Soluções técnicas para o projecto de edifícios de ...paginas.fe.up.pt/~ee03014/Site/8B4A6A75-6953-4545-BC34-A0A90DE70D17... · produção de energia recorrendo a fontes renováveis

Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto

Soluções técnicas habitação incorporando produção própria

Francisco José Abrunhosa Dias

Relatório de Projecto realizadoMestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores

Orientador: Prof. Dr.


Soluções técnicas para o projecto de edifícios de habitação incorporando produção própria

energia

Francisco José Abrunhosa Dias

VERSÃO PROVISÓRIA

Relatório de Projecto realizado no âmbito do Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores

Major Energia

Orientador: Prof. Dr. José Eduardo Neves dos Santos

Janeiro de 2009


para o projecto de edifícios de habitação incorporando produção própria de

Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores

ii

© Francisco José Abrunhosa Dias, 2009

iii

Resumo

Numa altura em que a questão do esgotamento dos combustíveis fósseis é cada vez mais

preocupante, é importante ter consciência que Portugal tem condições privilegiadas para um

desenvolvimento florescente no campo das energias renováveis. Ainda que grande parte da

produção de energia recorrendo a fontes renováveis provenha dos grandes parques eólicos e

fotovoltaicos, o cliente BT mostra-se uma peça fundamental na expansão do aproveitamento

deste tipo de fontes de energia, uma vez que recorrendo a estas também ele pode produzir

electricidade que venderá à rede, sendo este o conceito de microgeração.

O presente trabalho pretende mostrar o actual estado dos aproveitamentos micro-eólicos

e micro-fotovoltaicos na produção de energia e a aplicação destes no panorama da

microgeração portuguesa. Assim o trabalho encontra-se estruturado nas seguintes partes:

• Análise do enquadramento legal actual da microgeração em Portugal.

• Abordagem das tecnologias que permitem converter energia eólica e solar em

energia eléctrica e o modo de implementação destas em sistemas conectados à

rede pública.

• Realização de estudo da viabilidade económica dos micro-sistemas que

incorporam este tipo de energia, à luz da presente legislação.

Procurou-se assim com este trabalho para além de apresentar um estudo teórico,

proporcionar uma orientação à implementação de unidades de microgeração utilizando as

referidas fontes.

iv

v

Abstract

In a time where the exhaustion of fossil fuel is becoming more evident, it is important to

recognize that Portugal has privileged conditions for development in the area of renewable

energies.

Still although a lot of energy production using renewable energy is being made by

Photovoltaic and Wind farms, the consumer has an important role in promoting this kind of

energy, as he may also be a producer using it, and injecting his energy into the public grid,

being this concept of microgeneration.

The following work show the current state-of-art of micro solar and wind systems, and

how they fit in Portuguese microgeneration. The work covers the following subjects:

• Cover of legal issues concerning microgeneration in Portugal.

• Analysis of the technologies used to produce electrical energy from wind and

sun, and how they fit in a grid-connected system.

• Economical study of different micro wind and solar system, in the Portuguese

legal context.

This paper works not only as a theoretical study on the referred subject, but also as a

orientation guide to the implementation of microgeneration grid connected units.

vi

vii

Agradecimentos

Aos meus pais e irmã.

À Tia Virgínia pelas inúmeras lições ao longo do meu percurso académico.

À Joana pelo apoio e ajuda com os desenhos do AutoCAD .

Ao Professor Doutor José Neves dos Santos pela sua orientação, apoio e disponibilidade.

Ao Engenheiro Carlos Sampaio pelo tempo disponibilizado e auxilio que me prestou na

execução deste trabalho.

Ao Professor Doutor Cláudio Monteiro pelos esclarecimentos e documentação fornecida.

À malta do J204, que percorreu esta caminhada junta.

viii

ix

Índice

Resumo ............................................................................................ iii

Abstract ............................................................................................. v

Agradecimentos .................................................................................. vii

Índice ............................................................................................... ix

Lista de figuras .................................................................................. xiii

Lista de tabelas ................................................................................. xvi

Abreviaturas ................................................................................... xviii

Capítulo 1 .......................................................................................... 1

Introdução ..................................................................................................... 1 1.1 - Enquadramento histórico .......................................................................... 1

1.1.1 – Portugal e as energias renováveis ......................................................... 3 1.1.2 - Microgeração ................................................................................. 3

1.2 - Enquadramento do trabalho ...................................................................... 4 1.3 - Estrutura do Relatório ............................................................................. 4

Capítulo 2 .......................................................................................... 7

Regulamentação da microprodução ....................................................................... 7

2.1 - O Microprodutor ........................................................................................ 7 2.1.1 - Acesso ao regime de geral ...................................................................... 8 2.1.2- Acesso ao regime bonificado .................................................................... 8 2.1.3 - Remuneração do regime bonificado ........................................................... 8 2.1.4 - Tarifa a aplicar no ano de 2008 ................................................................ 9

2.2 - Funções do SRM .......................................................................................10 2.2.1- Registo no SRM....................................................................................10

2.2.1.1 - Produtor ....................................................................................10 2.2.1.2 - Entidade instaladora .....................................................................10 2.2.1.3 - Unidade microprodutora .................................................................10

2.2.2 - Validação do SRM ................................................................................11 2.2.3 - Equipamentos e Contagem da electricidade ................................................12 2.2.4 - Contrato de compra e venda de electricidade com o comercializador ..................12 2.2.5 - Alteração da instalação ........................................................................12 2.2.6 - Alteração da titularidade ......................................................................12 2.2.7 - Monitorização e Controlo .......................................................................13

x

2.3 - Incentivos fiscais ...................................................................................... 13 2.3.1 - IRC- Pessoas colectivas (Vulgo Empresas) ................................................... 13 2.3.2 - IRS ................................................................................................. 13 2.3.3 - IVA ................................................................................................ 14

Capítulo 3 ......................................................................................... 15 Aproveitamentos de energia fotovoltaica .......................................................... 15

3.1 – Radiação Solar ........................................................................................ 15 3.1.1 – Radiação directa e difusa ...................................................................... 18 3.1.2 – Posição do Sol ................................................................................... 18 3.1.3 – Instrumentação utilizada na medição da radiação Solar .................................. 20

3.1.3.1 - Piranómetro ............................................................................... 20 3.1.3.2 – Sensor Fotovoltaico ...................................................................... 21

3.1.4 – Radiação do albedo ............................................................................. 21 3.1.5 – Radiação solar em planos inclinados ......................................................... 22

3.2 – A célula fotovoltaica ................................................................................. 22 3.3- Tecnologias fotovoltaicas ........................................................................ 23

3.3.1 - Primeira geração ............................................................................ 24 3.3.2 – Segunda Geração ........................................................................... 26 3.3.3 - Aplicação dos diferentes tipos de célula ................................................ 28 3.3.4 - Curva característica de uma célula fotovoltaica ....................................... 28 3.3.5 - Encadeamento das células ................................................................ 29 3.3.6 - Encapsulamento ............................................................................ 30

3.4 - Módulos fotovoltaicos ........................................................................... 31 3.4.1 - Curvas características dos módulos ...................................................... 31 3.4.2 - Efeito da temperatura e da irradiância em módulos .................................. 32

3.5 – Sombreamento ................................................................................... 33 3.5.1- Tipo de sombreamento ..................................................................... 33 3.5.2 - Análise de sombreamentos ................................................................ 34 3.5.3 - Sombreamento na concepção do sistema fotovoltaico ................................ 35 3.5.4 - Distância entre painéis para evitar sombreamento .................................... 37

3.6 - Energia produzida por um painel ............................................................. 37 3.7 - Dimensionamento de um sistema fotovoltaico ............................................. 40

3.7.1 – Inversor ...................................................................................... 40 3.7.2 - Ligação dos módulos ....................................................................... 43 3.7.3 - Cabos ......................................................................................... 44 3.7.4 - Caixa de junção Geral ..................................................................... 47 3.7.5 - Interruptor DC ............................................................................... 47 3.7.6 - Díodos de bloqueio ......................................................................... 48 3.7.7 - Protecção contra descargas atmosféricas ............................................... 48 3.7.8 - Ligação à terra .............................................................................. 50 3.7.9 - Ligação à rede .............................................................................. 50 3.7.10 – Contador .................................................................................... 51 3.7.11 – Portinhola .................................................................................. 51

Capítulo 4 ......................................................................................... 53 Aproveitamentos de energia eólica ................................................................. 53

4.1 – Vento ................................................................................................... 53

4.2 – Recurso Eólico ......................................................................................... 54 4.2.1 – Energia extraída do recurso ................................................................... 55 4.2.2 – Energia produzida anualmente ................................................................ 57

4.3– Componentes de um aerogerador ................................................................... 57 4.3.1 – Turbina eólica ................................................................................... 57

4.3.1.1 - Eixo Horizontal ........................................................................... 58 4.3.1.2 - Eixo Vertical .............................................................................. 59

4.3.2 - Transmissão e caixa multiplicadora .......................................................... 59 4.3.3 - Mecanismos de Controlo ....................................................................... 59

xi

4.3.3.1 - Controlo de passo variável ..............................................................60 4.3.3.2 - Controlo de passo fixo ...................................................................60 4.3.3.3 - Vantagens dos tipos de controlo ........................................................60

4.3.4 – Torre ..............................................................................................60

4.4– Dimensionamento de um sistema eólico ............................................................61 4.4.1 – Características especiais do vento ............................................................61

4.4.1.1 – Obstáculos .................................................................................61 4.4.1.2 - Efeito de esteira ..........................................................................61 4.4.1.3 - Rugosidade do Terreno ..................................................................61 4.4.1.4 – Cisalhamento ..............................................................................61

4.4.2 - Escolha do local de instalação de uma turbina .............................................62 4.4.3 – Perfil dos Ventos ................................................................................63 4.4.4 - Componentes de um sistema eólico ..........................................................64

4.4.4.1 – Aerogerador ...............................................................................65 4.4.4.2 - Rectificador ...............................................................................65 4.4.4.3 - Controlador de tensão ...................................................................65 4.4.4.4 – Inversor ....................................................................................66 4.4.4.5 – Cabos .......................................................................................66 4.4.4.6 - Ligação à rede ............................................................................67

Capítulo 5 ......................................................................................... 69

Análise de sistemas fotovoltaicos .........................................................................69

5.1 – Sistemas subdimensionados..........................................................................69 5.1.1 - Painéis seleccionados ...........................................................................69 5.1.2 - Inversor ...........................................................................................69 5.1.3 - Dimensionamento dos cabos ...................................................................71 5.1.4 - Conectores .......................................................................................72 5.1.5 - Suporte dos Módulos ............................................................................72 5.1.6 – Contador ..........................................................................................72 5.1.7 – Portinhola ........................................................................................72 5.1.8 – Orientação........................................................................................72 5.1.9 - Disposição do sistema ...........................................................................72 5.1.10 - Evolução da tarifa .............................................................................73 5.1.11 - Orçamento total utilizando módulos BP 3170N ............................................73 5.1.12 - Análise energética utilizando módulos BP 3170N ..........................................74 5.1.13 - Orçamento total utilizando módulos BP 4175N ............................................75 5.1.14 - Análise energética utilizando módulos BP 4175N ..........................................76

5.2 – Sistemas fixos sobredimensionados .................................................................77 5.2.1 - Orçamento total utilizando módulos BP 3170N .............................................77 5.2.2 - Análise energética utilizando módulos BP 3170N ...........................................78 5.2.1 - Orçamento total utilizando módulos BP 4175 N .............................................79 5.2.2 - Análise energética utilizando módulos BP 4175N ...........................................79

5.3 – Sistemas de um eixo ..................................................................................80 5.3.1 - Suporte dos módulos ............................................................................80 5.3.2 - Orçamento total utilizando módulos BP 3170N .............................................81 5.3.3 - Análise energética utilizando módulos BP 3170N ...........................................81 5.3.4 - Orçamento total utilizando módulos BP 4175N .............................................82 5.3.5 - Análise energética utilizando módulos BP 4175 N ..........................................83

5.4 – Sistemas de dois eixos ................................................................................83 5.4.1 - Suporte dos módulos ............................................................................84 5.4.2 – Cabos ..............................................................................................85 5.4.3 – Orçamento total utilizando módulos BP 3170N .............................................85 5.4.4– Análise energética utilizando módulos BP 3170N ............................................85 5.4.5 – Orçamento total utilizando módulos BP 4175N .............................................86 5.4.6 – Análise energética utilizando módulos BP 4175N ...........................................87 5.4.7 – Orçamento total utilizando módulos Sanyo HIP-210 ........................................87 5.4.8 – Análise energética utilizando módulos Sanyo HIP 210 .....................................89

xii

5.5 - Análise de resultados................................................................................. 90 5.5.1 - Sistemas subdimensionados ................................................................... 90 5.5.2 - Sistemas sobredimensionados ................................................................. 90 5.5.3 – Sistemas com Eixo horizontal ................................................................. 90 5.5.4 – Sistemas com dois eixos ........................................................................ 91 5.5.5 - Análise económica .............................................................................. 92

Capítulo 6 ......................................................................................... 93

Análise de sistemas eólicos ................................................................................ 93

6.1 – Aerogerador de 3,5kW ............................................................................... 93 6.1.2 – Rectificador e controlador de tensão ........................................................ 94 6.1.3 – Inversor ........................................................................................... 94 6.1.4 - Cabos ............................................................................................. 94 6.1.5 - Ligação à rede ................................................................................... 94 6.1.6 – Evolução da tarifa .............................................................................. 94 6.1.7 – Orçamento Total ................................................................................ 95 6.1.8 – Análise energética da instalação da turbina no Porto ..................................... 96 6.1.9 – Análise energética da instalação da turbina na Serra do Pilar ........................... 98

6.2 – Aerogerador 2,5kW ................................................................................. 100 6.2.1 – Orçamento Total .............................................................................. 100 6.2.2 – Análise energética da instalação da turbina no Porto ................................... 101 6.2.3 – Análise energética da instalação da turbina na Serra do Pilar ......................... 101

6.3 – Aerogerador 6 kW ................................................................................... 102 6.3.1 – Orçamento Total .............................................................................. 102 6.3.2 – Análise energética da instalação da turbina no Porto ................................... 103 6.3.3 - Análise energética da instalação da turbina na Serra do Pilar ......................... 103

6.4– Análise de resultados ............................................................................... 103 6.4.1 - Análise energética da instalação da turbina no Porto ................................... 103 6.4.2 - Análise energética da instalação da turbina na Serra do Pilar ......................... 104 6.4.3 - Conclusão ...................................................................................... 105

Capitulo 7 ....................................................................................... 107

Anexo A .......................................................................................... 109

Ligação de unidades de microgeração à RESP ........................................................ 109

Referências ..................................................................................... 113

xiii

Lista de figuras

Figura 3-1 - Espectro da radiação solar [16] ........................................................... 16

Figura 3-2 - Atlas europeu da radiação solar [17]..................................................... 17

Figura 3-3 - Radiação global em Portugal [17] ........................................................ 17

Figura 3-4 - Radiação directa e difusa .................................................................. 18

Figura 3-5 - Representação da elevação solar e do azimute solar. ................................. 19

Figura 3-6 - Elevação solar em função do azimute nos dias 21 de Julho e 22 de Dezembro .... 19

Figura 3-7 - Piranómetro [18] ............................................................................ 20

Figura 3-8 - Sensor Fotovoltaico [19] ................................................................... 21

Figura 3-9 - Circuito equivalente ideal de uma célula fotovoltaica ................................ 22

Figura 3-10 - Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica ..................................... 23

Figura 3-11 - Curva característica de uma célula solar[15] ......................................... 29

Figura 3-12 - Ligação em série de três células FV [15] ............................................... 30

Figura 3-13 - Ligação em paralelo de três células FV [15] ........................................... 30

Figura 3-14 - Ligação em série de três módulos FV [15] ............................................. 31

Figura 3-15 - Ligação em paralelo de três módulos FV [15] ......................................... 32

Figura 3-16 - Curvas de corrente e tensão perante diferentes irradiâncias [21] ................. 32

Figura 3-17 -Curvas de corrente e tensão perante diferentes temperaturas [22] ................ 33

Figura 3-18 - Representação de um ângulo de elevação e ângulo de azimute de um objecto ............................................................................................... 34

Figura 3-19 - Curvas características de módulos ligados em série afectados por sombreamento [15] ................................................................................. 35

Figura 3-20 - Curvas características de módulos ligados em paralelo sendo duas fileiras afectadas por sombreamento [15] ................................................................ 36

xiv

Figura 3-21 - Curvas características de módulos ligados em paralelo sendo um número variável de fileiras afectadas por sombreamento [15] ........................................ 36

Figura 3-22 - Distancia entre painéis para evitar sombreamento .................................. 37

Figura 3-23 - Ligação de um gerador fotovoltaico à rede pública.................................. 40

Figura 3-24 - Configuração do gerador recorrendo a inversor central ............................. 42

Figura 3-25 - Configuração do gerador recorrendo a Inversor Master-Slave ...................... 42

Figura 3-26 - Configuração recorrendo a módulos com inversor integrado ....................... 43

Figura 4-1 - Exemplificação da função densidade de probabilidade de Weibull com Vma = 5 para diferentes valores de k .................................................................... 55

Figura 4-2 - Relação entre a velocidade do vento ao passar pela turbina [28] ................... 56

Figura 4-3 - Demonstração do funcionamento de turbinas downwind e upwind ................. 58

Figura 4-4 - Turbina Darrieus [33] ...................................................................... 59

Figura 4-5 - Sensor de direcção (superior) e anemómetro de copos[35] .......................... 62

Figura 4-6 - Anemómetro sónico [36] .................................................................. 63

Figura 4-7 - Rosa dos Ventos referente ao mês de Março (esquerda) e mês de Setembro no Porto .................................................................................................. 64

Figura 4-8 - Esquema de um sistema micro-eólico ligado à rede BT ............................... 64

Figura 4-9 - Ligação do aerogerador a um rectificador trifásico de ponte completa............ 65

Figura 4-10 - Funcionamento da carga de derivação [40] ........................................... 66

Figura 5-1 - Ligações do Inversor Sunny Boy 3680 [42] .............................................. 70

Figura 5-2 - Configuração introduzida no programa PVSYST utilizando 21 módulos BP 3170N ................................................................................................. 70

Figura 5-3 - Orientação do sistema fotovoltaico com inclinação fixa ............................. 72

Figura 5-4 - Produção anual de um sistema fotovoltaico de 21 módulos BP 3170N .............. 74

Figura 5-5 - Configuração introduzida no software PVSYST utilizando 21 módulos BP 4175N .. 75





Figura 5-10 - Produção anual de um sistema fotovoltaico de 24 módulos BP 4175N ............ 80

Figura 5-11- Orientação dos painéis de um eixo ...................................................... 80

xv

Figura 5-12 - Sistema de um eixo com duas variações anuais ....................................... 81

Figura 5-13 - Produção anual de um sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 3170N ................................................................................................. 82

Figura 5-14 - Produção anual de um sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 4175N ................................................................................................. 83

Figura 5-15 - Sistema dois eixos ......................................................................... 83

Figura 5-16 - Comprimento da diagonal dos módulos dispostos no suporte e disposição do suporte visto de frente ............................................................................. 84

Figura 5-17 - Medições necessárias para o cálculo da altura h ..................................... 84

Figura 5-18 - Produção anual de um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 3170 N ................................................................................................ 86

Figura 5-19- Produção anual de um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 4175N ................................................................................................. 87

Figura 5-20 - Configuração introduzida no software PVSYST utilizando 18 módulos Sanyo HIP-210, dispostos em duas séries ................................................................ 88

Figura 5-21 - Configuração introduzida no software PVSYST utilizando 18 módulos Sanyo HIP-210, dispostos em três séries ................................................................. 88

Figura 5-22 - Produção anual de um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos Sanyo HIP-210 ............................................................................................... 89

Figura 5-23 - Comparação entre produção com gerador constiuído por 24 módulos BP 3170N em suporte com eixo fixo, com gerador de 24 módulos BP 3170N em suporte com eixo horizontal variável ...................................................................... 91

Figura 5-24 - Comparação entre produção com gerador constituído por 24 módulos BP 4175N em suporte com eixo fixo, com gerador de 24 módulos BP 4175N em suporte com eixo horizontal variável ...................................................................... 91

Figura 6-1 - Curva de potência do aerogerador Antaris 3,5 kW..................................... 93

Figura 6-2 - Distribuição de Weibull para o valor médio anual da velocidade do vento no Porto .................................................................................................. 97

Figura 6-3 - Distribuição de Weibull para o valor médio anual da velocidade do vento no Porto .................................................................................................. 99

Figura 6-4- Curva de potência do aerogerador Proven 2,5 kW .................................... 100

Figura 6-5 - Curva de potência do aerogerador Proven 6kW ...................................... 102

xvi

Lista de tabelas

Tabela 2-1 - Tarifa de remuneração consoante a tecnologia usada ................................ 9

Tabela 3-1.1 - Valor do albedo para diferentes superfícies ......................................... 21

Tabela 3-3 – Dimensões da Portinhola do tipo PC/P ................................................. 51

Tabela 5-1 – Dimensionamento do cabo de fileira do sistema com 21 módulos BP3170N ....... 71

Tabela 5-2 - Dimensionamento do cabo AC considerando 3% e 1% de queda de tensão máxima admissível ................................................................................. 71

Tabela 5-3 - Evolução da tarifa de uma instalação efectuada em 2008 ........................... 73

Tabela 5-4 - Orçamento para sistema fotovoltaico com 21 módulos BP 3170N .................. 74

Tabela 5-5 -TIR e VAL do sistema fotovoltaico de 21 módulos BP 3170N ......................... 74

Tabela 5-6 - Dimensionamento do cabo de fileira do sistema com 21 módulos BP 4175N ...... 75


Tabela 5-8 - TIR e VAL do sistema fotovoltaico de 21 módulos BP 4175N ........................ 76


Tabela 5-10 - TIR e VAL do sistema fotovoltaico de 24 módulos BP 3170N ....................... 78

Tabela 5-11 - Orçamento para sistema fotovoltaico com 24 módulos BP 4175N ................. 79

Tabela 5-12 - TIR e VAL do sistema fotovoltaico de 24 módulos BP 4175N ....................... 80

Tabela 5-13 - Orçamento para um sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 3170N .. 81

Tabela 5-14 - TIR e VAL do sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 3170N........... 82

Tabela 5-15 - Orçamento para um sistema FV de um eixo com módulos BP 4175N ............. 82

Tabela 5-16 - TIR e VAL do sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 4175N........... 83

Tabela 5-17 - Dimensionamento do cabo de fileira do sistema de dois eixos com módulos BP3170N .............................................................................................. 85

xvii

Tabela 5-18 - Orçamento para um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 3170N ................................................................................................. 85

Tabela 5-19 - TIR e VAL do sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 3170 N ........ 86

Tabela 5-20 - Orçamento para um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 4175N ................................................................................................. 86

Tabela 5-21 - TIR e VAL do sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 4175N ......... 87

Tabela 5-22 - Orçamento para um sistema FV de dois eixos com módulos Sanyo HIP-210 ...... 89

Tabela 5-23 - TIR e VAL do sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos Sanyo HIP-210 ... 89

Tabela 5-24 - Payback, Energia produzida anualmente, TIR e VAL para os vários sistemas analisados ............................................................................................ 92

Tabela 6-1 - Evolução da tarifa de uma instalação de aproveitamento eólico efectuada em 2008 ................................................................................................... 95

Tabela 6-2 - Orçamento para sistema incorporando o aerogerador Antaris 3,5 kW ............. 96

Tabela 6-3 - Velocidade média do vento no Porto, Pedras Rubras ................................. 96

Tabela 6-4 - Determinação da energia produzida anualmente ..................................... 98

Tabela 6-5 - VAL do projecto de instalação de um aerogerador Antaris 3,5 kW no Porto ...... 98

Tabela 6-6 - Velocidade média do vento na Serra do Pilar .......................................... 99

Tabela 6-7 – TIR e VAL do projecto de instalação de um aerogerador Antaris 3,5 kW na Serra do Pilar ...................................................................................... 100

Tabela 6-8 - Orçamento para sistema incorporando o aerogerador Proven 2,5 kW ............ 101

Tabela 6-9 - VAL do projecto de instalação de um aerogerador Proven 2,5 kW no Porto .... 101

Tabela 6-10 - TIR e VAL do projecto de instalação de um aerogerador Proven 2,5 kW na Serra de Sintra ..................................................................................... 101

Tabela 6-11 - Orçamento para sistema incorporando o aerogerador Proven 6 kW ............. 102

Tabela 6-12 - VAL do projecto de instalação de um aerogerador de 6 kW no Porto ........... 103

Tabela 6-13 - TIR e VAL do projecto de instalação de um aerogerador de 6 kW na Serra de Sintra ............................................................................................... 103

Tabela 6-14 - Payback, Energia fornecida anualmente, TIR e VAL para os vários sistemas instalados no Porto ............................................................................... 104

Tabela 6-15 - Payback, Energia fornecida anualmente, TIR e VAL para os vários sistemas instalados na Serra do Pilar ...................................................................... 104

Tabela 6-16 - Percentagem de energia não aproveitada do sistema instalado no Porto ...... 104

Tabela 6-17 - Percentagem de energia não aproveitada do sistema instalado na Serra do Pilar ................................................................................................. 105

xviii

Abreviaturas

Lista de abreviaturas (ordenadas por ordem alfabética)

AC Alternate Current

AT Alta Tensão

BT Baixa Tensão

CE Conformité Européenne

CPE Código do Ponto de Entrega

DC Direct Current

DMA Documento Normativo de Materiais e Aparelhos. Características e Ensaios

DL Decreto-lei

DGEG Direcção Geral de Energia e Geologia

EDP Energias de Portugal

EFG Edge-defined Film-fed Growth

EN Europaische Norm

ERIIE Entidade Regional Inspectora de Instalações Eléctricas

INESC Instituto de Engenharia de Sistemas e Computadores

IRC Imposto sobre o Rendimento das pessoas Colectivas

IRS Imposto sobre o Rendimento das pessoas Singulares

IVA Imposto sobre o Valor Acrescentado

MPP Maximum Power Point

RESP Rede eléctrica de serviço público

SEI Sistema Eléctrico Independente

SEM Sistema Eléctrico Nacional

SEP Sistema Eléctrico de Serviço Público

SMS Short Messaging Service

SRM Sistema de Registo de Microprodução

TIR Taxa Interna de Rentabilidade

UV Ultravioleta

VAL Valor Actual Líquido

WBP Windy-Boy Protection

xix

Capítulo 1

Introdução

Sendo este primeiro capítulo de cariz introdutório, será possível encontrar aqui exposto

um breve enquadramento da microgeração como aproveitamento de energias renováveis, e a

implicação da actual situação energética no mundo no desenvolvimento desta. É também

exibida uma descrição dos objectivos deste trabalho, apresentando-se ainda a organização do

presente documento.

1.1 - Enquadramento histórico

“A grande diferença entre a nossa civilização e as anteriores é a capacidade de

transformar e utilizar energia de forma sistemática”. Da crescente demanda de energia que

se tem vindo a verificar desde a Revolução industrial, resultou o alargamento da utilização

dos combustíveis fósseis[1]. Reconhece-se hoje que o impacto causado no ambiente pela

actividade humana, foi agravado ao longo das últimas décadas.

A produção de energia a partir dos combustíveis fósseis está associada à emissão de CO2,

principal gás responsável pelo efeito de estufa. É consensual que a quantidade desse gás

aumentou 30% desde a era pré industrial, sendo o seu efeito quando combinado com os outros

gases provocadores do efeito de estufa, correspondente a um aumento superior a 50%.

O consumo energético mundial apresentava-se em 2000 na ordem de 10 GTep, dos quais 8

eram provenientes de combustíveis fosseis. Previsões realizadas com base em diferentes

cenários perspectivam uma procura de energia de 15 a 25 GTep em 2050. Caso o consumo se

mantenha inalterado, as reservas de petróleo esgotarão ao fim de 40 anos. O carvão mostra-

se mais abundante com reservas para 200 anos, no entanto a sua utilização provoca uma

maior emissão de CO2 que o petróleo. As reservas de gás natural conseguiriam durar para

mais de 60 anos, mas caso se substituísse o consumo de petróleo e carvão por gás natural, as

suas reservas não duravam mais de 17 anos.

As plantas, os oceanos, os solos, principais absorvedores de CO2 não se mostram capazes

de balancear a existência deste gás, mostrando-se necessária uma redução de 50 a 70% das

suas emissões. A impossibilidade de uma redução drástica, aliada ao elevado período de vida

do CO2 na atmosfera, urge uma necessidade de começar a agir por etapas, de modo a

2 Introdução

2

diminuir faseadamente o presente problema de características acumulativas e conseguir

estabilizar as concentrações deste gás num nível aceitável.

Em 1986 surge o conceito de desenvolvimento sustentável. Neste ficou estabelecida a

obrigação de satisfazer as necessidades do presente sem por em causa essa satisfação por

parte das gerações futuras. Este conceito torna necessário assegurar o fornecimento de

energia eléctrica, revelando-se também importante considerar a protecção do meio

ambiente, que se mostra vítima do uso excessivo dos combustíveis fósseis. Estavam assim

lançadas as cartas para que se desse o desenvolvimento do aproveitamento dos recursos

renováveis. Os recursos renováveis encontram-se em constante renovação, não se esgotando

e podendo ser continuamente utilizados. Produzem uma energia limpa, livre de combustão e

de emissões de gases de efeito de estufa. Um sistema energeticamente sustentável deve, de

facto, integrar fontes de energias renováveis, sendo a sua implementação uma tarefa para

várias décadas visto ser necessário implementar infra-estruturas e apostar no

desenvolvimento de novas tecnologias.

A aplicação deste conceito requer a união política de vários países. Assim em 1997, ficou

acordado pelo protocolo de Quioto, que os países industrializados unissem forças para que a

emissão mundial de gases de efeito de estufa diminuísse 5,2% no período de 2008 a 2012 em

relação aos valores de 1990. Ficou estipulado que cada país teria o seu próprio limite a

atingir, sendo esperado que a União Europeia reduzisse 8% das emissões.

A diferente situação geográfica e económico-social dos vários Estados Membros levou a

um acordo de objectivo comum e partilha de responsabilidades, que resultou em valores

específicos de níveis de redução de emissões de gases de efeito de estufa. Assim, mais de

metade dos países da união europeia terão de diminuir os níveis de emissão, tendo os

restantes de manter, havendo ainda alguns com a possibilidade de aumentar.

No início da década de 2000 a comissão europeia apresentou no Livro Branco “Energia

para o futuro: as fontes de energia renovável” e no livro verde “Para uma estratégia europeia

de segurança de abastecimento energético” o desenvolvimento das energias renováveis como

prioritário. Era então proposto, que a componente de energias renováveis no consumo total

de energia aumentasse de 6% em 1997 para 12% em 2010, sendo que no campo da energia

eléctrica a produção de electricidade a partir de fontes renováveis deveria passar de 14% em

1999 para 22,1% em 2010.

A Directiva Europeia CE 96-92 impôs uma reestruturação no sector eléctrico, no inicio da

década de 2000. As actividades de transporte e produção de energia passaram a ser

asseguradas por entidades diferentes, sendo a rede de transporte gerida por um gestor único

a designar pelo governo respectivo. Esta abertura de mercado possibilitou o desenvolvimento

da produção descentralizada, seja esta: produção tradicional realizada por produtores

independentes, utilização de unidades de cogeração ou produção recorrendo a energias

renováveis. Para a integração destes elementos, torna-se necessário alterar a topologia da

rede eléctrica, sendo importante manter a fiabilidade e qualidade de fornecimento de

energia eléctrica, tarefa algo desafiante perante a liberalização do mercado eléctrico e a

natureza aleatória e disseminada das energias renováveis.

Ainda que de difícil previsão, o sistema eléctrico do futuro apresentará uma combinação

de produção de energias distinta. O sistema incorporará uma cada vez maior componente

associada às energias renováveis, estando tal dependente da evolução nos sistemas de

Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 3

armazenamento de energia eléctrica desta produção descontínua e dispersa que

possibilitarão a sua integração nas redes eléctricas. Os combustíveis fósseis continuarão a ser

utilizados, podendo favorecer-se o uso de gás natural, disponível em abundância e com

menor teor de emissão de CO2[2].

1.1.1 – Portugal e as energias renováveis

Portugal não possui actualmente qualquer tipo de exploração de produto energético com

origem fóssil. Os recursos existentes são constituídos por carvão de baixa qualidade, não

sendo tal competitivo com o carvão importado. Ao decorrer de 2000, a energia produzida a

nível nacional provem de fontes renováveis. Ainda assim Portugal apresenta uma dependência

energética do exterior, importando cerca de 90% da energia consumida, agravada pela menor

taxa de eficiência energética da União Europeia [3].

Portugal encontra-se entre os 10 países com melhores condições para o investimento

internacional em energias renováveis. Apresenta uma elevada exposição solar, uma rede

hidrográfica densa e uma frente marítima que beneficia dos ventos atlânticos [4].

Estando entre os países da união europeia que acordaram em aumentar a produção de

gases de efeito de estufa, Portugal necessitava de mostrar um aumento no seu caso de 27%.

No entanto em 2003, as emissões nacionais excederam em cerca de 9% o valor acordado no

Protocolo de Quioto, torna-se portanto fundamental a existência de um esforço, para reduzir

as emissões, a fim de cumprir a meta estabelecida [5].

Assim, torna-se mais urgente a necessidade de desenvolver o aproveitamento de energias

provenientes de fontes renováveis endógenas: o sol, vento, água, resíduos florestais.

A energia solar, passível de ser convertida em energia fotovoltaica e térmica é

possivelmente a fonte mais privilegiada, já que Portugal permite um período médio de

exposição solar anual de 2200 a 3000 horas, valor bastante superior aos obtidos nos países da

Europa central, que possuem entre 1200 a 1700 horas. No entanto apenas se encontram

instalados 6 mil metros quadrados de painéis solares em Portugal.

A energia eólica também se mostra com um grande potencial para a produção de energia

nacional. Apesar de Portugal já possuir cerca de 30 parques eólicos, originando uma potência

instalada de 150 MW, está afirmado por estudos recentes que o país possui potencial para

produzir cerca de 13 vezes mais, aumentando a potência eólica instalada para 2000 MW.

O biodiesel, o biogás e a biomassa também apresentam alternativas credíveis passíveis de

serem aproveitadas[6].

Em Directivas comunitárias foi imposto que pelo menos 39% do consumo bruto de energia

eléctrica em Portugal em 2010 seja de origem renovável [3].

1.1.2 - Microgeração

Produção distribuída ou microgeração é a geração de energia pelo próprio consumidor

sendo este uma empresa ou particular, através do uso de equipamentos de pequena escala,

nomeadamente painéis solares, micro-eólicas, microturbinas ou outro tipo de tecnologia [7].

4 Introdução

4

Este tipo de produção descentralizada constitui uma alternativa às grandes centrais, bem

como às redes de distribuição AT. As novas tecnologias existentes produzem electricidade de

elevada qualidade e de forma eficiente. O facto da produção se dar no local de consumo,

elimina perdas por transporte, bem como custos inerentes às redes AT. Existe ainda a

possibilidade de aproveitar o calor liberto em certos equipamentos, fazendo uma gestão mais

eficiente dos recursos energéticos.

O novo enquadramento legal da microgeração presente no DL 363 permite a injecção

total da energia produzida na rede dentro de um limite estipulado, resultando tal numa

redução na factura do produtor. Este enquadramento apresenta benefícios económicos, de

modo a incentivar os possuidores de ligação BT a tornarem-se microprodutores, sobrepondo-

se assim ao anterior DL 68/2002 que não satisfazia critérios de rentabilidade para produtores

de micro-escala.

1.2 - Enquadramento do trabalho

Sendo as energias renováveis e em particular a microgeração um tema extremamente

actual e pertinente, serve o presente documento de guia á produção realizada por clientes

BT, com especial incidência em aproveitamentos fotovoltaicos e eólicos.

É apresentado assim ao longo do trabalho informação sobre estes dois tipos de

aproveitamentos, os procedimentos a ter em conta para melhor os aproveitar, como prever a

energia por eles produzida e o tipo de equipamentos disponível para realizar tal conversão.

Refere-se também ao tipo de sistemas em que se encontram inseridos, quando se pretende

estabelecer um regime de microgeração ligado à rede BT.

É ainda realizada para cada um dos aproveitamentos uma análise económica feita à luz

do novo enquadramento legal da microgeração, com o intuito de verificar qual a tecnologia e

componentes mais rentáveis.

1.3 - Estrutura do Relatório

O presente trabalho encontra-se dividido em 7 capítulos, tratando-se o presente do

primeiro. Passa-se então a expor os assuntos abordados nos capítulos seguintes.

O capítulo 2 demonstra a organização da actividade microprodutora em Portugal, à luz da

nova legislação.

O capitulo 3 aborda a energia solar, o modo como pode ser aproveitada, e quais as

tecnologias actualmente disponíveis que permitem implementar tal função. É ainda analisada

a constituição de um sistema de microgeração ligado à rede pública, incorporando um

aproveitamento solar.

No capítulo 4 é dedicado à energia eólica a aos sistemas de microgeração que

transformam a energia do vento em energia eléctrica. Tal como no capítulo 2, também aqui

se analisa a constituição de um sistema micro-eólico ligado à rede pública.


No capítulo 5 são postas em prática algumas das ideias expostas no capítulo 3 para

proceder à análise energética e económica de uma série de sistemas fotovoltaicos utilizando

diferentes componentes.

O capítulo 6 apresenta uma estrutura semelhante ao capítulo 5, referente agora a

sistemas eólicos.

No capítulo 7 é feita uma conclusão sumária do trabalho, apontando-se algumas das

direcções futuras, que se prevê serem tomadas pelos assuntos descritos no documento.

6 Introdução

6

Capítulo 2

Regulamentação da microprodução

A regulamentação da microprodução como actividade de produção de electricidade com a

possibilidade de fornecer energia à rede pública foi inicialmente regulamentada no decreto-

lei 68/2002. Nesse decreto estava regulamentada a produção de energia essencialmente para

auto consumo, havendo a possibilidade de entregar a energia excedente à rede pública ou a

terceiros, não podendo a potência a entregar à rede pública ser superior 150 kW, e tendo o

consumo próprio ou fornecimento a terceiros que representar no mínimo 50% da energia

eléctrica produzida. Verificou-se no entanto que o número de unidades de microgeração a

funcionar ao abrigo deste decreto não atingiu um número significativo.

O DL 312 de 2001 estabelecia as condições que permitiam que os novos centros

electroprodutores do SEI pudessem enviar e receber electricidade das redes SEP. No entanto

este DL não estabelecia nenhum tipo de distinção perante a potência nominal ou localização

geográfica dos sistemas electroprodutores, centralizando assim a administração dos processos

de licenciamento de micro e pequena dimensão.

Surgiu assim a necessidade da simplificação do regime de licenciamento existente. Dá-se

a criação do SRM, uma plataforma electrónica onde pode ocorrer o relacionamento entre

microprodutor e administração necessários, bem como um sistema simples de facturação,

com a isenção de facturas e acertos de IVA pelos particulares, que se encontram substituídos

pelos comercializadores. Assim, a transacção de capital dá-se de uma só vez, englobando o

resultado líquido do total consumido e produzido pelo microprodutor. São distinguidos dois

regimes remuneratórios, o regime geral, aplicado à generalidade das instalações e o regime

bonificado, aplicado às fontes de energias renováveis[8][9][10].

2.1 - O Microprodutor

Podem ser produtores de electricidade recorrendo a unidades de microprodução todas as

entidades que disponham de um contrato de compra de electricidade de BT, sendo a unidade

de microprodução integrada no local da instalação eléctrica de utilização.

8 Regulamentação da microprodução

8

Os produtores poderão estabelecer uma unidade de microprodução por cada instalação

eléctrica de utilização, vendendo a totalidade de electricidade produzida, nos limites de

potência permitidos. É no entanto pretendido que a electricidade fornecida pelos produtores

não cause perturbações no normal funcionamento da rede pública BT.

2.1.1 - Acesso ao regime de 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 electricidade será igual ao custo da

electricidade fornecida à instalação de consumo pelo comercializador de último recurso.

2.1.2- Acesso ao regime bonificado

O regime bonificado é aplicável a unidades de microprodução com uma potência limitada

a 50% da potência contratada e não superior a 3,68 kWp, que utilizem as seguintes fontes de

energia: solar, eólica, hídrica, cogeração a biomassa, pilhas de combustível. Assim, se o

microprodutor possuir um contrato de potência de 6,9 kVA, fica limitado à instalação de uma

unidade de microprodução de potência máxima de 3,45 kW. Seguindo a mesma linha de

raciocínio, o micro produtor com contrato de potência de 10,35 kVA poderia instalar uma

unidade de microprodução de 5,175 kW, no entanto, de acordo com o DL 363/2007, a

potência de ligação à rede da unidade de microprodução está limitada a 3,68 kW.

No caso de se pretender instalar unidades de cogeração a biomassa, esta terá de estar

integrada no edifício. Quando são pretendidas outras fontes de energia, é necessário dispor

de colectores solares térmicos para aquecimento de água, de área igual ou superior a 2 m².

Os condomínios não necessitam de ter a potência de ligação limitada a 50% da potência

contratada. No entanto se pretendem usufruir do regime bonificado, terão de realizar uma

auditoria energética de modo a identificar as medidas de eficiência energética a

implementar, as quais terão um período de retorno até dois anos.

2.1.3 - Remuneração do regime bonificado

Cada produtor no regime bonificado terá definida uma tarifa única de referência,

aplicável à energia produzida no ano de instalação e nos cinco anos civis seguintes. A tarifa

de referência apresenta o valor de 0,65 €/kWh, para os primeiros 10 MW de potência de

ligação registada. Por cada 10 MW adicionais de potência de ligação registada, a tarifa de

ligação é sucessivamente reduzida de 5%. Após os 5 anos e num período adicional de 10 anos,

a tarifa a aplicar será a tarifa em vigor a 1 de Janeiro desse ano, para as novas instalações a

ligar à rede que lhe sejam equivalentes. Ao fim destes 10 anos, aplica-se a tarifa do regime

geral em vigor.

A potência de ligação registada é sujeita a um limite anual e encontra-se limitada no

decorrer de 2008 em 10 MW. A electricidade vendida encontra-se limitada no caso das

unidades de microprodução solar a 2,4 MWh/ano e nos restantes casos a 4 MWh/ano, por cada

kW instalado [10][11].


2.1.4 - Tarifa a aplicar no ano de 2008

A tarifa a aplicar durante o ano de 2008 para as diferentes tecnologias encontra-se

exposta na tabela 2-1.

A potência de ligação registada encontra-se limitada no decorrer de 2008 em 10 MW.

Caso seja usada uma combinação de tecnologias de produção de energia, a tarifa aplicada

será a média ponderada das percentagens individuais correspondentes às diferentes

tecnologias utilizadas.

Tabela 2-1 - Tarifa de remuneração consoante a tecnologia usada

Tecnologia de energia

usada na unidade de

microprodução

Percentagem a

aplicar à tarifa de

referência

Tarifa (€/kWh)

Solar 100% 0,650

Eólica 70% 0,455

Hídrica 30% 0,195

Cogeração a biomassa 30% 0,195

Pilhas de combustível de

hidrogénio proveniente de

microprodução renovável

Percentagem referente ao tipo de

energia utilizada na produção de

hidrogénio

· · · 0,7 · · 0,3 · · · · (2.1)

Na equação (2.1) representa a tarifa de venda, é a tarifa de referência, é a potência solar, é a potência eólica, é a potência hídrica, e é a potência de biomassa. e representam os limites de produção fixados para a produção solar

e restantes produções respectivamente [11].

Considerando nulas as potências hídrica e de biomassa, e fixando os valores da tarifa de

referência e dos limites de produção, simplifica-se a expressão de modo a retornar a

percentagem a aplicar à tarifa de referência:

2,4 · · 4,0 · 0,7 · · 2,4 · 4,0 · 1 1,169 · 1 1,67 ·

(2.2)


10

2.2 - Funções do SRM

O SRM constitui a já referida plataforma electrónica de interacção com os produtores, no

qual é possível realizar todo o relacionamento com a administração necessário para exercer a

actividade de microprodutor [8].

2.2.1- Registo no SRM

2.2.1.1 - Produtor

Para instalar uma unidade de microprodução, o produtor deve efectuar o seu registo no

SRM, onde o formulário disponibilizado necessita da seguinte informação:

Identificação do produtor de energia Morada e E-mail do Produtor Nº de contribuinte do Produtor, que deverá corresponder à designação social do

produtor, e que coincida com o presente no contrato de fornecimento de energia da instalação de consumo

Código de utilizador e palavra passe, que permitiram depois aceder ao processo

2.2.1.2 - Entidade instaladora

O formulário disponibilizado para que as entidades instaladoras que pretendam exercer a

função de instalação de unidades de microprodução se possam registar no SRM, necessita da

seguinte informação:

Nome da Entidade Morada Telefone/Fax NIF/NIPC Nº de Alvará e prazo de validade do mesmo Informação da habilitação para exercer instalações eléctricas:

4ª Categoria – Instalações eléctricas e mecânicas 5ª Subcategoria – Instalações de produção de energia eléctrica

E-mail Código de utilizador e palavra passe

2.2.1.3 - Unidade microprodutora

Para proceder ao registo de uma unidade microprodutora no SRM, o produtor deverá

fornecer a seguinte informação:

Nome, podendo este diferir do nome do produtor Telefone para contacto, e para envio de sms CPE Identificação do Comercializador

O CPE consta na factura de fornecimento de energia do comercializador. Caso tal não se

verifique, este deverá ser contactado, de modo a fornecer o CPE.


2.2.2 - Validação do SRM

Perante um pedido de registo de uma unidade de microprodução, a DGEG expressa-se

sobre a viabilidade da instalação de microprodução e a possibilidade ou não de aceder ao

regime remuneratório pretendido.

É enviado um SMS ao produtor, alertando-o para a disponibilidade da resposta ao seu

pedido no SRM. O produtor tem então 5 dias para efectuar a confirmação do registo. Após tal

ter sido efectuado, o produtor recebe a Referencia Multibanco, para a qual deve transferir,

num prazo de 5 dias úteis, o valor da taxa de registo da instalação de microprodução. Caso as

fontes de energia a usar pela instalação de microprodução sejam totalmente renováveis, a

taxa a pagar é, segundo a portaria nº201/2008, de 250€ acrescida de IVA à taxa reduzida. Se

no entanto estas forem apenas parcialmente renováveis, ou não renováveis de todo, a taxa a

pagar é normal. O não pagamento desta taxa implica uma anulação do registo.

Após o registo provisório, o produtor tem 120 dias para instalar a unidade de

microprodução e efectuar o requerimento do certificado de exploração no SRM, indicando no

formulário electrónico qual o equipamento instalado, bem como a entidade instaladora, e o

técnico responsável por Instalações Eléctricas de serviço particular, ao serviço da mesma.

O certificado de exploração será emitido após realização da inspecção que terá lugar,

num prazo de 20 dias após se ter efectuado o requerimento, com data e hora marcada do

conhecimento do produtor e do técnico responsável pela instalação da unidade de

microprodução. Esta será realizada pela ERIIE, com presença obrigatória do técnico

responsável pela instalação. Na inspecção é verificada se a instalação da unidade de

microprodução coincide com o descrito no DL 363/2007 e na regulamentação em vigor, se o

contador se encontra correctamente instalado e funcional, e efectuam-se ensaios para

verificar o correcto funcionamento dos equipamentos.

Se a instalação se encontrar em condições de ser ligada à RESP, o relatório da inspecção é

entregue ao produtor ou ao técnico responsável, servindo de substituto ao certificado de

exploração, o qual será entregue posteriormente ao produtor através do SRM.

No caso da instalação não se encontrar em condições de ser ligada à RESP, é entregue um

relatório de inspecção ao produtor ou ao técnico responsável que inclui as deficiências

encontradas e respectivas cláusulas que devem ser cumpridas para que tal não se verifique.

O produtor dispõe então de 30 dias para realizar as correcções necessárias, sendo uma

reinspecção automaticamente marcada para o 1º dia útil findado o prazo referido.

Esta reinspecção é efectuada mediante o pagamento de uma taxa, estabelecida na

portaria nº201/2008, no valor de 150€ acrescida de IVA à taxa reduzida, caso se tratem de

instalações com fontes de energia totalmente renovável. Caso o pagamento da taxa não seja

efectuado, se a inspecção não ocorrer por motivos da responsabilidade do produtor ou se

forem verificadas novamente deficiências na instalação, o registo da unidade de

microprodução é cancelado, sendo o produtor obrigado a realizar novo registo.

O SRM pode não realizar inspecção quando a unidade em questão foi instalada por um

técnico que já tenha passado por cinco inspecções sucessivas, sem recurso a reinspecção.


12

Aqui é implementado um sistema de amostragem por sorteio, que determina se a instalação

será inspeccionada ou não.

2.2.3 - Equipamentos e Contagem da electricidade

Os equipamentos eléctricos usados numa unidade de microprodução devem ser portadores

da marca CE, mostrando assim que se encontram abrangidos pela Directiva de BT do DL

nº6/2008. O inversor a utilizar deverá estar de acordo com a norma EN 50438 ou DIN VDE

0126-1-1, sendo necessário mostrar junto da DGEG um certificado que mostre que prove a

aptidão do inversor. O SRM disponibiliza uma lista dos inversores possíveis de se usar, de

acordo com a informação cedida pela DGEG.

O equipamento de contagem de electricidade, é independente do contador da instalação

de consumo e deve estar disponível num local de livre acesso ao comercializador com quem o

contrato foi celebrado e ao operador de rede de distribuição, os quais também deverão ter

acesso aos equipamentos de protecção da interligação. A contagem da electricidade será

realizada por telecontagem, através de um contador bidireccional, ou contador que assegure

a contagem líquida nos dois sentidos. Este terá de ser independente do contador da

instalação de consumo.

2.2.4 - Contrato de compra e venda de electricidade com o comercializador

O comercializador será notificado pelo SRM no prazo de 5 dias úteis após a emissão do

certificado de exploração. O comercializador tem depois 5 dias úteis para enviar o contrato

de compra e venda ao produtor. Se o comercializador não pretender celebrar contrato com o

produtor, deverá notificar o SRM, que contactará o comercializador de último recurso, com a

finalidade de ser este a celebrar o contrato com o produtor. Após a celebração do contrato o

produtor deverá registar-se no SRM.

O SRM notificará o operador da rede de distribuição, que deverá efectuar a ligação da

unidade de microprodução à RESP, num prazo de 10 dias úteis. A data de ligação deve ser

remetida pelo operador à RESP. É da responsabilidade do produtor, o estabelecimento de

condições para que a referida ligação seja possível.

2.2.5 - Alteração da instalação

O produtor é livre de efectuar alterações na instalação da unidade de microprodução,

durante a exploração desta, tendo para isso de proceder a novo registo no SRM. A data da

instalação inicial mantém-se para efeitos de fixação da tarifa de referência. Se as alterações

efectuadas conduzirem a uma alteração da potência de ligação, será efectuada a uma

avaliação da possibilidade de ligação pelo SRM.

2.2.6 - Alteração da titularidade

É possível haver mudança de produtor de uma unidade de microprodução, desde que esta

mantenha as suas características técnicas. O novo produtor deve proceder ao registo no SRM,

de modo a poder substituir o anterior.


Dá-se a possibilidade de transferir uma unidade de microprodução para um novo local de

consumo, sendo necessário proceder-se como se de uma nova instalação se tratasse. No

entanto deve manter-se a data, número de registo e o regime remuneratório detidos

anteriormente à alteração do local de instalação.

2.2.7 - Monitorização e Controlo

As instalações de microprodução são sujeitas à monitorização e controlo realizadas pela

entidade responsável do SRM. Esta monitorização visa a verificação das protecções de

interligação com a RESP, bem como as características da instalação previstas no registo, e

abrange anualmente pelo menos 1% das instalações que são seleccionadas por amostragem e

sorteio [10][11].

2.3 - Incentivos fiscais

Nos próximos pontos são abordados os incentivos fiscais acessíveis aos interessados em

microprodução. A Portaria n.º 725/91 define que fontes de energia e equipamentos são

abrangidos por estes. Assim as formas de energia renováveis aos quais são aplicáveis os

referidos benefícios são a radiação solar directa ou difusa, a energia contida nos resíduos

florestais ou agrícolas e a energia eólica. Como equipamentos abrangidos têm-se as

instalações solares térmicas para aquecimento de águas sanitárias, que utilizam colectores

solares planos ou colectores solares concentradores; os painéis fotovoltaicos e respectivos

sistemas de controlo e armazenamento de energia; os aerogeradores de potência nominal

inferior a 5 kW e respectivos sistemas de controlo e armazenamento de energia eléctrica a

habitações [12][13] .

2.3.1 - IRC- Pessoas colectivas (Vulgo Empresas)

É possível amortizar o investimento no sistema fotovoltaico em apenas 4 anos para efeito

de cálculo do IRC. O despacho regulamentar nº 22/99, de 6 de Outubro, define um período

mínimo de vida útil de 4 anos do referido sistema para efeitos de reintegração e amortização

do investimento. Esta medida, passível de ser aliada a outros incentivos, apresenta assim um

impacto substancial na recuperação do investimento.

2.3.2 - IRS

Com a aquisição de equipamentos novos para utilização de energias renováveis ou que

consumam gás natural é possível deduzir 30% das importâncias despendidas, com o limite

máximo de 777 euros, não podendo estes ser considerados custos da categoria B, isto é,

rendimentos empresariais e profissionais.

Caso se possua crédito à habitação, o valor máximo da dedução passará a ser de €586, tal

como indicado na alínea a) do primeiro ponto do artigo 85 do Orçamento de Estado de 2008.


14

2.3.3 - IVA

O preço de custo dos equipamentos específicos para sistemas fotovoltaicos, isto é os

painéis solares e o inversor, está sujeito á taxa intermédia de IVA de 12% [14].

Capítulo 3

Aproveitamentos de energia fotovoltaica

3.1 – Radiação Solar

A radiação solar refere-se à radiação electromagnética emitida pelo Sol. Devido à grande

distancia existente entre Sol e Terra apenas uma parte mínima da radiação atinge a

superfície terrestre, que corresponde a uma quantidade de energia de 1×10 !"/$%& . 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.

Visto a distância do Sol à Terra não ser constante a intensidade da radiação solar fora da

atmosfera apresenta diferentes valores durante o ano, que oscilam entre 1,47 ' 10 ( e

1,52 ' 10 ( . A irradiância varia assim entre 1350 !/(* e 1420 !/(*, sendo o valor médio + 1367 !/(* considerado a constante solar. Quando penetra na atmosfera terrestre, a radiação solar é reflectida, dispersada (devido à poluição) e absorvida (graças à

camada de ozono, bem como o oxigénio, dióxido de carbono e vapor de água existentes na

atmosfera), dando-se perdas na quantidade de radiação solar a atingir a superfície terrestre.

Na figura 3-1 é possível observar o espectro solar fora da atmosfera e na terra.

16 Aproveitamentos de energia fotovoltaica

16

Figura 3-1 - Espectro da radiação solar [16]

A banda visível do espectro representa metade da energia da radiação e é reflectida por

interacção 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 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.

Assim, o nível de irradiância atinge, num dia com boas condições climatéricas e ao meio-

dia, um total aproximado de 1000 !/(*. Quando adicionada a quantidade total de radiação solar incidente na superfície terrestre durante o período de um ano, obtêm-se a irradiação

global anual, expressa em ,!"/(*, parâmetro este que varia consoante a região, sendo tal observável nas figuras 3-2 e 3-3.


Figura 3-2 - Atlas europeu da radiação solar [17]

Figura 3-3 - Radiação global em Portugal [17]

A analise das figuras 3-2 e 3-3 mostra uma irradiância mais elevada a sul. Quando perto

do equador esta excede os 2300 ,!"/(* por ano, ainda que no sul da Europa não ultrapasse


18

os 1900 ,!"/(*. Quando comparadas as distribuições globais de irradiação solar de dois períodos distintos, é possível notar uma variação geral.

3.1.1 – Radiação directa e difusa

Da radiação solar incidente na superfície terrestre, distingue-se radiação directa e

radiação difusa.

Figura 3-4 - Radiação directa e difusa

A radiação directa é constituída pelos raios solares recebidos em linha recta do sol. A

radiação difusa é originada pelos raios não directos e dispersos pela atmosfera. Depende

essencialmente das nuvens e apresenta-se muito variável com o tempo. A radiação global

será resultante da soma das radiações directa e difusa.

Nos dias claros, será a fracção de radiação directa que prevalece. Nos dias enevoados e

sobretudo no Inverno, a radiação solar será quase só difusa. Verifica-se que em Portugal a

proporção de radiação directa na radiação global durante um ano é 60 %, sendo os restantes

40% de radiação difusa.

3.1.2 – Posição do Sol

A localização do sol pode ser definida em qualquer local, recorrendo à sua altura e ao

azimute. Convêm referir que, no campo da energia solar, o Sul é referido como ψψψψ -°, os ângulos orientados a Leste apresentam-se negativos (ψψψψ /0-° e os orientados a Oeste positivos (ψψψψ 0-° .


Figura 3-5 - Representação da elevação solar e do azimute solar.

A irradiância solar depende da elevação solar γγγγs. A elevação solar consiste no ângulo

formado pela radiação directa no plano horizontal. O azimute solar ψψψψs é o ângulo formado

entre a direcção sul e a projecção da linha Sol - Terra na horizontal. O azimute apresenta

valores positivos para oeste e negativos para este. Apresenta-se na figura seguinte uma

representação da elevação solar em função do azimute, para a cidade do porto, nos dias mais

longo e mais curto do ano, respectivamente 21 de Junho e 22 de Dezembro.

Figura 3-6 - Elevação solar em função do azimute nos dias 21 de Julho e 22 de Dezembro

Observa-se que para cada dia, o posicionamento mais elevado do sol ocorre quando ψψψψs =0,

ou seja, ao meio dia. Assim, a altura solar máxima é atingida no dia 21 de Julho, em que γγγγ1 72,320°. A altura mínima solar γγγγ1 25,425°é atingida no dia 22 de Dezembro.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

-150 -50 50 150

γ

s

(

G

r

a

u

s)

Ψ Azimute (Graus)

Elevação solar em função do azimute solar


20

A luz toma o percurso mais curto através da atmosfera. Como tal, perante um ângulo de

incidência solar baixo, o percurso pela atmosfera será mais longo, conduzindo a uma menor

irradiância provocada por uma maior absorção e difusão radiação solar. A massa de ar (AM)

indica um múltiplo do percurso efectuado pela radiação solar na atmosfera até a um dado

local, num dado momento. A sua relação com posição do Sol é fornecida pela seguinte

fórmula:

2 134% γγγγ1 (3.1)

Conclui-se por análise da equação que a massa de ar será 1 quando γγγγ1 0-°, o que corresponderá à posição solar no equador ao meio dia, no inicio da Primavera ou do Outono.

No caso da cidade do Porto verificado anteriormente a massa de ar apresentava um valor de

1,049575216 no dia mais longo do ano, e 2,329178 no dia mais curto. Utiliza-se como média

anual para a Europa, o valor de 1,5 para a Massa de Ar [15][16].

3.1.3 – Instrumentação utilizada na medição da radiação Solar

3.1.3.1 - Piranómetro

Figura 3-7 - Piranómetro [18]

O piranómetro é um instrumento que permite medir a irradiação solar sobre uma

superfície plana, sob uma elevada precisão, ainda que inerte a mudanças rápidas de

radiação. É possível obter uma precisão média de 0,8% no decorrer de largos períodos de

medição. Na sua composição constam duas semi-esferas de vidro, uma superfície absorvente

sob a forma de prato de metal preto, termoelementos, e uma concha de metal branco. A

radiação atravessa as duas semi-esferas e incide na superfície absorvente, aquecendo-a. A

irradiação varia directamente com o aquecimento da placa, de forma que é possível medir

esta através da diferença de temperatura entre a superfície absorvente e o metal branco,

calculada através de uma fila de termoelementos dispostos em paralelo. Nestes é possível

verificar-se uma tensão proporcional à diferença de temperatura, sendo através desta

determinada a quantidade de radiação global. Recorrendo a uma banda sombreadora é

possível medir apenas a radiação difusa.


3.1.3.2 – Sensor Fotovoltaico

Figura 3-8 - Sensor Fotovoltaico [19]

O sensor fotovoltaico apresenta uma solução menos dispendiosa que o piranómetro, no

entanto não tão precisa, podendo ser atingida uma precisão média de 2% a 5% dependendo da

calibragem e estrutura do sensor. Na constituição deste encontra-se uma célula solar, que

transforma a radiação recebida em corrente eléctrica.

Este tipo de sensores é vulgarmente instalado como instrumento operacional de controlo

nos sistemas fotovoltaicos de grande dimensão, ficando inserido num sistema de aquisição,

armazenamento e análise de dados, que permite, através de comparação da radiação medida

com a energia eléctrica produzida, avaliar o desempenho do sistema fotovoltaico,

contribuindo para um aumento de precisão deste [15].

3.1.4 – Radiação do albedo

A radiação do albedo tem origem na reflexão da radiação incidente na superfície, e

depende das características do solo. Quanto maior for o albedo maior é a reflexão da luz

solar e a radiação difusa. Na tabela 3-1.1 é observável o valor da albedo para diferentes

superfícies.

Tabela 3-1.1 - Valor do albedo para diferentes superfícies

Superfície Albedo

Betão liso 0,3

Betão sob efeito de erosão 0,2

Cimento liso 0,55

Asfalto 0,15

Relva 0,18…0,23

Camada de neve fresca 0,80…0,90

Camada de neve velha 0,45…0,70


22

Apesar de cada tipo de superfície ter associado a si o respectivo valor de albedo, é

possível considerar o valor geral de 0,2 para o albedo.

3.1.5 – Radiação solar em planos inclinados

A radiação solar apresenta-se maior numa área perpendicular aos raios solares, do que

numa área horizontal de dimensões iguais. Assim, a orientação escolhida na instalação de

painéis solares resulta em diferentes níveis de irradiação. Em Portugal, a orientação óptima a

escolher aquando da instalação de painéis solares é a direcção Sul com um ângulo de 35º de

inclinação, verificando-se um nível de irradiação 15% maior do que numa área horizontal.

A energia a produzir por um sistema será maior, caso seja incluído um sistema que

permita seguir a posição do Sol. Podem-se usar dispositivos de dois eixos ou dispositivos de

um eixo para seguir o sol. Os mecanismos de dois eixos apresentam-se mais complexos do

ponto de vista técnico e permitem focar o Sol sempre na melhor posição, seguindo a sua

trajectória diária, bem como anual.

A utilização destes sistemas implica uma maior despesa. É necessário utilizar um mastro

regulável e resistente às grandes pressões do vento. O controlo é efectuado através de um

sistema termo-hidráulico, conhecido pelo seu elevado tempo de resposta, e baseado em

aquecimento de líquidos e nas diferenças de pressão resultantes, ou de um sistema de

controlo eléctrico, alimentado a energia eléctrica produzida pelo painel, facto que reduz a

eficiência energética global do sistema. Na ocorrência de alguma avaria que impossibilite o

mecanismo do sistema de funcionar, a radiação captada pelo sistema fotovoltaico diminui

consideravelmente caso o sistema fique bloqueado numa posição desfavorável. Verifica-se

actualmente um crescimento na oferta dos sistemas com um eixo, encontrando-se este aliado

a um preço mais competitivo [15].

3.2 – A célula fotovoltaica

3.2.1– Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica

Uma célula na obscuridade pode ser modelizada através de um díodo de junção PN. Para

modelizar a fotocorrente que atinge a célula, acrescenta-se uma fonte de corrente da qual é

gerado 56(A). Na figura 3-9 é possível visualizar o esquema corresponde a uma célula fotovoltaica ideal.

Figura 3-9 - Circuito equivalente ideal de uma célula fotovoltaica


A corrente que atinge a carga é dada pela seguinte equação:

5A 56 / 58 56 / 5+ ' 9: ;'< / 1= (3.2)

Na equação (3.2) 5+A representa a corrente de saturação do díodo e m representa o

factor de idealidade do díodo, que apresenta um valor entre 1 e 2. >? é obtido através da formula:

>?> , ' @A (3.3)

Aqui k é a constante de Boltzman (, 1,38 · 10C*D ), t é a temperatura da célula (°K) e q é a carga do electrão A 1,38 · 10C*D C .

O circuito equivalente de uma célula fotovoltaica inclui as resistências FG e FH que modelizam respectivamente as perdas de tensão e de corrente, e se mostram responsáveis

pelo abatimento da curva característica da célula solar. De referir também que FH se apresenta muito maior que FG. A disposição destas é explicitada na imagem 3-10 [20].

Figura 3-10 - Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica

A corrente que atinge a carga será determinada através da seguinte expressão:

5A 56 / 58 / 5 56 / 5+ ' I:JK'L < / 1M / > FG ' 5FH (3.4)

3.3- Tecnologias fotovoltaicas

Seguidamente apresentam-se os diferentes tipos de célula presentes nos módulos

actualmente no mercado. Os tipos de célula disponíveis que serão aqui expostos podem ser

agrupados por geração, onde a primeira representa os materiais mais difundidos, e a segunda

materiais desenvolvidos mais recentemente.


24

3.3.1 - Primeira geração

A célula de silício cristalina é a mais comum, apresentando actualmente cerca de 95% das

células solares existentes. O silício, não existindo como elemento químico, é obtido através

da separação do oxigénio não desejado do dióxido de silício. Funde-se a areia sílica num

cadinho junto com pó de carvão, obtendo-se silício metalúrgico, com 98% de pureza. Como

em aplicações electrónicas, 2 % de impureza se revela um valor elevado, e pretendendo

chegar a um bilionésimo por cento, o silício é submetido a um processo químico, podendo

depois ser utilizado na produção de células monocristalinas e policristalinas.

3.3.1.1 - Célula de silício monocristalino

• Produção efectuada a partir do processo de Czochralski, processo estabelecido para

produzir silício monocristalino para aplicações terrestres. Neste processo é obtido um

cristal que depois será estriado de modo a produzir barras que serão cortadas em

lâminas de 0,3 mm, formando as pastilhas. Durante este processo, perde-se parte do

silício em forma de pó de serragem.

• Estas células apresentam uma eficiência de 15 a 18%.

• As células produzidas podem ter um formato redondo, semi-quadrado ou quadrado,

dependendo da quantidade que é extraída do cristal único. As células redondas são as

que provocam perdas menores, logo as que apresentam um preço mais reduzido, no

entanto não são práticas a nível de disposição e gestão do espaço, sendo o seu uso

evitado em módulos standard. Serão uma boa escolha quando se pretende obter

algum grau de transparência, nomeadamente em sistemas solares domésticos.

• A dimensão apresentada por estas células é de 10x10 cm², ou 12,5x12,5cm², no caso

das quadradas, ou diâmetro de 10, 12,5 ou 15cm no caso das redondas. Possuem uma

espessura de 0,3mm e uma estrutura homogénea.

• Quando munidas de camada anti-reflexão as células apresentam uma cor na gama do

azul-escuro para o preto. Sem anti-reflexão, a cor das células é cinza.

• Produção efectuada a partir do processo de zona flutuante, permite obter células

solares de maior pureza e de maior eficiência (1 a 2 % superior à eficiência de células

obtidas através do processo de Czochralski). O material bruto para alcançar esta

pureza revela-se muito dispendioso.

3.3.1.2 - Célula de silício policristalino

O silício policristalino é menos eficiente que o monocristalino, mas é mais barato de

produzir. O processo mais comum de produção é o de fundição de lingotes:

• Apresenta uma eficiência de 13 a 15%, quando munidas de camada anti-reflexão.

• A forma das células é quadrada e está disponível nas dimensões 10x10 cm², ou

12,5x12,5 cm² e 15x15 cm², com uma espessura de 0,3 mm.

• A cor é azul quando existe camada anti-reflexão. Quando esta não existe, a cor é

cinza prateada.

• Na sua estrutura verificam-se cristais com várias orientações., formados durante a

fundição do bloco.


3.3.1.3 - Células Power

As células Power são constituídas por pastilhas policristalinas produzidas por fundição de

lingotes, que são posteriormente tratadas num processo estrutural mecânico. São produzidos

sulcos em ambos os lados da pastilha, sendo depois criados orifícios na intersecção dos

sulcos. Resulta desta acção um efeito de transparência que pode variar de 0 até 30%

consoante o tamanho dos orifícios.

• A eficiência será de 10%, para uma transparência de 10%.

• As células apresentam-se quadradas com as dimensões 10x10cm², e 0,3mm de

espessura.

• A estrutura e a cor são idênticas às verificadas na célula policristalina, sendo visível

uma pequena franja opaca no limite da célula transparente.

3.3.1.4 – Processos de laminagem

Foram desenvolvidos novos processos de laminagem de faixas para evitar as perdas

originadas pela serragem do silício em bruto. Estes processos permitem produzir lâminas a

partir do banho de fusão do silício. As lâminas produzidas já possuem a espessura pretendida,

necessitando apenas de ser cortadas em peças, recorrendo a raios laser. Seguidamente

mencionam-se os tipos de célula produzidos pelas quatro tecnologias que prevaleceram até

fase de maturidade da produção em série:

3.3.1.5 – Células de silício policristalino EFG

As células EFG assemelham-se mais a células monocristalinas tanto na aparência como

na qualidade eléctrica, apesar do silício usado ser policristalino.

• As células apresentam uma eficácia de 14%.

• Possuem as seguintes dimensões 10x10 cm² e 10x15 cm², com uma espessura de

0,28cm.

• A superfície da célula apresenta-se ligeiramente irregular, e azulada quando na

presença de camada anti-reflexão.

3.3.1.6 – Faixas de filamentos

As células produzidas por laminagem de faixas possuem as seguintes características:

• Eficácia de 12%.

• As células têm dimensões de 8x15 cm² e apresentam uma espessura de 0,3mm.

• A estrutura é semelhante à observada nas células EFG.

• Possuem cor azul quando se encontram cobertas por camada anti-reflexão, sendo nos

outros casos cinza prata.

3.3.1.7 – Células de rede dendídrica de silício monocristalino

Seguidamente enumeram-se as características das células de rede dendídrica de

silício monocristalino:


26

• Apresentam uma eficiência de 13%.

• A dimensão é de 1,3x10 cm² com uma espessura de 0,13mm.

• As células possuem uma estrutura homogénea, sem textura, e azulada devido à

presença da camada de anti-reflexão.

3.3.1.8 – Células Apex

De elevada velocidade de produção, as células Apex resultam das primeiras

aplicações de película fina com silício cristalino para produção em série. Aprestam as

características a seguir indicadas:

• Eficiência de 9,5%.

• Dimensão de 20,8x20,8 cm².

• Possuem uma estrutura semelhante às células solares policristalinas, mas com

menores cristalites. A cor é azul quando existe camada anti-reflexão, sendo nos

outros casos, cinza prateada.

3.3.1.9 – Camada anti-reflexão

A inclusão de uma camada de anti-reflexão nas células garante que apenas uma

quantidade mínima de luz seja reflectida 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 reflectida 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.

3.3.1.10 – Contactos

Para que possam ser integradas num circuito eléctrico 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 arquitectónico através do uso de módulos especiais para integração em edifícios com

cobertura transparente.

3.3.2 – Segunda Geração

A produção de células solares recorrendo a processos de película fina foi impulsionada

graças a avanços tecnológicos ocorridos nos anos 90. Camadas finas de material foto-activo

são aplicadas num substrato, usualmente o vidro. Usados na produção destas células, o silício

amorfo, CdTe e CIS são materiais semicondutores que se apresentam mais resistentes à

contaminação de átomos estranhos, e possuidores de uma elevada capacidade de absorção

luminosa, permitindo que uma camada com 0,001 mm consiga converter luz solar em energia.


Ao comparar a produção das células de película fina com a produção do silício cristalino,

as primeira apresentam um menor consumo de materiais e de energia, elevada capacidade de

automatização da produção em larga escala, conduzindo a um potencial considerável de

redução de custos de produção. As células de película fina não se encontram restringidas ao

seu formato, podendo revestir um substrato de qualquer tamanho. No entanto é

recomendável o uso de substratos rectangulares, já que num substrato assimétrico, a área

exterior à maior área rectangular possível ali existente não é activa do ponto de vista

eléctrico. A interligação destas células é interna (ao contrário do interligação externa das

células cristalinas), encontrando-se estas ligadas monoliticamente. Na constituição de um

módulo é assim possível encontrar uma placa de vidro, revestida por várias fitas de células

ligadas em série. O contacto eléctrico consiste num revestimento metálico opaco na parte

posterior da célula e numa camada de metal óxido fortemente transparente e condutiva, na

parte que recebe a luz. As células de película fina efectuam um melhor aproveitamento de

baixos níveis de radiação, menos sensibilidade a efeitos de sombreamento e um melhor

desempenho perante elevadas temperaturas.

Enumeram-se de seguida os vários tipos de célula produzidos recorrendo a película fina:

3.3.2.1 - Células de silício amorfo

A principal desvantagem das células de silício amorfo é a baixa eficiência que estas

apresentam, decrescendo o seu valor durante o primeiro ano de uso, devido à degradação

induzida pela luz nivelando depois num valor estável. A criação de células solares multi-

junção pretende contrariar esse problema.

• Apresenta uma eficácia 5 a 8% perante condições estáveis.

• Relativamente a dimensões, o módulo standard tem no máximo 0,77 x 2,44 m² e o

módulo especial 2x3 m², e a espessura varia entre 1 e 3 mm de substrato, podendo

este ser de plástico, metal ou vidro, com um revestimento de silício amorfo de

0,001mm.

• A estrutura é homogénea e a cor varia entre o castanho avermelhado e o preto.

3.3.2.2 - Células CdTe

As Células CdTe apresentam um potencial considerável para a redução de custos quando

produzidas em massa. No entanto a utilização desta tecnologia tem levantado problemas

devido ao uso de produtos contaminantes e venenosos.

• As Células CdTe apresentam uma eficiência de 16% em laboratório, no entanto o valor

da eficiência das células comercializadas é de 8%.

• O módulo tem uma forma livre num tamanho máximo de 1,20x0,6 m2 e uma

espessura de 3 mm de substrato com 0,008 mm de revestimento.

• A estrutura destas células é homogénea e a gama de cores varia entre o verde-escuro

e o preto.

3.3.2.3 - Células CIS


28

As Células Solares CIS são actualmente as mais eficientes de todas as células de película

fina. Não são tão susceptíveis à degradação por indução da luz como as células de silício

amorfo. Podem no entanto apresentar problemas quando instaladas em ambientes quentes e

húmidos, sendo nesses casos recomendada uma boa selagem contra este tipo de ambientes.

Espera-se que uma produção em massa deste tipo de células faça o custo de produção ficar

inferior ao custo das células de silício cristalino.

• A eficiência destas células é de 7,5 a 9,5%.

• É permitida uma livre escolha do formato do módulo num tamanho máximo de

1,0x0,6 m2, sendo a espessura de 3mm no substrato e 0,003mm no revestimento.

• Apresenta uma estrutura homogénea de cor preta.

3.3.2.4 - Célula HCI

A célula HCI trata-se de uma combinação da clássica célula solar cristalina com a célula

de película fina, e é constituída por uma pastilha monocristalina revestida por uma camada

de silício amorfo. Esta célula distingue-se por uma maior produção de energia a elevadas

temperaturas, verificando-se uma queda de eficiência de 0,33% por elevação de grau célsius,

ao contrário dos 0,45% observados no silício cristalino. É ainda imune À degradação da

eficiência resultante do envelhecimento por indução de luz que se verificava nas células

amorfas de película fina.

• As células HCI possuem uma eficiência de 17,3%.

• Possuem uma forma quadrada de 104 mm de lado e espessura de 0,2mm.

• A sua estrutura é homogénea, sendo a cor preta.

3.3.3 - Aplicação dos diferentes tipos de célula

Quando se pretende estabelecer a ligação dos sistemas solares à rede eléctrica pública,

utilizam-se geralmente células solares de silício monocristalino e policristalino. A escolha de

silício policristalino pode ser justificada através de um menor custo de fabrico que resulta

num menor preço final. O uso de módulos de silício é mais comum em aplicações de laser,

havendo grande probabilidade de se tornarem mais comuns nos grandes sistemas. A influencia

dos módulos de película fina CIS e CdTe no mercado começa a crescer, com a sua entrada em

produção de em série. Os módulos híbridos HCI são os que apresentam maior nível de

eficiência entre os módulos comerciais disponíveis [15][16].

3.3.4 - Curva característica de uma célula fotovoltaica

Seguidamente apresenta-se na figura 3-11 a curva característica de uma célula

fotovoltaica, na qual é possível observar o comportamento da tensão e a corrente no seu

funcionamento. Ao incidir luz numa célula solar desligada da carga, será criada uma tensão

aproximada de 0,6V, passível de ser medida a partir dos dois contactos da célula. A corrente

de curto-circuito pode ser determinada curto-circuitando os contactos com um amperímetro.

Conclui-se então que os restantes valores da curva podem ser determinados recorrendo a uma

resistencia variável, um amperimetro e um voltimetro.


Figura 3-11 - Curva característica de uma célula solar[15]

O ponto da curva tensão-corrente onde o produto destas duas grandezas é máximo,

intitula-se MPP, e corresponde à potência máxima produzida pela célula/módulo. A tensão e

a corrente que originam esta potência são conhecidas como >N e 5N. Na figura 3-11 é possível observar a curva de potência juntamente com a curva característica da célula,

explicitando assim, os valores de tensão e corrente MPP.

3.3.5 - Encadeamento das células

As células cristalinas são encadeadas durante a produção dos módulos fotovoltaicos. Os

contactos frontais de cada célula, representando o pólo negativo desta, serão soldados aos

contactos posteriores da célula seguinte, que representam o pólo positivo. Nas extremidades

do módulo, os contactos de inicio e de fim da fileira serão utilizados para conduzir a energia

produzida para o exterior. No caso das células de película fina, o encadeamento é efectua-se

durante o fabrico.

Analisam-se de seguida as duas possibilidades de interligação das células fotovoltaicas.

3.3.5.1 - Células ligadas em série

A ligação em série é normalmente efectuada até ser obtida o nível de tensão desejada.

Conforme se vão ligando células em série, a tensão aumenta, permanecendo a corrente

inalterada.


30

Figura 3-12 - Ligação em série de três células FV [15]

3.3.5.2 - Células ligadas em paralelo

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

fileiras de células. É possível verificar que com o estabelecimento de ligação em paralelo de

células a tensão mantém-se mas a corrente aumenta.

Figura 3-13 - Ligação em paralelo de três células FV [15]

3.3.6 - Encapsulamento

O encapsulamento das células tem como objectivo proteger estas dos agentes

atmosféricos e humidade, das tensões mecânicas, bem como assegurar o isolamento eléctrico

das células. O material encapsulado é aplicado num substrato de modo a conferir estabilidade

na estrutura. Distinguem-se três tipos de encapsulamento:

• Encapsulamento EVA: utilizado no fabrico de módulos especiais e standard, com

dimensões inferiores a 2x3 m, não sendo recomendada em módulos maiores devido à falta de estabilidade nas células durante o processo de fabrico dificultar o controlo da distancia entre estas.

• Encapsulamento em Teflon: usado principalmente em módulos especiais produzidos em pequena escala, como as telhas solares. Apresenta-se pouco espesso (apenas 0,5mm de espessura) e bom condutor de calor, permitindo um arrefecimento da célula independente do local e tipo de instalação em que se encontra.


• Encapsulamento em resina fundida: usado em módulos de dimensão não superior a 2,5x3,8 m. É possível obter um óptimo controlo da posição das células durante a aplicação do encapsulamento. A resina utilizada confere aos módulos propriedades atenuantes em termos de propagação de ruído.

3.4 - Módulos fotovoltaicos

A classificação de um módulo pode ser efectuada recorrendo a diferentes aspectos,

nomeadamente em função do material que constitui as células, do material que constitui o

encapsulamento, tecnologia de substrato utilizada, estrutura da armação, entre outros.

Destacam-se de seguida três classificações e respectivas breves descrições, de módulos,

já referidas neste documento:

• Módulo Standard: O baixo custo, facilidade de montagem e valor estético faz com que

estes módulos sejam utilizados caso não existam exigências especiais.

• Módulo Especial: Produzido em massa para um propósito específico, nomeadamente

aplicações de pequena escala, veículos solares, barcos, telhas solares, entre outras.

• Módulo Específico: Fabrico para uma determinada aplicação, onde o local de

aplicação tem forte influência na estrutura, dimensão e forma do módulo.

3.4.1 - Curvas características dos módulos

Os módulos ao serem interligados em série e em paralelo apresentam um resultado

idêntico.

3.4.1.1 - Módulos ligados em série

A curva da figura 3-14 mostra a relação entre corrente e tensão para três módulos

instalados em série. Nela é possível observar um aumento de tensão estando a corrente

estagnada.

Figura 3-14 - Ligação em série de três módulos FV [15]

3.4.1.2 - Módulos Ligados em paralelo


32

Quando os módulos são instalados em paralelo, verifica-se que a tensão se manteve, mas

a corrente aumenta conforme se adicionam módulos. Este fenómeno é observável na figura 3-

15

Figura 3-15 - Ligação em paralelo de três módulos FV [15]

3.4.2 - Efeito da temperatura e da irradiância em módulos

A variação do valor da irradiância não afecta significativamente o valor da tensão MPP

obtida num módulo, sendo que o valor da corrente sofre maior variação (uma diminuição do

valor da irradiância conduz a uma diminuição do valor da corrente). No entanto, quando na

presença de um sistema fotovoltaico com vários módulos ligados em série, o valor da tensão

MPP poderá variar entre valores mais amplos, sob influencia das variações de radiação em

cada módulo.

Figura 3-16 - Curvas de corrente e tensão perante diferentes irradiâncias [21]

Analisa-se agora o efeito da temperatura na prestação dos módulos. A variação de

temperatura afecta principalmente a tensão do módulo, verificando-se apenas um ligeiro

aumento da corrente quando se eleva a temperatura. Um aumento de temperatura implica

uma diminuição de tensão. Alerta-se para um cuidado especial no dimensionamento de

sistemas fotovoltaicos, já que, num sistema com módulos ligados em série e perante baixas

temperaturas, o aumento de tensão num módulo poderá ultrapassar a tensão máxima

permitida pelos dispositivos a jusante. No Verão, devido ao aumento de temperatura, pode-se


verificar uma diminuição na potência produzida de 35%, sendo que para evitar este

fenómeno, os módulos devem ser capazes de dissipar o excesso de calor para o exterior.

Figura 3-17 -Curvas de corrente e tensão perante diferentes temperaturas [22]

3.5 – Sombreamento

Durante o planeamento de um sistema fotovoltaico será aconselhável uma análise do tipo

de sombreamentos que afectam o local onde se pretende realizar a instalação.

Durante o planeamento de um sistema fotovoltaico será aconselhável uma análise do tipo de

sombreamentos que afectam o local onde se pretende realizar a instalação.

3.5.1- Tipo de sombreamento

3.5.1.1 - Sombreamento temporário

O sombreamento temporário é resultante da presença de neve, folhas e outros tipos de

sujidade. O fenómeno de auto-limpeza do gerador, que consiste na lavagem da sujidade por

parte da chuva, ajuda a diminuir a quantidade de dejectos no gerador, melhorando a

eficiência deste. Para que o sistema de auto-limpeza funcione, será necessário colocar os

painéis com um ângulo mínimo de inclinação de 12º, funcionando melhor com o aumento do

ângulo.

Nos locais propícios ao aparecimento de neve, é recomendada a instalação dos módulos

na vertical, de maneira a que a deposição de neve na parte inferior destes cause um

sombreamento menor.

O efeito de sombreamento mostra-se mais duradouro quando considerados sujidade, e

folhas das arvores, sendo recomendável quando perante uma grande quantidade de resíduos

acumulada, uma limpeza com água e sem recorrer a detergentes ou escovas, vistos estes

poderem danificar os módulos.


34

3.5.1.2 - Sombreamento de localização

Este sombreamento é causado pelo que rodeia o gerador fotovoltaico. Prédios vizinhos,

árvores, cabos eléctricos podem originar sombras nos módulos, diminuindo o rendimento do

sistema fotovoltaico.

3.5.1.3 - Sombreamento do edifício

O edifício onde se encontra instalado o gerador fotovoltaico pode incluir diversos

elementos passíveis de causar sombreamento nos módulos, tais como antenas, para raios,

chaminés, saliências e ressaltos na estrutura do prédio. Este tipo de sombreamento pode ser

evitado através da deslocação dos elementos, se possível, ou do correcto dimensionamento e

concepção do sistema, de modo a minimizar o impacto da sombra.

3.5.2 - Análise de sombreamentos

O contorno de sombra é encontrado recorrendo ao plano do local e ao mapa da

trajectória solar, ou através de software. Quando usado o plano do local procede-se ao

calculo do ângulo de azimute e ângulo de elevação correspondentes ao sombreamento.

Figura 3-18 - Representação de um ângulo de elevação e ângulo de azimute de um objecto

Na figura 3-18 é possível observar os ângulos de azimute e de elevação. O ângulo de

azimute obtêm-se através da análise efectuada no local, ou utilizando um mapa. Para obter o

ângulo de elevação, procede-se à medição da distância e altura do objecto que provoca a

sombra, bem como da altura a que se encontram os painéis solares. O ângulo de elevação

obtem-se através da seguinte equação:

$OP@$% 9"* / "Q = (3.5)

Alguns softwares de simulação utilizam um factor de transmissão t, que permite

especificar a quantidade de radiação que passa através da árvore. Assim para árvores de

folhas caducas usa-se no Inverno t=0,60 e no Verão t=0,30. Quando a sombra é causada por

uma planta conífera o factor de transmissão será t=0,23.

Através da análise de sombreamento torna-se assim possível conhecer a sombra causada

pelo meio circundante no mapa da trajectória solar.


3.5.3 - Sombreamento na concepção do sistema fotovoltaico

A curva característica do gerador é modificada em função do sombreamento. Isto significa

que o MPP irá ser desviado, determinando-se assim a redução de potência relativamente a um

gerador que não se encontra sombreado.

Analisa-se de seguida o que a situação verificada na presença de sombra perante módulos

em série e em paralelo.

3.5.3.1 – Módulos em série

Observa-se que nas curvas referentes a situações de sombreamento ocorre um máximo de

potência para tensões baixas e outro para tensões elevadas.

Figura 3-19 - Curvas características de módulos ligados em série afectados por sombreamento [15]

O alcance do MPP está dependente do percurso da sombra e do comportamento do

sistema de rastreio do inversor. Assim, com um aumento de sombreamento nos painéis, o

máximo situado À esquerda, que representa o MPP, desloca-se para tensões menores. Com o

aumento de tensão o máximo desloca-se para a direita, mas o inversor mantêm-se no máximo

da esquerda, que se encontra mais bem pronunciado.

O facto dos módulos se encontrarem sombreados pela manhã implica que o inversor

rastreie a partir da tensão de circuito aberto até ao máximo da direita, permanecendo neste

ponto, independentemente do MPP se encontrar situado aí ou não.

O máximo da direita requer uma tensão mais elevada do que o máximo de um sistema

sem sombra.

3.5.3.2 – Módulos em paralelo

A influência do sombreamento nos módulos em paralelo do gerador, depende não apenas

na quantidade dos módulos sombreados, mas também na disposição que estes ocupam. O


36

comportamento apresenta-se melhor quanto menor for o número de fileiras sombreadas.

Analise-se o que se passa na situação de duas fileiras sombreadas:

Figura 3-20 - Curvas características de módulos ligados em paralelo sendo duas fileiras afectadas por sombreamento [15]

Existe neste caso uma maior probabilidade do inversor rastear o ponto máximo de

potência da direita, já que este se encontra mais pronunciado que o ponto da esquerda.

Figura 3-21 - Curvas características de módulos ligados em paralelo sendo um número variável de fileiras afectadas por sombreamento [15]

O aumento do número de fileiras sombreadas provoca o pronunciamento do ponto

máximo de potência da esquerda sendo assim mais provável que, perante forte

sombreamento, o MPP se situe aí.

Na ligação em paralelo a perda de energia depende apenas do número de fileiras

sombreadas, tendo-se verificado no primeiro caso que perante o aumento de módulos em

cada fileira sombreados, a perda de potência se manteve constante. A ligação em paralelo


apresenta perdas menores que a ligação em série, cujas perdas no ponto máximo da esquerda

aumentam consoante o número de módulos sombreados. Recomenda-se o uso de módulos em

paralelo quando não é possível evitar o sombreamento do sistema [15].

3.5.4 - Distância entre painéis para evitar sombreamento

Figura 3-22 - Distancia entre painéis para evitar sombreamento

A distância entre fileiras consecutivas d (m), depende da largura do painel b (m), da

inclinação do painel R e do valor mínimo de altura solar que tolera no sombreamento S. Q T ' 3:%180° / R / S 3:%S (3.6)

De modo a reduzir as perdas por sombreamento mútuo entre as fileiras de módulos

inclinados, poderá ser aplicado um dos seguintes dois métodos:

• Para uma minimização das perdas por sombreamento utiliza-se: Q1 3,5 ' ". Aqui d1 (m) representa a distância entre o final de um painel e o início de outro, e h

(m) representa a altura a que se eleva o painel.

• Para uma optimização da área a utilizar usa-se: Q 2,25 ' T [16].

3.6 - Energia produzida por um painel

A radiação global diária U (kW/(*/Q) pode ser determinada recorrendo à formula:

U U+ · $ T · VW) (3.7)

Aqui $ e T são parâmetros típicos da região em questão. Em Portugal utiliza-se $ 0,18 e T 0,62. % é o número de horas de insolação, isto é , o número de horas em que a irradiância

se apresenta superior a 100 W/m, e X é a duração do dia em horas. U+ (kW/(*/Q) é a radiação diária extraterrestre e determina-se da seguinte forma:

U+ 24Y · 5GZ · 1 0,033 · cos 92Y · QV365 = · |ω`| · sen c · send cos c · cos d · 3:%|ω`| (3.8)


38

Aqui d representa a latitude. A declinação c é o ângulo entre o plano do equador e a direcção sol-terra e é determinada para o dia do ano pretendido QV através da fórmula:

c 23,45 · sen 92Y · 284 QV365 = (3.9)

ω` representa o ângulo de saída do sol e determina-se através da formula:

ω` /arcos/ tan δ · tand (3.10)

A radiação global diária U poderá ser separada em Ui (kW/(*/Q) e Uj (kW/(*/Q) que representam respectivamente as componentes radiação directa e radiação difusa. A radiação

difusa obtém-se através da fórmula:

Uj U · 1,88 / 2,272 · k 9,473 · k* / 21,856 · kD 14,684 · kl (3.11)

k é o índice de atenuação e representa o efeito de atenuação da atmosfera terrestre. O seu valor resulta do quociente entre a radiação global diária U e a radiação extraterrestre diária U+.

Após o calculo de Uj determina-se o valor da componente de radiação directa Ui através da diferença:

Ui U / Uj (3.12)

Conhecendo-se Uie Uj torna-se possível determinar a radiação diária incidente num plano U?:

U? Ui · Fi Uj · 91 cos R2 = 91 / cos R2 = · n (3.13)

n é a reflectividade dos solos. O coeficiente Fi permite converter a radiação directa num

plano horizontal, em radiação no plano do painel. Fi é determinado para uma inclinação R e uma orientação a Sul, através da formula:

Fi op`qCr ·op` s·`tu|vww|J|vww|·`tu qCr ·`tu sop`q·op` s·`tu|vw|J|vw|·`tu q·`tu s (3.14)

Para determinar ω`` selecciona-se um valor máximo entre os dois seguintes:

ω`` max ω`;/arcos / tan δ · tand / R (3.15)


A energia diária produzida pelo painel (Wh/dia) é dada pela seguinte expressão:

U? · ; · 2 · Nk (3.16)

Aqui, 2 ((* é a área do painel, e Nk é eficiência do MPPT e ηm (%) representa o rendimento do painel. O rendimento do painel ; (%) depende da temperatura do dia em questão e é obtido da seguinte forma:

; k| · 1 / · ~ / 25 (3.17)

k| (%) é o rendimento do painel em condições STC, (%/° é o coeficiente de temperatura da potência e ~ (° )obtêm-se da formula:

~ 5O · X / 20800 (3.18)

(° ) é a temperatura ambiente, 5O é a irradiância média (Wh/(*)e NOCT (° ) é a temperatura a que a célula funciona quando em condições de operação standard. As

condições de operação standard, são usualmente caracterizadas por uma irradiância de 0.8

kW/m2, uma temperatura ambiente de 20ºC, e uma velocidade de vento de 1 m/s, vindo

normalmente especificadas na datasheet do módulo, assim como o valor de NOCT.

A energia diária produzida por um painel pode ainda ser determinada recorrendo à

corrente máxima 5; (A) e à tensão máxima >; (V) do painel, ou à potência máxima ; (W) do painel:

U?1000!/(* · 5; · >; · Nk (3.19)

U?1000!/(* · ; · Nk (3.20)

Será necessário efectuar as correcções para a temperatura pretendida dos valores de

corrente máxima, tensão máxima e potência máxima do módulo fornecidos na datasheet e

em condições STC (5;25° , >;25° e ;25° ). Assim:

5;~ 5;25° · 1 · ~ / 25 (3.21)

>;~ >;25° · 1 / R · ~ / 25 (3.22)


40

;~ ;25° · 1 / · ~ / 25 (3.23)

Nas formulas e R representam respectivamente os coeficientes de temperatura da

corrente e da tensão (%/°) [16].

3.7 - Dimensionamento de um sistema fotovoltaico

Figura 3-23 - Ligação de um gerador fotovoltaico à rede pública

Seguidamente serão apresentados os vários componentes que integram um sistema fotovoltaico

ligado à rede. Durante o dimensionamento deste deverá ter-se em atenção os potenciais

riscos, devendo tomar-se medidas de protecção e implementar sistemas de protecção que

minimizem ou evitem os efeitos destes durante e após a instalação.

3.7.1 – Inversor

O inversor permite estabelecer a ponte entre o gerador fotovoltaico e a rede,

transformando a corrente contínua proveniente dos módulos fotovoltaicos em corrente

alternada, ajustando-a para a frequência e o nível de tensão da rede a que encontra ligado.

De modo a poder operar com a melhor eficiência possível o inversor vem munido de um

sistema de rastreio, que permite que este acompanhe as mudanças do ponto MPP do gerador

fotovoltaico, e funcione sempre nesse ponto.

3.7.1.1 - Tipos de inversores

• Inversores comutados 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

desactivado. O uso destes inversores aumenta o consumo de potência reactiva, 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 raro o uso nos sistemas de potência

reduzida.

• Inversores auto-controlados

Os inversores auto-controlados também apresentam um circuito de ponte, podendo este

ser constituído por TBJ, MOSFET, IGBT ou GTO.O consumo de potência reactiva dos inversores

auto-controlados é baixo, no entanto têm tendência a originar problemas de compatibilidade

electromagnética, devido à frequência elevada de comutação associada destes. 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.

Recorre-se com frequência a transformadores para ajustar a tensão de saída com a tensão

da rede. O transformador usado cria um campo magnético que isola electricamente os lados

AC e DC. A presença de transformador torna possível utilizar geradores fotovoltaicos de

tensão reduzida, e permite ainda reduzir as interferências magnéticas. No entanto, a

utilização de um transformador aumenta o custo e a dimensão da instalação, bem como as

perdas de potência. Podem ser utilizados transformadores de alta ou baixa frequência. Os de

alta frequência apresentam menor custo, perdas, e dimensão, mas tornam o circuito dos

inversores mais complexo, de modo que a escolha cai geralmente nos transformadores de

baixa frequência.

A eliminação do transformador, nas gamas de baixa potência, obriga a uma tensão

superior por parte do gerador fotovoltaico, em relação ao valor de pico da rede, caso

contrário é necessário recorrer a um conversor elevador DC/DC (produzindo perdas

adicionais). É também necessário recorrer a medidas de protecção adicionais devido à

ausência de isolamento eléctrico entre os circuitos de potência DC e AC [15][23][24].

3.7.1.2 - Tipos de montagem de inversores:

• Inversor central

o Utilização em sistemas de tensão < 120V

Nesta configuração, liga-se em série um número reduzido de módulos em

fileira (3 a 5 módulos), sendo o efeito de sombreamento assim reduzido.

Apresenta como desvantagem as elevadas correntes que atravessam os

condutores, sendo necessário que os cabos possuam uma maior secção para

reduzir perdas resistivas.

o Utilização em sistemas de tensão > 120V

Esta configuração apresenta fileiras com um número mais extenso de

módulos. O efeito de sombreamento tem uma maior influencia no

funcionamento global do sistema, provocando perdas energéticas. No entanto

verificam-se menores correntes resultantes, sendo possível uma redução na

secção dos condutores.


42

Figura 3-24 - Configuração do gerador recorrendo a inversor central

• Inversor Master-Slave

A configuração que incorpora inversores Master-Slave utiliza-se normalmente nos

sistemas fotovoltaicos de maior dimensão. Vários inversores encontram-se ligados em

sendo o inversor mestre utilizado nos períodos de baixa irradiância. Com o aumento

do nível de irradiância, o inversor mestre é levado ao limite da potência sendo o

inversor seguinte colocado em funcionamento. Apesar de exigido um maior

investimento, esta configuração resulta numa maior eficiência global.

Figura 3-25 - Configuração do gerador recorrendo a Inversor Master-Slave

• Unidades integradas inversor /modulo

Esta unidade de módulo fotovoltaico com o inversor integrado permite uma maior

eficiência global do sistema, já que cada módulo pode operar no seu MPP, sem estar

dependente da condição em que se encontram os outros módulos. Recomenda-se a

monitorização individual dos inversores, bem como a instalação dos módulos num

local de fácil acesso para efectuar reparações nos inversores. Actualmente estas

unidades apresentam ainda um preço elevado.


Figura 3-26 - Configuração recorrendo a módulos com inversor integrado

Para determinar a tensão de entrada no inversor recorre-se ao somatório das tensões

individuais dos módulos ligados em série numa fileira, perante as condições operacionais

extremas de Verão e de Inverno.

3.7.2 - Ligação dos módulos

3.7.2.1 - Número máximo de painéis ligados em série

Para obter o número máximo de painéis ligados em série recorre-se à situação em que a

temperatura do módulo é -10ºC. Como já foi referido, no caso dos módulos, uma temperatura

baixa está associada a um aumento de tensão. Assim, o inversor tem de admitir uma tensão

DC máxima superior à tensão em circuito aberto do módulo a -10ºc. O número máximo de

painéis que é possível ligar em série é dado pela seguinte relação:

%; > VG >ZNój C+°~ (3.24)

>VG > representa a tensão DC no inversor e >ZNój C+°~ > representa a tensão em circuito aberto do módulo a -10°. Por vezes o último valor não vem directamente especificado nas datasheets dos módulos, sendo antes fornecida o coeficiente ∆> em % ou em mV em função da temperatura em °. As formulas seguintes permitem determinar >ZNój C+° usando respectivamente ∆> em % ou ∆> em mV:

>ZNój C+°~ 1 / 35° ' ∆>% 100 ' >Z~k

(3.25)

>ZNój C+°~ >Z~k / 35° ' ∆>; 1000

(3.26)

3.7.2.2 - Número mínimo de painéis ligados em série


44

O número mínimo de painéis ligados em série é determinado atentando na situação de

temperatura máxima, 70°. Apesar dos módulos poderem atingir temperaturas superiores a esta no Verão, estima-se este valor considerando que o sistema fotovoltaico se encontra

munido de sistema de ventilação. O aumento de temperatura implica uma descida de tenso.

Pretende-se garantir que, perante estas condições, a tensão produzida pelos módulos não

seja inferior à tensão MPP mínima do inversor. Assim o número mínimo painéis por série é

dado pela seguinte relação:

>NNój +°~ 1 45° ' ∆>% 100 ' >N~k (3.27)

>NNój +°~ >N~k l°~'∆ +++ (3.28)

Dependendo da localização e da instalação os painéis solares deverão poderão atingir

temperaturas até 100 °. Assim, nestes casos, para um correcto dimensionamento dever-se-á

determinar o numero mínimo de painéis usando a tensão MPP num módulo a 100 °[15]. 3.7.2.3 - Número de fileiras

O número de fileiras está associado à corrente final produzida. A corrente produzida pelas

fileiras não pode ser superior à corrente máxima admissível na entrada do inversor. Assim é

necessário que se verifique a seguinte condição:

%G 5;5V H (3.29)

Aqui, 5; representa a corrente máxima admissível na entrada do inversor e

5V H representa a corrente por fileira de módulos [15].

3.7.3 - Cabos

3.7.3.1 - Cabos de fileira

Os cabos de módulo ou cabos de fileira, são utilizados nas ligações na parte AC do sistema

fotovoltaico, e estabelecem a ligação eléctrica entre os módulos individuais do gerador solar

e a caixa de junção do gerador. Estes serão dimensionados de forma a suportar variações

referentes à tensão, corrente e ao meio ambiente, sob as quais se espera que o sistema

funcione. A tensão dos sistemas fotovoltaicos não ultrapassa normalmente a tensão nominal

nos cabos standard. É recomendável comparar a tensão nominal do cabo com a tensão de

circuito aberto a -10°, quando perante um sistema fotovoltaico com fileiras longas.

O cabo de fileira deverá ter suportar 1,25 vezes a Icc do gerador, e incluir as devidas

protecções contra falhas de terra e curto-circuitos. Tal é indicado na norma europeia IEC

60364-7-712.

Na parte superior dos painéis, os cabos utilizados deverão ser flexíveis, bem como

resistência à radiação UV e a temperaturas elevadas (mínimo de 80°).


3.7.3.2 - Fusíveis de fileira

A inclusão de fusíveis de fileira deve ser garantida em sistemas de quatro ou mais fileiras.

Estes devem ser incluídos nos circuitos positivos e negativos dos cabos de fileira.

Os fusíveis deverão operar com tensões Mx1,15xVca, onde M representa o número de

módulos em série em cada fileira. Estes actuam para valores de corrente superiores a 1,25

vezes 5V H . A corrente máxima admissível do cabo deve ser superior à corrente nominal do aparelho

de protecção, e inferior à corrente limite de não fusão. A corrente limite de não fusão terá

de ser igual ou inferior a 1,15 vezes a corrente máxima admissível do cabo.

Em sistemas com menos de quatro fileiras, não será necessário incluir fusíveis de fileira.

Uma análise de defeitos mostra que num sistema de 3 ou menos fileiras, não é possível gerar

uma corrente de defeito suficientemente que induza correntes inversas passivas de causar um

mau funcionamento do sistema.

Assim, um correcto dimensionamento dos cabos para que estes suportem as

correspondentes correntes de curto-circuito é suficiente. Salienta-se no entanto que a

inclusão de fusíveis de fileira, ainda que não necessária, poderá ser benéfica.

Recomenda-se a existência de um modo de isolamento eléctrico dos circuitos das fileiras,

com a finalidade de poder testar e detectar defeitos. Tal é conseguido caso o sistema de

fusíveis de fileira seja amovível [23][24].

3.7.3.3 - Perdas nos cabos

A queda máxima de tensão no circuito condutor não deve ser superior a 1% da tensão

nominal do gerador fotovoltaico nas condições CTS, com o intuito de reduzir as perdas

resistivas. Esta condição é fácil de manter em sistemas em que a tensão DC é superior a 120

V. No entanto, e mesmo recorrendo a condutores de 6 mm^2 de secção nominal, nos sistemas

de tensão DC inferior a 120 V a queda de tensão máxima no circuito condutor poderá mostrar-

se superior a 1%, sendo este fenómeno agravado na presença de uma grande distância entre o

inversor e o gerador. Assim, nestes sistemas admite-se uma queda de tensão de 1% na fileira

e uma queda adicional de 1% no cabo principal.

3.7.3.4 - Dimensionamento dos cabos de fileira

Para dimensionar os cabos, utiliza-se a seguinte formula, e assume-se uma queda de

tensão de 1% da tensão máxima admissível da fileira para as condições de referência CTS:

((* 2 ' ' 51%>N ' (3.30)

Na fórmula ( é o comprimento do cabo da fileira, >N (V) e 5(A) representam respectivamente a tensão e a corrente na fileira , e (/Ω '((* é a condutividade eléctrica. O resultado obtido em ((* é arredondado para o valor superior mais próximo das secções dos cabos standard disponíveis.


46

Uma vez escolhida a secção, as perdas totais nos cabos do sistema fotovoltaico podem ser

obtidas através da seguinte fórmula, onde N representa o número de fileiras do gerador:

:OQ$3 2 ' X ' ' 5 ' (3.31)

3.7.3.5 - Dimensionamento do cabo principal DC

O cabo principal DC estabelece a ligação entre a caixa de junção do gerador e o inversor.

Quando a caixa de junção do gerador se encontra no exterior referido cabo deve ser

entubado, de modo a conferir protecção contra raios UV . É recomendado o uso de cabos

isoladores monopolares para os condutores positivos e negativos, a fim de obter uma

protecção de terra e de curto-circuito eficaz. Caso sejam usados cabos multicondutores, o

condutor de protecção verde/amarelo não deverá estar sujeito a qualquer tensão.

O cabo DC deve incluir a possibilidade de ser isolado, função normalmente assegurada

pelo interruptor principal DC e pelos pontos de isolamento da caixa de junção do gerador.

Na norma europeia IEC 60364-7-712 é indicado que o cabo principal DC deverá ter

suportar 1,25 vezes a 5~~ do gerador sob condições CTS. A secção do cabo é determinada assim em função da sua corrente máxima admissível Iz, obedecendo à regra 5 1,25 '5~~ j j

Para dimensionar os cabos, assumindo uma perda máxima de potência na linha de 1% (ou

2% quando perante tensões inferiores a 120 V) para as condições de referência CTS, é possível

utilizar seguinte formula que retorna a secção transversal do cabo:

8~((* 2 ' 8~ ' 5V* ' j / :OQ$3N ' (3.32)

Na fórmula 8~( é o comprimento do cabo da fileira, j (W) e N(W) representam

respectivamente a potência do gerador fotovoltaico e as perdas nos cabos do gerador, e

(/Ω ' ((* é a condutividade eléctrica. O resultado obtido em 8~((* é

arredondado para o valor mais próximo das secções dos cabos standard disponíveis.

As perdas no cabo serão determinadas pela seguinte fórmula:

:OQ$3 ! 2 ' X ' 8~ ' 5V*8~ ' (3.33)

Recomenda-se o uso de cabos isoladores monopolares para os condutores positivos e

negativos, a fim de obter uma protecção de terra e de curto-circuito eficaz.

3.7.3.6 - Dimensionamento do cabo AC

O cabo que liga o inversor à rede receptora deve ser dimensionado assumindo uma queda

de tensão máxima admissível na linha de 3 %, relativamente à tensão da rede.

Utiliza-se a seguinte fórmula para determinar a secção transversal do cabo AC:

~((* 2 ' ~ ' 5V~ ' P&3c3% ' W ' (3.34)


Na fórmula ~( é o comprimento do cabo do ramal, >V (V) e 5V~(A) representam respectivamente a tensão nominal na rede e a corrente nominal AC do inversor, e (/Ω '((* é a condutividade eléctrica. O resultado obtido em ~((* é arredondado para o valor mais próximo das secções dos cabos standard disponíveis. As perdas determinam-se

através da fórmula [15]:

:OQ$3~! 2 ' X ' ~ ' 5V~* ' P&3c

~ ' (3.35)

3.7.4 - Caixa de junção Geral

No caso de se possuir mais do que uma fileira, a caixa de junção geral será utilizada para

ligar paralelamente as várias fileiras.

No interior da caixa de junção geral do gerador, é possível encontrar-se as ligações das

fileiras individuais, o cabo principal DC bem como terminais de ligação aparelhos de corte, e

quando necessário, fusíveis de fileira e díodos de bloqueio das fileiras. Instala-se

frequentemente um descarregador de sobretensões para a terra, no qual exigirá uma ligação

equipotencial ou condutor de terra ligado à caixa. A caixa deverá possuir protecção de classe

II, resistência a choques mecânicos e ter no seu interior, os terminais positivo e negativo

separados. Caso a instalação da caixa ocorra no exterior, esta deverá ter no mínimo,

protecção IP 54, e ser resistente a raios UV. A instalação deverá ser efectuada num local

protegido da chuva e de irradiação solar directa.

Caso se possua apenas uma fileira, o uso de caixa de junção torna-se dispensável, sendo a

fileira existente ligada directamente ao inversor. Assim, os descarregadores encontrar-se-ão

integrados com os inversores em cadeira de módulos.

3.7.5 - Interruptor DC

O interruptor DC apresenta uma forma isolar manualmente o gerador fotovoltaico, acção

necessária durante a instalação, manutenção e reparação do gerador. Desta forma é

cumprida a norma IEC 60364-7-712, que exige um interruptor de acesso manual entre o

gerador e o inversor. Para um isolamento eficaz do circuito positivo e negativo do gerador o

interruptor DC a incluir deverá ser bipolar, bem como possuir um elevado poder de corte de

modo a que sua abertura seja efectuada do modo mais seguro possível. O interruptor DC

deverá ser dimensionado tendo em atenção a tensão máxima em circuito aberto do gerador

solar à temperatura -10º e a para 125% da corrente máxima do gerador.

A interrupção de correntes AC é menos exigente que a interrupção de correntes DC. É

recomendável que se opere o interruptor DC após o isolamento do circuito AC. Poderão ainda

ser incluídos interruptores DC com bloqueio, e colocados avisos de instrução de operação do

interruptor.

O interruptor DC fica normalmente alojado na caixa de junção do gerador, instalado

preferencialmente directamente antes do inversor.


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3.7.6 - Díodos de bloqueio

Os díodos de bloqueio utilizam-se nos sistemas fotovoltaicos com inversores centrais, e

módulos sujeitos a um sombreamento considerável, bem como em sistemas que não cumpram

a protecção de classe II. Estes serão, juntamente com um dissipador de calor, incluídos na

caixa de junção do gerador.

Tendo como finalidade o desacoplamento eléctrico entre fileiras individuais, os díodos

podem ser ligados em série com cada fileira. Assim, no pleno funcionamento do sistema

fotovoltaico, a corrente de fileira circula pelos díodos de bloqueio da respectiva fileira. De

salientar perdas de potência (0,5% a 2,0%) originadas pela circulação de corrente nos díodos.

Na presença de um curto-circuito ou sombreamento de uma fileira, as demais podem

funcionar sem qualquer perturbação, não se verificando a existência de uma corrente a

circular no sentido inverso, pela fileira afectada. Os díodos terão uma tensão de bloqueio de

valor 2xMxVca. Os díodos de bloqueio são passíveis de falhar e por isso necessitam de ser

regularmente testados [23][24].

3.7.7 - Protecção contra descargas atmosféricas

3.7.7.1 - Protecção contra descargas directas

O sistema fotovoltaico, na maioria dos casos, não contribui para o aumento de risco da

ocorrência de descargas atmosféricas directas. Como tal não se torna forçosa a instalação de

um sistema de protecção adicional quando a instalação do sistema fotovoltaico ocorre num

edifício que já se encontra protegido. No entanto quando perante um sistema de grande

dimensão e instalado no ponto mais alto de um edifico, sujeitos a uma forte exposição,

poderá ser necessária a instalação de um sistema de protecção próprio.

O sistema de protecção será constituído por um dispositivo de captação, um condutor de

cobre com a secção mínima de 16 mm² para escoar a descarga, e um sistema de ligação

à terra.

3.7.7.2 - Protecção contra descargas indirectas.

A probabilidade de um edifício ser afectado por uma descarga indirecta é muito maior

que a probabilidade de este ser afectada por uma descarga directa. O sistema fotovoltaico,

durante o tempo de vida útil, sofrerá diversos efeitos indirectos causados por descargas

atmosféricas.

Segundo a norma IEC 364-5-54, um dos requisitos para a protecção de instalações

eléctricas interna contra descargas atmosféricas é a ligação equipotencial dos elementos

condutores, sendo este requisito estendido ao sistema fotovoltaico.

Analisam-se dois tipos de descarregadores de sobretensão a instalar nesta situação: os

descarregadores tipo B e classe de protecção I, e tipo C e classe de protecção II:

Os descarregadores tipo B, classe I, são utilizados perante um forte risco de incidência de

descargas atmosféricas, visto conseguirem escoar directamente para a terra estas descargas.


Os descarregadores do tipo C, classe II, são normalmente utilizados nos lados AC e DC,

apresentando uma corrente nominal de 1kA por cada unidade de potência instalada (kWp), e

uma tensão operacional Uc no mínimo à tensão de circuito aberto do gerador fotovoltaico.

Quando a probabilidade de incidência de descargas é elevada é recomendado que os

descarregadores sejam equipados com dispositivos de isolamento térmico e indicadores

visuais de falha.

Deverá ser efectuada uma inspecção aos descarregadores a cada seis meses, de modo a

zelar pelo bom funcionamento das protecções.

O raio, ao incidir no sistema, pode ser acoplado indutivamente nos módulos fotovoltaicos,

nos cabos dos módulos e no cabo principal DC. Cada condutor activo de uma fileira (positivo e

negativo) deverá estar o mais próximo possível do seu par, de modo a poder reduzir o

acoplamento referido e consequentemente tornar menor a tensão induzida resultante da

corrente da descarga nos módulos.

Em sistemas expostos a descargas atmosféricas deverão ser utilizados cabos protegidos

correctamente contra curto-circuitos. Recomenda-se o uso de cabos blindados de cobre e

com secção mínima de 16 mm^2, sendo o extremo superior da blindagem ligado à sub-

estrutura metálica de apoio e às armações dos módulos fotovoltaicos, segundo o traçado mais

curto possível. Os descarregadores de sobretensão aqui usados têm uma corrente de fugas

aproximada de 1 kA. No caso de não serem utilizados cabos blindados, é necessário ligar os

cabos a descarregadores de sobretensão de 10 kA.

3.7.7.3 - Protecção de sistemas fotovoltaicos em prédios desprotegidos

Caso o edifício não se encontre protegido contra descargas atmosféricas, a estrutura de

suporte do gerador fotovoltaico, bem como o próprio gerador quando utilizados inversores

sem transformador de isolamento, deve ser ligada à terra, e incorporada em ligação

equipotencial.

Ao ligar as armações dos módulos e as sub-estruturas metálicas ao condutor de protecção,

deverá ser usada uma ligação de cobre de secção transversal mínima de 10 mm2, de modo a

garantir a equipotencialidade dos diferentes circuitos.

Não necessita de haver ligação das estruturas de suporte dos módulos fotovoltaicos à

terra, quando estes englobam protecções de classe II e potências inferiores a 5 kWp.

Na presença de cabos DC longos, e quando o descarregador de sobretensão não se

encontra integrado no inversor, é recomendada a sua instalação antes do inversor.

3.7.7.4 - Protecção de prédios previamente protegidos

Caso o edifício já possua protecção contra descargas atmosféricas, o gerador fotovoltaico

deverá ser ligado a esta, de modo a prevenir a incidência directa por parte de um raio.

Deverá ser mantida a distância mínima de 2m entre a haste do sistema de protecção com a

estrutura fotovoltaica.

Deve proceder-se à ligação das armações dos módulos fotovoltaicos e da estrutura

metálica de suporte do gerador, a um descarregador, pelo caminho mais curto possível.


50

A haste dos pára-raios terá de ser colocada num local previamente estudado, de modo a

não causar sombreamento nos painéis fotovoltaicos.

Quando o sistema fotovoltaico se encontra particularmente exposto a descargas

atmosféricas, deve-se incluir no lado AC um descarregador instalado a 5 metros do inversor,

já que os descarregadores existentes nos inversores não proporcionam protecção contra

sobretensões superiores a 5kV.

3.7.8 - Ligação à terra

O condutor geral de protecção deve encontrar-se separado dos restantes cabos eléctricos,

a fim de evitar descargas de indução provocadas por estes. A sua ligação ao eléctrodo de

terra deverá ser efectuada pelo caminho mais curto e, se possível, em linha recta e vertical.

Quando em prédios que não possuam sistema de protecção contra descargas atmosféricas,

requer-se que os condutores de protecção do gerador fotovoltaico possuam a mesma secção

transversal que o cabo principal DC ou 4 mm^2, conforme o que apresentar maior valor.

Poderão também ser usados como condutores, o esqueleto metálico e o aço reforçado, da

estrutura do edifício, bem como fachadas de metal desde que apresentem uma ligação

condutiva na direcção vertical e possuam uma espessura com um valor mínimo de 0,5 mm.

O circuito de protecção deverá ser ligado ao sistema de protecção do edifício, seja este

de terra ou contra descargas atmosféricas, ou ligado a um eléctrodo de terra vertical. Estes

últimos poderão ser constituídos por fitas de cobre ou de aço galvanizado enterradas a mais

de 0,8m da superfície do solo, ou que possuam uma superfície de contacto à terra de no

mínimo 1 m^2 [15][23][24].

3.7.9 - Ligação à rede

A ligação de uma unidade produtora requer vários cuidados nomeadamente ao nível da

qualidade do sinal eléctrico injectado na rede, no que toca propagação de harmónicos, factor

de potência, desvio de tensão, frequência e fase e propagação de harmónicos, e no esquema

de protecção anti-islanding utilizado. A protecção 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 detectada alguma falha de tensão na rede.

A protecção de interligação visa impedir a introdução de perturbações na rede por parte

do gerador, e minimizar risco de acidentes que possam ser originados pelo funcionamento do

gerador em paralelo com a rede.

Para efectuar este tipo de protecção 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. A presença das unidades ENS/MSD não dispensa no entanto, o uso de um

sistema de corte de segurança de comando manual, para que se possam efectuar os trabalhos

de inspecção, de manutenção e de reparação.

É requerida 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.


3.7.10 – Contador

O contador deverá ser instalado, num local passível de ser consultado de preferência

perto dos meios de isolamento eléctrico (por exemplo dos interruptores AC). Este contador

permitirá 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 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.

3.7.11 – Portinhola

A construção da portinhola deverá ser efectuada com materiais passíveis de suportar

constrangimentos mecânicos, eléctricos e térmicos que resultam da sua normal utilização. As

características da portinhola estão expressas no documento normativo DMA-C62-815N.

A portinhola designada por PC/P possui na sua constituição dois circuitos de protecção,

sendo um trifásico destinado à protecção da instalação de consumo do microprodutor e um

monofásico para protecção da instalação de microprodução, sendo este último dotado de

duas bases de fusíveis cilíndricos tamanho 10x38, 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 e frequência de acordo com o estipulado na norma

NP EN 50160. Acorrente 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 aà

ligação de uma unidade de produção de 5,75 kW.

O invólucro da portinhola, sendo projectado segundo a norma IEC 62208 deverá garantir

graus de protecção IP45 e IK10. A dimensão mínima do invólucro é apresentada na tabela 3-2

[25].

Tabela 3-2 – Dimensões da Portinhola do tipo PC/P

Portinhola PC/P

Dimensões mínimas (mm)

Altura 330

Largura 290

Profundidade 135

Na figura do Anexo A, A-1 é apresentado o esquema de ligação de uma unidade de

microprodução à RESP, sendo esta a solução preferencial. No caso da ida unidade de

microprodução utilizar uma instalação já existente com unidade de consumo, o contador de

consumo e o contador de produção são ligados à nova PC/P, sendo a antiga portinhola

utilizada como caixa de passagem. Este esquema é observável em A-2.


52

Em casos excepcionais pode-se proceder à ligação do Contador de Consumo ao contador

de produção, sendo depois a partir deste, efectuada a ligação à portinhola de consumo, como

é observável em A-3. Neste caso a secção dos condutores de interligação do contador de

produção ao contador de consumo deve ser dimensionada para a potência máxima admissível

da instalação de consumo. De notar nesse caso que o seccionador fusível referente à

produção se encontra à entrada da contador de produção [26].

São exigidas nas vistorias portinholas do tipo PC/P, sendo permitido o outro tipo de

ligação, ainda que mais simples, apenas em situações excepcionais, nas quais é impossível

instalar nova portinhola, sendo exemplos edifícios de património arquitectónico nos quais é

impossível alterar a fachada, ou situações de falta de espaço.

Capítulo 4

Aproveitamentos de energia eólica

4.1 – Vento

A energia eólica apresenta-se como uma forma de energia solar, já que é esta ultima que,

indirectamente, provoca a circulação do ar. O aquecimento diferenciado da atmosfera,

originado pela entre outros factores, pela orientação dos raios solares e pelos movimentos da

Terra, provoca a deslocação de fluxos de calor das regiões tropicais para os pólos,

consequentemente substituídos por fluxos de ar mais frio proveniente dos pólos. Estes ventos

em constante circulação podem ser agrupados em Ventos Alísios, Contra-Alísios, de Oeste e

Polares. Os Alísios dirigem-se dos trópicos para o Equador através das altas altitudes. Os

ventos de Oeste seguem dos trópicos para os pólos e os ventos Polares dirigem-se dos pólos

para as zonas temperadas.

A inclinação de 23º do eixo da Terra em relação ao plano formado pela orbita em torno do

Sol gera variações sazonais na distribuição dos ventos, aparecendo assim os ventos periódicos

ou continentais: as monções que mudam de direcção de seis em seis meses, soprando numa

direcção durante as estações mais quentes, trocando nas estações mais frias, e as brisas que

circulam entre o mar e continente, e que circulam durante o dia do mar para a terra (onde a

temperatura se encontra mais alta) e durante a noite, circulam de um modo mais atenuado

da terra para o mar, devido ao mais rápido arrefecimento da terra.

Por fim os ventos locais, que se originam devido a condicionalismos do meio local, e dos

quais é exemplo dos ventos originados nas montanhas, onde os ventos se deslocam para o

cume da montanha no período diurno, invertendo o sentido durante a noite.

O vento apresenta um carácter estatístico, facto que é devido às variações da velocidade

do vento. Na origem desta encontram-se a rugosidade de terreno, relevo, presença de

obstáculos e altura, sendo portanto necessário proceder à análise de mapas topográficos,

imagens aéreas e de satélite para realizar um estudo referente a um local para instalação de

uma turbina eólica [27].

54 Aproveitamentos de energia eólica

54

4.2 – Recurso Eólico

Apresentando o vento um carácter inconstante ao nível da velocidade e direcção, torna-

se complexo caracterizar o potencial eólico em determinado local. Para tal recorre-se a uma

variável aleatória representativa da velocidade do vento, e com recurso a distribuição de

probabilidade.

Foi concluído através de um série de estudos estatísticos envolvendo a velocidade horária

do vento, que a distribuição de Weibull se mostra como uma distribuição estatística

adequada à distribuição do vento. A velocidade do vento não apresenta uma variação

significativa de ano para ano, ao contrário do que se verifica mensalmente. Assim para poder

caracterizar o recurso, o tempo mínimo de medições a considerar deverá ser de um ano.

Convém referir ainda que quanto maior for o tempo de medição do vento, maior será a

fiabilidade das previsões.

Na próxima função considera-se >; (m/s) como o valor médio anual da velocidade do vento num determinado local e a uma altura z do solo. > representa o valor médio do vento numa hora. Como uma hora corresponde a 0,011% de um ano, > actua como valor instantâneo da velocidade. Assim a função densidade de probabilidade de Weibull tem a seguinte

expressão:

¡ ,2 9>2=

¢C :C£¤¥ (4.1)

A função apresentada é caracterizada por dois parâmetros: k, que representa o

parâmetro de forma, e apresenta tipicamente um valor entre 1 e 3 e A que representa o

parâmetro de escala. Perante uma determinada velocidade de vento, um factor de forma

baixo indica uma distribuição relativamente extensa de ventos em torno do valor médio. Já

um factor de forma alto indica que a distribuição de valores do vento se dá de um modo mais

concentrado em relação ao valor médio. Um factor de forma baixo leva a uma maior

produção de energia para determinada velocidade média de vento.

A próxima equação apresenta a relação entre o parâmetro A e a velocidade média anual

do vento >;:

>; 2Γ 91 1,= (4.2)

Nesta equação Γ representa a função gama, apresentada de seguida:

Γ§ ¨ @CJ©+ :C?Q@ § 0) (4.3)

A função de distribuição encontra-se representada seguidamente, e caracteriza a

probabilidade da velocidade do vento exercer um determinado valor V:

FV ¨ ¡J© Q> :C£¬¤¥ t 0) (4.4)


Figura 4-1 - Exemplificação da função densidade de probabilidade de Weibull com Vma = 5 para diferentes valores de k

No exemplo apresentado na figura 4-1, analisa-se que a representação da função

densidade de probabilidade com k=3 apresenta menores variações de V em relação ao valor

médio anual, que a função densidade de probabilidade com k=1,5.

4.2.1 – Energia extraída do recurso

Estuda-se de seguida a capacidade dos aerogeradores de converter a energia cinética dos

ventos em energia eléctrica.

A energia cinética E (J) de uma massa de ar m (kg) a uma velocidade V (m/s) resulta da

seguinte equação:

Z 12 · ( · >* (4.5)

A energia por unidade de tempo resulta na potência, que a qual irá resultar da equação

seguinte, onde (® (kg/s) é o caudal mássico de ar que passa por uma área circular A ((* :

jGH 12 · (® · >D 12 · n · 2 · >D (4.6)

Na fórmula (4.6) n (kg/(D) representa a resistividade do ar. A densidade de potência, que representa a potência por unidade de área, pode ser obtida a partir da expressão anterior:

¯?êVZ 12 · n · >D (4.7)


56

Considera-se uma massa de ar que chega à turbina com velocidade V=V1. Com a

aproximação da massa de ar às pás do aerogerador, a velocidade começa a diminuir,

atingindo o valor V2 e a pressão p2+. A velocidade decai depois para V3.

Figura 4-2 - Relação entre a velocidade do vento ao passar pela turbina [28]

A energia cinética aproveitada é a seguinte:

Z 12 · ( · >* / >D* (4.8)

A potência aproveitada:

H?j 12 · n · 2 · >* · >* / >D* (4.9)

Através do teorema de Rankine-Froude, é possível assumir que a relação entre as

velocidades >, >* e >D é a seguinte:

>* > >D2 (4.10)

ZV?j 14 · n · 2 · > >D · >* / >D* (4.11)

A relação entre a potência disponível e a potencia convertida representa o rendimento da

turbina e resulta no coeficiente de potência,

&: . &@. jGHZV?j 14 · n · 2 · > >D · >* / >D* 12 · n · 2 · >D

(4.12)


Para determinar o rendimento máximo deriva-se o coeficiente de potência em ordem a

>De iguala-se a 0:

±&: . &@.

±>D 12 · >D 2 · > >D · > / >D / > / >D * 0 (4.13)

Através da equação anterior chega-se à a seguinte igualdade que substituindo na equação

(4.12) permite determinar o rendimento de conversão máximo:

> 3>D (4.14)

Assim, a substituição da igualdade na equação leva ao seguinte valor que representa o

limite de potência que o rotor consegue extrair do vento, expresso em CP:

&: . &@. jGHZV?j 123>D >D · 9>D* / >D* 27 · >DD 1627 59,3% (4.15)

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% [28].

4.2.2 – Energia produzida anualmente

As turbinas eólicas são caracterizadas por gerar uma potência máxima a uma determinada

velocidade, acima da qual, o valor de potência de saída se mantém constante. A potência

máxima é intitulada de potência nominal e quando a velocidade do vento para a qual esta é

atingida é ultrapassada, a turbina é regulada para funcionar a potência constante, sendo para

tal provocada artificialmente uma diminuição no rendimento da conversão.

Na curva de potência do aerogerador verifica-se a potência nominal e velocidade à qual

esta é atingida (velocidade nominal). Através da curva de potência e recorrendo à

distribuição de velocidade do vento é possível determinar a energia obtida anualmente [29]:

V!" 8760 ·² ³ · ³ (4.16)

4.3– Componentes de um aerogerador

4.3.1 – 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 directa

no rendimento global do sistema.


58

Existindo vários critérios para a classificação do rotor, destaca-se aqui como o mais

importante, a orientação do eixo. Os rotores dividem-se assim em rotores de eixo horizontal

e rotores de eixo vertical.

4.3.1.1 - Eixo Horizontal

As turbinas de eixo horizontal são os mais comuns. Estas são movidas por forças

aerodinâmicas de arrasto e sustentação, actuando respectivamente, na direcção do

escoamento e perpendicularmente ao escoamento. As forças de sustentação dependem da

geometria do corpo e do ângulo de ataque (formado entre a velocidade relativa do vento e o

eixo do corpo). Ambas as forças são proporcionais ao quadrado da velocidade relativa do

vento.

Assim, e para uma mesma velocidade de vento, o funcionamento das turbinas sob o efeito

de forças de sustentação vai permitir produzir muito mais potência do que o funcionamento

sob o efeito de forças de arrasto.

As turbinas de eixo horizontal são predominantemente movidas por forças de sustentação

e devem ter presentes mecanismos capazes de permitir que o disco varrido pelas pás esteja

sempre em posição perpendicular ao vento [30].

As turbinas horizontais podem ser separadas em turbinas upwind e downwind. As turbinas

upwind possuem o rotor posicionado frente ao vento. Sendo este o tipo de montagem mais

comum, apresenta como principal vantagem evitar os esforços vibratórios causados pela torre

nas pás. Este tipo de sistemas necessita no entanto de apresentar maior rigidez nas pás bem

como de um mecanismo de orientação do rotor com o fluxo do vento.

As turbinas downwind apresentam um rotor flexível e auto orientável dispensando assim

o mecanismo de orientação do rotor, sendo esta vantagem mais apelativa no caso das

pequenas turbinas. O facto das pás serem flexíveis, pode levar a um desgaste mais rápido

destas quando comparadas com as pás usadas em turbinas upwind. É ainda de referir os

esforços vibratórios causados nas pás pela torre [31][32].

Figura 4-3 - Demonstração do funcionamento de turbinas downwind e upwind


4.3.1.2 - Eixo Vertical

As turbinas de eixo vertical apresentam a vantagem de não necessitarem de mecanismos

de acompanhamento de variações da direcção do vento, sendo portanto menos complexas.

Possuem também um maior rendimento quando comparados com as turbinas de eixo

horizontal. Dependendo do desenho do rotor, é possível prescindir de torre, encontrando-se o

gerador no solo.

Figura 4-4 - Turbina Darrieus [33]

As turbinas do tipo Darrieus, são o um dos mais famosos exemplos de turbinas de eixo

vertical. São movidas por forças de sustentação e na sua constituição, integram lâminas

curvas (duas ou três) de perfil aerodinâmico, atadas pelas duas pontas ao eixo vertical [30].

4.3.2 - 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.

4.3.3 - 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 electrónicos (controlo da carga).

De modo a limitar a extracção 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

concepção de aerogeradores de potência reduzida. Nas máquinas de maior dimensão é usual


60

encontrar um controlo de passo variável que oferece uma maior flexibilidade no modo de

utilização.

4.3.3.1 - Controlo de passo variável

O controlo de passo variável é um sistema de controlo activo, 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 se varia o ângulo de passo, reduzindo-se o

ângulo de ataque do fluxo de ar. Dá-se uma variação nas forças que actuam na turbina, no

sentido de diminuir a extracção de potência do vento, permitindo que a turbina opera à

potência nominal.

4.3.3.2 - 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 respectivamente, 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.

4.3.3.3 - 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 activa perante todas as

condições do vento. Permite que o aerogerador funcione à potência nominal, mesmo quando

a massa específica do ar se apresenta baixa (grandes altitudes, altas temperaturas) e

consegue efectuar 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.

4.3.4 – Torre

A torre suporta o aerogerador, elevando a turbina a uma altura desejada de modo a

tornar possível o aproveitamento do vento. Nos aerogeradores de grande porte, utilizam-se

torres de aço, ou betão. Nos aerogeradores mais pequenos, usados em microgeração, a torre

é geralmente constituída por um tubo de aço galvanizado espiado por cabos de aço,

apresentando esta facilidade de montagem associada a um baixo custo. A torre também

poderá ser metálica treliçada sem qualquer estrutura de apoio [27][29].


4.4– Dimensionamento de um sistema eólico

4.4.1 – Características especiais do vento

Apresentam-se de seguida várias características que deverão ser tidas em conta quando

se pretende instalar um aerogerador.

4.4.1.1 – Obstáculos

Os edifícios, arvores, formações rochosas apresentam-se como obstáculos ao escoamento

do vento, mostrando-se como causa de diminuição de velocidade do vento e fontes de

turbulência, podendo a zona turbulenta se estender até cerca de três vezes a altura do

obstáculo, e revelando uma maior intensidade na parte de trás do obstáculo.

4.4.1.2 - Efeito de esteira

O efeito de esteira é um importante efeito a considerar quando se pretende instalar mais

do que uma turbina eólica, numa distância próxima. Como já foi referido, o vento após passar

pela turbina, sai desta com um conteúdo energético consideravelmente inferior ao inicial. O

vento que abandona a turbina encontra-se turbulento e com uma menor velocidade, de forma

que é de boa prática considerar um espaçamento entre turbinas na direcção perpendicular do

vento de três a cinco vezes o seu diâmetro, e na direcção preferencial espaçar de cinco a

nove metros.

4.4.1.3 - Rugosidade do Terreno

A rugosidade do terreno está directamente relacionada com a perda de energia do vento.

Quanto mais rugoso o terreno se encontra, maior é a perda de energia do vento. Assim,

cidades e zonas de grande densidade florestal apresentam uma forte rugosidade, causando as

zonas rurais, planícies e zonas agrícolas perdas muito mais atenuadas na energia dos ventos.

O conceito classe de rugosidade está presente na indústria eólica, de modo a permitir

avaliar as condições eólicas de um determinado local. Uma zona habitacional apresentará

uma classe de rugosidade 3 ou 4, já a superfície do ocenao apresenta uma rugosidade de

classe 0 [29][34].

4.4.1.4 – Cisalhamento

O cisalhamento do vento consiste num efeito de corte deste, isto é, com a velocidade do

vento diminui com a proximidade do solo. Como tal, a turbina de um aerogerador encontra-se

sujeita a diferentes forças, consoante se encontra mais ou menos próxima do solo.

É possível determinar a velocidade do vento para uma determinada altura, recorrendo à

seguinte equação:

>´ >µ´¶ · I ´´ M

· (4.17)


62

Na equação ´ e ´ representam respectivamente a altura para a qual se pretende conhecer a velocidade e a altura de referencia, >µ´¶ representa a velocidade na cota de referencia, e é o coeficiente de atrito da superfície [29]. 4.4.2 - Escolha do local de instalação de uma turbina

A turbina deve ser instalada em local de vento forte e persistente. A identificação de um

local de interesse para proceder à instalação pode ser identificado utilizando mapas

adequados, preferencialmente mapas de isoventos e complementar com visitas ao local. Tal

permite realizar uma primeira estimativa do recurso eólico, ainda que bastante geral.

Para proceder a uma caracterização mais detalhada do local aonde se pretende realizar a

instalação, procede-se à realização de medições com o auxílio de anemómetros e sensores de

direcção, sendo necessário que estes se encontrem bem expostos a todas as direcções do

vento, com os obstáculos situados a pelo menos dez vezes a altura de instalação.

Figura 4-5 - Sensor de direcção (superior) e anemómetro de copos[35]

Apesar de apresentar uma constante de tempo inversamente proporcional à velocidade do

vento, ou seja, a aceleração é mais rápida que a desaceleração, o anemómetro de copos é

actualmente o tipo de anemómetro mais difundido.

Os anemómetros sónicos oferecem a possibilidade de fornecer simultaneamente a

direcção e velocidade do vento, permitindo recolher dados relativos à turbulência. A elevada

frequência a que estes anemómetros amostram os dados contrapõe a sua gravação de modo

descontínuo, de modo a não preencher rapidamente os sistemas de armazenamento de

dados. Apresentam como principal desvantagem um preço mais elevado.


Figura 4-6 - Anemómetro sónico [36]

A medição efectuada pelos anemómetros dá-se através de uma tensão variável,

proporcional à velocidade do vento. Os anemómetros requerem uma calibração prévia, sendo

aconselhável recalibrar durante longos períodos de uso. Nos sensores de direcção, a direcção

é determinada através de uma tensão proporcional, sendo usualmente a tensão máxima

obtida para o norte relativo ao corpo do instrumento, requerendo assim que o sensor seja

previamente posicionado de modo correcto. Os dados adquiridos são enviados a um sistema

de armazenamento de dados.

É recomendável que este sistema, caso se encontre instalado ao ar livre (muitas vezes

sobre condições meteorológicas hostis, já que são estes locais que possuem melhores ventos)

possua uma boa capacidade de isolamento. Uma outra hipótese será transferir os dados

recolhidos por linha telefónica.

4.4.3 – Perfil dos Ventos

As medições efectuadas da velocidade média e direcção do vento são registadas em

tabelas, gráficos de frequências ou rosas-dos-ventos.

Na imagem seguinte apresentam-se duas rosas-dos-ventos divididas em 12 secções de

30º, englobando dados referentes a medições efectuadas na cidade do Porto, para dois meses

distintos Março e Setembro, respectivamente os meses mais e menos ventosos do ano, sendo

nelas perceptível a distribuição percentual das direcções em que o vento sopra. Assim é

possível analisar que em Setembro o vento se deslocou essencialmente na direcção de

Noroeste no total de 35% de vento nessa direcção, enquanto em Março, o vento se repartiu

essencialmente por noroeste e sudoeste.


64

Figura 4-7 - Rosa dos Ventos referente ao mês de Março (esquerda) e mês de Setembro no Porto

A velocidade do vento e a direcção tornam-se importantes para determinar a orientação

inicial das turbinas em relação ao vento. Caso os dados dos quais se disponha sejam referidos

a um ano, torna-se necessário saber se este foi um ano representativo, dúvida que se

ultrapassa caso se possuam medições de mais anos. No caso de apenas se possuir a medição

referente a um ano, os dados disponíveis poderão ser comparados com dados provenientes de

estações meteorológicas próximas. Através de correlações estabelecidas com esses dados será

possível estender a representatividade das medições a um número significativo de anos.

4.4.4 - Componentes de um sistema eólico

Seguidamente serão apresentados os vários componentes que integram um sistema micro-

eólico ligado à rede.

Figura 4-8 - Esquema de um sistema micro-eólico ligado à rede BT


4.4.4.1 – Aerogerador

Para gerar energia nos micro-aerogeradores são utilizados predominantemente geradores

síncronos trifásicos, sendo este um tipo de gerador pouco comum nos aerogeradores de

grande porte. Este tipo de geradores não possuí caixa de velocidades, sendo portanto de

pólos salientes. Como o gerador é ligado directamente à turbina, o número de pólos do

compensa a baixa velocidade a que este funciona. A eliminação da caixa de velocidades pode

ser vista de um modo benéfico, já que conduz a uma redução de peso e ruído do gerador,

bem como a uma ausência da manutenção regular provocada por esta [38].

Devido à velocidade variável do rotor e à excitação permanente do gerador síncrono, a

tensão de saída AC varia em termos de frequência e amplitude.

4.4.4.2 - Rectificador

A corrente proveniente do gerador é trifásica e alternada e necessita de ser rectificada.

Assim é usado um rectificador trifásico de ponte completa.

Figura 4-9 - Ligação do aerogerador a um rectificador trifásico de ponte completa

É requerido que a tensão de ripple proveniente do rectificador não exceda os 10 %. Alguns

fornecedores incluem o rectificador integrado na turbina, tendo nas restantes vezes de ser

adquirido em separado. Os fabricantes do inversor costumam incluir os valores das grandezas

de entrada referentes à tensão e corrente após a saída do rectificador [39].

4.4.4.3 - Controlador de tensão

É necessária a inclusão de um controlador de tensão equipado com uma carga de

derivação, que protege o inversor contra sobretensões. As sobretensões podem ocorrer:

• Perante grandes velocidades de rotação sobre fortes ventos.

• 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 de da tensão.


66

Figura 4-10 - Funcionamento da carga de derivação [40]

Como se pode analisar pela figura 4-8, quando a tensão atinge o valor crítico, o seu valor

baixa imediatamente, correspondendo este efeito à entrada em acção da carga de derivação.

Quando a tensão ao descer, atinge um certo limite, esta deixa de ser escoada para a carga de

derivação e volta a ser enviada para o inversor.

A carga de derivação pode se encontrar ligada a sistema de aquecimento de água ou ar. É

recomendável que a carga de derivação se encontre montada a uma certa distância do

rectificador[39][41].

4.4.4.4 – Inversor

Tal como se verificou no gerador fotovoltaico, também aqui o inversor possibilita

estabelecer a ponte entre o gerador e a rede. A corrente continua proveniente do

rectificador é transformada em corrente alternada novamente, mas encontrando-se de

acordo com a frequência e nível de tensão da rede a que se pretende ligar, sendo para

efeitos de micro geração respectivamente 50 Hz e 230 V. Para tal encontram-se integrados

transformadores de isolamento em alguns inversores comercializados.

O lado DC do circuito deve incluir um disjuntor de acordo com a norma DIV VDE 0100-712

que permita ao gerador ser desconectado do inversor [39].

4.4.4.5 – Cabos

• Cabo de ligação do aerogerador ao rectificador

Considera-se que a queda máxima de tensão desde a turbina até ao rectificador não deve

ser superior a 1%. Serão necessários percorrer as três fases para conectar o gerador ao

rectificador. O dimensionamento da secção dos cabos utilizados desde a turbina até ao

rectificador é efectuado recorrendo à seguinte fórmula:

G((* G ' 5G1%G ' (4.18)


Aqui G > e 5G2 representam respectivamente a tensão e a corrente nominal em cada fase do gerador. G é o comprimento que cada cabo terá e (/Ω ' ((* é a condutividade eléctrica do material do qual é feito o cabo. O resultado obtido é arredondado

para a secção normalizada de valor imediatamente superior ao obtido. Para além das

condições de tensão e corrente regulamentares, os condutores deverão apresentar ainda

protecção contra raios UV.

Deverá haver o cuidado de verificar se existem extremidades pontiagudas ao longo da

estrutura do aerogerador que possam danificar o cabo e consequentemente o bom

funcionamento do sistema. Os cabos devem ser fixados recorrendo a braçadeiras ou a outro

método adequado.

• Cabo de ligação do rectificador ao inversor

O cabo principal DC estabelece neste caso a ligação entre o rectificador e o inversor.

Quando a caixa de junção do gerador se encontra no exterior referido cabo deve ser

entubado, de modo a conferir protecção contra raios UV.

Para dimensionar os cabos, assumindo uma queda de tensão máxima na linha de 1%, é

possível utilizar seguinte formula que retorna a secção transversal do cabo a usar :

8~((* 2 ' 8~ ' 58~1%8~ ' (4.19)

Na fórmula 8~( representa o comprimento do cabo da fileira, 58~2 e 8~> representam respectivamente a corrente nominal e tensão nominal provenientes do

rectificador. O resultado obtido em 8~((* é arredondado para o valor superior mais próximo das secções dos cabos standard disponíveis.

4.4.4.6 - Ligação à rede

Não se sentiu necessidade de comentar os componentes do sistema a partir do inversor,

pois estes são iguais aos apresentados para o sistema fotovoltaico, assim como o

estabelecimento de ligação à rede.

Capítulo 5

Análise de sistemas fotovoltaicos

Neste capitulo proceder-se-á a um dimensionamento e respectiva análise económica de

diversos sistemas fotovoltaicos a serem instalados na zona do Porto para ligação à RESP,

pretendendo-se que tais usufruam do regime de tarifa bonificado no DL 363/07. Na

constituição dos sistemas irão ser variados os componentes a incluir, o número de módulos, a

potência dos geradores (inferior e superior à potência máxima de ligação) e o tipo de

suportes utilizados. Para determinar a energia produzida pelos sistemas recorreu-se aos

programas de análise de desempenho de sistemas solares Soltern 5.0 e PVSYST. O Soltern 5.0

apresenta na sua base de dados, informação referente a diversas localidades portuguesas,

sendo no entanto pouco flexível a nível de cálculo, enquanto o PVSYST possui um maior leque

de opções. Assim o uso maioritário do PVSYST foi, quando necessário, complementado com

informação proveniente do Soltern 5.0.

5.1 – Sistemas subdimensionados

Os sistemas a dimensionar são referidos neste ponto como sistemas subdimensionados, já

que a potência de operação atingida pelos geradores não ultrapassa a potência máxima de

ligação è rede.

5.1.1 - Painéis seleccionados

Nesta primeira abordagem pretende-se comparar o uso de módulos fotovoltaicos

policristalinos e monocristalinos. Para tal serão dimensionados sistemas fotovoltaicos

recorrendo aos painéis BP 3170N e BP 4175N.

5.1.2 - Inversor

O inversor escolhido foi o SMA Sunny Boy 3680. Este inversor, bastante popular no

mercado, trata-se de uma versão do Sunny Boy 3800 especial lançada em Portugal, que limita

a potência de saída a 3,68 kW ao invés dos 3,8 kW do modelo base.

70 Análise de sistemas fotovoltaicos

70

Figura 5-1 - Ligações do Inversor Sunny Boy 3680 [42]

O Sunny Boy 3680 dispensa o uso de caixa de junção, sendo as fileiras ligadas

directamente aos terminais deste, num máximo de 3 séries. Na figura é possível verificar a

ligação do cabo de saída AC, bem como do cabo de comunicação, que permite a ligação do

inversor a interfaces de comunicação, para a transmissão de dados relativos à performance

do sistema. Não sendo o sistema de comunicação uma parte requerente ao funcionamento de

uma unidade fotovoltaica, dispensa-se a sua inclusão neste dimensionamento, ainda que se

reconheça que os valores retornados pelo referido sistema possam contribuir para o

melhoramento do aproveitamento fotovoltaico em questão. O Inversor inclui também díodos

de desacoplamento, transformador e interruptor DC [42].

O painel fotovoltaico BP 3170N é um módulo policristalino de 170 W, de dimensões

1593x790 mm [43]. Optou-se por realizar uma montagem de 21 painéis, que correspondem a

uma potência de 3,6 kWp utilizando a configuração apresentada na figura 5-2.

Figura 5-2 - Configuração introduzida no programa PVSYST utilizando 21 módulos BP 3170N

A tensão máxima de circuito aberto, que pode surgir com uma temperatura das células de

-10 °C, não deve exceder a tensão máxima de entrada do inversor. Deste modo os 21 painéis

serão distribuídos por 3 fileiras de 7 painéis ligadas em paralelo. Assim a tensão Vca (345 V)

que sai do gerador é inferior à tensão de entrada máxima estipulada na datasheet do

inversor.

Verifica-se também que a corrente máxima admissível à entrada do inversor é respeitada.

Vmpp do gerador (213 V) encontra-se dentro do dominio de Vmpp do inversor.


5.1.3 - Dimensionamento dos cabos

O cabo de fileira dimensiona-se como previsto em 3.7.3.4, dependo este entre outros

factores, do comprimento. Para um comprimento de 20 m, a secção mínima normalizada a

usar será 2,5 mm².

Tabela 5-1 – Dimensionamento do cabo de fileira do sistema com 21 módulos BP3170N

Dimensionamento do cabo de fileira

Comprimento do cabo de fileira (m) 20

Corrente da fileira (A) 4,8

Tensão da fileira (V) 213

Condutividade elect. do

cobre(m/(ohm×mm²)) 56

Secção mínima (mm²) 1,609657948

Na datasheet do inversor recomenda-se que o cabo AC tenha uma secção mínima de 4

mm², para um comprimento máximo de 16 m. Verifica-se que este dimensionamento é

realizado de modo a que a queda de tensão não seja superior a 1% no cabo AC, tendo a teoria

apresentada em 3.7.3.4 permitido quedas de tensão até 3% no cabo AC.

Tabela 5-2 - Dimensionamento do cabo AC considerando 3% e 1% de queda de tensão máxima

admissível

Dimensionamento do cabo AC

Dimensionamento do cabo AC

Comprimento do cabo AC(m) 20 Comprimento do cabo AC(m) 20

Corrente nominal AC (A) 16 Corrente nominal AC (A) 16

Tensão da rede (V) 230 Tensão da rede (V) 230





Queda de tensão máxima admissível 0,03 Queda de tensão máxima admissível 0,01

Secção mínima (mm²) 1,6563147 Secção mínima (mm²) 4,968944099

No entanto optou-se por seguir a regra sugerida pela datasheet, e dimensionar o cabo

para um comprimento máximo de 25 m, que resulta numa secção mínima de 6 mm².

Junta-se assim ao orçamento uma bobina de 100 m de cabo isolado com alma de cobre de

6 mm², com o intuito de cobrir as necessidades de cabo AC e cabo de fileira, já que a

diferença de preços de cabos se torna desprezável no orçamento, e vendo esta unificação

benéfica em termos de facilidade de aquisição e transporte de material.


72

5.1.4 - Conectores

Utilizam-se três pares de conectores que permitirão ligar as três fileiras ao inversor.

5.1.5 - Suporte dos Módulos

Consideram-se suportes feitos à medida do gerador. Estes suportes, de grande

simplicidade, chegam a ser fabricados pela empresa instaladora, de acordo com o número de

módulos que se pretende instalar. O preço do suporte será determinado consoante o número

de módulos usados sendo o preço por módulo 90€.

5.1.6 – Contador

O contador utilizado será o ACE SL7000 equipado com o respectivo modem GSM, tendo-se

verificado que este se encontra certificado para o uso em instalações de microgeração, e que

o modem cumpre as exigências da lei acerca da telecontagem.

5.1.7 – Portinhola

A Portinhola utilizada será uma P100, que se encontra em conformidade com a DMA-C62-

815N, conforme indicado no ponto 3.7.11.

5.1.8 – Orientação

Nesta primeira abordagem, como se pretende suportes de inclinação fixa, procurou-se

encontrar o ângulo que maximizava a produção de um sistema fotovoltaico instalado na área

do Porto. Para obter tal resposta, utilizou-se o programa Soltern 5.0 que retornou uma

inclinação de 34º. Inseriu-se então o valor no programa PVSYST. O painel encontra-se

orientado para sul, ou seja com um azimute de 0º.

Figura 5-3 - Orientação do sistema fotovoltaico com inclinação fixa

5.1.9 - Disposição do sistema

Um sistema deste tipo poderia ser disposto por exemplo em 3 fileiras com 7 módulos. A

distância entre fileiras foi dimensionada de modo a não existir sombreamento causado pelos

módulos. Assim as fileiras teriam um espaçamento de 3,13 m. Para instalar este sistema será

necessária uma área livre de 57,36 m².


5.1.10 - Evolução da tarifa

Para efeitos de cálculo do payback do sistema, considerou-se um aumento de 10 MW

anuais que conduziriam a uma diminuição de 5% da tarifa em vigor. Para um sistema instalado

em 2008, a tarifa de 0,65€ por kW manter-se-á durante 5 anos adicionais ao ano de instalação

passando depois a energia fornecida pelo sistema fotovoltaico à rede a ser vendida segundo a

tarifa de regime bonificado em vigor, durante 10 anos. Ao fim desses 10 anos a energia passa

a ser vendida ao preço da tarifa de regime geral. Para a tarifa de regime geral considerou-se

um aumento médio anual de 3,2%, com base no crescimento que esta obteve nos últimos 6

anos[44]. O tempo de vida destes sistemas é apontado para 20 anos. Assim e com base nestas

informações, apresenta-se na tabela 5-3 a evolução da tarifa de regime bonificado para 20

anos.

Tabela 5-3 - Evolução da tarifa de uma instalação efectuada em 2008

Ano Contagem

dos anos

Evolução da tarifa dew regime

bonificado, considerando

aumento de 10 MW de potência

instalada por ano

Evolução da tarifa de

Regime geral,

considerando crescimento

médio anual de 3,2%

Evolução da tarifa

de uma instalação

em 2008

2008 1 0,65 € 0,11€ 0,65€

2009 2 0,62 € 0,11€ 0,65€

2010 3 0,59 € 0,12€ 0,65€

2011 4 0,56 € 0,12€ 0,65€

2012 5 0,53 € 0,12€ 0,65€

2013 6 0,50 € 0,13€ 0,65€

2014 7 0,48 € 0,13€ 0,48€

2015 8 0,45 € 0,14€ 0,45€

2016 9 0,43 € 0,14€ 0,43€

2017 10 0,41 € 0,14€ 0,41€

2018 11 0,39 € 0,15€ 0,39€

2019 12 0,37 € 0,15€ 0,37€

2020 13 0,35 € 0,16€ 0,35€

2021 14 0,33 € 0,16€ 0,33€

2022 15 0,32 € 0,17€ 0,32€

2023 16 0,30 € 0,17€ 0,30€

2024 17 0,29 € 0,18€ 0,18€

2025 18 0,27 € 0,18€ 0,18€

2026 19 0,26 € 0,19€ 0,19€

2027 20 0,25 € 0,19€ 0,19€

2028 21 0,23 € 0,20€ 0,20€

5.1.11 - Orçamento total utilizando módulos BP 3170N

Seguidamente apresenta-se na tabela 5-4 o orçamento para o sistema que se tem vindo a

dimensionar.


74

Tabela 5-4 - Orçamento para sistema fotovoltaico com 21 módulos BP 3170N

Componente Preço unitário Quantidade Preço total

Painel BP 3170N 700,40 € 21 14.708,40 €

Conectores MC-T4 (macho) 1,79 € 3 5,38 €

Conectores MC-T4 (fêmea) 2,06 € 3 6,17 €

Inversor Sunny Boy 3680 1.715,00 € 1 1.715,00 €

Suporte dos Módulos 90,00 € 21 1.890,00 €

Cabo (100m/secção 6mm²) 96,42 € 1 96,42 €

Contador de Energia Eléctrica 750,00 € 1 750,00 €

Caixa para contador 45,00 € 1 45,00 €

Portinhola 115,00 € 1 115,00 €

Transporte e Montagem 1.500,00 € 1 1.500,00 €

Total 20.831,37 €

5.1.12 - Análise energética utilizando módulos BP 3170N

Na figura 5-4 é observável a previsão energética obtida com o programa PVSYST, para os

vários meses do ano utilizando o sistema apresentado anteriormente. Prevê-se que este

sistema apresente um fornecimento de 4880 kWh por ano. Para este sistema a TIR e o VAL

obtidos são apresentados na tabela 5-5. O payback obtido foi de 6,77 anos.

Figura 5-4 - Produção anual de um sistema fotovoltaico de 21 módulos BP 3170N

Tabela 5-5 -TIR e VAL do sistema fotovoltaico de 21 módulos BP 3170N

TIR 10,42%

VAL 21.486,55 €



Na presente análise substituíram-se os painéis BP 3170N, pelos painéis BP 4175N,

mantendo-se o número e a disposição dos módulos. Os painéis BP 4175N são módulos

monocristalinos, de 175 Wp com as mesmas dimensões do BP 3170N [45], sendo o interesse

desta próxima montagem, estabelecer uma comparação entre tecnologias monocristalinas e

policristalinas. Pretendia-se inicialmente utilizar os painéis BP 4170, mas a indisponibilidade

destes no mercado português levou a que se utilizassem os BP 4175N. Ainda assim efectuou-se

uma análise da produção anual de um gerador constituído por 21 painéis BP 4170 e verificou-

se que os valores obtidos diferiam em 1% dos valores obtidos com 21 painéis BP 4175N.

Figura 5-5 - Configuração introduzida no software PVSYST utilizando 21 módulos BP 4175N

Verificou-se que os valores apresentados à saída do gerador fotovoltaico se encontravam

em conformidade com os requisitados pelo inversor. Determinou-se novamente a secção

mínima dos cabos de fileira, estando o valor obtido para a secção mínima sem estar

normalizada apresentado na tabela 5-6.

Tabela 5-6 - Dimensionamento do cabo de fileira do sistema com 21 módulos BP 4175N








Visto a secção mínima normalizada do cabo de fileira se manter nos 2,5 mm², e o

dimensionamento do cabo AC permanecer igual, está verificado que o dimensionamento

anterior pode ser mantido.

Os restantes componentes do sistema fotovoltaico escolhidos na primeira montagem

mantêm-se sendo o orçamento total apresentado na tabela 5-7.


76



Painel BP 4175N 755,69€ 21 15.869,49 €

Conectores MC-T4 (macho) 1,79 € 3 5,38€

Conectores MC-T4 (fêmea) 2,06 € 3 6,17€

Inversor Sunny Boy 3680 1.715,00 € 1 1.715,00€

Suporte dos Módulos 90,00 € 21 1.890,00€

Cabo (100m/secção 6mm²) 96,42 € 1 96,42 €

Contador de Energia Eléctrica 750,00€ 1 750,00 €


Portinhola 115,00€ 1 115,00 €

Transporte e Montagem 1.500,00 € 1 1.500,00€

Total 21.992,46 €


A previsão energética obtida com o programa PVSYST, para os vários meses do ano

utilizando este sistema pode ser observada na figura 5-6. Prevê-se que este sistema forneça

anualmente 5013 kWh. A TIR e o VAL obtidos estão expostos na tabela 5-8. O payback deste

sistema é de 7,02 anos.


Tabela 5-8 - TIR e VAL do sistema fotovoltaico de 21 módulos BP 4175N

TIR 9,92%

VAL 21.478,80 €


5.2 – Sistemas fixos sobredimensionados

Considera-se no entanto que estes dois sistemas aqui apresentados se encontram

subdimensionados. Apesar da potência nominal dos geradores se apresentarem como 3,6 e

3,7 kWp, na realidade os sistema encontrar-se-ão a trabalhar a potências inferiores, já que

apenas em condições ideais é que se atingiriam a referidas potências. Assim, no próximo

passo irão ser apresentados resultados obtidos para sistemas dimensionados de modo a que se

obtenha à saída do gerador uma potência de saída do gerador superior a 3,68 kW, já que o

inversor se encarrega de limitar essa potência à máxima permitida pelo decreto-lei.


Utilizando os mesmos componentes, e mantendo a orientação e disposição, acrescentou-

se assim um módulo fotovoltaico a cada fileira existente, ficando o gerador constituído por

um total de 24 módulos fotovoltaicos.

Utilizando painéis BP 3170N verifica-se que a potência nominal aumentou para 4,1 kWp.


Verifica-se que Vac e Vmpp respeitam os valores de operação do inversor anteriormente

seleccionado.

Um aumento de módulos em série conduziu a um aumento de tensão por série, que por

sua vez levou a uma diminuição da secção mínima do cabo de fileira, que quando

normalizado já se encontrava no valor mínimo disponível. Assim o dimensionamento do cabo

mantém-se como se tinha verificado anteriormente.

Com a inclusão de um painel a mais em cada série a área ocupada pelo sistema irá

aumentar para 65,55 m².

O orçamento do qual consta apenas um aumento no valor total dos painéis e dos suportes

é apresentado na tabela 5-9.


78



Painel BP 3170N 700,40€ 24 16.809,60 €





Cabo (100m/secção 6mm²) 96,42 € 1 96,42 €



Portinhola 115,00€ 1 115,00 €


Total 23.202,57 €


Prevê-se que este sistema forneça anualmente 5579 kWh. Determinou-se a TIR e o VAL do

projecto, estando os valores obtidos apresentados na tabela 5-10. O payback obtido será de

6,54 anos.



TIR 10,911%

VAL 25.176,87 €


5.2.3 - Orçamento total utilizando módulos BP 4175 N

Substituíram-se novamente os módulos BP 3170N pelos BP 4175N, tendo-se assim 24

painéis BP 4175N dispostos por três séries.


A variação verificada nos valores Vac e Vmpp é pequena, mantendo-se estes dentro dos

valores de operação do inversor.

O dimensionamento do cabo de fileira efectuado anteriormente também se mantém visto

a secção mínima normalizada continuar com o mesmo valor.

Assim, o orçamento do sistema será o apresentado na tabela 5-11.



Painel BP 4175 755,69€ 24 18.136,56 €





Cabo (100m/secção 6mm²) 96,42 € 1 96,42 €



Portinhola 115,00€ 1 115,00 €


Total 24.529,53 €


Procedeu-se à determinação da energia fornecida por este sistema, sendo o resultado

exposto na figura 5-10. Prevê-se que o sistema em causa irá fornecer 5731 kWh anualmente.

Os valores obtidos com o cálculo da TIR e do VAL encontram-se na tabela 5-12. O payback do

sistema será de 6,8 anos.


80



TIR 10,372%

VAL 25.168,01 €

5.3 – Sistemas de um eixo

Os 24 painéis serão agora montados num suporte que permite variar o ângulo de

inclinação entre 20º e 60º, podendo este ser adaptado consoante a época do ano, de modo a

melhorar o desempenho do sistema. Os painéis continuarão com uma orientação a sul.

Figura 5-11- Orientação dos painéis de um eixo

5.3.1 - Suporte dos módulos

Será usado um único suporte de módulos, que dispõe os 24 painéis ao longo de 3 filas.

Este suporte já engloba os 24 módulos, ocupa uma área menor que o suporte anteriormente

apresentado, no entanto devido à sua dimensão e elevação provoca um impacto visual

bastante maior.


A área ocupada por este gerador será 28,86 m, que corresponde à disposição dos painéis

perante o menor ângulo de inclinação.


Tendo-se o restante dimensionamento mantido igual ao anteriormente estipulado, o

orçamento total do sistema é apresentado na tabela 5-13.

Tabela 5-13 - Orçamento para um sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 3170N

Componente Componente Preço unitário Quantidade

Painel BP 3170 700,40€ 24 16.809,60 €




Suporte dos Módulos 2.560,00 € 1 2.560,00€

Cabo (100m/secção 6mm²) 96,42 € 1 96,42 €



Portinhola 115,00€ 1 115,00 €


Total 23.602,57 €


Foi definida uma inclinação para o período de Inverno e outra para o período de Verão,

sendo cada, adoptada durante 6 meses. Os meses de Inverno encontram-se assinalados na

figura 5-12.

Figura 5-12 - Sistema de um eixo com duas variações anuais

Assim através destas variações, que permitem aproveitar melhor a radiação solar directa

no Verão e difusa no Inverno, seria possível fornecer-se à rede anualmente 5753 kWh. No

entanto e com vista a melhorar o desempenho deste sistema, considerou-se a possibilidade

de estabelecer diversas variações de inclinação dos painéis, com o intuito de procurar para

cada período, a inclinação que maximiza a produção de energia. A energia fornecida ao longo

de um ano pelo sistema assim dimensionado é apresentada na figura 5-13. O sistema fornece


82

5837 kWh por ano, segundo a previsão efectuada. O VAL e a TIR encontram-se aprestados na

tabela 5-14. O payback determinado foi de 6,30.

Figura 5-13 - Produção anual de um sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 3170N

Tabela 5-14 - TIR e VAL do sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 3170N

TIR 11,449%

VAL 27.014,17 €


Mantendo o sistema fotovoltaico e alterando apenas o modelo dos painéis, usando agora

os BP 4175N, obtêm-se o orçamento que se encontra exposto na tabela 5-15.

Tabela 5-15 - Orçamento para um sistema FV de um eixo com módulos BP 4175N

Componente Componente Preço unitário Quantidade

Painel BP 4175 755,69€ 24 18.136,56 €




Suporte dos Módulos 2.560,00 € 1 2.560,00 €

Cabo (100m/secção 6mm²) 96,42 € 1 96,42 €

Contador de Energia Eléctrica 750,00€ 1 750,00€


Portinhola 115,00€ 1 115,00€


Total 24.929,53 €


5.3.5 - Análise energética utilizando módulos BP 4175 N

Estabelecendo apenas duas variações anuais de inclinação, com um ângulo de 20º no

Verão e 60º no Inverno, obteve-se um fornecimento anual de 5908 kWh. Ao considerar

diversas variações de inclinação dos painéis, foi possível aumentar o fornecimento de energia

para 5996 kWh. O modo como a energia fornecida se encontra distribuída pelos vários meses

está explicitado na figura 5-14. A TIR e o VAL calculados para este caso encontram-se na

tabela 5-16. O payback do sistema será de 6,54 anos.

Figura 5-14 - Produção anual de um sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 4175N

Tabela 5-16 - TIR e VAL do sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 4175N

TIR 10,916%

VAL 27.066,01 €

5.4 – Sistemas de dois eixos

Substitui-se nos próximos dimensionamentos o suporte de um eixo por três suportes de

dois eixos, que permitirá para além de ajustar a inclinação, seguir a trajectória do sol ao

longo do dia.

Figura 5-15 - Sistema dois eixos


84

5.4.1 - Suporte dos módulos

O suporte a utilizar será o EtaTrack 1000. Este permite um movimento azimutal que

percorre os ângulos de -90º a 90º, e uma variação de inclinação de 0 a 45º. O EtaTrack

permite a instalação de 10 m² de painéis [46]. Pretendendo-se distribuir os 24 módulos por

três suportes ter-se-á uma área total de 10,24 m², sendo este sobredimensionamento de 2,4%

aceitável.

Figura 5-16 - Comprimento da diagonal dos módulos dispostos no suporte e disposição do suporte visto de frente

Figura 5-17 - Medições necessárias para o cálculo da altura h

Sendo 45º a inclinação que é passível de causar maior sombra, parte-se deste valor para

determinar a distância entre suportes. Assim, como os módulos são dispostos na diagonal,

considera-se a altura h como a soma do cateto oposto do triângulo formado pelos módulos de

2,97 m com os 1,02 m que elevam estes do solo, que permitiu depois calcular a distancia que

minimiza as perdas de dimensionamento. Assim concluiu-se que os módulos terão de estar

distanciados 15,57 m.

Se os suportes forem colocados sequencialmente em linha recta, a área necessária para

esta instalação seria de 168,24 m².


5.4.2 – Cabos

Foi calculada a secção mínima possível para o cabo de fileira tendo-se arbitrado uma

distância máxima de 50 m, do painel mais distante ao inversor. O valor mínimo normalizado

seria 4 mm² de secção tendo-se portanto prosseguido com a aquisição de cabo de 6 mm².

Devido à grande distância a que os suportes se encontram de modo a minimizar o efeito de

sombra, resolveu-se incluir duas bobinas de 100 m cabo de 6 mm² de secção.

Tabela 5-17 - Dimensionamento do cabo de fileira do sistema de dois eixos com módulos BP3170N








5.4.3 – Orçamento total utilizando módulos BP 3170N

O orçamento para este sistema é apresentado na tabela 5-18

Tabela 5-18 - Orçamento para um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 3170N


Painel BP 3170N 700,40€ 24 16.809,60 €




Suporte dos Módulos EtaTrack 1.499,00 € 3 4.497,00€

Cabo (100m/secção 6mm²) 96,42 € 2 192,84 €



Portinhola 115,00€ 1 115,00 €


Total

26.215,99 €

5.4.4– Análise energética utilizando módulos BP 3170N

A energia fornecida mensalmente por este sistema fotovoltaico durante um ano é

apresentada na figura 5-18, sendo fornecidos por ano 7325 kWh. A TIR e o VAL calculados

encontram-se na tabela 5-19. O payback obtido foi 5,51 anos.


86

Figura 5-18 - Produção anual de um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 3170 N

Tabela 5-19 - TIR e VAL do sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 3170 N

TIR 13,927%

VAL 37.304,25 €

5.4.5 – Orçamento total utilizando módulos BP 4175N

Substituindo os módulos BP 3170N pelos BP 4175N, no sistema anteriormente referido, e

verificando que o dimensionamento de cabos efectuado em 5.4.2 se mantém correcto

perante as fileiras de painéis BP 4175N, obtêm-se o orçamento exposto na tabela 5-20.

Tabela 5-20 - Orçamento para um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 4175N


Painel BP 4175 755,69€ 24 18.136,56 €




Suporte dos Módulos EtaTrack 1.499,00 € 3 4.497,00€

Cabo (100m/secção 6mm²) 96,42 € 2 192,84 €



Portinhola 115,00€ 1 115,00 €


Total 27.542,95 €


5.4.6 – Análise energética utilizando módulos BP 4175N

A produção anual repartida mensalmente é vista na figura. A energia fornecida à rede

anualmente será 7528 kWh. A TIR e o VAL deste projecto encontram-se na tabela 5-21. O

payback foi de 5,63 anos.

Figura 5-19- Produção anual de um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 4175N

Tabela 5-21 - TIR e VAL do sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 4175N

TIR 13,465%

VAL 37.746,31 €

5.4.7 – Orçamento total utilizando módulos Sanyo HIP-210

Para termo de comparação, optou-se por dimensionar um novo gerador, utilizando 18

módulos do tipo Sanyo HIP-210 NKHE1. Estes módulos são policristalinos e apresentam 210kW

e 1593x790 mm de dimensões [47], e poderão ser montados de dois modos distintos, dispondo

os 18 módulos em duas ou três séries. As configurações possíveis e valores originados estão

expostas nas imagens 5-20 e 5-21. Em ambos os casos os valores de tensão Vmpp e Vac, e

corrente Icc encontram-se dentro dos limites estipulados para o correcto funcionamento do

inversor. No entanto a escolha vai recair na montagem de três séries de 6 módulos ligadas em

paralelo, visto a tensão Vac obtida na outra montagem se encontrar muito próxima do valor

máximo permitido de tensão de entrada do inversor (500V).


88

Figura 5-20 - Configuração introduzida no software PVSYST utilizando 18 módulos Sanyo HIP-210, dispostos em duas séries

Figura 5-21 - Configuração introduzida no software PVSYST utilizando 18 módulos Sanyo HIP-210, dispostos em três séries

De modo a simplificar o sistema, os 18 módulos serão repartidos por dois suportes

distintos, o Etatrack 1000 e o Etatrack 1500. O Etatrack 1500 é um suporte bastante

semelhante ao Etatrack 1000, já utilizado nos dimensionamentos anteriores, no entanto

suporta uma área de painéis superior, de 15 m². Assim colocar-se-iam 11 painéis no suporte

Etatrack 1500, ocupando uma área total de 14.08 m², sendo os restantes 7 montados num

suporte Etatrack 1000, ocupando uma área de 8,96 m².

A distância entre módulos dimensionada no ponto 5.4.1. mantém-se, sendo necessário

que quando colocados em fila orientada a sul, o suporte Etatrack 1000 seja colocado

primeiro, já que a sombra causada por este é menor.

A secção mínima normalizada do cabo de fileira, considerando um comprimento de 50 m

é de 6 mm². Assim, o dimensionamento realizado anteriormente continua válido para este

sistema fotovoltaico. Devido à dimensão e grandes distâncias que este gerador ocupa, inclui-

se no orçamento duas bobinas de 100m de cabo de cobre de secção 6 mm².

O orçamento deste sistema fotovoltaico apresenta-se na tabela 5-22.


Tabela 5-22 - Orçamento para um sistema FV de dois eixos com módulos Sanyo HIP-210


Painel Sanyo HIP- 210 NKHE1 865,20€ 18 15.573,60 €




Suporte dos Módulos EtaTrack 90,00 € 18 1.620,00 €

Cabo (100m/secção 6mm²) 96,42 € 1 96,42 €

Contador de Energia Eléctrica 750,00€ 1 750,00€


Portinhola 115,00€ 1 115,00€


Total 23.002,72 €

5.4.8 – Análise energética utilizando módulos Sanyo HIP 210

A distribuição da produção anual por mês é exibida na tabela, prevendo-se que este

sistema possa fornecer anualmente à rede 6945 kWh. A TIR e o VAL deste sistema está na

tabela 5-23. O payback esperado é de 5,51 anos.

Figura 5-22 - Produção anual de um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos Sanyo HIP-210

Tabela 5-23 - TIR e VAL do sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos Sanyo HIP-210

TIR 13,929%

VAL 35.370,85 €


90

5.5 - Análise de resultados

5.5.1 - Sistemas subdimensionados

Pode-se observar que a produção de energia aumenta com o chegar dos meses de Verão,

atingindo o máximo em Agosto e diminuindo depois conforme se vai aproximando o Inverno,

sendo o mínimo atingido em Dezembro. A produção máxima de energia que ocorre no mês de

Agosto, é cerca de 540 kWh. Dezembro é o pior mês, produzindo-se cerca 220 kWh.

Comparando os dois gráficos, verifica-se que as previsões para cada mês se assemelham,

prevendo-se um valor ligeiramente superior na produção de energia por parte do sistema

fotovoltaico que usa painéis monocristalinos. Assim, o valor de energia total produzida por

este sistema mostra-se 2,73% superior ao produzido pelo sistema fotovoltaico equipado com

painéis policristalinos.

5.5.2 - Sistemas sobredimensionados

Com o acréscimo de mais um painel a cada série pode-se verificar um aumento na

produção de 14,32% para ambos os casos, tendo-se atingido 620 kWh no mês de Agosto

quando usados painéis policristalino, Assim se confirma que o gerador do ponto anterior não

atingia a potência nominal enquanto funcionava.

5.5.3 – Sistemas com Eixo horizontal

Uma primeira análise nos gráficos de produção de energia expostos ao longo dos meses

nas figuras 5-23 e 5-24 comprova que o ângulo pôde ser optimizado não apenas no Verão, mas

também no Inverno. Assim pela comparação dos gráficos obtidos utilizando tecnologias

semelhantes nota-se que quando usado o sistema de eixo horizontal, o aumento de produção

de energia verificado é maior no Inverno do que no Verão.

Quando definida uma inclinação óptima para os meses de Verão e uma para os meses de

Inverno, consegue-se um aumento de 3,12% (3,09% no caso dos módulos monocristalinos) na

produção de energia. No entanto se a inclinação for optimizada consoante o mês em que

decorre, a produção pode ser aumentada de 4,62% (independentemente do tipo de módulo

usado). Como se pode ver pelas figuras 5-23 e 5-24, existe um aumento de produção

sobretudo nos meses de Inverno, Dezembro Janeiro e Fevereiro e nos meses de Verão, Maio

Junho Julho e Agosto. O ângulo óptimo de inclinação durante o Inverno aproxima-se dos 60º

enquanto no Verão as inclinações menos acentuadas, na ordem dos 20º, permitem um melhor

aproveitamento da radiação solar. Nos meses de transição de estação, Março e Abril, e

Setembro e Outubro, pode-se verificar que a produção com eixo fixo e com eixo ajustável

apresenta valores muito próximos.


Figura 5-23 - Comparação entre produção com gerador constiuído por 24 módulos BP 3170N em suporte com eixo fixo, com gerador de 24 módulos BP 3170N em suporte com eixo horizontal variável

Figura 5-24 - Comparação entre produção com gerador constituído por 24 módulos BP 4175N em suporte com eixo fixo, com gerador de 24 módulos BP 4175N em suporte com eixo horizontal variável

5.5.4 – Sistemas com dois eixos

Com a utilização de um sistema que persegue a movimentação do sol ao longo do dia,

conseguiu-se um aumento de produção de 31,30% (31,37% no caso dos módulos

monocristalinos) em comparação ao sistema de inclinação fixa. O mês com maior produção é

agora Junho, com 880 kWh de energia fornecida quando usados módulos policristalinos

demonstrando um aumento de produção de 42% nesse mês. Dezembro continua a ser o mês

com menor produção, com 290 kWh produzidos pelo gerador de módulos policristalinos,

sofrendo um aumento de 16% em relação à produção de Dezembro de um sistema de

inclinação fixa.


92

5.5.5 - Análise económica

Tabela 5-24 - Payback, Energia produzida anualmente, TIR e VAL para os vários sistemas analisados

Payback

(anos)

Energia

prod. por

ano (kWh)

TIR VAL

Módulos

BP3170

policris.

mod. fixos com ger. subdimension. 6,77 4880 10,42% 23.229,63 €

modulos fixos 6,54 5579 10,91% 25.176,87 €

sistema de um eixo 6,30 5837 11,45% 27.014,17 €

sistema de dois eixos 5,51 7325 13,93% 37.304,25 €

Módulos

BP4175

monocris.

mod. fixos com ger. subdimension. 7,02 5013 9,92% 23.269,38 €

modulos fixos 6,80 5731 10,37% 25.168,01 €

sistema de um eixo 6,54 5996 10,92% 27.066,01 €

sistema de dois eixos 5,63 7529 13,46% 37.746,31 €

Mod. Sanyo

HIP-210 sistema de dois eixos 5,51 6945 13,93% 35.370,85 €

Todos os projectos apresentados se revelaram economicamente viáveis. É possível

verificar que quanto mais capital se investe neste projecto, maior será a sua rentabilidade,

bem como mais rápido acontecerá o retorno do investimento.

Comparando o uso de painéis monocristalinos com painéis policristalinos, verifica-se que

os primeiros, ainda que mais eficientes, não se tornam compensatórios. O preço mais

elevados de painéis monocristalinos obriga a um maior investimento, mas os sistemas em que

estes se inserem apresentam uma TIR e um tempo de retorno menor, ainda que muito

próximo dos valores obtidos quando usados painéis policristalinos, e um VAL com resultados

semelhantes ao resultante do dimensionamento com módulos policristalinos (apenas 0,17%

superior a este quando em sistemas fixos, 0,37% superior quando usado sistemas de um eixo,

e 1,29% nos sistemas de suporte equipados com sistema de seguimento solar).

O investimento no sistema dimensionado usando módulos de 210 kW pode revelar-se

interessante, já que consegue ter a mesma TIR e tempo de retorno do sistema fotovoltaico

com módulos policristalinos 170 kW equipado com sistema de seguimento solar.

Visto todas as análises terem-se revelado economicamente viáveis, fica assim o

investimento dependente de outras condições, como o local e área disponível para instalação

e o capital disponível.

Capítulo 6

Análise de sistemas eólicos

Neste capitulo proceder-se-á a um dimensionamento e respectiva análise económica de

diversos sistemas eólicos a serem instalados em duas zonas distintas. Na constituição dos

sistemas irão ser variados o modelo e potência dos geradores (inferior e superior à potência

máxima de ligação), bem como os componentes associados à montagem de um sistema de

microgeração ligado à RESP.

6.1 – Aerogerador de 3,5kW

Na primeira abordagem, o aerogerador utilizado para efectuar a analise será o Antaris 3,5

kW. Na constituição deste encontra-se um gerador trifásico síncrono de ímanes permanentes

de 3,5 kW, e um rotor de três pás com um diâmetro de 3,5 m [49].

Figura 6-1 - Curva de potência do aerogerador Antaris 3,5 kW

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0 5 10 15 20

P (

W)

v (m/s)

94 Análise de sistemas eólicos

94

6.1.2 – Rectificador e controlador de tensão

Utiliza-se uma WBP-Box 500, dispositivo que engloba o rectificador e o controlador de

tensão, necessário para proteger o inversor de sobretensões.

Para que a protecção contra sobretensões funcione será necessário ligar ao WPB uma

carga de derivação, que permita transformar o excesso de energia em calor. A carga de

derivação terá de apresentar um correcto dimensionamento de acordo com o sistema, de

modo a suportar uma permanente sobrecarga da turbina [40]. O fabricante do WPB, SMA

Technologies, disponibiliza cargas de derivação previamente ajustadas para usar com este

dispositivo. A carga não deverá ser instalada perto do WPB Box, no entanto a distância entre

ambos não deverá exceder os 3 m.

6.1.3 – Inversor

O inversor a utilizar será o Windy Boy 3300, que apresenta uma potência de saída limitada

de 3,3 kW. Verificou-se que este inversor é apropriado para conectar a turbinas de 3 a 4 kW.

Apresentando semelhanças com o inversor Sunny boy, o Windy Boy está no entanto preparado

para ser integrado em sistemas eólicos, tendo a possibilidade de ser adaptado à curva

característica do aerogerador utilizado [50].

6.1.4 - Cabos

Para a conexão do aerogerador ao rectificador serão necessários três condutores

eléctricos já que o primeiro é trifásico.

Para a conexão do WBP-Box ao inversor o cabo a utilizar segundo a datasheet poderá ser o

de secção de 6 mm² não devendo no entanto estes dois dispositivos se encontrarem a mais de

2 m de distância. O mesmo cabo poderá ser utilizado para a ligação do inversor à rede, tendo

sido tal verificado em 5.1.3. Para a potência máxima de ligação que se tem neste sistema,

um cabo de 6 mm² permite uma distância de 26 m com 1% de queda de tensão.

6.1.5 - Ligação à rede

A partir do inversor os componentes utilizados para o estabelecimento da ligação à rede

serão os mesmos indicados no capítulo 5. Assim sendo, não se torna necessária a sua

descrição neste capítulo.

6.1.6 – Evolução da tarifa

A tarifa mostra uma evolução semelhante à verificada em 5.1.10. apresentando no

entanto a tarifa de regime bonificado para aproveitamentos eólicos uma redução de 30% em

relação à tarifa de aproveitamentos fotovoltaicos. Tal como nos sistemas fotovoltaicos

também nos sistemas eólicos se considera um tempo de vida de 20 anos.


Tabela 6-1 - Evolução da tarifa de uma instalação de aproveitamento eólico efectuada em 2008

Ano Contagem

dos anos

Evolução da tarifa de regime

bonificado para

aproveitamentos eólicos,

considerando aumento de 10

MW de potência instalada por

ano

Evolução da tarifa de

Regime geral,

considerando crescimento

médio anual de 3,2%

Evolução da tarifa

de uma instalação

em 2008

2008 1 0,46€ 0,11€ 0,46€

2009 2 0,43€ 0,11€ 0,46€

2010 3 0,41€ 0,12€ 0,46€

2011 4 0,39€ 0,12€ 0,46€

2012 5 0,37€ 0,12€ 0,46€

2013 6 0,35€ 0,13€ 0,46€

2014 7 0,33€ 0,13€ 0,33€

2015 8 0,32€ 0,14€ 0,32€

2016 9 0,30€ 0,14€ 0,30€

2017 10 0,29€ 0,14€ 0,29€

2018 11 0,27€ 0,15€ 0,27€

2019 12 0,26€ 0,15€ 0,26€

2020 13 0,25€ 0,16€ 0,25€

2021 14 0,23€ 0,16€ 0,23€

2022 15 0,22€ 0,17€ 0,22€

2023 16 0,21€ 0,17€ 0,2€

2024 17 0,20€ 0,18€ 0,18€

2025 18 0,19€ 0,18€ 0,18€

2026 19 0,18€ 0,19€ 0,19€

2027 20 0,17€ 0,19€ 0,19€

2028 21 0,16€ 0,20€ 0,20€

6.1.7 – Orçamento Total

O sistema aqui dimensionado tem o seu orçamento apresentado na tabela 6-2


96

Tabela 6-2 - Orçamento para sistema incorporando o aerogerador Antaris 3,5 kW


Aerogerador Antaris 3,5 kW 6.290,00 € 1 6.290,00€

Inversor Windy Boy 3300 1.666,43 € 1 1.666,43€

WPB Box 500 1.447,26 € 1 1.447,26€

Torre de 12 m 2.030,00 € 1 2.030,00€

Cabo (100m/secção 6mm²) 96,42 € 1 96,42 €



Portinhola 115,00€ 1 115,00 €


Total 14.440,11 €

6.1.8 – Análise energética da instalação da turbina no Porto

Procedeu-se à previsão da energia produzida anualmente, caso este sistema fosse

implementado no Porto. Para poder determinar a energia produzida por um aerogerador,

recorreu-se inicialmente ao programa Retscreen que devolveu os valores de velocidade média

mensal do vento, medidos em Pedras Rubras. Sendo esta localidade situada no Grande Porto,

será, para efeitos de simplificação referida como Porto ao longo do trabalho. Os valores

médios obtidos, bem como a média anual podem ser vistos na tabela 6-3.

Tabela 6-3 - Velocidade média do vento no Porto, Pedras Rubras

Mês Velocidade do vento

(m/s)

Janeiro 3,5

Fevereiro 3,4

Março 3,4

Abril 3,5

Maio 3,3

Junho 3

Julho 2,8

Agosto 2,7

Setembro 2,6

Outubro 3

Novembro 3,2

Dezembro 3,5

Valor médio anual 3,158333333

Utilizando o valor médio anual obtido e k=1,8 (valor de referência para o vento em

Portugal) como parâmetros de entrada, obtêm-se uma distribuição de Weibull capaz de

caracterizar o recurso eólico no local em estudo.


Figura 6-2 - Distribuição de Weibull para o valor médio anual da velocidade do vento no Porto

Relacionando a distribuição de Weibull com a curva de potência do aerogerador obtêm-se

a energia produzida num ano pelo aerogerador.

De notar que a potência do aerogerador foi limitada em 3,3 kW, já que este é o valor

máximo possível á saída do inversor. No entanto, verificou-se que esta limitação apenas

provoca uma perda de 0,019% já que a probabilidade de ocorrência das velocidades que

fazem atingir valores de potência superiores a 3,3 kW é bastante pequena. Na tabela 6-3

estão explicitados os valores obtidos no processo de determinação da energia produzida

anualmente. Para a obtenção do número de dias por ano com a probabilidade de ocorrência

de uma certa velocidade de vento, multiplicou-se o valor da probabilidade de Weibull pelo

número de dias de um ano. Para determinar a energia produzida nesse número de dias,

efectuou-se o produto do número de dias, com a potência produzida pela velocidade em

causa, sendo depois o obtido multiplicado por 24, de modo a retornar o resultado em Wh.

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0 5 10 15 20

v (m/s)


98

Tabela 6-4 - Determinação da energia produzida anualmente

Velocidade

(m/s) Distribuição de Weibull

Nº de dias por ano com a

prob. de ocorrência da

velocidade do vento

Potência em função

da ocorrência do

vento (W)

Energia produzida

(Wh)

0 0 0 0 0

1 0,200193866 73,0707612 0 0

2 0,254833504 93,0142291 0 0

3 0,219812203 80,231454 70 134788,8427

4 0,149086223 54,41647127 150 195899,2966

5 0,083661008 30,53626781 350 256504,6496

6 0,039827988 14,53721557 580 202358,0408

7 0,016326459 5,9591576 1000 143019,7824

8 0,005820238 2,124386876 1380 70359,69334

9 0,001817363 0,663337337 2000 31840,1922

10 0,000499765 0,182414203 2800 12258,23441

11 0,000121563 0,044370394 3300 3514,135186

12 2,6248E-05 0,009580515 3300 758,776777

13 5,04613E-06 0,001841839 3300 145,8736274

14 8,65987E-07 0,000316085 3300 25,03395097

15 1,32964E-07 4,85319E-05 3300 3,843727003

16 1,83019E-08 6,68019E-06 3300 0,529071433

17 2,26242E-09 8,25784E-07 3300 0,06540212

18 2,51576E-10 9,18252E-08 3300 0,007272559

19 2,52013E-11 9,19846E-09 3300 0,000728518

20 2,27729E-12 8,31213E-10 3300 6,5832E-05

O somatório da coluna da Energia produzida na tabela 6-3 resulta na energia produzida

anualmente, que será 1051 kWh. No entanto consideraram-se perdas de 1% do gerador até ao

rectificador, de 5 % no inversor e de 1% do inversor à rede. Assim a energia que se poderá

fornecer à rede é de 979 kWh. O VAL do projecto apresenta-se na tabela 6-4. A TIR deste

projecto foi impossível de calcular, bem como o payback.

Tabela 6-5 - VAL do projecto de instalação de um aerogerador Antaris 3,5 kW no Porto

VAL -8.221,99 €

6.1.9 – Análise energética da instalação da turbina na Serra do Pilar

Procede-se á instalação do aerogerador num outro local agora, de modo a analisar a

energia que é possível produzir. O local seleccionado será a Serra do Pilar, também no

Grande Porto. Para efeitos de distinção a anterior análise, a localidade desta será referida

como Serra do Pilar.


Tabela 6-6 - Velocidade média do vento na Serra do Pilar

Mês Velocidade do vento

(m/s)

Janeiro 5,7

Fevereiro 5,7

Março 5,6

Abril 5,3

Maio 5

Junho 4,4

Julho 4,3

Agosto 4,3

Setembro 4,2

Outubro 4,5

Novembro 5

Dezembro 5,7

Valor médio anual 4,975

Uma vez mais, recorrendo ao valor médio anual representado na tabela 6-6 e k=1,8 como

parâmetros de entrada, obtém-se uma distribuição de Weibull capaz de caracterizar o

recurso eólico no local em estudo. A representação gráfica da distribuição encontra-se na

figura 6-3.

Figura 6-3 - Distribuição de Weibull para o valor médio anual da velocidade do vento no Porto

A determinação da energia anualmente produzida foi efectuada tal como indicado no

ponto 6.1.8, tendo-se recorrido a nova distribuição. Assim, a energia total produzida num ano

foi 4131,35 kWh. No entanto devido às perdas, a energia a injectar na rede será 3846,68 kWh.

A TIR e o VAL encontram-se na tabela 6-7. O payback será de 9,24 anos.

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

0,14

0,16

0,18

0 5 10 15 20

v (m/s)


100

Tabela 6-7 – TIR e VAL do projecto de instalação de um aerogerador Antaris 3,5 kW na Serra do Pilar

TIR 6,860%

VAL 9.991,46 €

6.2 – Aerogerador 2,5kW

Procede-se neste ponto à montagem de um aerogerador Proven 2,5 kW nos locais

anteriormente indicados. O Proven 2,5 kW é constituído por um gerador trifásico sem

escovas, de transmissão directa, e três pás que resultam num rotor de 3,5m de diâmetro.

Este aerogerador possui um sistema de adaptação ao vento, permitindo-o funcionar perante

ventos fortes e fracos. O grau de curvatura das pás é variável, criando-se assim condições

para que perante ventos fortes o gerador mantenha a sua produção contrariamente a outras

turbinas que tem de parar para se proteger [51].

Figura 6-4- Curva de potência do aerogerador Proven 2,5 kW


Ainda que o dimensionamento do sistema se mantenha bastante semelhante ao

apresentado em 6.1, efectuaram-se algumas alterações. O inversor utilizado agora será o

Windy Boy 2500, com uma potência de ligação de 2,5 kW. O rectificador e caixa de protecção

encontram-se incluídos no WBP Box 600, sendo este o modelo correcto para ligar ao Windy

Boy 2500. Os cabos e restantes componentes do sistema mantêm o mesmo dimensionamento

já apresentado anteriormente. O orçamento total para este sistema está exposto na tabela 6-

8.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0 5 10 15 20

P (

W)

v (m/s)


Tabela 6-8 - Orçamento para sistema incorporando o aerogerador Proven 2,5 kW


Aerogerador Antaris 2,5 kW 5.011,79 € 1 5.011,79€

Inversor Windy Boy 2800i 1.357,80 € 1 1.357,80€

WPB Box 600 1.447,26 € 1 1447,26 €

Torre de 12 m 2.030,00 € 1 2.030,00€

Cabo (100m/secção 6mm²) 96,42 € 1 96,42 €



Portinhola 115,00€ 1 115,00 €


Total 12.853,27 €


Utilizando os mesmo valores de 6.1.8, com a excepção da curva de potência da turbina

procedeu-se ao cálculo da energia produzida por este sistema quando instalado no Porto. Ao

longo de um ano prevê-se que o sistema produza 1021,68 kWh. Devido às perdas indicadas em

6.1.8, o sistema entrega a rede anualmente 951,28 kWh. O VAL determinado está indicado na

tabela 6-9. Não foi possível calcular TIR e payback.

Tabela 6-9 - VAL do projecto de instalação de um aerogerador Proven 2,5 kW no Porto

VAL -6.811,35 €

6.2.3 – Análise energética da instalação da turbina na Serra do Pilar

Para a determinação da energia produzida quando se instala o Proven 2,5 kW na serra do

pilar, recorreu-se á distribuição de Weibull de 6.1.9, aliada á curva de potência do

aerogerador. A energia produzida num ano será 3398,37 kWh. A energia entregue à rede será

3164,21 kWh. A TIR e o VAL do projecto estão indicados na tabela 6-10. O payback é de 10,33

anos.

Tabela 6-10 - TIR e VAL do projecto de instalação de um aerogerador Proven 2,5 kW na Serra de Sintra

TIR 5,678%

VAL 7.243,71 €


6.3 – Aerogerador 6 kW

Efectua-se agora uma análise utilizando um aerogerador Proven 6kW. O aerogerador

apresenta características semelhantes ao apresentado em 6.2, sendo o seu gerador de 6 kW e

apresentando um diâmetro de 5,5m. A curva de potência do referido aerogerador está

apresentada na figura 6-5 [52].


Para este sistema considera-se um inversor de 3,68 kW capaz de estabelecer a potência

máxima de ligação à rede possível. Considera-se o preço do inversor igual ao do Windy Boy

3800. Os restantes componentes vão se manter iguais aos anteriormente dimensionados.

Assim o preço do sistema é apresentado na tabela 6-11.

Tabela 6-11 - Orçamento para sistema incorporando o aerogerador Proven 6 kW


Aerogerador Proven 6kW 10.647,47 € 1 10.647,47 €

Inversor 1.715,00 € 1 1.715,00€

WPB Box 500 1.447,26 € 1 1.447,26€

Torre de 12 m 2.030,00 € 1 2.030,00€

Cabo (100m/secção 6mm²) 96,42 € 1 96,42 €



Portinhola 115,00€ 1 115,00 €


Total

18.846,15 €

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0 5 10 15 20

P (

W)

v (m/s)

Figura 6-5 - Curva de potência do aerogerador Proven 6kW



Uma vez mais através da distribuição de Weibull apresentada em 6.1.8 e à curva de

potência do aerogerador da figura 6-5 procedeu-se ao cálculo da energia produzida. O

aerogerador produziu 2862,16 kWh num ano. A energia fornecida á rede foi 2664,95 kWh.

O VAL do projecto encontra-se indicado em 6-12.Não foi possível determinar TIR nem

payback.

Tabela 6-12 - VAL do projecto de instalação de um aerogerador de 6 kW no Porto

VAL -1.920,18 €

6.3.3 - Análise energética da instalação da turbina na Serra do Pilar

Para a determinação da energia produzida dispondo a turbina Proven 6 kW na serra do

pilar, recorreu-se á distribuição de Weibull de 6.1.9, relacionando-a com a curva de potência

do aerogerador. A energia produzida num ano será 8588,23 kWh. A energia entregue à rede

será 7996,46 kWh. A TIR e o VAL encontram-se na tabela 6-13. O payback é de 5,18 anos.

Tabela 6-13 - TIR e VAL do projecto de instalação de um aerogerador de 6 kW na Serra de Sintra

TIR 15,438%

VAL 31.942,08 €

6.4– Análise de resultados

6.4.1 - Análise energética da instalação da turbina no Porto

Verifica-se que nenhum dos sistemas instalados no Porto, Pedras Rubras é

economicamente viável. Ao fim de 20 anos representativos do tempo de vida do sistema, não

foi possível em nenhum dos casos reaver o investimento efectuado, tendo sido o aerogerador

Proven de 6kW o que mais próximo se mostrou de conseguir apresentar algum rendimento

económico. No entanto alerta-se que este, sendo um aerogerador de potência superior a 5

kW, não é elegível para dedução de 30% das despesas no IRS num máximo de 777 €, factor

que na presente análise económica não se revela decisivo, já que não se incluiu em qualquer

cenário as deduções de despesas do IRS.


104

Tabela 6-14 - Payback, Energia fornecida anualmente, TIR e VAL para os vários sistemas instalados no Porto

Aerogerador Investimento

inicial

Energia anual

fornecida

(kWh)

TIR VAL Payback

(anos)

Antaris 3,5kW 14.440,11 € 979,02 - - 8.221,99 € -

Proven 2,5kW 12.853,27 € 951,27 - - 6.811,40 € -

Proven 6 kW 18.846,15 € 2.664,95 - - 1.920,18 € -

6.4.2 - Análise energética da instalação da turbina na Serra do Pilar

Os sistemas instalados na Serra do Pilar apresentam-se todos economicamente viáveis. No

entanto os sistemas que usam os aerogeradores Antaris 3,5 kW e Proven 2,5 kW, ainda que

não causem prejuízo, mostram paybacks demasiado elevados, sendo este no caso do Proven

2,5 kW superior a metade do tempo de vida do sistema.

Assim sendo, o único sistema no qual se poderia investir é o que usa a turbina Proven 6

kW, que apresenta uma TIR e um VAL elevados, e um payback de 5 anos.

Tabela 6-15 - Payback, Energia fornecida anualmente, TIR e VAL para os vários sistemas instalados na Serra do Pilar

Aerogerador Investimento

inicial

Energia anual

fornecida

(kWh)

TIR VAL PayBack

(anos)

Antaris 3,5kW 14.440,11 € 3.846,68 6,86% 9.991,46 € 9,24

Proven 2,5kW 12.853,27 € 3.164,21 5,68% 7.243,71 € 10,33

Proven 6 kW 18.846,15 € 7.996,46 15,44% 31.942,08 € 5,18

Nos vários sistemas analisados ao longo deste capítulo a potência máxima de saída dos

inversores limitou a produção do aerogeradores respectivos, que sob grandes velocidades do

vento, seriam capazes de produzir uma potência mais elevada do que a que o inversor

permitia fornecer à rede. Assim apresentam-se nas tabelas as percentagens de energia não

fornecida à rede devido às limitações técnicas.

Tabela 6-16 - Percentagem de energia não aproveitada do sistema instalado no Porto

Aerogerador

Energia produzida

não limitada pelo

inversor (kWh/ano)

Energia produzida

limitada pelo inversor

(kWh/ano)

Percentagem de

energia não

aproveitada

Antaris 3,5 kW 1051,679189 1.051,48 0,019%

Proven 2,5 kW 1021,680603 1.021,67 0,001%

Proven 6 kW 2876,493635 2.862,16 0,498%


Tabela 6-17 - Percentagem de energia não aproveitada do sistema instalado na Serra do Pilar

Aerogerador

Energia produzida

não limitada pelo

inversor (kWh/ano)

Energia produzida

limitada pelo inversor

(kWh/ano)

Percentagem de

energia não

aproveitada

Antaris 3,5 kW 4167,605272 4131,349607 0,870%

Proven 2,5 kW 3405,556888 3398,376202 0,211%

Proven 6 kW 9367,362826 8588,230913 8,318%

Observa-se que no caso do Porto, a percentagem de energia não aproveitada quando

utilizados aerogeradores Antaris 3,5 kW e Proven 2,5 kW é desprezável. As duas turbinas

mostram percentagens de energia desprezadas superiores na Serra do Pilar, ainda que em

nenhum dos casos esta atinja o 1%.

No caso do aerogerador Proven 6kW a percentagem de energia desprezada é maior em

ambos os casos, sendo relevante principalmente na instalação da Serra do Pilar onde a

energia desperdiçada atinge mais de 8% da produção. Este facto não é de estranhar já que o

gerador de 6 kW, é capaz de produzir perante menores velocidades de vento potências

superiores a 3,68 kW, limite que vigorou no seu caso.

6.4.3 - Conclusão

As análises dos dois locais aqui apresentados, mostram-se exemplificativas da dificuldade

que surge em planear a instalação de aerogeradores. Dois locais situados na mesma área

metropolitana, no entanto com condições de vento muito distintas. A zona de Pedras Rubras,

pretende ser exemplificativa da tentativa de instalar um aerogerador em meio citadino, onde

a elevada rugosidade do terreno cria condições hostis à implementação funcional de turbinas

eólicas.

A zona da Serra do Pilar será uma das mais ventosas do Grande Porto. Com efeito a maior

velocidade do vento alguma vez registada em Portugal, ocorreu nesse local [53]. No entanto

as velocidades médias utilizadas provenientes do programa Retscreen apresentam-se na

mesma faixa de valores de outras localidades, tendo portanto sido considerada esta

localização.

Concluí-se que, quando correctamente estudado o local de instalação, à luz da actual

tarifa de remuneração, um sistema eólico apenas se torna rentável quando

sobredimensionado. No caso aqui apresentado foi inclusive possível obter uma maior

remuneração ao fim de 20 anos com o sistema eólico, do que com a maior parte dos sistemas

fotovoltaicos dimensionado.

Capitulo 7

Conclusão

A realização do estudo efectuado permitiu ver que à luz do DL 363/2007, se tornou

vantajoso investir em pequenos aproveitamentos fotovoltaicos e eólicos de modo a poder

usufruir da tarifa bonificada, tendo dos dois o fotovoltaico se mostrado mais fácil de

implementar e com mais garantias de trazer resultados positivos que o eólico.

2008 não viu atingida a meta planeada dos 10 MW de potência instalada de microgeração,

tendo ficado nesse ano apenas certificados 615 sistemas num total de 2227 kW. No entanto

de acordo com os dados estatísticos da DGEG, relativos à última fase de registo de unidades

de microprodução, deram entrada no SRM 5768 registos, num total de 19761 kW de potência,

tendo sido pagos 2594, que correspondem a 8820 kW, o que demonstra uma forte adesão e

interesse dos consumidores BT se tornarem produtores de energia [54].

Ainda que o fotovoltaico se apresente actualmente maduro de modo a justificar o

investimento, referem-se alguns pontos que poderão contribuir para um aumento da

rentabilidade deste tipo de projectos: a disponibilidade do silício, que tinha vindo a escassear

nos últimos anos, aumentou, resultando num abaixamento de preço deste material que se

pode reflectir no preço dos módulos. O padrão comportamental que se tem vindo a verificar

com a maturidade da tecnologia fotovoltaica leva a crer que a evolução da arquitectura das

células e dos painéis conduz a um aumento de eficiência destes. Também se têm verificado

inovações nos inversores, no campo da qualidade e fiabilidade, ainda que estas não se

tenham ainda reflectido no preço dos equipamentos. Verifica-se ainda nesta área alguma

competição tecnologia por parte dos principais fabricantes o que permite antever um avanço

tecnológico nos equipamentos.

Um factor importante para a melhoria da qualidade e redução de preço dos sistemas

fotovoltaicos estará na curva de aprendizagem das entidades instaladoras. Como se trata de

uma tecnologia relativamente recente, muitas das empresas envolvidas na instalação e

divulgação desta encontram-se ainda na fase de aprendizagem, protegendo-se do risco

associado a novos a investimentos através de uma subida de preço. Se o mercado der

continuidade à evolução actual as empresas poderão começar a competir no custo, na

qualidade, na diversidade de oferta.

108 Conclusão

108

A integração arquitectónica de sistemas fotovoltaicos em edifícios, ainda pouco estudada

pelos profissionais, apresenta-se como um próximo passo importante na divulgação deste tipo

de aproveitamento, e na sua inserção no planeamento urbano, bem como num modo de

conferir valor acrescido à tecnologia utilizada [55].

A produção de energia eólica em Portugal apresenta um desenvolvimento considerável,

podendo-se verificar um aumento progressivo da potência eólica ligada ao SEN - 16% durante

o primeiro semestre de 2008. No entanto a aplicação da energia eólica no panorama da

microgeração encontra-se ainda pouco difundida, estando no presente momento a decorrer

vários estudos e desenvolvimentos tecnológicos para facilitar uma possível expansão do

aproveitamento deste recurso. Para a dificuldade de expansão deste tipo de aproveitamento

no campo da microgeração encontram-se vários factores: a dificuldade de obter o

mapeamento do recurso eólico na cidade, a inexistência de modelos que forneçam o

conhecimento do vento na cobertura de edifícios de uma forma correcta, e ainda que possível

recorrer a aparelhos de medição, o preço de um anemómetro para medir o vento iguala o de

uma turbina eólica, tornando difícil a justificação financeira de tal investimento.

As turbinas a usar em ambiente urbano tem de ser concebidas para esse efeito. Estas têm

de oferecer um design que interaja de forma harmoniosa com o edifício em que esta se

encontra instalada e com a paisagem que o rodeia. No entanto a gama de fabricantes

existentes de turbinas a utilizar num ambiente urbano é baixa [56].

A produção de energia eléctrica recorrendo a aproveitamentos renováveis de pequena

escala encontra-se como uma das soluções a adoptar na promoção do desempenho energético

nacional. A redução de perdas na rede de transporte, e o aumento a fiabilidade do

fornecimento de electricidade são vantagens inerentes deste tipo de produção. Importa

referir que associada a esta encontra-se uma mudança de paradigma do sistema energético,

uma vez que o seu aumento conduz a uma descentralização da produção, onde as redes BT

apresentarão cada vez mais protagonismo.

Actualmente, em Portugal a incorporação da microprodução na rede ainda se apresenta

algo limitada e pouco consistente. Assim a inerente necessidade de reestruturação da rede de

distribuição conduziu ao desenvolvimento do projecto de nome InovGrid, pela EDP em

parceria com o INESC. O referido projecto vem reforçar a interacção entre consumidores e

rede eléctrica, através da introdução de funcionalidades avançadas de telegestão de energia,

capacidade de integração da microgeração e mecanismos de inteligência, que permitirão

estabelecer uma nova forma de gestão e controlo da rede. Para proceder à adaptação da

rede o projecto foca-se nos seguintes pontos: disponibilização de instrumentos e

funcionalidades para que gestão de energia seja feita ao nível do consumidor individual,

aplicação do conceito de Smart Grids, com a introdução de inteligência em diversos

patamares da rede, de modo a melhorar a eficiência desta, e adequação da rede para a

integração de microgeração mantendo a segurança de operação e a fiabilidade de

fornecimento.

Resta referir que a distribuição de energy boxes, equipamentos de telecontagem do

projecto Inovgrid que actuam como centro da gestão do consumo e produção energético das

habitações das deverão ocorrer em Abril do presente ano [57][58][59].

Anexo A

Ligação de unidades de microgeração à RESP

Este anexo contém os esquemas de ligação de unidades de microgeração à RESP focados

no ponto 2.6.11

110 Anexo A

110

Figura A - 1 - Ligação à RESP de uma unidade de consumo de uma instalação nova


Figura A - 2 - Ligação à RESP de uma unidade de consumo de uma instalação existente

112 Anexo A

112

Figura A - 3 - Ligação à RESP de uma unidade de consumo de uma instalação existente (solução de ultimo recurso)

Referências

[1] Centrais de produção de energia eléctrica. Disponível em

http://energiaelectrica.no.sapo.pt/centrais.htm. Acedido a 2 de Fevereiro de 2009

[2] http://e-lee.ist.utl.pt/realisations/EnergiesRenouvelables/Enjeux/Enjeux/1_cours.htm.

Acedido a 2 de Fevereiro

[3] Energia Portugal 2001. Disponível em

http://www.troquedeenergia.com/Produtos/LogosDocumentos/Energia_Portugal_2001.p

df. Acedido a 2 de Fevereiro de 2009

[4] O braço de ferro do séc. XXI – Combustíveis Fósseis Vs Energias Renováveis. Disponível em

http://www.voltimum.pt/news/138/s/O-bra-o-de-ferro-do-s-c-XXI-Combust-veis-F-sseis-

Vs-Energias-Renov-veis.html. Acedido a 2 de Fevereiro de 2009

[5] Protocolo de Quioto. Disponível em

http://www.edp.pt/EDPI/Internet/PT/Group/Sustainability/EnergyEfficiency/EnergeticE

ficiency/Portugal/ProtocoloQuioto.htm. Acedido a 2 de Fevereiro de 2009

[6] Energias renováveis: Um potencial desaproveitado. Disponível em

http://www.apagina.pt/arquivo/Artigo.asp?ID=2392. Acedido a 2 de Fevereiro de 2009

[7] Microgeração. Disponível em

http://www.edp.pt/EDPI/Internet/PT/Group/Clients/Microgeneration/default.htm.

Acedido a 2 de Fevereiro de 2009

[8] http://www.portugal.gov.pt/Portal/Print.aspx?guid=D450AC2F-654B-45AE-BF3C-

5C0FF5FDECBE Acedido em 2 de Fevereiro de 2009

[9] Decreto-Lei n.º 68/2002 de 25 de Março

[10]Decreto-Lei n.º 363/2007 de 2 de Novembro

[11]Guia para a certificação de uma unidade de microprodução. Disponível em

http://www.renovaveisnahora.pt/guiamicroproducao. Acedido a 2 de Fevereiro de 2009

[12]Incentivos fiscais. Disponível em http://ennova.com.pt/joomla/content/view/19/27/.

Acedido a 2 de Fevereiro de 2009.

[13]Portaria nº 725/91 de 29 de Julho

[14]Lei nº109-B/2001 de 27 Dezembro

[15]Projecto GreenPro. Energia Fotovoltaica – Manual sobre tecnologia projecto e instalação

[16]Cláudio Monteiro. Energia Solar Fotovoltaica. 2008.

[17]Photovoltaic Geographical Information System. Disponível em http://re.jrc.ec.europa.eu

/pvgis/. Acedido a 2 de Novembro de 2008

114 Referências

114

[18]LP02 Solar Radiation sensor. Disponível em http://www.hukseflux.com/products/

solarRadiation/lp02.html. Acedido a 2 de Fevereiro de 2009.

[19] ISET Sensor datasheet.

[20]Tecnologia das células. Disponível em http://e-lee.ist.utl.pt/realisations/

EnergiesRenouvelables/FiliereSolaire/PanneauxPhotovoltaiques/Cellule/Analogie_diode.h

tm. Acedido a 2 de Fevereiro de 2009

[21]BP 3210N datasheet


[23]Cláudio Monteiro & Célia Tenente. Protecção de Sistemas fotovoltaicos In O Electricista

revista técnico-profissional

[24]BRE, EA Technology, Halcrows, Sundog. Photovoltaics in buildings, guide to installation

of PV systems. 2002.

[25]DMA-C62-815/N

[26]Soluções de ligação da Unidade de Microprodução à RESP. Disponível em

http://www.renovaveisnahora.pt/guiamicroproducao

[27]CEPEL / CRESESB – Energia Eólica, Principios e Tecnologias. Maio de 2008

[28]Cristina Inês Camus. Energia Eólica, resumo de apoio a energias renováveis. 2007

[29]Eduardo Miguel R. Almeida. Microgeração eólica. 2002

[30]CEEETA. Tecnologias de Micro-Geração e Sistemas Periféricos. Dezembro de 2001

[31] http://www.power-talk.net/upwind-turbine.html Acedido a 2 de Fevereiro de 2009

[32] http://www.windpower.org/en/tour/design/updown.htm Acedido a 2 de Fevereiro de

2009

[33] Symscape. Darrieus Vertical-Axis Wind Turbine. Disponível em

http://www.symscape.com/ node/406 Acedido a 2 de Fevereiro de 2009

[34] Rui M.G. Castro. Energias Renováveis e Produção Descentralizada Introdução à energia

eólica

[35] Anemómetros: Medición de la Velocidad del Viento. Disponível em

http://meusite.mackenzie.com.br/dilburt/Eolica200503.pdf. Acedido a 2 de Fevereiro de

2009

[36] José Carlos Masciotro e Jaime Luiz Dilburt . Controle e Gestão de Energia. Disponível em

http://meusite.mackenzie.com.br/dilburt/Eolica200503.pdf

[37] Windfinder. Disponível em

http://www.windfinder.com/windstats/windstatistic_porto.htm. Acedido a 20 de Janeiro

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[38] José Carlos Moreira da Silva. Geradores eléctricos para aproveitamentos de Energias

renováveis. Julho de 2008

[39]SMA Technologies. Planning Guidelines for Utility Feeding Wind Power Plants with SMA

Windy Boy Inverters.

[40]SMA Technologies. Windy Boy Protection Box Technical Information

[41]Fortis. Passaat 1400, Instructions for assembly Fortis Wind Turbines.

[42]Sunny boy 3680 datasheet


[44] http://www.edp.pt/EDPI/Internet/PT/Group/AboutEDP/BusinessEnvironment/Regulation

andTariffs/TarifasElectPT.htm. Acesso a 30 de Janeiro de 2009

[45] BP 4175N datasheet

[46] Lorentz Etatrack 1000 datasheet


[47] Sanyo HIP-210 NKHE1 datasheet

[48] Lorentz Etatrack 1500 datasheet

[49] Antaris 3.5 kW technical specifications. Disponível em http://www.braun-

windtechnik.de/index.php/antaris-3.5-kw.html. Acesso a 2 de Fevereiro de 2009

[50] SMA Technologies. Windy Boy Catalog

[51] Proven 2,5 kW datasheet

[52] Proven 6 kW datasheet

[53] Instituto Português de Metereologia. Disponível em

http://www.meteo.pt/pt/oclima/extremos/. Acesso a 2 de Fevereiro de 2009

[54]Objectivo da microgeração para 2008 fica-se pelos 22 por cento. Disponível em

http://energiasrenovaveis.wordpress.com/category/microgeracao/ . Acedido a 2 de

Fevereiro de 2009

[55] Maria João Rodrigues.Solar Fotovoltaico e o enquadramento no regime da microgeração.

Junho de 2008

[56] Ana Estanqueiro. Energia Eólica em Ambiente Urbano e Construído. Junho de 2008

[57] Nuno Melo, Ricardo Prata. O Regime de Microgeração e a gestão da rede de distribuição –

Desafio e Visão EDP Distribuição. Junho de 2008

[58]Contadores de electricidade estão com os dias contados. Disponível em

http://www2.inescporto.pt/use/noticias-eventos/nos-na-imprensa/contadores-de-

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[59]EDP dá os primeiros passos para redes eléctricas inteligentes. Disponível em

http://www2.inescporto.pt/use/noticias-eventos/nos-na-imprensa/edp-da-primeiro-

passo-para-redes-electricas-inteligentes.html/. Acedido a 2 de Fevereiro de 2009

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