DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO...

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UNIVERSIDADE FEDERAL DE GOIÁS ESCOLA DE ENGENHARIA ELÉTRICA MECÂNICA E DE COMPUTAÇÃO PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA GABRIEL MENDONÇA DE PAIVA DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE A PARTIR DAS CARACTERÍSTICAS DE INCLINAÇÃO E ORIENTAÇÃO DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS Goiânia 2016

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UNIVERSIDADE FEDERAL DE GOIÁS

ESCOLA DE ENGENHARIA ELÉTRICA MECÂNICA E DE COMPUTAÇÃO

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA

GABRIEL MENDONÇA DE PAIVA

DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO

CONECTADO À REDE A PARTIR DAS CARACTERÍSTICAS

DE INCLINAÇÃO E ORIENTAÇÃO DOS MÓDULOS

FOTOVOLTAICOS

Goiânia

2016

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GABRIEL MENDONÇA DE PAIVA

DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO

CONECTADO À REDE A PARTIR DAS CARACTERÍSTICAS

DE INCLINAÇÃO E ORIENTAÇÃO DOS PAINÉIS SOLARES

Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de

Pós-Graduação em Engenharia Elétrica e de Computação da Escola de Engenharia Elétrica,

Mecânica e de Computação da Universidade Federal

de Goiás. Linha de pesquisa: Sistemas Eletro-

Eletrônicos. Tema de Pesquisa: Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede.

Área de concentração: Engenharia Elétrica.

ORIENTADOR: Prof. Dr. Bernardo Pinheiro de

Alvarenga

CO-ORIENTADORES: Prof. Dr. Sérgio Pires Pimentel

Prof. Dr. Enes Gonçalves Marra

Goiânia

2016

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Ficha de identificação da obra elaborada pelo autor, através do Programa de Geração Automática do Sistema de Bibliotecas da UFG.

Mendonça de Paiva, Gabriel Dimensionamento de um sistema fotovoltaico conectado à rede a partir

das características de inclinação e orientação dos módulos fotovoltaicos [manuscrito] / Gabriel Mendonça de Paiva. - 2016.

cv, 105 f.: il.

Orientador: Prof. Dr. Bernardo Pinheiro de Alvarenga; co orientador Dr. Sérgio Pires Pimentel; co-orientador Dr. Enes Gonçalves Marra.

Dissertação (Mestrado) - Universidade Federal de Goiás, Escola de Engenharia Elétrica (EEEC), Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica e de Computação, Goiânia, 2016.

Bibliografia. Inclui siglas, abreviaturas, símbolos, tabelas, lista de figuras, lista de

tabelas.

1. sistemas fotovoltaicos conectados à rede. 2. fator de dimensionamento do inversor. 3. inclinação. 4. ângulo azimutal. I. Pinheiro de Alvarenga, Bernardo, orient. II. Título.

CDU 621.3

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GABRIEL MENDONÇA DE PAIVA

DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO

CONECTADO À REDE A PARTIR DAS CARACTERÍSTICAS

DE INCLINAÇÃO E ORIENTAÇÃO DOS MÓDULOS

FOTOVOLTAICOS

Esta dissertação foi julgada adequada para a obtenção

do título de Mestre em Engenharia Elétrica e aprovada em sua forma final pelo Orientador e pela Banca

Examinadora.

Orientador: ____________________________________

Prof. Dr. Bernardo Pinheiro de Alvarenga, UFG

Banca Examinadora:

Prof. Dr. Wilson Negrão Macêdo, UFPA – Examinador Externo

Prof. Dr. Carlos Augusto Guimarães Medeiros, PUC-GO – Examinador Externo

(Suplente)

Prof. Dr. Enes Gonçalves Marra, UFG – Examinador Interno

Prof. Dr. Sérgio Pires Pimentel, UFG – Examinador Interno

Coordenador do PPGEE: _______________________________

Prof. Dr. Gelson da Cruz Júnior

Goiânia, 3 de Junho de 2016.

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DEDICATÓRIA

Dedico este trabalho aos meus pais Euler e Enilza, que incentivam cada etapa do meu

crescimento pessoal e profissional, independente dos sacrifícios a serem superados. A família

é a base para a luta diária perante os obstáculos da vida e a evolução do ser humano.

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AGRADECIMENTOS

Aos meus pais, irmãos e amigos que estiveram presentes nos momentos bons e ruins

da caminhada até aqui.

À Universidade Federal de Goiás e à Escola de Engenharia Elétrica, Mecânica e de

Computação que disponibilizaram a oportunidade de desenvolver este estudo com todo

suporte necessário e as exigências de uma instituição de ensino de excelência.

À Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) pelo

suporte financeiro a este estudo.

Ao Instituto Nacional de Meteorologia (INMET), por meio da Seção de

Armazenamento de Dados Meteorológicos (SADMET), pelo provimento de dados

meteorológicos para a pesquisa.

Ao meu orientador, Bernardo Pinheiro de Alvarenga e co-orientadores Sérgio Pires

Pimentel e Enes Gonçalves Marra, pela confiança depositada e pelos conhecimentos

partilhados durante os dois anos de desenvolvimento desta pesquisa.

Aos companheiros do PEQ, Andersom Gomes, Alexandre Souza, Daniel Accattini e

Luciano pela amizade, pelos trabalhos e seminários desenvolvidos em parceria durante o

Mestrado.

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“Agradeço todas dificuldades que enfrentei; não fosse por elas, eu não teria saído do lugar. As

facilidades nos impedem de caminhar. Mesmo as críticas nos auxiliam muito.”

Chico Xavier

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SUMÁRIO

RESUMO ............................................................................................................................. X

ABSTRACT ....................................................................................................................... XI

LISTA DE FIGURAS ....................................................................................................... XII

LISTA DE TABELAS ...................................................................................................... XV

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ......................................................................XVI

LISTA DE SÍMBOLOS................................................................................................XVIII

1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................ 20

1.1 OBJETIVO GERAL ................................................................................................... 22

1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ...................................................................................... 23

1.3 PUBLICAÇÕES RELACIONADAS .......................................................................... 23

2 CONCEITOS BÁSICOS SOBRE RADIAÇÃO SOLAR ........................................... 24

2.1 ENERGIA SOLAR. .................................................................................................... 24

2.2 COMPONENTES DA IRRADIÂNCIA SOLAR ........................................................ 26

2.3 GEOMETRIA SOLAR. .............................................................................................. 29

2.4 TEMPO SOLAR E EQUAÇÃO DO TEMPO. ............................................................ 31

2.5 IRRADIAÇÃO EXTRATERRESTRE NO PLANO HORIZONTAL .......................... 32

2.6 IRRADIAÇÃO TOTAL NO PLANO INCLINADO ................................................... 34

2.7 CONCLUSÕES .......................................................................................................... 36

3 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE..................................... 37

3.1 GERADOR FOTOVOLTAICO .................................................................................. 38

3.2 INVERSOR SOLAR .................................................................................................. 47

3.3 FATOR DE DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR ............................................... 52

3.4 CONCLUSÕES .......................................................................................................... 56

4 ANÁLISE DO FATOR DE DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR COM

DADOS CLIMÁTICOS EM GOIÂNIA ..................................................................... 58

4.1 ANÁLISE DOS DADOS CLIMÁTICOS ................................................................... 59

4.2 DETERMINAÇÃO DA IRRADIAÇÃO TOTAL NO PLANO INCLINADO ............. 63

4.3 DETERMINAÇÃO DOS PARÂMETROS ELÉTRICOS DE SAÍDA DO

GERADOR ................................................................................................................. 66

4.4 DETERMINAÇÃO DOS PARÂMETROS ELÉTRICOS DE SAÍDA DO

INVERSOR ................................................................................................................ 69

4.5 FATOR DE DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR PELO MÉTODO DE

LIMITE DE PERDAS POR LIMITAÇÃO DE POTÊNCIA ....................................... 71

4.6 FIGURAS DE MÉRITO NO CONTEXTO DE ANÁLISE DO FDI ............................ 74

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4.7 ANÁLISE FINANCEIRA NO CONTEXTO DA ANÁLISE DO FDI ......................... 79

4.8 COMPARAÇÃO DE MÉTODOS DE ANÁLISE DO FDI ......................................... 87

4.9 CONCLUSÕES .......................................................................................................... 88

5 ESTUDO DE CASO: SFCR DA EMC-UFG............................................................... 89

5.1 CONSIDERAÇÕES DE DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO DE UM SFCR REAL 90

5.2 CONSIDERAÇÕES DE PROTEÇÃO EM SFCR ....................................................... 94

5.3 CONSIDERAÇÕES DE QUALIDADE DA ENERGIA ............................................. 95

6 CONCLUSÕES ............................................................................................................ 98

REFERÊNCIAS ............................................................................................................... 100

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RESUMO

DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE A

PARTIR DAS CARACTERÍSTICAS DE INCLINAÇÃO E ORIENTAÇÃO DOS

MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Este estudo tem como objetivo avaliar o dimensionamento de um sistema fotovoltaico

conectado à rede (SFCR) de acordo com o posicionamento dos módulos que compõem o

gerador quanto ao ângulo de inclinação e ao ângulo azimutal em Goiânia, Goiás. Para isso foi

realizada uma revisão da literatura quanto às principais metodologias de análise do fator de

dimensionamento do inversor (FDI) aplicado a SFCRs. A partir de uma base de dados em

intervalos horários de medições climáticas de Goiânia desenvolveu-se um algoritmo para

busca do FDI ideal para a localidade, considerando o uso de módulos de silício policristalino

(p-Si). Os parâmetros utilizados na análise foram os parâmetros fornecidos pelos fabricantes

dos componentes utilizados no SFCR em instalação da Escola de Engenharia Elétrica,

Mecânica e de Computação (EMC) da Universidade Federal de Goiás (UFG), cuja potência

nominal é de 33,84 kWp. Os métodos de análise do FDI foram comparados e foi considerado

mais adequado neste estudo o método das perdas máximas anuais por limitação de potência

no inversor. A faixa de FDI obtida para uma variação de -90° a +90° no ângulo azimutal e de

0° a 90° no ângulo de inclinação foi da ordem de 0,54 a 0,77. O potencial de aprimoramento

de indicadores financeiros por meio do FDI foi verificado e foi estimada uma potencial

redução acima de 10% do custo da energia produzida comparando o aperfeiçoamento do FDI

com um FDI unitário.

Palavras-chave: sistemas fotovoltaicos conectados à rede, fator de dimensionamento do

inversor, inclinação, ângulo azimutal.

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ABSTRACT

DESIGN OF A GRID-CONNECTED PHOTOVOLTAIC SYSTEM FROM THE FEATURES

OF GENERATOR TILT ANGLE AND ORIENTATION

This study aimed to evaluate the design of a grid-connected photovoltaic (PV) system

according to the positioning of the modules which compose the generator depending on tilt

and azimuth angles in Goiânia, Goiás. In that purpose, a review of the literature was carried

out concerning the main methods of inverter sizing ratio analysis applied to grid-connected

PV systems. Starting from an hourly average climate measurement database from Goiania, an

algorithm was developed to search for the ideal local inverter sizing ratio, considering the

use of polycrystalline module technology. The parameters used in the analysis were provided

by the manufacturers of the componentes used in the grid-connected PV system in installation

at the Electrical, Mechanical and Computational Engineering School (EMC) from Federal

University of Goias (UFG), which nominal power is 33.84 kWp. An inverter sizing ratio band

of 0.54 to 0.77 was obtained for a -90° to +90° azimuth angle variation and 0° to 90° tilt

angle variation. The potential of financial indicators improvement was verified and it was

estimated a potential reduction in the levelized cost of energy above 10% comparing the

inverter sizing ratio improved system to an unitary inverter sizing ratio system.

Key words: grid-connected photovoltaic systems, inverter sizing ratio, tilt angle, azimuth.

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LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 Distribuição espectral da irradiância extraterrestre ...............................................25

Figura 2.2 Distribuição espectral da irradiância sob efeito da massa de ar .............................26

Figura 2.3 Variação da irradiância extraterrestre ao longo do ano. ........................................27

Figura 2.4 Ângulos característicos da radiação solar e das superfícies dos módulos. .............29

Figura 2.5 Nascer do sol (azul), pôr-do-sol (vermelho) e duração da radiação solar (verde)

em Goiânia no tempo padrão de Brasília (GMT -3) ao longo do ano. ..............32

Figura 2.6 Irradiação Extraterrestre no plano horizontal em Wh/m² nos solstícios de verão

e inverno em Goiânia. .....................................................................................33

Figura 2.7 Irradiação Extraterrestre no plano horizontal em Wh/m² nos solstícios de verão

e inverno em Nova York. ................................................................................34

Figura 3.1 Módulo de silício monocristalino Yingli série PANDA 60. ..................................39

Figura 3.2 Gráfico de evolução da eficiência de células solares em escala laboratorial.. ........40

Figura 3.3 Curvas Corrente x Tensão e Potência x Tensão de uma célula fotovoltaica de

silício 156x156mm. ........................................................................................42

Figura 3.4 Curvas características V-I de associações série e paralelo de células. ...................42

Figura 3.5 Curvas I-V e P-V com influência da Irradiância. ..................................................45

Figura 3.6 Curva I-V com influência da Temperatura na célula.............................................46

Figura 3.7 Classificação de inversores solares para SFCR quanto à configuração do

sistema............................................................................................................47

Figura 3.8 Classificação de inversores solares para SFCR quanto ao número de estágios de

processamento de potência. .............................................................................49

Figura 3.9 Curva de eficiência total pela relação Potência de entrada CC / Potência

nominal CC de um inversor solar. ...................................................................51

Figura 3.10 Curvas de eficiência total de inversores pela potência nominal CC para

diferentes níveis de tensão Vmp. ......................................................................52

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Figura 3.11 Relação ótima entre potência nominal CC do gerador e potência nominal CA

calculada para 0,5% de perdas por limitação de potência para Florianópolis. ..54

Figura 3.12 Otimização do FDI do ponto de vista da produtividade do sistema e do custo

da energia produzida. ......................................................................................55

Figura 3.13 Comportamento elétrico e térmico de um inversor de conexão à rede para

diferentes FDIs. ..............................................................................................56

Figura 4.1 Fluxograma de análise do FDI com uso da base de dados locais. ..........................59

Figura 4.2 Comparação mensal da Irradiação solar média diária por diferentes bases de

dados. .............................................................................................................60

Figura 4.3 Comparação mensal da Irradiação solar média diária mínima, média e máxima

do INMET. .....................................................................................................60

Figura 4.4 Curvas de percentual de disponibilidade da Irradiação para cada faixa de

Irradiância determinadas por medições (primeira) e distribuição sintética

(segunda) no Brasil. ........................................................................................61

Figura 4.5 Curvas de percentual de disponibilidade da Irradiação para cada faixa de

Irradiância para base de dados do INMET (primeira) e distribuição sintética

da base de dados da NASA (segunda) para Goiânia. .......................................62

Figura 4.6 Irradiação global horizontal, direta e difusa para o dia 21 de Dezembro de 2002. .63

Figura 4.7 Irradiação total no plano inclinado de 20° para diferentes orientações, para um

dia de verão com céu limpo. ...........................................................................65

Figura 4.8 Curvas Tensão, Corrente e Potência do módulo 235Wp ao longo de um dia de

verão. .............................................................................................................68

Figura 4.9 Curva de eficiência dos inversores da linha Eltek THEIA 2.0 a 4.4HE-t UL. ........70

Figura 4.10 Curvas de FDI em função do ângulo azimutal de superfície para diferentes

ângulos de inclinação do gerador para o inversor solar Eltek THEIA 4.4

HE-t UL. ........................................................................................................71

Figura 4.11 Curvas de PFV/PINV em função do ângulo azimutal de superfície para diferentes

ângulos de inclinação do gerador para o inversor solar Eltek THEIA 4.4

HE-t UL. ........................................................................................................72

Figura 4.12 Pico de perda de geração por limitação de potência para o posicionamento de

20° de inclinação e 0° ângulo azimutal. ...........................................................73

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Figura 4.13 Geração média anual para o inversor 4.4 quando a) FDI unitário e b) FDI ideal

e produtividade YF do sistema quando c) FDI unitário e d) FDI ideal. .............75

Figura 4.14 Perdas no inversor por conversão CC-CA e limitação de potência. .....................76

Figura 4.15 Fator de Capacidade do SFCR simulado na condição de FDI ideal em a)

relacionado à potência CC do gerador e b) relacionado à potência CA do

inversor. .........................................................................................................78

Figura 4.16 Curva de garantia de eficiência do módulo Yingli PANDA 60 células Série 2. ...80

Figura 4.17 Fluxo de Caixa do SFCR de 4,5 kWp simulado na condição de FDI unitário......81

Figura 4.18 VPL e TIR do SFCR na condição de FDI ideal. .................................................83

Figura 4.19 VPL e TIR do SFCR na condição de FDI ideal. .................................................84

Figura 4.20 Custo da energia produzida em US$/kWh nas condições de FDI unitário e FDI

ideal................................................................................................................85

Figura 4.21 Custo da energia produzida em R$/MWh na condição de FDI ideal. ..................86

Figura 4.22 Custo da energia produzida em US$/kWh em função do FDI. ............................87

Figura 5.1 Vista aérea do Bloco B da Escola de Engenharia da UFG. ...................................89

Figura 5.2 Vista da secção transversal da cobertura do bloco B da Escola de Engenharia. .....90

Figura 5.3 Diagrama multifilar do subsistema Eltek THEIA 2.9 HE-t UL.. ...........................92

Figura 5.4 Diagrama multifilar do subsistema Eltek THEIA 4.4 HE-t UL. ............................93

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LISTA DE TABELAS

Tabela 3.1 Parâmetros elétricos do módulo Yingli série PANDA 60. ....................................43

Tabela 3.2 Parâmetros técnicos de uma linha de inversores centrais ......................................50

Tabela 4.1 Irradiações global, direta e difusa anuais no plano horizontal e picos de

irradiação global horizontal horária de Goiânia para diferentes períodos. ........64

Tabela 4.2 Fatores de transposição da irradiação global horizontal em planos com

diferentes inclinações e ângulos azimutais. .....................................................66

Tabela 4.3 Dados de placa do módulo fotovoltaico e do inversor solar utilizados nas

simulações. .....................................................................................................66

Tabela 4.4 Perdas percentuais por limitação de potência em diferentes períodos para 20°

inclinação dos módulos e 0° ângulo azimutal. .................................................72

Tabela 4.5 Empreendimentos vencedores no 1° LER 2015: Características técnicas

básicas. ...........................................................................................................78

Tabela 4.6 Custos de componentes e serviços de SFCR para microgeração distribuída. ........79

Tabela 4.7 Custo Marginal da Expansão para diferentes fontes de energia em 2014. .............86

Tabela 5.1 Resultados da otimização do dimensionamento gerador-inversor do SFCR da

UFG. ..............................................................................................................92

Tabela 5.2 Requisitos mínimos do ponto de conexão da micro e minigeração distribuída. .....94

Tabela 5.3 Faixa de tensão de operação CA em regime permanente admissível de um

SFCR. .............................................................................................................96

Tabela 5.4 Limites de distorção harmônica de corrente aplicáveis a SFCR............................96

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LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

a-Si Silício Amorfo

ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas

ABSOLAR Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica

ACR Ambiente de Contratação Regulada

AM Air Mass

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

c-Si Silício Cristalino

CA corrente alternada

CC corrente contínua

CdTe Telureto de Cádmio

CELG-D Companhia Energética de Goiás - Distribuidora

CIGS Disseleneto de Cobre Índio e Gálio

CIS Disseleneto de Cobre e Ìndio

CRESESB Centro de Referência para as Energias Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito

DPS Dispositivo de Proteção Contra Surtos

EE Energia Específica

EMC Escola de Engenharia Elétrica, Mecânica e de Computação

EPE Empresa de Pesquisa Energética

EPIA European Photovoltaic Industry Association

FC Fator de Capacidade

FDI Fator de Dimensionamento do Inversor

FF Fill Factor

fp Fator de potência

FT Fator de Transposição

FV Fotovoltaica(o)

GD Geração Distribuída

GMT Greenwich Mean Time

HFT High Frequency Transformer

Ibecon Instituto Brasileiro de Economia e Finanças

IGP-M Índice Geral de Preços do Mercado

II Investimento Inicial

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INMET Instituto Nacional de Meteorologia

IPCA Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo

LER Leilão de Energia de Reserva

LFT Low Frequency Transformer

m-Si Silício Monocristalino

MAPA Ministério da Agricultura, Pecuária e Abastecimento

NASA National Aeronautics and Space Administration

NBR Norma Brasileira

NOCT Nominal Operating Cell Conditions

OM Operação e Manutenção

ONS Operador Nacional do Sistema

p-Si Silício Policristalino

PR Performance Ratio

PRODIST Procedimentos de Distribuição

PV Photovoltaic

SFCR Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede

SFI Sistema Fotovoltaico Isolado

SFV Sistema Fotovoltaico

SPDA Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas

SPPM Seguimento do Ponto de Potência Máxima

STC Standard Test Conditions

SWERA Solar and Wind Energy Resource Assessment

TD Taxa de Desempenho

TIR Taxa Interna de Retorno

TMA Taxa de Mínima Atratividade

UC Unidade Consumidora

UFV Usina Fotovoltaica

VPL Valor Presente Líquido

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LISTA DE SÍMBOLOS

A Ampére

cm² centímetro quadrado

eV elétron-Volt

GW Gigawatt

Hz Hertz

Imp corrente de Máxima Potência

ISC corrente de Curto-Circuito

J Joule

J.s Joule segundo

J/m² Joule por metro quadrado

kW kilowatt

kWh kilowatt-hora

kWh/m² kilowatt-hora por metro quadrado

kWp kilowatt pico

m/s metro por segundo

mm² milímetro quadrado

MW Megawatt

PMP Potência de Máxima Potência

R$ Real

US$ Dólar Americano

V Volt

VCC Volt em corrente contínua

Vmp tensão de Máxima Potência

VOC tensão de Circuito Aberto

W Watt

W/m² Watt por metro quadrado

Wh/m² Watt-hora por metro quadrado

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Wh Watt-hora

Wp Watt pico

β Ângulo de Inclinação

μm micrometro

ηSPPM eficiência do SPPM

Ωm Ohm metro

γs Ângulo azimutal de superfície

°C grau Celsius

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20

1 INTRODUÇÃO

A adoção de sistemas fotovoltaicos (SFV) é uma forma de aproveitar um dos recursos

renováveis disponíveis para a geração de energia elétrica. Em função disso e da diminuição

dos custos associados à sua utilização, verificou-se um aumento da sua capacidade instalada

ao longo das duas últimas décadas. De acordo com um relatório da Associação Européia da

Indústria Fotovoltaica, do ano 2000 ao ano de 2013, houve um crescimento exponencial na

potência instalada global de SFV, impulsionado principalmente pela Europa, indo de 1 GW a

139 GW no mesmo período. Tal crescimento da potência instalada global tende a permanecer

no futuro, chegando em torno de 321GW a 430 GW em 2018 (EPIA, 2014).

Dentre os SFV, os sistemas conectados à rede (SFCR) correspondem à aplicação de

maior destaque em termos de potência instalada atualmente no Brasil e no mundo frente aos

sistemas fotovoltaicos isolados (SFI), cuja utilização ainda se limita a áreas não atendidas pela

rede elétrica, pois seu custo de implantação e manutenção é consideravelmente superior ao

custo dos SFCR (VILLALVA e GAZOLI, 2015). Na Europa os SFI correspondem a algo em

torno de 1% da potência instalada de SFV. Nos EUA eles eram aproximadamente 10% da

potência instalada em 2009 e tem reduzido desde então com o crescimento dos SFCR (EPIA,

2014).

Dentre as vantagens da conexão de sistemas fotovoltaicos à rede, destacam-se a

possibilidade de redução do percentual de contribuição das fontes primárias (hidráulica ou

térmica), possibilidade de adiamento de construção de novas usinas e linhas de transmissão,

redução da demanda de pico atual dos grandes centros de consumo (por volta das 15 horas), a

segurança do fornecimento de energia, o aumento do nível de tensão e redução de perdas nos

sistemas de distribuição e transmissão (ZILLES et al., 2012; ALBUQUERQUE et al., 2012;

DIAS, 2006; RODRIGUEZ, 2002).

A Alemanha registrou em 2014 uma participação de 6,85% da produção de energia

elétrica no país proveniente da geração fotovoltaica, além de 9% por geração eólica. Por meio

desta medida, o país reduziu a geração de base de 10% da geração nuclear e 30% da geração

por carvão com a inclusão de fontes renováveis no sistema de distribuição (BURGER, 2014).

Seguindo uma tendência global de inserção da energia solar e outras fontes

renováveis nos sistemas de energia elétrica tradicionalmente radiais, a Resolução Normativa

482 da ANEEL, instituída no Brasil desde 2012, veio como um marco regulatório que

possibilitou a entrada dos SFCR e outras formas de Geração Distribuída (GD) no sistema

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21

elétrico brasileiro. Desde então, qualquer consumidor em território nacional, atendido em

baixa ou média tensão, pode reduzir sua fatura de energia elétrica por meio do sistema de

compensação de energia (net metering), no qual o consumo mensal em kWh da Unidade

Consumidora (UC) é compensado pela geração de energia na própria UC ou em outra UC do

mesmo consumidor, situada na mesma área de concessão (ANEEL, 2012).

O sistema de compensação de energia consiste na instalação de um micro ou

minigerador na própria UC. Esses sistemas de geração apresentam um investimento inicial

para instalação, além de custos de manutenção. Tais investimentos serão retornados por meio

da redução da fatura de energia. Desta forma, o principal atrativo dos SFCR para os

consumidores e investidores são indicadores financeiros atrativos do ponto de vista de

investimento. Quanto mais atrativo financeiramente, mais viável se torna a implantação de

SFCR na prática.

Apesar de considerar particularidades como aspectos estruturais e estéticos de cada

projeto, o dimensionamento de um SFCR sempre está relacionado ao melhor custo-benefício

do ponto de vista de investimento e é dividido em duas etapas: dimensionamento do gerador

fotovoltaico (conjunto de módulos) e do inversor solar. Historicamente o

subdimensionamento do inversor foi identificado como uma possibilidade de redução de

custo de um SFCR, por meio da conexão do gerador a um inversor solar de menor potência,

sem significar em perdas significativas para o sistema (ZILLES et al., 2012).

Essa possibilidade se justifica tecnicamente pelo fato de que um SFV opera apenas

ocasionalmente em condições de pico. Isso porque a geração de energia por esses sistemas

depende principalmente da irradiância incidente no plano dos painéis e da temperatura

ambiente. Na prática, os módulos são normalmente submetidos a níveis mais elevados de

temperatura que os nominais, variável que reduz a potência de saída do gerador, e que

depende da localidade.

O Fator de Dimensionamento do Inversor (FDI), definido como a razão entre a

potência do inversor e do gerador, é uma variável de projeto que pode ser avaliada por meio

de simulação numérica, utilizando-se dados horários de irradiância e temperatura, de modo a

representar a melhor relação custo-benefício (CRESESB, 2014).

A análise do FDI é uma pauta importante de projetos de SFCR devido ao fato de que

o subdimensionamento do inversor pode reduzir o custo da energia produzida,

potencializando a viabilidade de implantação desses sistemas. Por outro lado, o

subdimensionamento excessivo submeterá o inversor a níveis prolongados de temperatura

mais elevada, podendo reduzir a vida útil do equipamento (ZILLES et al., 2012).

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22

A análise do FDI é particular para cada localidade, haja vista que irradiância e

temperatura apresentam valores típicos do clima local. Além disso, os níveis de irradiância

incidente nos módulos fotovoltaicos dependem de variáveis de posicionamento dos mesmos

quando integrados às construções: inclinação em relação ao plano horizontal e orientação em

relação ao norte geográfico, ou ângulo azimutal. Dentre os desafios encontrados para análise

do FDI, destaca-se a indisponibilidade de dados climáticos em pequenos intervalos de tempo

para diferentes localidades (KHATIB, MOHAMED e SOPIAN, 2013). Isto normalmente é

solucionado com geração sintética de dados climáticos horários à partir de dados diários ou

mensais para fins de simulações.

Resultados diferentes de análise do FDI são obtidos de acordo com a qualidade dos

dados e com o intervalo das medições. Medições em médias horárias de irradiância podem

desprezar picos que resultariam em maiores perdas por limitação de potência no inversor, uma

vez que a potência de entrada do inversor seria maior que a sua potência nominal (ZILLES et

al., 2012; BURGER e RÜTHER, 2006).

Considerando os pontos destacados, pretende-se por meio desta pesquisa analisar

numericamente o FDI para a localidade de Goiânia, capital de Goiás, dentro de possíveis

variações de inclinação e orientação, considerando as tecnologias mais presentes no mercado

brasileiro de sistemas fotovoltaicos.

Aspectos de Radiação Solar que influenciam na geração dos SFCR são abordados no

Capítulo 2. Os conceitos básicos e os equipamentos que constituem a topologia padrão de um

SFCR são discutidos no Capítulo 3. Os procedimentos metodológicos e resultados obtidos são

apresentados no Capítulo 4. No Capítulo 5 é apresentado um estudo de caso com base nos

parâmetros do SFCR em instalação na Escola de Engenharia Elétrica Mecânica e de

Computação. Por fim serão apresentadas as conclusões gerais do trabalho.

1.1 OBJETIVO GERAL

Dada a contextualização deste trabalho, ele tem como objetivo geral avaliar o FDI

aplicado a SFCR em Goiânia, Goiás, dentro de possíveis variações nos ângulos de inclinação

e azimutal dos módulos que compõem o gerador fotovoltaico integrado a construções.

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23

1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Revisar as metodologias de análise do Fator de Dimensionamento do Inversor

presentes na literatura.

Construir um modelo para simulação e análise de SFCR com base em dados de

medições locais.

Avaliar os índices de desempenho de SFCRs no estado de Goiás considerando

variações de FDI, ângulo azimutal e inclinação do gerador fotovoltaico.

Avaliar diferentes bases de dados climáticos para o estado de Goiás.

Realizar o estudo de caso para o Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede em

instalação na EMC, UFG.

1.3 PUBLICAÇÕES RELACIONADAS

PAIVA, G. M.; PIMENTEL, S. P.; MARRA, E. G.; ALVARENGA, B. P. Photovoltaic

energy prediction analysis considering tilt and azimuthal orientation in Brazil. Proceedings of

the Solar World Congress 2015.

PAIVA, G. M.; PIMENTEL, S. P.; MARRA, E. G.; ALVARENGA, B. P. Análise de

previsão de geração fotovoltaica considerando inclinação e orientação de módulos em Goiás.

Anais do 12° Congresso de Pesquisa, Ensino e Extensão – CONPEEX, 2015.

PAIVA, G. M.; PIMENTEL, S. P.; MARRA, E. G.; ALVARENGA, B. P. Análise do Fator

de Dimensionamento do Inversor para sistemas fotovoltaicos conectados à Rede com uso de

medições climáticas locais em Goiás. Anais do VI Congresso Brasileiro de Energia Solar,

2016.

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24

2 CONCEITOS BÁSICOS SOBRE RADIAÇÃO SOLAR

Neste capítulo são abordados conceitos sobre radiação solar pertinentes à

metodologia proposta de análise do FDI. Dessa forma, são discutidos os conceitos relativos ao

espectro eletromagnético da radiação solar, componentes da irradiância na atmosfera e

geometria solar aplicada a SFCR.

2.1 ENERGIA SOLAR

A luz solar pode ser compreendida pela dualidade onda-partícula, ou seja, como onda

eletromagnética e como partícula (fóton). Desta forma, por se tratar de uma onda

eletromagnética, a energia solar está associada à freqüência e ao comprimento de onda da

radiação, por meio da equação de Planck-Einstein:

E hf (2.1)

Sendo E a energia da onda expressa em J ou eV, f a frequência da onda expressa em

Hz e h a constante de Planck, que vale aproximadamente 6,63 . 10-34

J.s ou 4,14 . 10-14

eV

(HALLIDAY et al., 2009). A freqüência da onda se relaciona por sua vez com o comprimento

de onda (λ) em m e a velocidade da luz (c) em m/s por meio da Equação 2.

c f (2.2)

As ondas eletromagnéticas vindas do Sol compõem na verdade um espetro Solar com

diferentes comprimentos de onda. A Figura 2.1 apresenta a distribuição espectral padrão

(ASTM E-490) da irradiância extraterrestre, ou seja, antes de a radiação solar sofrer influência

da atmosfera terrestre. A irradiação solar extraterrestre é composta em termos energéticos de

aproximadamente 53% de radiação invisível, com uma pequena parcela de luz infravermelha

(valores de λ maiores que 0,69 μm) e uma grande parcela de luz ultravioleta (valores de λ

menores que 0,39 μm). Os outros 47% correspondem à radiação visível, cujos valores de λ

estão entre 0,39 e 0,69 μm (VILLALVA e GAZOLI, 2015).

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Figura 2.1 Distribuição espectral da irradiância extraterrestre.

Fonte: Solar Engineering of Thermal Processes (DUFFIE e BECKMAN, 2013).

A irradiância solar e sua distribuição espectral sofrem uma atenuação em diferentes

níveis, de acordo com o comprimento de onda da radiação, à medida que os raios solares

atravessam a atmosfera nos diferentes pontos do globo terrestre.

A massa de ar (AM) é a grandeza que representa a espessura da camada de ar

atravessada pelos raios solares na atmosfera e sua conseqüente atenuação. A massa de ar pode

ser calculada pela Equação 2.3, sendo θz o ângulo zenital dos raios solares, que será discutido

em maior detalhamento na seção 2.3.

1

cos z

AM

(2.3)

A Figura 2.2 mostra um exemplo de distribuição espectral da irradiância sobre efeito

da massa de ar quando AM = 0 e 1.5. Sendo que AM = 0 corresponde ao espectro da

irradiância extraterrestre. Quanto maior a camada da atmosfera que a radiação atravessa,

maior a redução da irradiância solar. Em cada região do planeta a radiação solar sofre efeitos

diferentes ao cruzar a atmosfera. A distribuição espectral AM1,5 corresponde ao

comportamento médio da radiação solar ao longo de um ano em países temperados do

hemisfério norte, localizados entre o trópico de Câncer e o círculo Ártico. A massa de ar

AM1,5 tornarou-se padrão para o estudo e a análise dos sistemas fotovoltaicos, pois a

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26

tecnologia fotovoltaica surgiu e desenvolveu-se em países do hemisfério norte, principalmente

na Europa e Estados Unidos (VILLALVA e GAZOLI, 2015).

Figura 2.2 Distribuição espectral da irradiância sob efeito da massa de ar.

Fonte: Solar Energy: Fundamentals, Technology, and Systems (JÄGER et al., 2014)

2.2 COMPONENTES DA IRRADIÂNCIA SOLAR

Conforme terminologia proposta na NBR 10899, a Irradiância Solar (G), é definida

como a taxa na qual a radiação solar incide em uma superfície, por unidade de área desta

superfície, normalmente medida em W/m². A Irradiação Solar (I ou H) é definida como a

irradiância solar integrada durante um intervalo de tempo especificado, normalmente 1 h ou 1

dia, medida em Wh/m² ou J/m². A irradiação solar é representada por I quando é integrada em

1 h ou por H quando é integrada no tempo de 1 dia (NBR 10899, 2013).

2.2.1 Irradiância Extraterrestre (Gon)

A Irradiância Extraterrestre corresponde à potência da radiação solar antes de atingir

a atmosfera e ela sofre dois tipos de variações: variação na radiação emitida pelo Sol e

variação pela distância Sol-Terra ao longo do ano. Para cálculos de engenharia, a energia

emitida pelo Sol pode ser considerada constante, já a variação anual decorrida da distância

Sol-Terra considerada é de aproximadamente ±3,3%. A Equação 2.4 estabelece o

comportamento da Irradiância Extraterrestre ao longo do ano (DUFFIE e BECKMAN, 2013).

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27

𝐺𝑜𝑛 = 𝐺𝑆𝐶 ∙ 1 + 0,033 ∙ cos360𝑛

365 (2.4)

Sendo GSC a constante solar, que equivale a 1367 W/m², e n o dia do ano contado à

partir do dia 1 de Janeiro. A Figura 2.3 ilustra o comportamento da irradiância extraterrestre

ao longo do ano. A variação da irradiância extraterrestre ao longo do ano independe do

hemisfério em análise e ocorre apenas em função da trajetória elíptica em torno do Sol.

Figura 2.3 Variação da irradiância extraterrestre ao longo do ano.

Fonte: Solar Engineering of Thermal Processes (DUFFIE e BECKMAN, 2013).

Por meio da integração da Irradiância Extraterrestre, pode-se obter a Irradiação

Extraterrestre no período de uma hora (I0) ou um dia (H0).

2.2.2 Irradiância na Superfície Terrestre

Até atingir as diferentes superfícies na Terra, a Irradiância Solar é influenciada por

diferentes fenômenos como atenuação da atmosfera, reflexão por partículas da atmosfera e

reflexão por superfícies adjacentes. Desta forma a Irradiância Solar incidente em uma

superfície é normalmente decomposta em três componentes distintas, definidas como (ABNT,

2013):

Irradiância direta (GDIR): é a irradiância solar incidente em uma superfície, proveniente

diretamente do disco solar e da região circunsolar, podendo ser normal ou horizontal.

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Irradiância difusa (GDIF): potência radiante do céu, recebida em uma unidade de área

em uma superfície horizontal, excluída a irradiância direta.

Albedo (GALB): índice relativo à fração da irradiância solar, recebida em uma unidade

de área, devido à refletância dos arredores e do solo onde está instalado um

dispositivo. Varia de acordo com a refletância de cada superfície específica.

Outras duas formas comuns da Irradiância Solar habitualmente adotadas em cálculos

de Engenharia de SFV são:

Irradiância Global (GHOR): potência radiante solar, recebida em uma unidade de área

em uma superfície horizontal, sendo igual à soma da irradiância direta no plano

horizontal com a irradiância difusa no plano horizontal.

Irradiância Total (GTOT): potência radiante solar total com as componentes direta,

difusa e de albedo, recebida em uma unidade de área em uma superfície com

inclinação qualquer.

Além dos diferentes tipos de irradiância, é comum também o uso do Índice de

Limpeza (kT), em inglês clearness index. O índice de limpeza relaciona a irradiação global no

plano horizontal com a irradiação extraterrestre no plano horizontal, podendo representar um

valor em diferentes intervalos de tempo (normalmente horário ou diário). A Equação 2.5

representa o índice de limpeza em intervalo de tempo horário e a Equação 2.6 representa o

índice de limpeza em intervalo de tempo diário.

𝑘𝑇 = 𝐼

𝐼0 (2.5)

𝐾𝑇 = 𝐻

𝐻0 (2.6)

É bom ressaltar que valores de KT próximos de 1 representam dias de céu limpo e

valores de KT próximos de 0 representam dias de céu nublado. O mesmo raciocínio é

aplicável em intervalos horários.

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2.3 GEOMETRIA SOLAR

Importantes relações angulares são necessárias para que sejam caracterizados os níveis

de irradiação a que os módulos fotovoltaicos estão submetidos quando fixados em

determinada superfície na Terra. A Figura 2.4 ilustra alguns dos ângulos utilizados no estudo

da geometria solar, os quais são definidos abaixo (DUFFIE e BECKMAN, 2013):

Ângulo azimutal da superfície (γs): é o desvio da projeção da normal à superfície em

relação ao meridiano local, sendo zero ao Sul, ângulos negativos à Leste e positivos à

Oeste. Desta forma γ varia de -180° a +180°.

Inclinação (β): é o ângulo entre o plano do módulo e a superfície terrestre. A

inclinação varia de 0° a 90°, sendo a inclinação nula correspondente ao painel paralelo

à superfície terrestre.

Latitude (φ): localização angular a Norte ou Sul do Equador, sendo positivo a Norte e

negativo a Sul. A latitude varia de -90° a +90°.

Figura 2.4 Ângulos característicos da radiação solar e das superfícies dos módulos.

Fonte: Solar Engineering of Thermal Processes (DUFFIE e BECKMAN, 2013).

Ângulo horário (ω): é o deslocamento do Sol a leste ou oeste do meridiano local

devido à rotação da Terra em seu próprio eixo a 15° por hora, sendo negativo no

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período da manhã e positivo à tarde. Desta forma ω varia de -90° a +90°. O ângulo

horário é calculado pelo Tempo Solar, que é discutido em detalhes na seção 2.4.

Ângulo de incidência (θ): é o ângulo entre a radiação direta do Sol em uma superfície

e a normal à superfície. Os valores de θ são negativos quando os raios solares não

incidem na parte frontal do módulo. A Equação 2.7 estabelece a relação entre o ângulo

de incidência e os demais ângulos característicos.

cos𝜃 = sin 𝛿 sin𝜙 cos𝛽 − sin 𝛿 cos𝜙 sin 𝛽 cos 𝛾 + cos𝛿 cos𝜙 cos𝛽 cos𝜔

+ cos 𝛿 sin𝜙 sin 𝛽 cos𝛾 cos𝜔 + cos 𝛿 sin 𝛽 sin 𝛾 sin𝜔 (2.7)

Ângulo zenital (θz): é o ângulo entre a vertical e a radiação direta do Sol. O zênite

equivale ao ângulo de incidência da radiação direta em uma superfície horizontal,

paralela ao solo. O zênite varia de 0° a 90°. Para calcular o zênite, basta a substituição

de β por 0 na Equação 2.7, gerando a equação abaixo.

cos 𝜃𝑧 = cos𝜃 cos𝛿 cos𝜔 + sin 𝜃 sin 𝛿 (2.8)

Altura solar (αs): é o ângulo entre a horizontal e a radiação direta do Sol, ângulo

complementar ao zênite. A altura solar varia de 0° a 90°.

Declinação solar (δ): ângulo de vértice no centro da Terra, formado pelas semirretas

definidas pela direção do Sol e pelo plano do Equador, com faixa de variação -23,45°

a +23,45° e, por convenção, positivo quando estiver no hemisfério Norte. A

declinação solar δ pode ser encontrada pela equação de Cooper (1969), expressa por

meio da Equação 2.9, sendo n o dia do ano à partir de 1 de Janeiro.

δ = 23,45. 360.284+n

365 (2.9)

Ângulo horário de pôr-do-Sol (ωs): simétrico ao ângulo horário de nascer do Sol trata-

se do ângulo equivalente ao pôr-do-Sol no Tempo Solar.

cos ω𝑠 = − tan ϕ tan 𝛿 (2.10)

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2.4 TEMPO SOLAR E EQUAÇÃO DO TEMPO

O Tempo Solar é o tempo usado nas relações de ângulos solares e é necessária uma

conversão entre o tempo padrão dos relógios convencionais e o Tempo Solar, dada pela

Equação 2.11. A conversão considera duas correções no tempo padrão: uma correção

constante que relaciona a longitude local ao meridiano local, considerando que o Sol demora

4 minutos para percorrer 1° de longitude; e uma correção variável definida pela Equação do

Tempo (Equação 2.12), que considera perturbações na velocidade de rotação da Terra, que

por sua vez influenciam o tempo pelo qual o Sol atravessa o meridiano do observador. O valor

de E é obtido em minutos e se trata da Equação do Tempo. O parâmetro B provê a maior

acurácia na estimativa da irradiância, de acordo com a literatura (DUFFIE e BECKMAN,

2013).

𝑇𝑒𝑚𝑝𝑜𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟 − 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑜𝑃𝑎𝑑𝑟ã𝑜 = 4. 𝐿𝑝𝑎𝑑𝑟 ã𝑜 − 𝐿𝑙𝑜𝑐𝑎𝑙 + 𝐸 (2.11)

𝐸 = 229,2 . (0,000075 + 0,001868 cos𝐵 − 0,032077 sin𝐵

− 0,014615 cos 2𝐵 − 0,04089 sin 2𝐵) (2.12)

𝐵 = 𝑛 − 1 .360

365 (2.13)

Por meio deste equacionamento e com o uso da Equação 2.10 é possível, por exemplo,

calcular o horário de nascer e pôr-do-sol em Goiânia ao longo do ano, que se tratam do

horário em que a irradiação solar começa a aumentar e se extingue, respectivamente. A Figura

2.5 ilustra o comportamento do nascer do Sol (linha azul) e do pôr-do-sol (linha vermelha) ao

longo do ano no fuso horário local (GMT -3) e desconsiderando o período de vigência do

horário de verão. A linha verde ilustra o tempo de duração do Sol ao longo do ano, cujo pico

de 13 horas ocorre do dia 18 ao dia 24 de dezembro e o vale de 11 horas ocorre do dia 19 ao

dia 25 de junho. Tais períodos coincidem com os solstícios de verão e de inverno,

respectivamente, no hemisfério Sul.

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Figura 2.5 Nascer do sol (azul), pôr-do-sol (vermelho) e duração da radiação solar (verde) em

Goiânia no tempo padrão de Brasília (GMT -3) ao longo do ano.

Fonte: Elaboração própria.

2.5 IRRADIAÇÃO EXTRATERRESTRE NO PLANO HORIZONTAL

Os modelos de cálculo de radiação solar para projetos de geração fotovoltaica

normalmente trabalham com a irradiação no plano horizontal, de forma a compará-la com a

máxima irradiação possível de ser obtida naquela localidade desconsiderando o efeito da

massa de ar, ou seja, a irradiação extraterrestre no plano horizontal.

A Irradiância extraterrestre no plano horizontal é obtida pela Equação 2.14.

𝐺0 = 𝐺𝑠𝑐 1 + 0,033 cos360𝑛

365 cos𝜃𝑧 (2.14)

Integrando a Irradiância em intervalos de tempo horários ou diários, obtém-se a

Irradiação extraterrestre no plano horizontal horária I0 (Equação 2.15) ou diária H0. Os valores

de ω1 e ω2 na Equação 2.15 podem representar intervalos diferentes de uma hora, sendo ω2 o

ângulo horário maior.

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𝐼0 = 12 . 3600

𝜋𝐺𝑠𝑐 1 + 0,033 cos

360𝑛

365 . cos 𝜃 cos 𝛿 sin𝜔2 − sin𝜔1 +

𝜋(𝜔2−𝜔1)180sin𝜃sin𝛿

(2.15)

A Figura 2.6 ilustra a Irradiação extraterrestre I0 nos dias 22 de Dezembro e 21 de

Junho em Goiânia, que são os solstícios de verão e inverno, respectivamente. O solstício de

verão se trata do dia mais longo do ano e o solstício de inverno o dia mais curto. É possível

observar a diferença dos níveis de irradiação entre verão e inverno. Ao longo do ano, os

valores de Irradiação são valores intermediários aos apresentados na figura.

Figura 2.6 Irradiação Extraterrestre no plano horizontal em Wh/m² nos solstícios de verão e

inverno em Goiânia.

Fonte: Elaboração própria.

A Figura 2.7 ilustra a Irradiação extraterrestre I0 nos dias 22 de Dezembro e 21 de

Junho em Nova Iorque, uma cidade localizada no hemisfério Norte, cuja latitude é 40,7°

Norte e longitude 74° Oeste. É possível notar que no hemisfério Norte há uma maior redução

da Irradiação incidente do verão para o inverno, devido à inclinação do globo terrestre em

relação ao Sol. É possível notar também que o pico de Irradiação no verão em Nova Iorque

chega à ordem de 1250 Wh/m², enquanto que em Goiânia chega ao pico da ordem de 1400

Wh/m². Já no inverno, o pico de irradiação extraterrestre em Nova Iorque chega a 600 Wh/m²

enquanto que em Goiânia chega a 1000 Wh/m².

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Figura 2.7 Irradiação Extraterrestre no plano horizontal em Wh/m² nos solstícios de verão e

inverno em Nova Iorque.

Fonte: Elaboração própria.

2.6 IRRADIAÇÃO TOTAL NO PLANO INCLINADO

Para se determinar a Irradiação total em um plano inclinado com ângulos azimutal

de superfície (γs) e de inclinação específicos (β), é necessário primeiramente determinar as

parcelas da Irradiação global horizontal correspondentes às componentes direta e difusa no

plano horizontal. Dentre as correlações presentes na literatura, há a correlação de Erbs et al.

(1982) definida pelo sistema de equações 2.16 e a correlação de Orgill e Hollands (1977) que

também produz resultados próximos aos de Erbs et al. Ambas são bastante utilizadas como

aponta (DUFFIE e BECKMAN, 2013).

𝐼𝑑

𝐼=

1 − 0,09𝑘𝑡 𝑝/ 𝑘𝑡 ≤ 0,22

0,9511 − 0,1604𝑘𝑡 + 4,388𝑘𝑡2 − 16,638𝑘𝑡

3 + 12,336𝑘𝑡4 𝑝/ 0,22 < 𝑘𝑡 ≤ 0,8

0,165 𝑝/𝑘𝑡 > 0,8

(2.16)

Obtida a relação da componente difusa Id com a componente global I, pode-se obter

os valores horários da Irradiação difusa no plano horizontal multiplicando os valores obtidos

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por I. Para se obter os valores horários da Irradiação direta Ib no plano horizontal, basta

utilizar a Equação 2.17.

𝐼𝑏 = 𝐼 − 𝐼𝑑 (2.17)

A variável Rb pode ser definida agora (Equação 2.18), que se trata da relação entre a

Irradiância direta no plano inclinado e a Irradiância direta no plano horizontal. Sendo θ o

ângulo de incidência da radiação direta e θz o ângulo zenital da radiação solar, definidos pelas

Equações 2.7 e 2.8, respectivamente.

𝑅𝑏 = 𝐺𝑏 ,𝑇

𝐺𝑏=

𝐺𝑏 ,𝑛 .cos 𝜃

𝐺𝑏 ,𝑛 .cos 𝜃𝑧=

cos 𝜃

cos 𝜃𝑧 (2.18)

Vários modelos matemáticos podem ser encontrados na literatura para determinação

da Irradiação global no plano inclinado à partir da global no plano horizontal e eles se diferem

na forma como é determinada a componente difusa. Para determinar ITOT à partir de IHOR foi

considerado neste estudo o modelo de céu anisotrópico de Hay-Davies (1980), que considera

que uma parte da Irradiação difusa incide no plano dos módulos na mesma direção da

Irradiação direta, gerando um índice de anisotropia (Ai) que é calculado pela razão entre

Irradiação direta (Ib) e Irradiação extraterrestre no plano horizontal (I0). O modelo de Perez

(1990) é considerado por alguns autores como uma melhoria do modelo de Hay-Davies,

gerando estimativas maiores na ordem de 0 a 2%, entretanto seu cálculo não convergiu

durante as análises realizadas. Ambos os modelos são utilizados em aplicações da Engenharia.

A Irradiação ITOT é determinada neste estudo pela Equação 2.19 (Modelo Hay-

Davies), sendo ρg o índice de reflexão da radiação solar das superfícies adjacentes à instalação

do SFCR. Valores de ρg da ordem de 0,2 são normalmente adotados para áreas urbanas

(DUFFIE e BECKMAN, 2013).

𝐼𝑇𝑂𝑇 = 𝐼𝑏 + 𝐼𝑑𝐴𝑖 𝑅𝑏 + 𝐼𝑑 1 − 𝐴𝑖 1+ cos 𝛽

2 + 𝐼𝜌𝑔

1−cos 𝛽

2 (2.19)

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36

2.7 CONCLUSÕES

Foram introduzidos neste capítulo os principais conceitos e as principais variáveis que

descrevem fisicamente e quantitativamente a radiação solar. Estes conceitos e cálculos serão

utilizados na simulação do sistema fotovoltaico conectado à rede para análise do FDI. Foram

apresentadas as principais componentes de Irradiância presentes na atmosfera: difusa e direta.

Foi apresentada também a máxima Irradiação incidente em um plano horizontal para uma

dada latitude, desconsiderado o efeito de atenuação da atsmofera: Irradiação Extraterrestre no

plano horizontal. Foi demonstrado por meio das equações presentes na literatura como a

Irradiância varia ao longo do dia e do ano, assim como a própria duração do dia, como

prevista, maior no solstício de verão e menor no solstício de inverno. Por fim foram

apresentados modelos de cálculo para estimativa da Irradiação total no plano inclinado em

intervalos horários à partir da Irradiação global horizontal.

São discutidos à seguir os principais conceitos, tecnologias existentes e operação

referentes aos componentes que formam a topologia padrão de um Sistema Fotovoltaico

Conectado à Rede (SFCR): módulos fotovoltaicos e inversor solar.

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37

3 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE (SFCR)

Este capítulo abordará os principais conceitos sobre os SFCR pertinentes à análise de

FDI: componentes de um SFCR, fatores que influenciam a geração de energia, aspectos de

dimensionamento de um SFCR e metodologias de análise do FDI.

Os SFCR se baseiam em uma tecnologia modular de geração de energia. Desta forma,

sistemas de diferentes tamanhos podem ser projetados desde poucas dezenas de W à ordem de

centenas de MW. Os SFCR podem ser classificados em três tipos de geração, de acordo com a

Resolução Normativa 567 da ANEEL:

Microgeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada

menor ou igual a 75 kW e que utilize cogeração qualificada, conforme regulamentação

da ANEEL, ou fontes de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio

de instalações de unidades consumidoras (ANEEL, 2015).

Minigeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada

superior a 75 kW e menor ou igual a 3 MW para fontes hídricas ou menor ou igual a 5

MW para cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, ou para as

demais fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por

meio de instalações de unidades consumidoras (ANEEL, 2015).

Usinas Fotovoltaicas (UFV): potência acima de 5 MW.

Os SFCR de micro e minigeração distribuída foram inicialmente regulados no setor

elétrico pela Resolução Normativa 482-2012 da ANEEL, que trouxe a possibilidade de

inserção da GD na matriz energética brasileira por meio de um sistema de compensação de

energia, onde um consumidor, seja ele atendido em baixa ou alta tensão, pode reduzir sua

fatura de energia elétrica inserindo micro ou minigeradores na unidade consumidora ou outra

unidade consumidora de propriedade do mesmo consumidor, abatendo o consumo em kWh

com a micro ou minigeração de energia.

A partir de 1° de Março de 2016 passou a vigorar a Resolução Normativa 687-2015 da

ANEEL, que altera a Resolução Normativa 482-2012 aumentando as possibilidades da GD no

Brasil. Dentre as mudanças, foi aumentada a potência máxima de 1 MW para 5 MW para a

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microgeração distribuída, passou a ser regulamentada a geração compartilhada, onde

consumidores dentro da mesma área de concessão ou permissão reúnem-se em um projeto de

micro ou minigeração por meio de consórcio ou cooperativa e foi aumentado o tempo de

duração dos créditos de energia ativa de 36 para 60 meses.

As UFVs são inseridas na matriz como uma geração centralizada sob despacho do

Operador Nacional do Sistema (ONS), como é o caso dos leilões de energia estaduais e

nacionais. Destaque pode ser dado para o 6º Leilão de Energia de Reserva (LER), realizado

em 31 de outubro de 2014, quando 1048 MW de potência de UFVs foram contratados no

primeiro leilão federal de contratação da fonte solar no Ambiente de Contratação Regulada

(ACR) (ABSOLAR, 2014). Novamente em 2015 foram contratados 1043,7 MW de potência

de UFVs no Brasil por meio do 1° Leilão de Energia de Reserva de 2015. O preço médio de

venda da energia fotovoltaica foi de 301,79 R$/MWh, um aumento de 40,3% em relação ao

LER/2014 quando a energia fotovoltaica foi negociada a um preço médio de 215,12 R$/MWh

(EPE, 2015). Essa variação ocorreu principalmente devido à variação cambial do dólar e pelo

ajuste nas condições de financiamento para esse tipo de projeto.

3.1 GERADOR FOTOVOLTAICO

Um SFCR é composto basicamente pelo gerador fotovoltaico, o inversor solar e a rede

elétrica local (ZILLES et al., 2012). Isso ocorre por que um SFCR opera em paralelismo com

a rede de distribuição e dispensa sistema de armazenamento de energia (existem SFCR

híbridos com sistema de armazenamento de energia). Além do gerador e do inversor solar,

componentes auxiliares são necessários para a composição completa de um SFCR, de acordo

com seu tamanho ou sua aplicação específica. Dentre os componentes auxiliares destacam-se:

estruturas de fixação, cabeamento CC, cabeamento CA, dispositivos de proteção, dispositivos

de supervisão e controle, dispositivos de aquisição e armazenamento de dados e equipamentos

de transformação de tensão (CRESESB, 2014).

Os geradores de SFCRs são compostos por associações de módulos fotovoltaicos. Os

módulos fotovoltaicos por sua vez são compostos por células fotovoltaicas conectadas em

arranjos para produzir tensão e corrente suficientes para a utilização prática da energia ao

mesmo tempo em que promove a proteção das células (CRESESB, 2014).

As células são fabricadas, em sua maioria, com lâminas de silício mono e

policristalino, com dimensões normalmente de 125x125mm ou 156x156 mm. A corrente das

células é diretamente relacionada à área útil das células. As células de 156x156 mm

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apresentam correntes de curto-circuito entre 8 e 9 A em condições nominais e as células de

125x125 mm entre 5,2 e 5,8 A. Para células de silício, a tensão de circuito aberto está

normalmente em torno de 0,6 V (BRAGA, 2014). A Figura 3.1 ilustra um módulo

fotovoltaico da Yingli Solar® de tecnologia de silício monocristalino. Este módulo é

composto de um arranjo de 60 células conectadas em série que resultam em uma potência

nominal de 260 a 280 Wp.

Figura 3.1 Módulo de silício monocristalino Yingli série PANDA 60.

Fonte: Datasheet Yingli PANDA 60 células Série 2 (YINGLI SOLAR, 2015)

Inúmeras células fotovoltaicas já foram produzidas com o uso de diferentes materiais e

processos de fabricação. A Figura 3.2 apresenta os recordes de eficiência das células

fotovoltaicas de diferentes tecnologias em escala laboratorial, sendo as linhas azuis

correspondentes a células de silício cristalino (c-Si), as linhas verdes correspondentes a

células de filme fino, as linhas roxas correspondentes a células de multijunção (camadas de

diferentes materiais são sobrepostas umas às outras) e as linhas vermelhas correspondentes a

outros tipos de células como as células orgânicas, células inorgânicas, ou as de corantes.

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Figura 3.2 Gráfico de evolução da eficiência de células solares em escala laboratorial.

Fonte: NREL cell efficiency chart 2015 (NREL, 2015).

Há uma diferença na eficiência de células fotovoltaicas para os módulos fotovoltaicos,

quando perdas adicionais pela associação das células reduzem a eficiência do nível celular.

Em nível celular os recordes de eficiências são de 25,6% para células de silício

monocristalino (m-Si), 21,3% para células de silício policristalino (p-Si), 21% para células de

CIGS (Disseleneto de Cobre, Índio e Gálio), 21% para CdTe (Telureto de Cádmio) e 13,6%

para silício amorfo (a-Si). Em nível modular os recordes de eficiência passam para 22,9%

para módulos m-Si, 19,2% para módulos p-Si, 17,5% para CIGS, 18,6% para CdTe e 10,9%

para a-Si (ISE, 2016).

Há uma diferença também entre eficiências de células e módulos em nível laboratorial

para as eficiências de células e módulos comerciais. Os módulos comerciais c-Si, por

exemplo, normalmente apresentam eficiências da faixa de 13 a 16% e os módulos de filme

fino entre 10 e 12% para módulos rígidos e 8 a 10% para módulos flexíveis (BRAGA, 2014).

Por fim, a eficiência média global dos módulos pode sofrer variações percentuais quando os

mesmos são submetidos a sol real em relação a condições padrões de testes. Em BRAGA

(2014) foram obtidas variações de até 21% na eficiência global de módulos submetidos a sol

real em relação ao dado de placa de fabricantes de módulos comerciais.

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Apesar das várias tecnologias disponíveis, os módulos c-Si dominam o mercado

mundial de módulos fotovoltaicos. Em 2011, a tecnologia c-Si correspondia a 87% dos

módulos disponíveis comercialmente no mundo (sendo 30% de m-Si e 57% de p-Si),

enquanto que os outros 13% correspondiam a módulos de filme fino, como CdTe, a-Si, CIS,

CIGS, e outros tipos de módulos (ZILLES et al., 2012). É estimado um cenário para 2017

com participação de 82% de capacidade de produção em MW correspondentes à tecnologia c-

Si, 13% de filmes finos, 4% para módulos de alta eficiência e 1% para módulos com

concentração e módulos orgânicos (EPIA, 2013).

Basicamente, a vantagem competitiva das células de silício frente às outras tecnologias

é a grande abundância do silício na superfície terrestre, além de a microeletrônica ter

aperfeiçoado progressivamente ao longo do tempo a tecnologia do silício (ZILLES et al.,

2012). Os módulos de filme fino são denominados por muitos autores como tecnologia de

módulos de segunda geração, sendo os módulos de silício cristalino a primeira geração. Os

módulos de filme fino surgiram como alternativa para reduzir os custos de produção dos

mesmos, uma vez que são produzidos em uma única etapa, apresentando também as

vantagens de menor redução de rendimento por efeito da temperatura e a possibilidade de uso

de módulos flexíveis (CRESESB, 2014). Na prática o custo-benefício de módulos de silício

ainda é superior, devido à alta escala de produção mundial.

3.1.1 Operação de Células e Módulos Fotovoltaicos

As células fotovoltaicas possuem uma faixa de operação de tensão e corrente CC que

pode ser representada pela curva característica I-V, ilustrada na Figura 3.3 (linha azul).

Quando o módulo é conectado a uma carga, ela irá determinar o ponto de operação da curva I-

V, sendo ISC a corrente de curto-circuito e máxima corrente que a célula é capaz de suprir e

VOC a tensão de circuito aberto da célula, máxima tensão que ela é capaz de produzir. No caso

dos SFCR, o ponto de operação específico do módulo é condicionado pelo Inversor Solar, que

é dotado de um algoritmo de busca do ponto de máxima potência PMP chamado SPPM

(Seguimento do Ponto de Máxima Potência) que faz com que os módulos operem sempre no

ponto de máxima potência. A linha vermelha representa a curva P-V, cujo pico é o ponto PMP.

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Figura 3.3 Curvas Corrente x Tensão e Potência x Tensão de uma célula fotovoltaica de

silício 156x156 mm.

Fonte: Manual de Engenharia Fotovoltaica (CRESESB, 2014).

Os módulos fotovoltaicos, assim como as células, podem ser conectados em série ou

em paralelo para alcançarem os níveis de potência desejados em um SFCR. A Figura 3.4

ilustra como as duas associações de células alteram a curva V-I do gerador fotovoltaico.

Quando conectadas em série, a corrente que atravessa as células é a mesma, predominando a

menor delas e as tensões são somadas. Quando conectadas em paralelo, a tensão que as

células estão submetidas é a mesma, somando-se as correntes. O módulo da Figura 3.1 é

formado pela associação em série de 60 células m-Si.

Figura 3.4 Curvas características V-I de associações série e paralelo de células.

Fonte: Manual de Engenharia Fotovoltaica (CRESESB, 2014).

Os fabricantes de módulos devem disponibilizar em suas fichas técnicas os parâmetros

elétricos e térmicos dos mesmos. A Tabela 3.1 ilustra os parâmetros elétricos de um módulo

fotovoltaico da Yingli Solar®.

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Tabela 3.1 Parâmetros elétricos do módulo Yingli série PANDA 60.

Fonte: Datasheet Yingli Solar PANDA 60 células Série 2 (YINGLI SOLAR, 2015).

Os módulos fotovoltaicos em todo mundo disponibilizam os parâmetros de geração em

condições padrões de teste ou STC (Standard Test Conditions) de forma que seja possível

comparar diferentes tecnologias e fabricantes dentro das mesmas condições de teste, que no

caso se trata de uma Irradiância de 1000 W/m² incidente no painel, temperatura na célula de

25°C e distribuição espectral AM 1.5. A potência nominal do módulo é o produto de Vmp por

Imp em STC, que são a tensão de máxima potência e a corrente de máxima no ponto PMP. A

Tabela 2.1 mostra ainda a variação dos parâmetros característicos na condição de temperatura

nominal de operação da célula ou NOCT (Nominal Operating Cell Temperature) que se trata

de uma outra condição de teste na qual o módulo é submetido. Em NOCT, os parâmetros do

módulo são dados em uma condição de 800 W/m² de Irradiância incidente, temperatura

ambiente de 20 °C e velocidade do vento de 1 m/s.

A eficiência do módulo fotovoltaico (ηfv) está relacionada à área que o SFCR terá que

cobrir em uma superfície para gerar a demanda de energia de um projeto. A Equação 3.1

demonstra o conceito de eficiência de um módulo fotovoltaico, assim como sua relação com a

área total do gerador de um SFCR (CRESESB, 2014). Sendo ISC a corrente de curto-circuito

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do módulo, VOC a tensão de circuito aberto, FF o fill factor ou fator de ocupação, A a área e G

a Irradiância incidente.

𝜂𝑓𝑣 = 𝑃𝑔𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎

𝑃𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑡𝑒=

𝐼𝑠𝑐 . 𝑉𝑜𝑐 . 𝐹𝐹

𝐴 . 𝐺=

𝑉𝑚𝑝 . 𝐼𝑚𝑝

𝐴 . 𝐺 (3.1)

3.1.2 Influência da Irradiância e da Temperatura

A geração de energia solar fotovoltaica é influenciada principalmente por dois fatores

do clima local: Irradiância e Temperatura. Na Tabela 2.1 já foi apresentada a diferença da

máxima potência gerada por um módulo em STC e NOCT, que caiu de 280 W para 204,2 W

respectivamente. A corrente ISC é influenciada pela Irradiância de acordo com a Equação 3.2 e

pela temperatura na célula de acordo com a Equação 3.3, já a tensão VOC é influenciada pela

temperatura na célula de acordo com a Equação 3.4 (TOFOLI et al., 2014).

𝐼𝑆𝐶 𝐺 = 𝐼𝑆𝐶∗

𝐺∗ .𝐺𝑒𝑓𝑓 (3.2)

𝐼𝑆𝐶 𝑇𝐶 = 𝐼𝑆𝐶∗ + (𝑇𝐶 − 𝑇𝐶

∗) ∙𝑑𝐼𝑆𝐶

𝑑𝑇𝐶 (3.3)

𝑉𝑂𝐶 𝑇𝐶 = 𝑉𝑂𝐶∗ + 𝑇𝐶 − 𝑇𝐶

∗ .𝑑𝑉𝑂𝐶

𝑑𝑇𝐶 (3.4)

Sendo o símbolo (*) correspondente a valores em STC, Geff a Irradiância efetiva ou

incidente na célula, TC a temperatura na célula, dISC / dTC, ou αIsc, o coeficiente de

temperatura da corrente de curto circuito da célula e dVOC / dTC, ou βVoc, o coeficiente de

temperatura da tensão de circuito aberto da célula, que é normalmente negativo (alguns

módulos de filme fino podem apresentar βVoc positivos). A Temperatura TC por sua vez é

influenciada pela temperatura ambiente e pela Irradiãncia, de acordo com a Equação 3.5.

𝑇𝐶 = 𝑇𝐴 + 𝐶𝑡 .𝐺𝑒𝑓𝑓 (3.5)

𝐶𝑡 = 𝑁𝑂𝐶𝑇 °𝐶 − 20

800𝑊/𝑚² (3.6)

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A Figura 3.5 ilustra o comportamento das Curvas I-V e P-V de um módulo de 235 Wp

de p-Si considerando a variação da Irradiância de 200 a 1000 W/m² em escala de 200 W/m²,

onde a temperatura na célula TC é mantida constante em 25 °C.

Figura 3.5 Curvas I-V e P-V com influência da Irradiância.

Fonte: Elaboração própria.

A Figura 3.6 ilustra o comportamento da Curva I-V mantendo constante a Irradiância

a 1000 W/m² e variando TC de 25 °C a 65 °C, é possível notar a forte queda de tensão devido

ao aumento da temperatura em módulos de silício cristalino.

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Figura 3.6 Curva I-V com influência da Temperatura na célula.

Fonte: Elaboração própria.

Normalmente quando se consideram módulos c-Si, a variação de ISC é da ordem de

+0,01 %/°C e de VOC da ordem de -0,37 %/°C. Quando se analisa o coeficiente resultante da

potência máxima, valores da ordem de -0,4 a -0,5 %/°C são obtidos. Em algumas análises

envolvendo a tecnologia c-Si o coeficiente da tensão βVmp é considerado igual ao coeficiente

da potência máxima γmp, desprezando a influência da temperatura na corrente Imp que é

praticamente nula, como demonstra o Equacionamento abaixo.

𝑃𝑚𝑝 = 𝑉𝑚𝑝 ∙ 𝐼𝑚𝑝

𝑑𝑃𝑚𝑝𝑑𝑇

= 𝐼𝑚𝑝𝑑𝑉𝑚𝑝𝑑𝑇

+ 𝑉𝑚𝑝𝑑𝐼𝑚𝑝𝑑𝑇

𝑑𝑃𝑚𝑝𝑑𝑇

= 𝐼𝑚𝑝𝑑𝑉𝑚𝑝𝑑𝑇

𝑑𝑃𝑚𝑝

𝑑𝑇

𝑃𝑚𝑝=𝐼𝑚𝑝

𝑑𝑉𝑚𝑝

𝑑𝑇

𝑉𝑚𝑝 𝐼𝑚𝑝

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𝛾𝑚𝑝 = 𝛽𝑉𝑚𝑝

Nas placas a-Si, valores da ordem de -0,3 %/°C são obtidos ao coeficiente da potência

máxima, devido a um maior aumento na corrente pela temperatura da ordem de +0,1 %/°C

(CRESESB, 2014).

3.2 INVERSOR SOLAR

Os Inversores Solares são dispositivos eletrônicos que possuem dupla função nos

SFCR: conversão da potência CC em potência CA e seguimento do PMP do gerador

fotovoltaico, ou SPPM (ZILLES et al., 2012).

De um modo geral os inversores solares para SFCR podem ser classificados em quatro

diferentes configurações do ponto de vista da configuração do sistema: inversor central (a),

inversor string (b), inversor multistring (c) e módulo CA (d) (KJAER et al., 2005;

CRESESB, 2014). As quatro configurações estão ilustradas na Figura 3.7.

Figura 3.7 Classificação de inversores solares para SFCR quanto à configuração do sistema.

Fonte: A Review of Single-Phase Grid-Connected Inverters for Photovoltaic Modules (KJAER et al.,

2005).

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Na configuração de inversor central, há um único inversor de conexão à rede e os

módulos formam vários strings conectados em paralelo para a obtenção de elevados níveis de

potência. As desvantagens desta configuração são as maiores perdas devido a um único

sistema SPPM, maiores perdas por descasamento das características elétricsa dos módulos e

perdas nos diodos dos strings. Os inversores string são amplamente utilizados, pois além de

reduzir perdas quando comparado ao inversor central, é uma configuração que possibilita

produção em larga escala, reduzindo o custo do equipamento. Os inversores multistring

apresentam a vantagem de reduzir os custos com o uso de mais de um inversor string e

diferentemente dos inversores centrais, apresentam um sistema SPPM para cada string,

reduzindo as perdas neste processo. Os módulos CA são uma aposta para se extrair o máximo

de potência de cada módulo, conectando um inversor a cada painel, entretanto o desafio de se

amplificar a baixa tensão do mesmo pode reduzir a eficiência total e aumentar o preço por

Wp.

Os inversores solares podem ser classificados em dois diferentes tipos quanto ao

número de estágios de processamento de potência (KJAER, PEDERSEN e BLAABJERG,

2005; NEMA, NEMA e AGNIHOTRI, 2011) inversor de estágio único de processamento de

potência (Figura 3.8 - a) e inversor de múltiplos estágios de processamento de potência

(Figura 3.8 - b, c). No inversor de estágio único, apenas um inversor comum é responsável

pela conversão CC-CA, sistema de SPPM, sincronização com a rede e controle de corrente

com amplificação de tensão. Nos inversores de múltiplos estágios, conversores CC-CC são

conectados aos inversores para aplicações onde a faixa de operação de tensão não é adequada

para inversores de estágio único. Os inversores de múltiplos estágios são usados em

aplicações que necessitam de uma maior faixa de operação de tensão com potência elevada e

alta eficiência.

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Figura 3.8 Classificação de inversores solares para SFCR quanto ao número de estágios de

processamento de potência.

Fonte: Inverter Topologies and control structure in photovoltaic applications: A review (NEMA et al.,

2011)

Outras construções de inversores solares são possíveis com o uso de transformadores

de alta ou baixa freqüência. O uso de transformadores nos inversores solares tende a diminuir

a eficiência de conversão CC-CA, entretanto, eles isolam eletricamente o lado CC da rede de

distribuição.

3.2.1 Operação de Inversores Solares

O dimensionamento de um inversor solar depende da potência nominal e dos

parâmetros elétricos do gerador FV, pois cada inversor apresenta uma faixa de operação de

tensão e potência. Vale ressaltar que tal faixa deve ser compatível com a faixa de operação do

gerador nas condições de Irradiância e Temperatura do local. A Tabela 3.2 apresenta alguns

dos dados técnicos de uma linha de inversores centrais da Eltek®. A máxima potência que o

inversor é capaz de injetar na rede é a potência nominal CA. A faixa de operação ideal de

tensão do SFV para este inversor é a faixa de tensão de funcionamento do SPPM, de 230 a

500 V. A máxima tensão CC de 600 V se trata da máxima tensão VOC que o gerador

fotovoltaico pode atingir (menor temperatura TA do local).

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Tabela 3.2 Parâmetros técnicos de uma linha de inversores centrais.

Fonte: Datasheet Eltek THEIA HE-t UL (ELTEK, 2015).

A eficiência de conversão de um inversor solar pode ser calculada pela Equação 3.7. A

eficiência relaciona a energia obtida no lado CA com a energia na entrada CC do inversor.

𝜂𝑖𝑛𝑣 = 𝐸𝐶𝐴

𝐸𝐶𝐶=

𝑃𝐶𝐴 .𝑑𝑡𝑡

𝑡0

𝑃𝐶𝐶 .𝑑𝑡𝑡

𝑡0

(3.7)

A eficiência de placa de um inversor solar se trata da máxima eficiência do mesmo,

entretanto ela depende da potência e da tensão CC de entrada do inversor. A Figura 3.9

apresenta uma típica curva de eficiência de inversores solares em função da potência CC de

entrada do inversor. É possível notar que quando o inversor é sobrecarregado (PMPP/Pnom> 1),

sua eficiência reduz linearmente com o aumento da potência CC, isto ocorre pelo efeito de

limitação de potência do inversor, pois o mesmo limita a potência processada em sua potência

nominal CA, mesmo que o gerador seja capaz de fornecer uma potência mais elevada.

Quando há perdas adicionais pela limitação por temperatura no inversor, a redução de

eficiência se torna ainda maior, deixando de se tratar de uma redução linear. A curva tracejada

apresenta o comportamento da tensão Vmp, que é deslocada no sentido da tensão VOC da curva

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I-V do gerador fotovoltaico, mantendo a potência de entrada no limite da potência nominal do

inversor. Este comportamento é denominado limitação de potência de um inversor solar.

Figura 3.9 Curva de eficiência total pela relação Potência de entrada CC / Potência nominal CC

de um inversor solar.

Fonte: Inverter sizing of grid-connected photovoltaic systems in the light of local solar resource distribution

characteristics and temperature (BURGER e RÜTHER, 2006).

3.2.2 Influência da tensão

Além da potência, a eficiência de inversores solares varia com a tensão de entrada,

dependendo da topologia de circuito eletrônico do inversor e se é um inversor com

transformador (HFT ou LFT). A Figura 3.10 ilustra a variação da curva de eficiência total de

diferentes inversores solares comerciais em diferentes níveis de tensão CC a que são

submetidos.

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Figura 3.10 Curvas de eficiência total de inversores pela potência nominal CC para diferentes

níveis de tensão Vmp.

Fonte: Adaptado de “Estudo de Características Elétricas e Térmicas de Inversores para Sistemas Fotovoltaicos

Conectados à Rede” (RAMPINELLI, 2010).

É possível notar na Figura 3.10 que o inversor Sunny Boy 3800 apresenta eficiência

máxima em 25% da potência nominal, submetido a uma tensão Vmp do gerador de 200 V. O

inversor Sunways NT 4000 apresenta eficiência máxima em torno de 60% da potência

nominal e opera em maior eficiência a uma tensão Vmp de 400 V. O inversor Fronius IG 40

apresenta eficiência máxima próximo à potência nominal, operando em maior eficiência a

uma tensão Vmp de 280 V. E o inversor Fronius IG 30 apresenta eficiência máxima em torno

de 60% da potência nominal, operando em maior eficiência a uma tensão de 280 V. A

influência da tensão na curva de eficiência de um inversor solar é importante para a

determinação do arranjo do gerador, quanto às conexões série ou paralelo.

3.3 FATOR DE DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR

O FDI é uma importante variável de análise de dimensionamento de SFCR, pois

relaciona em termos de potência elétrica o gerador fotovoltaico e o inversor solar, por meio da

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Equação 3.8. Sendo PNca a potência nominal de saída CA do inversor e PFV a potência

nominal do gerador fotovoltaico. Um FDI de 0,9, por exemplo, significa que a potência

nominal CA do inversor é 90% da potência nominal do gerador fotovoltaico.

𝐹𝐷𝐼 = 𝑃𝑁𝑐𝑎 (𝑊)

𝑃𝐹𝑉 (𝑊𝑃 ) (3.8)

Por meio da análise do FDI, é possível se obter uma relação ideal de número de

módulos para determinado inversor, sem prejudicar sua integridade física. Diferentes

metodologias de análise e otimização do FDI podem ser encontradas na literatura. Uma

metodologia comum, utilizada por softwares de mercado como PVsyst® e também

encontrada em Burger e Ruther (2006) encontra a relação PFV / PNca (inverso do FDI) por

meio da aplicação de um limite percentual de perda anual de energia por limitação de

potência no inversor.

A Figura 3.11 apresenta os resultados de Burger e Rüther para a otimização de

PFV/PNca em Florianópolis. O uso de uma base de dados para simulação de médias horárias de

Irradiância e Temperatura (primeiro gráfico) resultou em relações PFV / PNca diferentes das

obtidas para simulação em médias por minuto (segundo gráfico).

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54

Figura 3.11 Relação ótima entre potência nominal CC do gerador e potência nominal CA

calculada para 0,5% de perdas por limitação de potência para Florianópolis.

Fonte: Inverter sizing of grid-connected photovoltaic systems in the light of local solar resource distribution

characteristics and temperature (BURGER e RÜTHER, 2006).

Em MACÊDO (2006) a relação FDI é obtida à partir da otimização de duas variáveis:

maior produtividade anual do sistema (YF) em kWh/kWp e menor custo da energia produzida

em US$/kWh. A Figura 3.12 ilustra os resultados obtidos pelos dois métodos, que são

próximos, porém distintos. O estudo considerou a avaliação em intervalos de irradiância

horários em um ano. O estudo concluiu ainda que as grandezas analisadas podem se tornar

mais influenciadas pela escolha do fabricante do que pela escolha da relação FDI

propriamente dita.

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55

Figura 3.12 Otimização do FDI do ponto de vista da produtividade do sistema e do custo da

energia produzida.

Fonte: Análise do Fator de Dimensionamento do Inversor aplicado a Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede

(MACÊDO, 2006).

O FDI pode ser analisado também pelo monitoramento das grandezas elétricas de

geração de um SFCR em operação como em (MACÊDO, 2006; DIAS, 2006) e do ponto de

vista das grandezas elétricas e térmicas do inversor como em (RAMPINELLI, 2010). A

Figura 3.13 apresenta o comportamento de um inversor solar em processos de limitação de

potência por sobrecarga e por sobreaquecimento, submetido a diferentes FDIs.

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56

Figura 3.13 Comportamento elétrico e térmico de um inversor de conexão à rede para diferentes

FDIs.

Fonte: Estudo de Características Elétricas e Térmicas de Inversores para Sistemas Fotovoltaicos Conectados à

Rede (RAMPINELLI, 2010).

3.4 CONCLUSÕES

Foram apresentados os principais componentes de SFCR: módulos e inversores

solares, as principais tecnologias de módulos fotovoltaicos presentes em escala comercial e

laboratorial, as principais topologias construtivas de inversores, fatores que mais influenciam

a geração do ponto de vista dos dois componentes: irradiação incidente e temperatura das

células em relação aos módulos e potência de entrada e tensão de entrada CC em relação aos

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57

inversores. Foram apresentadas também as principais metodologias de análise do FDI

presentes na literatura, que sempre relacionam o FDI ideal ao melhor custo-benefício

financeiro ou maiores níveis de geração de energia ou produtividade de forma a não

comprometer a vida útil e segurança do inversor.

São discutidos à seguir a metodologia adotada para análise do FDI, a análise da base

de dados utilizada e os resultados obtidos nas simulações.

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58

4 ANÁLISE DO FATOR DE DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR

COM DADOS CLIMÁTICOS LOCAIS EM GOIÂNIA

Como foi discutido anteriormente, a análise do FDI deve buscar maior produtividade

com menores custos. Resultados diferentes de análises são obtidos de acordo com a qualidade

dos dados de simulações, portanto é essencial o conhecimento de diferentes bases de dados

para análises mais confiáveis de sistemas fotovoltaicos. Neste capítulo será apresentada a

análise dos dados de medição da radiação solar, a metodologia proposta de análise do FDI

com dados climáticos locais, bem como os resultados obtidos da mesma.

A ferramenta utilizada neste estudo foi o software MS Excel 2010. Foi adotada esta

ferramenta devido à familiaridade com o software, à fácil verificação de cada etapa do

algoritmo e devido à adoção de uma análise que não envolve modelagem dinâmica.

É utilizado neste estudo um algoritmo para simulação de SFCR no contexto da análise

do FDI para diferentes inclinações e orientações do gerador fotovoltaico, uma vez que

sistemas integrados a construções nem sempre possibilitam uma orientação ideal do ponto de

vista de inclinação e orientação dos painéis para geração solar fotovoltaica. O algoritmo

utilizou uma base de dados de doze anos de medições locais de Irradiação global no plano

horizontal e temperatura ambiente em Goiânia, referentes ao período de 2002 a 2013. A base

de dados foi provida pelo Instituto Nacional de Meteorologia (INMET) do Ministério da

Agricultura, Pecuária e Abastecimento (MAPA), que possui estação solarimétrica instalada na

cidade de Goiânia. Dessa forma, os dados utilizados não são obtidos por interpolação de

estações existentes ou de satélites, mas de dados locais.

O algoritmo utilizado pode ser compreendido por meio da Figura 4.1, que apresenta o

fluxograma de etapas para a análise do FDI por meio de modelagem matemática dos

principais componentes. O FDI foi analisado pela perspectiva do limite de perdas anuais por

limitação de potência, e outros indicadores.

Um primeiro modelo é utilizado para determinação de valores horários de ITOT no

plano inclinado à partir da latitude, longitude, ângulo de inclinação em relação ao plano

horizontal, ângulo azimutal da superfície e Irradiação global no plano horizontal.

Um segundo modelo é utilizado para determinação dos parâmetros elétricos de saída

horários de um gerador fotovoltaico p-Si, considerando como entrada ITOT obtida pelo modelo

1 e temperatura ambiente.

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59

Figura 4.1 Fluxograma de análise do FDI com uso da base de dados locais.

Por fim um terceiro modelo é utilizado para determinação da potência de saída do

inversor e perdas de energia por limitação de potência, nos intervalos horários, utilizando

como entrada a potência CC. Desta forma o FDI pode ser obtido e é possível também calcular

os índices de desempenho ou figuras de mérito do sistema e avaliá-los no contexto da análise

do FDI.

4.1 ANÁLISE DOS DADOS CLIMÁTICOS

A Figura 4.2 apresenta um comparativo mensal de Irradiação global horizontal para

Goiânia de acordo com as medições obtidas pelo INMET e diferentes referências. As bases de

dados apresentadas são todas médias mensais. Assim, em termos mensais, é possível notar

uma grande variação para as diferentes bases de dados, entretanto as médias anuais são

próximas. Em termos anuais foram obtidos 5 kWh/m².dia pela Sundata (CRESESB, 2016),

5,08 kWh/m².dia pelo INMET, 5,28 kWh/m².dia pela NASA, 5,07 pelo Atlas Brasileiro de

Energia Solar, Projeto SWERA (PEREIRA et al., 2006) e 5 kWh/m².dia pelo Atlas

Solarimétrico do Brasil (TIBA e FRAIDENRAICH, 2000).

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Figura 4.2 Comparação mensal da Irradiação solar média diária por diferentes bases de dados.

Fonte: Elaboração própria.

Analisando agora apenas a base de dados das medições do INMET, Figura 4.3, pode-

se constatar novamente grandes variações mensais. Essa variação se torna menor em termos

anuais, quando uma média de 5,08 kWh/m².dia alcançou um máximo 5,28 kWh/m².dia em

2003 e um mínimo de 4,91 kWh/m².dia em 2009.

Figura 4.3 Comparação mensal da Irradiação solar média diária mínima, média e máxima do

INMET.

Fonte: Elaboração própria.

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Foi mencionado anteriormente que dentre os desafios encontrados para análise do

FDI, destaca-se a indisponibilidade de dados climáticos em pequenos intervalos de tempo

para diferentes localidades (KHATIB, MOHAMED e SOPIAN, 2013). Considerando agora

bases de dados horários para simulações, muitas vezes essa indisponibilidade de dados em

pequenos intervalos é solucionada por meio de geração sintética de dados horários a partir de

dados diários ou mensais. A Figura 4.4 ilustra a diferença entre uma base de dados gerada por

meio de distribuição sintética de Irradiação global horária obtida de uma base de dados em

maior intervalo de tempo e uma base de dados gerada por meio de medição da Irradiação

global horária ao longo de quinze anos. É possível notar diferenças da ordem de 4% para

determinadas faixas de Irradiação em determinadas localidades. Neste caso uma análise de

FDI provavelmente geraria resultados diferentes para cada base de dados.

Figura 4.4 Curvas de percentual de disponibilidade da Irradiação para cada faixa de Irradiância

determinadas por medições (primeira) e distribuição sintética (segunda) no Brasil.

Fonte: Palestra Ricardo Ruther ISSE (RÜTHER, 2015).

A Figura 4.5 ilustra a comparação entre a média dos dados de medições de doze anos

do INMET para Goiânia e da base de dados da NASA para a mesma localidade obtida por

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meio do software PVsyst. Diferenças da ordem de 1,5% foram obtidas em algumas faixas. A

diferença mais significativa se encontra nas faixas de maior Irradiância, indo de 900 a 1250

W/m², onde as estimativas da distribuição sintética da NASA são mais elevadas que as

medições reais.

Figura 4.5 Curvas de percentual de disponibilidade da Irradiação para cada faixa de Irradiância

para base de dados do INMET (primeira) e distribuição sintética da base de dados da NASA

(segunda) para Goiânia.

Fonte: Elaboração própria.

0%

2%

4%

6%

8%

10%

50 100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

900

950

10

00

10

50

11

00

11

50

12

00

12

50

13

00

Irra

dia

ção

INM

ET(%

)

0%

2%

4%

6%

8%

10%

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

900

950 10…

10…

11…

11…

12…

12…

13…

Irra

dia

ção

NA

SA(%

)

-2,0%

-1,0%

0,0%

1,0%

2,0%

50 100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

900

950

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

Dif

ere

nça

INM

ET-N

ASA

(%)

Irradiância (W/m²)

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63

Ao analisar as bases de dados de medições locais e demais referências pode-se

constatar que a Irradiação global horizontal tende a uma média anual similar, mas que em

termos mensais apresenta grandes variações, devido à própria variação natural que pode

ocorrer em diferentes períodos. Já em termos horários para simulação, no caso da localidade

em análise pode-se perceber um comportamento similar da distribuição sintética e a real, mas

que as estimativas da distribuição sintética podem ser quase 2% distintas, com destaque às

faixas mais elevadas de Irradiância, que representam os picos de irradiância que vão resultar

em perdas por limitação de potência. Os mesmos apresentaram-se um pouco acima do real

histórico no período de doze anos de medições.

4.2 DETERMINAÇÃO DA IRRADIAÇÃO TOTAL NO PLANO INCLINADO

Para se determinar a Irradiação total em um plano inclinado com ângulos azimutal de

superfície e de inclinação específicos, é necessário primeiramente determinar as parcelas da

Irradiação global horizontal correspondentes às componentes direta e difusa da radiação solar.

Para isso, utilizou-se a correlação de Erbs et al. (1992), definida pelo sistema de equações

2.16 e 2.17. Sendo kt o índice de claridade horário determinado pela Equação 2.5.

A Figura 4.6 apresenta um exemplo de cálculo das componentes da Irradiação

horizontal em Wh/m² em um solstício de verão. Aproximadamente 33% da Irradiação global

horizontal corresponderam à componente difusa e 67% à componente direta.

Figura 4.6 Irradiação global horizontal, direta e difusa para o dia 21 de Dezembro de 2002.

Fonte: Elaboração própria.

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A Tabela 4.1 apresenta os valores anuais de Irradiação global, direta e difusa no plano

horizontal obtidos para cada ano para a base de dados do INMET por meio da correlação de

Erbs et al. A Tabela 4.1 apresenta ainda os picos de Irradiação horária em Wh/m² das

medições em cada ano.

Tabela 4.1 Irradiações global, direta e difusa anuais no plano horizontal e picos de irradiação

global horizontal horária de Goiânia para diferentes períodos.

Fonte: Elaboração própria.

Período

IHOR anual

(kWh/m²) Pico IHOR(Wh/m²)

IDIR anual

(kWh/m²)

IDIF anual

(kWh/m²)

2002 1919,70 1120,28 1127,62 792,09

2003 1926,09 1119,17 1129,10 796,99

2004 1823,59 1133,06 1016,56 807,03

2005 1878,73 1162,22 1047,40 831,33

2006 1797,61 1122,97 956,97 840,64

2007 1901,08 1109,04 1089,64 811,44

2008 1803,76 1084,43 960,81 842,95

2009 1795,09 1135,89 964,05 831,04

2010 1890,58 1158,24 1078,23 812,35

2011 1837,25 1118,68 1024,96 812,29

2012 1884,35 1122,41 1072,65 811,69

2013 1792,97 1162,76 961,44 831,53

Média 2002-2013 1854,23 1129,09 1035,79 818,45

A Irradiação ITOT foi determinada pelo Modelo Hay-Davies, dado pela Equação 2.19.

A Figura 4.7 apresenta os gráficos de Irradiação incidente no plano inclinado 20° em relação

ao plano horizontal com ângulos azimutais -90°, 0° e +90°, para um dia de verão com céu

limpo. É possível notar como a Irradiação se desloca para o sol da manhã quando γs é igual a

-90° e se desloca para o sol da tarde quando γs é igual a 90°.

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Figura 4.7 Irradiação total no plano inclinado de 20° para diferentes orientações, para um dia de

verão com céu limpo.

Fonte: Elaboração própria.

Aplicado o modelo a cada intervalo horário, é possível determinar o fator de

transposição (FT) total da Irradiação, que significa o fator de redução ou aumento de ITOT no

período considerado (que é de 12 anos) em relação à Irradiação IHOR, para determinado ângulo

de inclinação β e ângulo azimutal de superfície γ. A Tabela 4.2 apresenta os valores de FT

obtidos para a totalidade dos doze anos de medição. Os fatores obtidos anualmente se

distinguem dos valores da Tabela 4.2. Ângulos azimutais negativos correspondem a uma

rotação no sentido horário (partindo-se do norte geográfico) e ângulos azimutais positivos

correspondem a uma rotação no sentido anti-horário.

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Tabela 4.2 Fatores de transposição da irradiação global horizontal em planos com diferentes

inclinações e ângulos azimutais.

Fonte: Elaboração própria.

Ângulo azimutal do plano dos módulos ϒs

Inclinação

β 90° 75° 60° 45° 30° 15° 0° -15° -30° -45° -60° -75° -90°

0° 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

10° 0,98 0,99 1,00 1,01 1,02 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,02 1,01 1,00

20° 0,94 0,97 0,99 1,01 1,02 1,03 1,04 1,04 1,04 1,03 1,01 1,00 0,97

30° 0,89 0,92 0,95 0,98 1,00 1,02 1,03 1,03 1,02 1,01 0,99 0,97 0,94

40° 0,83 0,87 0,90 0,93 0,96 0,98 0,99 0,99 0,99 0,97 0,95 0,92 0,89

50° 0,76 0,80 0,84 0,87 0,90 0,92 0,93 0,93 0,93 0,91 0,89 0,86 0,82

60° 0,69 0,73 0,76 0,79 0,82 0,84 0,85 0,86 0,85 0,84 0,82 0,79 0,75

70° 0,62 0,66 0,69 0,71 0,73 0,74 0,76 0,76 0,76 0,76 0,74 0,72 0,68

80° 0,55 0,58 0,60 0,62 0,63 0,64 0,65 0,66 0,66 0,66 0,66 0,64 0,60

90° 0,48 0,51 0,52 0,53 0,53 0,54 0,55 0,55 0,56 0,57 0,57 0,56 0,53

4.3 DETERMINAÇÃO DOS PARÂMETROS ELÉTRICOS DE SAÍDA DO GERADOR

O módulo fotovoltaico simulado foi o módulo da Sun Earth de 235 Wp de potência e

os inversores solares Eltek THEIA 2.9 e 4.4 HE-t UL. A Tabela 4.3 apresenta os dados de

placa fornecidos pelos fabricantes utilizados na simulação.

Tabela 4.3 Dados de placa do módulo fotovoltaico e do inversor solar utilizados nas simulações.

Fonte: Elaboração própria.

Sun Earth p-Si 235Wp Eltek THEIA 2.9 HE-t

UL

Eltek THEIA 4.4 HE-t

UL

Vmp(STC) 30 V PnomCA 2900 W PnomCA 4450 W

Imp(STC) 7,83 A VMPPT 230 - 500 V VMPPT 230 - 500 V

γmp (-)0,42%/°C Imax(CC) 13,5 A Imax(CC) 21 A

De posse do modelo de determinação de ITOT horária no plano inclinado e da

temperatura ambiente em Goiânia, pode-se determinar Vmp, Imp e Pmp horários do módulo

descrito com o uso das Equações 4.5, 4.6 e 4.7. Sendo βVmp o coeficiente de temperatura da

tensão de máxima potência. A temperatura na célula foi obtida pela Equação 3.4.

𝑉𝑚𝑝 = 𝑉𝑚𝑝 (𝑆𝑇𝐶) + 𝑇𝐶 − 𝑇𝐶 𝑆𝑇𝐶 .𝛽𝑉𝑚𝑝 (4.5)

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67

𝐼𝑚𝑝 = 𝐼𝑚𝑝 (𝑆𝑇𝐶 )

1000. 𝐼𝑇𝑂𝑇 (4.6)

𝑃𝑚𝑝 = 𝑉𝑚𝑝 . 𝐼𝑚𝑝 𝜂𝑆𝑃𝑃𝑀 (4.7)

Foi considerado este modelo em que o coeficiente de temperatura da tensão βVmp é

igual ao coeficiente de temperatura da potência γmp, desprezando a influência da temperatura

na corrente Imp, como foi discutido na seção 3.1.2. Em alguns casos os coeficientes de

temperatura da tensão e da potência são de fato equivalentes, como é o caso da série YGE-48

da Yingli Solar (YINGLI SOLAR, 2016).

Quando o produto Vmp por Imp é feito, é obtida a mesma relação para a potência

adotada por Macêdo (2006) para análise do FDI, expressa pela Equação 4.8, o modelo de

Evans, sendo PFV0 a potência do módulo fotovoltaico de referência, γmp o coeficiente de

temperatura da potência no ponto de máxima potência, Ht,β a Irradiância incidente no plano do

gerador, TC a temperatura de operação das células, ηSPPM é a eficiência do seguimento do

ponto de máxima potência do inversor e o sub-índice ref indica as condições de referência. A

vantagem de separar a estimativa da potência em tensão e corrente é a obtenção de

estimativas para as perdas no cabeamento CC, que é função da corrente Imp, dada pela

Equação 4.10. Foram consideradas 1% de perdas no SPPM.

𝑃𝑀𝑃 = 𝑃𝐹𝑉0 𝐻𝑡 ,𝛽

𝐻𝑟𝑒𝑓 1 − 𝛾𝑚𝑝 (𝑇𝐶 − 𝑇𝐶 ,𝑟𝑒𝑓 ) 𝜂𝑆𝑃𝑀𝑃 (4.8)

As Equações 4.5, 4.6 e 4.7 permitem obter as curvas tensão, corrente e potência de

saída do gerador ao longo do período de medições. A Figura 4.8 apresenta, por exemplo, a

curva tensão, corrente e potência de um módulo 235 Wp inclinado 20° em relação ao plano

horizontal e orientado exatamente para o norte geográfico, durante um dia típico de verão.

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68

Figura 4.8 Curvas Tensão, Corrente e Potência do módulo 235Wp ao longo de um dia de verão.

Fonte: Elaboração própria.

Para a determinação da potência CC de entrada do inversor foi considerada uma

resistência no cabeamento CC que resulta em perdas por efeito Joule. As perdas no

cabeamento foram calculadas pelas Equações 4.9 e 4.10, sendo ρ a resistividade do cobre, que

equivale a aproximadamente 1,67x10-8

Ωm, l o comprimento do cabo em metros, e A a área

da secção transversal do mesmo. Por meio da Equação 4.9, considerou-se que cada string é

conectada ao inversor por meio de cabos solares de seção 4 mm² na extensão de 30 m. A

resistividade do cobre depende da temperatura, desta forma a resistência foi obtida como

função da temperatura ambiente (TA) pela Equação 4.11, sendo α o coeficiente de temperatura

da resistividade. No caso do cobre este iquivale a 0,0039 °C-1

(CRESESB, 2014).

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69

𝑅 = 𝜌 .𝑙

𝐴 (4.9)

𝑃𝑝𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠 = 𝑅. 𝐼2 (4.10)

𝑅𝑇1 = 𝑅𝑇0[1 + 𝛼 𝑇1 − 𝑇0 ] (4.11)

A análise do FDI considerou a configuração do arranjo do gerador com um string para

o inversor 2.9 e dois strings em paralelo para o inversor 4.4, haja vista que se todos módulos

são conectados em série a este inversor, a tensão do arranjo ultrapassa o limite de 500 VCC do

sistema SPPM do inversor. Caso sejam utilizados três strings, a tensão do arranjo alcança

valores menores que o limite inferior do sistema SPPM de 230 VCC.

4.4 DETERMINAÇÃO DOS PARÂMETROS ELÉTRICOS DE SAÍDA DO INVERSOR

O modelo utilizado para determinação da potência de saída do inversor foi o modelo

de Schmidt et al. (1992) que possibilita calcular a potência de saída do inversor para qualquer

valor de potência de entrada CC. O modelo de Schmidt et al. (1992) define o cálculo da

potência de saída do inversor pelo sistema de equações 4.12, sendo psaída a potência de saída

normalizada com relação à potência nominal do inversor, Pinv0 a potência nominal do

inversor. O parâmetro k0 representa as perdas independentes do carregamento do inversor,

que são as perdas por autoconsumo. O parâmetro k1 representa as perdas linearmente

dependentes da potência de operação (coeficiente de queda de tensão: diodos, dispositivos de

comutação, etc) e o parâmetro k2 representa as perdas dependentes do quadrado da potência

(coeficiente de perdas ôhmicas: cabos, bobinas, resistências, etc) (MACÊDO, 2006). A

primeira equação de 4.12 apresenta a limitação de potência de saída à potência nominal CA.

𝑃𝑠𝑎 í𝑑𝑎 = 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑚𝑎𝑥 ………𝑠𝑒 𝑃𝑠𝑎 í𝑑𝑎 ≥ 𝑃𝑖𝑛𝑣

𝑚𝑎𝑥

𝑃𝑆𝑎í𝑑𝑎 = 0………𝑠𝑒𝑃𝐹𝑉 ≤ 𝑘0𝑃𝑖𝑛𝑣0

𝑃𝑆𝑎í𝑑𝑎 = 𝑝𝑆𝑎í𝑑𝑎𝑃𝑖𝑛𝑣0 ………𝑠𝑒𝑘0𝑃𝑖𝑛𝑣

0 < 𝑃𝑆𝑎í𝑑𝑎 < 𝑃𝑖𝑛𝑣𝑚𝑎𝑥

(4.12)

O parâmetro PSaída por sua vez é obtido pela solução da Equação 4.13, sendo os

parâmetros k1, k2 e k3 determinados pelas Equações 4.14 a 4.16, sendo ηinv1 a eficiência do

inversor a 100% da potência nominal, ηinv0,5 a eficiência a 50% da potência nominal e ηinv0,1 a

eficiência a 10% da potência nominal.

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70

𝑘0 − 𝑝𝐹𝑉 + 1 + 𝑘1 𝑝𝑠𝑎 í𝑑𝑎 + 𝑘2𝑝𝑠𝑎 í𝑑𝑎2 = 0 (4.13)

𝑘0 = 1

9

1

𝜂𝑖𝑛𝑣 1−

1

4

1

𝜂𝑖𝑛𝑣 0,5+

5

36

1

𝜂𝑖𝑛𝑣 0,1 (4.14)

𝑘1 = −4

3

1

𝜂𝑖𝑛𝑣 1+

33

12

1

𝜂𝑖𝑛𝑣 0,5−

5

12

1

𝜂𝑖𝑛𝑣 0,1− 1 (4.15)

𝑘2 = 20

9

1

𝜂𝑖𝑛𝑣 1−

5

2

1

𝜂𝑖𝑛𝑣 0,5+

5

18

1

𝜂𝑖𝑛𝑣 0,1 (4.16)

A potência de saída do inversor para os intervalos horários da simulação foram então

obtidos por meio do modelo de Schmidt et al. (1992) descrito acima e com o uso da curva de

eficiência do inversor da linha Eltek THEIA, que pode ser visualizada na Figura 4.9.

Figura 4.9 Curva de eficiência dos inversores da linha Eltek THEIA 2.0 a 4.4HE-t UL.

Fonte: Datasheet Eltek THEIA (ELTEK, 2015).

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71

4.5 FATOR DE DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR PELO MÉTODO DE LIMITE

DE PERDAS POR LIMITAÇÃO DE POTÊNCIA

Com os modelos matemáticos para simulação do sistema na base de dados horários,

foi possível obter os valores de FDI. A Figura 4.10 ilustra os resultados da análise do FDI

pelo método de perda anual de energia máxima de 0,5% por limitação de potência. Os

mesmos resultados são obtidos para todos inversores da linha THEIA, uma vez que eles

apresentam a mesma curva de eficiência - um dos fatores determinantes para a análise do FDI.

Figura 4.10 Curvas de FDI em função do ângulo azimutal de superfície para diferentes ângulos

de inclinação do gerador para o inversor solar Eltek THEIA 4.4 HE-t UL.

Fonte: Elaboração própria.

Uma forma de expressar de maneira mais intuitiva o resultado da análise do FDI é

calculando o seu inverso, ou seja, a razão entre potência nominal do gerador pela potência

nominal CA do inversor solar. A razão PFV/PINV (correspondente à relação 1/FDI) significa o

fator pelo qual a potência do gerador pode ser aumentada em relação à potência do inversor,

de acordo com o posicionamento (inclinação e orientação) do gerador sem resultar em

grandes perdas por limitação de potência. Este fator está representado na Figura 4.11.

Os valores obtidos consideraram uma perda de energia máxima de 0,5% por limitação

de potência do lado CC na simulação, no intervalo de tempo considerado (doze anos) nas

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72

medições. Entretanto as perdas percentuais anuais resultaram em valores diferentes dos totais,

como mostra a Tabela 4.4.

Figura 4.11 Curvas de PFV/PINV em função do ângulo azimutal de superfície para diferentes

ângulos de inclinação do gerador para o inversor solar Eltek THEIA 4.4 HE-t UL.

Fonte: Elaboração própria.

Tabela 4.4 Perdas percentuais por limitação de potência em diferentes períodos para 20° de

inclinação e 0° de ângulo azimutal dos módulos.

Fonte: Elaboração própria.

Período Perda por limitação de potência

(%)

Média 2002 - 2013 0,47

2002 0,62

2003 0,85

2004 0,71

2005 0,46

2006 0,28

2007 0,37

2008 0,26

2009 0,37

2010 0,41

2011 0,44

2012 0,45

2013 0,33

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Na Tabela 4.4 são exibidos os valores estimados de perdas por limitação de potência

anuais e total para o posicionamento do gerador a 20° de inclinação e orientação de 0°. Este

resultado é importante, pois reforça a necessidade de se possuir uma base de dados com um

período longo de observação para a análise de dimensionamento de um SFCR. Isso porque

enquanto em um período foi estimado um percentual de perdas de 0,26% por limitação de

potência, em outro período obteve-se um percentual de 0,85% dois anos antes.

Outro ponto observado se refere aos picos de perda de geração por limitação de

potência. Eles ocorreram nos dias em que foram registradas as maiores perdas no inversor no

processo de limitação de potência. A Figura 4.12 apresenta o dia crítico para a inclinação de

20° e orientação sentido norte geográfico (posicionamento ótimo de geração anual), trata-se

do dia 12 de março de 2004. No período entre 12 e 13 horas, estimou-se que

aproximadamente 19,7% da potência de entrada CC seria perdida por limitação de potência

no inversor, o que equivaleria a 908 Wh no período de uma hora. É possível observar na

Figura 4.12 também os níveis de potência CC de entrada do inversor caso o FDI fosse

unitário, ou seja, potência do gerador igual à potência do inversor solar. Mesmo no horário de

pico de Irradiação relativo ao período de 12 anos, a potência CC de entrada não alcançaria a

máxima potência de processamento do inversor solar, o que também justifica a vantagem de

envolver o FDI na etapa de dimensionamento.

Figura 4.12 Pico de perda de geração por limitação de potência para o posicionamento de 20° de

inclinação e 0° ângulo azimutal.

Fonte: Elaboração própria.

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74

4.6 FIGURAS DE MÉRITO NO CONTEXTO DA ANÁLISE DO FDI

Há algumas variáveis utilizadas em análises de geração de sistemas fotovoltaicos

difundidas na literatura, também conhecidas como figuras de mérito. Elas permitem analisar o

funcionamento de um SFCR do ponto de vista da produção de energia, recurso solar, perdas e

custos financeiros de modo a orientar o dimensionamento ou analisar uma planta em

operação. Dentre elas destacam-se: Fator de Capacidade (FC), Energia Específica (EE),

Produtividade (YF), Taxa de Desempenho (TD) ou Performance Ratio (PR) e custo da energia

produzida. O custo da energia produzida, assim como as demais variáveis financeiras, é

abordado na seção 4.7.

De acordo com Macêdo (2006), em aplicações de energia solar fotovoltaica, a EE

normalmente é analisada na forma da Produtividade (YF), dada pela Equação 4.17, que

relaciona a energia gerada em um período com a potência nominal do gerador fotovoltaico.

Esta variável é muito utilizada para comparar a geração anual de energia de um sistema em

diferentes regiões, avaliando, portanto, qual região é mais atrativa para a instalação de um

sistema fotovoltaico, do ponto de vista do potencial de geração em kWh/kWp.

𝑌𝐹 = 𝑃𝑆𝑎 í𝑑𝑎 𝑑𝑡𝑡2

𝑡1

𝑃𝐹𝑉0 (4.17)

A Figura 4.13 apresenta uma análise dessa variável para o inversor Eltek THEIA 4.4

HE-t UL a) a geração anual média de energia em kWh/ano quando o FDI é unitário, b) a

geração anual média de energia em kWh/ano quando o FDI é ideal, c) a produtividade do

sistema em kWh/kWp.ano quando o FDI é unitário e d) a produtividade do sistema em

kWh/kWp.ano quando o FDI é ideal. Quanto mais distante do ponto ideal de posicionamento,

neste caso β = 16,7° e γs = 0°, maior é o potencial ganho energético anual do sistema pelo

ajuste do FDI. Foram consideradas para as estimativas de geração perdas de 5% na captação

da Irradiação na superfície dos módulos por acúmulo de poeira para se estimar melhor o uso

da energia solar, tal qual ocorreria em um sistema prático. Este fator não foi considerado para

análise do dimensionamento por que o dimensionamento deve atender tanto a uma condição

de painéis submetidos à sujeira como painéis submetidos à manutenção preventiva constante.

Foram consideradas também 2% de perdas por degradação dos módulos pela luz ou Light

Induced Degradation (LID) e 1% de perdas por possível descasamento dos parâmetros reais

dos módulos ou efeitos de sombreamento parcial. Estes fatores podem ser calculados de

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75

outras formas, mas esta seria uma estimativa simples e padrão que pode ser adotada em

softwares existentes como PVsyst.

Figura 4.13 Geração média anual para o inversor 4.4 quando a) FDI unitário e b) FDI

ideal e produtividade YF do sistema quando c) FDI unitário e d) FDI ideal.

Fonte: Elaboração própria.

A Figura 4.13 apresenta a produtividade do sistema nas duas condições de

dimensionamento gerador-inversor. É possível observar um comportamento pouco

influenciável pela relação FDI, resultando em um pequeno decréscimo na produtividade com

o aumento da potência do gerador. A produtividade do sistema é máxima para valores de FDI

entre 1 e 1,1, o que resultaria em um subdimensionamento do inversor, enquanto que a análise

financeira do mesmo sistema indica para um sobredimensionamento, como é apresentado na

seção 4.7. Este comportamento foi obtido devido à alta eficiência do inversor mesmo em

baixos níveis de potência CC de entrada. Ao ser submetido a 10% da potência nominal CC, o

inversor já apresenta eficiência de conversão CC-CA da ordem de 94%. Desta forma, as

variações nas perdas por limitação de potência se tornam mais representativas com relação à

produtividade que as variações nas perdas na conversão CC-CA. Isto se torna evidente

observando a Figura 4.14, que ilustra as perdas na conversão CC-CA, por limitação de

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potência e total no inversor em função do FDI no caso β = 20° e γs = 0°. Uma perda mínima

de 3,7% foi registrada para um FDI próximo de 1,1.

Figura 4.14 Perdas no inversor por conversão CC-CA e limitação de potência.

Fonte: Elaboração própria.

A Taxa de Desempenho ou Performance Ratio, definida pela Equação 4.18, analisa

um sistema fotovoltaico do ponto de vista das perdas totais do sistema. Nesta análise se torna

evidente o desempenho do sistema do ponto de vista das perdas e não da geração de energia

propriamente dita.

𝑃𝑅 = 𝑌𝐹

𝐻𝑡 ,𝛽 𝑑𝑡𝑡2𝑡1𝐻𝑟𝑒𝑓

(4.18)

Um exemplo desta análise pode ser encontrado em AYOMPE et. al (2011), que

apresenta a PR sazonal medida de um sistema fotovoltaico de 1,72 kWp na Irlanda. Durante o

inverno, no qual temperaturas mais baixas são registradas, foram obtidas PRs da ordem de

85%, enquanto que no verão ela atinge valores próximos a 79%. Isto evidencia as perdas por

temperatura no gerador, que são a principal causa de decréscimo da PR, principalmente de

sistemas fotovoltaicos que utilizam a tecnologia de silício cristalino, dado que o seu

coeficiente de temperatura é elevado. A Performance Ratio se manteve praticamente

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constante com variações na inclinação e ângulo azimutal na faixa de 79% a 82%, sendo um

pouco maior para orientações a Leste, que beneficiam o Sol matutino, quando temperaturas

mais baixas são registradas. Uma vez que depende da produtividade, a PR também esteve

praticamente constante em função do FDI.

O Fator de Capacidade, dado pela Equação 4.19, relaciona a produção real ou

estimada de energia de um sistema de geração em um intervalo de tempo (t2 – t1) com a

energia que seria gerada na potência nominal durante o mesmo intervalo de tempo. Sendo PG0

a potência nominal do gerador a STC, igual a PFV.

𝐹𝐶 = 𝑃𝑆𝑎 í𝑑𝑎 𝑑𝑡𝑡2𝑡1

𝑃𝐺0(𝑡2−𝑡1)

(4.19)

Em outras palavras, o FC representa o percentual de horas que uma usina de geração

de energia opera sob condições nominais, normalmente relativo ao período de um ano. O FC

de usinas solares fotovoltaicas é baixo se comparado a fontes tradicionais como hidráulica,

térmica e nuclear, principalmente devido à própria indisponibilidade de Irradiação ao longo de

todo o dia e às perdas do sistema já abordadas anteriormente.

Pelo fato de os SFCR serem supostamente projetados com potências nominais

distintas entre gerador e inversores, é possível que sejam obtidos valores de FC que

relacionam a produção de energia com a potência nominal do gerador ou também com a

potência nominal do inversor. É o caso das usinas contratadas no 1º LER de 2015 (EPE,

2015). A Tabela 4.5 apresenta, dentre outras informações de projetos de algumas das usinas

contradas, os FCs estimados com relação à Potência CC do gerador e com relação à Potência

CA dos bancos de inversores, também chamada Potência Habilitada. Conforme os dados

apresentados, aproximadamente 93% dos empreendimentos utilizaram como tecnologia de

placas o silício monocristalino ou policristalino e apenas duas usinas, correspondentes a 7%

dos projetos, utilizaram módulos de filme fino. São estimados valores de FC entre 18% e 24%

para as usinas contratadas, sendo que a maioria adotará sistema de rastreamento do Sol, para

aumento da Irradiação total incidente nos planos dos módulos. Os FDIs das usinas contratadas

variaram de 0,74 a 0,93.

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Tabela 4.5 Empreendimentos vencedores no 1º LER 2015: Características técnicas básicas.

Fonte: Expansão da Geração: 1º Leilão de Energia de Reserva de 2015 (EPE, 2015).

A Figura 4.15 apresenta o FC estimado para o sistema simulado na análise do FDI

relacionado à Potência nominal CC do gerador (STC) e à potência CA do inversor de acordo

com o posicionamento do gerador quanto à inclinação e orientação dos painéis. Na

configuração de maior geração anual, foi estimado um FC superior a 17% em relação à

potência do gerador e 22% em relação à potência do inversor.

Figura 4.15 Fator de Capacidade do SFCR simulado na condição de FDI ideal em a) relacionado

à potência CC do gerador e b) relacionado à potência CA do inversor.

Fonte: Elaboração própria.

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4.7 ANÁLISE FINANCEIRA NO CONTEXTO DA ANÁLISE DO FDI

Uma vez que o FDI deve convergir à melhor relação custo-benefício do ponto de

vista de investimento, torna-se necessário analisar o impacto da análise do FDI dos SFCR

integrados a construções do ponto de vista financeiro. As variáveis financeiras analisadas aqui

serão: o Valor Presente Líquido (VPL), Taxa Interna de Retorno (TIR) e custo da energia

produzida.

A Tabela 4.6 apresenta o custo de sistemas de microgeração solar fotovoltaica com

base em orçamentos de mercado em Novembro de 2015, considerando o mesmo fabricante

dos componentes para diferentes tamanhos de sistemas. Foi considerada uma taxa de 15% do

Investimento Inicial (II) para os custos administrativos e de instalação do SFCR. Foi

considerada também uma conversão de 1 US$ = 3,8 R$, câmbio do dólar referente ao mesmo

período do orçamento. Os acessórios se tratam de estruturas de fixação, cabeamento e quadro

de proteção CC. A soma dos custos resulta no valor do II total do SFCR em análise.

Tabela 4.6 Custos de componentes e serviços de SFCR para microgeração distribuída.

Fonte: Elaboração própria.

Custos (US$/kWp)

Pot. do Sistema 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 6,0

Gerador 864,81 864,81 864,81 864,81 864,81 864,81 864,81 864,81 864,81

Inversor 912,46 737,89 639,37 471,84 452,78 408,68 397,89 389,26 372,72

Acessórios 369,30 362,50 254,00 225,88 236,47 219,01 194,68 175,21 175,79

Administração 321,98 294,78 263,73 234,38 233,11 223,88 218,61 214,39 212,00

Ao se analisar financeiramente os SFCR em longo prazo, deve-se considerar a vida

útil do sistema. Apesar de haver relatos de sistemas com durabilidade de 30 anos (FRIESEN,

2014), considerou-se neste documento uma vida útil de 25 anos dos módulos fotovoltaicos.

Tal escolha se justifica pelo fato dos fabricantes de painéis normalmente fornecerem dados de

garantia de eficiência considerando a degradação dos módulos em um horizonte de até 25

anos, como pode ser visto na Figura 4.16. Foi considerada na presente análise uma

degradação anual linear de 0,8% correspondente à garantia fornecida pela Sun Earth referente

ao módulo p-Si 235 Wp. Considerando a geração anual estimada do primeiro ano e a

degradação anual, é possível obter a estimativa de geração anual média de energia no

horizonte de 25 anos.

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Figura 4.16 Curva de garantia de eficiência do módulo Yingli PANDA 60 células Série 2.

Fonte: Datasheet Yingli PANDA 60 células Série 2 (YINGLI SOLAR, 2015)

De posse do II e da estimativa de geração do SFCR em 25 anos, é necessário

transformar a estimativa de geração anual em receita anual (US$). A economia financeira

anual será equivalente ao produto da geração média anual pela tarifa de energia no mesmo

período. Prever o valor da tarifa de energia da concessionária é uma tarefa complexa, uma vez

que historicamente a variação do preço da energia elétrica não apresentou comportamento

linear, mas sim comportamento atrelado a fatores econômicos diversos. Uma forma de

simplificar a análise financeira de SFCR é considerar que a mesma variação na tarifa de

energia elétrica em um período de observação histórico será mantido pelos próximos 25 anos.

Um estudo publicado pelo Instituto Brasileiro de Economias e Finanças (Ibecon)

comparou índices de 31 distribuidoras com mercado atendido acima de 1 TWh/ano com a

inflação em 10 anos e constatou que a energia elétrica sofreu um aumento superior aos dos

índices acumulados de inflação medidos pelo IGP-M (Índice Geral de Preços do Mercado) e

pelo IPCA (Índice Nacional de Preços ao Consumidor). O estudo aponta que foi registrado no

período de 2003 a 2014 um reajuste total na tarifa da Companhia de Energia de Goiás CELG-

D de +75,6% para consumidores atendidos pela tarifa verde (COELHO e COUTO, 2014).

4.7.1 Fluxo de Caixa

Uma vez que o valor final se relaciona com o valor inicial em um sistema submetido

a juros compostos pela Equação 4.20, a taxa anual de reajuste da energia pode ser encontrada

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pela Equação 4.21, pela qual é possível concluir que em 11 anos o aumento foi de 5,25% aa.

Foi considerado este reajuste anual para a análise financeira deste estudo.

𝑉𝐹 = 𝑉𝐼(1 + 𝑖)𝑛 (4.20)

𝑖 = 𝑉𝐹

𝑉𝐼

𝑛 (4.21)

Os dados apresentados permitem a construção do Fluxo de Caixa do SFCR em

estudo. O Fluxo de Caixa é um diagrama que apresenta em escala temporal os investimentos

anuais e receita estimada gerada pelo mesmo. No caso dos SFCR, torna-se evidente o alto

valor de investimento e a receita ao longo do horizonte de 25 anos. A Figura 4.17 apresenta o

Fluxo de Caixa de um SFCR instalado em Goiás baseado nas estimativas realizadas

anteriormente e considerando o histórico de aumento de energia elétrica. Foi considerado um

custo anual de operação e manutenção (OM) de 2% do II, idêntico ao adotado por MACÊDO

(2006). A tarifa de energia utilizada nos cálculos foi o valor da tarifa residencial da CELG-D

no período do orçamento dos componentes de SFCR, que era 0,67 R$/kWh = 0,17 US$/kWh.

Os custos adicionais a cada 10 anos correspondem às substituições dos inversores, que

normalmente apresentam vida útil estimada em 10 anos.

Figura 4.17 Fluxo de Caixa do SFCR de 4,5 kWp simulado na condição de FDI unitário.

Fonte: Elaboração própria.

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82

4.7.2 Valor Presente Líquido (VPL)

O Fluxo de Caixa é uma importante ferramenta para análise financeira de

investimentos. Entretanto, de forma a se avaliar o investimento de forma mais realística, deve

ser considerado o custo de oportunidade do dinheiro investido. O investimento no SFCR deve

ser comparado com outro investimento com baixo grau de risco, disponível para aplicação do

capital em análise, ou seja, a uma Taxa de Mínima Atratividade (TMA) (HIRSCHFELD,

2009; CLEMENTE e SOUZA, 2008).

O VPL, dado pela Equação 4.22, é uma técnica de análise de investimentos na qual

todos os custos e lucros são concentrados na data inicial do investimento, considerando uma

taxa de desconto no valor do dinheiro futuro igual à TMA. Na Equação 4.22, i corresponde à

taxa de desconto e n o ano em que o custo ou lucro está localizado à partir do II. Foi

considerada uma taxa de desconto de 12% para este estudo, idêntica à utilizada por MACÊDO

(2006). Se o VPL for positivo significa que o projeto recupera o investimento inicial e

remunera também aquilo que teria sido ganho se o capital tivesse aplicado à TMA. Do ponto

de vista financeiro, se o VPL é positivo, o investimento merece continuar sendo analisado. A

TIR é obtida quando o VPL é igualado a zero e significa, em outras palavras, a taxa de retorno

do investimento, ou seja, a taxa na qual o capital é incrementado durante o período do

investimento.

𝑉𝑃𝐿 = 𝑉𝐹𝑛(1 + 𝑖)−𝑛𝑛0 (4.22)

O custo da energia produzida pode ser obtido pela Equação 4.23 (MACÊDO, 2006).

Por outro lado, há outro equacionamento fornecido pelo CRESESB e é apresentado na

Equação 4.24, na qual CAPEX corresponde ao custo de investimento do sistema fotovoltaico,

VP(OPEX) ao valor presente de custos de OM ao longo da vida útil da instalação e VP(EP) o

valor presente da energia produzida ao longo da vida útil da instalação. Vale ressaltar que em

ambas as referências é evidenciada a relação entre o FC e o custo da energia produzida. Os

mesmos parâmetros foram utilizados para o VPL, a TIR e o custo da energia produzida pelo

SFCR simulado.

𝐶 = 𝑟(1+𝑟)𝑛

(1+𝑟)𝑛−1+ 𝑂𝑀

𝐼𝐼

87,6𝐹𝐶 (4.23)

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𝐶𝐸 = 𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋+𝑉𝑃 𝑂𝑃𝐸𝑋

𝑉𝑃 (𝐸𝑃) (4.24)

4.7.3 Resultados e análise

A Figura 4.18 apresenta o comportamento do VPL e da TIR do sistema na condição

de FDI unitário. Foi obtida uma Taxa Interna de Retorno da ordem de 18,31% para o sistema

no ponto ótimo de geração, significa que o investimento tem potencial competitivo mesmo

sem ajuste do FDI, uma vez que esta é uma boa taxa de rendimento para SFCR, por se tratar

de um investimento de baixo risco.

Figura 4.18 VPL e TIR do SFCR na condição FDI unitário.

Fonte: Elaboração própria.

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A Figura 4.19 apresenta o comportamento do VPL e da TIR do sistema na condição

de FDI ideal pelo método do limite de perdas por limitação de potência. Foi obtida uma Taxa

Interna de Retorno da ordem de 20,32% para o sistema no ponto ótimo de geração (β = 20° e

γs = -15°), o que indica um aumento de 10,9% na taxa de retorno do investimento,

aumentando a atratividade financeira do investimento.

Figura 4.19 VPL e TIR do SFCR na condição de FDI ideal.

Fonte: Elaboração própria.

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A Figura 4.20 apresenta o comportamento do Custo da energia produzida em

US$/kWh do sistema nas condições de FDI unitário e FDI ideal do ponto de vista de perdas

por limitação. Também houve um decréscimo no custo da energia produzida acima de 10%

pelo ajuste ideal do tamanho relativo gerador-inversor.

Figura 4.20 Custo da energia produzida em US$/kWh nas condições de FDI unitário e FDI ideal.

Fonte: Elaboração própria.

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O custo da energia produzida permite a comparação do custo da geração de SFCR

com outras fontes de energia elétrica. A Tabela 4.7 apresenta o Custo Marginal da Expansão

elaborado pela EPE por diferentes fontes em 2014 e 2015. É possível notar um aumento no

custo marginal da expansão em todas fontes (em termos de geração centralizada) com exceção

das UFVs, o que evidencia o aumento de competitividade do setor de energia solar

fotovoltaica no cenário energético.

Tabela 4.7 Custo Marginal da Expansão para diferentes fontes de energia em 2014 e 2015.

Fonte: Custo Marginal da Expansão CME 2014 e CME 2015 (EPE, 2014; EPE, 2015).

Fonte de Energia CME 2014 (R$/MWh)

CME 2015 (R$/MWh)

Hidrelétrica 128,4 134,7

PCH 150,1 161,2

Eólica 128,3 138,2

Biomassa 134,9 164,4

Gás Natural 146,2 190,5

Solar 300,0 220,6

A Figura 4.21 apresenta o custo da energia produzida convertido para R$/MWh do

SFCR simulado na condição de FDI ideal. É possível observar que a energia solar

fotovoltaica no ambiente da microgeração se torna cada vez mais competitiva com relação às

fontes tradicionais do ponto de vista de investimento, no caso desta análise, chegando a 187

R$/MWh no ponto ótimo de geração.

Figura 4.21 Custo da energia produzida em R$/MWh na condição de FDI ideal.

Fonte: Elaboração própria.

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4.8 COMPARAÇÃO DE MÉTODOS DE ANÁLISE DO FDI

A Figura 4.22 apresenta o custo da energia produzida em função do FDI para o

sistema simulado na configuração de ótimo ideal na escala de 5°, que se trata de β = 20° e γs =

0°. Esta curva pode ser obtida para todas configurações de inclinação e orientação. É possível

observar os pontos da curva nos quais o FDI é otimizado para o custo da energia produzida

(primeiro marcador à esquerda), para a produtividade (último marcador à direita) e pela

análise de perda máxima por limitação de potência (marcador central).

A curva demonstra que o ajuste do FDI pela máxima produtividade não converge

para melhores indicadores financeiros, sugerindo a um subdimensionamento do inversor. Do

contrário, o ajuste pelo menor custo da energia não contempla o tempo a que o inversor estará

submetido a sobrecarga.

Entendemos que a análise pelo método de perdas máximas por limitação de potência

seja uma forma de orientação do FDI considerando um limite de submissão do inversor à

sobrecarga elétrica, uma vez que perdas adicionais por temperatura de operação do inversor e

possível redução de vida útil podem inviabilizar o sobredimensionamento excessivo do

inversor.

Figura 4.22 Custo da energia produzida em US$/kWh em função do FDI.

Fonte: Elaboração própria.

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4.9 CONCLUSÕES

A análise do FDI com o algoritmo apresentado agregou a vantagem de controle dos

parâmetros de simulação fornecidos pelos fabricantes de SFCR, o que nem sempre é possível

com uso de ferramentas existentes de análise de SFV, entretanto é notório o desafio de

modelagem envolvendo as n variáveis de análise de SFCR.

A análise com uso de base de dados em 12 anos permitiu observar uma variação

natural na irradiação global horizontal para uma mesma localidade e, consequentemente, uma

variação anual nos indicadores de geração. Uma orientação do dimensionamento com base

nos indicadores como perdas por limitação de potência deve considerar que o comportamento

do sistema é variável ano a ano e, portanto, uma simulação em vários ciclos anuais agrega

confiabilidade à análise do dimensionamento. A análise da base de dados locais em

comparação a uma distribuição horária sintética indicou neste caso que a última resultou em

estimativas superiores que a primeira principalmente na faixa de maior irradiância, indo de

900 W/m² a 1250 W/m².

A hipótese inicial de aprimoramento de indicadores financeiros por meio da análise

do FDI é comprovada e quantificada, resultando em reduções da ordem de 10% no custo da

energia produzida e aumento da ordem de 10% na TIR do investimento. Dentre as

metodologias de análise do FDI, conclui-se que o método de perdas máximas por limitação de

potência seja o método mais apropriado dentre os considerados no estudo, uma vez que

converge para melhores indicadores financeiros, mas também considera um limite de

operação a sobrecarga durante o período analisado. Os autores sugerem que a segurança do

inversor quanto à sobrecarga seja testada experimentalmente.

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5 ESTUDO DE CASO DO SFCR DA EMC - UFG

O SFCR deste estudo de caso será instalado no Bloco B da Escola de Engenharia da

UFG por meio do Projeto de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) UFG-Espora e trata-se de

um sistema de potência nominal de 33,84kWp composto por 144 módulos p-Si da Sun

Earth® de 235 Wp. Os inversores utilizados são da linha Eltek® THEIA de diferentes

potências nominais, que são os modelos 2.9 e 4.4 apresentados na Tabela 2. Os inversores são

classificados como inversores centrais, pois possuem um único sistema SPPM e apresentam a

possibilidade de conexão de até três strings em paralelo.

A Figura 5.1 apresenta a vista aérea do telhado do Bloco B, onde será instalado o

SFCR do Projeto de P&D. O telhado é composto de uma área total de 273 m² com ângulo

azimutal de superfície igual a 15° e outros 273 m² com ângulo azimutal de superfície igual a -

165° (PIMENTEL, 2014).

Figura 5.1 Vista aérea do Bloco B da Escola de Engenharia da UFG.

Fonte: Relatório técnico do projeto P&D UFG-Espora Ano 1 – mês 4 (PIMENTEL, 2014).

A Figura 5.2 apresenta a secção transversal da cobertura do Bloco B. É possível

visualizar a inclinação estimada de 10° para ambas as faces norte e sul do telhado. É possível

observar também que as platibandas geram sombreamento em parte das faces em diferentes

momentos do ano. Este sombreamento não é considerado na análise do dimensionamento, ele

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apenas influencia na área útil do telhado para a instalação do SFCR. A análise do impacto

desse sombreamento pode ser abordada em um eventual trabalho futuro.

Figura 5.2 Vista da secção transversal da cobertura do bloco B da Escola de Engenharia.

Fonte: Relatório técnico do projeto P&D UFG-Espora Ano 1 – mês 4 (PIMENTEL, 2014).

5.1 CONSIDERAÇÕES DE DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO DE UM SFCR REAL

Foi abordada nos capítulos anteriores a análise do FDI, uma variável de

dimensionamento de SFCR a ser analisada que permite a obtenção de melhores indicadores

financeiros do sistema. Entretanto outros aspectos técnicos do ponto de vista elétrico devem

ser atendidos para que este sistema de fato resulte em bons rendimentos reais e para que seja

realizada uma conexão segura e adequada.

O casamento gerador-inversor deve ocorrer não apenas do ponto de vista da

potência, mas também do perfil tensão-corrente do gerador e do inversor. Do ponto de vista

da tensão, o arranjo de gerador deve atender às Equações 5.1 e 5.2, sendo Vmp-min a tensão de

máxima potência na maior temperatura que os módulos podem atingir durante o dia para a

localidade em análise, VMPPT-min a tensão mínima que o gerador deve alcançar para que o

algoritmo de SPPM do inversor opere, Vmp-max a tensão de máxima potência na menor

temperatura que os módulos podem antigir durante o dia para a localidade em análise e VMPPT-

max a tensão máxima que o gerador pode alcançar para que o algoritmo de SPPM do inversor

opere. Caso as Equações 5.1 e 5.2 não sejam satisfeitas integralmente, perdas adicionais serão

obtidas pois o gerador não irá operar em máxima potência nesses períodos.

𝑛º𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠𝑠é𝑟𝑖𝑒 𝑥 𝑉𝑚𝑝−𝑚𝑖𝑛 > 𝑉𝑀𝑃𝑃𝑇−𝑚𝑖𝑛 (5.1)

𝑛º𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠𝑠é𝑟𝑖𝑒 𝑥 𝑉𝑚𝑝−𝑚𝑎𝑥 < 𝑉𝑀𝑃𝑃𝑇−𝑚𝑎𝑥 (5.2)

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Além das condições de SPPM, o inversor normalmente apresenta um limite de

tensão CC a que pode ser submetido, ou seja, a Equação 5.3 também deve ser satisfeita, sendo

VOC-max a tensão de circuito-aberto na menor temperatura que os módulos podem atingir

durante o dia para a localidade (obtido pela Equação 3.3) e VCC-max a tensão CC máxima que o

inversor pode ser submetido. Esta condição deve ser satisfeita por que em determinados

períodos, principalmente nas manhãs de inverno, a tensão do gerador pode se elevar devido às

baixas temperaturas, mas o inversor pode não estar conectado à rede devido aos baixos níveis

de Irradiância incidentes no plano dos módulos.

𝑛º𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠𝑠é𝑟𝑖𝑒 𝑥 𝑉𝑂𝐶−𝑚𝑎𝑥 < 𝑉𝐶𝐶−𝑚𝑎𝑥 (5.3)

Do ponto de vista da corrente, há também uma corrente máxima CC que o inversor

pode ser submetido e então o sistema deve satisfazer também a Equação 5.4, sendo Imp-max a

corrente de máxima potência na maior Irradiância obtida para o plano dos módulos para a

localidade em análise e ICC-max a corrente máxima CC de entrada do inversor.

𝑛º𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔𝑠𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 𝑥 𝐼𝑚𝑝−𝑚𝑎𝑥 < 𝐼𝐶𝐶−𝑚𝑎𝑥 (5.4)

A análise do FDI foi aplicada aos inversores para as duas configurações possíveis (γ

= 15° e γ = -165°), o que permite obter o número de módulos que cada inversor permite

operar em segurança com geração de energia aprimorada para o projeto descrito. Os

parâmetros do inversor são apresentados na Tabela 2. A análise permite definir também a

otimização do arranjo de módulos para cada inversor, caso o gerador seja instalado na face

norte ou sul, considerando também aspectos relacionados à tensão e corrente de entrada CC.

Os resultados dessa análise são apresentados na Tabela 5.1.

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Tabela 5.1 Resultados da otimização do dimensionamento gerador-inversor do SFCR da UFG.

Fonte: Elaboração própria.

2.9 HE-t UL 4.4 HE-t UL

Face Norte Face Sul Face Norte Face Sul

FDI aprimorado 0,7664 0,7594 0,7666 0,7604

Total de módulos 15 15 24 24

Arranjo 1 fileira 1 fileira 2 fileiras 2 fileiras

Vmp de Operação 362 - 485V 361 - 485V 290 - 388V 289 - 388V

Voc-max 588 V 588 V 470 V 470 V

Imp-max 9,16A 9,08A 18,32A 18,17A

Perdas (limitação) 0,08% 0,09% 0,26% 0,24%

Perda (pico) 417,5Wh 450 Wh 858,7Wh 895,6Wh

O arranjo para o inversor de modelo 4.4 é otimizado exclusivamente pela análise de

FDI, resultando em 24 módulos divididos em 2 strings em paralelo, para a tensão de operação

do gerador não exceder o limite superior da tensão SPPM do inversor. O arranjo para o

inversor modelo 2.9 deve possuir apenas 15 módulos em série, apesar de a análise de FDI

permitir 16. Isso ocorre por que a conexão de 16 módulos em série resulta na ultrapassagem

da tensão superior de SPPM do inversor que é de 500 VCC e também da tensão máxima CC

que o mesmo pode ser submetido. Caso sejam utilizados duas ou três fileiras a corrente

máxima de entrada CC do inversor é ultrapassada. As Figuras 5.3 e 5.4 apresentam os

diagramas multifilares dos subsistemas 2.9 e 4.4 para conexão à rede.

Figura 5.3 Diagrama multifilar do subsistema Eltek THEIA 2.9 HE-t UL.

Fonte: Elaboração própria.

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Figura 5.4 Diagrama multifilar do subsistema Eltek THEIA 4.4 HE-t UL.

Fonte: Elaboração própria.

Uma vez que fica submetido ao tempo e a intempéries, o cabeamento CC deve ser

específico para aplicações de energia solar fotovoltaica, resistente também à radiação

ultravioleta. O dimensionamento de condutores deve atender aos critérios de capacidade de

condução de corrente e de queda de tensão admissível (ABNT, 2004). Pelo critério de

capacidade de condução de corrente, os condutores devem satisfazer à Equação 5.5, sendo

Iprojeto a corrente considerada de projeto, Icircuito a corrente calculada do circuito, IZ a

capacidade de condução de corrente do condutor, FCT o fator de correção por temperatura e

FCNC o fator de correção por número de circuitos. Deve ser considerado no critério de

capacidade de corrente o método de instalação.

Pelo critério de queda de tensão admissível, os condutores devem satisfazer à

Equação 5.6, sendo ρ a resistividade do cobre, d o comprimento do circuito de corrente

contínua, I a corrente máxima que passa pelo condutor e ΔV a queda de tensão em V tolerada

no cabeamento.

𝐼𝑝𝑟𝑜𝑗𝑒𝑡𝑜 =𝐼𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜

(𝐹𝐶𝑇𝑥𝐹𝐶𝑁𝐶 )< 𝐼𝑍 (5.5)

𝑆 𝑚𝑚2 =𝜌 .𝑑 .𝐼

ΔV (5.6)

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5.2 CONSIDERAÇÕES DE PROTEÇÃO EM SFCR

Os requisitos para conexão de micro ou minigeradores à rede de distribuição podem

ser visualizados na Tabela 5.2 (ANEEL, 2012). As funções de proteção exigidas são

normalmente desempenhadas pelos inversores, com destaque para a proteção anti-ilhamento,

que deve cessar o fornecimento de energia à rede por meio da abertura do elemento de

desconexão da GD em até 2 segundos em caso de perda da rede (CELG, 2014).

Tabela 5.2 Requisitos mínimos do ponto de conexão da micro e minigeração distribuída.

Fonte: PRODIST Módulo 3 (ANEEL, 2012).

O dimensionamento dos fusíveis e disjuntores para proteção a sobrecorrente deve

satisfazer à Equação 5.7, ou seja, a corrente IN nominal do dispositivo de proteção deve ser

maior que a corrente de projeto do circuito IB e menor ou igual à capacidade de condução de

corrente do condutor. No caso do circuito que contém o SFCR, a corrente de projeto é igual à

máxima Imp estimada nas simulações. Para o SFCR similado, tratam-se dos valores de Imp

máximos apresentados na Tabela 5.1.

𝐼𝐵 < 𝐼𝑁 ≤ 𝐼𝑍 (5.7)

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É uma exigência das concessionárias o uso de dispositivo de proteção contra surtos

DPS tanto do lado CC quanto do lado CA dos inversores, como foi apresentado nos

diagramas dos subsistemas simulados. Uma vez que o inversor é o componente mais sensível

de um SFCR, as proteções do lado CC e CA e dispositivos de seccionamento para cada parte

do circuito para eventuais manutenções devem operar corretamente.

Aplica-se a instalações com micro ou minigeradores também a proteção contra

descargas atmosféricas. O sistema de proteção contra descargas atmosféricas (SPDA) deve

proteger a área onde o gerador fotovoltaico está instalado e a estrutura de abrigo dos

dispositivos de condicionamento de potência. Os módulos, assim como o inversor e os DPS

devem ser aterrados, como é apresentado nos diagramas das Figuras 48 e 49. A forma como

se dimensiona o SPDA está fora de escopo deste trabalho e não requer ser descrito.

5.3 CONSIDERAÇÕES DE QUALIDADE DA ENERGIA

Com a finalidade de contextualizar critérios e requisitos de inserção de uma fonte

de energia elétrica nos sistemas de distribuição, são abordados em caráter informativo os

critérios de qualidade que os inversores solares devem ser capazes de atender para se

conectarem a rede. O inversor deve ser capaz de atender a estes critérios e de interromper o

fornecimento caso os mesmos não sejam atendidos, são eles:

5.3.1 Tensão em Regime Permanente

O inversor deve permanecer conectado à rede quando a tensão da rede está nos

limites dispostos na Tabela 5.3 (CELG, 2014), caso contrário o SFCR deve interromper o

fornecimento de energia à rede. Este requisito se faz necessário para sistemas monofásicos,

bifásicos ou trifásicos. Além disso, é recomendável que o valor de queda de tensão verificado

entre o ponto de instalação do sistema de GD e o padrão de entrada da unidade consumidora

não exceda 3%.

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Tabela 5.3 Faixa de tensão de operação CA em regime permanente admissível de um SFCR.

Fonte: Elaboração própria.

Tensão no ponto de

conexão comum

Tempo máximo de

desligamento

V < 80% 0,4 s

80% ≤ V ≤ 110% Regime de Operação

110% < V 0,2 s

5.3.2 Fator de Potência

Quando o SFCR está injetando potência ativa superior a 20% da potência nominal

do gerador ele deve ser capaz de operar dentro das seguintes faixas de fator de potência (FP)

(CELG, 2014). O sistema deve atingir estes limites em até 10 segundos.

Sistemas com potência nominal menor ou igual a 3 kW: FP igual a 1 com tolerância

de trabalhar na faixa de 0,98 indutivo até 0,98 capacitivo;

Sistemas com potência nominal maior que 3 kW e menor ou igual a 6 kW: FP

ajustável de 0,95 indutivo até 0,95 capacitivo;

Sistemas com potência nominal maior que 6 kW: FP ajustável de 0,9 indutivo até 0,9

capacitivo.

5.3.3 Injeção de Componente CC

O SFCR deve parar de fornecer energia à rede também quando a injeção de

componente CC na rede for superior a 0,5% da corrente nominal do SFCR, no tempo máximo

de 1 s.

5.3.4 Distorção harmônica

Uma vez que se trata de um equipamento de condicionamento de potência, o

inversor solar pode produzir elevados níveis de distorção harmônica da corrente, entretanto a

distorção harmônica total de corrente deve ser inferior a 5% na potência nominal do SFCR.

Além disso, cada harmônico de corrente individual deve ser limitado aos valores apresentados

na Tabela 5.4.

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Tabela 5.4 Limites de distorção harmônica de corrente aplicáveis a SFCR.

Fonte: Elaboração própria.

Harmônicos Ímpares Limite de Distorção

3ª a 9ª < 4,0%

11ª a 15ª < 2,0%

17ª a 21ª < 1,5%

23ª a 33ª < 0,6%

Harmônicos Pares Limite de Distorção

2ª a 8ª < 1,0%

10ª a 32ª < 0,5%

5.3.5 Faixa operacional de frequência

A normativa da concessionária local estabelece quanto à freqüência de operação

que o inversor deve cessar o fornecimento de energia à rede na ocasião desta assumir valores

abaixo de 57,5 Hz e acima de 62 Hz em um tempo de até 0,2 s e somente deve voltar a operar

quando a freqüência atingir a faixa de 59,9 Hz para variação de freqüência abaixo da nominal

e 60,1 Hz para variação de freqüência acima da nominal.

Quando a freqüência da rede ultrapassar 60,5 Hz e permanecer abaixo de 62 Hz, o

SFCR deve reduzir a potência ativa injetada na rede de acordo com a Equação 5.8, sendo ΔP

a variação da potência ativa injetada em relação à potência ativa injetada no momento em que

a freqüência excede 60,5 Hz, frede a freqüência da rede, fnominal a freqüência nominal da rede e

R a taxa de redução desejada da potência ativa injetada (em %/Hz), ajustada em -40%/Hz.

ΔP = frede − fnominal + 0,5 R (5.8)

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6 CONCLUSÕES

Este estudo se propôs a avaliar o Fator de Dimensionamento do Inversor aplicado a

Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede integrados a construções em Goiás a partir da

premissa de que a análise desta variável é particular para cada localidade e no pequeno

número de estudos específicos relacionados ao tema na literatura, justifica-se a análise aqui

abordada.

Critérios técnicos e econômicos estão relacionados à análise do FDI, uma vez que

seu estudo se justifica pelo potencial de aprimoramento de indicadores financeiros de SFCR

do ponto de vista de investimento. Entretanto várias considerações técnicas devem ser

observadas para permitirem uma conexão segura de micro ou minigerador em unidades

consumidoras do sistema de distribuição.

Uma revisão da literatura permitiu levantar os fatores relacionados a geração de

energia por SFCR que influenciam a análise do FDI e permitiu levantar também as diferentes

metodologias de orientação do FDI. Dentre os fatores que influenciam o FDI destacam-se:

tecnologia do módulo do gerador, característica Irradiância e Temperatura local e curva de

eficiência do inversor.

Um modelo foi adotado para simular SFCRs, desde a estimativa da Irradiância

incidente no plano dos módulos a partir de uma base de dados de doze anos de medições

locais de Irradiação global horizontal e temperatura, até a estimativa de potência de saída do

gerador e do inversor solar. As diferentes variáveis utilizadas na literatura para orientação de

dimensionamento de SFCR puderam ser analisadas e a partir dos resultados, concluiu-se que

o método de limite de perdas por limitação de potência no inversor corresponda à melhor

proposta para orientação do FDI, uma vez que considera que o sobredimensionamento do

inversor resulta em melhores indicadores financeiros mas que a submissão do equipamento a

longos períodos de sobrecarga pode acarretar em perdas adicionais por sobreaquecimento,

podendo estas reduzir a vida útil do mesmo.

As análises da base de dados e da simulação do sistema permitiram observar a

importância de análises de SFCR considerando longos períodos, inclusive do ponto de vista

de dimensionamento, uma vez que perdas por limitação de potência variam para cada ciclo

anual. Uma comparação com base de dados com distribuição horária sintética da Irradiação

resultou em estimativas mais elevadas nas faixas de Irradiância acima de 900 W/m² para a

mesma em relação as medições locais.

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Uma faixa de FDI variando de 0,54 a 0,77 foi obtida considerando variações de

inclinação de 0 a 90° e de ângulo azimutal de -90 a +90°. Este ajuste de potência relativa

gerador-inversor resultou em possível ganho da ordem de 10% nos indicadores financeiros

analisados (VPL, TIR e custo da energia produzida). A análise financeira demonstra ainda

que os SFCR já apresentam potencial competitivo do ponto de vista de investimento, por

ofertarem boas taxas de retorno aliadas ao baixo risco do investimento em SFCR.

Sugestões de trabalhos futuros:

Estudo dos impactos no valor do FDI considerando as perdas por limitação de

temperatura;

Análise financeira considerando a isenção da CPMF para sistemas de microgeração;

Impacto das regiões de sombreamento na análise do FDI;

Análise do FDI pela comparação simulação – monitoramento real;

Estudo do comportamento das perdas específicas de cada fenômeno em SFCR no

Brasil;

Estudo do potencial da inserção de SFCR na matriz energética do ponto de vista de

planejamento da expansão do Sistema Interligado;

Estudo do FDI em sistemas híbridos (conectados à rede com possibilidade de operação

ilhada para fornecimento da unidade consumidora);

Análise do FDI para aplicações que o inversor opere como elemento compensador

harmônico/reativo em períodos de baixa irradiância solar;

Análise do FDI considerando o fator de potência do inversor;

Análise do FDI com bases de dados com tempos de integração de 1 minuto.

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