar as tarifas com o objetivo de garantir o playback de 7 anos para o investimento. Estes resultados permitem realçar a importância associada à escolha de equipamentos mais eficientes, que por isso permitam reduzir as perdas de energia, aumentando a rentabilidade do investimento.

O valor do TIR obtido nos três casos de estudo é superior ao valor da taxa de atualização do investimento o que torna o investimento economicamente viável.


__________________________________________________________________________________ 90

O preço de venda, apresentado para o regime bonificado, que permite rentabilizar o investimento nas três situações em estudo é muito superior ao preço de venda do regime geral. Este fator torna o investimento bastante atrativo.

CAPITULO 7

__________________________________________________________________________________


7 CONCLUSÃO E TRABALHOS FUTUROS

7.1 Conclusão

O trabalho realizado permite uma apreciação mais concreta quanto ao aproveitamento da energia solar e eólica em Angola. Em muitas zonas do país nomeadamente em zonas rurais e periféricas não existe rede de transporte de energia elétrica. Para estas zonas, a utilização de energias renováveis com destaque para a fotovoltaica e eólica é a aposta mais apropriada. Por outro lado, este trabalho serve de base para estudo e determinação de uma tarifa de venda da energia elétrica renovável produzida por via fotovoltaica e eólica.

O investimento em energia fotovoltaica apresenta um custo inicial muito elevado mas a longo prazo, este tipo de investimento mostra-se bastante atrativo em comparação com o uso de geradores elétricos, não só porque requer uma manutenção menos rigorosa durante o período de funcionamento, mas também porque polui menos o ambiente, melhora a qualidade de vida das populações e tem uma longa vida útil, que varia entre 20 e 25 anos. O padrão comportamental que se tem vindo a verificar com a maturidade da tecnologia fotovoltaica leva a crer que a evolução da arquitetura das células e dos módulos conduz a um aumento de eficiência. Outro fator que também contribuí para a qualidade e redução dos preços, dos sistemas fotovoltaicos, é a competitividade entre as várias empresas do setor.

A produção de energia elétrica recorrendo a aproveitamentos renováveis de pequena escala apresenta-se como uma das soluções a adotar para garantir a segurança do fornecimento de energia. A região do Planalto Central é a zona do país propícia para a instalação de turbinas eólicas, por ser uma zona com ventos favoráveis a este tipo de aproveitamento. A redução de perdas na rede de transporte, e o aumento a fiabilidade do fornecimento de eletricidade são vantagens inerentes deste tipo de produção. Importa referir que os aerogeradores não necessitam de abastecimento de combustível e requerem pouca manutenção, uma vez que só se procede à sua revisão em cada seis meses. Associada a esta opção, encontra-se uma mudança de paradigma para o sistema energético, uma vez que o aumento deste tipo de produção conduz a uma descentralização da produção, onde as redes BT apresentarão cada vez mais protagonismo.

A instalação de novas unidades de microgeração em Portugal tem tendência a abrandar nos próximos anos. Isto é justificado pela redução de incentivos e das tarifas de venda. No Brasil a produção fotovoltaica é irrisória, no entanto, verificou-se um aumento na produção com origem na energia eólica. No último ano a produção de energia no sector eólico aumentou de 2.177 GWh para 2.705 GWh, o que representou 4,1 % da energia total produzida no Brasil [6]. Estes dois países, Portugal e Brasil, têm vindo a empreender esforços para otimizar a produção de energia utilizando recursos renováveis, com o objetivo de minimizarem a dependência dos combustíveis fosseis, diversificarem a composição da matriz energética e cumprirem os compromissos ambientais assumidos.

Os sistemas autónomos têm a grande vantagem de serem utilizados em zonas onde não existe rede de distribuição de energia, o que reduz a dependência da energia da rede pública e contribui para a melhoria da qualidade de vida das populações. Apesar dos preços que permitem rentabilizar o investimento serem bastantes elevados, conforme os dados

CONCLUSÃO E TRABALHOS FUTUROS

__________________________________________________________________________________ 92

apresentados nos Capítulos 5 e no Capítulo 6, a utilização de sistemas fotovoltaicos ou eólicos com ligação à rede elétrica publica garante a descentralização e a diversificação da produção de energia, tornando a matriz energética nacional mais robusta e preparada para os desafios inerentes ao desenvolvimento do país.

A descentralização e a diversificação da exploração de fontes de energia, em Angola, por forma a complementar a produção hidroelétrica de energia, carecem de uma política pública estruturada para garantir uma participação compatível com a dimensão do potencial energético renovável do país. A microgeração tem a vantagem de permitir que os cidadãos contribuam para os objetivos da política energética e ambiental nacional, sensibilizando-os para as questões da sustentabilidade, enquanto propícia o desenvolvimento de uma indústria de serviços associada ao setor da energia, impulsionado pela adesão crescente à microgeração. A adesão à microprodução, deve ser impulsionada por incentivos fiscais que visem a redução dos custos de investimento.

7.2 Trabalhos futuros

A ausência de dados concretos sobre a radiação solar e a velocidade dos ventos, em Angola, dificulta bastante o estudo do potencial energético proveniente destas fontes naturais. Face a essa realidade, é imperioso a elaboração de estudos detalhados sobre:

• O mapa do potencial eólico de Angola; • A radiação solar em Angola.

Outros aspetos que carecem de uma análise mais aprofundada são:

• Estudo sobre a quantidade de energia necessária para eletrificar o país e, em função disso, determinar-se uma referência para as energias renováveis;

• Elaboração de um estudo detalhado sobre as formas de incentivo a aplicar na utilização de fontes de energias renováveis em Angola.

REFERÊNCIAS BIBLIOGRAFICAS

__________________________________________________________________________________


REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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[2] – Relatório Brundtland. Disponível em http://www.marcouniversal.com.br/upload/RELATORIOBRUNDTLAND.pdf. Acedido a 10 de Março de 2013.

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[10] - Eletrificando Angola Preservando o Ambiente (2011). Disponível em http://see2011.holos.pt/download/apresentacoes/Enga.SandraCristovao.pdf. Acedido a 22 de Outubro de 2012.

[11] - Microprodução(2012).Disponível em http://www.renovaveisnahora.pt/web/srm/legislacao . Acedido a 10 de Agosto de 2012.

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[13] - Diário da república. Decreto-Lei nº 312/2001 de 10 Dezembro.

[14] - Microgeração-Contagem (2012). Disponível em http://www.edpdistribuicao.pt/pt/produtor/microgeracao/Pages/contagemeFacturacao.aspx . Acedido a 14 de Agosto de 2012.

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__________________________________________________________________________________ 94

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[18]-Energia Fotovoltaica (2011). Disponível em http://www.greenpro.de/po/fotovoltaico.pdf .Acedido a 1 de Agosto de 2012.

[19] - Microgeração-Contagem e Faturação (2012). Disponível em http://www.edpdistribuicao.pt/pt/produtor/microgeracao/Pages/contagemeFacturacao.aspx . Acedido a 12 de Agosto de 2012

[20] - PVGIS (2012). Disponível em http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php?map=africa. Acedido a 1 de Outubro de 2012.

[21] - Empresa de Pesquisa Energética (EPE), (2012). Análise da Inserção da Geração Solar na Matriz Elétrica Brasileira, Ministério de Mina e Energia, Brasil.

[22] - Greenpeace (2012). Disponível em http://www.greenpeace.org/brasil/pt/. Acedido a 23 de Outubro de 2012.

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[24]-Piranómetro. Disponível em http://cifp.dyndns.org:8089/m/paginas/Piranometro/Principal.html. Acedido a 15 de Agosto de 2012.

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[26] - Tecnologia Fotovoltaica (2010). Disponível em http://paginas.fe.up.pt/~ee03096/index_ficheiros/Page830.htm. Acedido a 20 de Agosto de 2012.

[27] - Dias, F. (2009). Soluções técnicas para o projeto de edifícios de habitação incorporando produção própria energia. Dissertação de Mestrado, Departamento de Engenharia Eletrotécnica da universidade do Porto, Porto,1 vol.

[28] - Marin,E.(2010).Caracterização de Células Fotovoltaicas empregadas em Sistemas Fotovoltaicos. Tese de Pós-Graduação, Universidade Tecnológica Federal do Paraná, Brasil.

[29] - Curvas características das células fotovoltaicas (2002). Disponível em http://alagador.tripod.com/4.htm. Acedido a 20 de Agosto de 2012.

[30] - Fotovoltaico Autónomo (2012). Disponível em http://www.sasenergia.pt/produtos/autonomo_catalogo.pdf. Acedido a 23 de Outubro de 2012.

[31] - Reguladores de Carga. Disponível em http://paginas.fe.up.pt/~ee03096/index_ficheiros/Page849.htm. Acedido a 23 de Outubro de 2012.


__________________________________________________________________________________


[32] - Ligação de clientes de Baixa Tensão (2012). Disponível em http://www.edpdistribuicao.pt/pt/ligacaoRede/baixaTens%C3%A3o/Baixa%20Tenso/DITC14100N.pdf . Acedido a 22 de Agosto de 2012.

[33] - Castro, R.(2003).Energias Renováveis e Produção Descentralizada – Introdução a Energia Eólica. Instituto Superior Técnico, 1ªdição.Lisboa (Portugal),1 vol.

[34] - Mapa de vento para Africa. Disponível em http://freemeteo.com/default.asp?pid=306&la=18&gid=2240449&mfreg=004&mfvar=winds_10m_%28knots%29. Acedido a 23 de Outubro de 2012

[35] - Costa, P.(2004). Atlas do Potencial Eólico para Portugal Continental. Dissertação de Mestrado, Faculdade de Ciências da Universidade de Lisboa,Lisboa,1 vol.

[36] - Pereira,I. (2010).Condições de viabilidade da microgeração eólica em zonas urbanas. Dissertação de Mestrado, Departamento de Engenharia Eletrotécnica da universidade do Porto, Porto,1 vol.

[37] - Geração de Energia Eólica-Tecnologias Atuais e Futuras (2012). Disponível em http://catalogo.weg.com.br/files/wegnet/WEG-geracao-de-energia-eolica-tecnologias-atuais-e-futuras-artigo-tecnico-portugues-br.pdf . Acedido a 30 de Agosto de 2012.

[38] -Toyama, (2010).Como Dimensionar Geradores, Nº 004/010.

[39] - Tarifas de energia (2012). Disponível em http://www.edel.co.ao/. Acedido a 21 de Outubro de 2012.

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[41] - Energias Renováveis (2012). Disponível em http://www.exameangola.com/pt/?det=25268&id=2019&mid=. Acedido a 1 de Outubro de 2012.

[42] - Windspot 3, 5kW, Technical sheet.

[43] - Windy Boy Protection Box (2012). Disponível em http://www.sma-australia.com.au/en_AU/products/wind-energy-inverters/windy-boy-protection-box.html. Acedido a 17 de Outubro de 2012.

ANEXOS

__________________________________________________________________________________


ANEXOS

ANEXOS

__________________________________________________________________________________ 98

Anexo1 - Equipamentos utilizados no sistema fotovoltaico autónomo

1.1 - Modulo Fotovoltaico Kyocera KD190GH-2PU

ANEXOS

__________________________________________________________________________________


1.2 - Bateria estacionária Faam OPzS C100 de 2600Ah

ANEXOS

__________________________________________________________________________________ 100

1.3 - Regulador de carga marca STECA modelo Tarom 2070

ANEXOS

__________________________________________________________________________________


1.4 - Inversor autónomo Steca modelo SI 3324

ANEXOS

__________________________________________________________________________________ 102

1.5 - Gerador a Gasolina Kompak modelo GG5000F

ANEXOS

__________________________________________________________________________________


Anexo 2 - Equipamentos utilizados no sistema fotovoltaico ligado a rede

2.1 - Modulo Fotovoltaico Kyocera KD190GH-2PU

As especificações são mesmas apresentadas no ponto 1.1 do anexo 1.

2.2 - Inversor de rede SMA modelo SB 3300

ANEXOS

__________________________________________________________________________________ 104

2.3 - Interruptor DC da marca ABB, modelo OTDC16

ANEXOS

__________________________________________________________________________________


2.4 - Interruptor AC da marca Hager, modelo CDC225P

2.5 - Disjuntor da marca Schneider

ANEXOS

__________________________________________________________________________________ 106

Anexo 3 - Equipamentos utilizados no sistema eólico ligado a rede

3.1-Aerogerador

ANEXOS

__________________________________________________________________________________


3.2 - Windy Boy Protection Box-500

ANEXOS

__________________________________________________________________________________ 108

3.3 - Inversor de rede SMA modelo WB 3800