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ESTUDO DE VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA DA
TROCA DO GMG DA SUBESTAÇÃO 230/138kV CANARANA POR
UM SISTEMA FOTOVOLTAICO
Wen Jiun Chou
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: Walter Issamu Suemitsu, Dr.
Ing.
RIO DE JANEIRO
Agosto de 2018
ESTUDO DE VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA DA
TROCA DO GMG DA SUBESTAÇÃO 230/138kV CANARANA POR
UM SISTEMA FOTOVOLTAICO
Wen Jiun Chou
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 ENGENHEIRO ELETRICISTA.
Examinado por:
_____________________________________
Prof. Walter Issamu Suemitsu, Dr. Ing.
_____________________________________
Prof. Sergio Sami Hazan, Ph. D.
_____________________________________
Eng. André Felipe Arpon Marandino
Guimarães.
RIO DE JANEIRO, RJ, BRASIL
Agosto de 2018
iii
ESTUDO DE VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA DA TROCA
DO GMG DA SUBESTAÇÃO 230/138kV CANARANA POR UM
SISTEMA FOTOVOLTAICO
Chou, Wen Jiun.
Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica da Troca do GMG da
Subestação 230/138kV Canarana por um Sistema Fotovoltaico/ Wen Jiun
Chou – Rio de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, 2018.
XV, 57p.; il.:29,7cm.
Orientador: Walter Issamu Suemitsu, Dr. Ing.
Projeto de Graduação – UFRJ/Escola Politécnica/
Curso de Engenharia Elétrica, 2018.
Referências Bibliográficas: p. 45-46.
1. Introdução. 2. Energia Solar Fotovoltaica. 3. Sistema Fotovoltaico.
4. Dispositivo Utilizado. 5. Dimensionamento do sistema. 6. Análise de
Viabilidade econômica. 7. Conclusão 8. Referência bibliográfica. I.
Suemitsu, Walter Issamu. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro,
Escola Politécnica, Curso de Engenharia Elétrica. III. Estudo de Viabilidade
Técnica e Econômica da Troca do GMG da Subestação 230/138kV
Canarana por um Sistema Fotovoltaico.
iv
AGRADECIMENTOS
Em primeiro lugar, gostaria de agradecer a Deus pelas todas as oportunidades,
conquistas e por me conceder forças para superar todos os obstáculos.
Em segundo lugar, quero agradecer à minha família. À minha mãe Su, por sempre
me apoiar, cuidar de mim e ter me dado todo o suporte nos momentos mais difíceis desta
jornada. Ao meu pai Chou, por sempre acreditar em mim e nunca duvidar da minha
capacidade de concluir a graduação. Ao meu irmão Wen Yu, pela fraternidade, paciência e
por estar sempre disponível durante esses últimos meses.
Em terceiro ao meu namorado Vinícius, por ter tido paciência, por estar sempre ao
meu lado me apoiando e me orientando nos meus momentos de desespero nesta reta final
da faculdade.
Agradeço também aos meus amigos que a UFRJ me deu, pelos momentos
inesquecíveis de risos e choros, assim como o apoio de cada um. Sem a amizade deles,
essa jornada cheia de provas, relatórios e trabalhos não teria a mínima graça.
Agradeço às pessoas que de alguma forma me ajudaram com a elaboração deste
projeto final, Rhenan, Emerson, meus companheiros de estágio na CET BRAZIL
(Amanda, Daniele, Jean, Luiz, Michel, Osvalter, Raphaella, Taisa).
E finalmente, agradeço ao meu orientador Walter por todo o apoio e pela paciência
dados a este trabalho e ao longo da faculdade. E também pela oportunidade de me propor
essa honra de realizar este projeto final como sua orientada.
v
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.
ESTUDO DE VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA DA TROCA DO GMG DA
SUBESTAÇÃO 230/138kV CANARANA POR UM SISTEMA FOTOVOLTAICO
Wen Jiun Chou
Agosto de 2018
Orientador: Walter Issamu Suemitsu, Dr. Ing.
Curso: Engenharia Elétrica
Este Projeto de Graduação apresenta uma análise da viabilidade técnica e
econômica da troca de um Grupo Motor Gerador (GMG) da SE 230/138kV
Canarana por um sistema fotovoltaico isolado à rede.
Ao longo desse trabalho, foram apresentados os principais conceitos de
energia solar, os efeitos da radiação solar, os tipos de células fotovoltaicas e
sistemas fotovoltaicos, assim como foram abordados os dispositivos utilizados em
sistemas isolados da rede (off-grid).
Além disso, foi explicada a função do GMG na subestação e a avaliação do
mesmo. Foi avaliado o espaço físico para instalação dos módulos fotovoltaicos e
foram dimensionados os dispositivos do sistema off-grid para a troca do GMG.
Na última etapa do trabalho, foi feita uma análise de viabilidade financeira
do sistema fotovoltaico, verificando se a troca do GMG por um sistema off-grid
seria viável.
Palavras-chave: Fotovoltaica; Sistema off-grid; GMG; Viabilidade Financeira.
vi
Abstract of the Undergraduate Project, presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment
of the necessary requirements to obtain the degree of Electrical Engineer.
STUDY OF TECHNICAL AND ECONOMIC VIABILITY OF THE SUBSTITUTION
OF THE SUBSTATION 230/138KV CANARANA’S MGG FOR A PHOTOVOLTAIC
SYSTEM
Wen Jiun Chou
Agosto de 2018
Tutor: Walter Issamu Suemitsu, Dr. Ing.
Course: Electrical Engineering
This Undergraduate Project presents an analysis of the technical and economic
viability of replacing a Motor Generator Group (MGG) of SE 230 / 138kV Canarana with
a photovoltaic system isolated from the grid.
Throughout this work, the main concepts of solar energy, the effects of solar
radiation, types of photovoltaic cells and photovoltaic system were presented, as well as
the devices used in systems isolated from the network (off-grid).
In addition, the function of MGG in the substation and its appraisal were explained.
The physical space for the installation of the photovoltaic panels was evaluated and the
devices of the off-grid system were dimensioned to replace the MGG.
In the last stage of the work, a financial feasibility analysis of the photovoltaic
system was made, verifying if the substitution of the MGG by an off-grid system is
compensating.
Keywords: Photovoltaics; Off-grid system; GMG; Financial viability.
vii
SUMÁRIO
AGRADECIMENTOS .................................................................................................................................. iv
SUMÁRIO ................................................................................................................................................ vii
LISTA DE FIGURAS .................................................................................................................................... ix
LISTA DE TABELAS ..................................................................................................................................... x
LISTA DE SIGLAS ....................................................................................................................................... xi
CAPÍTULO 1 - INTRODUÇÃO ..................................................................................................................... 1
1.1. MOTIVAÇÃO ...................................................................................................................................... 1
1.2. OBJETIVO .......................................................................................................................................... 1
1.3. ORGANIZAÇÃO DO TRABALHO ............................................................................................................... 2
CAPÍTULO 2 – ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA ........................................................................................ 3
2.1. FONTE DE ENERGIA SOLAR .................................................................................................................... 3
2.2. RADIAÇÃO SOLAR ............................................................................................................................... 3
2.3. IRRADIAÇÃO SOLAR NO BRASIL ............................................................................................................. 4
2.4. ÂNGULOS ......................................................................................................................................... 5
2.5. EFEITO FOTOVOLTAICO ........................................................................................................................ 7
2.6. CÉLULAS FOTOVOLTAICAS ........................................................................................................................... 8
CAPÍTULO 3 – SISTEMA FOTOVOLTAICO ................................................................................................. 10
3.1. SISTEMA ISOLADO DA REDE (OFF-GRID) ................................................................................................. 10
3.2. SISTEMA CONECTADO À REDE (ON-GRID) ............................................................................................... 11
3.3. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ................................................................................................................ 12
3.3.1. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DO MÓDULO FOTOVOLTAICO ....................................................................... 13
3.3.1.1 TENSÃO DE CIRCUITO ABERTO (VOC) E CORRENTE DE CURTO CIRCUITO (ISC): ....................................... 13
3.3.1.2. CURVA CARACTERÍSTICA IXV ............................................................................................................... 13
3.3.1.3. CURVA TÍPICA DE P X V ...................................................................................................................... 14
3.3.1.4. FATOR DE FORMA (FF) ...................................................................................................................... 15
3.3.1.5. EFICIÊNCIA DO MÓDULO (ɳ) ............................................................................................................... 16
3.3.1.6. EFEITO DA TEMPERATURA E INTENSIDADE LUMINOSA EM UM MÓDULO FOTOVOLTAICO ................................. 16
3.3.2. TIPOS DE CONEXÕES DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ............................................................................. 17
CAPÍTULO 4 – DISPOSITIVOS UTILIZADOS ............................................................................................... 20
4.1. INVERSORES ............................................................................................................................................ 20
4.2. BATERIAS ................................................................................................................................................ 20
4.3. CONTROLADOR DE CARGA .......................................................................................................................... 21
CAPÍTULO 5 – DIMENSIONAMENTO DO SISTEMA ................................................................................... 23
viii
5.1. FUNÇÃO DO GMG ............................................................................................................................ 23
5.2 AVALIAÇÃO DO GMG DA SUBESTAÇÃO CANARANA ...................................................................................... 24
5.3 IRRADIAÇÃO SOLAR EM CANARANA - MT .............................................................................................. 26
5.4 DIMENSIONAMENTO DO ESPAÇO FÍSICO ..................................................................................................... 28
5.5 DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS ............................................................................................. 29
5.6 DIMENSIONAMENTO DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS .................................................................................. 31
5.7 DISPOSIÇÃO DOS MÓDULOS ..................................................................................................................... 34
5.8 DISPOSIÇÃO DE CONTROLADOR DE CARGA .................................................................................................. 35
5.9 DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR ........................................................................................................... 36
5.10 DIMENSIONAMENTO DOS CABOS ......................................................................................................... 37
5.10.1 CABEAMENTO DO LADO CC ........................................................................................................... 37
5.10.2 CABEAMENTO DO LADO CA .......................................................................................................... 39
CAPÍTULO 6 – ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA ............................................................................ 41
6.1 LEVANTAMENTO DO CUSTO DO GMG ...................................................................................................... 41
6.2 LEVANTAMENTO DO CUSTO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO ............................................................................. 42
CAPÍTULO 7 – CONCLUSÃO .................................................................................................................... 44
8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................................................... 45
ANEXO I ................................................................................................................................................ 48
ANEXO II ............................................................................................................................................... 50
ANEXO III .............................................................................................................................................. 58
ANEXO IV .............................................................................................................................................. 60
ix
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1- ATLAS SOLARIMÉTRICO DO BRASIL (INSOLAÇÃO DIÁRIA) ................................................................................. 5
FIGURA 2 - POSIÇÃO DO PLANETA TERRA. ................................................................................................................... 5
FIGURA 3 - DEMONSTRAÇÃO DOS ÂNGULOS: ALTURA SOLAR (Α) E AZIMUTAL DO SOL (AS). ................................................. 6
FIGURA 4 - DEMONSTRAÇÃO DOS ÂNGULOS AZIMUTAL DA SUPERFÍCIE (AW), INCLINAÇÃO DA SUPERFÍCIE (Β) E DE INCIDÊNCIA (Γ).
.......................................................................................................................................................................... 6
FIGURA 5 - DOPAGEM DO SILÍCIO .............................................................................................................................. 7
FIGURA 6 - ILUSTRAÇÃO DO EFEITO FOTOVOLTAICO ...................................................................................................... 8
FIGURA 7 - CÉLULAS MONOCRISTALINOS E POLICRISTALINOS ........................................................................................... 9
FIGURA 8 - CÉLULAS SILÍCIO AMORFO ........................................................................................................................ 9
FIGURA 9 - SISTEMA OFF-GRID. .............................................................................................................................. 11
FIGURA 10 - SISTEMA ON-GRID .............................................................................................................................. 12
FIGURA 11- NORMA DE REPRESENTAÇÃO DO MÓDULO FOTOVOLTAICO .......................................................................... 12
FIGURA 12 – CURVA CARACTERÍSTICA I X V ............................................................................................................... 14
FIGURA 13 – CURVA P X V .................................................................................................................................... 15
FIGURA 14 - DEFINIÇÃO DO FATOR DE FORMA ........................................................................................................... 15
FIGURA 15 - EFEITO CAUSADO PELA VARIAÇÃO DE INTENSIDADE DA LUZ.......................................................................... 17
FIGURA 16 - EFEITO CAUSADO PELA TEMPERATURA DA CÉLULA FOTOVOLTAICA. ............................................................... 17
FIGURA 17 - ASSOCIAÇÃO EM SÉRIE ........................................................................................................................ 18
FIGURA 18 - ASSOCIAÇÃO EM PARALELO .................................................................................................................. 19
FIGURA 19 – CIRCUITO EQUIVALENTE DE THÈVENIN DA BATERIA PARA O CARREGAMENTO E O DESCARREGAMENTO. ............... 21
FIGURA 20 - DIAGRAMA UNIFILAR. ......................................................................................................................... 24
FIGURA 21 - GMG DA SE CANARANA ..................................................................................................................... 24
FIGURA 22 - GRÁFICO DE IRRADIAÇÃO SOLAR DE ACORDO COM AS COORDENADAS. .......................................................... 27
FIGURA 23 - A LOCALIZAÇÃO DA CASA DE COMANDO NA SE CANARANA. ........................................................................ 28
FIGURA 24 - VISTA DO TELHADO DA CASA DE COMANDO MARCADA COM A COR VERDE ...................................................... 28
FIGURA 25 - ESTRUTURA DE FIXAÇÃO DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS. .......................................................................... 29
FIGURA 26 - CURVA DE DESCARGA DA BATERIA LIPEPO4 ............................................................................................ 30
FIGURA 27 - PLACA SOLAR NEO SOLAR POWER. ........................................................................................................ 32
FIGURA 28 - A DISPOSIÇÃO DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ........................................................................................ 35
x
LISTA DE TABELAS
TABELA 1 - CARGAS CONSIDERADAS PARA GMG ........................................................................................................ 25
TABELA 2 - CARACTERÍSTICAS PRINCIPAIS DO MÓDULO SOLAR ESCOLHIDO....................................................................... 32
TABELA 3 - ESPECIFICAÇÃO DO CONTROLADOR DE CARGA DA ELECTROCELL ..................................................................... 35
TABELA 4 - ESPECIFICAÇÃO DO INVERSOR DA ELECTROCELL. ......................................................................................... 37
TABELA 5 - CUSTO TOTAL DA UTILIZAÇÃO DO DIESEL POR 10 ANOS. ............................................................................... 42
TABELA 6 - TABELA DE CUSTOS ............................................................................................................................... 42
xi
LISTA DE SIGLAS
GMG Grupo Motor Gerador
MT Mato Grosso
CEPEL Centro de Pesquisa de Energia Elétrica
CRESESB Centro de Referência para Energia Solar e Eólica
Si Silício
CdTe Telureto de Cadmio
CiGs Disseleneto de Cobre Índio Gálio
CA Corrente Alternada
CC Corrente Contínua
NBR Norma Brasileira
LiFePO4 Lítio Ferro Fosfato
1
CAPÍTULO 1 - INTRODUÇÃO
1.1. Motivação
A eletricidade é considerada uma das necessidades mais importantes para a
humanidade. Com o aumento populacional no mundo e consequentemente o aumento
da demanda por energia elétrica, os recursos mais utilizados para suprir a geração desta
energia são os combustíveis fósseis (petróleo, carvão, etc.), que são considerados fontes
de energia não renováveis e poluentes.
A busca por formas alternativas de geração de energia elétrica, visando diminuir
o impacto ambiental, tem proporcionado grandes investimentos em geração
fotovoltaica, eólica, térmica e híbrida. Atualmente, a energia solar é considerada como
uma alternativa para suprir a demanda da energia por ser uma fonte inesgotável, no caso
o Sol, assim como por dispor de uma geração com menor impacto ambiental.
Dessa forma, a principal motivação deste trabalho é substituir a utilização de
uma fonte de energia não renovável e altamente poluente por outra fonte renovável e
limpa, com o objetivo de diminuir o impacto ambiental e promover as alternativas de
geração de energia elétricas viáveis.
1.2. Objetivo
O presente trabalho tem o objetivo de realizar o estudo da viabilidade técnica e
econômica da substituição do Grupo Motor Gerador (GMG) por um sistema de geração
fotovoltaica na subestação 230/138kV Canarana localizado em Canarana/MT. A
avaliação será feita por meio da análise dos tipos de equipamentos existentes no
mercado para o sistema fotovoltaico, considerando as cargas essenciais na subestação,
variação da radiação local e área disponível para a instalação de painéis e banco de
baterias.
2
1.3. Organização do Trabalho
O Capítulo 1 desse trabalho consiste na introdução do projeto, apresentando a
motivação, objetivos e a organização do trabalho.
No Capítulo 2 é apresentada a energia solar fotovoltaica, abordando a fonte de
energia solar, radiação solar, Irradiação solar no Brasil, a determinação dos ângulos que
favorecem a captação da irradiação, o efeito fotovoltaico e as células fotovoltaicas.
No Capítulo 3, são apresentadas os tipos de sistema fotovoltaico, citando o
sistema off-grid, sistema on-grid e os módulos fotovoltaicos.
No Capítulo 4 apresentam-se todos os dispositivos utilizados em um sistema
isolado à rede (off-grid).
O Capítulo 5 mostra o dimensionamento do projeto, onde se explicam a função e
as características do GMG, a avaliação da irradiação solar em Canarana- MT, onde a
subestação está localizada, assim como a avaliação do espaço físico, dimensionamento
dos módulos fotovoltaicos, do banco de baterias, controlador de carga e inversor.
No Capítulo 6 é abordada a análise de viabilidade econômica, verificando-se os
custos de equipamentos do sistema fotovoltaico e os custos do GMG.
E por fim, o Capítulo 7 apresenta a conclusão, analisando se o projeto é viável
ou não financeira e tecnicamente.
3
CAPÍTULO 2 – ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA
2.1. Fonte de Energia Solar
Existem diversas fontes de energia alternativas e renováveis, sendo elas, eólicas,
biomassa, solar, ondas e marés. A energia solar será o foco desde trabalho pois é uma
fonte de energia inesgotável e gratuita.
Anualmente, o planeta Terra recebe cerca de 1,5 x 1018 kWh de energia solar.
Isso corresponde a 10.000 vezes o consumo mundial de energia para esse mesmo
período. [1]
Devido à posição vantajosa do nosso país no planeta Terra, por ser parcialmente
cortado pela linha equatorial e sua maior parte estar próxima a esta, possuímos uma
grande quantidade de irradiação solar.. [2]
A fonte de energia solar pode fornecer energia de duas formas: radiação ou
calor. Para conversão da radiação em energia elétrica é utilizado o sistema fotovoltaico
e para o calor, o sistema termo solar.
2.2. Radiação Solar
A radiação solar é a energia emitida pelo Sol, a qual é transmitida sob forma
eletromagnética. Já a irradiação é a quantidade de radiação obtida durante um tempo
específico, podendo ser por hora ou por dia.
A energia solar se propaga em forma de radiação solar e pode ser classificada
em três formas:
1. Radiação direta: onde não há interferências ao atravessar a atmosfera
terrestre.
2. Radiação difusa: acontece quando há disseminação da radiação por causa
dos componentes atmosféricos (por exemplo: nuvens)
4
3. Radiação refletida: é a parte da energia solar refletida do solo.
Uma das possíveis formas de conversão da energia solar por meio da radiação,
em energia elétrica, é através do efeito fotovoltaico que ocorre em dispositivos
conhecidos como células fotovoltaicas. [1]
2.3. Irradiação Solar no Brasil
De acordo com o mapa solar abaixo, pode-se verificar que em termos estaduais,
a Bahia se destaca como o estado com maior irradiação solar, devido à proximidade à
linha do Equador. Na sequência, também se destacam os estados de Minas Gerais e
Mato Grosso do Sul.
No entanto, embora tenham sido valorizadas as áreas que recebem maior
irradiação, aproximadamente todo o território brasileiro é privilegiado em relação ao
aproveitamento solar, pois mesmo as áreas com menor irradiação que constam no mapa,
possuem um volume mais elevado que certos territórios da Alemanha, que é um dos
países com maior capacidade fotovoltaica instalada.
5
Figura 1- Atlas Solarimétrico do Brasil (Insolação diária)
(Fonte: [2] )
2.4. Ângulos
O planeta Terra possui uma trajetória elíptica que é inclinada aproximadamente
de 23,45𝑜 em relação ao plano equatorial, denominado Declinação solar (δ). Esta
inclinação, junto com o movimento de translação da Terra, origina as quatro estações do
ano.
Figura 2 - Posição do planeta Terra.
(Fonte: [1])
As relações geométricas entre os raios solares, que variam de acordo com o
movimento do planeta Terra e a superfície terrestre, podem ser descritas como [1]:
Ângulo de incidência (γ): É o ângulo formado entre os raios do sol e a normal da
superfície de captação.
Ângulo azimutal da superfície (𝑎𝑤): É o ângulo entre o norte geográfico e a
projeção da reta normal à superfície no plano horizontal, variando entre -180° e
180°.
6
Ângulo Azimutal do sol (𝑎𝑠): É o ângulo entre o norte geográfico e a projeção
do raio solar no plano horizontal.
Altura solar (α): É o ângulo entre os raios do Sol e a projeção dos mesmos sobre
o plano horizontal.
Inclinação da superfície (β): É o ângulo situado entre a superfície e o plano
horizontal.
Ângulo horário do Sol (ω): É o deslocamento angular do Sol, que sai do Leste
para o Oeste e a cada hora corresponde a 15°. De acordo com o deslocamento,
considera-se que os valores positivos do ângulo representam a parte da manhã;
ao meio dia, o ângulo é igual a zero e os valores negativos na parte da tarde.
Ângulo Zenital (𝜃𝑧): é o ângulo formado entre o raio do Sol e a vertical (zênite).
Figura 3 - Ângulos Altura solar (α) e azimutal do sol (𝑎𝑠).
(Fonte: [1])
Figura 4 - Ângulos azimutal da superfície (𝑎𝑤), Inclinação da superfície (β) e de incidência (γ).
(Fonte: [1])
7
2.5. Efeito Fotovoltaico
O efeito fotovoltaico é o processo da conversão da luz solar em eletricidade. A
luz solar é composta por partículas de energia solar, denominadas fótons. Quando esses
fótons atingem uma célula fotovoltaica e são absorvidos, provoca uma diferença de
potencial nos terminais do material semicondutor, transformando assim a energia solar
em energia elétrica.
De acordo com o manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos [1], os
módulos são feitos de lâminas de silício e quando fabricados há acréscimo de outros
materiais como fósforo e boro com o objetivo de aumentar o desempenho. Neste caso,
quando é introduzido o elemento fósforo, este é um dopante doador de elétron, o nome é
dado como dopante N (doador de elétron) ou semicondutor do tipo N. Já o caso de se
introduzir o boro, o elemento é um dopante P (aceitador de elétron) ou semicondutor do
tipo P.
Figura 5 - Dopagem do silício
(Fonte: [3])
As células fotovoltaicas são formadas pela junção desses dois tipos de
semicondutores, o tipo N e o tipo P. Quando as células são expostas ao sol, os elétrons
livres da camada do semicondutor N passam para as lacunas da camada do
semicondutor P. Após conectar as extremidades dos semicondutores, um caminho para
os elétrons é criado, gerando uma circulação de corrente elétrica.
8
Figura 6 - Ilustração do Efeito Fotovoltaico
(Fonte: [4])
2.6. Células Fotovoltaicas
Os módulos fotovoltaicos são conjuntos de células fotovoltaicas feitas com
material semicondutor, cuja finalidade é converter radiação solar em energia elétrica.
As células fotovoltaicas vêm se aprimorando conforme o avanço da tecnologia,
ademais como é economicamente favorável, contribui para a viabilização do mercado
de energia fotovoltaica. Desta forma, as tecnologias fotovoltaicas podem ser
classificadas como primeira geração (silício cristalino) e segunda geração (silício
amorfo ou filme fino). [5]
As células de silício cristalino são as mais utilizadas no mundo, por questão do
preço no mercado e ótima eficiência. Existem dois tipos de célula de silício:
monocristalino (m-Si) cuja eficiência varia entre 15 a 21% e policristalino (p-Si), cuja
eficiência varia entre 13 a 18%.
Já as células da segunda geração (silício amorfo), são produzidas por meio de
um depósito de camadas extremamente finas de material semicondutor. Os
semicondutores mais utilizados são telureto de cadmio (CdTe) cuja eficiência média é
de 10 a 11%, disseleneto de cobre índio gálio (CIGS) com eficiência de 7 a 12% e
silício amorfo (a-Si), 4 a 8%. [5]
9
Figura 7 - Células de Silícios monocristalinos e policristalinos
Figura 8 – Células de Silício Amorfo
10
CAPÍTULO 3 – SISTEMA FOTOVOLTAICO
O sistema fotovoltaico é um sistema que utiliza a irradiação solar para gerar
energia elétrica em corrente contínua, e é classificado de acordo com a sua interligação
com a rede e a sua configuração. O sistema pode ser classificado como um sistema
isolado, conectado à rede, puro ou híbrido.
Quando um sistema é classificado como híbrido, há utilização de mais de uma
fonte de energia, no caso combina-se a geração fotovoltaica com a geração eólica,
geração a diesel, etc. Já o sistema puro utiliza uma única fonte de geração de energia
elétrica: geração fotovoltaica.
Neste trabalho será abordado o sistema off-grid por implementar o sistema solar
como um backup do serviço auxiliar.
3.1. Sistema Isolado da rede (off-grid)
É o sistema operado independentemente da rede de distribuição energética, este
precisa de um banco de baterias para armazenamento da energia produzida e a
utilização da mesma quando não há radiação solar. Como o sistema isolado não está
ligado a nenhuma rede de distribuição elétrica, a energia excedente gerada não pode ser
compensada pela distribuidora local.
Os principais componentes para esse tipo de sistema são: banco de baterias,
painel fotovoltaico, controlador de carga e inversor. É necessário implementar um
inversor visto que a corrente elétrica produzida pelo painel fotovoltaico é corrente
contínua e as cargas (ou equipamentos eletrônicos) são supridas em corrente alternada.
11
Figura 9 - Sistema off-grid.
3.2. Sistema conectado à rede (On-grid)
Como diz o nome, esse tipo de sistema opera conectado à rede de distribuição
elétrica e toda energia produzida em excesso é lançada na rede. Com isso, é dispensado
o uso de bateria e de controlador de carga.
Um dos pontos positivos do sistema on-grid é possuir a melhor eficiência
comparando com o sistema off-grid. E com a dispensa do banco de baterias e
controlador de carga, o custo de implementação é menor. No entanto, este sistema não é
adequado para a situação apresentada neste trabalho de conclusão de curso, uma vez que
quando ocorre algum problema com o suprimento de energia elétrica pela
concessionária, o sistema fotovoltaico só pode servir de backup quando houver radiação
solar suficiente.
12
Figura 10 - Sistema on-grid
3.3. Módulos Fotovoltaicos
Os módulos fotovoltaicos são constituídos por células fotovoltaicas e estes
podem ser conectados em série ou em paralelo, visto que cada célula possui uma tensão
de saída baixa, aproximadamente 0,5V. O tipo de ligação entre as células, se a ligação
será em paralelo ou em série, é determinado na fabricação, dependendo da configuração
desejada para o projeto.
De acordo com a norma NBR 10899 [6], o símbolo do módulo fotovoltaico é
mostrado na Figura 11.
Figura 11- Norma de representação do módulo fotovoltaico
13
3.3.1. Características Elétricas do Módulo Fotovoltaico
Pelo Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos [1], existem vários tipos
de parâmetros importantes para avaliar e dimensionar o módulo fotovoltaico. Contudo,
a principal característica a ser avaliada é a sua potência de pico (Wp), a qual é a
potência máxima de saída sob as condições de irradiância solar de 1000W/m² e
temperatura da célula de 25°C.
3.3.1.1 Tensão de Circuito Aberto (𝑽𝑶𝑪) e Corrente de Curto Circuito (𝑰𝑺𝑪):
A tensão de circuito aberto (𝑉𝑂𝐶) é considerada a maior tensão que o módulo
consegue atingir quando está desconectado da carga e sem corrente circulando. Esse
valor é medido pelo voltímetro ligado nos seus terminais de saída e colocando o painel
em condições de teste.
A corrente de curto circuito (𝐼𝑆𝐶) é a maior corrente que o módulo consegue
atingir quando os terminais estão em curto-circuito e a tensão é igual a zero. Para obter
o valor da corrente de curto circuito é feito o teste de curto circuito nos terminais e
utiliza-se um amperímetro para a medição.
3.3.1.2. Curva característica 𝑰𝒙𝑽
A curva 𝐼𝑥𝑉 mostra os valores da tensão de circuito aberto e da corrente de
curto-circuito de acordo com as mudanças de condições de carga. Normalmente estas
curvas estão associadas às condições submetidas, como por exemplo, intensidade da
radiação, temperatura, etc. [1]
14
Figura 12 – Curva característica I x V
(Fonte: [1])
3.3.1.3. Curva típica de 𝑷 𝒙 𝑽
Para cada ponto da curva 𝑃 𝑥 𝑉, o produto do valor da corrente e da tensão
representa a potência gerada para aquela condição de operação. A potência máxima
(𝑃𝑚) pode ser extraída pelo produto da tensão de potência máxima (𝑉𝑀𝑃) e a corrente de
potência máxima (𝐼𝑀𝑃). [1]
15
Figura 13 – Curva P x V
(Fonte: [1])
3.3.1.4. Fator de Forma (FF)
O Fator de forma é uma grandeza que representa o quanto a curva característica
se aproxima de um retângulo no diagrama I xV. No caso, quanto melhor a qualidade das
células fotovoltaicas, mais a curva característica se aproximada da forma de um
retângulo.
Figura 14 - Definição do fator de forma
(Fonte: [1])
16
Ele é definido pela Fórmula 3.1:
𝐹𝐹 =𝐼𝑀𝑃𝑥𝑉𝑀𝑃
𝐼𝑆𝐶𝑥𝑉𝑂𝐶 (3.1)
3.3.1.5. Eficiência do Módulo (ɳ)
A eficiência do módulo é o fator mais importante a ser avaliado em um projeto,
devido a sua quantificação da conversão de energia solar em energia elétrica. Ela é
calculada com a Fórmula 3.2:
ɳ =𝐼𝑀𝑃𝑥𝑉𝑀𝑃
𝐴 𝑥𝐼𝐶 (3.2)
Onde:
𝐴 = Área útil do módulo (𝑚2) 𝐼𝑐 =Luz incidente – Potência luminosa incidente (𝑊 𝑚2⁄ )
3.3.1.6. Efeito da Temperatura e Intensidade Luminosa em um Módulo
Fotovoltaico
Para a plotagem das curvas características e testes dos módulos, a condição
padrão é estabelecida para a célula com a radiação de 1000W/m² e a temperatura de
25°C. Essas condições foram definidas devido à influência direta da variação de
temperatura e da radiação solar na eficiência de um módulo solar.
Assim, como pode ser visto no gráfico representado pela Figura 15, quanto
menor a irradiação, menor a corrente produzida pelo módulo solar, e consequentemente
menor a potência produzida. No gráfico representado pela Figura 16, verifica-se que o
aumento do nível de insolação, aumenta a temperatura da célula, com isso reduz a
eficiência do módulo. Isso acontece, pois, com o aumento da temperatura, a tensão
diminui e a corrente sofre uma elevação quase desprezível. Isso pode ser observado
comparando os “joelhos” da curva.
17
Figura 15 - Efeito causado pela variação de intensidade da luz
(Fonte: [1])
Figura 16 - Efeito causado pela temperatura da célula fotovoltaica.
(Fonte: [1])
3.3.2. Tipos de Conexões dos Módulos Fotovoltaicos
18
Os módulos fotovoltaicos podem ser conectados em série ou em paralelo,
formando os painéis fotovoltaicos e isso depende dos critérios adotados em cada tipo de
projeto.
Módulos conectados em série, ou seja, terminal positivo conectado ao terminal
negativo do outro módulo, a corrente elétrica permanece a mesma e há um aumento na
tensão, visto que as tensões são somadas, conforme indicado nas fórmulas abaixo e no
gráfico da Figura 17:
𝑉 = 𝑉1 + 𝑉2 + 𝑉3 + ⋯ + 𝑉𝑛
𝐼 = 𝐼1 = 𝐼2 = 𝐼3 = ⋯ = 𝐼𝑛
Figura 17 - Associação em série
(Fonte: [7])
Já nos módulos conectados em paralelo, os terminais positivos são interligados
entre si, tal como os terminais negativos. Com isso, a tensão permanece a mesma e a
corrente resultante é a soma de todas as correntes dos módulos, representada pela Figura
18.
𝑉 = 𝑉1 = 𝑉2 = 𝑉3 = ⋯ = 𝑉𝑛
𝐼 = 𝐼1 + 𝐼2 + 𝐼3 + ⋯ + 𝐼𝑛
19
Figura 18 - Associação em paralelo
(Fonte: [7])
20
CAPÍTULO 4 – DISPOSITIVOS UTILIZADOS
Neste trabalho será abordado o sistema fotovoltaico off-grid CA com
armazenamento, então basicamente os dispositivos necessários para esse tipo de sistema
são: módulos fotovoltaicos, inversores, controladores de carga e baterias. [8]
4.1. Inversores
A corrente produzida pelos módulos fotovoltaicos é em corrente contínua, com
isso, é necessária a utilização do inversor. O dispositivo é conhecido como conversor
CC-CA, pois ele é responsável pela conversão da energia elétrica em corrente contínua
(CC) para energia em corrente alternada (CA).
Existem dois tipos de inversores: os inversores autônomos (stand-alone) e os
inversores de rede (grid-conected). Os inversores do tipo stand-alone são utilizados em
sistemas autônomos que possuem bancos de baterias para armazenamento de energia
produzida pelos módulos fotovoltaicos. Nesse caso, os inversores além de exercer a
função de conversão dos tipos de corrente, precisam tolerar flutuações de tensão das
baterias, evitando as descargas profundas das baterias. [8]
Já os inversores de rede (grid-conected) transferem a energia produzida
diretamente para o quadro de distribuição local, onde é utilizada para alimentar as
cargas. No caso, como é um sistema conectado à rede, enquanto há irradiação solar, há
produção de energia e esta, quando produzida é injetada e utilizada. Quando a energia
produzida não é suficiente para alimentar a carga, esta diferença é suprida pela rede da
concessionária local.
4.2. Baterias
No sistema off-grid é necessária a utilização de baterias para aplicações
fotovoltaicas. Esse dispositivo é importante, pois as baterias são responsáveis pelo
21
armazenamento da energia produzida. As principais funções da bateria num sistema off-
grid são possibilitar autonomia, estabilizar a tensão e fornecer corrente elevada. [9]
As baterias podem ser classificadas de acordo com as suas funcionalidades,
sendo que existem baterias primárias que não são recarregáveis e baterias secundárias
que são recarregáveis. As que não são recarregáveis possuem quantidade fixa de
compostos reagentes e só podem ser descarregadas uma vez. [10]
Já nas que são recarregáveis, depois que a célula é descarregada, a reversão do
processo eletroquímico ocorre quando há uma aplicação externa de energia elétrica.
Logo, a bateria pode ser recarregada várias vezes. [10]
4.3. Controlador de Carga
Nos sistemas que possuem baterias, é necessário o uso de um controlador. As
principais funções desse dispositivo são:
Desconectar o arranjo fotovoltaico quando a bateria atinge a carga plena.
Monitorar a corrente e tensão de carregamento da bateria.
Interromper o fornecimento de energia às cargas quando a bateria atinge
o nível mínimo de descarga.
Quando a bateria alcança o nível mínimo de descarga, o controlador deve
desligar as cargas com o objetivo de recarregar a bateria, e assim que a mesma atingir
o nível máximo de carregamento, o dispositivo desconecta o arranjo fotovoltaico. [11]
Figura 19 – Circuito equivalente de Thèvenin da bateria para o carregamento e o descarregamento.
22
No processo de carregamento da bateria, a tensão dos terminais excede a tensão
nas células fotovoltaicas. Durante o processo de descarga, a tensão nos terminais será
menor que a tensão nas células fotovoltaicas.
Quando o conjunto de baterias é dependente da temperatura, é mais difícil
exercer o carregamento e o descarregamento. Isso acontece porque à medida que a
temperatura diminui, a tensão do circuito aberto decresce e consequentemente a
resistência aumenta.
23
CAPÍTULO 5 – DIMENSIONAMENTO DO SISTEMA
5.1. Função do GMG
O Grupo Motor Gerador (GMG) é um equipamento que possui motor movido
por combustão a diesel, gasolina ou gás, com um gerador acoplado e tem a estrutura
montada sobre uma base metálica, sendo que seu funcionamento é iniciado com
acionamento manual ou automático.
O GMG é utilizado como fonte principal ou auxiliar, para suprir a necessidade
de energia em empreendimentos. No caso da subestação 230/138kV Canarana no
Estado do Mato Grosso, existem 3 fontes de energia para suprir a demanda da energia
do serviço auxiliar.
A primeira fonte é o transformador do serviço auxiliar principal (TSA1) em que
a energia é obtida por meio dos três transformadores de alta tensão da subestação. A
segunda é o transformador do serviço auxiliar secundário (TSA2) que é suprida pela
energia da rede da concessionária. Essas duas fontes citadas são consideradas como
fontes independentes.
O GMG é considerado como terceira fonte alternativa de alimentação dos
serviços auxiliares. Este é considerado como “última retaguarda”, uma vez que caso as
fontes independentes parem de funcionar, o GMG é a última fonte a ser acionada para
manter o funcionamento das cargas essenciais da subestação.
O sistema de energia do serviço auxiliar de uma subestação pode ser
representado pelo diagrama unifilar apresentado na Figura 20. O diagrama unifilar mais
detalhado da subestação é apresentado no Anexo I.
24
Figura 20 - Diagrama Unifilar.
5.2 Avaliação do GMG da subestação Canarana
Na subestação existente, o dimensionamento do GMG (mostrado na Figura 21) é
feito com base na demanda dos diversos sistemas essenciais previstos, levando-se em
conta a potência instalada, o fator de potência, o rendimento e o fator de utilização dos
circuitos correspondentes.
Figura 21 - GMG da SE Canarana
25
O gerador diesel GMG, considerado a terceira fonte alternativa de alimentação
dos serviços auxiliares, é dimensionado para suprir todas as cargas essenciais em
corrente alternada 380/220V previstas, incluindo iluminação essencial e tomadas
essenciais do pátio.
Tabela 1 - Cargas consideradas para GMG
A potência do gerador diesel será a potência total calculada, multiplicada por um
fator de demanda de 0,9 e pelo fator de sobredimensionamento de 1,25. A inclusão do
fator de sobredimensionamento é dada devido à consideração da tomada de carga no
GMG e das perdas no sistema de distribuição.
Considerando o fator de demanda como 0,9 e o de sobredimensionamento como
1,25:
𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 128,46 ∗ 0,9 ∗ 1,25 = 144,52 𝑘𝑊
O GMG movido a diesel é projetado para suprir a energia elétrica dos
equipamentos de controle quando ocorre a falta de fornecimento da concessionária local
por um tempo de 12 horas.
Como o GMG só é acionado uma ou duas vezes ao ano, então serão projetados
painéis solares necessários para carregamento das baterias que supram as cargas por 12
horas e a geração de sistema solar será dimensionado para a potência ativa de
144,52kW.
26
5.3 Irradiação solar em Canarana - MT
Como o objetivo do trabalho é verificar a viabilidade de substituição do GMG
por um sistema de energia solar na subestação de Canarana, é necessário verificar a
irradiação solar do local tendo como base o valor médio de irradiação solar.
O programa SunData, oferecido pelo CRESESB, tem o objetivo de calcular a
irradiação solar diária média mensal, utilizando as coordenadas de qualquer território
brasileiro. Com isso, usamos o dispositivo e as coordenadas da cidade de Canarana –
MT (Latitude 13,601° S e Longitude 52,249° O) para calcular o valor médio de
irradiação solar.
O SunData disponibiliza também as informações de irradiação utilizando como
referência o ângulo com o mesmo valor da latitude, aumentando assim a captação de
energia. Considerando-se que as placas solares serão instaladas com o ângulo igual à
latitude, o valor médio da irradiação solar é de 5,38 kWh/m2.
As horas de sol pleno (HSP) são calculadas pela divisão do número de horas em
que a irradiância solar deve ser constante e igual a 1kW/m2. Então no caso, a HSP do
local da subestação é de 5,38 h/dia.
27
Figura 22 - Gráfico de irradiação solar de acordo com as coordenadas.
28
5.4 Dimensionamento do Espaço Físico
A localização da casa de comando é favorável para a instalação dos módulos
fotovoltaicos, visto que não há construções próximas e no local onde os equipamentos
de pátio estão instalados, há uma distância significativa que não causa sombreamento
sobre a casa de comando.
A área destinada para a implementação do projeto será no telhado da casa de
comando da SE Canarana. O espaço disponível para instalação dos painéis tem a área de
203,39𝑚2. A figura 23, mostra a localização e a figura 24, a dimensão do local de
implementação.
Figura 23 – A localização da casa de comando na SE Canarana.
Figura 24 – Vista do telhado da casa de comando marcada com a cor verde
29
Quanto à fixação dos módulos escolhidos para esse projeto, a solução
estabelecida é igual à da estrutura mostrada na Figura 25, devido à fácil montagem e por
atender as necessidades do estudo. Não será adotada a instalação do dispositivo que
acompanha o melhor ângulo solar por não ser vantajoso para o projeto, e o ângulo de
inclinação será de 14° de acordo com a simulação da Sun Data.
Figura 25 – Estrutura de fixação dos módulos fotovoltaicos.
(Fonte: [12])
5.5 Dimensionamento do Banco de Baterias
Para se obter um banco de baterias que atenda aos requisitos desse projeto, é
preciso escolher a bateria correta. Atualmente, além de utilizar as baterias de chumbo-
ácido num sistema fotovoltaico off-grid, usa-se a bateria de Lítio. O tipo de bateria
escolhido para este projeto é a de Lítio (LiPePO4), a escolha foi feita com base na sua
vida útil e no tempo de descarga.
De acordo com os dados da bateria do fabricante Electrocell, a curva de descarga
da bateria é representada pela Figura 26.
30
Figura 26 - Curva de descarga da bateria LiPePO4
(Fonte: Electrocell)
Com isso, a bateria escolhida para esse projeto seria do mesmo fabricante com a
capacidade de 140Ah. A curva considerada é a de 25°C, logo o tempo de descarga da
célula da bateria é de 2 minutos para a tensão 3,2V. O tempo de descarga para a bateria
com a tensão de 134,4V é de 1,24horas.
Primeiramente, precisa-se saber o consumo médio diário caso bateria seja
acionada. Conforme apresentada no item 5.2, a potência total da carga é dada como
144,52kW e o tempo de funcionamento do GMG é de 12 horas. Com isso, o consumo
médio diário é dado como:
𝑃ℎ = 𝑃𝑐 ∗ ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠/𝑑𝑖𝑎
Onde:
𝑃ℎ: consumo médio diário
𝑃𝑐: potência da carga
𝑃ℎ = 144,52𝑘𝑊 ∗ 12ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 = 1734,24𝑘𝑊ℎ/𝑑𝑖𝑎
A bateria escolhida para esse projeto é da marca Electrocell com 140Ah a tensão
de 134,4V e o banco de baterias tem a tensão de 537,6V e a corrente é de 140A. A folha
31
de dados dessa bateria é apresentada no Anexo II deste trabalho. Calculando a
capacidade do banco de baterias de acordo com
𝐴ℎ =1734,24𝑘
134.4= 12.903,57𝐴ℎ
Com isso, para saber a quantidade de baterias a serem utilizadas,
𝑁 = 𝐴ℎ𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑜
𝐴ℎ𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎
Onde:
𝑁 : Número de baterias
𝑁 = 12903,57
140≅ 92,168
Arredondando, serão necessárias 93 baterias para suprir o consumo das cargas.
Porém para obter uma margem de segurança, será projetada a quantidade de 95 baterias.
Como a quantidade de baterias demandada para suprir as cargas é muito grande,
foi escolhido o container da marca Electrocell que contém controlador de carga,
inversor e as baterias. A folha de dados do container é apresentada no Anexo II.
No caso, como um container possui somente 56 baterias, seriam necessários 01
container e mais 39 baterias.
5.6 Dimensionamento dos Módulos Fotovoltaicos
O modelo do módulo solar escolhido para esse projeto foi o modelo
D6M360E4A da marca Neo Solar Power (NSP). O motivo da escolha foi feito com base
na avaliação da garantia de 10 anos do produto, sua potência, seu rendimento e preço.
As características principais do modelo do módulo solar estão representadas na Tabela
02 e a folha de dados apresentada no Anexo III.
32
Figura 27 - Placa solar Neo Solar Power.
Marca do módulo fotovoltaico Neo Solar Power
Modelo D6M360E4A
Potência Máxima (𝑷𝒎á𝒙) 360 W
Eficiência (𝛈) 18,6%
Tensão de Máxima Potência(𝑽𝒎𝒑𝒑) 39,01 V
Corrente de Máxima Potência (𝑰𝒎𝒑𝒑) 9,23 A
Tensão de circuito aberto (𝑽𝒐𝒄) 47,44 V
Corrente de curto circuito (𝑰𝒔𝒄) 9,77 A
Comprimento 1,956 m
Largura 0,992 m
Área do Módulo 1,940352 m2
Peso (kg) 23 kg
Número de células 72
Tabela 2 - Características principais do Módulo solar escolhido.
De acordo com a estatística do acionamento do GMG em subestações, este é
ligado pelo menos duas vezes ao ano. Com isso, o projeto irá determinar a quantidade
de módulos solares necessários para o carregamento 100% das baterias por um tempo
de 15 dias.
Para o cálculo da quantidade de módulos, é necessário se determinar potência
necessária por dia para o carregamento das baterias. Como citado acima, o GMG é
acionado no máximo duas vezes ao ano, então foi projetado um período de recarga total
33
da bateria durante 15 dias. Ou seja, a potência total do dimensionamento das baterias é
1.734,24kWh e o carregamento diário é no mínimo de 115,62kWh.
A quantidade da potência nominal a ser gerada é dada pela:
𝑃𝑛 =𝑘𝑊ℎ/𝑑𝑖𝑎
𝐻𝑆𝑃
Onde:
𝑃𝑛: Potência nominal a ser gerada por dia;
𝐻𝑆𝑃: Horas Sol Pleno
Como citado no item 5.3, o HSP do Estado de Mato Grosso é de 5,38 h/dia. Com
isso, o cálculo do Pn é:
𝑃𝑛 =𝑘𝑊ℎ/𝑑𝑖𝑎
𝐻𝑆𝑃=
115,62𝑘𝑊ℎ
5,38= 21,49 𝑘𝑊ℎ/𝑑𝑖𝑎
Levando em consideração o uso do termo fator de desempenho global (FDG), o
rendimento final global de todo sistema fotovoltaico considera as perdas, cuja potência
é dada como:
𝑃𝑝 =𝑃𝑛
𝐹𝐷𝐺
O fator de perdas é considerado pelas perdas devido ao sombreamento, sujeira,
tolerância de potência, mismatching, fator de temperatura, cabeamento CC, conversão
CC/CA, etc. Para a maioria dos projetos instalados o fator de perdas considerado é de
80%.
𝑃𝑝 =𝑃𝑛
𝐹𝐷𝐺=
21,49
0,8= 26,86𝑘𝑊ℎ/𝑑𝑖𝑎
Para calcular o número aproximado de módulos, utiliza-se o valor do Pp,
transformando em Watts, e divide-se pela potência pico do modelo do módulo escolhido
(𝑊𝑝).
𝑁 =𝑃𝑝 ∗ 1000
𝑊𝑝=
26,86 ∗ 1000
360= 74,61
Com isso, o número de módulos necessários para geração total da energia
planejada por dia é de 75, e para garantir uma margem de segurança, o número de
módulos fotovoltaicos projetado é 84.
34
5.7 Disposição dos módulos
Para obter a disposição dos módulos, primeiramente, precisa-se da tensão do
controlador de carga. No caso, o controlador de carga escolhido é da marca Electrocell
já contido no container. As especificações do dispositivo estão no Anexo II.
De acordo com o resultado do item 5.6, o projeto terá 84 módulos . Logo, a
potência total dos módulos fotovoltaicos é dada como:
𝑃𝐹 = 84 ∗ 360 = 30,24𝑘𝑊
Onde:
𝑃𝐹: Potência total dos módulos
Para achar a corrente, a potência total dos módulos é dividida pela tensão em
corrente contínua (Vdc):
𝐼𝐹 =𝑃𝐹
𝑉𝑑𝑐=
30,24𝑘
540= 56 𝐴
A disposição dos módulos fotovoltaicos será feita com o valor da tensão 540V
que é a tensão do controlador de carga, e o valor da corrente do sistema é de 56A.
Considerando a conexão em paralelo, o valor da corrente é somado, assim como a
conexão em série, o valor da tensão é somado, com isso, foram projetados 6 módulos
em paralelo e 14 módulos em série. A disposição pode ser representada pela Figura 28.
35
Figura 28 - A disposição dos módulos fotovoltaicos
5.8 Disposição de Controlador de Carga
Como citado no item 4.3, o controlador de carga é um equipamento essencial
para o controle de carregamento e descarregamento da bateria. O seu dimensionamento
é dado pela definição dos níveis das correntes provenientes do módulo fotovoltaico. [8]
Os parâmetros do controlador escolhido da Electrocell são apresentados na
tabela 03:
Especificação – Controlador de Carga
Tensão máxima de entrada CC/CC (VDC) 750
Corrente máxima de entrada CC (A) 100
Tensão nominal CC (VDC) 540
Tensão nominal do sistema 24
Dimensão (Altura/Largura/Profundidade - mm) 500/1500/600
Peso (Kg) 100
Temperatura de operação (°C) -33° ~ +55°
Temperatura de armazenamento (°C) -40° ~ +60°
Nível de IP IP23
Tabela 3 - Especificação do controlador de carga da Electrocell
36
Para o cálculo da corrente do controlador de carga proveniente dos módulos, isto
é, a corrente de entrada do controlador de carga tem-se:
𝐶𝑜𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑜𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 (𝐴) = 𝐼𝑐𝑐𝑚(𝐴) ∗ 𝑛 ∗ 1,1
Onde:
𝐼𝑐𝑐𝑚: Corrente curto-circuito de cada módulo
𝑛: número de módulos em paralelo
𝐶𝑜𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑜𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 (𝐴) = 9,77 ∗ 6 ∗ 1,1 = 64,48 𝐴
A corrente de entrada está atendendo os parâmetros do controlador escolhido,
pois a corrente máxima admitida pelo modelo do controlador de carga é de 100A.
5.9 Dimensionamento do inversor
O inversor tem o papel importante no sistema fotovoltaico, pois a corrente
produzida pelos módulos fotovoltaicos é corrente contínua e as cargas para esta
subestação são em corrente alternada. A função desse equipamento é a conversão da
corrente contínua (CC) em corrente alternada (CA).
O dimensionamento desse dispositivo é dado pela análise das tensões de entrada
e saída e a potência nominal de uso contínuo e de curta duração. Logo, essa análise é
feita entre a potência total das cargas em CA e dimensionar um inversor com
capacidade mínima de 10% acima. Com isso, é necessário verificar se a tensão de
entrada é igual a das baterias e se a tensão de saída é igual a tensão das cargas de
corrente alternadas. [8]
Neste caso, a tensão de entrada do inversor tem de ser 537,6V que é a tensão do
banco de baterias dimensionada no item 5.5, e a tensão de saída tem de ser 380V que é a
tensão das cargas CA. Como citado, o inversor tem que ser dimensionado com uma
capacidade 10% acima, a tensão de entrada é de 591,36V e a tensão de saída 418V. De
acordo com os parâmetros do inversor presente no container da Electrocell,
37
representado na Tabela 04, o valor da tensão de entrada está entre o valor do parâmetro
do inversor escolhido que é de 400 a 650 V. E o valor da tensão de saída também está
entre o valor do parâmetro do inversor que é de 310 a 450V.
Especificação do Inversor de 250kW
Parâmetro CC Parâmetro CA
Potência Máxima CC (kW) 250 Potência Nominal de Saída (kVA) 250
Tensão máxima CC (V) 750 Corrente CA (A) 400
Faixa de tensão (V) 400-650 Tensão nominal da rede (V) 400
Tensão mínima CC (V) 400 Faixa de Tensão (V) 310-450
Corrente máxima CC (A) 600
Tabela 4 - Especificação do inversor da Electrocell.
Com isso, o inversor presente no container escolhido está atendendo às
necessidade do projeto.
5.10 Dimensionamento dos Cabos
5.10.1 Cabeamento do Lado CC
Para o dimensionamento dos cabos CC é necessário considerar a corrente
máxima que irá circular no cabo. De acordo com [8], o cabo a ser dimensionado tem
que suportar uma corrente 1,25 vezes maior que a corrente de curto circuito do sistema.
Para os cabos de ligações nos strings e conexões em série, consideramos que o
comprimento seja de 50 metros. De acordo com o item 5.6, a corrente do curto circuito
do modelo escolhido é de 9,77 A. Com isso, o valor da corrente a ser projetado é
calculado pela fórmula:
𝐼𝐶𝐴𝐵𝑂𝐶𝐶 = 𝐼𝑆𝐶 ∗ 1,25
Onde:
38
𝐼𝐶𝐴𝐵𝑂𝐶𝐶: Corrente máxima que circula no condutor
𝐼𝑆𝐶: Corrente de curto circuito do módulo
Para os cabos de ligações nos strings e conexões em série, consideramos o que o
comprimento seja de 50 metros.
𝐼𝐶𝐴𝐵𝑂𝐶𝐶 = 9,77 ∗ 1,25 = 12,21 𝐴
Um dos fatores a ser considerado no dimensionamento do cabo CC é a queda de
tensão. Segundo [8], a queda de tensão máxima no circuito condutor não pode ser
superior a 1% da tensão nominal do SF. Para calcular a seção de cabo, utiliza-se a
fórmula:
𝑆𝑐𝑐𝑓 = 2 ∗ 𝐿𝑀 ∗ 𝐼𝐹𝐼
0,01 ∗ 𝑈𝑀𝑃𝑃 ∗ 𝐾
Onde:
𝐾: Condutividade elétrica (cobre = 56)
𝑈𝑀𝑃𝑃: Tensão fileira
𝐼𝐹𝐼: Corrente da fileira
LM: Comprimento do cabo
𝑈𝑀𝑃𝑃 = 𝑛ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎 ∗ 𝑡𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑑𝑜 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜
𝑈𝑀𝑃𝑃 = 14 ∗ 39 = 546 𝑉
Levando-se em consideração um comprimento de 100 m de cabo,
𝑆𝑐𝑐𝑓 = 2 ∗ 50 ∗ 9,77
0,01 ∗ 546 ∗ 56= 3,2 𝑚𝑚2
A bitola do cabo a ser escolhido é de 6𝑚𝑚2.
Para o cabo CC principal, considera-se o comprimento de 100 metros. Com
isso, a corrente máxima do cabo é calculada de acordo com a fórmula,
𝐼𝑚á𝑥 = 1,25 ∗ 𝐼𝐶𝐶𝐹𝑉
Onde:
𝐼𝑚á𝑥: corrente máximo do cabo;
𝐼𝐶𝐶𝐹𝑉: Corrente do curto circuito do SF;
39
𝐼𝑚á𝑥 = 1,25 ∗ 6 ∗ 9,77 = 73,27𝐴
Assim, deve-se adotar uma ordem de 1% para a queda de tensão do sistema.
Com isso, a seção do cabo principal CC é calculada pela fórmula,
𝑆𝑐𝑐𝑓 = 2 ∗ 𝐿𝑀 ∗ 𝐼𝐹𝐼
0,01 ∗ 𝑈𝑀𝑃𝑃 ∗ 𝐾
𝐾: Condutividade elétrica (cobre = 56)
𝑈𝑀𝑃𝑃: Tensão da fileira
𝐼𝐹𝐼: Corrente da fileira
LM: Comprimento do cabo
Substituindo os valores,
𝑆𝑐𝑐𝑓 = 2 ∗ 100 ∗ 73,27
0,01 ∗ 546 ∗ 56= 47,92 𝑚𝑚2
A bitola do cabo a ser escolhido é de 50 𝑚𝑚2.
5.10.2 Cabeamento do Lado CA
O dimensionamento do cabo CA que interliga a saída do inversor para as
cargas é calculado para suportar a corrente máxima do inversor no nível de tensão
das cargas.
No caso, a seção do cabo CA é calculado com a fórmula,
𝑆𝑚𝑚2 =√3 ∗ 𝐿 ∗ 𝐼𝐶𝐴 ∗ 𝑐𝑜𝑠𝜑
𝐾 ∗ 𝑄𝑉 ∗ 𝑉𝑙𝑖𝑛ℎ𝑎
Onde:
𝐾: Condutividade elétrica (cobre = 56);
𝐼𝐶𝐴: corrente máxima de saída do inversor;
𝑄𝑉:queda de tensão permitida nesse trecho;
𝑐𝑜𝑠𝜑: fator de potência do inversor;
𝑉𝑙𝑖𝑛ℎ𝑎: tensão das cargas;
40
LM: Comprimento do cabo;
Substituindo os valores,
𝑆𝑚𝑚2 =√3 ∗ 100 ∗ 400 ∗ 0,96
56 ∗ 0,03 ∗ 380= 104,18 𝑚𝑚2
Com os 25% de acréscimo, 130,23 𝑚𝑚2. Logo, a bitola do cabo escolhido é
de 150𝑚𝑚2.
41
CAPÍTULO 6 – ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA
Este capítulo tem a finalidade de analisar a viabilidade econômica do
projeto comparando o investimento no sistema proposto neste trabalho com os
custos da implantação do GMG. Como o sistema fotovoltaico aderido nesse projeto
é o sistema off-grid, não haverá a taxa de retorno da energia compensada na rede
que é uma característica do sistema on-grid. O cálculo vai se basear no consumo de
diesel do GMG durante 10 anos, que é o tempo da duração dos equipamentos
dimensionados para o sistema fotovoltaico.
6.1 Levantamento do Custo do GMG
Primeiramente, foi feito uma avaliação da quantidade de diesel que vai ser
utilizado durante 1 ano. Como o GMG é acionado com uma frequência de 02 vezes
ao ano, multiplica-se a quantidade de diesel utilizada para obter o consumo de
100% da carga em 1 hora por quantidade de horas que o GMG foi dimensionado
para suprir a demanda da carga, no caso, 12 horas. Os dados da especificação
técnica do GMG utilizado mostra que o equipamento consome 46 litros de diesel
por hora para suprir 100% da carga.
O valor do GMG existente na SE Canarana, da marca TECMAX e modelo TG-
220K, é de R$70.000,00. A especificação técnica do equipamento está Anexo IV.
𝑄𝑢𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑑𝑒 𝑑𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 𝑝𝑜𝑟 𝑎𝑛𝑜 = 46 ∗ 12 ∗ 2 = 1104 𝑙𝑖𝑡𝑟𝑜𝑠
Depois é feito um estudo do preço do diesel, contando com a inflação de
4,5% ao ano, com o objetivo de avaliar qual o custo total da utilização do diesel
durante 10 anos. Os resultados obtidos estão representados na Tabela 05.
42
Ano Preço por litro
Preço por ano
1 R$ 4,00 R$ 4.416,00
2 R$ 4,18 R$ 4.614,72
3 R$ 4,37 R$ 4.822,38
4 R$ 4,56 R$ 5.039,39
5 R$ 4,77 R$ 5.266,16
6 R$ 4,98 R$ 5.503,14
7 R$ 5,21 R$ 5.750,78
8 R$ 5,44 R$ 6.009,57
9 R$ 5,69 R$ 6.280,00
10 R$ 5,94 R$ 6.562,60
TOTAL R$ 54.264,73 Tabela 5 - Custo total da utilização do diesel por 10 anos.
Logo, o custo total do GMG depois de 10 anos é de R$124.264,73.
6.2 Levantamento do Custo do Sistema Fotovoltaico
O levantamento de custo do sistema é feito pelo preço dos equipamentos totais e
cotação dos valores do dólar no dia 19/08/2018, no caso, 1 dólar está por R$ 3,80. Os
valores de levantamento de custo estão representados pela Tabela 06.
Equipamento Qnt. Preço em Dólar Custo total
Painel 84 209,40 17.589,60
Container 1MW 1 1.500.000,00 1.500.000,00
Baterias extras, controladores e inversores
39 26.785,71 1.044.642,86
Total 2.562.232,46
Em Real R$ 9.736.483,34
Tabela 6 - Tabela de Custos
O valor total do projeto está estimado em R$9.736.483,34. O custo das baterias
extras é aproximado do valor total do container. O valor total do sistema pode variar de
acordo com a inclusão de outros equipamentos ou até mesmo com o custo de
manutenção e de instalação.
43
Pode-se verificar que o custo das baterias é o componente que torna o projeto
inviável economicamente no momento. A escolha que foi feita, de um container com as
baterias, controladores e inversores, não é a mais econômica, mas atende ao objetivo
deste trabalho, que é de fazer uma análise preliminar da troca de um GMG por um
sistema de geração fotovoltaica.
Por este motivo, escolheu-se estimar o custo das 36 baterias, seus controladores
e inversores, fazendo uma regra de três simples a partir do custo do container. Esta
aproximação é válida para este trabalho, uma vez que o objetivo era obter uma ordem de
grandeza do custo do sistema fotovoltaico.
Para uma análise precisa, deveria ser calculado o custo de se projetar o sistema
de armazenamento e condicionamento da energia gerada pelos painéis fotovoltaicos,
comprando cada componente separadamente. Neste caso, haveria também um custo do
projeto e montagem do sistema.
44
CAPÍTULO 7 – CONCLUSÃO
O foco desse trabalho foi mostrar o dimensionamento dos equipamentos do
sistema off-grid para a substituição do GMG de uma subestação, levando em
consideração a sua carga demandada e no final apresentou um estudo econômico para
verificar a viabilidade do processo.
O objetivo desse projeto é diminuir o consumo de energia não renovável e
poluente, por questão de preservação do meio ambiente, assim como investir novas
tecnologias de fontes de energia limpa e renovável.
De acordo com a análise econômica do projeto, pode-se notar uma diferença
muito grande no valor de investimento dos dois meios de geração de energia. O valor do
projeto do sistema fotovoltaico off-grid é muito maior do que o valor do GMG contando
com o valor total do diesel consumindo em 10 anos. Neste caso, pode-se declarar que
atualmente é inviável a substituição do GMG por um sistema fotovoltaico. Pode-se
observar que a grande diferença se deve ao elevado custo do banco de baterias e seus
controladores, sendo que este custo é elevado por ter sido escolhido um sistema já
montado em um container.
Atualmente é inviável o sistema fotovoltaico, por questão dos valores elevados
dos equipamentos, porém, com a evolução da tecnologia, pode haver possibilidade
dessa substituição no futuro. Outra possibilidade de viabilidade desse projeto é
dimensionar o sistema fotovoltaico conectado à rede (on-grid), pois neste caso haveria
uma taxa de retorno por injetar a energia produzida em excesso para a rede da
concessionária, compensando a energia utilizada da mesma.
Uma sugestão de trabalho futuro é analisar a viabilidade do sistema fotovoltaico
on-grid para a substituição do mesmo GMG, verificando a taxa de retorno e a eficiência
energética.
Outra sugestão seria fazer o projeto do sistema de armazenamento da energia
gerada pelos painéis fotovoltaicos e calcular seu custo.
45
8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] PRADO JÚNIOR, F. A. A. Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos. Rio
de Janeiro, 1ª Edição, Editora Ediouro,2004.
[2] PEREIRA, L.et.al. “Atlas Brasileiro de Energia Solar”, 1ª Edição, 2006.
[3] PEREIRA, Lilian Souza, “Dopagem Eletrônica”- Disponível em:<
https://www.infoescola.com/quimica/dopagem-eletronica/>
[4] CRESESB – CEPEL, Potencial Solar – SunData, encontrado em:
http://www.cresesb.cepel.br/index.php?section=sundata.
[5] FADIGAS, Eliane Aparecida F.A., Energia Solar Fotovoltaica: Fundamentos,
Conversão e Viabilidade técnico-econômica, Disponível em:<
https://edisciplinas.usp.br/pluginfile.php/56337/mod_resource/content/2/Apostila_solar.
pdf>
[6] ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas, “NBR 5410”
[7] CRESESB – CEPEL, “Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos”, Rio de
Janeiro, 2014.
[8] ALVARENGA, Carlos Alberto, “Como Dimensionar um Gerador com Baterias” –
Disponível em: <http://www.solenerg.com.br/files/Como-dimensionar-um-gerador-
fotovoltaico-com-baterias.pdf>
[9] LIVRO DIGITAL DE INTRODUÇÃO AOS SISTEMAS SOLARES, Disponível
em <http://programaintegradoronline.com.br/wp-content/uploads/2016/03/Livro-
Digital-de-Introdu%C3%A7%C3%A3o-aos-Sistemas-Solares-novo.pdf>
[10] BRONDANI, Marcia de Fátima, “Modelagem Matemática do Tempo de Vida de
Baterias de Lítio Íon Polímero utilizando Algoritmos Genéticos”, 2015.
46
[11] BARROS, H. A. Anteprojeto de um Sistema Fotovoltaico de 12 kWp Conectado à
Rede. Monografia de graduação. Universidade Federal do Rio de Janeiro –Disponível
em:<http://monografias.poli.ufrj.br/monografias/monopoli10003952.pdf>.
[12] SUNFIELDS Sunfields Europe - Referencias Proyectos Suministrados. 2012
Disponível em: <http: // http: //www.sfe-solar.com/wpcontent/ uploads / 2013/03 /
CIMG4219.jpg>
[13] SHOCKLEY, William; QUEISSER, Hans J. Detailed balance limit of efficiency of
p‐ n junction solar cells. Journal of applied physics, v. 32, n. 3, p. 510-519, 1961.
[14] EPE – Empresa de Pesquisa Energética, “Análise da Inserção da Geração Solar na
Matriz Elétrica Brasileira”, Rio de Janeiro, 2012.
[15] ALVES, Alceu Ferreira, Energia Solar Fotovoltaica, Disponível em:<
http://www4.feb.unesp.br/dee/docentes/alceu/2379teo_arquivos/02P%20Aula%20Energ
ia%20Solar%20FV.pdf>
[16] FADIGAS, Eliane Aparecida F.A., Energia Solar Fotovoltaica: Fundamentos,
Conversão e Viabilidade técnico-econômica, Disponível em:<
https://edisciplinas.usp.br/pluginfile.php/56337/mod_resource/content/2/Apostila_solar.
pdf>
[17] PELLEGRINO, Paulo Eduardo Mota, Dimensionamento de Baterias, 2006
[18] MACAGNAN, M. H.; COPETTI, J. B. Baterias em Sistemas Solares
Fotovoltaicos, 2007.
[19] ALVARENGA, Carlos Alberto, Gerador Fotovoltaico com Baterias – Disponível
em <http://www.solenerg.com.br/files/Como-dimensionar-um-gerador-fotovoltaico-
com-baterias.pdf>
[20] FARIA ALMARAL, E.A. Energia Solar Fotovoltaica: fundamentos, conversão e
viabilidade técnico- econômica
[21] CHAMMA, Bruno, Projeto de uma microgeração fotovoltaica aplicado em uma
residência/ Bruno Cordeiro Chamma – Rio de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, página
15 - http://monografias.poli.ufrj.br/monografias/monopoli10020752.pdf
47
[22] RadiaSol – Software brasileiro para sistemas fotovoltaicos, encontrado em:
http://www.solar.ufrgs.br/
[23] CRESESB – CEPEL, Potencial Solar – SunData, encontrado em:
http://www.cresesb.cepel.br/index.php?section=sundata.
48
ANEXO I
DIAGRAMA UNIFILAR DO SERVIÇO AUXILIAR
49
50
ANEXO II
DATASHEET DO CONTAINER 1MW
51
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53
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55
56
57
58
ANEXO III
DATASHEET DA PLACA FOTOVOLTAICA
59
60
ANEXO IV
DATASHEET DO GMG
