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UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ
SETOR DE TECNOLOGIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
ANDERSON PONCHAK DE ALVARENGA
GABRIELLE RODRIGUES GOULART ROSA
PROJETO DE SISTEMA DE GERAÇÃO DE ENERGIA
FOTOVOLTAICA CONECTADO À REDE ELÉTRICA E
INTEGRADO À EDIFICAÇÃO COMERCIAL
CURITIBA 2011
ANDERSON PONCHAK DE ALVARENGA
GABRIELLE RODRIGUES GOULART ROSA
PROJETO DE SISTEMA DE GERAÇÃO DE ENERGIA
FOTOVOLTAICA CONECTADO À REDE ELÉTRICA E
INTEGRADO À EDIFICAÇÃO COMERCIAL
Trabalho de Conclusão de Curso
de Engenharia Elétrica, apresentado para
obtenção de grau no curso de Engenharia
Elétrica da Universidade Federal do
Paraná.
Orientador: Professor Waldemiro Pedroso
Sobrinho
Co-Orientador: Dr. Noel Massinhan Levy
CURITIBA 2011
AGRADECIMENTOS
Agradecemos aos nossos familiares, em especial aos nossos pais, os quais sempre
nos apoiaram e orientaram na nossa formação. Assim como sempre se mantiveram
presentes em nossas vidas nos auxiliando e dando forças.
Ao nosso co-orientador Noel Massinhan Levy, que esteve sempre disposto a nos
orientar, encontrando tempo nas mais variadas situações para nos receber.
Ao professor Waldemiro Pedroso Sobrinho por ter confiado a nós e nos dado à
oportunidade do desenvolvimento do tema desse trabalho.
A todos que colaboraram para a realização de nossos objetivos.
RESUMO
A geração de energia elétrica através de sistemas fotovoltaicos conectados à rede
tem crescido rapidamente nos últimos anos. A cada ano têm sido mais discutido bem
como aumentado as tentativas de criar programas para inserir esse tipo de
tecnologia no Brasil. Esse trabalho visa projetar um sistema de geração de energia
fotovoltaica ligada à rede elétrica, para um edifício comercial na cidade de Curitiba,
focando atender seu consumo e injetar na rede o excedente de energia gerado.
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO .................................................................................................... 11
2 SISTEMAS DE ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA ............ ............................ 13
2.1 PANORAMA GERAL .......................................................................................... 13
3 RADIAÇÃO SOLAR - O SOL COMO FONTE DE ENERGIA ...... ...................... 16
3.1 GEOMETRIA ENTRE O SOL E TERRA ............................................................. 17
3.2 DISTRIBUIÇÃO DA RADIAÇÃO SOLAR ............................................................ 20
3.3 COMPONENTES DA RADIAÇÃO SOLAR ......................................................... 22
4 CÉLULAS FOTOVOLTAICAS ............................. .............................................. 24
4.1 PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO ................................................................... 25
4.2 EFICIÊNCIA ........................................................................................................ 27
4.3 CIRCUITO EQUIVALENTE ................................................................................. 28
4.4 CURVA CARACTERÍSTICA ............................................................................... 31
4.4.1 Influência das Resistências Série e Paralelo .................................................... 33
4.4.2 Influência da Radiação ..................................................................................... 34
4.4.3 Influência da Temperatura ................................................................................ 34
4.5 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS ..................................................................... 35
4.6 MATERIAIS PARA FABRICAÇÃO ...................................................................... 38
4.6.1 Silício Cristalino (c-Si) ....................................................................................... 39
4.6.1.1 Silício Monocristalino (m-Si) ......................................................................... 40
4.6.1.2 Silício Policristalino (p-Si) ............................................................................. 41
4.6.2 Silício Amorfo (a-Si) .......................................................................................... 41
4.6.3 Telureto de Cádmio (CdTe) .............................................................................. 43
4.6.4 Disseleneto de Cobre e Índio (CIS) .................................................................. 44
4.6.5 Comparação entre os materiais ........................................................................ 45
5 COMPONENTES DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE
ELÉTRICA .......................................... ...................................................................... 48
5.1 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS .......................................................................... 49
5.2 CAIXA DE JUNÇÃO GERAL, DIODOS DE BLOQUEIO E FUSÍVEIS ................ 51
5.3 INVERSORES .................................................................................................... 52
5.3.1 Conexão com os Módulos Fotovoltaicos .......................................................... 53
5.3.1.1 Inversor Central ............................................................................................ 54
5.3.1.1.1 Sistema com tensão inferior a 120V ........................................................... 54
5.3.1.1.2 Sistema com tensão superior a 120 V ........................................................ 54
5.3.1.2 Mestre-Escravo............................................................................................. 55
5.3.2 Cadeia de Módulos ........................................................................................... 56
5.3.3 Unidades integradas Inversor/Modulo .............................................................. 57
5.4 CABOS ............................................................................................................... 58
5.4.1 Cabos de Módulo ou de Fileira ......................................................................... 59
5.4.2 Cabo principal DC ............................................................................................. 59
5.4.3 Cabo de ligação AC .......................................................................................... 60
5.5 MATERIAL PARA INSTALAÇÃO ........................................................................ 60
5.6 INTERRUPTOR PRINCIPAL DC ........................................................................ 60
5.7 EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO AC .............................................................. 60
5.8 MEDIDORES ...................................................................................................... 61
6 ESTADO DA ARTE .................................... ........................................................ 62
6.1 MUNDO .............................................................................................................. 62
6.2 BRASIL ............................................................................................................... 69
7 PROJETO ........................................................................................................... 75
7.1 LOCAL E ÁREA DISPONÍVEL ............................................................................ 75
7.2 ESCOLHA DOS MÓDULOS ............................................................................... 78
7.3 VALIDAÇÃO DO PROJETO ............................................................................... 82
7.3.1 Determinação do local e inclusão dos dados meteorológicos .......................... 83
7.3.2 Determinação do ângulo ótimo e albedo .......................................................... 84
7.3.3 Desenho 3D do local e posicionamento dos módulos para determinação do sombreamento .......................................................................................................... 84
7.3.4 Escolha dos Inversores ..................................................................................... 86
7.3.5 Arranjo das ligações elétricas dos módulos fotovoltaicos ................................. 88
7.3.6 Simulação de todo o sistema ............................................................................ 90
8 ANÁLISE DOS RESULTADOS ............................ .............................................. 91
9 CONCLUSÃO ......................................... ............................................................ 97
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................ ............................................... 100
APÊNDICE A ........................................ .................................................................. 103
ANEXO I.................................................................................................................. 107
ANEXO II................................................................................................................. 117
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Ciclo de aproveitamento direto da energia do Sol .................................... 16
Figura 2 - Trajetória anual do Planeta Terra ao redor do Sol .................................... 18
Figura 3 - Definição dos ângulos de declinação solar e ângulo horário solar ........... 18
Figura 4 - Média anual de energia solar na superficie terretre entre os anos de 1983
e 2005 ....................................................................................................................... 21
Figura 5 - Irradiação diária num plano horizontal no Brasil ....................................... 21
Figura 6 - Diferentes tipos de radiação ..................................................................... 23
Figura 7 - Altura solar ................................................................................................ 23
Figura 8 - Principio de funcionamento de uma célula fotovoltaica ............................. 27
Figura 9 - Circuito equivalente e curva característica de uma célula não iluminada . 29
Figura 10 - Circuito equivalente e curva característica de uma célula iluminada ...... 30
Figura 11 - Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica ...................................... 31
Figura 12 - Curva característica de uma célula fotovoltaica ...................................... 32
Figura 13 - Módulos fotovoltaicos de Silício .............................................................. 40
Figura 14 - Estrutura em camadas de uma célula amorfa ......................................... 42
Figura 15 - Estrutura em camadas de uma célula de CdTe ...................................... 44
Figura 16 - Estrutura em camadas de uma célula de CIS ......................................... 45
Figura 17 - Ligação série ........................................................................................... 50
Figura 18 - Ligação paralelo ...................................................................................... 50
Figura 19 - Interligação em paralelo de módulos conectados em série .................... 50
Figura 20 - Inversor central para baixas tensões ...................................................... 54
Figura 21 - Inversor central para tensões elevadas .................................................. 55
Figura 22 - Configuração mestre-escravo ................................................................. 56
Figura 23 - Configuração cadeia de módulos ............................................................ 57
Figura 24 - Unidades integradas com módulo AC ..................................................... 58
Figura 25 - Localização geográfica do prédio comercial ........................................... 76
Figura 26 - Vista superior do prédio comercial .......................................................... 77
Figura 27 - Estrutura de Fixação ............................................................................... 78
Figura 28 - Distância entre módulos fotovoltaicos ..................................................... 79
Figura 29 - Área total ocupada por um módulo fotovoltaico ...................................... 80
Figura 30 - Comparativo entre 3 módulos de Silício .................................................. 81
Figura 31 - Tela do software PVSyst ......................................................................... 83
Figura 32 - Simulação da angulação ótima (PVSyst) ................................................ 84
Figura 33 - Posicionamento dos módulos fotovoltaicos na edificação ...................... 85
Figura 34 - Ganhos e perdas do sistema .................................................................. 94
LISTA DE GRÁFICOS
Gráfico 1 - Percentual de instalações fotovoltaicas no mundo .................................. 14
Gráfico 2 - Potência instalada de células fotovoltaicas no mundo (MW) ................... 15
Gráfico 3 - Influência da resistência série ................................................................. 33
Gráfico 4 - Influência da resistência paralelo............................................................. 33
Gráfico 5 - Variação da curva característica em função da radiação ........................ 34
Gráfico 6 - Variação da curva característica em função da temperatura ................... 35
Gráfico 7- Crescimento da potência acumulada instalada em todo o mundo ........... 63
Gráfico 8 - Irradiação média de Curitiba .................................................................... 83
Gráfico 9 - Proporção normalizada entre energia útil e perdas ................................. 92
Gráfico 10 - Fator de qualidade do sistema .............................................................. 93
Gráfico 11 - Energia gerada mensalmente ................................................................ 95
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Comparação entre células fotovoltaicas de diferentes materiais ............. 47
Tabela 2 - Potência instalada anualmente [MW] ....................................................... 64
Tabela 3 - Sistemas fotovoltaicos conectados à rede no Brasil ................................ 71
Tabela 4 - Resumo dos inversores ............................................................................ 88
Tabela 5 - Resumo das ligações elétricas dos módulos ........................................... 90
Tabela 6 - Valores mensais de irradiação e temperatura .......................................... 92
Tabela 7 - Energia gerada mensalmente .................................................................. 95
Tabela 8 - Comparativo entre energia produzida e energia consumida .................... 96
11
1 INTRODUÇÃO
A utilização da energia solar no Brasil como fonte de energia elétrica ainda
não é muito comum. Atribui-se a isso o fato de que, por não existirem indústrias
nacionais de equipamentos, o custo de implementação desses sistemas possui um
preço elevado. Além disso, a abundância do aproveitamento hídrico do País gera
uma falta de conscientização na busca por fontes alternativas de energia tanto da
população quanto do governo por não criar incentivos fiscais para gerar interesse
das pessoas.
Em países que possuem dificuldade na obtenção de recursos para a
produção de energia é comum o incentivo do governo para produtores autônomos
de energia utilizando fontes renováveis. Mundialmente existem dois tipos de
legislação que regem os sistemas fotovoltaicos conectados à rede: Net-meteering e
Feed-In. No primeiro caso, a compra da energia excedente injetada na rede é
garantida pela concessionária de energia, porém por menor ou igual ao que é pago
pelo consumidor. No segundo caso, toda a energia produzida é injetada na rede e
comprada pela concessionária por um preço maior, chamada de tarifa Premium.
No Brasil ainda não existe legislação específica para o uso da energia
fotovoltaica interligada com a rede elétrica, sendo que as legislações que estão em
vigor não previam ainda o uso dessa tecnologia. Os sistemas fotovoltaicos
instalados na rede hoje em dia se encaixam como Autoprodutores (AP) ou
Produtores Independentes de Energia (PIE), estando sujeitos às mesmas leis que
produtores de energia por meio de outras fontes.
Porém, a energia solar não apresenta apenas desvantagens, o Brasil possui
um grande potencial solar e uma abundância de Silício para fabricação de células.
Para o aproveitamento do material nacional existente, está sendo desenvolvido pela
Universidade Federal do Rio Grande do Sul um projeto de indústria piloto para
fabricação nacional de módulos fotovoltaicos de Silício. Espalhados pelo País
existem algumas plantas experimentais de sistemas fotovoltaicos conectados à rede
elétrica no país que serviram como exemplo para a construção de 3 sistemas desse
tipo, o primeiro deles em Tauá - Ceará finalizado no ano de 2011 com uma potência
12
instalada de 1MW, prevendo para o ano seguinte uma ampliação dessa capacidade.
Os outros dois sistemas estão previstos para entrarem em funcionamento em 2012,
um deles em Sete Lagoas – Minas Gerais e o outro em Florianópolis – Santa
Catarina, com uma capacidade de 3MW e 1MW respectivamente de potencia
instalada.
Os sistemas de Minas Gerais e Ceará são usinas centralizadas, ao contrário
do de Santa Catarina, o qual é um projeto fotovoltaico integrado a edificação da
sede da ELETROSUL, com o objetivo de injetar na rede toda a energia produzida e
comercializá-la juntamente com um Selo Verde. A utilização da geração distribuída
(GD) é uma forma descentralizada de produção de energia, a qual é realizada junto
ou próximo aos consumidores, independentemente da potência, tecnologia e fonte
de energia. Ela tem vantagem sobre a geração central, pois economiza
investimentos em transmissão bem como minimiza as perdas nos sistemas de
transmissão e distribuição, melhorando a estabilidade do serviço de energia elétrica.
Essa modalidade de geração torna possível obter-se uma maior eficiência
energética; além da vantagem de não ocupar áreas muito extensas.
O presente trabalho tem como objetivo principal demonstrar a elaboração de
um projeto de geração distribuída de energia elétrica integrado à edificação de um
prédio comercial, utilizando a energia solar como fonte renovável. Para a validação
do projeto foi realizada sua simulação com o software PVSyst, resultando em um
sistema capaz de produzir 612 MWh/ano, o que é suficiente para alimentar toda a
demanda mensal de energia elétrica do local instalado.
A seguir será descrito todo o embasamento teórico, bem como o
detalhamento passo a passo da elaboração do projeto seguido da análise dos
resultados da simulação.
13
2 SISTEMAS DE ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA
Pode-se definir o efeito fotovoltaico (observado por Edmond Bequerel em
1839) como sendo a transformação direta da luz em energia elétrica, ou seja, é o
surgimento de uma diferença de potencial nas extremidades de um determinado
material após a incidência de luz sobre o mesmo. Para que isso aconteça, o principal
elemento de um sistema fotovoltaico é a célula fotovoltaica, a qual pode ser
fabricada com diversos materiais como será visto posteriormente. Devido à tensão
de valor muito baixo fornecida por cada célula e a pouca espessura, o que a torna
muito frágil, é necessário o agrupamento das mesmas, formando um módulo, os
quais interligados dão origem aos painéis.
Um sistema fotovoltaico é composto por vários painéis e pode ser dividido em
três categorias distintas: autônomos, híbridos e conectados à rede. O primeiro é
dimensionado baseado na quantidade de energia que o consumidor necessita.
Como o consumo, na maioria das vezes, não ocorrerá ao mesmo tempo em que a
geração de energia, esse tipo de sistema exige que se tenha um sistema de
armazenamento (baterias). Caso apenas o sistema fotovoltaico não seja capaz de
suprir as necessidades energéticas do consumidor e haja a necessidade de apoio de
outros meios de produção de energia, o sistema é chamado de híbrido. Já o último
caso, que é o foco deste projeto, os painéis fotovoltaicos serão conectados à rede
elétrica através de inversores, fazendo com que a energia gerada possa ser nela
injetada.
2.1 PANORAMA GERAL
A partir da criação de incentivos fiscais e financeiros para instalação de
sistemas fotovoltaicos, no Japão e em alguns países da Europa o uso desse tipo de
sistema apresentou um alto índice de crescimento. No Brasil o recurso solar médio
existente é muito superior a países como os citados acima, tendo uma soma anual
da radiação solar diária que incide em um plano horizontal em torno de 1500 a 2500
kWh/m² (Rüther, Bueno Pereira, Ramos Martins, & Luna de Abreu, 2006),
comparados com índices de Alemanha (900 a 1250 kWh/m²), Espanha (1200 a 1850
14
kWh/m²) (Satel Light, 2005) entre outros países com também ampla potência
instalada. Assim, o Brasil possui um potencial de geração muito maior. Mesmo
possuindo esse alto potencial em energia solar, o Brasil tem uma pequena parcela
de sistemas instalados, comparados com outros países. Abaixo no Gráfico 1, pode-
se observar a proporção de instalações fotovoltaicas entre os países no mundo.
Gráfico 1 - Percentual de instalações fotovoltaicas no mundo Fonte: Global Status Report
No século passado, com a grande crise energética mundial da década de
1970, a sociedade começou a se deparar com a necessidade de procurar soluções
em fontes de energia alternativas às fósseis. A partir desse momento grandes
esforços foram aplicados buscando o aproveitamento de outras formas de energia,
como por exemplo, a solar. Esse tipo de energia que até a década de 60 era apenas
utilizada em satélites começou a ser aplicada também em locais remotos, onde não
havia rede elétrica, sendo uma solução de evitar a necessidade de extensão de
linhas e reforços de rede. Durante vinte anos esse tipo de sistema de geração foi em
sua quase totalidade explorado em instalações isoladas. A partir da década de 90,
em países desenvolvidos, houve um grande crescimento de sistemas de energia
solar fotovoltaica conectados à rede elétrica, sendo uma opção para residências e
prédios comerciais, isso principalmente motivado pela tentativa de reduzir a
dependência da sociedade de combustíveis fósseis, alertados por mudanças
climáticas significativas, em especial com a intensificação do efeito estufa na
atmosfera.
15
Em 1979 no Brasil iniciou-se a fabricação de módulos e sistemas fotovoltaicos
com células importadas da Solarex. Em 1980 foi criada a Heliodinâmica que
começou a fabricar tarugos de Si, e pouco depois em 82 também lâminas de Silício.
Mas o mercado começou a crescer mesmo a partir de 1992 quando foram
quebradas barreiras alfandegárias e começou-se a importar módulos fotovoltaicos
com preços mais baixos, principalmente da Siemens e da Solarex.
Mais recentemente, a indústria fotovoltaica tem apresentado um crescimento
percentual considerável. Em 1997 houve um grande crescimento, sendo o maior até
aquele momento, principalmente devido a programas e projetos desenvolvidos em
países como o Japão, Holanda, Alemanha entre outros. Empresas responsáveis
pela produção de células e módulos fotovoltaicos buscam hoje um nicho de mercado
que possibilite uma expansão na produção para que ocorram investimentos e o
aumento da produção, assim reduzindo os custos finais. Os sistemas interligados na
rede, tanto em residências quanto em edifícios comerciais são hoje em dia o
principal mercado dessas empresas. Mesmo que em termos absolutos a produção
não seja tão significativa, seu aumento proporcional vem sendo visto por empresas
como bastante promissor, despertando grande interesse de investimentos nessa
área.
No Gráfico 2 pode-se observar o crescimento proporcional de sistemas
fotovoltaicos instalados no mundo nos últimos 15 anos. É possível ver um grande
crescimento na potência instalada nos últimos 3 anos (2007-2010), crescendo
aproximadamente em 4 vezes a potência instalada.
Gráfico 2 - Potência instalada de células fotovolta icas no mundo (MW) Fonte: Global Status Report
16
3 RADIAÇÃO SOLAR - O SOL COMO FONTE DE ENERGIA
Atualmente o aproveitamento da energia gerada pelo sol, sendo como fonte
de calor ou de luz, é uma das alternativas mais promissoras como opção à fontes
convencionais de energia. Nesse momento vale considerar que o Sol é responsável
pela origem de praticamente todas as outras fontes de energia, quer dizer, a maioria
das fontes de energia são derivadas da energia do sol. Como por exemplo, as
hidrelétricas que funcionam através do princípio do ciclo das águas, que se dá
origem através da evaporação da água através do calor vindo do Sol, o petróleo,
carvão e o gás natural são gerados a partir de resíduos existentes de animais e
plantas que originalmente adquiriram energia através da radiação solar, entre outras
fontes de energia.
Abaixo é possível ver através da figura o esquema do ciclo de aproveitamento
direto da energia do Sol.
Figura 1 - Ciclo de aproveitamento direto da energi a do Sol Fonte: Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos
A energia da radiação solar vem do centro do Sol que através da fusão
transforma núcleos de Hidrogênio em núcleos de Hélio, através do processo químico
parte dessa massa é transformada em energia. Pode-se comparar dessa maneira o
Sol à um grande reator de fusão, que emite um total de energia a nível de superfície
terrestre cerca de dez mil vezes o valor da demanda mundial de energia. Dessa
maneira ter-se-ia que utilizar algo em torno de apenas 0,01% do total de energia
solar para satisfazer toda a procura energética mundial.
17
Porém, nem toda essa energia pode ser absorvida, fenômenos afetam a
radiação solar no seu percurso através da atmosfera, e esse cria o principal
problema para poder quantificar o potencial energético. É através de dois principais
fenômenos que a radiação solar é influenciada, sendo eles a geometria entre o Sol e
a Terra, e os fatores meteorológicos, atenuando o total de energia solar que poderia
chegar à superfície terrestre.
3.1 GEOMETRIA ENTRE O SOL E TERRA
O planeta Terra traça através de uma trajetória elíptica o seu movimento
anual em torno do Sol, sendo que o Sol esta situado em um dos focos da elipse. A
Terra descreve um plano, em relação ao plano equatorial, inclinado em
aproximadamente 23,5º. Essa inclinação causa a variação da elevação do Sol no
horizonte em relação à mesma hora, ao longo do ano.
Em função da trajetória da Terra entorno do Sol ser elíptica, ao decorrer do
ano a distância entre ambos irá variar. Os valores da distância ficam entre 1,47 x 108
km e 1,52 x 108 km e dessa maneira varia também a irradiância solar, entre 1.325
W/m2 e 1.412 W/m2 (Comissão Européia, 2004). Dados da WMO (World
Meteorological Organization) indicam 1367 W/m² como o valor médio da irradiância
solar, determinada como constante solar (Eo). Essa variação na distância entre a
Terra e Sol determina as diferentes estações do ano, assim como a inclinação da
Terra produz as estações inversas num determinado momento do ano entre o
hemisfério sul e o hemisfério norte da terra. Na Figura 2 é ilustrada a trajetória da
Terra ao redor do Sol, sendo possível observar as diferentes estações durante o ano
para o Hemisfério Sul.
Também em função da trajetória elíptica da Terra ao redor do Sol observa-se
dias mais longos ou mais curtos durante o ano. A duração dos dias é máxima no
solstício de Verão e mínima no solstício de Inverno, já na Primavera e Outono tem-
se uma duração média igual entre dias e noites.
18
Figura 2 - Trajetória anual do Planeta Terra ao red or do Sol Fonte: Visual Dictionary Online
A localização do Sol observada no céu pode ser definida através de relações
geométricas, como a declinação solar e o ângulo horário solar como pode ser visto
na Figura 3 abaixo.
Figura 3 - Definição dos ângulos de declinação sola r e ângulo horário solar Fonte: NBR 10899
19
Existem outras variáveis as quais também ajudam definir a posição solar e
são de grande utilidade em projetos para a otimização da captação de energia solar.
Essas relações geométricas são definidas aqui no Brasil através da norma ABNT -
NBR 10899 – Energia Solar Fotovoltaica – Terminologia, de 2006, onde entre outros
ângulos importantes, define como sendo:
• Ângulo de incidência: ângulo entre o raio solar incidente (direção do sol) e a
normal à superfície da célula ou do módulo, simbolizado por “θ”.
• Ângulo azimutal do Sol: ângulo entre o norte geográfico e a projeção do raio
solar (direção do sol) no plano horizontal, simbolizado por “γs”, com faixa de
variação - 180° ≤ γs ≤ + 180° e, por convenção, positivo no sentido leste com
norte igual a 0°.
• Elevação ou altura solar: ângulo de vértice no observador, formado pelas
semi-retas definidas pela direção do Sol e a projeção da direção do sol no
plano horizontal, simbolizada por “α”.
Para obter o máximo de captação dos raios solares no Hemisfério Sul, em
função da declinação solar, é necessário orientar o sistema de captação na direção
do Norte Geográfico, recebendo o maior tempo possível a luz do Sol ao longo do
dia. Do mesmo modo, a quantidade de radiação solar absorvida durante um dia é
maior numa área que esteja perpendicular em relação aos raios solares do que em
uma área sempre horizontal, logo em sistemas fotovoltaicos é conveniente inclinar o
módulo em relação à superfície, de modo que o ângulo de incidência dos raios
solares com relação aos módulos chegue o mais próximo de um ângulo reto durante
a maior quantidade de tempo possível. Sendo aqui no Hemisfério Sul a inclinação
ótima para uma maior captação da radiação solar em torno do valor do ângulo da
latitude do local. Portanto, a construção de instalações solares em telhados
inclinados com ângulos diferentes do ótimo resulta numa menor produção de
energia, devido à redução da radiação absorvida.
20
3.2 DISTRIBUIÇÃO DA RADIAÇÃO SOLAR
A radiação solar é um fenômeno eletromagnético, onde a potência de um
feixe luminoso de onda é descrito como fluxo de fótons. Esse fluxo de fótons possui
uma potência unitária igual a hf, onde h é a Constante de Planck e f é a freqüência
da onda eletromagnética do fluxo.
A radiação solar é mensurada através da irradiância solar, que determina a
intensidade da radiação solar que atinge uma determinada área, normalmente 1 m².
Outra maneira de se analisar a radiação solar é através da irradiância em um
determinado tempo, medido normalmente em kWh/m², e chamado de irradiação
solar. O processo de medição dessa energia pode ser feito através de diferentes
instrumentos, onde os mais comuns são os piranômetros e o actinógrafos que
medem a irradiação, heliógrafos que medem o número de horas de insolação e os
piroheliômetros, que mede a radiação direta incidente. Os instrumentos de medição
são baseados em sensores tipo termopilhas, fotocélulas ou pares bi-metálicos.
Sendo que equipamentos que utilizam fotocélulas como sensores possuem um custo
menor, porém tem a desvantagem de possuírem uma resposta espectral não
adequada dependendo da necessidade dos dados.
A energia solar quando atinge algum material pode ser absorvida, refletida ou
ainda refratada. Sendo que é através do fenômeno de absorção das ondas que se
fundamentam os processos de termoconversão e fotoconversão. A radiação solar,
antes de chegar à superfície, ainda na atmosfera, também sofre esses fenômenos
ondulatórios, sendo que essa energia pode ser reduzida tanto por reflexão
atmosférica, quanto na absorção pelas moléculas da atmosfera, (Dióxido de
Carbono, vapor de água, Ozônio, Oxigênio), além da dispersão de Mie, por
partículas de pó e poluição no ar, e a dispersão de Rayleigh, tipo molecular.
O parâmetro da irradiação varia significativamente conforme cada região do
Planeta. Na Figura 4 é possível observar a diferença da radiação solar incidente
entre o Brasil e a Europa, região a qual, como comentado anteriormente possui
ampla capacidade instalada de sistemas fotovoltaicos.
21
Figura 4 - Média anual de energia solar na superfic ie terretre entre os anos de 1983 e 2005 Fonte: NASA World Solar Map (Modificada)
Uma análise da irradiação anual é essencial para a elaboração de um projeto
fotovoltaico, tendo em conta o possível aproveitamento solar. Para ilustrar essa
idéia, na Figura 5 é apresentado a média da irradiação diária num plano horizontal
no Brasil.
Figura 5 - Irradiação diária num plano horizontal n o Brasil Fonte: Atlas Brasileiro de Energia Solar
22
Sendo que é a partir dos dados obtidos com os mapas de irradiação solar de
um determinado local que é possível calcular a quantidade de energia que um
sistema fotovoltaico pode gerar ao longo de um ano.
3.3 COMPONENTES DA RADIAÇÃO SOLAR
Como comentado anteriormente, a fração de energia que atinge o solo não é
a mesma que atinge a atmosfera terrestre. A energia que chega ao solo é composta
por uma componente difusa, uma componente direta e ainda em certos casos uma
componente refletida.
A radiação direta chega ao solo sem sofrer interferências no caminho, sua
direção varia conforme a direção do Sol. Esse tipo de radiação, como o próprio
nome já sugere, causa sombras bem definidas em qualquer objeto. Ao contrário da
radiação direta, a radiação difusa não possui uma direção definida, ela depende da
nebulosidade e se dá através da dispersão da radiação que vem do Sol. A terceira
componente se dá pela reflexão produzida pelo ambiente entorno da superfície
receptora, como o solo, obstáculos, a vegetação, rochas, etc. Essa componente é
definida por um coeficiente de reflexão denominado albedo, o qual varia conforme a
composição do entorno da superfície receptora, sendo que quanto maior o albedo,
maior será a reflexão da luz do Sol, por exemplo, um solo coberto por neve possui
um albedo maior do que o coeficiente de reflexão de um asfalto de uma estrada.
Nos dias de céu limpo, a componente da radiação direta prevalece. No
entanto, em dias nublados, especialmente no Inverno, a radiação é quase que
completamente composta pela componente difusa.
23
Figura 6 - Diferentes tipos de radiação Fonte: Site energiasrenováveis.com (Modificada)
Considerando que a luz solar varia conforme a altura solar (Figura 7) e por
conseqüência varia também a irradiância solar, é interessante destacar que a luz
solar realiza um trajeto mais curto através da atmosfera quando a posição solar é
perpendicular à superfície terrestre. Logo, quando o ângulo de incidência do Sol for
menor, a trajetória do Sol através da atmosfera é mais longa. Sendo assim, com um
ângulo de incidência solar menor existirá uma maior difusão da radiação solar assim
como absorção na atmosfera, implicando em uma menor irradiância solar. Esse
fenômeno é bem observado no valor da irradiação no verão comparado com o
inverno.
Figura 7 - Altura solar
Fonte: eletrônica-pt.com
24
4 CÉLULAS FOTOVOLTAICAS
As células fotovoltaicas são o principal elemento de sistemas de energia solar
cuja conversão da energia solar em energia elétrica é obtida utilizando-se material
semicondutor como elemento transformador. Semicondutores são materiais cuja
condutividade elétrica é intermediária entre um condutor e um isolante. Essa
propriedade pode variar de acordo com a temperatura, exposição à radiações
eletromagnéticas ou adição de impurezas, processo chamado de dopagem, que
nada mais é do que a adição de impurezas (átomos de outro material) à sua
estrutura.
Portanto, para que o semicondutor se transforme em uma célula fotovoltaica é
necessária a realização de um processo que envolve, primeiramente, a purificação
do material, pois para aplicações fotovoltaicas o mesmo deve ser o mais puro
possível, seguido do processo de dopagem. Como explicado acima, a adição de
impurezas altera a característica inicial dos semicondutores, ou seja, quando o
material é dopado os átomos adicionais mudam o balanço do elemento químico,
sendo adicionando elétrons livres ou criando buracos onde os elétrons podem se
movimentar, fazendo com que o material se torne mais condutivo e o efeito
fotovoltaico se torne possível.
Após a dopagem, o semicondutor pode ser classificado como um material tipo
N ou tipo P. No primeiro caso, a dopagem ocorre com a adição de um elemento que
resulta em um número excedente de cargas negativas (elétrons) e, no segundo, um
excedente de cargas positivas (buracos).
Separadamente, cada semicondutor dopado não é capaz de produzir energia
por si só, sendo eletricamente neutro. Porém, ao serem unidos formarão a região P-
N, que resulta em um campo elétrico devido aos elétrons livres do material tipo N
ocuparem os vazios da estrutura do material tipo P. O principio de funcionamento de
uma célula fotovoltaica baseia-se nessa junção PN e será detalhado a seguir.
25
4.1 PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO
Para entender o funcionamento de uma célula solar é necessário recapitular
sobre a matéria em geral. A matéria é composta por elétrons, os quais estão
distribuídos em bandas permitidas e proibidas. A distância que separa essas bandas
é denominada band gap e é a quantidade de energia deste espaço que distingue os
semicondutores dos condutores e dos isolantes. Para um material semicondutor a
energia necessária corresponde a 1 eV (eletro-volt) e para um isolante é dezenas de
vezes maior.
No caso de uma célula fotovoltaica, na qual os semicondutores são utilizados
como material principal, é necessário que os elétrons da banda permitida recebam
uma energia e passem para a banda proibida para que seja possível a condução e
consequentemente o efeito fotovoltaico. Essa energia necessária é proveniente da
energia do fóton, denominada quantum, a qual pode ser definida como o produto da
constante de Planck ( h=6,6252 x 10-34 Js) pela freqüência da radiação (f), ou seja,
E = hf. A freqüência pode ser definida como a relação entre a velocidade da luz (c)
pelo comprimento de onda (λ) em [nm], fazendo com que a energia do fóton possa
ser definida como:
[ ]Jhc
Eλ
= [1]
[ ]eVEλ
1240= [2]
Antes de a célula fotovoltaica ser iluminada, sua junção PN está em equilíbrio
elétrico, pois como a região N fica com uma alta concentração de elétrons livres
ocorre, por difusão, uma migração de elétrons desta região para a região P, ao
mesmo tempo em que lacunas da região P migram para a região N. Essa
movimentação de cargas é limitada pelo surgimento na região da junção de um
campo elétrico que se opõe à difusão original, causado justamente pela ausência
daquelas cargas que trocaram de lado. Em outras palavras, esse campo elétrico é
26
conseqüência da concentração de elétrons no lado P e de lacunas no lado N da
fronteira entre as duas regiões. Desta forma a corrente associada à difusão
compensa a corrente causada pelo campo elétrico e o cristal chega a um estado de
equilíbrio elétrico.
Quando a luz, em forma de fótons, atinge a célula solar, uma quantidade dela
é absorvida pelo material semicondutor, ou seja, a energia da luz absorvida é
transferida para o semicondutor. Essa energia será absorvida caso a mesma seja
superior à energia da banda proibida (hv > Eg). Após ser absorvida, os elétrons da
camada de valência poderão absorvê-la e passarão para a banda de condução,
formando assim um par elétron-lacuna. O campo elétrico descrito acima faz com que
o elétron seja acelerado para a região N, ao mesmo tempo em que a lacuna é
atraída para a região P. Quanto mais fótons atingirem os elétrons da junção, mais
pares elétron-lacuna serão formados e separados pelo campo elétrico. Ocorre assim
um desequilíbrio nas correntes da junção, que transferem uma tensão aos terminais
do dispositivo. Os elétrons fotogerados estarão disponíveis na camada N e deverão
ser coletados para que uma corrente elétrica seja gerada. Para que isso aconteça,
deve existir um caminho externo formado por dois eletrodos, um em cada camada,
fazendo com que os elétrons fluam da camada N para a P, criando um fluxo de
corrente continuamente.
O eletrodo superior (Camada N – Pólo Negativo) é em formato de grade
metálica, cuja função é coletar os elétrons fotogerados. É importante essa parte
frontal seja a mais translúcida possível. Já na parte posterior existe um contato
metálico cuja função é retornar os elétrons que deixaram a superfície frontal
(Camada P – Pólo Positivo).
A célula fotovoltaica não armazena a energia elétrica gerada, apenas mantém
um fluxo de elétrons (corrente elétrica) através do condutor externo descrito acima, e
esse fluxo manter-se-á enquanto houver luz incidindo sobre a célula. A intensidade
da corrente elétrica gerada variará na mesma proporção conforme a intensidade da
luz incidente.
27
Figura 8 - Principio de funcionamento de uma célula fotovoltaica Fonte: Site deutschbp.de (Modificado)
4.2 EFICIÊNCIA
A eficiência da célula (ƞ) pode ser definida como a relação da potência útil
pela radiação total, que ao atingir a célula não será convertida integralmente devido
a perdas por reflexão, convecção, radiação e condução de calor.
No caso de perdas devido a radiação, a célula pode ter sua eficiência alterada
devido a dois fatores: nem toda a radiação que atingir a célula fotovoltaica será
convertida em energia elétrica, assim como nem toda a radiação que incidir sobre a
região geográfica onde a célula está localizada atingirá a célula. No primeiro caso, a
absorção de determinadas faixas de radiação variam de acordo com o tipo de
material utilizado na fabricação. Já no segundo caso, a inclinação e orientação são
os responsáveis por otimizar o sistema para que a radiação seja aproveitada da
melhor forma, aumentando a eficiência da célula. Além disso, também é possível
que mesmo os elétrons que foram excitados não sejam coletados pelos contatos
metálicos entre a região N e P e não contribuam para a corrente que fluirá através
deles.
28
Além da radiação, outro fator determinante relativo à eficiência das células é a
temperatura das mesmas. Um aumento da temperatura pode ser prejudicial para o
rendimento da célula, e pode ser gerado de diversas maneiras.
Uma delas acontece através da energia excedente dos fótons, caso as
mesmas sejam superiores à energia do gap, sendo assim transformadas em calor.
Outra possibilidade é quando a célula atua como uma carga, devido ao
sombreamento parcial da mesma, resultando em um aumento de temperatura e
possível destruição da mesma. Esse efeito é chamado de hot spot, o qual através da
utilização de diodos bypass pode ser evitado. Porém a utilização desse tipo de
diodos leva a uma queda de rendimento.
Os sombreamentos parciais também podem afetar o rendimento das células
de outra maneira. Considerando que as células são conectadas em série para
formar um módulo, quando um módulo é submetido a um sombreamento parcial o
rendimento do mesmo estará prejudicado, já que a potência de operação é
determinada pela célula sobre a qual incidir a menor quantidade de radiação.
Além dos fatores citados acima, resistências dos condutores e a limpeza dos
painéis também são determinantes para a eficiência do sistema.
4.3 CIRCUITO EQUIVALENTE
As células fotovoltaicas podem ser consideradas como um diodo em um
circuito equivalente já que apresentam características elétricas semelhantes e
principio de funcionamento baseado no movimento de cargas através de uma junção
PN.
Considerando essa equivalência, quando a célula não esta sendo iluminada,
a corrente que flui na sua junção pn pode ser definida como a corrente de um diodo:
10
−= kT
qU
D II [3]
29
Sendo:
I0: Corrente de Saturação
q: Carga Atômica
U: Tensão
k: Constante de Boltzmann
T: Temperatura [K]
Figura 9 - Circuito equivalente e curva característ ica de uma célula não iluminada Fonte: Energia Fotovoltaica - Manual Sobre Tecnologias, Projetos e Instalações
No caso do esquema ilustrado na Figura 9, a corrente nos terminais da célula
fotovoltaica (I), seria o inverso da corrente do diodo (ID).
Quando a célula fotovoltaica é iluminada, acrescenta-se ao circuito
equivalente uma fonte de corrente em paralelo com o diodo, que corresponde à
corrente gerada, chamada de fotocorrente (Iph), resultante da excitação dos elétrons
através da energia dos fótons, consequente deslocamento para a banda de
condução e coleta através de contatos metálicos entre as camadas n e p da célula.
O valor dessa corrente pode ser definido como:
DPH III −= [4]
ECI CPH ×= 0 [5]
30
Sendo:
Iph: Fotocorrente
Co: Coeficiente da Fotocorrente [m2/V]
E: Irradiância Solar [W/m2]
Figura 10 - Circuito equivalente e curva caracterís tica de uma célula iluminada Fonte: Energia Fotovoltaica - Manual Sobre Tecnologias, Projetos e Instalações
Pode-se observar na Figura 10, que a curva em azul representa a curva
característica do diodo, ou seja, também é a curva da célula fotovoltaica enquanto
não estiver iluminada. Ao ser iluminada, ocorre o deslocamento da curva devido ao
aparecimento da fotocorrente, curva em vermelho. Essa curva quando rebatida para
o primeiro quadrante representa a curva característica das células fotovoltaicas.
Para finalizar o circuito equivalente padrão das células fotovoltaicas é
necessário adicionar a ele resistências em série e em paralelo. A primeira é
resultante da queda de tensão gerada quando os elétrons passam do semicondutor
para os contatos elétricos, já a segunda representa a corrente de fuga inversa.
Quando a resistência em paralelo apresenta valores muito baixos cria-se um
caminho alternativo para Iph, diminuindo consequentemente a corrente que fluirá pela
junção pn, sendo o ideal que essa resistência tendesse ao infinito. Já para a
resistência série, quando menor o seu valor, melhor. Portanto a equação final que
descreve o circuito equivalente das células fotovoltaicas é:
31
PDPH IIII −−= [6]
( )P
S
P
DP R
IRU
R
UI
×+== [7]
Onde:
IP: Corrente do Resistor Paralelo
UD: Tensão sobre o Diodo
RP: Resistência Paralelo
RS: Resistência Série
Figura 11 - Circuito equivalente de uma célula foto voltaica Fonte: Energia Fotovoltaica - Manual Sobre Tecnologias, Projetos e Instalações
4.4 CURVA CARACTERÍSTICA
Como visto anteriormente, a curva característica de uma célula fotovoltaica é
equivalente a curva de um diodo. Para fins comerciais, a parte da curva que importa
é a parte em que a célula está produzindo corrente, representada na Figura 10 no 4º
Quadrante. Por convenção, essa parte da curva é então rebatida para o 1º
Quadrante e utilizada como um bom comparativo entre células e módulos solares
desde que sob condições padrões.
Portanto, as Condições de Teste Standart (STC) foram criadas com o objetivo
de padronizar as condições para testes e obtenção da curva característica de células
32
e módulos fotovoltaicos. De acordo com a norma NBR 10899 – 2006 as condições-
padrão de referência para ensaios são:
• Temperatura de junção da célula em 25ºC;
• Irradiância Total de 1000 W/m2 normal à superfície do ensaio;
• Espectro de luz com uma massa de ar AM=1,5.
O procedimento para registro da curva característica de células fotovoltaicas
inicia-se quando a mesma está iluminada, porém sem nenhuma carga conectada em
seus terminais. Ao curtocircuitar os terminais, a fotocorrente produzida através da
exposição à iluminação fluirá através da resistência zero do curto-circuito. Essa
corrente é denominada corrente de curto-circuito (Isc) e corresponde ao maior valor
de corrente que o gerador solar é capaz de produzir. Ao introduzir uma carga em
seus terminais, a fotocorrente fluirá por essa resistência, chamada resistência de
carga. Conforme o valor da carga for aumentado, a corrente nos terminais irá se
manter praticamente constante enquanto a tensão sofrerá um aumento. Essa
situação irá se manter até o momento em que a corrente começar a se dividir entre a
carga e o diodo, fazendo com que o valor da corrente e tensão diminuam até o
momento em que toda a corrente flua através do diodo. Nesse ponto a resistência
nos terminais da célula é tão grande que pode ser aproximado como um circuito
aberto e pode-se então obter o valor da tensão de circuito aberto da célula.
Figura 12 - Curva característica de uma célula foto voltaica
33
Além dos pontos da curva característica que representam a corrente de curto-
circuito e a tensão de circuito aberto, pode-se observar outro ponto destacado na
Figura 11: o MPP, ponto de máxima potência. É nesse ponto que a célula
fotovoltaica irá operar à máxima potência, e para que isso aconteça existe somente
uma combinação de corrente e tensão capaz de proporcionar a operação do sistema
nesse ponto. O produto da corrente pela tensão ao longo da curva irá gerar uma
curva correspondente à potência gerada pela célula fotovoltaica em uma
determinada condição de operação. Portanto, a partir da curva característica podem
ser obtidos cinco parâmetros (Isc, Uoc, Vmp, Imp, Pm) que caracterizam a célula ou
o módulo sob uma determinada condição de radiação, temperatura e massa de ar.
Normalmente os fabricantes fornecem a curva característica e seus
parâmetros de acordo com as Condições de Teste Standart, porém é importante
lembram que esses valores não são constantes e podem ser influenciados por
fatores como: resistências, temperatura e radiação.
4.4.1 Influência das Resistências Série e Paralelo
Como visto no Item 4.3, o circuito equivalente das células fotovoltaicas inclui
uma resistência série e paralela, cuja variação ôhmica poderá influenciar a curva
característica de acordo com as figuras abaixo.
Gráfico 3 - Influência da resistência série Fonte: Desenvolvimento de um Sistema de
Ensaio de Módulos Fotovoltaicos
Gráfico 4 - Influência da resistência paralelo Fonte: Desenvolvimento de um Sistema de
Ensaio de Módulos Fotovoltaicos
34
Os valores de resistência não variam com as condições ambientes, mas sim
dependem principalmente de características do próprio módulo, como contatos
metálicos, revestimento e possíveis falhas no material decorrente dos processos de
fabricação. Quanto mais a resistência série se aproximar de zero e a paralela tender
ao infinito, maior será a proximidade da curva característica com a sua forma
padrão.
4.4.2 Influência da Radiação
A radiação é um fenômeno ambiental que pode influenciar o funcionamento
de uma célula principalmente no fator corrente. A intensidade da corrente varia
proporcionalmente de acordo com os níveis de radiação, já a tensão de MPP
permanece praticamente constante, como observado no gráfico 5.
A diminuição nos níveis de radiação provoca uma queda na corrente, fazendo
com que a potência entregue também diminua. Portanto, quanto maior a radiação,
melhor será o aproveitamento das células solares.
Gráfico 5 - Variação da curva característica em fun ção da radiação Fonte: Desenvolvimento de um Sistema de Ensaio de Módulos Fotovoltaicos
4.4.3 Influência da Temperatura
É comum confundir a relação que a radiação e a temperatura tem com a
potência entregue pela célula solar, achando que quanto mais Sol incidir sobre a
35
célula e maior a temperatura ambiente melhor. Porém, enquanto um aumento na
radiação representa uma maior corrente e uma tensão praticamente constante, um
aumento na temperatura faz com que a corrente sofra um leve incremento e a
tensão diminua, como observado no gráfico 6, diminuindo assim a potência final.
No verão o aumento da temperatura ambiente pode fazer com que o módulo
opere em temperaturas bem elevadas, resultando em uma maior queda de tensão.
Para que não ocorra uma redução drástica na potência útil da célula é necessário
que a mesma seja capaz de dissipar o calor, ou seja, os módulos fotovoltaicos
sempre que possível devem ficar em lugares onde estejam arejados para que o
rendimento do sistema não seja afetado.
Também é importante atentar-se ao aumento de tensão para baixas
temperaturas, pois no caso de vários módulos conectados em série poderá ocorrer
um aumento elevado na tensão, e o mesmo poderá não ser suportado pelos demais
equipamentos conectados aos módulos.
Gráfico 6 - Variação da curva característica em fun ção da temperatura Fonte: Desenvolvimento de um Sistema de Ensaio de Módulos Fotovoltaicos
4.5 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS
Para fazer a escolha do módulo fotovoltaico que melhor se adéqua as
necessidades é necessário que se entenda e conheça as características elétricas
dos mesmos. A primeira característica a ser olhada na hora da escolha dos módulos
36
é a sua potência, expressa em Wp (potência de pico), porém nem sempre esse é o
melhor parâmetro, por isso a seguir serão detalhados os principais parâmetros que
definem o módulo para determinadas condições de radiação, temperatura e massa
de ar.
A tensão de circuito aberto e corrente de curto circuito são características
que são determinadas quando não existe nenhuma conexão de equipamentos com
os módulos. Ao posicionar o módulo na direção do Sol, a medição da tensão é feita
conectando um voltímetro entre os terminais positivo e negativo. Para medir a
corrente é necessário ligar diretamente os terminais do módulo e fazer a medição
com um amperímetro.
Após a obtenção dos parâmetros acima, se for conectado uma carga em seus
terminais e for variando o valor de sua resistência é possível obter a curva
característica de uma célula e, consequentemente, os valores de máxima potência,
corrente e tensão nesse ponto.
Ainda em relação à curva característica é possível obter outra característica
das células chamada de fator de forma, que expressa o quanto a curva se aproxima
de um retângulo, quanto mais se aproximar desse formato melhor é a qualidade das
células quando conectadas em um módulo.
Portanto, a partir da curva característica podem-se calcular os seguintes
parâmetros:
MPPMPPM VIP ×= [8]
%100××
×=
TOT
MPPMPP
GA
VIη [9]
%100×××
=OCSC
MPPMPP
VI
VIFF [10]
37
Sendo:
A: Área do modulo ou célula fotovoltaica [m2]
FF: Fator de Forma [%]
GTOT: Irradiância Total [kWh/m2]
IMPP: Corrente para Potência Máxima [A]
ISC: Corrente de Curto Circuito [A]
η: Rendimento [%]
PM: Potência Máxima [W]
VOC: Corrente de Circuito Aberto [A]
VMPP: Tensão para Potência Máxima [V]
Segundo a Norma NBR 10899 – 2006 os parâmetros elétricos das células
fotovoltaicas podem ser descritos como:
Corrente de Curto Circuito (I sc): corrente de saída de um conversor
fotovoltaico, na condição de curto circuito e para valores preestabelecidos de
temperatura e irradiancia total, simbolizada por “Isc” (Short Circuit Current).
Eficiência de Conversão Fotovoltaica ( η): razão entre a potência máxima
fornecida e o produto da área do módulo, ou da célula, pela irradiância total, para
valores preestabelecidos de temperatura, especificada na forma de porcentagem e
simbolizada por “η”.
Fator de Forma (FF): razão entre a potência máxima e o produto da tensão
de circuito aberto pela corrente de curto circuito, relativos à mesma curva
característica, especificado em forma de porcentagem e simbolizado por “FF” (Fill
Factor).
38
Potência de Pico: potência nominal de saída de um conversor fotovoltaico,
sob as condições padrão de referência para ensaio, sendo a unidade simbolizada
por [Wp].
Potência Máxima (P M): potência em um ponto da curva característica de um
conversor fotovoltaico, onde o produto da corrente pela tensão é máximo, no
quadrante de geração, simbolizada por “PM”.
Tensão de Circuito Aberto: tensão gerada através de um conversor
fotovoltaico sem carga (aberto), para valores preestabelecidos de temparatura e
irradiância total, simbolizada por Voc (Open Circuit Voltage).
4.6 MATERIAIS PARA FABRICAÇÃO
Como citado no início desse capítulo os semicondutores são os materiais
utilizados para a fabricação das células. O mais comum e mais utilizado é o Silício,
que é o segundo elemento químico em maior abundância na Terra. Dependendo da
sua configuração (cristalino ou amorfo) pode tanto ser utilizado em células comuns
ou de filmes finos. Para esse último, o Telureto de Cádmio e o Disseleneto de Cobre
e Índio também podem ser utilizados.
As células de Sílicio cristalino são as mais tradicionais e que apresentam
melhor eficiência, porém a tecnologia de filmes finos vem crescendo e tornando-se
muito atrativa, pois devido à redução da espessura das células (utilização de menos
material) e processos de fabricação que utilizam uma quantidade menor de energia
ocorre redução de custos desse tipo de células, resultando em uma maior viabilidade
econômica. Em relação à viabilidade técnica, esse tipo de células também vem
apresentando uma crescente em relação ao percentual de eficiência de conversão
de energia, aumentando ainda mais seu potencial para, ao poucos, superar as
células de Silício cristalino.
Cada tipo de material possui suas características e, consequentemente,
vantagens e desvantagens. Para uma melhor otimização do projeto que será
desenvolvido neste trabalho é necessário um embasamento sobre cada um deles,
podendo assim compará-los para escolha do que mais se adapta na região que será
39
instalado o sistema, bem como o que trará melhores resultados relativo à quantidade
de energia que será produzida com o menor custo possível.
4.6.1 Silício Cristalino (c-Si)
O Silício é um semicondutor que apresenta 4 elétrons na sua camada de
valência. Quando dopado com Boro e Fósforo forma a junção PN, que após ser
iluminada é capaz de produzir energia.
Para obter o Silício da forma necessária para a fabricação de células solares,
é preciso que o oxigênio seja separado do dióxido de silício (forma na qual o silício é
encontrado na natureza). Para isso, ele é aquecido e fundido num cadinho
juntamente com pó de carvão, resultando em silício metalúrgico com uma pureza de
98%.
Como falado anteriormente, o material tem que ser o mais puro possível,
sendo ainda necessário que o Silício resultante do processo descrito acima passe
por mais uma purificação através de um processo químico. Ele deve ser colocado
em um forno com ácido clorídrico, para que ao final do processo resulte em
Hidrogênio e Triclorosilano, um líquido que ferve a 31ºC. O segundo elemento passa
por um processo de destilagem várias vezes, reduzindo a cada vez a quantidade de
impurezas. Após atingir o grau de pureza necessário, o Triclorosilano é reduzido a
silício com a ajuda do Hidrogênio a uma temperatura de 1000ºC.
O Silício sob a forma de cristais é a mais tradicional no que se refere à
tecnologias fotovoltaicas, apresentando uma alta confiabilidade e robustez. A sua
capacidade de produção é aproximadamente 10 vezes maior se comparado com os
filmes finos. Em contrapartida, é também a tecnologia que apresenta um custo de
produção mais elevado, devido à utilização de grandes quantidades de material e
processos que exigem uma grande quantidade de energia, pois são realizados à
temperaturas acima de 1000ºC.
Para locais onde o espaço é um fator delimitante para a escolha do módulo
fotovoltaico, as de Silício cristalinos se mostram como a melhor escolha, devido à
sua maior eficiência não é necessário que se tenha uma grande área para suprir
40
determinadas quantidades de energia. Os formatos e tamanhos dos módulos podem
ser bem diversificados, como mostrado na Figura 13.
O Silício cristalino pode ser utilizado através de duas configurações diferentes
que serão apresentadas a seguir.
Figura 13 - Módulos fotovoltaicos de Silício Fonte: Edifícios Solares Fotovoltaicos
4.6.1.1 Silício Monocristalino (m-Si)
Para produzir células de silício monocristalino inicia-se o processo de
fabricação com o monocristal do material, que passará por um banho com Silício
fundido de alta pureza (Si = 99,99% a 99,9999%). Nessa etapa, o monocristal
passará por um processo extremamente lento de crescimento (da ordem de
cm/hora), envolvendo temperaturas da ordem de 1400ºC resultando em um alto
consumo de energia. Por esse motivo seu energy pay-back (tempo necessário para
que o módulo gere energia equivalente à utilizada na sua fabricação) é superior a 2
anos, podendo variar de acordo com a quantidade de radiação disponível na região
onde será instalado (Rüther, 2004).
Após o crescimento do monocristal as etapas que se seguem são as
seguintes: usinagem, corte das lâminas, lapidação, ataque químico e polimento.
Depois de concluídas essas etapas o material inicial apresenta uma grande perda
relativa a quantidade inicial, podendo resultar em perdas de até 50%.
41
Para finalizar e tornar o Silício monocristalino em um módulo fotovoltaico são
necessários processos de dopagem, deposição da máscara condutora e
interconexão das células em série.
Ao final de todo o processo, o Silício monocristalino pode resultar em células
de diferentes formas, podendo ser redondas, semi-quadradas ou quadradas. As
redondas são as mais baratas, já que se perde menos material durante a fabricação,
porém quando unidas para forma um módulo perdem espaço útil, não se tornando
muito utilizadas. A espessura das células é de 0,3mm e podem ser encontradas nas
cores azul escuro e preto, quando revestidas com material anti-reflexão, ou cinza.
Sua eficiência varia entre 15-18% (Comissão Européia, 2004).
4.6.1.2 Silício Policristalino (p-Si)
Ao contrário do Silicio monocristalino, o policristalino será solidificado para
formar um bloco formado por vários pequenos cristais, o qual será fatiado e dará
origem às células fotovoltaicas. Por ser formado por vários cristais, as conexões
entres eles reduz um pouco a eficiência das células, porém essas células tem a
vantagem de necessitarem de uma menor energia no processo de produção, pois o
mesmo é mais simples devido a perfeição cristalina exigida ser menor. O resultado
final do processo dá origem a células fotovoltaicas de forma quadrada e espessura
de 0,3mm. A sua coloração pode ser azul, caso tenha camada anti-reflexão, ou cinza
prateada. Sua eficiência varia entre 13 e 15% (Comissão Européia, 2004).
4.6.2 Silício Amorfo (a-Si)
O Silício amorfo foi o pioneiro no que se refere à tecnologia fotovoltaica de
filmes finos. Inicialmente, foi aplicado em calculadoras e relógios por serem
equipamentos de baixo consumo de energia. Com isso foi possível perceber que o
Silício amorfo apresentava uma boa eficiência sob iluminação artificial e,
posteriormente, sob radiação difusa (predominante em dias de céu encoberto). Além
disso, apresenta uma resposta espectral mais voltada para a região azul do espectro
eletromagnético.
42
A película fina passa por um processo a plasma que resulta em amorfo
hidrogenado (a-Si:H), que será dopado com B2H6 (tipo p) e PH3 (tipo n). A junção PN
resultante dessa dopagem não é capaz de contribuir para a geração de energia,
devido à reduzida extensão da difusão de portadores livres. Por isso, uma camada
intrínseca não contaminada é depositada entre as camadas p e n, fazendo com que
a longevidade do portador de carga aumente. As células podem ser depositadas
sobre substratos como vidro, aço inox e alguns plásticos. O resultado são módulos
solares inquebráveis, leves, flexíveis, semitransparentes e com superfícies curvas.
Essas características os tornam muito atrativos, pois podem ser aplicados em
telhados e fachadas sem que prejudique a arquitetura e a estética do ambiente. A
estrutura detalhada em camadas de uma célula de Silício amorfo está representada
na Figura 14.
Podem ser encontrados no mercado em diferentes formatos, com uma
variação de cor entre o castanho avermelhado e o preto. A espessura do silício
amorfo é de aproximadamente 0,001mm. Sua eficiência sob condições estáveis está
entre 5 a 8% (Comissão Européia, 2004).
Figura 14 - Estrutura em camadas de uma célula amor fa . Fonte: Energia Fotovoltaica - Manual Sobre Tecnologias, Projetos e Instalações
Se comparado com o Silício cristalino, para o processo de produção necessita
de temperaturas bem inferiores na faixa de 300ºC e apresenta um energy pay-back
de aproximadamente 1 ano. Além disso, também apresenta a vantagem de que
possui um menor custo por m², chegando a custar metade do preço (Rüther, 2004).
Porém, apresentam a desvantagem de que a eficiência de conversão é menor, e a
43
mesma diminui durante os primeiros 6 a 12 meses de funcionamento, devido a
degradação que a célula sofre ao ser exposta à luz (Efeito Staebler-Wronski”), após
esse período sua eficiência se estabiliza (Comissão Européia, 2004).
Para solucionar esse problema foram criadas as células multijunção, que são
uma sobreposição de várias células, cada uma com capacidade de absorver uma
banda de cor do espectro solar, aumentando assim a eficiência da célula.
É recomendado sua instalação em locais que possuem climas quentes, como
o Brasil, pois ao contrário das outras tecnologias o Silício amorfo não reduz sua
potência com o aumento da temperatura de operação, ou seja, sua performance não
é afetada pelo aumento da temperatura ambiente (Rüther, 2004). Como são muito
utilizados integrados a construções, essa é uma característica que fará com que,
mesmo sem ventilação na parte posterior do módulo, o mesmo não caia de
rendimento.
4.6.3 Telureto de Cádmio (CdTe)
O Telureto de Cádmio é o mais recente competidor no ramo de filmes finos,
apresentando custos baixos de produção em larga escala e enfoque nas aplicações
integradas às edificações.
O CdTe não é um composto tóxico, porém em sua forma gasosa pode
representar um risco para o ambiente. Este estado só ocorre durante o processo de
produção e, por isso, deve ser feito em centros de produção com ambiente
controlado. Apesar desse risco, os processos para a fabricação desse tipo de células
são simples, podendo ser utilizado técnicas como: impressão em tela, disposição
galvânica ou pirólise pulverizada. Caso se queira produzir módulos de maior
dimensão e eficiência, podem ser utilizados processos como disposição por
vaporização a vácuo com temperaturas em torno de 700ºC.
Para formar a célula de Telureto de Cádmio, é utilizado um substrato de vidro,
que utiliza como contato frontal um condutor transparente, normalmente o Óxido de
Estanho Índio (OTI). O revestimento do substrato é feito da seguinte maneira:
primeiro a camada tipo n (CdS), que deve ser transparente e o mais fina possível,
44
seguida da camada tipo p (CdTe), que deve ser absorvente. A primeira camada
absorverá uma parte da porção visível da parte azul do espectro, deixando o
restante passar. O contato metálico será revestido através de um processo de
disposição catódica. Todas as camadas da célula de Telureto de Cádmio está
representada na Figura 15.
Figura 15 - Estrutura em camadas de uma célula de C dTe Fonte: Energia Fotovoltaica - Manual Sobre Tecnologias, Projetos e Instalações
As células de CdTe apresentam uma eficiência entre 6-9% e são encontradas
em diferentes formatos, com uma variação de cor entre o verde-escuro e o preto e
uma espessura de 0,008mm (Comissão Européia, 2004).
Em comparação com os módulos de Silício, possuem maior atratividade
estética do que o cristalino e mais eficiência do que o amorfo, tornando-o um forte
competidor no mercado para geração de energia através do Sol. O que pode
atrapalhar o seu crescimento é a utilização do Cádmio, que é considerado tóxico.
Além disso, os materiais não são abundantes como o Silício.
4.6.4 Disseleneto de Cobre e Índio (CIS)
Assim como as duas tecnologias citadas acima, o Disseleneto de Cobre e
Índio (CIS) é utilizado como filmes finos fotovoltaicos e são atrativos esteticamente
podendo ser aproveitado em diversas aplicações arquitetônicas.
Para a sua produção, o substrato de vidro passa por um processo de
disposição catódica para ser revestido com uma fina camada de Molibdênio (contato
45
reverso). Para formar a camada tipo p, o CIS passa por um processo de vaporização
com Cobre, Índio e Selênio numa câmara a vácuo, com temperaturas na faixa de
500ºC. Já para a formação da camada tipo n, o material utilizado para a dopagem é
o Óxido de Zinco (ZnO). Entre as duas camadas é depositada uma camada de
Sulfato de Cádmio, cuja função é reduzir as perdas que surgem devido à
combinação inadequada dos retículos cristalinos das mesmas. Para o contato frontal
transparente é utilizado o Óxido de Zinco contaminado com o Alumínio (ZnO:Al). A
figura abaixo ilustra todas as camadas da célula de Disseleneto de Cobre e Índio.
Figura 16 - Estrutura em camadas de uma célula de C IS Fonte: Energia Fotovoltaica - Manual Sobre Tecnologias, Projetos e Instalações
As células de CIS são pretas e podem ser encontradas sob diferentes formas,
com espessura de 0,003mm. Sua eficiência está na faixa de 7,5-9,5% (Comissão
Européia, 2004).
Dentre todos os filmes finos é o que apresenta o melhor rendimento
fotovoltaico. Sua desvantagem está na sua toxidade, pouca abundância dos
elementos utilizados e na sua instabilidade em ambientes quentes e úmidos.
4.6.5 Comparação entre os materiais
As células de Silício cristalino foram as pioneiras no ramo de geração
fotovoltaica e, atualmente, apresentam um alto nível de confiança e maturidade
industrial, resultando em células altamente eficientes. Apesar de serem altamente
reconhecidas e utilizadas, essas células ainda possuem um alto custo devido ao seu
processo de produção, e não almejam baixar muito mais esse valor.
46
Devido ao fator custo, foram desenvolvidas pesquisas para que fossem
desenvolvidos módulos capazes de chegar a uma eficiência razoável a um menor
preço. Surgiu assim a tecnologia fotovoltaica de filmes finos, os quais são
construídos depositando várias camadas de material semicondutor em um substrato
(vidro, metal ou plástico). Os semicondutores utilizados absorvem a energia dos
fótons com muita eficiência, fazendo com que não seja necessário que as células
sejam espessas. Com isso, as células de películas finas são leves, flexíveis, de alta
durabilidade e com uma vasta gama de aplicações.
Além dos filmes finos necessitarem de quantidades menores de material e
passarem por processos de produção a baixas temperaturas, resultando em um
baixo consumo de energia, outra característica que os diferencia das células de
Silício cristalino é o tipo de interligação. As células de Silício cristalino são
interligadas externamente, enquanto as de filmes finos estão conectadas
internamente, criando finas ranhuras transparentes entre as células individuais.
Essas ranhuras influenciam na eficiência da célula, e quanto mais finas forem, mais
energia serão capazes de produzir. Porém para que se atinja uma maior
transparência, a espessura da ranhura deve ser aumentada.
Apesar das células de Silício cristalino apresentar os maiores rendimentos
relativos à conversão de energia elétrica e serem a tecnologia mais tradicional, os
filmes finos apresentam características melhores para alguns tipos de aplicações,
como por exemplo, seu melhor aproveitamento para baixos índices de radiação e
radiação difusa, bem como sofrer menor deterioração de desempenho devido a altas
temperaturas e menor sensibilidade aos efeitos de sombreamento devido à sua
forma final (fitas longas e estreitas).
Sabe-se que os filmes finos apresentarem ainda alguns obstáculos a serem
superados até atingirem o nível dos módulos de Silício cristalino, porém está claro
que é uma tecnologia promissora e que vem se tornando cada dia mais atrativa e
viável financeira e tecnicamente. A seguir será apresentado um quadro comparativo
entre todas as tecnologias que servirá de embasamento para elaboração do projeto.
47
Eficiência Vantagens Desvantagens
m-Si 15% - 18%
Alta confiabilidade e robustezAlta escala de produção
Eficiência estávelMelhor aplicabilidade para
pequenas áreasDiversos formatos
Alto custo de produçãoEnergy pay-back superior a 2
anosGrandes perdas de material na
produção (até 50%)Pequeno coeficiente de
absorção resultando em maior espessura
p-Si 13% - 15%
Alta confiabilidade e robustezProcesso de produção mais
simples que m-Si necessitando de menos energia
Atinge menores preços em larga produção
Alto custoPequeno coeficiente de
absorção resultando em maior espessura
a-Si 5% - 8%
Boa eficiência sob radiação difusa e ambientes quentesPouca espessura (<1um)
Leves e flexíveisÓtima aplcabilidade em
fachadas e telhadosEnergy pay-back de 1 ano
Menor custo por m2Possibilidade de células
multijunção
Instabilidade nos primeiros 12 meses, resultando em uma
diminuição da eficiência conforme a exposição a
radiação
CdTe 6%-9%
Baixo custoPouca espessura (<8um)
Ótimo band-gapBom rendimentos em altas
temperaturas e radiação difusa
Toxidade do material em forma gasosa
Não abundância do materialEstabilidade a longo prazo
precisa ser comprovadaFlexibilidade limitada
CIS 7,5% - 9,5%Melhor rendimento entre os
filmes finosPouca espessura (<3um)
Toxidade e não abundância dos materiais
Instável para ambientes quentes e úmidos
Tabela 1 - Comparação entre células fotovoltaicas d e diferentes materiais
48
5 COMPONENTES DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À
REDE ELÉTRICA
Segundo a Norma NBR 10899 um sistema fotovoltaico pode ser definido
como: “conjunto de elementos compostos de arranjo(s) fotovoltaico(s), podendo
incluir: dispositivos para controle, condicionamento, supervisão, proteção e
armazenamento de energia elétrica; fiação; fundação e estrutura de suporte.”
Além da norma citada acima, também se deve atentar para a Norma NBR
5410 (normas técnicas específicas para instalações elétricas de baixa tensão), pois
a instalação de um sistema fotovoltaico integrado a uma edificação (foco do presente
trabalho) deverá obedecer a essa norma.
Considerando que um sistema fotovoltaico estará energizado sempre que
houver um nível mínimo de radiação, é necessária muita atenção no quesito
segurança: prevenção contra incêndios, dimensionamento apropriado de fios e
cabos, aterramento e segurança com relação a agentes climáticos locais,
especialmente cargas por ventos. Em vários países, sistemas deste tipo devem
incluir circuitos de proteção que detectam falhas no aterramento do arranjo
fotovoltaico e desconectam o sistema.
Para a instalação primeiramente deverá ser aterrado todo condutor que não
deve conduzir corrente. Devem ser aterrados tanto a estrutura de montagem dos
painéis (para evitar que atinja tensões elevadas no caso de falha no aterramento do
sistema) como qualquer componente metálico desta, além do circuito do arranjo
fotovoltaico. Em seguida será realizada a instalação elétrica do gerador, ou seja,
conexão de todos os módulos que formarão os painéis que darão origem ao sistema
fotovoltaico. Para a otimização do sistema deverão ser utilizados contatos elétricos
de boa qualidade e baixas quantidades de cabos para a conexão dos painéis com os
inversores, minimizando assim as perdas ôhmicas. Para garantir a segurança
durante todo o processo de instalação é importante que a mesma seja feita de tal
forma que todos os circuitos permaneçam abertos, evitando o fluxo de corrente, até
que todas as conexões estejam completas.
49
Agora que o processo de instalação já foi sucintamente descrito acima, este
capítulo trará a descrição dos componentes necessários para que a instalação de
um sistema fotovoltaico integrado a uma edificação e conectado à rede elétrica seja
possível.
5.1 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS
Como visto anteriormente, uma célula por si só não é capaz de produzir
energia suficiente para alimentar uma carga, produzindo uma tensão de
aproximadamente 0,5 V no ponto de máxima potência, com uma densidade de
corrente de 30mA/cm2 (Rüther, 2004). Além disso, apresentam uma grande
fragilidade devido a sua pouca espessura.
Portanto, faz-se necessário que as células sejam agrupadas nos chamados
módulos fotovoltaicas através de ligações em série, para que no final a tensão
resultante seja o produto do número de células pela tensão de cada uma. O número
de células conectadas para formar um módulo pode variar entre 36 e 40, chamados
módulos Standards, resultando em uma tensão de circuito aberto de
aproximadamente 20V. Esses módulos foram criados com o objetivo de alimentar
baterias (12V) no caso de sistemas autônomos, com o surgimento de sistemas
conectados à rede as indústrias tem fabricado módulos com tensão de circuito
aberto mais elevadas. Porém os módulos Standards podem ser empregados em
sistemas conectados à rede sem problemas, basta fazer a conexão de diversos
módulos em série/paralelo para que se atinja corrente e tensão desejados.
Para resolver a fragilidade das células, as mesmas após serem conectadas
em série passam por um processo de encapsulamento, garantindo ao mesmo tempo
a rigidez, resistência a fatores climáticos e o isolamento elétrico do módulo. O
encapsulamento pode ser feito de 3 maneiras distintas: utilizando o EVA (Etileno
Vinil Acetato), utilizado normalmente em módulos especiais e Standard; com Teflon
no caso de módulos especiais produzidos em pequena escala e por último com
Resina Fundida para módulos especiais com aplicabilidade em integrações em
edifícios.
50
Os módulos fotovoltaicos podem ser conectados tanto em série como em
paralelo, como nas figuras abaixo, dependendo da tensão e corrente desejadas. No
primeiro caso, a conexão é feita do terminal positivo do módulo com o negativo do
módulo seguinte resultando em um aumento no valor da tensão enquanto a corrente
permanece inalterada. A quantidade de módulos nesse tipo de interligação compõe
a tensão do sistema e conseqüente valor de tensão de entrada do inversor. Já no
segundo acontece ao contrário e a conexão é feita conectando os terminais de
mesma polaridade.
Figura 17 - Ligação série Fonte: Energia Fotovoltaica - Manual Sobre
Tecnologias, Projetos e Instalações
Figura 18 - Ligação paralelo Fonte: Energia Fotovoltaica - Manual Sobre
Tecnologias, Projetos e Instalações
Em sistemas com ligação à rede é comum utilizar os dois tipos de ligação em
conjunto, ou seja, várias fileiras ligadas em paralelo. O número de módulos que cada
fileira terá depende da tensão do sistema.
Figura 19 - Interligação em paralelo de módulos con ectados em série Fonte: Energia Fotovoltaica - Manual Sobre Tecnologias, Projetos e Instalações
51
5.2 CAIXA DE JUNÇÃO GERAL, DIODOS DE BLOQUEIO E FUSÍVEIS
Como visto no Item 5.1, os módulos fotovoltaicos são conectados em série,
formando um string, os quais são conectados em paralelo. Para evitar que ocorra a
circulação de uma corrente reversa através de um string é comum utilizar diodos de
bloqueio, os quais permitem que uma fileira, no caso de sombreamento ou curto
circuito, possa ser desacoplada do resto do sistema enquanto as outras fileiras
continuam a funcionar normalmente. A tensão de bloqueio desses diodos deverá ser
o dobro do valor da tensão de circuito aberto da fileira (medida sob condições
padrão de teste).
Como visto no Item 4.2, a utilização de diodos bypass (de bloqueio) acarreta
em uma diminuição de rendimento dos módulos já que a corrente que flui através do
diodo gera uma queda de tensão na faixa de 0,5-1V (Comissão Européia, 2004).
Levando esse fato em consideração é correto dizer que as perdas ocasionadas
através do fluxo de corrente inversa decorrente de um sombreamento seriam
compensadas pela queda de tensão nos diodo bypass. Adicionando o fato de que a
falha de um diodo de bloqueio é difícil de ser identificada, a utilização dos mesmos é
contestada.
Com ou sem a utilização de diodos bypass, as fileiras devem ser conectadas
entre si na caixa de junção utilizando fusíveis, cuja função é a de proteger os cabos
contra sobrecorrentes. Os fusíveis devem ser conectados nas fileiras em todos os
condutores ativos (positivos e negativos).
Além de diodos e fusíveis, a caixa de junção pode conter terminais, aparelhos
de corte, e um descarregador de sobretensões para a terra. Dentro dela é importante
que os terminais positivo e negativo estejam bem separados. Além disso, os cabos
utilizados para a conexão deverão ser duplamente isolados, resistentes à radiação
ultravioleta e suportar temperaturas elevadas. A saída da caixa de conexão será o
cabo principal DC.
52
5.3 INVERSORES
A energia gerada por um sistema fotovoltaico é na forma de corrente
contínua, e para a conexão do mesmo com a rede de energia elétrica é necessário
fazer a conversão para corrente alternada, função desempenhada pelos inversores
ou conversores CC-CA. Além da conversão, os inversores são responsáveis por
ajustar a frequência e o nível de tensão conforme a da rede em que está conectado.
Para que se faça a escolha dos inversores é muito importante que se conheça
a natureza da carga, devido ao fato de que no mercado podem ser encontrados
conversores de diversas características: monofásicos ou trifásicos, com freqüência
de 60Hz ou 50Hz, tensão de saída em 127V ou 220V (valores mais comuns) e forma
de onda quadrada, retangular ou senoidal.
A primeira característica pode ser determinada com relação à dimensão do
sistema. Para sistemas abaixo de 5kWp é utilizado inversores monofásicos, ou
ainda, módulos CA que contém microinversores individuais acoplados em cada
módulo. Para sistemas acima dessa potência existem duas opções: utilizar um
inversor central trifásico ou optar por utilizar vários inversores monofásicos
equilibrados entre as 3 fases, ou seja, utilização de inversores idênticos de menor
porte conectados em paralelo.
Com relação à forma de onda, para sistemas conectados à rede, deverá ser
escolhidos inversores com forma de onda senoidal, pois apresentam um nível muito
baixo de harmônicos e uma grande regulação de tensão, garantindo a qualidade da
energia injetada na rede. Além disso, também deve ser observado o fator de
potência estipulado pela concessionária.
O sincronismo dos inversores com a rede pode ser realizado de duas
maneiras distintas. Uma delas é a comutação através rede elétrica, ou seja, nesse
tipo de inversor a sincronização é feita através do sinal da própria rede. Outra opção
são os inversores auto-comutados, no qual a sincronização é feita através de um
circuito eletrônico do próprio inversor.
53
A conexão dos conversores pode ser realizada de duas maneiras: direto com
a rede ou através da casa ou edifício. No primeiro caso, toda a energia produzida
será injetada na rede diretamente, enquanto que no segundo caso a energia será
primeiramente consumida e somente o excedente será injetado na rede elétrica.
O dimensionamento deve ser feito de forma que a tensão máxima de
operação do sistema (Vmpp) seja compatível com a tensão nominal de entrada do
inversor. Além disso, o inversor deverá ter um limite máximo de tensão que suporte
a tensão de circuito aberto do arranjo fotovoltaico. Para que o inversor seja capaz de
fornecer à rede a maior potência possível é necessário que ele opere no ponto MPP.
Como esse ponto não é constante, ou seja, pode variar de acordo com os níveis de
temperatura e radiação, é recomendado que se utilize inversores com rastreio do
ponto MPP. Essa funcionalidade é alcançada através de um conversor DC em série
com o inversor de forma a ajustar a tensão de entrada do inversor em função do
nível de tensão MPP.
Para garantir a segurança do sistema como um todo é inadmissível que seja
injetada energia na rede enquanto a mesma se encontrar desligada, sendo
necessário que o inversor seja desconectado da rede elétrica. Para evitar que
acidentes aconteçam, é recomendada a utilização de transformadores de
isolamento.
5.3.1 Conexão com os Módulos Fotovoltaicos
Existem três configurações distintas que podem ser utilizadas para conexão
do gerador fotovoltaico com os inversores, apresentando vantagens e desvantagens
para as diferentes aplicações e dimensões do sistema.
As principais considerações a serem feitas antes da escolha de qual conceito
de conexão será utilizado diz respeito à manutenção e disponibilidade no mercado,
espaço disponível para alocação do equipamento e configuração do gerador
fotovoltaico.
54
5.3.1.1 Inversor Central
A configuração utilizando um inversor central pode ser subdividida em 3
categorias distintas dependendo das características do sistemas.
5.3.1.1.1 Sistema com tensão inferior a 120V
Em sistemas com uma baixa tensão de saída, conecta-se um pequeno
número de módulos em série os quais são conectados em paralelo a um inversor
central, como na Figura 20. O fato de existirem fileiras conectadas em paralelo
resulta em uma corrente elevada, resultando na escolha de condutores de maior
diâmetro.
Em caso de sombreamento, o módulo sombreado determinará a corrente total
da fileira. Considerando que nessa configuração existem varias fileiras formadas por
um pequeno número de módulos, o sombreamento de uma das fileiras não
comprometerá o sistema como um todo. Conforme o número de fileiras sombreadas
aumente, a eficiência irá diminuir, porém em proporções menores se comparado
com um sistema que apresente apenas módulos conectados em série.
Figura 20 - Inversor central para baixas tensões Fonte: Energia Fotovoltaica - Manual Sobre Tecnologias, Projetos e Instalações
5.3.1.1.2 Sistema com tensão superior a 120 V
Para obter uma maior tensão na saída do gerador fotovoltaico é necessário a
conexão de um número maior de módulos em série, como na Figura 21. Da mesma
maneira que na configuração acima, as fileiras são conectadas em paralelo com o
55
inversor central, porém suas vantagens e desvantagens são inversas. Nessa
configuração são necessários cabos com bitolas menores devido ao menor valor da
corrente que circula através dos condutores, porém a influência do sombreamento
nas fileiras é muito mais impactante.
Figura 21 - Inversor central para tensões elevadas Fonte: Energia Fotovoltaica - Manual Sobre Tecnologias, Projetos e Instalações
5.3.1.2 Mestre-Escravo
Para otimizar o sistema devido a variações de radiação é possível utilizar a
configuração “mestre-escravo”, no qual são utilizados vários inversores centrais
entre os quais é dividida a potência total, ligação representada na Figura 22. A
principio apenas o inversor mestre está em funcionamento e após um certo aumento
do nível de radiação a potência limite do mestre será atingida e então os inversores
escravos serão acionados um a um gradativamente. Para equilibrar o regime de
operação, os inversores mestre e escravo permutam periodicamente de funções
(rotação de papéis).
A principal vantagem desse tipo de configuração é que devido aos demais
inversores apenas serem acionados conforme o aumento da radiação a eficiência
global do sistema é maior. Porém apresenta a desvantagem de apresentarem custos
maiores de investimentos.
56
Figura 22 - Configuração mestre-escravo Fonte: Energia Fotovoltaica - Manual Sobre Tecnologias, Projetos e Instalações
5.3.2 Cadeia de Módulos
Quando o sistema apresenta vários módulos em variadas orientações ou está
submetido a sombreamentos é recomendado que se utilize a configuração
descentralizada de cadeia de módulos, onde existirá um conversor DC conectado a
cada uma das fileiras ou conjunto de módulos, os quais estão submetidos a
condições semelhantes de irradiância, como ilustrado na Figura 23. Dessa maneira
será atribuído um rastreador MPP para cada série de módulos, permitindo que cada
fileira ou conjunto opere no seu ponto máximo e forneça a energia produzida para o
inversor.
O posicionamento de cada inversor de cadeia poderá ser feito próximo à
cadeia a que está atendendo, tomando o cuidado de protegê-lo da radiação solar e
da chuva, diminuindo assim a possibilidade de falha devido a variações ambientais.
Dentre as vantagens em utilizar esse tipo de configuração estão a facilidade
para a instalação do sistema em função de seu tamanho e peso e ainda possíveis
reduções de custo. Além disso, não existe a necessidade da utilização de uma caixa
de junção geral.
57
Comercialmente, esses inversores estão disponíveis para potências que
variam entre 500W e 5.000W.
Figura 23 - Configuração cadeia de módulos Fonte: Energia Fotovoltaica - Manual Sobre Tecnologias, Projetos e Instalações
5.3.3 Unidades integradas Inversor/Modulo
Uma novidade no mercado em relação a módulos fotovoltaicos são os
chamados módulos AC, os quais possuem um inversor integrado ao próprio módulo,
observados na Figura 24. São altamente recomendados para aplicações nas
fachadas, as quais podem sofrer constante influência de sombreamentos parciais.
A exposição a sombreamentos pode ser um grave problema como já visto
anteriormente, sendo o módulo afetado o responsável por determinar a corrente de
toda a fileira de módulo a qual está conectada. No caso dos módulos AC, apesar de
apresentarem uma menor eficiência, o fato de que cada módulo possui o seu próprio
inversor haverá um ajuste individual ótimo para o ponto MPP, resultando em uma
maior eficiência global do sistema. Além disso, também possuem a vantagem de
serem modulares, facilitando a instalação de novos módulos futuramente, sem
depender da capacidade de um inversor central.
58
Os inversores aplicados nesse tipo de configuração são bem pequenos,
podendo até ser instalado dentro da caixa de junção do módulo. Apresentam um
sistema de monitoramento individual, através do registro de dados operacionais mais
relevantes e da indicação de falhas. Caso seja constatado uma falha em algum dos
inversores é preciso que exista espaçamento suficiente entre os módulos a fim de
facilitar sua troca.
Apesar das vantagens descritas acima, os módulos AC ainda apresentam um
alto custo e apenas serão competitivos após a ampliação de comercialização no
mercado e conseqüente queda de preços.
Figura 24 - Unidades integradas com módulo AC Fonte: Energia Fotovoltaica - Manual Sobre Tecnologias, Projetos e Instalações
5.4 CABOS
A escolha dos cabos que serão utilizados no sistema é muito importante, e
para que se faça a escolha certa é necessário discernir entre os diferentes cabos
utilizados: cabos de módulo ou de fileira, cabo principal DC e cabo do ramal AC.
59
5.4.1 Cabos de Módulo ou de Fileira
Cabos de módulo ou de fileira são aqueles que fazem a conexão elétrica
entre os módulos e a caixa de junção. Normalmente são aplicados no exterior e por
isso necessitam garantir uma boa proteção. É recomendado a utilização de cabos
monocondutores duplamente isolados para que os condutores positivo e negativo
não fiquem próximos, evitando assim possíveis curto-circuito e falhas de terra.
É importante atentar-se à temperatura suportada por esses cabos, já que os
mesmos ficam próximos aos módulos, os quais podem atingir temperaturas
elevadas, na faixa de 70ºC. Existem no mercado cabos específicos para aplicações
solares, os quais apresentam resistência à radiação ultra-violeta e suportam uma
variação de temperatura entre -55ºC e 125ºC, sendo recomendado a aplicação dos
mesmos.
Outro detalhe importante é o tipo de ligação que será utilizada nos cabos,
podendo ser de 4 tipos diferentes: ligadores de aperto de parafuso, terminais de
orelha, ligadores de acoplamento por mola, fichas de engate.
5.4.2 Cabo principal DC
O cabo principal DC tem a função de conectar a caixa de junção ao inversor,
sendo também recomendada a utilização de cabos monocondutores. Caso a caixa
de junção esteja posicionada externamente, e os cabos escolhidos não
apresentarem resistência à raios ultra-violetas é necessário que os cabos sejam
entubados. Em lugares onde os cabos estejam submetidos a perigo de descargas
elétricas deverão ser usados cabos blindados. Além de todos os cuidados descritos
acima, também é importante que o cabo principal DC esteja isolado da tensão da
linha principal DC, para isso normalmente é utilizado o interruptor principal DC e os
pontos de isolamento da caixa de junção.
60
5.4.3 Cabo de ligação AC
O cabo de ligação de corrente alternada faz a conexão do inversor à rede, e a
escolha dos mesmos dependerá do tipo do inversor.
5.5 MATERIAL PARA INSTALAÇÃO
A fixação dos diversos cabos utilizados em um sistema fotovoltaicos pode ser
feita através de braçadeiras, tubos flexíveis de proteção, calhas e clips, sendo o
primeiro deles a opção mais simples. Qualquer tipo de fixação que for escolhida
deverá se atentar para que o tipo de material utilizado seja resistente aos agentes
atmosféricos.
5.6 INTERRUPTOR PRINCIPAL DC
O interruptor principal DC é utilizado para isolar o inversor do gerador
fotovoltaico a fim de possibilitar a realização de manutenção e reparo do sistema,
bem como proteger o gerador no caso de falhas. Pode ser instalado tanto dentro da
caixa de junção como diretamente antes do inversor, sendo a segunda opção a mais
recomendada em nível de segurança.
Seu dimensionamento deverá ser feito tanto para a tensão máxima de circuito
aberto como para a corrente de curto circuito (corrente máxima do gerador), medidas
em sob condições padrão de teste, com o objetivo de garantir a abertura do
interruptor acima desses valores e garantir a segurança do sistema.
5.7 EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO AC
Os disjuntores são dispositivos cuja função é proteger o sistema contra
sobrecarga ou curto-circuito, isolando-o da rede elétrica e voltando a estabelecer a
conexão após a falha ter sido eliminada. No caso dos sistemas fotovoltaicos os
disjuntores são utilizados como um interruptor AC.
Um tipo específico de disjuntor é o chamado diferencial, os quais são
sensíveis à corrente residual, ou seja, são capazes de calcular a diferença entre a
61
corrente de ida e retorno que flui nos condutores e caso a mesma seja superior à
30mA isolam o circuito rapidamente.
5.8 MEDIDORES
Os medidores devem ser conectados ao sistema fotovoltaicos depois do
inversor e a quantidade e o tipo de medidor a ser utilizado dependerão da legislação
adotada no país.
Em sistemas mais simples nos quais a energia fotogerada é primeiramente
consumida e apenas em caso de excedente é vendida, o tipo de medidor a ser
utilizado são os bidirecionais e a tarifa aplicada é chamada de net metering. Esses
medidores podem girar nos dois sentidos, ou seja, quando consomem energia da
rede, giram no sentido normal, porém quando se injeta energia gerada pelo sistema
fotovoltaico giram no sentido inverso (“andam para trás”).
Caso toda a energia gerada através do gerador fotovoltaico seja injetada na
rede, é necessário a utilização de no mínimo 2 medidores: um responsável por medir
a energia proveniente da rede elétrica e um que fará a medição da quantidade de
energia fotovoltaica injetada na rede. Caso o consumidor ache necessário também
poderá ser instalado um terceiro medidor que será posicionado logo após o inversor,
cuja função é medir exclusivamente a energia gerada através do sistema
fotovoltaico. O tipo de tarifa aplicado nesse caso é a Feed In.
62
6 ESTADO DA ARTE
As idéias iniciais para sistemas fotovoltaicos ligados na rede propunham a
criação de grandes centrais geradoras, na maioria das vezes longe dos centros de
carga. Acreditava-se que através desse modelo era possível se ter um ganho em
escala, reduzindo custos, da mesma maneira que demonstrado em outras formas de
geração de energia elétrica. Conforme o tempo foi passando foi possível ter a
comprovação que isso não é totalmente verdade. Dessa maneira, observa-se hoje
uma grande parte dos investimentos nesse setor voltados para instalações em
plantas menores, focando na geração distribuída, em sistemas descentralizados,
normalmente integrado à edificações.
Entre os milhares de exemplos de sistemas integrados a construções no
mundo, muitos são consumidores residenciais comuns, que instalam painéis
fotovoltaicos nos telhados de suas residências. Bem como outra parte desse
segmento se dá em edifícios comerciais e instalações governamentais, que
normalmente possuem uma área disponível para instalação maior, sendo possível
uma maior geração de energia elétrica.
Ainda na parte de sistemas integrados a construções, há um grande mercado
em potencial, que se destina a instalação de sistemas fotovoltaicos em coberturas
de estádios e ginásios poliesportivos, alimentando a própria demanda bem como em
períodos de não utilização, essa energia pode ser injetada na rede. O estado atual
das instalações fotovoltaicas no mundo e aqui no Brasil, bem como o panorama
atual da legislação aplicada para esses sistemas será comentado nos itens a seguir.
6.1 MUNDO
O mercado mundial fotovoltaico vem crescendo de maneira exponencial nos
últimos anos. Apenas na ultima década a potência total mundial de sistemas
fotovoltaicos instalados passou de em torno de 700 MW no ano 2000 para em torno
de 35.000 MW no ano passado (Europian Photovoltaic Industry Associantion - EPIA,
2011). Um aumento total de aproximadamente 50 vezes. O que torna a indústria
fotovoltaica o segmento que apresenta o maior crescimento proporcional dentre
63
todas as tecnologias de fontes renováveis no uso de geração de energia em nível
mundial.
No Gráfico 7 abaixo é mostrado o crescimento da potência acumulada
instalada em todo o mundo desde 1992 até o ano passado.
Gráfico 7- Crescimento da potência acumulada instal ada em todo o mundo
Fonte: Market Outlook 2010
É possível visualizar uma diferença significativa desde o ano de 2004, entre
os sistemas instalados que estão conectados à rede e os sistemas isolados. Com
relação à potência instalada particularmente em cada país, pode-se ressaltar os
países com maior capacidade em sistemas fotovoltaicos os Estados Unidos,
Alemanha, Espanha, Japão e a Itália. Sendo que o crescimento dessa tecnologia
nos países citados se deve principalmente aos programas governamentais de
incentivos, criados com o objetivo de aumentar a participação de sistemas
fotovoltaicos dentro da geração de energia elétrica, visando um modelo de matriz
energética mais sustentável, assim como a intenção deles em reduzir as emissões
de CO2 na atmosfera.
64
Apesar de possuírem as mesmas motivações de crescimento, esses países
apresentam momentos diferentes com relação ao crescimento de seus mercados,
sendo que cada país criou suas próprias linhas de incentivos. Porém todos possuem
a semelhança de convergirem para um mesmo modelo, que obriga a compra de
energia gerada por sistemas fotovoltaicos assim como de outras fontes renováveis
de energia. Abaixo na Tabela 2 da potência em MW instalada anualmente em cada
país pode-se ver o crescimento desses cinco países, bem como dos outros países
que compõem os 10 maiores em questão de potência fotovoltaica instalada, desde o
ano de 1995.
Tabela 2 - Potência instalada anualmente [MW] Fonte: Report IEA-PVPS
O ano de 2010 foi um ano de grande crescimento do mercado fotovoltaico,
assim como de uma grande redução de custos, relatando sinais de consolidação da
indústria e do mercado. No total, cerca de 14 GW de capacidade de sistemas
fotovoltaicos foram instalados no ano de 2010, sendo um número muito relevante
comparado com o ano de 2008 que ficou em torno de apenas 6,2 GW. De longe a
maior proporção instalada foi na Alemanha e na Itália, esta apenas nos últimos dois
anos teve um crescimento de 6 vezes a potência total instalada anterioriormente. Os
EUA, Japão e França também estão incluídos entre os que mais investiram nesse
setor. Ve-se que mais de 85% das instalações fotovoltaicas em 2010 se concentrou
nesses cinco países. De forma geral, os mercados estão ganhando um espaço cada
vez maior, em um número crescente de países, ainda que em diferentes níveis
absolutos.
65
Pelo grande crescimento e relevância dos cinco principais países citados
anteriormente, é de grande interesse contar um pouco do histórico da energia solar
em cada um deles.
Começando pela Alemanha, que em 2000 teve um crescimento relevante, e
desde então teve um crescimento contínuo. Isso se deve ao Programa de 100.000
Telhados (100,000 Roofs Programm), que foi desenvolvido para um período de 4
anos, tendo seu início em 1999 e finalizando em 2003. Nesse tempo foram
instalados mais de 360 MW, somando um total de 65.700 sistemas conectados à
rede. Esse programa é considerado o maior programa do mundo a introduzir energia
solar fotovoltaica, disponibilizando empréstimos para a população, incentivando a
instalação de sistemas em residências. Esse regime de apoio do governo através
dos empréstimos não foi finalizado com o término do programa e passou a ser
chamado de Solarstrom Erzeugen – Solar Power Generation (IEA-PVPS, 2006). No
ano seguinte ao término do Programa de 100.000 Telhados foi criada uma nova lei,
chamada de Lei de Energia Renovável, German Renewable Energy Sources Act -
EGG que determinou a obrigatoriedade de compra de toda a energia elétrica gerada
por fontes renováveis de energia por parte das empresas que fornecem energia
elétrica. Para estimular a redução de preços, foi determinado um decréscimo anual
de até 5% para os novos sistemas fotovoltaicos instalados no âmbito do EGG,
garantindo ainda as tarifas por um período de vinte anos, dando um segurança e
estimulando a instalação.
O Japão, da mesma forma, teve seu crescimento na potência acumulada em
função de estímulos do governo que através de subsídios incentivou a instalação de
sistemas fotovoltaicos em residências. Através do programa denominado como
Japanese Residential PV System Dissemination Program foram instalados cerca de
250 mil sistemas entre os anos de 1994 a 2005 (REW, 2003). Em 2006 foram
estabelecidas estratégias para uma maior disseminação da instalação de sistemas
fotovoltaicos, chamadas de “New Energy Innovation Plan” e “New National Energy
Strategy”, criando a partir do ano seguinte sete programas de demonstração, todos
criados para incentivar a instalação de sistemas em larga escala, principalmente nos
setores industrial, comercial e em outras aplicações que não sejam residenciais.
66
No caso dos Estados Unidos o crescimento de sistemas fotovoltaicos
instalados se deu de maneira gradativa, diferente da Alemanha e o Japão que
possuíram um crescimento mais acentuado. O número de Estados americanos que
implementam programas de subsídios com o objetivo de introduzir o uso de
tecnologias de energia limpa está crescendo anualmente. Porém, existem dois casos
de programas que podem ser considerados bem sucedidos sendo também os
maiores no país. É o caso do Estado da Califórnia, com o programa California Solar
Initiative - CSI, e o Estado de Nova Jersey, com o programa New Jersey Renewable
Portfolio Standard - RPS. O programa CSI foi iniciado em 2006, fornecendo ao
consumidor residencial descontos para o uso de energia renovável. O objetivo do
projeto é aumentar a capacidade instalada de energia solar fotovoltaica até 2017
para 3.000 MW, através de um investimento total de US$ 2,9 bilhões. Na parte de
mecanismos regulatórios atualmente o programa RPS é o mais utilizado por Estados
americanos. Esse programa foi adotado em 2002 e tem o objetivo de até 2017
aumentar para 20% a participação de fontes renováveis na geração de energia
elétrica.
Já o mercado solar fotovoltaico espanhol teve seu crescimento em função da
importância dado a Pesquisa e Desenvolvimento voltado para essa área, nos anos
80 e 90 do século passado. A permissão para a conexão de sistemas fotovoltaicos
na rede elétrica teve inicio em 1997 através da lei 57/1997, porém ainda sem tarifas
especificas para o uso dessa tecnologia. Em 1998 foi percebida a necessidade de
tarifas especiais para incentivar a utilização desses sistemas, e através do Real
Decreto 2818 de 1998 - RD 2818/1998 foi criada uma tarifa especifica para esse tipo
de geração de energia elétrica, garantindo essa tarifa especial até a Espanha atingir
50MW de potência instalada de sistemas fotovoltaicos. Esse limite para as tarifas
juntamente com a incerteza de retorno do investimento não permitiu um
desenvolvimento nesse tipo de mercado. Dessa maneira em 2004 através da criação
de outro decreto (RD 436/2004), foi criada uma nova tarifa, agora com um período
de tempo suficiente para ser possível amortizar todo o investimento e ainda ter uma
razoável rentabilidade. Aliado com a alta do petróleo nos anos seguintes foi possível
o crescimento desse tipo de mercado no país. Em 2007 foi criado novamente um
novo decreto (RD 661/2007) o qual estabelecia novos tipos de subsídios para a
67
instalação de sistemas fotovoltaicos, assim como mantinha a tarifa fixada no Real
Decreto 436 de 2004, principalmente com o objetivo de consolidar a indústria solar
fotovoltaica assim como ser possível alcançar até 2010 os 400 MW previstos pelo
Plan de Energias Renovables - PER, criado em 1999. Através do notável
crescimento em 2007 a meta do PER foi atingida três anos antes do prazo previsto
(de Martino Jannuzzi, K. O. M. Varella, & Dourado Maia Gomes, 2009). Tornando
necessária a criação de uma nova tarifa aplicável a esses sistemas, surgindo a tarifa
feed in, que será detalhadamente no final do capitulo e que foi implementada fixando
valores de tarifas para os próximos 25 anos, variando seus valores conforme a
potência instalada de cada sistema.
A Itália, que em 2010, através de mais de 54.100 sistemas fotovoltaicos
adicionados, teve um total de quase 2 400 MW de potência instaladas, mais de três
vezes o total do mercado em 2009, chegou a um total com mais de 3,5 GW de
potência (International Energy Agency - IEA, 2011). A primeira fase do programa
atual para o desenvolvimento de geração de energia elétrica com sistemas
fotovoltaico na Itália se deu através de dois decretos emitidos em 2005 e em 2006, e
essa fase foi concluída em 2009, com um total de 5.733 sistemas instalados. A
segunda fase, definida por um decreto emitido em fevereiro de 2007, resultou em um
total de 153.282 plantas de sistemas de geração fotovoltaica. A terceira fase do
programa, aprovada em agosto do ano passado, definiu valores para as tarifas feed
in aplicadas para sistemas fotovoltaicos no país entre os anos de 2011 e 2013.
Devido ao crescimento acentuado em 2010, a meta que se tinha de 8 GW até 2020,
é possível que seja atingida ainda nesse ano de 2011. Como consequência, um
novo decreto, de maio desse ano redefiniu a meta para 23 GW até 2016. Com isso
se teve uma redução significativa no preço das tarifas aplicadas para sistemas
fotovoltaicos no país.
Resumindo, cada um dos cinco países citados teve e tem sua própria maneira
de incentivar o desenvolvimento e a utilização da geração de energia através de
módulos fotovoltaicos. Sendo um ponto importante para o crescimento desse tipo de
tecnologia, o tipo de tarifa aplicada por cada país é de alto peso na decisão da
instalação ou não desses sistemas. Hoje em dia, nos casos da Itália, Alemanha e
Espanha, é utilizado as tarifas do tipo feed in. Já o Japão e os Estados Unidos,
68
também com um mercado bem desenvolvido, utilizam outros tipos de incentivos,
como é o exemplo do Estado da Califórnia, considerado um dos mercados de
energia fotovoltaica mais importante no mundo, não utilizam o método de tarifas
diferenciadas para o desenvolvimento dessa tecnologia, porém o investimento ainda
se mostra atrativo, isso em função da combinação de subsídios na instalação bem
como redução de impostos.
Com relação aos tipos de tarifas utilizadas no mundo, existem basicamente
dois tipos de mecanismos utilizados, o sistema de preços e o sistema de quotas. O
sistema de preços, como o nome já diz, possui a característica principal ligada ao
valor pago por cada kWh gerado ao produtor de energia através de energias
renováveis. É considerado um determinado período de tempo, no caso de energia
solar fotovoltaica, normalmente um tempo superior a vinte anos. Dentro do sistema
de preços, o tipo mais difundido de tarifa é o de “tarifa-premio” também chamada de
feed in tarif. Esse modelo consiste em injetar na rede toda a energia produzida pelo
gerador, sendo o valor pago na tarifa-prêmio é maior quando comparado com a tarifa
cobrada pela energia disponível pela distribuidora na rede pública. Em função dessa
diferença de tarifas é que é mais vantajoso vender toda a energia gerada pelo
sistema fotovoltaico e comprar a energia oferecida na rede local. Nesse tipo de
sistema, o investidor é responsável e arca com todo o capital inicial para instalação,
sendo que muitas vezes é oferecido linhas de financiamento pelo governo para
poder facilitar a compra dos equipamentos. O valor pago na tarifa-prêmio é calculado
de forma que se mostra atrativa ao investidor. Levando em conta a base desse
sistema, é visível que ele apenas pode ser aplicado em casos interligados com a
rede.
Além do sistema feed-in tariff, também existe o modelo chamado net-
metering, que consiste em primeiramente alimentar a demanda de energia elétrica
do próprio gerador, e apenas injetar na rede, caso exista, o excedente de energia
produzida. Nesse caso o valor pego ao produtor pela energia injetada na rede é
normalmente igual ou menor ao valor pago pela tarifa convencional utilizada. Nesse
tipo de sistema normalmente existem subsídios do governo para a compra dos
equipamentos para o sistema fotovoltaico, para com isso mostrar uma atratividade
no investimento. Ao final de um determinado período, é possível que o consumidor
69
gerador tenha consumido mais energia na rede do que gerado mais energia, ou
ainda gerado mais energia do que o consumido, no primeiro caso ele irá pagar
apenas a diferença entre o gerado e consumido, sendo possível ainda, no segundo
caso, receber a diferença da energia gerada pela consumida.
Já o outro mecanismo utilizado, o sistema de quotas estabelece para o
gerador metas de potência e energia gerada por fontes renováveis de energia, e
caso essas metas não sejam cumpridas são aplicadas penalidades. Sendo que o
gerador tem o direito de vender a energia gerada segundo normas pré-
determinadas. O principal tipo utilizado desse mecanismo é o Renewable Portfólio
Standards - RPS, já citado anteriormente, e amplamente utilizado nos Estados
Unidos. Nesse tipo de sistema o governo subsidia tanto a compra dos equipamentos
para a instalação do sistema por parte dos geradores, como também subsidia a
energia gerada, ou seja, esse tipo de mecanismo exige do governo um gasto
considerável periodicamente, o que muitas vezes pode inviabilizar o uso do sistema
de quotas em países em desenvolvimento.
A utilização do sistema de quotas e do sistema de preços, no inicio de 2009
era utilizado segundo a divisão a seguir: 44 países adotavam o sistema de preços, e
apenas 9 países utilizava o sistema de quotas. Sendo que através do número de
países que apostaram no sistema de preços, a utilização deste é visivelmente mais
vantajosa.
6.2 BRASIL
A utilização da energia solar fotovoltaica no Brasil está ainda apenas no
começo. Porém de uns anos para cá ela vem tomando espaço em pesquisas e já
passa a ser considerado seu uso como geração distribuída, em alguns anos.
Algumas barreiras da ordem política, econômica e ainda cultural, onde
mantém a idéia da geração descentralizada através de grandes plantas para
produção de energia elétrica, são alguns motivos que travam o desenvolvimento da
tecnologia fotovoltaica. Da mesma maneira que ocorreu em outros países como
Alemanha, Espanha, entre outros, é necessário programas governamentais para se
70
dar início ao desenvolvimento pleno desse tipo de geração de energia elétrica. O
Brasil já possui incentivos através do PROINFA para outros tipos de energias
renováveis, como eólica, por exemplo, que da mesma maneira que a solar, a anos
atrás era considerada uma fonte de energia que estava longe da realidade brasileira.
Como em outros países, no inicio a energia fotovoltaica era utilizada apenas
para ligação em sistemas isolados. Da mesma maneira ocorreu aqui no Brasil.
Criado em 1994 o PRODEEM – Programa de Desenvolvimento Energético de
Estados e Municípios através de licitações internacionais promoveu a compra de
sistemas fotovoltaicos para a instalação em sistemas que não possuíam ligação à
rede elétrica. Foram instalados em aproximadamente 7.000 comunidades o
equivalente a 5 MW de potência instalada. Mais recentemente, a partir de 2005, o
PRODEEM se incorporou ao Programa Luz para Todos, continuando com a idéia de
instalar sistemas fotovoltaicos em áreas distantes de redes elétricas, normalmente
no entorno rural, com o objetivo de propiciar a energia elétrica para as residências
assim como no bombeamento de água.
As unidades fotovoltaicas ligadas à rede elétrica no Brasil atualmente se
encontram quase totalmente instaladas em universidades e centros de pesquisa,
não fazendo parte de uma política pública de longo prazo e de maiores esforços em
desenvolver esses sistemas. Existem 39 usinas solares conectadas a rede elétrica
hoje em dia no País, totalizando uma potência de 1.174 kW instalados. Na Tabela 3
estão descritos 38 sistemas, com sua potência, localização e o ano em que foi
instalado. Em seguida é descrito o projeto mais recente ligado à rede elétrica, esse
de grande importância por ser o de maior potência existente até hoje.
71
Tabela 3 - Sistemas fotovoltaicos conectados à rede no Brasil Fonte: americadosol.org/instalacoes_experimentais
72
O mais novo sistema ligado à rede elétrica, que entrou em operação em
março desse ano, é o Projeto Tauá. Localizado na região dos Inhamuns, no Estado
do Ceará a usina conta com 4.400 painéis fotovoltaicos instalados em uma área de
12 mil metros quadrados, gerando um total de 1 MW. Diferente dos outros sistemas
instalados no Brasil, essa planta não é integrada à edificação e foi implantada com o
intuito de vender toda a energia gerada. A construção custou cerca de RS 12
milhões, segundo a empresa MPX Solar, responsável pela usina. De acordo com a
mesma empresa há projetos para expandirem o potencial da usina para até 5 MW
nos próximos anos.
Além dos sistemas já instalados é importante dar atenção à outros sistemas
que estão previstos para entrarem em funcionamento nos próximos anos. Um
desses projetos está sendo desenvolvido em Minas Gerais, na cidade de Sete
Lagoas, e será a maior usina fotovoltaica do País. Da mesma maneira que a usina
de Tauá, o sistema não será integrado à edificações e terá 3 MW de potência. A
usina tem previsão para entrar em funcionamento até julho do próximo ano e uma
estimativa total de custo em R$ 25 milhões.
Outro projeto em fase de desenvolvimento está sendo produzido em
Florianópolis, no prédio Sede da ELETROSUL. Projeto o qual, da mesma forma que
o projeto desenvolvido nesse trabalho, tem o objetivo de instalar módulos
fotovoltaicos integrado no telhado da edificação. Denominado de MEGAWATT
SOLAR, esse projeto da ELETROSUL, formado por painéis solares de Silício
Policristalino terá uma potência de 1 MW, com previsão de entrar em operação no
segundo semestre de 2012. A energia gerada pela planta será totalmente injetada
na rede, sem ser utilizada nenhuma parcela da energia pelo próprio produtor.
Para as instalações existentes assim como novas instalações fotovoltaicas
conectadas à rede ainda não existe no Brasil nenhuma legislação específica. As
legislações que estão em vigor não previam ainda o uso dessa tecnologia, dessa
maneira os sistemas fotovoltaicos instalados na rede elétrica seguem as mesmas
leis e regulamentações que Autoprodutores (AP) e Produtores Independentes de
Energia (PIE) que geram energia por meio de outras fontes alternativas, sem
benefícios ou regulamentações próprias para energia solar.
73
Os requisitos para a autorização ou o registro para implementar ou ampliar
centrais geradoras por meio de fontes alternativas, onde se inclui as centrais
geradoras fotovoltaicas, são estabelecidos pela resolução 112/119, de maio de
1999. Com respeito a normatização para esses tipos de sistema, é utilizada a norma
NBR 5410, que aborda as instalações elétricas em baixa tensão. Resumindo, as
regulamentações vigentes não estabelecem nenhum impedimento para conexão do
sistema fotovoltaico à rede, porém também não a facilita.
Um dos principais fatos que levam o País a não possuir ainda leis específicas
para geração fotovoltaica é que o Brasil ainda não possui grandes investimentos na
produção de módulos solares fotovoltaicos, mesmo sendo uma das maiores
reservas de Silício do mundo. Dessa maneira a redução dos preços dos painéis
fotovoltaicos fica condicionada a instalação de um parque industrial para beneficiar o
Silício no grau de pureza necessário.
Porém, nos últimos anos muito se tem discutido a respeito desse tipo de
sistema, tentando achar maneiras de inseri-lo no mercado nacional de maneira
atrativa. Tal fato se comprova com a criação do Grupo de Trabalho de Geração
Distribuída com Sistemas Fotovoltaicos (GT-GDSF), em novembro de 2008 pela
Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético, do Ministério de Minas e
Energia – MME. Esse grupo de trabalho foi criado com a finalidade de elaborar uma
proposta de política pública de curto, médio e longo prazo, para a utilização da
geração fotovoltaica conectada a rede elétrica, em especial em edificações urbanas,
objetivando a promoção ambiental do País e a gestão adequada da demanda de
energia.
Outro marco importante no aspecto da geração fotovoltaica no Brasil foi o
acordo de cooperação técnico-científica firmado em maio de 2004, contando ainda
com o apoio do MME, para a criação do Centro Brasileiro para Desenvolvimento de
Energia Solar Fotovoltaica (CB-SOLAR). Do acordo firmado surgiu na Pontifícia
Universidade Católica do Rio Grande do Sul (PUC-RS) uma planta piloto para
produção industrial de células e módulos fotovoltaicos com tecnologia nacional. Essa
planta tenta produzir módulos fotovoltaicos de alta eficiência e baixo custo e através
disso avaliar a viabilidade técnica e econômica de produção em escala industrial. O
74
CB-SOLAR é considerado o laboratório mais moderno da área na América Latina e
representa uma importante iniciativa para capacitação nacional e pesquisas para
desenvolver tecnologias. A capacidade de produção da planta piloto é apenas para
fins de estudos, sendo necessários apoios para transferir a tecnologia para uma
escala industrial.
75
7 PROJETO
O presente trabalho tem como principal objetivo desenvolver um projeto
técnico de geração fotovoltaica integrada à edificação de um prédio comercial, no
que se refere à escolha da melhor tecnologia de módulo fotovoltaico, bem como a
otimização com o inversor. Não faz parte do escopo deste trabalho a análise de
viabilidade econômica.
A metodologia para a sua realização inclui o embasamento teórico, o qual foi
apresentado anteriormente, a escolha do local apropriado, seguida de uma análise
da área disponível, escolha dos módulos e inversores. Para a validação do projeto,
utilizou-se o software PVSyst na simulação do sistema com os equipamentos e
parâmetros determinados, resultando em um relatório final, adicionado no ANEXO II,
contendo a quantidade de energia que será gerada, perdas, fator de qualidade
(performance ratio), entre outros parâmetros relevantes.
Através do resultado obtido com o relatório final foi possível realizar a análise
dos resultados e calcular a porcentagem do consumo anual total da unidade
comercial que pode ser suprido com a energia solar. Além disso, foi possível avaliar
a qualidade e viabilidade técnica do mesmo.
7.1 LOCAL E ÁREA DISPONÍVEL
O local escolhido para o projeto é um edifício comercial na cidade de Curitiba,
Estado do Paraná, mostrado através do ponto A, na Figura 25. O edifício está
localizado na latitude 25,43º Oeste, e longitude 49,33º Sul, possuindo uma direção
Norte/Sul de construção, disponibilizando um amplo telhado com face norte para a
instalação dos módulos fotovoltaicos.
76
Figura 25 - Localização geográfica do prédio comerc ial
Fonte: Googlemaps
A superfície do telhado é constituída por um lado com 85,62 m, mostrado na
Figura 25 como lado A, e um lado com 87,60 m, lado B na figura, totalizando uma
área de 7500 m². Desse total uma determinada área é constituída para entrada de
iluminação no prédio, impossibilitando a instalação de módulos nesses locais, assim
como outros pontos do telhado que também não permitem a colocação dos módulos.
Além das barreiras causadas pela estrutura para a instalação dos módulos foi
estimada uma área a qual pode sofrer sombras ao longo do dia, e dessa maneira
desconsideradas para o projeto, sendo que o espaçamento mais correto para evitar
o sombreamento será descrito nos próximos capítulos desse trabalho. Na figura 26
está sinalizada através do sombreamento com a cor laranja e verde a área, sob o
telhado, possível e considerada nesse projeto para instalação do sistema.
Analisando a planta da edificação foi calculado um total disponível para o sistema
fotovoltaico de 6075 m², totalizando dessa maneira uma perda de 1440 m² de área
disponível.
77
Figura 26 - Vista superior do prédio comercial
Fonte: Googlemaps
Na figura citada, a parte sombreada com a cor verde representa uma
passarela de acesso ao telhado, a qual possui uma cobertura já inclinada para a
direção norte, em 30º. Essa estrutura inclinada pode ser aproveitada de maneira
direta, sem o uso de estruturas para instalação dos módulos com uma determinada
angulação. A instalação do sistema no restante da área disponível pode ser feito
através de estruturas fixadas ao chão, como a mostrada na Figura 27, onde
possibilita a alocação dos módulos no telhado com a direção correta (Norte) e a
angulação ótima para captar a maior radiação solar possível durante o dia.
78
Figura 27 - Estrutura de Fixação
Fonte: Catalogo Plurienergia
7.2 ESCOLHA DOS MÓDULOS
Como visto no Item 4.6, cada tipo de módulo fotovoltaico apresenta suas
características, eficiência e vantagens e desvantagens. Sabe-se que os módulos
fabricados com o Silício já estão consolidados no mercado e já tem sua
confiabilidade comprovada. Atrelado a esse fato, a abundância desse material e sua
não toxidade para com o meio ambiente fez do Silício a melhor opção referente ao
tipo de material a ser utilizado, optando-se então pela comparação entre três
módulos distintos: módulo padrão (Silício policristalino), módulo de filme fino (Silício
amorfo) e módulo misto (Silício monocristalino e Silício amorfo).
Para a comparação dos três, foi feita uma estimativa relativa à quantidade de
energia que cada um poderia gerar na área disponível do prédio. Através da largura
de cada um deles, foi possível calcular através da Figura 28 e Fórmula 11 a
distância necessária entre os módulos (distância entre a base de um módulo e a
base do módulo da fileira seguinte) para que as perdas através de sombreamento
fossem minimizadas. Para o parâmetro altura solar da Formula 11, foi utilizado a
altura solar as 9:00 horas no equinócio de inverno (pior caso) equivalente a 24,5º e
para a angulação do módulo 22º (comprovado ser o ângulo ótimo no Item 7.3.2).
79
Figura 28 - Distância entre módulos fotovoltaicos
Fonte: Energia Fotovoltaica - Manual Sobre Tecnologias, Projetos e Instalações
( )γ
γβsen
senbd
−−×= º180 [11]
Sendo:
d: Distância entre módulos
b: Altura do módulo
ß: Inclinação do módulo
Ɣ: Altura solar
Através da distância encontrada para cada tipo de módulo e de cada
comprimento, foi calculada a área que cada módulo ocuparia no espaço, ou seja,
como se cada um fosse posicionado no chão sem nenhuma inclinação e adicionado
o valor da distância entre as bases dos módulos de cada fileira. Essa situação pode
80
ser observada na Figura 29, onde d-b representa o espaçamento entre a projeção
que cada módulo faz no solo e o próximo módulo.
Figura 29 - Área total ocupada por um módulo fotovo ltaico
Para obter a quantidade aproximada de cada tipo de módulo dentro da área
disponível, estimada no Item 7.1, foi utilizada a Fórmula 12.
cd
DisponívelÁrea
MódulopeloOcupadaÁrea
DisponívelÁreaMódulosdeQuantidade
×==
[12]
Após o cálculo da quantidade de módulos, esse valor multiplicado pela
potência nominal resulta na potência total instalada.
inalNomPotênciaMódulosdesQuantidadeInstaladaTotalPotência ×= [13]
A quantidade de módulos também pode ser utilizada para o cálculo da área
ativa total a ser instalada, sendo necessária a multiplicação pela área do módulo.
MódulosdeQuantidadeMódulodoÁreaTotalAtivaÁrea ×= [14]
Por fim, a quantidade de energia que poderá ser produzida é calculada
multiplicando-se a quantidade total anual de irradiação incidente no módulo a 22º,
equivalente a 1624kWh/m2 (obtido no Item 7.3.2) pela área ativa e também pela
eficiência.
η××= AtivaÁreaIncidenteIrradiaçãoAnualGeradaEnergia [15]
81
A abaixo mostra o comparativo entre as distintas tecnologias definidas no
início do capítulo, mostrando características individuais e os resultados referentes as
equações 11, 12, 13, 14 e 15. Os datasheets de cada módulo para consulta das
demais características se encontram em anexo.
Figura 30 - Comparativo entre 3 módulos de Silício
Após a comparação o módulo escolhido para o projeto foi o HIT N235SE10 da
Sanyo, por ser uma nova tecnologia que engloba dos tipos de silício. A vantagem da
utilização do silício monocristalino é a sua eficiência, alta confiabilidade e robustez,
já do filme fino é sua boa eficiência sob radiação difusa (situação muito comum na
cidade de Curitiba). Além disso, se comparado com o módulo fabricado apenas com
Silício amorfo apresenta uma menor perda por modularidade, devido ao seu
comprimento ser aproximadamente 3,5 vezes menor, resultando em um melhor
aproveitamento do espaço disponível. Para finalizar a justificativa da escolha desse
módulo, em comparação com as outras duas tecnologias apresenta uma eficiência
superior, devido a união de dois tipos de tecnologias bem como minimização das
82
perdas por reflexão devido a sua superfície em forma de pirâmides, também tem a
vantagem de possuir um valor maior de potência instalada por m2 ativo sendo 1,38
vezes maior do que o de Silício policristalino e 2,80 vezes maior do que o Silício
amorfo, resultando em uma maior energia produzida ao ano.
Vale ressaltar que os dados apresentados na Figura 30 são uma estimativa,
para valores mais precisos será feita a simulação através de software, detalhada no
capítulo a seguir.
7.3 VALIDAÇÃO DO PROJETO
Para a validação do projeto utilizou-se dois softwares para aquisição de dados
e simulação dos mesmos. Um deles é o Radiasol, utilizado para aquisição dos dados
meteorológicos da cidade de Curitiba. O outro é o PVSyst, cuja principal função é
permitir a simulação do sistema fotovoltaico proposto, resultando em um relatório
final com as informações relevantes para validação do projeto.
A sequência de construção do projeto fotovoltaico no software PVSyst está
pontuada abaixo, e a mesma será seguida para explicar passo a passo como foi
feito o dimensionamento do presente projeto utilizando o módulo fotovoltaico misto
escolhido no capítulo anterior.
• Determinação do local e inclusão dos dados meteorológicos;
• determinação do ângulo ótimo e albedo;
• desenho 3D do local e posicionamento dos módulos para determinação do
sombreamento;
• escolha dos inversores;
• arranjo das ligações elétricas dos módulos fotovoltaicos;
• simulação de todo o sistema.
83
Figura 31 - Tela do software PVSyst
Fonte: PVSyst
7.3.1 Determinação do local e inclusão dos dados meteorológicos
Após a escolha do local, detalhada no Item 7.1, é necessário a inclusão dos
dados referentes à cidade de Curitiba adquiridos através do Radiasol. Os dados
relevantes a serem inclusos no PVSyst são: radiação global horizontal, difusa
horizontal e temperatura.
Gráfico 8 - Irradiação média de Curitiba
Fonte: Radiasol
84
7.3.2 Determinação do ângulo ótimo e albedo
A angulação dos módulos para ser ótima pode ter seu valor aproximadamente
igual ao da latitude do local onde será instalado, porém através dos dados
meteorológicos é possível obter esse valor com maior precisão.
Portanto, o ângulo escolhido para os módulos fotovoltaicos é de 22º, pois
nesse ponto o módulo estaria trabalhando no ponto mais alto da curva, como
observa-se na figura abaixo, resultando em uma energia média anual de 1624
kWh/m2.
Figura 32 - Simulação da angulação ótima (PVSyst)
Fonte: PVSyst
Com relação ao albedo, o qual representa a refletividade no ambiente em que
o sistema está situado, o percentual adotado foi de 20%, considerado valor padrão
pelo software para ambientes urbanos.
7.3.3 Desenho 3D do local e posicionamento dos módulos para determinação do
sombreamento
A construção do prédio em três dimensões é de extrema importância para o
cálculo das perdas através de sombreamentos. Inicialmente, foi realizada a
85
simulação de sombreamento no prédio sem a presença dos módulos fotovoltaicos,
permitindo a identificação de zonas de sombreamento devido a anteparos
encontrados no telhado da edificação. Em seguida, o módulo escolhido foi
posicionado na área disponível do desenho levando em consideração os pontos de
sombreamento observados no primeiro momento, os espaços necessários para
movimentação e acesso entre os módulos para tornar a manutenção viável e a
distância calculada através da Fórmula 1.
Figura 33 - Posicionamento dos módulos fotovoltaico s na edificação
Como resultado do posicionamento dos módulos, mostrado na figura acima, a
área ativa encontrada foi de 2568m2. Pode-se observar uma diminuição de
aproximadamente 25% do valor estimado através da Fórmula 14 no Item 7.2. Essa
perda justifica-se pelas perdas modulares e espaçamentos não estimados para
acesso e manutenção dos módulos. Devido à diminuição da área ativa os outros
valores consequentemente também sofreram uma queda, passando a ser:
Quantidade de módulos = 2038
Potência instalada = 479kW
Energia Anual = 782 MWh/ano
86
É importante lembrar que o valor da energia anual ainda não é o valor final
que o sistema produzirá, pois ainda não foram computadas as perdas. No caso de
perdas por sombreamento, através do posicionamento dos módulos na edificação e
simulação da trajetória do sol para diversas épocas do ano optou-se por iniciar a
colocação da primeira fileira de módulos (atrás dos dois anteparos existentes) a uma
distância de aproximadamente 2,5m. Para essa distância observou-se que no mês
de Junho as duas primeiras fileiras sofrem sombreamento no momento do nascer e
pôr do sol, para os meses de Maio e Julho apenas uma fileira e nos demais meses
nenhuma. Portanto, conclui-se que a distância adotada é aceitável e as perdas
geradas no inverno são compensadas nas demais estações do ano.
7.3.4 Escolha dos Inversores
O próximo passo é a escolha dos inversores para o sistema, sendo que para
o projeto foi determinada a utilização de inversores descentralizados, através do
conceito de inversores para cadeia de módulos. Dessa maneira é possível obter uma
maior confiabilidade na geração de energia, considerando que caso um inversor
deixe do funcionar apenas uma pequena parcela do sistema irá parar de fornecer
energia, e ainda há a possibilidade de possuir uma determinada quantidade de
inversores de backup, para troca imediata em caso de defeito em algum dos
inversores que estejam em operação.
Na escolha do módulo foram levados em conta alguns parâmetros como a
eficiência do equipamento, sua potência nominal assim como sua faixa de tensão de
funcionamento. Foi determinada a utilização de inversores com potência próxima de
4 kW, por possuírem um tamanho e peso reduzido, além de serem comercialmente
mais acessíveis, pela ampla gama de fabricantes que produzem equipamentos em
torno dessa potência.
O projeto foi dividido em dois subsistemas, um para os módulos inclinados em
22º, denominado de subsistema 1, e outro subsistema, denominado como
subsistema 2, para os módulos instalados no anteparo existente no telhado, com 30º
de inclinação. O primeiro subsistema possui uma potência de 438 kWp, produzida
por 1864 módulos, e o segundo, uma potência de 40,42 kWp, com 172 módulos.
87
No dimensionamento do sistema há um fator que é normalmente considerado,
chamado de Fator de Dimensionamento dos Inversores – FDI, dado em
porcentagem, que relaciona a potência instalada do sistema com a potência nominal
dos inversores. Sendo que os módulos fotovoltaicos na maioria do tempo não
trabalham nas condições nominais, em função da irradiação nos módulos ser
normalmente menor que 1000 W/m² (STC), é possível subdimensionar os inversores
para trabalharem numa potência menor que a potência instalada do sistema,
conforme a irradiação média do local. Dessa forma, em dias de grande irradiação
sobre o sistema o inversor trabalhará acima da sua potência nominal, porém isso se
dará em poucos momentos, não afetando a vida útil do equipamento. Com esse
fator são evitados gastos excessivos com inversores de maior potência, a qual não
será totalmente aproveitada ao longo da sua vida útil.
No projeto, em função dos níveis de radiação, foi considerado um fator de
dimensionamento de 85%, significando que a potência do inversor será 85% a
potência do sistema. Assim sendo, para o subsistema 1 a potência considerada é
85% dos 438 kWp totais, totalizando 372,3 kW. Considerando inversores de potência
nominal próxima de 4 kW, esse subsistema necessita de 93,07 inversores, o qual foi
arredondado para 93 inversores. Da mesma maneira, no subsistema 2 foi
considerado uma potência de 85% dos 40,42 kWp totais, totalizando 34,36 kW,
sendo necessário 8,58 inversores, arredondando para baixo o projeto fica com 8
inversores para esse segundo subsistema.
Portanto foi feita uma busca em fornecedores, por inversores, sendo para o
subsistema 1, 93 inversores para alimentar a potência considerada de 373,3 kW,
logo exigindo uma potência nominal por inversor próxima de 4,01 kW. E o
subsistema 2 composto por 8 inversores, para uma potência total de 34,36 kW,
sendo que os inversores necessitariam de uma potência nominal próxima de 4,30
kW cada.
A partir dos dados obtidos, foram achados modelos que se encaixam no
projeto. São eles, para o subsistema 1, inversor do fabricante SMA, modelo SUNNY
BOY 4000 US, o qual possui uma potência nominal de 4 kW, uma faixa de tensão de
entrada entre 220 e 480 V, e eficiência de 95,5%. Já para o subsistema 2 foi
88
escolhido o inversor modelo GT 5.0, do fabricante XANTREX, o qual possui uma
potência nominal de 4,5 kW, uma faixa de tensão de entrada de 240 a 550 V e uma
eficiência igual ao outro modelo citado, de 95,5%. Para ambos os inversores as
demais características podem ser vistas através do datasheet no ANEXO I. Na
Tabela 4 são resumidas as informações quanto as características e quantidades de
inversores para cada subsistema.
Subsistema 1 Subsistema 2
Número de módulos 1864 172 Potência de pico total 438 kW 40,42 kW
Potência considerando fator de dimensionamento 85%
372,3 kW 34,36 kW
Número de Inversores 93 8 Modelo do Inversor SUNNY BOY 4000 US GT 5.0 Marca do Inversor SMA Xantrex
Potência de cada inversor 4 kW 4,5 kW Faixa de tensão de funcionamento
do inversor 220 a 480 V 240 a 550 V
Eficiência do inversor 95,5 % 95,5 %
Tabela 4 - Resumo dos inversores
7.3.5 Arranjo das ligações elétricas dos módulos fotovoltaicos
Com os inversores determinados é necessário fazer os cálculos de como
serão ligados os módulos para atingir a tensão de entrada necessária, assim como
dimensionar a quantidade de módulos ligados a cada inversor para chegar à
potência nominal do mesmo. Como falado na parte teórica, a ligação dos módulos
em série resulta em um aumento da tensão, sendo a tensão final formada pela soma
da tensão gerada por cada módulo, sendo essa quantidade determinada de módulos
ligados em série chamada de string. Já a ligação em paralelo desses strings gera
uma maior corrente elétrica final, aumentando a potência total.
Para o subsistema 1, cada inversor possui uma potência nominal de 4 kW,
com isso serão ligados 20 módulos fotovoltaicos de 235 Wp cada, totalizando 4700
Wp, porém, sendo considerado o FDI de 85%, a potência total fica em 3995 Wp.
Para a ligação dos módulos aos inversores é necessário arranjá-los de maneira com
que se obtenha uma tensão de entrada de acordo com a tensão especificada do
89
inversor. Segundo os dados técnicos dos módulos escolhidos, sua tensão em
condições padrões de funcionamento (STC) é de 43 V. Com isso, uma forma de
arranjar os 20 módulos para a ligação ao inversor seria através de 2 strings ligados
em paralelo, sendo cada string formado por 10 módulos ligados em série. Essa
ligação proporciona uma tensão que igual à soma dos 10 módulos ligado em série,
ou seja, 430 V, se encaixando num ponto intermediário dentro da faixa de tensão de
funcionamento do inversor. Outro cálculo importante a ser feito é o nível de tensão
dos módulos para as temperaturas extremas de funcionamento, considerando que a
tensão de funcionamento dos módulos varia em função da variação de temperatura.
Para a localidade do projeto, uma temperatura de 0º C pode ser considerada como
plausível a ser usada como temperatura mínima, assim como uma temperatura de
60º C, considerando o aquecimento do módulo, para a temperatura máxima.
Segundo o datasheet dos módulos, a tensão para uma temperatura igual a mínima
citada acima é de 46,25 V, multiplicando essa tensão pelo número de módulos em
série tem-se uma tensão de 462,5 V, assim como a tensão para 60º C igual a 38,45
V, totalizando uma tensão de 384,5 V para o total de módulos em série. Portanto, a
tensão para os extremos também permanece dentro da faixa de funcionamento do
inversor. Logo, essa configuração dos módulos permite um correto funcionamento
do sistema.
Para o subsistema 2, com a potência nominal do inversor de 4,5 kW, podem
ser ligados a ele 21 módulos de potência de pico igual a 235 W, totalizando uma
potência de 4935 W, e então considerando o FDI de 85%, a potência fica igual a
4194,75 W. Considerando agora a tensão de entrada do inversor, que possui uma
faixa entre 240 e 550 V, uma forma de configurar os 21 módulos seria através de 3
strings ligados em paralelo, sendo cada string formado por 7 módulos fotovoltaicos
cada, ligados em série. Essa configuração fornece uma tensão igual a soma da
tensão dos sete módulos ligados em série, totalizando, para as condições padrões
de funcionamento uma tensão total de 301 V. Os cálculos para temperaturas
extremas resultam em uma tensão máxima, para a temperatura mínima, de 323,75
V, assim como uma tensão mínima de 269,15 V, ambas dentro da faixa de
funcionamento do inversor. Com isso pode-se resumir a configuração dos arranjos
através da Tabela 5.
90
Subsistema 1 Subsistema 2
Módulos em série em cada string 10 7 Tensão por string para condições
padrão de funcionamento 430 V 301 V
Tensão por string para temperatura de 0º C
462,5 V 323,75 V
Tensão por string para temperatura de 60º C
384,5 V 269,15 V
Strings em paralelo ligados a cada inversor
2 3
Número total de strings 186 24 Número total de módulos 1860 168
Potência fornecida pelo arranjo dos módulos na condição padrão a cada
inversor considerando FDI 85% 3995 W 4194,75 W
Tabela 5 - Resumo das ligações elétricas dos módulo s
Através do resumo da tabela pode-se ver que em função do arranjo utilizado
para os módulos na ligação com os inversores do subsistema 1 serão utilizados 4
módulos fotovoltaico a menos que o previsto, assim como também para subsistema
2 serão 4 módulos a menos. Isso somará uma redução de 1880 Wp instados a
menos que o possível para o sistema.
7.3.6 Simulação de todo o sistema
O último passo do software PVSyst é a simulação do sistema como um todo,
levando em consideração todas as etapas descritas anteriormente. As configurações
definidas para módulos e inversores são simuladas conforme as informações
meteorológicas da cidade escolhida, gerando um relatório final contendo, entre
outras, informações como o total de perdas do sistema, produção de energia
mensal, e quantidade de energia produzida anualmente.
O relatório final encontra-se em anexo e a análise detalhada desses dados
será feita no capítulo a seguir.
91
8 ANÁLISE DOS RESULTADOS
A simulação realizada pelo PVSyst resultou em gráficos e tabelas,
apresentados neste capítulo, e através deles foi realizada a análise dos dados
obtidos assim como a comparação dos valores previstos com os valores finais
encontrados. Os resultados analisados para o sistema são basicamente a potência
total instalada, número de módulos, área total ativa, produção de energia mensal e
anual, as perdas detalhadas e o fator de qualidade do projeto. A energia gerada pelo
sistema, obtida na simulação, foi comparada com a energia consumida pela
empresa que atua no edifício do projeto.
O resumo pode ser dado com a potência estimada no anteprojeto para o
sistema de 645 kWp, em corrente contínua, sendo essa potência fornecida através
de 2746 módulos fotovoltaicos previstos, a partir de uma área ativa de 3462 m². A
estimativa inicial para o projeto geraria um total de energia de 1054 MWh por ano. O
resultado final encontrado totalizou uma área ativa de 2557m², com 2028 módulos
fotovoltaicos fornecendo uma potência total em corrente contínua de 477 kWp e na
saída dos inversores em corrente alternada de 408 kW. A energia gerada anual para
o projeto final ficou igual a 611,90 MWh. As diferenças entre valores previstos e
valores finais se deram pelo fato da estimativa inicial não considerar nenhum tipo de
perda, as quais são inevitáveis ao sistema, como exemplo as perdas por
modularidade dos módulos na área disponível do telhado, perdas do inversor,
perdas dos módulos fotovoltaicos, entre outras que acabam reduzindo os valores
estimados. Para detalhar melhor os resultados, tabelas e gráficos gerados pelo
software PVSyst serão apresentados a seguir.
Na Tabela 6 são descritos através de valores médios para cada mês os dados
da irradiação global horizontal incidente (GlobHor), a irradiação difusa horizontal
(DiffHor), a temperatura média (T Amb), e também os valores encontrados para a
irradiação global incidente (GlobInc) nos módulos fotovoltaicos do projeto através do
ângulo ótimo definido para a inclinação. É possível ver um valor para a irradiação
global incidente nos módulos maior que a irradiação para o plano horizontal.
92
Tabela 6 - Valores mensais de irradiação e temperat ura
O Gráfico 9 apresenta uma importante informação acerca do projeto,
demonstrando a proporção de perdas totais no sistema para a energia útil que é
produzida. As perdas são inevitáveis, porém é de extrema importância tentar
minimizá-las ao máximo em um projeto, evitando custos superiores aos necessários
e aumentando a eficiência global do sistema.
Gráfico 9 - Proporção normalizada entre energia úti l e perdas
93
Atrelado as perdas, outro importante fator do projeto que pode ser analisado é
o fator de qualidade do sistema (Performance Ratio), denominado PR. Essa medida
é dada em porcentagem e relaciona o rendimento real do sistema com o rendimento
esperado, independente da localização do projeto. Quanto mais próximo de 100%
for o valor de PR melhor será o sistema projetado. Considerando que um valor de
100% não é possível de se atingir, em função das diversas perdas inevitáveis, é
considerado um sistema fotovoltaico eficiente aqueles que atingem um valor de PR
em torno de 80% (Solar Technology AG - SMA). No Gráfico 10 é possível observar
os valores mensais para o fator de qualidade do sistema projetado.
Gráfico 10 - Fator de qualidade do sistema
Os ganhos e perdas do sistema com mais detalhes pode ser visto na Figura
34, onde é ilustrada a porcentagem de todas as perdas do sistema, separadas,
desde o inicio da captação da energia solar, até a energia elétrica produzida na
saída do inversor. Para o presente projeto foi obtido uma porcentagem anual de
perdas de 23,7%, valor considerado aceitável dado a o alto valor de pontos
possíveis de perdas no sistema.
94
Figura 34 - Ganhos e perdas do sistema
A Tabela 7 mostra o resultado mais importante do projeto, que é o quanto de
energia ele produzira anualmente. Sendo que o objetivo principal do projeto é tentar
otimizar o sistema para produzir o máximo possível de energia. Como comentado
anteriormente e mostrado na Tabela 7, o sistema produzirá um total anual de 611,9
MWh, produzindo uma média de 51 MWh por mês.
95
Tabela 7 - Energia gerada mensalmente
No Gráfico 11 apenas para uma melhor visualização dos dados é
representado novamente os valores de energia mensalmente produzida.
Gráfico 11 - Energia gerada mensalmente
96
Com os valores de energia produzida obtidos e mostrados anteriormente
pode-se comparar com o consumo de energia mensal da empresa alocada no
edifício onde foi desenvolvido o projeto. Abaixo, na Tabela 8 estão descritos os
valores de energia consumida no ano presente até o mês de julho, sendo o
suficiente para obter uma resposta quanto à proporção de energia o sistema supriria
do consumo anual total.
Mês
Energia
Consumida
[MWh]
Energia
Produzida
[MWh]
Proporção de
Energia
Gerada /
Consumida
Janeiro 33,12 57,93 1,75
Fevereiro 34,95 51,49 1,47
Março 34,09 53,68 1,57
Abril 42,32 48,50 1,15
Maio 41,14 44,64 1,08
Junho 39,76 41,58 1,05
Julho 40,06 45,59 1,14
Tabela 8 - Comparativo entre energia produzida e en ergia consumida
Através da comparação é possível verificar que no mês de junho houve a
menor proporção entre e energia consumida e gerada, porém mesma assim a
energia gerada seria 5% acima do que necessitaria para suprir toda a demanda.
Considerando-se uma média mensal para o consumo de energia, o valor fica igual a
37,92 MWh/mês, comparado com uma média de 49,06 MWh/mês de energia
gerada. Fazendo a comparação entre as médias, verifica-se que com o sistema será
produzido 27,38% a mais de energia do que o necessário para alimentar todo o
consumo.
97
9 CONCLUSÃO
A primeira conclusão obtida no trabalho, ainda no começo do projeto foi a não
disponibilidade integral da área total do telhado, resultando em uma perda de 19%
em função de aberturas para iluminação natural e áreas sombreadas onde não seria
possível a instalação de módulos.
Considerando que os módulos são os principais equipamentos do sistema, a
escolha do tipo de tecnologia de módulos fotovoltaicos que seria usado foi de
extrema importância. O equipamento fabricado pela SANYO se mostrou muito
superior aos outros que foram objeto de comparação nesse trabalho. Um diferencial
positivo do modelo da SANYO é a relação de potência de pico por unidade de área,
sendo uma relação melhor que os outros módulos, bem como sua menor perda por
modularidade. O modelo escolhido ainda apresentou vantagens pelo tipo de
fabricação do módulo, sendo que a tecnologia, pela fabricante chamada de HIT
(Heterojunction with Intrinsic Thin layer), envolvendo Silício monocristalino e o Silício
amorfo em forma de filme fino permite uma grande eficiência no aproveitamento da
energia solar, sendo a maior entre as opções de comparação. Com a vantagem de
ter uma boa resposta para localidades com grande proporção de radiação difusa, em
função da camada de filme fino no módulo, essa tecnologia, levando em conta todos
os seus pontos superiores aos outros módulos, foi a que se mostrou mais viável para
instalação na cidade de Curitiba, que durante o ano apresenta em 7 meses uma
componente difusa superior à componente direta de irradiação média.
Porém, não basta apenas escolher o melhor módulo, é necessário escolher a
melhor angulação para o seu posicionamento e conseqüente melhor aproveitamento
da irradiação solar, e esta foi constatada ser de 22º para a cidade de Curitiba.
Com relação a determinação do tipo de conexão dos inversores, a escolha
por utilizar várias unidades, através do conceito de cadeia de módulos fotovoltaicos,
ao invés de utilizar apenas um inversor central, foi definido como a melhor opção a
ser usada, sendo que com o uso de um grande número de inversores a continuidade
de geração e a confiança do sistema fica elevada. Ainda tendo a vantagem de poder
adquirir inversores de backup, para que caso alguma unidade pare de funcionar, de
98
imediato outro seja instalado, de maneira mais prática e rápida que um inversor
central. Na escolha do modelo dos inversores, em função do projeto adotar dois
ângulos de inclinação para os módulos, foi definido subsistemas para a instalação.
Com isso foram determinados diferentes modelos de inversores, com diferentes
valores de potência nominal. Sendo que com isso a forma com que foi configurado o
arranjo de módulos teve a necessidade de ser adaptada para os diferentes valores
padrões de funcionamento de cada inversor. Além disso, uma análise adicional
importante que foi realizada foi o calculo da tensão de funcionamento dos módulos
para temperaturas extremas, 0º e 60º C para Curitiba, verificando o valor para
funcionamento dentro da faixa de tensão dos inversores.
Com os cálculos e a definição da configuração dos arranjos fotovoltaicos, foi
reduzido a potência total em 1880 Wp, em função da impossibilidade de instalação
de 8 módulos dentro do arranjo definido.
Com os parâmetros de entrada do software PVSyst definidos, a simulação foi
a maneira de validar o sistema projetado e ter uma idéia precisa de valores de
energia que o sistema pode fornecer, sendo em média 51 MWh por mês, totalizando
uma energia produzida anualmente de 611,9 MWh.
. O software escolhido se mostrou de grande utilidade, uma vez que ele
fornece inúmeras opções de gráficos e tabelas, fornecendo todos os resultados
necessários para avaliar exatamente o funcionamento do sistema.
Analisando os resultados, foi concluído que o projeto seria de alta relevância
para a empresa a qual está instalada no edifício escolhido para o trabalho, sendo
que com a execução do projeto fotovoltaico em seu telhado iria proporcionar uma
geração de energia suficiente para alimentar toda sua demanda de energia, além de
gerar um excedente de energia, de em média 27% a mais do que seu consumo, o
qual seria injetado na rede elétrica e vendido para a concessionária de energia. É
importante considerar que o sistema apenas irá gerar energia durante o período
diurno, utilizando a rede como um backup para a demanda de energia noturna.
Diferente de sistemas autônomos que seriam necessários equipamentos de
99
armazenamento de energia, como baterias, para poder utilizar durante a noite a
energia gerada durante o dia.
Como objetivo para trabalhos futuros poderia ser feito a análise da viabilidade
econômica do projeto desenvolvido, concluindo se o projeto é também
financeiramente viável. Assim como uma questão que pode ser discutida é a
realização do mesmo projeto alterando o valor de inclinação dos módulos de 22º
para 0º, deixando os módulos na horizontal com relação ao telhado do edifício.
Sendo que dessa maneira seria possível instalar um número maior de módulos
considerando que não necessitaria do espaçamento para evitar o sombreamento
entre os mesmos, podendo concluir com essa análise se com a nova inclinação o
projeto seria mais eficiente.
100
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103
APÊNDICE A
1 Memorial de Cálculo – Estimativa da quantidade de energia gerada
a. Módulo fotovoltaico de Silício policristalino (KD 135SX UPU - Kyocera)
i. Distância entre módulos
( )γ
γβsen
senbd
−−×= º180
( )º5,24
º5,24º22º180668,0
sen
send
−−×=
md 17,1=
ii. Quantidade de módulos
cd
DisponívelÁrea
MódulopeloOcupadaÁrea
DisponívelÁreaMódulosdeQuantidade
×==
50,117,1
6075
×=MódulosdeQuantidade
3461 =MódulosdeQuantidade
iii. Potência instalada
inalNomPotênciaMódulosdesQuantidadeInstaladaTotalPotência ×=
1353461 ×=InstaladaTotalPotência
kWInstaladaTotalPotência 24,467 =
iv. Área Ativa
MódulosdeQuantidadeMódulodoÁreaTotalAtivaÁrea ×=
104
346150,1668,0 ××=TotalAtivaÁrea
292,3467 mTotalAtivaÁrea =
v. Quantidade de energia gerada anualmente
η××= AtivaÁreaIncidenteIrradiaçãoAnualGeradaEnergia
1348,092,34671624 ××=AnualGeradaEnergia
anoMWhAnualGeradaEnergia /18,759 =
b. Módulo fotovoltaico de Silício amorfo (PVL 144 - UniSolar)
i. Distância entre módulos
( )γ
γβsen
senbd
−−×= º180
( )º5,24
º5,24º22º180394,0
sen
send
−−×=
md 69,0=
ii. Quantidade de módulos
cd
DisponívelÁrea
MódulopeloOcupadaÁrea
DisponívelÁreaMódulosdeQuantidade
×==
486,569,0
6075
×=MódulosdeQuantidade
1604 =MódulosdeQuantidade
iii. Potência instalada
inalNomPotênciaMódulosdesQuantidadeInstaladaTotalPotência ×=
105
1441604 ×=InstaladaTotalPotência
kWInstaladaTotalPotência 98,230 =
iv. Área Ativa
MódulosdeQuantidadeMódulodoÁreaTotalAtivaÁrea ×=
1604486,5394,0 ××=TotalAtivaÁrea
202,3467 mTotalAtivaÁrea =
v. Quantidade de energia gerada anualmente
η××= AtivaÁreaIncidenteIrradiaçãoAnualGeradaEnergia
0681,002,34671624 ××=AnualGeradaEnergia
anoMWhAnualGeradaEnergia /43,383 =
c. Módulo fotovoltaico de Silício monocristalino e amorfo (HIT N235SE10
– Sanyo)
i. Distância entre módulos
( )γ
γβsen
senbd
−−×= º180
( )º5,24
º5,24º22º180798,0
sen
send
−−×=
md 40,1=
ii. Quantidade de módulos
cd
DisponívelÁrea
MódulopeloOcupadaÁrea
DisponívelÁreaMódulosdeQuantidade
×==
106
58,140,1
6075
×=MódulosdeQuantidade
2746 =MódulosdeQuantidade
iii. Potência instalada
inalNomPotênciaMódulosdesQuantidadeInstaladaTotalPotência ×=
2352746 ×=InstaladaTotalPotência
kWInstaladaTotalPotência 31,645 =
iv. Área Ativa
MódulosdeQuantidadeMódulodoÁreaTotalAtivaÁrea ×=
274658,1798,0 ××=TotalAtivaÁrea
227,3462 mTotalAtivaÁrea =
v. Quantidade de energia gerada anualmente
η××= AtivaÁreaIncidenteIrradiaçãoAnualGeradaEnergia
1874,027,34621624 ××=AnualGeradaEnergia
anoMWhAnualGeradaEnergia /70,1053 =
107
ANEXO I
108
109
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ANEXO II
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