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ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DE UMA MINIGERAÇÃO FOTOVOLTAICA NO BLOCO H DO PRÉDIO DO CENTRO DE TECNOLOGIA NA UFRJ
Rafael Horwacz
Projeto de Graduação apresentado ao
Curso de Engenharia Elétrica da Escola
Politécnica, Universidade Federal do Rio
de Janeiro, como parte dos requisitos
necessários à obtenção do título de
Engenheiro Eletricista.
Orientador: Jorge Luiz do Nascimento
Rio De Janeiro
Março de 2018
ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DE UMA MINIGERAÇÃO FOTOVOLTAICA NO BLOCO H DO PRÉDIO DO CENTRO DE TECNOLOGIA NA UFRJ
Rafael Horwacz
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE
ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS
PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHAIRO ELETRICISTA.
Examinado por:
_____________________________________
Prof. Jorge Luiz do Nascimento, Dr. Eng.
(Orientador)
_____________________________________
Prof. Sebastiao Ercules Melo de Oliveira,
Dr. Eng.
_____________________________________
Prof. Camila Barreto Fernandes, MSc. Eng.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
Março de 2018
Horwacz, Rafael.
Análise Técnico-Econômica de uma minigeração fotovoltaica no
bloco H do prédio do Centro de Tecnologia na UFRJ/ Rafael Horwacz –
Rio de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, 2018.
XIV, 70 p.; il.:29,7cm.
Orientador: Jorge Luiz Nascimento D.Eng.
Projeto de Graduação – UFRJ/Escola Politécnica/
Curso de Engenharia Elétrica, 2018.
Referências Bibliográficas: p. 68-70.
1. Introdução. 2. Energia solar fotovoltaica. 3. Regulamentações
para Geração Fotovoltaica. 4.Levantamento dos Recursos Disponíveis. 5.
Dimensionamento do Sistema Fotovoltaico. 6. Análise Técnico-
Econômica do projeto fotovoltaico 7. Conclusão 8. Referência
bibliográfica. I. do Nascimento, Jorge Luiz. II. Universidade Federal do
Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Elétrica. III.
Análise técnico-econômica de uma minigeração fotovoltaica no bloco h do
prédio do centro de tecnologia da UFRJ
“Não deixe o barulho da opinião dos outros abafar sua voz interior. E mais importante, tenha a coragem de seguir seu coração e sua intuição. Eles de alguma forma já sabem o que
você realmente quer se tornar. Tudo o mais é secundário.”
―Steve Jobs
Agradecimentos
Agradeço primeiramente a Deus, por estar sempre ao meu lado iluminando o meu
caminho.
Aos meus pais Mario e Mariangeli, por terem sido exemplos de pessoas nas quais eu
busco me inspirar para me tornar um ser humano melhor e por todo o apoio nas horas
mais difíceis, pelo amor e pelo carinho. Nada disso teria sido possível sem vocês.
À minha avó, Lucimar, por não medir esforços em buscar o melhor para mim.
À mulher da minha vida Thayane e ao meu filho João Arthur por estarem ao meu lado ao
longo desses 5 anos.
Á toda minha família por estarem sempre comigo em todos os momentos.
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.
ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DE UMA MINIGERAÇÃO FOTOVOLTAICA NO BLOCO H DO PRÉDIO DO CENTRO DE TECNOLOGIA DA UFRJ
Rafael Horwacz
Março 2018
Orientador: Jorge Luiz do Nascimento
Curso: Engenharia Elétrica
O objetivo deste relatório é apresentar resultados de análise e definição de um
sistema fotovoltaico conectado subestação H2 no bloco H do Centro de Tecnologia na
UFRJ, visando auxiliar no suprimento de energia e na redução dos custos do Centro de
Tecnologia e da UFRJ, em conjunto com outros suprimentos fotovoltaicos conectados a
outras subestações do Centro de Tecnologia. O local escolhido para a implementação do
projeto é o telhado do bloco H, espaço desocupado e que possui uma área útil
considerável. As atividades realizadas abrangeram o levantamento do consumo
energético do prédio e do potencial solar na região, além de estudar a área de implantação
e riscos do projeto, visando impactar positivamente na UFRJ. Após as análises, definiu-
se os componentes e o melhor arranjo fotovoltaico possível, além de análise técnico
econômica do projeto, visando quantificar a sua viabilidade.
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of
the requirements for the degree of Engineer.
TECHNICAL-ECONOMIC ANALYSIS OF A PHOTOVOLTAIC MINIGERATION
LOCATED IN BLOCK H OF THE BUILDING OF THE TECHNOLOGY CENTER
OF UFRJ
Rafael Horwacz
March 2018
Tutor: Jorge Luiz do Nascimento
Course: Electrical Engineering
The objective of this report is to present a photovoltaic system connected to the
H2 substation inblock H building of the technology center – UFRJ, aiming to assist the
energy consumption, in addition to the costs of the Technology Center and UFRJ,
together with other connected photovoltaic supplies of the Technology Center. The
location selected for the implementation of the project is the roof of block H, this space
is unoccupied and has a considerable useful area. A research of the consumption of the
building, analysis of the solar potential in the regions and analysis of the area and risks
of the project were carried out, aiming to generate positive impact. After the analysis,
the components and the best possible photovoltaic arrangement were defined, as well as
the economic and technical analysis of the project, in order to quantify its viability.
Sumário
Lista de Figuras ................................................................................................................ 4
Lista de Tabelas ................................................................................................................ 5
Lista de Abreviaturas ........................................................................................................ 6
Capítulo 1. Introdução ...................................................................................................... 1
1.1. Motivação .......................................................................................................... 2
1.2. Objetivos ............................................................................................................ 3
1.3. Justificativas ....................................................................................................... 4
1.4. Limitações do estudo ......................................................................................... 5
1.5. Descrição do trabalho ........................................................................................ 5
Capítulo 2. Energia solar fotovoltaica .............................................................................. 7
2.1 – O recurso solar ..................................................................................................... 7
2.1.1 No Mundo ........................................................................................................ 9
2.1.2 No Brasil ........................................................................................................ 11
2.2 Radiação Solar ...................................................................................................... 12
2.3 A Posição Sol-Terra ............................................................................................. 14
2.4 Efeito Fotovoltaico ............................................................................................... 16
2.5. Células Fotovoltaicas ........................................................................................... 17
2.5.1. Primeira Geração ......................................................................................... 18
2.5.2. Segunda Geração ......................................................................................... 18
2.5.3. Terceira Geração ......................................................................................... 19
2.6 Módulos Fotovoltaicos ......................................................................................... 19
2.6.1. Características Elétricas dos Módulos Fotovoltaicos ................................. 20
2.6.1.1. Corrente de Curto Circuito (𝑰𝒔𝒄) .............................................................. 20
2.6.1.2. Tensão de Circuito Aberto (𝑽𝑶𝑪) .............................................................. 21
2.6.1.3. Curva Característica do Módulo 𝑰𝒙𝑽 ....................................................... 21
2.6.1.4. Fator de Forma (𝑭𝑭) ................................................................................ 22
2.6.1.5. Eficiência dos Módulos Fotovoltaicos ...................................................... 22
2.6.1.6. Temperatura e Intensidade Luminosa dos módulos .................................. 23
2.6.1.7. Características das conexões dos módulos fotovoltaicos ......................... 23
2.7. Dispositivos Utilizados em um Sistema Fotovoltaico ........................................ 24
2.7.1. Inversores ..................................................................................................... 24
2.7.2. Diodo de Desvio e de Bloqueio .................................................................... 25
2.7.3. Aterramento e Proteção contra Descargas Atmosféricas ............................ 26
2.7.4. Medidores de Energia .................................................................................. 27
Capítulo 3 - Regulamentações para Geração Fotovoltaica ............................................. 28
3.1. Requisito de Acesso ............................................................................................ 28
3.2. Procedimento de Acesso ...................................................................................... 30
3.3. O Parecer de Acesso ............................................................................................ 31
3.4. Medição do Faturamento ..................................................................................... 32
3.5. PRODIST ............................................................................................................ 32
3.6. Requisitos de proteção de interligação da conexão ............................................. 33
Capítulo 4 – Levantamento dos Recursos Disponíveis .................................................. 34
4.1. Avaliação da conta de luz e potencial de geração ............................................... 34
4.2. Avaliação do espaço físico .................................................................................. 36
4.3. Dados Solarimétricose Softwares utilizados ....................................................... 38
4.3.1. Dados solarimétricos e temperatura ............................................................ 38
4.3.2. Softwares ...................................................................................................... 38
4.3.2. Avaliação do Recurso Solar ......................................................................... 39
Capítulo 5. Dimensionamento do Sistema Fotovoltaico ................................................ 41
5.1. Estimativa de carga e consumo ........................................................................... 41
5.2. A Seleção dos módulos ....................................................................................... 43
5.3. Cálculo dos módulos ........................................................................................... 45
5.4. Escolha dos inversores......................................................................................... 46
5.5. A escolha da disposição dos painéis .................................................................... 47
5.6. Condutores do sistema fotovoltaico .................................................................... 49
5.6.1 Teoria sobre condutores ................................................................................ 49
5.6.2. Cálculo dos condutores ................................................................................ 52
5.7. Estrutura de Suporte ............................................................................................ 54
5.8. Utilização do Software PVsyst ............................................................................ 54
Capítulo 6 - Análise Técnico-Econômica do projeto fotovoltaico ................................. 58
6.1. Levantamento do investimento do Sistema Fotovoltaico .................................... 58
6.2. Tarifa de Energia Elétrica .................................................................................... 59
6.3. Premissas Adotadas ............................................................................................. 60
6.5. Indicadores Financeiros ....................................................................................... 62
6.5.1. Payback ........................................................................................................ 62
6.5.2. Valor Presente Líquido VPL ........................................................................ 62
6.5.3. Taxa Interna de Retorno (TIR) ..................................................................... 63
6.6. Resultados Finais ................................................................................................. 64
Capítulo 7 - Conclusões .................................................................................................. 66
Referências Bibliográficas .............................................................................................. 68
Lista de Figuras
Figura 1 - Esquematização do Aquecedor Solar – Fonte: Soletrol................................... 8
Figura 2 - Aquecedor Solar Instalado – Fonte: Soletrol ................................................... 9
Figura 3 -Países que mais utilizam energia solar – Fonte: Portal Solar ......................... 10
Figura 4 - Irradiação Horizontal Global no Mundo - Fonte: Solargis ........................... 11
Figura 5 - Irradiação Horizontal Global do mapa do Brasil - Fonte: SCG .................... 12
Figura 6 - Tipos de Radiação Solar – Fonte: Neosolar ................................................... 13
Figura 7 - Declinação Solar - Fonte: Cresesb ................................................................ 14
Figura 8 - Declinação Solar – Fonte: Cresesb ................................................................ 15
Figura 9 - Funcionamento da Célula Fotovoltaica – Fonte: Sun7 Energia Solar .......... 17
Figura 10 - Norma de Representação do Módulo Fotovoltaico – Fonte: NBR 10899 ... 20
Figura 11 - Curva 𝐈𝐱𝐕 – Fonte : Cresesb – Tutorial Solar ............................................. 21
Figura 12 - Influência da Temperatura no Módulo Solar – Fonte: Solar Brasil ............. 23
Figura 13 - Módulos Fotovoltaicos Conectados em Série - Fonte: Cresesb – Tutorial Solar
........................................................................................................................................ 24
Figura 14 - Módulos Fotovoltaicos Conectados em Paralelo - Fonte: Cresesb – Tutorial
Solar ................................................................................................................................ 24
Figura 15 - Diodo by-pass - Fonte: Cresesb – Tutorial Solar ......................................... 26
Figura 16 - -Análise do Consumo de Energia Elétrica no CT em 2016 – Fonte: PR6- -
UFRJ ............................................................................................................................... 36
Figura 17 - Espaço disponível no telhado através do software DaftLogic .................... 37
Figura 18 - Bloco H em 3D através do Software Google Maps ..................................... 37
Figura 19 - Software Cresesb - Irradiação média por dia incidente no plano inclinado 40
Figura 20– Planta do bloco H – Fonte: Decania do CT ................................................. 42
Figura 21 – Subestações do Centro de Tecnologia – Fonte: Decania do CT ................. 43
Figura 22 - MóduloYingli Solar ..................................................................................... 44
Figura 25 - Estrutura de Fixação .................................................................................... 54
Figura 26 - Rendimento Mensal do Sistema – Fonte :PVSyst ....................................... 56
Figura 27 - Diagrama de Perdas Anuais do Sistema – Fonte :PVSyst ........................... 57
Figura 28 – Juros Futuros – 2015 até 2017 – Fonte: Tesouro Nacional ......................... 62
Figura 28 – Juros Futuros – 2015 até 2017 – Fonte: Tesouro Nacional ......................... 62
Lista de Tabelas
Tabela 1 Classificação dos Tipos de Geração ................................................................ 28
Tabela 2 - Categoria de conexão em função da potência instalada ................................ 30
Tabela 3 - Etapas de acesso de microgeração e minigeração ao sistema de distribuição da
Light [10] ........................................................................................................................ 31
Tabela 4 - Critérios do PRODIST .................................................................................. 33
Tabela 5 - Perfil do Consumo de Energia Elétrica ......................................................... 34
Tabela 6 - Consumo de Energia Elétrica no CT em 2016 .............................................. 35
Tabela 7 - Coordenadas Geográficas do Bloco H do CT ............................................... 39
Tabela 8 -Especificações do Módulo Escolhido............................................................. 44
Tabela 9 - Especificações do Inversor Escolhido ........................................................... 46
Tabela 10 -Parâmetros de tensão e corrente com o inversor .......................................... 53
Tabela 11 - Configuração dos módulos dos inversores .................................................. 55
Tabela 12 -Output do Software PVSyst – Geração de Energia Elétrica ........................ 56
Tabela 13 - Lista de Gastos do Projeto ........................................................................... 58
Tabela 14 - Tabela de Preços da Light ........................................................................... 59
Tabela 15 - Projeção das Tarifas de Energia Elétrica ..................................................... 60
Tabela 16 -Premissas Adotadas ...................................................................................... 61
Tabela 17 -Modelagem Financeira ................................................................................. 64
Tabela 17 -Modelagem Financeira ................................................................................. 64
Tabela 17 -Modelagem Financeira ................................................................................. 64
Tabela 17 -Modelagem Financeira ................................................................................. 64
Tabela 18- Análise de Indicadores Financeiros .............................................................. 64
Lista de Abreviaturas
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas
CC/DC Corrente Contínua
CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CEPEL Centro de Pesquisa de Energia Elétrica
CRESESB Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio Brito
DPS Dispositivo de Proteção Contra Surtos
DSV Dispositivo de Seccionamento Visível
Pn Potência nominal gerada por dia
Pp Potência nominal gerada por dia com perdas
FDG Fator de desempenho global
FDI Fator de Dimensionamento do Inversor
N Número de módulos fotovoltaicos
HSP Horas de Sol à Pico
ICMS Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços
INMET Instituto Nacional de Meteorologia
MPPT Maximum Power Point Tracking/Rastreador do ponto de máxima
PR Taxa de Desempenho - Performance Ratio
PRODIST Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica do Sistema
Elétrico Nacional
SF Sistema Fotovoltaico
SFCR Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede
SIN Sistema Interligado Nacional
SWERA Solar and Wind Energy Resource Assessment
TIR Taxa Interna de Retorno
VPL Valor Presente Líquido
WP Watt-Pico
SIN Sistema Interligado Nacional
UFRJ Universidade Federal do Rio de Janeiro
Capítulo 1. Introdução
As crises energéticas enfrentadas pelo Brasil ao longo dos 20 anos mostraram a
forte dependência da energia oriunda de usinas hidroelétricas, além disso em 2015
ocorreu o tarifaço[1], em que as tarifas de energia elétrica aumentaram cerca de 70%. A
razão deste grande aumento foi a grave crise hídrica enfrentada pelo país, reduzindo a
oferta de energia e fazendo com que o governo aumentasse os preços para reduzir o
consumo. O aumento populacional e aquecimento da economia na década passada
fizeram o consumo aumentar em taxa superior à capacidade de geração, aumentando o
risco de blecautes.
Com este cenário de incerteza e necessitando acionar usinas termoelétricas com
frequência para suprir a demanda de energia, foram instituídas as Bandeiras Tarifárias.
Isso ocorreu através do Decreto nº8401, de 5 de fevereiro de 2015, que criou a Conta
Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias [2], através da Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que visa gerir os recursos oriundos da
aplicação das bandeiras tarifárias. Os agentes da distribuição recolhem os recursos
aplicados das bandeiras tarifárias no mercado cativo diretamente na Conta Bandeiras,
através da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. O objetivo é se proteger das
variações nos valores dos custos de geração devido ao acionamento das usinas
termelétricas e também à exposição no curto prazo à preços de liquidação que afetem
distribuidores conectados ao Sistema Interligado Nacional (SIN)
Na Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), o planejamento orçamentário
de 2016 não previa o tarifaço[1]em 2015, fazendo com que o custo com energia elétrica
aumentasse cerca de 50% sem ter aumento de consumo. Este evento colocou a
universidade em situação extremamente delicada, reduzindo a capacidade de pagar essas
despesas não previstas em um orçamento contingenciado. Como consequência, atrasos
foram registrados e a irregularidade nas faturas da conta de energia elétrica resultou em
cortes pela distribuidora local Light.
A partir disto, o projeto visa diminuir a dependência da universidade com a rede
externa e também reduzir significativamente os custos de aquisição de energia elétrica
para o Centro de Tecnologia, levantando os benefícios sociais e ambientais do projeto,
assim como a análise técnico econômica para mostrar a viabilidade do projeto e futuras
aplicações em outros locais;
1.1. Motivação
A principal motivação deste trabalho é aumentar a contribuição de soluções de
sustentabilidade na UFRJ, aumentando as opções de fornecimento de energia e reduzindo
assim a dependência externa, além de diminuir possíveis custos. As universidades
públicas sofreram um aumento significativo no número de alunos nos últimos anos. Se
olharmos a última década, a UFRJ passou de 35.041 alunos para 59.997, representando
um aumento de 71,2%. Neste período não ocorreram mudanças significativas de estrutura
na universidade e na capacidade de abrigar esses novos alunos. Este fato gerou um
aumento expressivo no consumo de energia elétrica, mesmo com diversos cortes no
orçamento da universidade.
Além do aumento do consumo de energia elétrica gerado pelo aumento do número
de alunos da UFRJ, especialistas esperam um aumento entre 10% e 12,5% nas faturas de
energia elétrica do ano passado [3].Este aumento pode ser explicado por um novo
tarifaço[1]que se originou do pagamento às transmissoras de energia elétrica de diversas
indenizações oriundas do represamento dos preços de energia elétrica em 2014,
representando um total de R$ 65 milhões em indenizações, pagas em grande parte pelo
consumidor final.
Dentre este cenário de incerteza surgiram políticas de incentivo ao consumo
consciente de energia elétrica. Uma parceria entre a Reitoria e a Prefeitura Universitária
foi firmada para evitar possíveis desperdícios e criaram a campanha “Essa conta é de
todos” que implementou as seguintes iniciativas: aumento da eficiência energética ao
substituir lâmpadas fluorescentes por lâmpadas de LED, modernização de subestações e
políticas de conscientização, como por exemplo: redução do uso do ar-condicionado e
aproveitamento da luz solar, visando manter as luzes desligadas por um maior período de
tempo.
Alguns projetos de geração própria de energia elétrica foram implementados na
UFRJ nos últimos anos, mostrando ser possível implementar um projeto no Centro de
Tecnologia da UFRJ. Dentre os projetos de geração própria na universidade se encontra
a USINAVERDE [4], empreendimento da iniciativa privada que foi desenvolvido pela
Coppe/UFRJ em 2004 e visa o comprometimento socioambiental através da geração de
energia elétrica por meio de processos de destilação de resíduos sólidos industriais,
urbanos e da saúde. A capacidade nominal da usina é de 30 toneladas diárias de resíduos,
gerando cerca de 450 kWh para consumo próprio e operando continuamente, todos os
dias.
Outro projeto de extrema importância, principalmente pela possibilidade de
replicar este modelo em outros locais é o estacionamento solar fotovoltaico. O mesmo
abrangeu uma área de 645 metros quadrados, recebendo 414 módulos fotovoltaicos,
podendo gerar mais de 140 mil kWh por ano de energia elétrica. A potência gerada pelo
projeto fotovoltaico é lançada na rede da distribuidora local, reduzindo a conta de luz
devido ao modo de compensação por créditos de energia elétrica, impactando
positivamente a conta de luz da universidade, reduzindo o custo de aquisição de energia
elétrica de maneira benéfica ao meio ambiente.
1.2. Objetivos
O trabalho desenvolvido tem por finalidade estudar a implantação de um sistema
de geração de energia solar fotovoltaica conectado à rede da Light na subestação H2 do
bloco H do centro de tecnologia de Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ),
visando reduzir significativamente o gasto com energia elétrica, mantendo a universidade
mais independente da geração de energia elétrica externa e protegida contra eventuais
aumentos não esperados no preço da energia elétrica.
Outro objetivo do trabalho é a realização de uma análise técnico-econômica do
projeto, visando mostrar a viabilidade econômica do mesmo, além de estimar o custo de
implantação e também a viabilidade de replicação deste modelo em outras áreas da UFRJ
ou outros locais do país. Alguns indicadores comparativos frequentemente utilizados no
mercado são utilizados para dar maior robustez ao estudo de viabilidade, tentando torna-
la mais conclusiva e comparável a outros segmentos.
A replicação deste modelo de projeto caso seja viável pode ter grande impacto na
vida dos estudantes e moradores da cidade universitária. A redução nos gastos com
energia elétrica pode liberar investimentos em áreas cruciais, além da redução poder
beneficiar os moradores do alojamento e estabelecimentos comerciais dentro da
universidade, mostrando que a UFRJ cumpre o seu papel social de fornecer incentivos à
população e energia barata aos moradores e usuários.
1.3. Justificativas
A justificativa para a escolha da energia fotovoltaica para o telhado do bloco H do
prédio do centro de tecnologia foi pelo motivo da alta incidência de radiação solar no
local, além de do telhado ser um local disponível, sem sombreamento e de fácil acesso
para a implantação, se aprovada. Além disso o espaço físico selecionado para o estudo
está ocioso e não possui nenhum tipo de projeto previsto para ser implantado no local,
mostrando que o mesmo poderia ser utilizado caso a universidade aprove a implantação
do projeto.
1.4. Limitações do estudo
O trabalho desenvolvido tem a razão fim de apresentar um projeto fotovoltaico no
bloco H do prédio do centro de tecnologia. Algumas limitações do estudo podem ser
levantadas.
Primeiramente, o bloco H está interligado ao prédio do centro de tecnologia, sendo
impossível separar a conta de luz do bloco H em relação aos demais blocos do centro de
tecnologia, aumentando assim a possibilidade de encontrar um valor incorreto do valor
da conta de luz no bloco H, sendo assim necessário estimar a carga da subestação H2.
Segundamente, para análise técnico-econômica temos a questão da taxa de
desconto utilizada no Valor Presente Líquido (VPL), esta taxa de desconto é de livre
escolha, porém sempre baseada na taxa de juros do país (SELIC). A taxa SELIC está em
forte queda e não existe consenso quanto ao seu valor final, o próximo ano será de muita
incerteza e pode impactar no resultado final do projeto.
Para finalizar, existem problemas recorrentes com a distribuidora local (LIGHT),
que usualmente exige requerimentos não necessários para a implementação e conexão do
arranjo fotovoltaico na rede.
1.5. Descrição do trabalho
O trabalho consistirá no projeto de uma mini geração fotovoltaica conectada à
rede da Light, o projeto abrangerá a viabilidade técnico-econômica durante a vida útil
média dos equipamentos, de 25 anos e, mostrando as vantagens que esta tecnologia pode
oferecer para à universidade e outros clientes da distribuidora local.
Através da análise da conta de luz do prédio do centro de tecnologia da UFRJ,
será realizado o dimensionamento do projeto. Será feito a separação do consumo em horas
fora de ponte e horas de ponta. Através de dados solarimétricos, energia demandada e
área útil do local de instalação é possível estimar o número de módulos necessários para
a demanda do prédio.
Consequentemente, ocorrerá a escolha do tipo de módulo a ser utilizado, definindo
a configuração dos arranjos fotovoltaicos no local de instalação e os inversores para cada
área do projeto. Em seguida, calculam-se a distribuição de cada inversor, os condutores
CA e CC, DPS e seccionadores.
Para finalizar, todos os custos do projeto, incluindo manutenção e consumo serão
levantados para validar o estudo. Após a consolidação de todas as informações em
algumas tabelas, pode-se calcular todos os indicadores financeiros necessários para
avaliar a viabilidade técnico econômica do projeto. Estes indicadores são o Payback
Descontado, VPL e TIR.
Capítulo 2. Energia solar fotovoltaica
2.1 – O recurso solar
Durante o desenvolvimento tecnológico da humanidade a demanda por energia
elétrica é crescente.
A energia na forma de radiação fornecida pelo Sol é a principal fonte energética
do planeta Terra. Esta fonte de energia é inesgotável, além de ser totalmente gratuita,
sendo responsável por possibilitar a vida na Terra, originando outras fontes de energia,
como por exemplo o ciclo das águas, gerado pela evaporação da água e sendo primordial
na energia hidroelétrica.
Os aproveitamentos térmicos podem ser divididos em duas categorias,
aquecimento solar passivo, sendo este oriundo da absorção da radiação solar e
responsável pelo aquecimento do ambiente e da iluminação natural. Existe também o
aquecimento solar ativo, sendo este responsável pelo aquecimento de fluidos através do
uso de coletores, como por exemplo o aquecedor solar, mostrado nas figuras 1 e 2.
2.1.1 No Mundo
Países desenvolvidos ou em desenvolvimento como China, Estados Unidos,
Alemanha, Japão e Itália são os players globais em energia solar (figura 3). Estes países
possuem investimentos massivos em novos empreendimentos fotovoltaicos e a energia
solar representa cada vez de maneira mais expressiva uma importante fonte de energia
em suas matrizes energéticas.
A energia solar fotovoltaica não é uniforme ao redor do mundo e como mostrada
na figura 4, mostra que os países mais próximos à linha do equador recebem maior
incidência de radiação solar.
Figura 2 - Aquecedor Solar Instalado – Fonte: Soletrol
2.1.2 No Brasil
O Brasil é um país continental e privilegiado por estar próximo da linha do
Equador, possuindo assim uma média expressiva de irradiação solar no planeta Terra.
Além disso o país possui grandes dimensões territoriais que possibilitam área útil para a
implementação de projetos fotovoltaicos.
A figura 5 mostra o potencial solar brasileiro, sendo este muito relevante nas
regiões nordeste e centro-oeste. As demais regiões apresentam potencial muito acima da
média mundial, incluindo grandes players como Alemanha e Itália.
Figura 4 - Irradiação Horizontal Global no Mundo - Fonte: Solargis
Figura 5 - Irradiação Horizontal Global do mapa do Brasil - Fonte: SCG
2.2 Radiação Solar
A terra em seu movimento de rotação ao redor do Sol possui uma distância que
varia entre 1,47 𝑥10 e 1,52 𝑥10 km, possuindo uma distância média de 1,495 𝑥10
km. A constante solar é o fluxo energético oriundo da radiação solar e é medida no plano
perpendicular ao sentido de propagação dos raios solares na atmosfera do planeta Terra.
Essa constante tem o valor de 1.367 W/m².
A radiação solar é dividida em 3 categorias. Primeiramente a radiação direta é a
componente que atinge a superfície terrestre sem qualquer tipo de interferência quando
atravessa a atmosfera terrestre. Segundamente a radiação difusa é caracterizada por uma
interferência ou espelhamento na radiação, causada por alguns componentes presentes na
atmosfera terrestre, como poeiras, nuvens e outros. Por fim, a radiação refletida ou Albedo
é a luz solar que foi refletida do solo. A figura 6 esquematiza as radiações existentes.
Com isso, a radiação solar global é a soma das componentes difusas e diretas
recebidas em uma superfície plana e horizontal e a radiação solar total é a soma das
compoentes difusa, direta e albedo, que são captadas em uma superfícies plana com
qualquer tipo de inclinação.
Figura 6 - Tipos de Radiação Solar – Fonte: Neosolar
2.3 A Posição Sol-Terra
Para a elaboração de um projeto fotovoltaico é necessário entender o movimento
do planeta Terra em relação ao Sol. A trajetória é elíptica e o eixo de rotação em relação
ao plano do Equador apresenta uma inclinação próxima de 23,27˚, este ângulo é
denominado de Declinação Solar (𝛿). A translação do planeta Terra em conjunto com a
Declinação Solar são responsáveis pelas estações do ano. As figuras 7 e 8 elucidam a
afirmação.
Figura 7 - Declinação Solar - Fonte: Cresesb
A inclinação da Terra altera a duração dos dias e noites ao longo da sua trajetória
ao redor do sol, possuindo as seguintes características em um determinado local:
No solstício de verão, hemisfério sul, dias mais longos
No solstício de inverno, hemisfério sul, dias mais curtos
Figura 8 - Declinação Solar – Fonte: Cresesb
2.4 Efeito Fotovoltaico
O efeito fotovoltaico pode ser definido pela exposição das células fotovoltaicas a
radiação solar, provocando assim no terminal semicondutor do material uma diferença de
potencial.
No processo de fabricação das células fotovoltaicas, outros materiais são
adicionados ao silício para ajudar no desempenho correto de suas funções. Este processo
se chama dopagem e é feito com os elementos Boro e Fósforo.
As combinações de átomos de silício criam uma rede cristalina, gerando quatro
elétrons de ligação que podem se ligar nos átomos vizinhos. O elemento Fósforo é do tipo
dopante n, possuindo 5 elétrons na sua camada de valência, sobrando um elétron,
tornando a ligação com o átomo de origem fraca. Neste cenário, o material estará
negativamente carregado, representando o semicondutor do tipo N. Após a adição do
elemento Boro, ocorre a caracterização do semicondutor tipo P, pois o Boro possui três
elétrons na sua camada de valência, surgindo assim uma lacuna vazia para fechar a ligação
covalente do elemento silício.
A figura 9 mostra como funciona uma célula fotovoltaica. As células são
compostas por uma fina camada do semicondutor do tipo N, e uma camada grossa do
semicondutor do tipo P, caracterizando assim a junção do tipo PN.
A migração dos elétrons da camada N para as lacunas da camada P ocorrem após
a exposição das células fotovoltaicas à radiação solar. A conexão das zonas metálicas de
ligação na extremidade dos semicondutores cria um caminho livre para os elétrons,
gerando assim uma corrente elétrica aproveitável.
Figura 9 - Funcionamento da Célula Fotovoltaica – Fonte: Sun7 Energia Solar
2.5. Células Fotovoltaicas
A célula fotovoltaica é um dispositivo fotovoltaico desenvolvido com o objetivo
de converter diretamente energia solar em energia elétrica. O módulo fotovoltaico é
definido como um conjunto de células fotovoltaicas, encapsuladas e interligadas
eletricamente com o objetivo final de gerar energia elétrica. O painel fotovoltaico é
definido como o conjunto de um ou mais módulos fotovoltaicos montados e combinados
em uma única estrutura física.
As células fotovoltaicas são classificadas de acordo com a tecnologia de
fabricação:
Primeira geração: Utilização do silício cristalino no processo de fabricação
Segunda geração: Utilização do silício amorfo no processo de fabricação
Terceira geração: Utilização de painéis híbridos no processo de fabricação
2.5.1. Primeira Geração
A primeira geração é caracterizada por células feitas através do silício mono e poli
cristalino. Este tipo de célula é a mais utilizada no mundo devido ao preço acessível e alta
eficiência.
A eficiência média das células de silício monocristalino (m-Si) é de 14 a 20%. As
células de policristalino (p-Si) possuem eficiência média de 12% a 17%. Novas
tecnologias vêm aumentando constantemente a eficiência das células ao logo dos anos.
A disparidade financeira entre as células ocorre, pois, as células de monocristalino
são homogêneas e necessitam de silício com pureza de 99,999%, sendo a obtenção deste
grau de pureza mais cara que a obtenção para a fabricação do policristalino.
2.5.2. Segunda Geração
As células de segunda geração são caracterizadas por células do tipo filmes finos
semicondutores. A fabricação ocorre através de um processo de depósito de camadas finas
ao longo de um substrato. Normalmente este material é revestido por metal, vidro ou
plástico.
No processo de fabricação são utilizados o talureto de cadmio com eficiência de
10%, disseleneto de cobre índio gálio eficiência entre 7% e 12% e silício amorfo com
eficiência entre 4% e 8%. A produção envolve menos gasto de energia, sendo
economicamente mais atrativa, porém a eficiência é menor e diminui significativamente
após a instalação. Uma vantagem significativa em sua utilização é a flexibilidade,
podendo empregar em diversos tipos de superfícies, aumentado o leque de aplicações.
2.5.3. Terceira Geração
A terceira geração, também conhecida como Heterojunção, é um painel híbrido
que visa obter alta eficiência. Além de utilizarem materiais não tóxicos no seu processo
de fabricação.
As suas células utilizam um único bang-gapeletrônico e podem em alguns casos
ultrapassar o limite de Shockley-Queisser [5]. A causa deste aumento de eficiência é
explicada pela capacidade de operar sob temperaturas mais elevadas, reduzindo
consequentemente as perdas. Esta tecnologia está em expansão no exterior, porém ainda
não se encontra disponível no Brasil.
2.6 Módulos Fotovoltaicos
Um modulo fotovoltaico pode ser representado por uma configuração que
contenha células fotovoltaicas, podendo estar em série e paralelo. A tensão de saída varia
entre 0,5 𝑉 e 0,8 𝑉. Os arranjos fotovoltaicos são caracterizados por combinações de
módulos, podendo estes serem ligados em série ou paralelo, de acordo com a configuração
desejada.
A norma NBR 10899[6] é a norma utilizada para representação de módulos fotovoltaicos
e é exemplificada na figura 10, mostrando a variedade de itens que pode ser representada
pela norma.
Célula Solar Conjunto de Células Solares Módulos fotovoltaicos Arranjo fotovoltaico Planta fotovoltaica
2.6.1. Características Elétricas dos Módulos Fotovoltaicos
Os módulos fotovoltaicos possuem a potência máxima de saída como principal
parâmetro para a elaboração do projeto, esta unidade é chamada de watt-pico (Wp). Além
da potência de saída, é fundamental analisar a corrente de curto circuito (𝐼 ), tensão de
circuito aberto (𝑉 ), corrente na máxima potência 𝐼 e tensão na máxima potência𝑉 .
2.6.1.1. Corrente de Curto Circuito (𝑰𝒔𝒄)
A corrente de curto circuito é a corrente obtida ao curto-circuitar os terminais, obtendo
tensão igual a zero nos terminais e obtendo a maior corrente possível. Esta corrente é
obtida com a instalação de um amperímetro nos terminais de saída, após realizar o curto-
circuito.
Figura 10 - Norma de Representação do Módulo Fotovoltaico – Fonte: NBR 10899
2.6.1.2. Tensão de Circuito Aberto (𝑽𝑶𝑪)
A tensão de circuito aberto (𝑉 ) é representada pela máxima tensão obtida
quando o módulo é desconectado da carga. Esta tensão é obtida com a ligação de um
voltímetro nos terminais de saída do módulo, quando o mesmo está em aberto.
2.6.1.3. Curva Característica do Módulo 𝑰𝒙𝑽
A curva 𝐼x𝑉 (corrente vs tensão) é representada na figura 11 e apresenta a potência
total fornecida por um módulo fotovoltaico de acordo com a irradiação solar e
temperatura de operação (condição de operação). Através dessa curva pode-se extrair a
eficiência do módulo (𝜂) e o fator de forma(𝐹𝐹).
A curva 𝑃x𝑉 (Potência vs Tensão) é caracterizada por uma curva que pode sofrer
variação de acordo com as condições operativas (irradiação solar e temperatura de
operação). Acurva também fornece o ponto de máxima potência (MPP), sendo possível
através deste ponto obter acorrente no ponto de máxima potência (𝐼 ) e a tensão no
ponto de máxima potência(𝑉 ).
Figura 11 - Curva 𝐈𝐱𝐕 – Fonte : Cresesb – Tutorial Solar
2.6.1.4. Fator de Forma (𝑭𝑭)
O Fator de Forma (𝐹𝐹) é uma maneira de quantificar a qualidade das células em
módulos fotovoltaicos. O (𝐹𝐹) se caracteriza por:
𝐹𝐹 =𝐼 𝑥𝑉
𝐼 𝑥𝑉
2.6.1.5. Eficiência dos Módulos Fotovoltaicos
Em módulos fotovoltaicos, a eficiência (𝜂) é um dos parâmetros mais importantes
para a tomada de decisão, quantificando a efetividade do processo de conversão de
energia solar em energia elétrica.
A definição de eficiência é:
𝜂 =𝐼 𝑥𝑉
𝐴 𝑥 𝐼
Onde:
𝐴 = Área útil do modulo (𝑚 )
𝐼 = Luz incidente – Potência luminosa incidente (𝑊𝑚 )
2.6.1.6. Temperatura e Intensidade Luminosa dos módulos
Os sistemas fotovoltaicos possuem condições operacionais que podem influenciar
diretamente nas curvas, são elas a temperatura e intensidade luminosa.
A temperatura do ambiente afeta diretamente as células do módulo fotovoltaico.
A figura 12 mostra que um aumento de temperatura gera uma queda de tensão. A variação
da corrente pode ser desprezada.
Figura 12 - Influência da Temperatura no Módulo Solar – Fonte: Solar Brasil
2.6.1.7. Características das conexões dos módulos fotovoltaicos
A conexão em módulos fotovoltaicos pode ser em série e/ou em paralelo. A
corrente e tensão contribuem da mesma forma para dispositivos fotovoltaicos. A figura
13 exemplifica a conexão em série. A figura 14 exemplifica a conexão em paralelo.
Figura 13 - Módulos Fotovoltaicos Conectados em Série - Fonte: Cresesb – Tutorial Solar
Figura 14 - Módulos Fotovoltaicos Conectados em Paralelo - Fonte: Cresesb – Tutorial Solar
2.7. Dispositivos Utilizados em um Sistema Fotovoltaico
2.7.1. Inversores
O inversor é um dispositivo conhecido por converter energia elétrica de uma fonte
CC (corrente contínua) para CA (corrente alternada). A potência do inversor assim como
a tensão são as grandezas elétricas mais importantes para a seleção do mesmo. A
temperatura de funcionamento e corrente máximas também são importantes para auxiliar
na escolha do mesmo
O mercado de energia é abastecido por dois tipos de inversores: os inversores
autônomos, chamados de Stand-Alone e os inversores de rede, chamados de Grid-tie. Os
inversores de rede trabalham conectados à rede de energia elétrica, enquanto os inversores
autônomos trabalham de maneira isolada da rede elétrica. O tipo de projeto define o tipo
de inversor que será utilizado.
2.7.2. Diodo de Desvio e de Bloqueio
Em circuitos de sistemas fotovoltaicos, diodos de desvio (by-pass), são empregados
com o objetivo de evitar o aquecimento em determinados pontos das placas solares,
realizando a limitação da dissipação de potência em um determinado conjunto de células
sombreadas, reduzindo significativamente o risco de danos ao modulo fotovoltaico e
perdas de energia.
Os diodos de desvio (by-pass) são conectados em antiparalelo, agrupados em
conjuntos que variam de quinze a trinta células organizadas em série para cada diodo
diferente.
A corrente deve ser a mesma em todos os diodos, sendo assim a proteção é realizada, pois
a máxima potência que seria dissipada em uma célula seria a potência total do conjunto
que o diodo faz parte.
A Figura 15 mostra o diodo de by-pass em funcionamento. Usualmente, os
módulos dos sistemas fotovoltaicos possuem incluso o diodo de by-pass.
Em sistemas fotovoltaicos existe também o diodo de bloqueio, que atua para
proteção do sistema, impedindo fluxo de corrente de um terminal de maior tensão para
um terminal de menor tensão.
Figura 15 - Diodo by-pass - Fonte: Cresesb – Tutorial Solar
2.7.3. Aterramento e Proteção contra Descargas Atmosféricas
O sistema de aterramento é utilizado com o intuito de proteção dos circuitos
elétricos. Um caminho de baixíssima resistência é fornecido de um ponto aterrado no
sistema em relação a terra, oferecendo assim segurança para a dissipação da corrente de
curto circuito.
Os inversores modernos possuem um sistema de proteção contra descargas
atmosféricas, sendo realizado tanto no lado CA quanto no lado CC. Em sistemas com
inversores mais antigos, o sistema fica a cargo do projetista.
2.7.4. Medidores de Energia
Existem dois tipos de medidores de energia autorizados no PRODIST [7]:
Medidor Bidirecional de registro independente: A energia consumida e gerada
na rede é registrada de forma separada por um medidor bidirecional ou
unidirecional.
Medidor Simultâneo: A medição de energia gerada pelo Sistema Fotovoltaico
não depende da medição de energia consumida na unidade consumidora. O
cálculo do balanço energético é feito pela distribuidora local.
Capítulo 3 - Regulamentações para Geração Fotovoltaica
A forte popularização de fontes alternativas de energia, incluindo a geração
fotovoltaica, obrigou o Brasil a tomar medidas para regulamentar este mercado e
aumentar a matriz energética, através de fontes alternativas de energia. A ANEEL,
autarquia que regula o setor elétrico no Brasil, criou a Resolução Normativa 482 [8],
instituindo o sistema de compensação de energia elétrica, permitindo a geração própria
de energia por particulares e permitindo também a utilização da rede das distribuidoras
de energia elétrica.
Com o passar do tempo a ANEEL foi atualizando a normativa e criou a Resolução
Normativa 687[9] visando implementar melhorias, entre elas a redução de prazos para
avaliação de projetos, facilitando assim o acesso à rede elétrica. Novas modalidades de
compensação de energia foram criadas, liberando assim o surgimento de consórcios e
cooperativas que rateiam créditos energéticos entre pessoas físicas e jurídicas.
A criação da Resolução Normativa 687[9] implementou uma divisão em relação
aos tipos de geração e, sendo exibida na Tabela 1.
Tabela 1 Classificação dos Tipos de Geração
Tipo de geração distribuída Potência instalada
Microgeração 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 ≤ 75 𝑘𝑊
Minigeração 75 𝑘𝑊 ≤ 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 ≤ 5𝑀𝑊
Uma particularidade relevante da normativa é que o crédito gerado a partir da
energia que entra no sistema de distribuição, deve ser consumida em até 60 meses.
3.1. Requisito de Acesso
A definição dos requisitos de acesso em um sistema de minigeração e microgeração
distribuída fica a cargo da distribuidora local. O Centro de Tecnologia da UFRJ,
localizado na cidade do Rio de Janeiro, é atendido pela distribuidora Light.
Para solicitar acesso à rede, um pedido formal de análise para analisar a conexão
deve ser realizado por um acessante (consumidor). A Resolução Normativa 687[9] possui
formulários para solicitar o acesso, tanto para microgeraçãodistribuída, quanto para
minigeração distribuída
Para o caso do projeto, será utilizada a minigeração distribuída que exige os
seguintes itens pela ANEEL:
Anotação de Responsabilidade Técnica (ART) do responsável técnico do
projeto.
Memorial descritivo do projeto elétrico.
Descrição da atual conjuntura do empreendimento, indicando o estágio
atual e um cronograma de implementação e possível expansão.
Diagrama de blocos e unifilar e do sistema de carga, geração e proteção.
Dados de registro da central geradora de acordo com o site da ANEEL.
Os inversores devem estar de acordo com às normas brasileiras, possuindo
certificado de conformidade ou registro no INMETRO.
Lista de unidades consumidoras participantes do sistema de compensação
indicando a porcentagem de rateio de créditos e o enquadramento
conforme incisos VI a VIII do art. 2° da Resolução Normativa 482 [8].
Cópia de instrumento jurídico que comprove o compromisso de
solidariedade entre os integrantes (se houver).
Documentos que comprovem o reconhecimento da ANEEL, da cogeração
qualificada.
A distribuidora local Light possui algumas exigências para minigeraçãode
potência maior que 10kW que devem ser atendidas, são elas:
Formulário de Solicitação de Energia Alternativa, estando disponível no
site [10].
Diagrama Trifilar, tanto funcionais quanto esquemáticos, além dos
manuais técnicos dos inversores e relés, além do descritivo de operação da
planta de geração.
Carta de credenciamento, sendo devidamente assinada por alguém
habilitado pelo CREA
As categorias de conexão para as diferentes potências instaladas para minigeração
e microgeração são mostradas na tabela 2.
Tabela 2 - Categoria de conexão em função da potência instalada
Potência instalada Nível de Tensão da Conexão
<10kW BT Monofásico
10 a 75 kW BT Trifásico
75 a 150 kW BT Trifásico /Média Tensão
151 a 500 kW BT Trifásico /Média Tensão
501 kW a 10 MW Média Tensão / Alta Tensão
11 a 30 MW Média Tensão / Alta Tensão
>30 MW Alta Tensão
3.2. Procedimento de Acesso
O projeto consiste em um sistema fotovoltaico conectado à rede (SFCR / on-Grid)
no bloco H do Centro de Tecnologia, localizado na Universidade Federal do Rio de
Janeiro, na cidade do Rio de Janeiro, cidade abastecida pela distribuidora de energia
elétrica Light.
Os procedimentos da Light para acesso ao sistema de distribuição de energia
elétrica são válidos tanto para alteração de geração quanto para a entrada de novos
acessantes. Algumas etapas precisam ser cumpridas para o atendimento das todas as
imposições da distribuidora Light.A tabela 3 descreve as etapas.
Tabela 3 - Etapas de acesso de microgeração e minigeração ao sistema de distribuição da Light [10]
ETAPA AÇÃO RESPONSÁVEL PRAZO 1. Solicitação de acesso
(a) Formalização da solicitação de acesso, com o encaminhamento de documentação, dados e informações pertinentes, bem como dos estudos realizados.
Acessante -
(b) Recebimento da solicitação de acesso.
Distribuidora -
(c) Solução de pendências relativas às informações solicitadas
Acessante -
2. Parecer de acesso
(a) Emissão de parecer com a definição das condições de acesso.
Distribuidora Se houver necessidade de execução de obras de reforço ou de ampliação no sistema de distribuição, até 60 (sessenta) dias após a ação 1(b) ou 1(c). Caso contrário, até 30 (trinta) dias.
3. Contratos (a) Acordo Operativo ou Relacionamento Operacional
Acessante e Distribuidora
Acordo Operativo até a ação 5(b), Relacionamento Operacional até a ação 2(a).
4. Implantação da conexão
(a) Solicitação de vistoria Acessante Até 120 (cento e vinte) dias após a ação 2(a)
(b) Realização de vistoria Distribuidora Até 7 (sete) dias após a ação 4(a)
(c) Entrega para acessante do Relatório de comissionamento.
Distribuidora Até 5 (cinco) dias após a ação 4(b)
5. Aprovação do ponto de conexão
(a) Adequação das condicionantes do Relatório de vistoria
Acessante Definido pelo acessante
(b) Aprovação do ponto de conexão, adequação do sistema de medição e início do sistema de compensação de energia, liberando a microgeração e minigeração para sua efetiva conexão
Distribuidora Até 7 (sete) dias após a ação 4(b), desde que não haja pendências.
3.3. O Parecer de Acesso
Um Parecer de Acesso será fornecido pela Light, sendo este um documento formal
obrigatório, informando as condições de acesso, conexão e uso bem como todos os
requisitos técnicos para as instalações serem feitas pelo acessante. Os prazos também
serão estabelecidos neste documento.
O atual projeto não tem demanda por obras estruturais. A tabela 5 nos mostra que
o parecer de acesso tem prazo de 30 dias se não tiver demanda por obras estruturais de
reforço e 60 (sessenta) dias se tiver demanda.
3.4Medição do Faturamento
Um sistema de medição de energia bidimensional deve ser instalado para obter a energia
ativa sendo consumida e a energia ativa fornecida para a rede elétrica. Este sistema pode
ser instalado tanto em minigeração, quanto em microgeração.
A Resolução Normativa 687 [9] deixa a distribuidora local responsável pela instalação
do sistema de medição, além da manutenção e instalação do mesmo. No cenário da
minigeração, a distribuidora não tem responsabilidade sobre o sistema de medição, sendo
o acessante o responsável direto pelo sistema de manutenção e todos os custos inerentes
a sua operação.
3.5 PRODIST
O PRODIST [7] foi criado pela ANEEL em 1996, sendo um conjunto de
documentos utilizados para padronização e normalização do sistema nacional de
distribuição de energia elétrica. Os documentos são chamados de módulos e possuem a
seguinte divisão estrutural:
Módulo 1 – Introdução
Módulo 2 – Planejamento da expansão do sistema de distribuição
Módulo 3 – Acesso ao sistema de distribuição
Módulo 4 – Procedimentos operativos do sistema de distribuição
Módulo 5 – Sistemas de medição
Módulo 6 – Informações requeridas e obrigações
Módulo 7 – Cálculo de perdas na distribuição
Módulo 8 – Qualidade da energia elétrica
Módulo 9 – Ressarcimento de danos elétricos
Módulo 10 – Sistema de informação geográfica regulatória
3.6 Requisitos de proteção de interligação da conexão
Algumas especificações são impostas pelo PRODIST para os acessantes se
conectarem à rede da distribuidora Light, conforme a tabela 4.
Tabela 4 - Critérios do PRODIST
Equipamento Potência instalada
Menor ou igual a
75kW
Maior que 75kW e
menor ou igual a
500kW
Maior que
500kW e menor
ou igual a 5MW
Elemento de
desconexão (DSP)
Sim Sim Sim
Elemento de
interrupção
Sim Sim Sim
Transformador de
acoplamento
Não Sim Sim
Proteção de sub e
sobretensão
Sim Sim Sim
Proteção de sub e
sobrefrequência
Sim Sim Sim
Proteção contra
desequilíbrio de
corrente
Não Não Sim
Proteção contra
desbalanço de
tensão
Não Não Sim
Sobrecorrente
direcional
Não Sim Sim
Sobrecorrente
com restrição de
tensão
Não Não Sim
Proteção de
sobrecorrente
Sim
Sim Sim
Relé de
sincronismo
Sim Sim Sim
Anti-ilhamento Sim Sim Sim
Medição Sistema de Medição
Bidirecional
Medidor de 4
Quadrantes
Medidor de 4
Quadrantes
Capítulo 4 – Levantamento dos Recursos Disponíveis
4.1. Avaliação da conta de luz e potencial de geração
O Centro de Tecnologia necessita de grande quantidade de energia disponível para
suprir toda a demanda necessária, para isso existe um contrato de fornecimento de
demanda, com vigência mensal. A tabela 5 exibe o perfil da conta de luz do CT.
Tabela 5 - Perfil do Consumo de Energia Elétrica
Classe Poder público
Subclasse Poder público federal
Subgrupo A4
Tensão Nominal 13,8kV
Demanda contratada 530kW
A subclasse poder público federal garante ICMS de 0%, reduzindo
significativamente o custo de obtenção de energia elétrica pela universidade.
Ao obtermos a conta de luz do edifício através da PR6-UFRJ, foi possível avaliar
o consumo de energia elétrica de acordo com as horas ponta e fora ponta. O consumo
médio precisa ser levantado para um correto dimensionamento do sistema fotovoltaico
que abastecerá a universidade. A tabela 6 e a figura 16 exibem o consumo de energia
elétrica em kWh, no centro de tecnologia da UFRJ, sendo dividido por mês e por horário
ponta(HP) e horário fora ponta (HFP).
Tabela 6 - Consumo de Energia Elétrica no CT em 2016
Mês Consumo Ponta TE Consumo Fora de Ponta TE Total
Janeiro 102.395
1.251.288
1.353.683
Fevereiro 121.975
1.367.496
1.489.471
Março 152.805
1.571.616
1.724.421
Abril 147.602
1.513.080
1.660.682
Maio 135.389
1.276.344
1.411.733
Junho 109.836
1.095.768
1.205.604
Julho 114.238
1.037.016
1.151.254
Agosto 93.927
856.440
950.367
Setembro 111.981
1.143.504
1.255.485
Outubro 116.614
1.129.896
1.246.510
Novembro 109.145
1.335.096
1.444.241
Dezembro 114.735
1.302.696
1.417.431
Total 1.430.642
14.880.240
16.310.882
A análise da Tabela 6, permite calcular o consumo médio mensal de 1359MWh e
consumo médio diário de 45MWh.
4.2. Avaliação do espaço físico
O projeto será realizado no prédio do Centro de Tecnologia da Universidade
Federal do Rio de Janeiro. O sistema fotovoltaico será instalado no telhado do bloco H.
O software DaftLogic[11] foi utilizado para calcular a área obtida através do software
Google Maps, exibido na figura 17 e 18.
- 200000,0 400000,0 600000,0 800000,0
1000000,0 1200000,0 1400000,0 1600000,0 1800000,0
Consumo de Energia Elétrica no CT (KWh)
Consumo Ponta TE Consumo Fora de Ponta TE
Figura 16 - -Análise do Consumo de Energia Elétrica no CT em 2016 – Fonte: PR6- - UFRJ
Figura 18 - Bloco H em 3D através do Software Google Maps
Figura 17 - Espaço disponível no telhado através do software DaftLogic
A área no terraço do bloco H é de aproximadamente 5180 metros quadrados. O
terraço é inutilizado e utilizaremos como premissa 95% de área total estando disponível
para o projeto fotovoltaico, sendo assim a área útil é de 4921 metros quadrados
4.3. Dados Solarimétricose Softwares utilizados
4.3.1. Dados solarimétricos e temperatura
As bases com dados solarimétricos e de temperatura com maior confiabilidade e
precisão, encontradas no mercado são
Cresesb [12]; SWERA [13].
4.3.2. Softwares
Alguns softwares são empregados com frequência em projetos de sistemas
fotovoltaicos, entre eles:
PVSOL [14]
PVSYST [15]
O software PVSYST foi utilizado por possuir um custo de utilização inferior ao
PVSOL, além disso o PVSYST é mais intuitivo na sua utilização. Entre os inputs do
programa se encontram as coordenadas geográficas, dados solarimétricos, especificação
de painéis e inversores. Os outputs são o diagrama de perdas, geração de energia elétrica,
investimento necessário e eficiência do sistema fotovoltaico.
4.3.2. Avaliação do Recurso Solar
As coordenadas do bloco H do Centro de Tecnologia estão representadas na tabela 7.
Tabela 7 - Coordenadas Geográficas do Bloco H do CT
Coordenadas do bloco H Latitude 22º 86'16.33'' S Longitude 43º 22'8'88'' W
Para fazer uma avaliação do potencial energético solar, utilizaremos a ferramenta
Cresesb [12] do Cepel para quantificarmos a radiação solar que incide no módulo
fotovoltaico (kW/m2.dia), calculando assim a energia elétrica que poderá ser gerada.
A imagem 19, exibe o software Cresesb [12], ao fornecermos as coordenadas da
cidade universitária é fornecido o valor médio anual de 4, 93kWh/m2.dia para um Ângulo
de 23º orientado ao Norte.
Foi levantado às horas de sol pleno, que são o número de horas em que a
irradiância solar deve ser constante e igual a 1000 W/m². Logo, dividiremos a irradiância
solar por 1000 W/m², encontrando um HSP médio de 4,93 horas. O valor médio foi
utilizado foi utilizado pois seria possível distribuir uniformemente a geração ao longo do
lado.
Capítulo 5. Dimensionamento do Sistema Fotovoltaico
5.1. Estimativa de carga e consumo
O projeto consistirá em abastecermos energeticamente a subestação H2 do centro de
tecnologia. O sistema fotovoltaico será conectado no barramento da subestação H2, por
estar mais próximo do bloco H. O sistema fotovoltaico abastecerá o CT e a energia não
consumida será absorvida pela distribuidora light e abatida na conta de luz, através da
compensação de energia.
Como mostrado na planta do CT na figura 20 e na figura 21 que apresenta as
características das subestações do CT, o bloco H possui 3 subestações com as seguintes
potências instaladas:
H1 – 1025 KVA
H2 – 750 KVA
H3 – 900 KVA
A subestação H2 foi escolhida para ser o parâmetro de carga para realização do projeto.
A demanda estimada da subestação H2 foi de 24% da carga total, partindo do princípio
que a noite o consumo é extremamente baixo, assim como as sábados e domingos.
Foram encontrados os seguintes valores de carga para a subestação H2:
Carga total diária de 4350 kWh
Carga total mensal de 130500 kWh
Carga total anual de 1566 MWh
5.2. A Seleção dos módulos
Foi realizado um levantamento com diversos módulos fotovoltaicos empregados
atualmente no mercado. A seleção do melhor módulo para o projeto levou em
consideração um custo de fabricação baixo, além de alta eficiência energética. O módulo
escolhido foi do modelo YL260P-29b, do fabricante Yingli Solar que pode ser visto na
Figura 22
Figura 21 – Subestações do Centro de Tecnologia – Fonte: Decania do CT
Figura 22 - MóduloYingli Solar
O módulo escolhido possui 60 células, apresenta eficiência de 16% e potência de
saída de 260WP, sendo assim um modelo de módulo com indicadores de qualidade
superiores aos concorrentes de mercado. Segue na tabela 8 as características do módulo
fotovoltaico da Yingli Solar.
Tabela 8 -Especificações do Módulo Escolhido
Marca do módulo fotovoltaico Yingli Solar
Modelo YL260P-29b
Eficiência (𝜼) 16 %
Potência Máxima do módulo(𝑷𝒎á𝒙) 260𝑊𝑝
Tensão de Máxima Potência 𝑽𝒎𝒑𝒑 30,3𝑉
Corrente de Máxima Potência 𝑰𝒎𝒑𝒑 8,59 𝐴
Tensão de circuito aberto (𝑽𝒐𝒄) 37,7𝑉
Corrente de curto circuito (𝑰𝒔𝒄) 9,09𝐴
Tensão Máxima do Sistema 𝑽𝑫𝑪 1000V
Dimensões do módulo 1640mm / 990mm / 35mm
Peso (𝒌𝒈) 18,5 KG
Área do módulo 1,915 𝑚2
Peso (𝒌𝒈) 22 Kg
Grau de Proteção IP 65
Faixa de temperatura em funcionamento -40°C até 85°C
5.3. Cálculo dos módulos
Foi calculado o número de módulos necessários para o sistema fotovoltaico. A potência
nominal gerada (Pn) é igual a potência demandada pela subestação H2 em kWh/dia
dividido pela quantidade de horas sol pleno (HSP).
𝑃𝑛 =𝑘𝑊ℎ/𝑑𝑖𝑎
𝐻𝑆𝑃=
4350
4,93= 882,35 𝑘𝑊/𝑑𝑖𝑎
Para calcular a potência líquida gerada (Pp), dividiremos Pn pelo rendimento do sistema
fotovoltaico (FDG). Utilizaremos 82% de eficiência para o FDG
𝑃𝑝 = 𝑃𝑛
𝐹𝐷𝐺=
882,35
0,82= 1076,04 𝑘𝑊/𝑑𝑖𝑎
Após obter o valor da potência líquida gerada (Pp), multiplicaremos a mesma por 1000
para convertermos em watts e dividiremos pela potência de pico do módulo escolhido
para o projeto fotovoltaico. Com isso obteremos o número aproximado de módulos (N)
que serão utilizados para suprir completamente a demanda de energia do local.
𝑁 = 𝑃𝑝 . 1000
𝑊𝑝=
1076,04
260= 4138
5.4. Escolha dos inversores
A escolha dos inversores é de extrema importância no projeto de um sistema
fotovoltaico, devem ser levadas em consideração o local de instalação do sistema
fotovoltaico, além das características dos módulos assim como o custo de obtenção do
inversor.
Como calculado no subcapítulo 5.3, são necessários4128 módulos na área de
aproximadamente5000m². Utilizando a potência líquida gerada (Pn), seriam necessários
1076,04 kWp de inversores para subir a demanda do projeto fotovoltaico. Com a
utilização do software PVsyst e realizando um benchmarking de inversores, escolhemos
o inversor da marca Ingeteam (Tabela 9).
Tabela 9 - Especificações do Inversor Escolhido
Inversor Solar ON-GRID 100.000W / 400V com 1 MPPT - Ingeteam 110 TL
PotênciaMáximana entrada 110 kW
Tensãomáximana entrada 1100 V
Tensão minima de funcionamento 570 V
Quantidade de MPPT 1
Corrente máxima na entrada 185 A
Temperatura de Funcionamento 25 ~65ºC
Eficiência 98,8%
Potênciamáximanasaída 100 kW
Tensão nominal nasaída 400 V
O inversor escolhido possui potência nominal de 110kWp, sendo necessários 10
inversores para suprir a potência demanda de 1076,04kWp.
5.5. A escolha da disposição dos painéis
Para a escolha da configuração ideal dos módulos, além da definição dos painéis
série e paralelo, utilizaremos a equação
𝑁𝑚𝑎𝑥 =𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎
𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑝𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑚 𝑝𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠
Nmax: Número módulosque o inversor pode suportar
𝑉𝑚𝑝𝑝, 𝑐 = 𝑉𝑚𝑝𝑝 . 𝑅°𝐶𝑉𝑚𝑝𝑝
Vmpp,c: Compensação da tensão mínima
Vmpp: Tensão na máxima potência do painel
R°CVmpp: [coeficiente da temperatura do painel em potência pico * a
temperatura máxima para o ambiente se baseandona temperatura do módulo
fotovoltaico] + 1
𝑉𝑜𝑐, 𝑐 = 𝑉𝑜𝑐 . 𝑅°𝐶𝑉𝑜𝑐
Voc,c: Compensação da tensão máxima
Voc: Tensão máxima no painel com o circuito aberto
R°CVoc: [coeficiente de temperatura do painelcom o circuito aberto * a
temperatura mínima para o ambiente se baseandona temperatura do módulo] + 1
𝐼𝑠𝑐, 𝑐 = 𝐼𝑠𝑐 . 𝑅°𝐶𝐼𝑠𝑐
Isc,c: Compensação de corrente em curto circuito
Isc: Corrente do painel em curto circuito
R°CIsc: [coeficiente de temperatura do painel em curto circuito * a temperatura
máxima possível se baseandona temperatura do módulo (valor arbitrado) ] + 1
𝑀𝑛𝑠 =𝑉𝑐𝑐
𝑉𝑚𝑝𝑝, 𝑐
Mns: Mínimo de módulos em série
Vcc: Tensão mínima necessária para o funcionamento do inversor
Vmpp,c: Compensação de tensão mínima
𝑀𝑥𝑠 =𝑡𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑛𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟
𝑉𝑜𝑐, 𝑐
Mxs: Máximo de módulos em série para cada inversor
Voc,c: Compensação de tensão máxima
𝑀𝑥𝑠𝑝 =𝐶𝑜𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑎í𝑑𝑎 𝑑𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟
𝐼𝑠𝑐, 𝑐
Mxsp: Máximo de strings em paralelo para cada inversor
Isc,c: Compensação de corrente de curto circuito
Os dados podem ser obtidos nas tabelas informativas do inversor e módulo.
Primeiramente, calcularemos Nmax, como mostrado abaixo>
𝑁𝑚𝑎𝑥 =110000
260 . 0,82= 516 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠
Foi escolhido o intervalo entre 0°C e 60 °C como as possíveis temperaturas para a cidade
do Rio de Janeiro.
𝑉𝑚𝑝𝑝, 𝑐 = 30,3 ∗ [1 + (−0,42% . 60)] = 22,66 𝑉
𝑉𝑜𝑐, 𝑐 = 34,8 [1 + (−0,32% . 0)] = 34,8 𝑉
𝐼𝑠𝑐, 𝑐 = 7,35 [1 + (0,05% . 60)] = 7,57 𝐴
𝑀𝑛𝑠 =627
22,66= 27,71
𝑀𝑥𝑠 =1100
34,8= 31,61
𝑀𝑥𝑠𝑝 =145
7,57= 19,15
5.6. Condutores do sistema fotovoltaico
5.6.1 Teoria sobre condutores
A NBR-5410/2008 [16] institui a norma para o dimensionamento de condutores
e abrangem os seguintes critérios:
Choques Elétricos
Sobrecarga
Curto-circuito
Queda de tensão
Capacidade de conduzir corrente elétrica
Seção mínima esperada
A seção mínima dos condutores é determinada pela queda de tensão. Não existe norma
padrão e é comum a utilização da norma vigente em alguns países da Europa.
A ligação entre a caixa de junção das strings e os módulos fotovoltaicos é realizada pelos
condutores que devem possuir tensão nominal entre 300V e 1000V, suportar temperaturas
de 75°C e corrente admissível com fator de segurança maior que a corrente CC em 25%
Para calcular a seção mínima utiliza-se a seguinte fórmula:
𝑆 = 2 𝐿 𝐼
𝜎 𝑄𝑉 𝑉
𝑆 : seção do condutor na unidade de medida milímetros quadrados
𝐿 : distância entre o conector e a string-box, definida em metros
𝐼 : valor da corrente do condutor
𝜎: condutividade do condutor
𝑄𝑉: queda de tensão aceitável, em decimal
𝑉 : tensão em máxima potência da string analisada
Respeitando a corrente 25% maior para prevenir eventual sobrecarga,
substituiremos o 𝐼 pelo 𝐼 , sendo exibido abaixo:
𝐼 = 𝐼 𝑁 1,25
𝑆 = 2 𝐿 𝐼
𝜎 𝑄𝑉 𝑉
𝐼 : corrente de curto circuito de cada string;
𝐼 : corrente de curto circuito do painel fotovoltaico;
𝑁 : número de strings associados em paralelo.
Para o cabo CA que conecta o quadro de distribuição nos inversores trifásicos,
utilizaremos a seguinte fórmula:
𝑆 = √3 𝐿 𝐼 cos 𝜑
𝜎 𝑄𝑉 𝑉
𝐼 : corrente máxima de saída do inversor interativo;
𝑄𝑉: queda de tensão permita nesse trecho (0,03);
cos 𝜑: fator de potência do inversor
𝑉 : tensão de fase da rede
Com a utilização de mais de um inversor é necessário um cabo geral CV para
conectar o quadro do sistema ao quadro geral de distribuição da light. Este cabo deve
possuir 25% mais capacidade em relação ao disjuntor por questões de segurança, como
mostrado na equação abaixo.
𝑆 = √3 𝐿 𝐼 1,25
𝜎 𝑄𝑉 𝑉
DSV(dispositivo de seccionamento visível)
O DSV é uma chave seccionadora utilizada para desconectar o sistema
fotovoltaico da rede da light quando o sistema estiver em manutenção. O DSV necessita
estar instalado em uma caixa especificada pela light, mantendo o grau de proteção igual
à IP 54.
Disjuntor CA
De acordo com as normas da distribuidora local Light [30], é obrigatório a
instalação de um disjuntor entre o barramento e a saída de cada inversor, respeitando o
critério abaixo:
𝐼 ≤ 𝐼 ≤ 𝐼 (4.5)
Onde:
𝐼 - Corrente da saída do inversor;
𝐼 – Corrente do disjuntor;
𝐼 – Corrente máxima no condutor.
Disjuntor CC
Os disjuntores CC são instalados para isolar completamente o inversor na
realização de manutenção. A norma NBR-5410 [17] estipula a seguinte regra para o
dimensionamento dos disjuntores CC:
𝐼 ≤ 𝐼 ≤ 𝐼
Onde:
𝐼 - Corrente de cada string;
𝐼 – Corrente do disjuntor;
𝐼 – Corrente máxima no condutor.
5.6.2. Cálculo dos condutores
O Dimensionamento do condutor foi realizado utilizando os dados por inversor.
Com isso, tem-se os seguintes parâmetros para cálculo das tensões nas strings e correntes
para cada inversor, mostrados na tabela 10.
Tabela 10 -Parâmetros de tensão e corrente com o inversor
Ingeteam 110 KW
Disposição de configuração Dados do painel Resultado
6 módulos em série Vmpp = 22,66 V V=135,96 V; I=7,57 A
18strings em paralelo Impp = 7,57 A V=135,96 V; I=137 A
As ligações entre os módulos será de no máximo 5 metros de comprimento. A seção
será calculada de acordo com a fórmula abaixo:
𝑆 = 2 𝐿 𝐼
𝜎 𝑄𝑉 𝑉=
2 . 5 . 7,57
55 . 0,02 . 135,96= 0,506 𝑚𝑚2
Foi escolhido um cabo com 2mm² de seção por possuir uma grande margem de
segurança;
Para definição da seção do cabo geral CC que ligará o inversor no sistema
fotovoltaico utilizaremos a fórmula abaixo:
𝑆 = 2 𝐿 𝐼
𝜎 𝑄𝑉 𝑉=
2 . 5 . 137 ∗ 1,25
55 . 0,02 . 135,96= 11,45 𝑚𝑚2
Considerando uma margem de segurança, utilizaremos o cabo de 15 mm².
Para calcularmos a seção do cabo CA no inversor, utilizaremos a fórmula abaixo:
𝑆 = √3 𝐿 𝐼 cos 𝜑
𝜎 𝑄𝑉 𝑉=
√3 . 40 . 145 . 0,85
55 . 0,02 . 220= 34,63 𝑚𝑚2
Utilizaremos um condutor de 55mm² devido a margem de segurança.
5.7. Estrutura de Suporte
O projeto utilizará a estrutura de fixação ao solo SICES – Mesa 2/10. A estrutura possui
três apoios e distância mínima do solo de 500 milímetros e é exibida na figura 25.
As estruturas metálicas de suporte são utilizadas para tração e fixação de módulos no solo.
A estrutura por é vantajosa pois além de ser robusta, possui fácil montagem e manutenção.
5.8. Utilização do Software PVsyst
O Software PVSyst é uma ferramenta profissional utilizada para calcular a geração de
energia de um sistema fotovoltaico. O programa recebe especificações sobre todos os
componentes do sistema fotovoltaico e informa a energia que será gerada, além do
investimento e melhor configuração dos equipamentos utilizados.
Figura 23 - Estrutura de Fixação
A configuração fornecida pelo software PVSyst para o módulo dos inversores está
sendo mostrada na tabela 11.
Tabela 11 - Configuração dos módulos dos inversores
Ingeteam 110 KW
3024 módulos
18 módulos em série
168strings em paralelo
6 inversores
O software nos forneceu o valor de 3024 módulos sendo 18 módulos em série e
168 strings em paralelo, em conjunto com 6 inversores de 110 kW. A simulação se
mostrou próxima dos valores calculados de 4138 módulos e 10 inversores, se mostrando
um pouco abaixo. Isso pode ser explicado pela não consideração nos cálculos teóricos das
inclinações e orientações que influenciam o número. Devido ao tamanho do projeto é
muito difícil a simulação se mostrar 100% igual ao cálculo teórico, porém os valores
obtidos são coerentes e válidos.
Em relação a quantidade de energia gerada pelo projeto fotovoltaico a simulação
do software PVSyst forneceu 1121 MWh por ano, sendo que a demanda para a subestação
foi de 1566 MWh, mostrado na tabela 12. A demanda não pode ser completamente
suprida pois existe uma limitação de área de 4940 m². O software PVSyst considera que
a área estipulada também deve conter espaço para a circulação de pessoas, por isso reduz
a área estipulada para uma nova área útil, reduzindo consequentemente a geração de
energia elétrica.
O rendimento global deste sistema fotovoltaico foi de 80,7%, como mostrado na
figura 26. O rendimento teórico utilizado foi de 82%, se mostrando próximo do valor
simulado pelo software PVSyst..
Tabela 12 -Output do Software PVSyst – Geração de Energia Elétrica
Figura 24 - Rendimento Mensal do Sistema – Fonte :PVSyst
Como era esperado os meses com temperaturas mais elevadas possuem uma perda
maior de rendimento pelas características do painel. Sendo o maior índice de perdas para
todo o sistema, vide o diagrama de perdas anuais mostrado na Figura 33.
As perdas do sistema são mostradas na figura 27, em que a maior perda do sistema
com 10,2% é a perda por temperatura, ocorrida nos meses mais quentes.
Figura 25 - Diagrama de Perdas Anuais do Sistema – Fonte :PVSyst
Capítulo 6 - Análise Técnico-Econômica do projeto fotovoltaico
Este capítulo visa analisar economicamente o projeto do sistema fotovoltaico,
buscando analisar a viabilidade do mesmo, além dos fatores relacionados a investimento,
retorno e preço da energia. O prazo escolhido foi de 25 anos pois é a vida útil média dos
equipamentos escolhidos.
Utilizaremos os seguintes parâmetros para analisarmos a viabilidade econômica
do projeto:
Valor Presente Líquido (VPL)
Taxa Interna de Retorno (TIR)
Retorno em anos do Projeto (Payback)
6.1. Levantamento do investimento do Sistema Fotovoltaico
O investimento do sistema fotovoltaico será o gasto de aquisição e instalação dos
equipamentos. O levantamento de gastos com equipamentos necessários e com a
instalação se encontram disponíveis na tabela 13.
Tabela 13 - Lista de Gastos do Projeto
Tipo de Equipamento Modelo Preço unitário Quantidade Custo
Painel Fotovoltaico YL260P-29b R$ 720,00 3024 R$ 2.177.280,00
Inversor Ingeteam110 KW R$ 59.300,00 6 R$ 355.800,00
Instalação R$ 500.000,00 1 R$ R$ 500.000,00
Outros Gastos R$ 400.000,00 1 R$ 400.000,00
SOMA R$ 3.433.080
Os outros gastos incluem compra de DSVs, disjuntores, seccionadores e trilhos,
totalizando R$ 300.000,00. O investimento total para o projeto é de 3.433.080 reais.
6.2. Tarifa de Energia Elétrica
A UFRJ está enquadrada na Light no perfil A4 horosazonal verde, com média tensão.
A energia gerada no projeto fotovoltaico vai ser gerada no horário fora de ponta (HFP),
com isso utilizaremos a tarifa deste horário, que é igual a 0,32614 R$/ kWp [18]. A
tabela14 exibe a tarifa no site da Light.
Tabela 14 - Tabela de Preços da Light
Reajustes nas tarifas de energia ocorrem anualmente e não existe definição
quanto aos futuros reajustes. Utilizaremos o valor de aumento de 8% nos próximos 5
anos e 5% de reajuste nos anos seguintes. A tabela15 contém o valor futuro das tarifas.
Tabela 15 - Projeção das Tarifas de Energia Elétrica
Ano Reajustes Tarifa (R$ / Wp) 2018 8% R$ 0,33 2019 8% R$ 0,35 2020 8% R$ 0,38 2021 8% R$ 0,41 2022 8% R$ 0,44 2023 5% R$ 0,48 2024 5% R$ 0,50 2025 5% R$ 0,53 2026 5% R$ 0,55 2027 5% R$ 0,58 2028 5% R$ 0,61 2029 5% R$ 0,64 2030 5% R$ 0,67 2031 5% R$ 0,71 2032 5% R$ 0,74 2033 5% R$ 0,78 2034 5% R$ 0,82 2035 5% R$ 0,86 2036 5% R$ 0,90 2037 5% R$ 0,95 2038 5% R$ 1,00 2039 5% R$ 1,05 2040 5% R$ 1,10 2041 5% R$ 1,15 2042 5% R$ 1,21 2043 5% R$ 1,27
6.3. Premissas Adotadas
Para realização da modelagem financeira do projeto algumas premissas precisaram ser
definidas para previsão de dados necessários para a realização da modelagem financeira.
A tabela 16 exibe as premissas adotadas.
Tabela 16 -Premissas Adotadas
Degradação dosistema fotovoltaico 0,6 % ao ano
Custo da manutenção 5% ao ano em relação ao investimento
Reajuste do custo de manutenção 8 % ao ano
Vida Útil do Sistema 25 anos
Geração de Energia no ano 0 1121 MWh
Taxa de Atratividade Mínima 10%
A taxa de atratividade foi definida em 10% por ser a cotação dos juros futuros com
vencimento em 2025. Os juros futuros indicam a expectativa do mercado financeiro
quanto ao valor da taxa de juros em uma determinada data. A Selic [19] atualmente está
abaixo de 7%, porém não existe garantia que a mesma se manterá neste patamar ao longo
dos próximos 25 anos. Os juros futuros se tornam neste caso a melhor aproximação
quanto as taxas de juros aplicadas no futuro. A figura 28 exibe os juros futuros.
6.5. Indicadores Financeiros
6.5.1. Payback
O Payback é um indicador que retorna o tempo necessário para recuperar o
investimento realizado, ou seja, o tempo necessário para o fluxo de caixa acumulado ser
positivo. O payback é dividido em payback simples e payback descontado. A diferença
entre os dois é que o payback descontado leva em conta a taxa de atratividade mínima e
o valor do dinheiro no tempo é descontado em sua conta, por isso seu resultado é mais
preciso e confiável que o payback simples.
6.5.2. Valor Presente Líquido VPL
Figura 26 – Juros Futuros – 2015 até 2017 – Fonte: Tesouro Nacional
Figura 27 – Juros Futuros – 2015 até 2017 – Fonte: Tesouro Nacional
O Valor Presenta Líquido (VPL) é o indicador mais utilizado ao se avaliar um
projeto. O VPL consiste em projetar fluxos de caixa ao longo dos anos de projeto e
descontar esses fluxos de caixa à uma taxa de desconto, ou seja, trazendo os fluxos de
caixa futuros ao valor presente e somando todos em seguida.
A taxa de desconto do VPL deve contemplar todos os riscos do projeto e a visão
pessoal acerca do retorno esperado. A utilização da taxa Selic como taxa de desconto do
VPL é extremamente comum ao se analisar projetos. No projeto em destaque utilizaremos
a taxa de desconto de 10%, por ser a média dos anos anteriores.
Quanto maior for o VPL, mais recomendado será o projeto, caso o VPL seja negativo, o
projeto não deve ser levado a diante pois existem alternativas mais rentáveis no mercado
financeiro.
𝑉𝑃𝐿 = 𝐹
(1 + 𝑖)= 𝐹 +
𝐹
(1 + 𝑖)+
𝐹
(1 + 𝑖)+ . . . +
𝐹
(1 + 𝑖)
Onde:
F0: Investimento inicial do projeto, tem sinal negativo
FN: fluxo de caixa calculado no valor presente em relação a cada ano
i: taxa de desconto
6.5.3. Taxa Interna de Retorno (TIR)
A Taxa Interna de Retorno é um indicador que retorna a taxa líquida de retorno
do investimento, em outras palavras, é a taxa que zera o VPL do projeto. A TIR é um dos
indicadores mais utilizados em análise de investimentos.
0 = 𝐹
(1 + 𝑖)= 𝐹 +
𝐹
(1 + 𝑖)+
𝐹
(1 + 𝑖)+ . . . +
𝐹
(1 + 𝑖)
6.6. Resultados Finais
Após a realização da modelagem financeira é possível analisar os resultados
encontrados. A tabela 17 apresenta a modelagem.
A modelagem financeira consistiu em gerar um fluxo de caixa dos próximos 25
anos, com as premissas adotadas na tabela 19. Após a criação dos fluxos de caixa, foi
possível realizar a análise dos indicadores financeiros utilizados no projeto, mostrados na
tabela 18.
Tabela 21- Análise de Indicadores Financeiros
PaybackDescontado 10 anos e 7 meses
VPL R$ 2.219.003,150
TIR 16,78%
ReceirasAno Geração ( kWh/ano ) Tarifa ( R$/kWh)Reembolso Investimento Despesas OperacionaisAnual Descontado Acumulado
0 1.121.000,00 0,33R$ 365.602,94R$ 3.433.080,00-R$ -R$ 3.067.477,06-R$ 3.067.477,06-R$ 3.067.477,06-R$ 1 1.114.274,00 0,35R$ 392.482,07R$ 17.165,40-R$ 375.316,67R$ 341.196,97R$ 2.726.280,09-R$ 2 1.107.588,36 0,38R$ 421.337,35R$ 18.538,63-R$ 402.798,72R$ 332.891,50R$ 2.393.388,59-R$ 3 1.100.942,83 0,41R$ 452.314,07R$ 20.021,72-R$ 432.292,35R$ 324.787,64R$ 2.068.600,95-R$ 4 1.094.337,17 0,44R$ 485.568,20R$ 21.623,46-R$ 463.944,74R$ 316.880,50R$ 1.751.720,45-R$ 5 1.087.771,15 0,48R$ 521.267,18R$ 23.353,34-R$ 497.913,84R$ 309.165,32R$ 1.442.555,13-R$ 6 1.081.244,52 0,50R$ 544.046,55R$ 25.221,60-R$ 518.824,95R$ 292.863,16R$ 1.149.691,97-R$ 7 1.074.757,05 0,53R$ 567.821,39R$ 27.239,33-R$ 540.582,05R$ 277.404,07R$ 872.287,90-R$ 8 1.068.308,51 0,55R$ 592.635,18R$ 29.418,48-R$ 563.216,70R$ 262.744,75R$ 609.543,15-R$ 9 1.061.898,66 0,58R$ 618.533,34R$ 31.771,96-R$ 586.761,38R$ 248.844,10R$ 360.699,05-R$
10 1.055.527,27 0,61R$ 645.563,25R$ 34.313,71-R$ 611.249,53R$ 235.663,15R$ 125.035,89-R$ 11 1.049.194,10 0,64R$ 673.774,36R$ 37.058,81-R$ 636.715,55R$ 223.164,92R$ 98.129,02R$ 12 1.042.898,94 0,67R$ 703.218,30R$ 40.023,52-R$ 663.194,78R$ 211.314,30R$ 309.443,32R$ 13 1.036.641,54 0,71R$ 733.948,94R$ 43.225,40-R$ 690.723,54R$ 200.078,01R$ 509.521,33R$ 14 1.030.421,70 0,74R$ 766.022,51R$ 46.683,43-R$ 719.339,08R$ 189.424,46R$ 698.945,79R$ 15 1.024.239,17 0,78R$ 799.497,69R$ 50.418,10-R$ 749.079,59R$ 179.323,70R$ 878.269,49R$ 16 1.018.093,73 0,82R$ 834.435,74R$ 54.451,55-R$ 779.984,19R$ 169.747,28R$ 1.048.016,77R$ 17 1.011.985,17 0,86R$ 870.900,58R$ 58.807,68-R$ 812.092,91R$ 160.668,25R$ 1.208.685,02R$ 18 1.005.913,26 0,90R$ 908.958,94R$ 63.512,29-R$ 845.446,65R$ 152.061,01R$ 1.360.746,03R$ 19 999.877,78 0,95R$ 948.680,44R$ 68.593,27-R$ 880.087,17R$ 143.901,28R$ 1.504.647,32R$ 20 993.878,51 1,00R$ 990.137,78R$ 74.080,73-R$ 916.057,04R$ 136.166,04R$ 1.640.813,36R$ 21 987.915,24 1,05R$ 1.033.406,80R$ 80.007,19-R$ 953.399,60R$ 128.833,43R$ 1.769.646,79R$ 22 981.987,75 1,10R$ 1.078.566,68R$ 86.407,77-R$ 992.158,91R$ 121.882,73R$ 1.891.529,52R$ 23 976.095,82 1,15R$ 1.125.700,04R$ 93.320,39-R$ 1.032.379,65R$ 115.294,26R$ 2.006.823,78R$ 24 970.239,25 1,21R$ 1.174.893,13R$ 100.786,02-R$ 1.074.107,11R$ 109.049,37R$ 2.115.873,14R$ 25 964.417,81 1,27R$ 1.226.235,96R$ 108.848,90-R$ 1.117.387,06R$ 103.130,35R$ 2.219.003,50R$
Geração Despesas
Tabela 17 -Modelagem Financeira
Ao analisar os indicadores econômicos podemos concluir que o projeto é viável.
O VPL foi de R$ 2.219.003,150, sendo esse um valor positivo e na ordem de milhões de
reais. Também é necessário ressaltar que a taxa de atratividade foi estimada em 10%,
sendo superior ao mercado, tornando assim o projeto viável com uma margem
significativa.
A TIR de 16,78% torna o projeto viável enquanto a taxa de desconto for inferior
a 16,78%. No horizonte de 25 anos do projeto diversas oscilações ocorrerão na taxa de
juros do país, porém é extremamente improvável uma taxa superior a 16,78%.
O Payback Descontado foi utilizado por ser mais preciso que o Payback Simples,
o valor encontrado foi de 10 anos e 7 meses, indicando que neste período de tempo todo
o investimento será revertido em lucro e o projeto se pagou.
Os indicadores em conjunto tornam o projeto extremamente viável, com uma
margem considerável para oscilações no mercado financeiro e nas premissas adotadas,
mostrando que um sistema fotovoltaico além de ter um viés sustentável e de pouco
impacto no meio ambiente, também possui um viés financeiro, sendo esse o principal
indicador das empresas para investirem em projetos de qualquer espécie.
Capítulo 7 - Conclusões
O trabalho desenvolvido abrangeu o dimensionamento de uma minigeração
distribuída no Centro de Tecnologia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).
Além disso também foi realizada uma análise técnico-econômica com o objetivo de
verificar a viabilidade do projeto para os gestores da UFRJ tomarem a decisão de avançar
ou não com a implantação do projeto.
O projeto foi realizado no Bloco H do Centro de Tecnologia da UFRJ, o sistema
fotovoltaico ficará localizado no telhado deste bloco. A estimativa de consumo foi
proveniente da subestação H2, localizada no mesmo bloco.
A análise técnico-econômica mostrou que o projeto é viável. O VPL encontrado
foi de R$2.219.003,150, com a utilização de uma taxa de atratividade de 10%. A TIR foi
de 16,78% foi considerada satisfatória por estar muito acima da taxa de atratividade. O
Payback descontado foi de 10 anos e 7 meses, indicando que o dinheiro investido será
recuperado neste período.
Este projeto só é possível pois a ANEEL instituiu a regulamentação sobre geração
compartilhada, em que um autoprodutor gere energia e consequentemente créditos que
podem ser utilizados no período de até 60 meses, permitindo assim que a energia gerada
no projeto também seja utilizada em outros estabelecimentos com o mesmo CNPJ dentro
da UFRJ
O projeto se iniciou com o levantamento do consumo de energia elétrica pelo
Centro de Tecnologia. Como não existe separação das contas de luz entre os blocos no
CT, o levantamento da demanda foi feito com o mapa de subestações do CT, sendo a
subestação H2 escolhida para o levantamento da carga, além da viabilidade do terreno.
Foi realizado também uma análise em relação a dados solarimétricos, que
mostraram uma boa insolação na cidade do Rio de Janeiro, contribuindo assim para a
viabilidade do projeto. Além disso alguns levantamentos de equipamentos foram
realizados para a seleção dos equipamentos ideais para o projeto, incluindo contato com
algumas empresas de energia solar fotovoltaica para geração de insights que pudessem
ser úteis ao projeto.
Após o levantamento das informações foi realizado um dimensionamento teórico,
com o objetivo de validar se o modelo simulado está próximo da realidade, aumentando
assim a sua credibilidade. O software PVSyst foi utilizado para simular a geração
fotovoltaica no projeto, este software recebe diversas informações sobre o projeto,
incluindo área, insolação e todos os equipamentos utilizados para então simular e fornecer
um relatório com as informações pertinentes sobre a geração, entre elas a energia gerada
e a eficiência.
Dentre as dificuldades encontradas ao longo do projeto foi estimar o consumo
exato do bloco H, a conta unificada do Centro de Tecnologia não permite saber esse dado
com precisão, porém a estimativa de carga na subestação H2 foi extremamente coerente
e caso gere mais do que a demanda, esse excedente pode ser utilizado em outras
subestações da UFRJ.
Destaco também a dificuldade em levantar os equipamentos ideais para o projeto
e o custo de aquisição dos mesmos. Muitos equipamentos são importados e de difícil
acesso no Brasil. A solução encontrada foi ligar para os fornecedores e entrar em contato
com empresas do setor e instalação de sistemas fotovoltaicos.
Em relação aos benefícios do projeto podemos destacar inicialmente a grande
economia financeira obtida com a execução do projeto, se tratando de valor presente o
valor economizado seria de mais de 2 milhões de reais, podendo ser aplicado em outras
áreas da universidade. Além disso a UFRJ caminharia para um futuro mais sustentável e
menos dependente da rede externa da Light, que ao longo dos últimos anos cortou a luz
da universidade por não pagar as contas.
A redução de cerca de 1100 MWh por ano no consumo de energia possibilitaria
um fornecimento melhor de energia pela Light, reduzindo picos de energia e oscilações
não só para a UFRJ, mas para todos os seus clientes finais.
O projeto foi extremamente agregador tanto no lado pessoal quanto no lado
profissional. Ocorreu um aprofundamento no conhecimento sobre energia solar
fotovoltaica e também na parte de análise de investimentos, sendo estas disciplinas muito
importantes para um profissional que deseja trabalhar com energias renováveis. Além de
possibilitar a aplicação do conhecimento aprendido em sala de aula em um projeto
extremamente aplicável e impactante.
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http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015687.pdf
[10] LIGHT. Procedimentos para a Conexão de Microgeração e Minigeração ao
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[11] SofwareDaftLogic
https://www.daftlogic.com/projects-google-maps-area-calculator-tool.htm
[12]SofwareCRESESB-CEPEL:
http://www.cresesb.cepel.br/index.php#data
[13] SWERA
https://maps.nrel.gov/swera
[14] Software PVSOL
http://www.solarize.com.br/site_content/22-software-pv-sol
[15] SoftwarePVsyst
http://www.pvsyst.com/en/software
[16] ABTN - Norma NBR 5410:2004 Versão Corrigida:2008
http://www.cresesb.cepel.br/index.php#data
[17] ABNT - Norma NBR 5410
http://www.abntcatalogo.com.br/curs.aspx?ID=22
[18] Tarifas da Light
https://www.bcb.gov.br/Pec/Copom/Port/taxaSelic.asp.
[19] Taxa Selic
https://www.bcb.gov.br/Pec/Copom/Port/taxaSelic.asp.
[20] STORTO, F. M. Análise de viabilidade econômico-financeira para Sistema de
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[21] LELAND BLANK, P., ANTHONY TARQUIN, P. BasicsofEngineeringEconomy,
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