dimensionamento de um sistema fotovoltaico para atender uma ...

RODRIGO GUEDES DA SILVA

DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMAFOTOVOLTAICO PARA ATENDER UMA

DEMANDA DE ILUMINAÇÃO

LONDRINA–PR

2014




Trabalho de Conclusão de Curso apresentadoao curso de Bacharelado em Engenharia Elé-trica pela Universidade Estadual de Londrina,como requisito inicial para obtenção do títulode Bacharel em Engenharia Elétrica.

Orientador: Prof Me. Jose Fernando MangiliJúniorCoorientador: Prof𝑎 Me. Juliani Chico Piai

LONDRINA–PR

2014

Rodrigo Guedes da SilvaDimensionamento de um Sistema Fotovoltaico para Atender uma Demanda de

Iluminação/ Rodrigo Guedes da Silva. – Londrina–PR, 2014-103 p. : il. (algumas color.) ; 30 cm.

Orientador: Prof Me. Jose Fernando Mangili Júnior

– Universidade Estadual de Londrina, 2014.

1. Energia Fotovoltaica. 2. Luminotécnica. I. Prof Me. Jose Fernando MangiliJúnior. II. Universidade Estadual de Londrina. III. Universidade de EngenhariaElétrica. IV. Dimensionamento de um Sistema Fotovoltaico para Atender umaDemanda de Iluminação




Trabalho de Conclusão de Curso apresentadoao curso de Bacharelado em Engenharia Elé-trica pela Universidade Estadual de Londrina,como requisito inicial para obtenção do títulode Bacharel em Engenharia Elétrica.

BANCA EXAMINADORA

Prof Me. Jose Fernando Mangili JúniorUniversidade Estadual de Londrina

Orientador

Prof𝑎 Me. Juliani Chico PiaiUniversidade Estadual de Londrina

Prof𝑎 Dra. Silvia Galvão de Souza CervantesUniversidade Estadual de Londrina

Londrina–PR, 05 de novembrode 2014

LONDRINA–PR2014

AGRADECIMENTOS

Agradeço primeiramente a Deus, por ter me fortalecido e sustentado durante todoeste tempo na Universidade e mesmo em meio à dificuldades nunca me deixou esmorecer ,desanimar ou até mesmo desistir.

A Universidade Estadual de Londrina, em especial ao corpo docente do Departa-mento de Engenharia Elétrica, que propiciaram meu desenvolvimento pessoal e profissionale me ajudaram a ser coroado com o título de ENGENHEIRO ELETRICISTA.

Ao meu orientador, professor Jose Fernando Mangili Júnior e à minha co-orientadoraprofessora Juliani Chico Piai, pela paciência, auxílio e por todas as correções e incentivosrealizados durante o desenvolvimento do trabalho.

Gratificar a professora Silvia Galvão de Souza Cervantes, por ter aceitado fazerparte da minha banca e por participar deste processo de finalização de curso.

Gostaria de recompensar os amigos Alexadre Akira Kida, Barbara Sfeir, AndréNavarro Modesto e o técnico Luis Mathias, pelo auxílio no trabalho. Este não seria possívelsem a colaboração de vocês.

Agradeço a minha família, em especial ao meu irmão Rafael Guedes da Silva e aminha mãe Juraci Bezerra Guedes, que durante todo este tempo tem me propiciado estudarem tempo integral e tem me dado totais condições de estudos sem maiores preocupações esempre me apoiou durante esta caminhada.

Agradecer também a minha namorada, Fernanda Rahal de Figueiredo, que sempreesteve ao meu lado em todos os momentos me auxiliando e muita vezes ouvindo minhasdificuldades durante este período.

E finalmente, agradecer a todos os amigos que fizeram parte desta conquista, desdeos amigos mais antigos aos mais novos, mas não menos importantes. Enfim, a todos quesempre estiveram comigo me auxiliando e me ajudando.

Nunca esquecerei das amizades verdadeiras que fiz na UEL. Queria agradecerem especial, aos amigos que estão comigo nesta reta final da Universidade e por todasmadrugadas de estudo, tempos de convivência e camaradagem. Dentre estes posso citar:Stellio Sperandio, Gabriel Chapecó, Rubens Galante, Fernando Arai, Karina Yamashita,Leonardo Mendes, Hugo Murakami e Rodrigo Bonacin.

DA SILVA, R.G.. Dimensionamento de um Sistema Fotovoltaico paraAtender uma Demanda de Iluminação. 103 p. Trabalho de Conclusãode Curso (Graduação). Bacharelado em Engenharia Elétrica – UniversidadeEstadual de Londrina, 2014.

RESUMO

A Crise energética é um termo que esta em evidência, desde 1986, no Brasil e é cada vezmais notório que o país necessita diversificar a sua matriz, principalmente quando se pensaem geração de energia elétrica. O sistema de geração tem como pilar as hidroelétricas,estas dependem de chuvas para manter os reservatórios em níveis adequados, tornando-omuito sensível. A partir dessa análise, propõe-se o estudo do uso de células fotovoltaicas,que convertem a energia solar em elétrica, como uma alternativa na diversificação damatriz energética. O estudo concentra seu esforço no uso de tal energia para alimentar ailuminação de um ambiente com uma demanda considerável de iluminação, verificando seé possível torna-lo autossuficiente. Alternativas de lâmpadas também foram avaliadas paratornar o sistema mais eficiente. E além disto, foi projetado um sistema fotovoltaico paraatender uma carga de 13kW e foi analisado se seria vantajoso do ponto de vista econômico.

Palavras-chave: Eficiência Energética. Luminotécnica. Retrofit. Sistemas Co-nectados à Rede Elétrica.

DA SILVA, R.G.. Sizing a Photovoltaic System to Meet a Demandfor Lighting. 103 p. Final Project (Undergraduation). Bachelor of Science inElectrical Engineering – State University of Londrina, 2014.

ABSTRACT

The Energy Crisis is a term in evidence, since 1986, in Brazil and is notorious that thecountry needs to diversify the energy matrix, especially when we think in electrical energygeneration. The generation system has the hydroelectric as pillar and they depend on rainsto maintain the water reservoirs in an appropriate level, making it very sensitive. Throughthis analysis, it is proposed the study of photovoltaic cells, which convert the solar energyinto electricity, as an alternative to the diversification in the energy matrix. The studyfocus on the use of such energy to power the illumination of an environment of substantiallight demand, verifying if it is possible to make it self-sufficient. Different lamps will alsobe evaluated to make the system more efficient.Also designed a photovoltaic system tomeet a load of 13KW and analyzed whether it would be advantageous from an economicstandpoint.

Keywords: Energy efficiency. Lightning. Retrofit.Systems connected do theenergy grid.

LISTA DE ILUSTRAÇÕES

Figura 1 – Bandas de energia entre os materiais. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18Figura 2 – Célula Fotovoltaica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19Figura 3 – Célula de Silício Monocristalino. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20Figura 4 – Célula de Silício Policristalino. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21Figura 5 – Célula de Silício Filme Fino de Silício Amorfo. . . . . . . . . . . . . . . 21Figura 6 – Curva Caracteristica IxV, Células Conectadas em Série. . . . . . . . . 22Figura 7 – Curva Caracteristica IxV, Células Conectadas em Paralelo. . . . . . . . 22Figura 8 – Parâmetros de Potência Máxima. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24Figura 9 – Influência da variação da irradiância na curva característica IxV de um

módulo fotovoltaico de silício cristalino. . . . . . . . . . . . . . . . . . 24Figura 10 – Influência da variação da temperatura na curva característica IxV de

um módulo fotovoltaico de silício cristalino. . . . . . . . . . . . . . . . 25Figura 11 – Modelo Geral de um Sistema Fotovoltaico Isolado. . . . . . . . . . . . 26Figura 12 – Modelo Geral de um Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica. . 27Figura 13 – Modelo Geral de um Sistema Fotovoltaico Híbrido. . . . . . . . . . . . 27Figura 14 – Controlador de Tensão em Série com LVD Opcional. . . . . . . . . . . 31Figura 15 – Controlador de Tensão em Paralelo com LVD Opcional. . . . . . . . . . 31Figura 16 – Formas de Ondas Típicas dos Inversores Monofásicos. . . . . . . . . . . 33Figura 17 – Departamento de Engenharia Elétrica (DEEL). . . . . . . . . . . . . . 35Figura 18 – Campo de trabalho retangular, iluminado com fontes de luz em padrão

regular, simetricamente espaçadas em duas ou mais fileiras. . . . . . . . 36Figura 19 – Definição das alturas para cálculo do K. . . . . . . . . . . . . . . . . . 39Figura 20 – Recomendação quanto à distribuição de luminárias. . . . . . . . . . . . 41Figura 21 – Tela de Ínicio do Projeto Fotovoltaico Conectado à Rede. . . . . . . . . 42Figura 22 – Piso Inferior Departamento de Engenharia Elétrica. . . . . . . . . . . . 46Figura 23 – Piso Superior Departamento de Engenharia Elétrica. . . . . . . . . . . 47Figura 24 – Luminária FS-840 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51Figura 25 – CDL e Tabela para obtenção do Fator de Utilização da Luminária FS-840 52Figura 26 – Descrição da característica do reator eletrônico. . . . . . . . . . . . . . 53Figura 27 – Papel do Reator Eletromagnético de Partida Rápida. . . . . . . . . . . 53Figura 28 – Reator Eletromagnético de Partida Rápida Intral. . . . . . . . . . . . . 54Figura 29 – Comparativo rendimento das luminárias com diferentes modelos de

lâmpadas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58Figura 30 – Lâmpada T5 HE ES Lumilux 13W/840. . . . . . . . . . . . . . . . . . 59Figura 31 – Reator Quicktronic-FIT 5 2x14-35. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59Figura 32 – Luminária Lumicenter FAC06-S414 para T5 - 4x13W. . . . . . . . . . . 60

Figura 33 – Curva de Distribuição Luminosa e Tabela para obtenção do Fator deUtilização da Luminária FAC06-S414 para T5 - 4x13W. . . . . . . . . 61

Figura 34 – Módulo Fotovoltaico YL250P 29b - 250Wp. . . . . . . . . . . . . . . . 64Figura 35 – Inversor On-Grid Fronius IG Plus 70V-1 - 6.500W . . . . . . . . . . . . 65Figura 36 – Dimensionamento da quantidade de módulos fotovoltaicos - Software

PVsyst R○. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68Figura 37 – Disposição dos módulos fotovoltaicos - Software PVsyst R○. . . . . . . . 69Figura 38 – Produção Normalizada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69Figura 39 – Rendimento Global do Sistema (PR). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70Figura 40 – Distribuição Probabilidade da Produção de Energia Durante o Ano. . . 72Figura 41 – Diagrama Unifilar do Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede. . . . . . 73Figura 42 – Comparativo entre os gastos por hora dos dois sistemas de iluminação. 77Figura 43 – Planta das Luminárias DEEL - piso inferior. . . . . . . . . . . . . . . . 88Figura 44 – Planta das Luminárias DEEL - piso superior. . . . . . . . . . . . . . . 89Figura 45 – Relatório do PVsystem R○, página 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90Figura 46 – Relatório do PVsystem R○, página 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91Figura 47 – Relatório do PVsystem R○, página 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92Figura 48 – Relatório do PVsystem R○, página 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93Figura 49 – Relatório do PVsystem R○, página 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94Figura 50 – Inversores pré-aprovados na Copel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101Figura 51 – Diagrama Unifilar da ligação com à rede em Baixa Tensão. . . . . . . . 102Figura 52 – Ajustes 81U/O, 27 e 59 no ponto de conexão. . . . . . . . . . . . . . . 103

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 – Fator de Utilização. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40Tabela 2 – Fator de Manutenção. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41Tabela 3 – Dados Comuns dos Ambientes do Edifício. . . . . . . . . . . . . . . . . 48Tabela 4 – Classificação de Ambientes - Laboratório. . . . . . . . . . . . . . . . . 49Tabela 5 – Classificação de Ambientes - Escritório. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49Tabela 6 – Classificação de Ambientes - Depósitos. . . . . . . . . . . . . . . . . . 49Tabela 7 – Classificação de Ambientes - Corredores. . . . . . . . . . . . . . . . . . 50Tabela 8 – Iluminância Média Salas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50Tabela 9 – Descrição da lâmpada FX-40SD. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52Tabela 10 – Levantamento da Quantidade de Dispositivos do Sistema de Iluminação

Atual. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55Tabela 11 – Resultados Método dos Lúmens, com Aumento de Carga para Atender

a Norma. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56Tabela 12 – Levantamento da Quantidade de Dispositivos do Sistema de Iluminação

Redimensionado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57Tabela 13 – Quantidade Total - Dispositivos do Sistema de Iluminação Redimensio-

nado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58Tabela 14 – Resultados Método dos Lúmens para o Retrofit Lâmpada T5. . . . . . 62Tabela 15 – Levantamento da Quantidade de Dispositivos do Sistema de Iluminação

T5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63Tabela 16 – Quantidade Total - Dispositivos do Sistema de Iluminação T5. . . . . . 63Tabela 17 – Resumo dos Resultados dos 3 Sistemas Avaliados. . . . . . . . . . . . . 64Tabela 18 – Parâmetros Elétricos e Térmicos do Módulo YL250P. . . . . . . . . . 65Tabela 19 – Características Elétricas do Inversor Fronius IG Plus 70V-1. . . . . . . 66Tabela 20 – Características Elétricas do Inversor Fronius IG Plus 70V-1. . . . . . . 66Tabela 21 – Valores Usuais para Albedo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67Tabela 22 – Balanços e Resultados Principais. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71Tabela 23 – Valores Dispositivos de Iluminação Sistema Atual. . . . . . . . . . . . . 76Tabela 24 – Valores Dispositivos de Iluminação Retrofit. . . . . . . . . . . . . . . . 77Tabela 25 – Potência total dos sistemas de iluminação com lâmpadas fluorescentes. 96Tabela 26 – Tempo Máximo para Desligamento para Sub ou Sobretensão. . . . . . 99Tabela 27 – Tempo Máximo para Desligamento para Sub ou Sobrefrequência. . . . 99Tabela 28 – Tempo Máximo para Desligamento quando a corrente residual for maior

que 30mA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas

ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica

BEN - Balanço Energético Nacional

CA - Corrente Alternada

CC - Corrente Contínua

CRESESB - Centro de Referência de Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito

COPEL - Companhia Paranaense de Energia

DEEL - Departamento de Engenharia Elétrica

FC - Fator de Capacidade

FV - Fotovoltaico

IEC - Comissão Internacional de Eletrônica

IRC - Índice de Reprodução de Cor

LRV - Tensão de Reconexão da Carga

LVD - Tensão de Desconexão da Carga

MPPT - Rastreamento de Ponto de Potência Máxima

NBR - Norma Brasileira de Regulamentadora

NTC - Norma Técnica da COPEL

ONUDI - Observatório de Energias Renováveis para a America Latina e o Caribe

PRD - Período do Retorno Descontado

PRODIST -Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema ElétricoNacional

PRS - Período do Retorno Simples

Ra - Reprodução de Cor Mínima

SFCR - Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede

UEL - Universidade Estadual de Londrina

UGR - Índice de Ofuscamento Unificado

Wp - Potência de Pico

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141.1 Contextualização . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141.2 Objetivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161.2.1 Objetivos Gerais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161.2.2 Objetivos Específicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA . . . . . . . . . . . . . . . . . 172.1 Efeito Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172.1.1 Breve Histórico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172.1.2 Princípio de funcionamento da célula fotovoltaica . . . . . . . . 182.1.3 Tipos de Células Fotovoltaicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202.1.4 Módulos Fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222.1.4.1 Características Elétricas dos Módulos Fotovoltaicos . . . . . . . . . . . 23

2.1.5 Tipos de Sistemas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 252.1.5.1 Sistemas Isolados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

2.1.5.2 Sistemas Conectados à Rede . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

2.1.5.3 Sistemas Híbridos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

2.1.6 Baterias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 282.1.6.1 Características para Utilização em Sistemas Fotovoltaicos . . . . . . . . 28

2.1.6.2 Bateria de Chumbo-Ácido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

2.1.6.3 Bateria de Níquel–Cádmio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

2.1.7 Controladores de Carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 302.1.7.1 Controladores em Série . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

2.1.7.2 Controladores em Paralelo(Shunt) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

2.1.7.3 Controladores com Rastreamento de Ponto de Potência Máxima (MPPT) 32

2.1.8 Inversores CC/CA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

3 METODOLOGIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 343.1 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 343.2 Método . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 343.3 Local de Estudo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 343.4 Retrofit da Iluminação Atual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 373.4.1 Cálculo Luminotécnico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 383.4.1.1 Cálculo do Índice do Recinto (𝐾) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

3.4.1.2 Definição dos Equipamentos para Cálculo . . . . . . . . . . . . . . . . 39

3.4.1.3 Determinação do Fator de Utilização (𝑈) . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

3.4.1.4 Determinação do Fator de Manutenção (𝐹𝑀) . . . . . . . . . . . . . . 40

3.4.1.5 Cálculo da Quantidade de Luminárias . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

3.5 Sistema Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 423.5.1 Dimensionamento dos Condutores . . . . . . . . . . . . . . . . . 433.6 Análise de Viabilidade dos Sistemas . . . . . . . . . . . . . . . . 433.6.1 Sistemas de Iluminação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 433.6.2 Sistema Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

4 RESULTADOS E DISCUSSÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . 464.1 Análise dos Ambientes Atuais de Iluminação . . . . . . . . . . . 464.1.1 Análise Referente à NBR-5410:2004 . . . . . . . . . . . . . . . . 474.1.2 Características Gerais dos Ambientes . . . . . . . . . . . . . . . 474.1.3 Divisão dos Ambientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 494.1.4 Levantamento de Cargas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 514.2 Redimensionamento do Sistema Atual para Atender a Ilumi-

nância Média . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 554.3 Proposta de Retrofit Utilizando Lâmpadas T5 . . . . . . . . . . 584.4 Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica . . . . . . . . 644.4.1 Utilizando PVsyst R○ para dimensionamento do Sistema Foto-

voltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 664.4.2 Ligação com à Rede . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 724.4.3 Dimensionento dos Condutores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 734.5 Análise de Viabilidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 764.5.1 Sistemas de Iluminação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 764.5.2 Análise Comparativa de Viabilidade dos Sistemas . . . . . . . 774.5.3 Sistema Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

5 CONCLUSÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

6 REFERÊNCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84

APÊNDICES 87

14

1 INTRODUÇÃO

1.1 Contextualização

A indústria tem se desenvolvido constantemente e cada vez mais são utilizadosprodutos elétricos para desempenhar tarefas e funções no cotidiano. Deste modo, houveum aumento em demanda de energia elétrica nos últimos anos, e quando este aumentonão é acompanhado por investimentos no setor de geração de energia e uso consciente, háuma grande possibilidade de ocorrer um déficit na disponibilidade de eletricidade.

Sabe-se que a maior parcela de geração de energia elétrica no Brasil é provenientede fontes hídricas. Mesmo sendo uma fonte renovável, a energia gerada pelas hidrelétricasnão pode gerar sua capacidade máxima de maneira permanente ou sustentável. A energiaproveniente destas fontes dependem das vazões dos rios, que variam de acordo com operíodo do ano.

Deste modo, em um ano seco e sem chuvas a tendência é que a produção de energiaseja inferior a um ano úmido. Resumindo, as hidroelétricas conseguem atender o consumomáximo em alguns períodos do ano, mas não necessariamente podem atender o consumode pico durante um ano de seca.

Além disto, há uma grande dificuldade em aumentar o sistema de geração atravésdesta fonte. Porque, mesmo que seja uma energia renovável a sua implantação é conturbada,apresentando imensos impactos ambientais e sociais, pois é necessário que uma grandeárea seja inundada na formação do reservatório de água e também provoca deslocamentode pessoas e animais.

O país necessita diversificar a sua matriz de geração de energia elétrica, que hoje épredominantemente hidráulica. Tem acontecido um aumento de geração de energia poroutras fontes, por exemplo, a biomassa e a eólica, que somadas representam 8,7% domontante total (BEN 2013). Porém, ainda é muito pouco se comparado com as energiasnão renováveis (10,7%) e com a fonte hidráulica (70,6%).

Segundo Zilles(2002), o sistema brasileiro é predominantemente centralizado, ouseja, há uma unidade geradora de energia que produz para uma área imensa e tem quetransmitir esta energia por linhões. Nesta transmissão, há muita perda de energia e nocaso das hidroelétricas.

Atualmente, o conceito de geração distribuída tem estado em pauta frequentemente.Neste modelo, a geração é realizada a partir de pequenas unidades e que costumam serinstalados em centros urbanos ou nas proximidades. A idéia desta distribuição é estar

Capítulo 1. Introdução 15

próxima a carga, podendo ser utilizada para suprir o autoconsumo industrial, comercial eresidencial, com ou sem produção de excedentes à rede (Zilles, 2002).

A geração distribuída vem sendo estudada e discutida como alternativa para aexpansão da produção de energia elétrica e por serem menores, causam impactos ambientaismenos relevantes. Porém, devem ser regulamentadas corretamente porque são unidadesgeradoras de energia e como todas tem seus riscos e além disto, podem gerar umaenergia de má qualidade se não forem corretamente dimensionadas e fora dos padrões dasdistribuidoras de energia (Zilles et al, 2002).

Uma alternativa para este conceito de energia renovável e por geração distribuídaé a energia fotovoltaica. No Brasil este recurso é abundante e não representa nem 1%da geração de energia elétrica. A produção desta energia consiste na conversão direta daradiação do sol em energia elétrica, utilizando o efeito fotovoltaico.

De acordo com Zilles (2002), outro ponto positivo é de que estes sistemas são derápida instalação e podem ocupar uma área para produção sem inviabilizá-la , uma vezque pode ser instalada em telhados de edificações. Esta característica evita o desperdíciode energia com a distribuição porque a carga estará próxima a unidade geradora.

Além disto, de acordo com o Balanço Energético Nacional (BEN 2013), sabemosque o consumo de eletricidade pelo setor residencial, comercial e público correspondem a44,1% do total consumido. Nos setores comerciais e públicos, o gasto com iluminação podechegar a 50%, por exemplo, em bancos, shoppings centers e escritórios, e assim, notamosque esta carga é relevante do ponto de vista econômico e que deve ser analisada.

Portanto, propõem-se o estudo do sistema distribuído fotovoltaico para geração deenergia elétrica para atender uma carga de iluminação e deste modo, estudar a eficiênciado sistema de iluminação e formas de diminuir o seu consumo de energia elétrica.

Capítulo 1. Introdução 16

1.2 Objetivo

1.2.1 Objetivos Gerais

Analisar a viabilidade de se utilizar células fotovoltaicas para alimentação dailuminação de um ambiente com uma carga relevante e estudar diferentes tipos de lâmpadas,de modo a se obter uma maior eficiência no sistema luminotécnico e consequentemente,diminuir a demanda de energia do edifício em estudo.

1.2.2 Objetivos Específicos

∙ Contextualizar o cenário energético nacional;

∙ Apresentar normas e conceitos de iluminação, painéis fotovoltaicos e do sistemasde potência envolvido;

∙ Realizar o projeto luminotécnico do local de estudo, com lâmpadas fluorescentes;

∙ Realizar o dimensionamento de um sistema fotovoltaico conectado à rede elétricapara alimentação do circuito de iluminação;

∙ Analisar os resultados obtidos;

17

2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA

2.1 Efeito Fotovoltaico

2.1.1 Breve Histórico

O efeito fotovoltaico foi descoberto por um físico experimental francês em 1839,Edmund Becquerel, ao observar que certos materiais, ao serem expostos à luz, eram capazesde produzir corrente elétrica, cujo valor dependia da intensidade de luz incidente. Noentanto, somente em 1954 foi produzida a primeira célula fotovoltaica com uma eficiênciade conversão aceitável (Chapin,1954,célula 6%). Nos anos 1950-70 iniciaram-se pesquisasintensivas nesta área, especialmente para aplicações espaciais, onde este era visto como omeio mais adequado em custo e massa para fornecer energia durante longos períodos depermanência no espaço(ONUDI,2014).

A partir dos anos 70, motivada em parte pela primeira crise do petróleo, promoveu-sea tentativa de diversificação das fontes energéticas e, fomentou-se a pesquisa e desenvolvi-mento da energia fotovoltaica. No entanto, na matriz energética brasileira, a representaçãoda energia produzida por fontes fotovoltaicas é quase nula, visto que somente 11007kW sãoprovenientes de tal fonte, sendo 137.536.836 kW a produção total de energia no Brasil.(BEN2013)

E durante os anos seguintes, foram buscadas várias alternativas energéticas parauma menor dependência do petróleo e foram realizados diversos estudos nestas áreas.

A partir disto e frente as atuais necessidades do sistema energético brasileiro, aenergia fotovoltaica surge como uma grande oportunidade para incrementar a capacidadeenergética do país.

No ano 2000, foi desenvolvido pela Universidade Federal de Pernambuco o AtlasSolarimétrico do Brasil, apresentando uma estimativa da radiação solar incidente no país.Tal mapa, indica que os maiores índices de radiação são observados na região Nordeste,com destaque para o Vale do São Francisco. No entanto, é importante ressaltar que mesmoas regiões com menores índices de radiação apresentam grande potencial de aproveitamentoenergético.

Contudo, o presente trabalho visa apresentar um estudo detalhado de painéisfotovoltaicos para suprimento de energia no Departamento de Engenharia Elétrica daUniversidade Estadual de Londrina-PR, Brasil.

Capítulo 2. Fundamentação Teórica 18

2.1.2 Princípio de funcionamento da célula fotovoltaica

O efeito fotovoltaico é o surgimento de corrente elétrica, em um material semicon-dutor quando é exposto à luz visível, porém sem que haja armazenamento desta correntenas células. Mas para que seja entendido este fenômeno, devemos conhecer o modeloatômico dos materiais empregados na fabricação das células fotovoltaicas para que sejacompreendido como acontece este fenômeno.

Materiais Semicondutores

Na produção das células são utilizados materiais semicondutores, que apresentamcaracterísticas intermediárias entre condutores e isolantes, para condução de eletricidade.Nos materiais existem três tipos diferentes de bandas, que são: banda de valência, bandaproibida e banda de condução, Figura 1.

Conforme a temperatura é aumentada, alguns elétrons recebem energia suficientepara superar a banda proibida e passam da banda de valência para a banda de condução.

Nos materiais semicondutores para que um elétron atinja a zona de condução deveser fornecida uma energia na ordem de 1eV, enquanto para que isto ocorra nos materiaisisolantes é necessária uma energia muito maior. Nos materiais condutores não existe ogap, assim, banda de condução e banda de valencia se sobrepõem, permitindo a existênciade elétrons livres.(CRESESB,2006)

Figura 1 – Bandas de energia entre os materiais.

Fonte: Santos 2013

As células fotovoltaicas são em sua maioria fabricadas utilizando o silício(Si), porqueeste tem grande disponibilidade na natureza e um melhor rendimento em comparação coma maioria dos materiais semicondutores para estes fins.


Porém, o cristal de silício puro não possui elétrons livres, porque, seu átomo temquatro elétrons que se ligam a outro átomo do mesmo elemento formando uma redecristalina, com oito elétrons na camada de valência, fazendo desta estrutura uma mácondutora. Por isto é utilizada uma técnica chamada de dopagem, onde são inseridosoutros elementos com o objetivo de aumentar a condutividade do material.

Essas dopagens podem ser do tipo N ou P. Se for do tipo N, é adicionado ao Silícioum elemento com cinco elétrons na camada de valência. Desta forma, haverá um elétronem excesso. E se for do tipo P, é introduzido um elemento com três elétrons, existindoa necessidade de se conseguir mais um elétron para que o átomo seja estável, surgindoassim, uma lacuna.

A célula fotovoltaica é formada por uma junção P-N, são intercalados dois semicon-dutores separados, um do tipo N e outro do tipo P. Ambos os materiais são eletricamenteneutros quando estão separados, o silício tipo-n tem elétrons em excesso e o tipo-p temlacunas em excesso. Mas com a união destes, os elétrons em excesso do tipo-n fluem parao semicondutor do tipo-p, e os elétrons que deixaram o tipo-n criam então lacunas nomesmo. Pelo fluxo de elétrons e lacunas, os dois semicondutores agem como uma bateria ecriam um campo elétrico na junção P-N.

Figura 2 – Célula Fotovoltaica.

Fonte: Pinho e Zilles 2011

De acordo com Chan (2012), o efeito fotovoltaico acontece da seguinte maneira,a luz solar contém fótons, que possuem grande quantidade de energia em diferentescomprimentos de onda do espectro solar e quando estes são absorvidos pelas células ecolidem com o material do tipo N, transfere-se a energia dos fótons para um elétron doátomo da célula, sendo que esta se comporta como um semicondutor.

Na sequência, o elétron deixa sua posição inicial, criando uma “lacuna” para queoutro elétron ocupe, gerando um campo elétrico na junção P-N e, consequentemente,


tem-se uma diferença de potencial (DDP), a qual permite que haja corrente elétrica paraalimentar uma carga externa,Figura 2.

2.1.3 Tipos de Células Fotovoltaicas

As células fotovoltaicas de silício são classificadas de acordo com sua estruturamolecular, podendo ser de silício monocristalino, policristalino ou amorfo.

As células de silício monocristalino (c-Si), Figura 3, são as mais utilizadas nomercado no aspecto comercial, aproximadamente 80% em 2002 (Maycock,2003) e seconsolidou no mercado fotovoltaico por sua extrema robustez e confiabilidade, apesar deseu custo de produção ainda ser elevado. Mas, segue sendo o líder dentre as tecnologiasfotovoltaicas para aplicações terrestres, em qualquer escala, principalmente porque nosprincipais mercados mundiais (Japão e Alemanha) não existem áreas extensas que possamser ocupadas por um arranjo fotovoltaico exigindo, uma tecnologia fotovoltaica queapresente uma maior eficiência de conversão.(Rüther,2004).

Figura 3 – Célula de Silício Monocristalino.

Fonte: Universidade Internacional de Andalucia (UNIA) 2014

As células de silício policristalino, Figura 4, são compostas por um numero elevadode pequenos cristais o que provoca descontinuidade na estrutura molecular, tendo umamaior dificuldade de movimento de elétrons se comparada as células anteriores, obtendoassim, uma eficiência menor de aproximadamente 12,5%(CRESESB,2006). Porém, estassão mais baratas por terem um controle de qualidade menos rígido na fabricação e sãointeressantes do ponto de vista econômico por alcançarem uma eficiência próxima a dasmonocristalinas.


Figura 4 – Célula de Silício Policristalino.

Fonte: CRESESB 2006

O silício amorfo, Figura 5, se enquadra na categoria células de filmes finos, o objetivogeral é obter uma técnica através da qual seja possível produzir células fotovoltaicasconfiáveis, utilizando pouco material semicondutor, obtido de forma passível de produçãoem larga escala, resultando em custo mais baixo do produto e consequentemente da energiagerada (CRESESB 2006).

Estes estudos tem se dirigido a diferentes materiais semicondutores e técnicas dedeposição destes em camadas finas com espessura de poucos mícrons. E por este motivo,tem sido bastante utilizadas em aplicações arquitêtonicas, por apresentarem uma aparênciaestética mais atraente (CRESESB 2006).

No entanto, este tipo de células apresenta baixa eficiência de conversão comparadacom as demais e são afetadas por degradação logo nos primeiros meses de operação,reduzindo a eficiência ao longo da vida útil. Entre os materiais mais estudados estão osilício amorfo hidrogenado (a-Si:H), o disseleneto de cobre e índio (CIS) e o telureto decádmio (CdTe)(Ruther 2004).

Figura 5 – Célula de Silício Filme Fino de Silício Amorfo.

Fonte: Ruther 2004


2.1.4 Módulos Fotovoltaicos

O módulo fotovoltaico é formado pela união de várias células fotovoltaicas, normal-mente 33 ou 36, e nestes agrupamentos são combinados elementos em série e/ou paralelo demodo que se obtenha a tensão e corrente desejada para o sistema.(Manual de Engenhariapara Sistemas Fotovoltaicos 2004)

Quando a conexão das células é feita em série, Figura 6, a corrente resultantepermanece a mesma, porém a tensão resultante será a somatória das tensões de cada célulapresente na associação, como pode ser visto abaixo.

Figura 6 – Curva Caracteristica IxV, Células Conectadas em Série.

Fonte: Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos 2004

Na associação em paralelo, Figura 7, ocorre que a tensão resultante permanece amesma, enquanto que a corrente resultante será o somatório de cada corrente individualdas células, havendo assim um incremento na corrente total (Manual de Engenharia paraSistemas Fotovoltaicos 2004).

Figura 7 – Curva Caracteristica IxV, Células Conectadas em Paralelo.

Fonte: Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos 2004


2.1.4.1 Características Elétricas dos Módulos Fotovoltaicos

Segundo o CRESESB (2006), os módulos geralmente são especificados pela potênciade pico (𝑊𝑝), cujos parâmetros são obtidos considerando a Condição Padrão de Testes (STC- Standard Test Conditions), definida pela norma IEC 61215 (International ElectrotechnicalCommission): radiação solar de 1 𝑘𝑊/𝑚2, temperatura de célula 25 𝑜C e Massa de Ar 1,5.No entanto, determinados locais podem apresentar condições distintas das apresentadas.Por isto, é importante que outros parâmetros que caracterizam os módulos sejam observadosna escolha de um módulo fotovoltaico, por exemplo:

∙ Tensão de Circuito Aberto (𝑉𝑂𝐶): É a máxima tensão do dispositivo sob condiçõesdeterminadas de iluminação e temperatura, correspondentes a uma corrente iguala zero, ou seja, quando não existe carga conectada ao circuito;

∙ Corrente de Curto Circuito (𝐼𝑆𝐶): É a máxima corrente que o dispositivo poderáproduzir, com uma tensão nula entre os terminais do módulo;

∙ Potência Máxima (𝑃𝑀Á𝑋): Para cada ponto da curva característica VxI, o produtoda corrente pela tensão, definem a potência para aquela condição de operação.Então existe um ponto onde o resultado dessa multiplicação será máximo;

∙ Corrente no Ponto de Máxima Potência (𝐼𝑀Á𝑋): É o único valor de corrente onde𝑃𝑀𝐴𝑋 é obtida;

∙ Tensão no Ponto de Máxima Potência (𝑉𝑀Á𝑋): É o único valor de tensão onde𝑃𝑀𝐴𝑋 é obtida;

∙ Fator de Preenchimento ou Fill Factor (𝐹𝐹 ): É o valor correspondente aoquociente entre 𝑃𝑀𝐴𝑋 e o produto de 𝐼𝑆𝐶 𝑥 𝑉𝑂𝐶 . Fornece uma idéia de qualidadedo dispositivo fotovoltaico, sendo que este será melhor quanto maior for o fatorde preenchimento;

∙ Eficiência (𝜂): É o quociente entre a potencia que pode entregar a célula e apotência de radiação solar que incide sobre ela (𝑃𝐿), Equação 2.1.

𝜂 = 𝑃𝑚𝑎𝑥

𝑃𝐿

(2.1)

Com os parâmetros fornecidos pelo fabricante podemos compreender através dosgráficos que mostram como é o comportamento do módulo fotovoltaico, Figura 8, deacordo com algumas variáveis.


Figura 8 – Parâmetros de Potência Máxima.

Fonte: CRESESB 2006

Os principais fatores que afetam a curva característica IxV do gerador fotovoltaicoe consequentemente suas propriedades são a iluminação (irradiância) e a temperatura. Airradiância, (𝑊𝑚2),afeta principalmente a corrente enquanto que a temperatura afeta maisdestacadamente a tensão e a potência, Figura 9 e Figura 10.

Figura 9 – Influência da variação da irradiância na curva característica IxV de um módulofotovoltaico de silício cristalino.

Fonte: CRESESB 2006


Figura 10 – Influência da variação da temperatura na curva característica IxV de ummódulo fotovoltaico de silício cristalino.

Fonte: CRESESB 2006

2.1.5 Tipos de Sistemas

São classificados dependendo de como a energia gerada pelo sistema fotovoltaicoserá aplicada, podendo ser divididos em sistemas isolados, sistemas conectados à rede dedistribuição elétrica e sistemas hibrídos.

2.1.5.1 Sistemas Isolados

O sistema isolado ou autônomo, Figura 11, se caracteriza por não estar conectado àrede elétrica convencional. É utilizado como alternativa para alimentar cargas que operamem localidades remotas ou de difícil acesso, onde não ocorre o fornecimento de energiaelétrica através da rede de distribuição. Este sistema pode ser com acumulador de energiaou não, dependendo da necessidade e do fim que a carga será utilizada.

Os sistemas sem armazenamento de energia operam enquanto há presença do sol.Por este motivo, é interessante o uso de sistemas com acumuladores, porque nem sempre oconsumo da energia será feito no momento em que esta é produzida. E pode acontecer emalguns períodos, de acordo com o nível de insolação do dia e/ou época, de a quantidadede energia produzida no momento não ser suficiente para atender a demanda do sistema.


Figura 11 – Modelo Geral de um Sistema Fotovoltaico Isolado.

Fonte: Adaptado de Universidade Internacional de Andalucia (UNIA) 2014

Podemos notar que o sistema autonômo, de uma forma geral, é composto porpainéis solares, reguladores de carga, baterias e inversores.

2.1.5.2 Sistemas Conectados à Rede

Também chamados de sistemas on-grid ou grid-tie, Figura 12, neste caso o painelsolar alimenta a carga em conjunto com a rede elétrica da distribuidora de energia. Aenergia gerada pelo painel fotovoltaico que excede à demanda da carga é entregue a redeelétrica, de tal forma que o medidor de energia “gira ao contrário”, e consequentemente,reduz a conta de energia elétrica da propriedade. Quando o circuito consome mais doque fotovoltaico está gerando no momento, a rede elétrica complementa a parte restantedemandada pelo circuito. (BLUESOL ENERGIA SOLAR, 2012b).

Estes sistemas são utilizados para alimentar pequenas cargas ou para produzirgrande quantidade de eletricidade. Como acontecem nas usinas solares que tem capacidadede geração da ordem de quilowatts a megawatts e podem ser encontradas em parquesindustriais ou até mesmo em edificações (AMÉRICA DO SOL, 2012).


Figura 12 – Modelo Geral de um Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica.


Este sistema é composto, resumidamente, por painéis fotovoltaicos, reguladores decarga e inversores.

2.1.5.3 Sistemas Híbridos

Existem também os sistemas híbridos, Figura 13, porém estes são mais complexos,por necessitar de um controle capaz de integrar diferentes formas de geração ao mesmocircuito. A geração fotovoltaica pode funcionar em conjunto com geradores eólicos ou diesel,por exemplo, e ainda, serem isolados ou conectados à rede elétrica e são interessantes pornão dependerem de uma única fonte de geração de energia, sendo chamados também desistemas mistos (AMÉRICA DO SOL, 2012).

Figura 13 – Modelo Geral de um Sistema Fotovoltaico Híbrido.



2.1.6 Baterias

2.1.6.1 Características para Utilização em Sistemas Fotovoltaicos

As baterias são muito utilizadas em sistemas fotovoltaicos porque o consumo e aprodução da energia normalmente não acontecem simultaneamente. Além disto, a geraçãode energia varia de acordo com o horário ou época do ano porque existe variação deincidência dos raios solares e ainda, há o problema de consumo no horário em que nãoexiste luz natural. Por exemplo, quando utilizamos este sistema para alimentar uma cargade iluminação há um descompasso notável entre a produção e o consumo, porque a energiaelétrica é gerada quando existe luz natural, momento no qual é desnecessário utilizariluminação artificial.

Desta forma, a energia deve ser armazenada para que a iluminação artificial sejaacionada durante a noite, no momento em que não há mais iluminação natural e portanto,não existe possibilidade de produção de energia através dos painéis solares. Para solucionara divergência entre oferta e demanda de energia, são utilizados bancos de baterias comoforma de acumular energia elétrica.

As baterias promovem a estabilização da corrente e da tensão quando estão ali-mentando uma carga e conseguem suprimir transitórios que acontecem no momento dageração de energia. Outra característica interessante, é que a bateria consegue forneceruma corrente superior a gerada pelo dispositivo fotovoltaico.

As baterias são chamadas também de acumuladores eletroquímicos porque estestransformam energia elétrica em energia potencial química para o armazenamento e quandonecessitam utilizar esta energia a transformam normalmente em energia elétrica. Elaspodem ser classificadas em duas categorias que são primárias e secundárias. As bateriasprimárias são aquelas que tem um único ciclo de carga e descarga, não sendo possívelrealizar a recarga. Por outro lado, as baterias secundárias podem ser recarregadas maisde uma vez porque estas apresentam como característica a recuperação dos reagentespresentes na composição química dos acumuladores, através da aplicação de uma correnteelétrica nos terminais de forma a reverter as reações químicas. Nos sistemas fotovoltaicos,são utilizados acumuladores secundários e a escolha adequada do tipo de bateria utilizadaé essencial para o funcionamento correto do arranjo fotovoltaico (CRESESB 2006).

Segundo o observatório de energia renováveis para a América Latina e o Caribe(ONUDI 2014), as características mais desejadas em um sistema de armazenamento deenergia para aplicações fotovoltaicas são um longo tempo de vida, alto número de ciclagem(carregar-descarregar), pouca necessidade de manutenção, baixa auto-descarga, resistênciaa período de baixa carga, alta eficiência de carga e baixo preço. Os tipos de bateria que sãoutilizados com maior frequência são as de chumbo-ácido e as baterias alcalinas de Ni-Cd.


2.1.6.2 Bateria de Chumbo-Ácido

A bateria de chumbo-ácido é chamada desta maneira porque os elétrodos sãoconstituídos por placas de chumbo imersos num eletrólito ácido, normalmente o ácidosulfúrico.

É o tipo de baterias mais utilizado em sistemas fotovoltaicos devido ao seu baixocusto, grande disponibilidade no mercado e bons índices de profundidade de descarga. Aprofundidade de descarga é dada em função da ampere-hora removida e da capacidadenominal em ampere-hora de um determinado tipo de bateria.

Este parâmetro define o percentual em relação a sua capacidade nominal queuma bateria pode fornecer sem que seja comprometida sua vida útil. As baterias debaixa profundidade são empregadas principalmente em automóveis, já para os sistemasfotovoltaicos são indicadas as de alta profundidade de descarga.

Os fabricantes costumam dar diversas recomendações sobre como utilizar as bateriasde modo a otimizar a vida útil das mesmas, que devem ser seguidas. Entre elas podemosdestacar:

∙ Não manter a bateria descarregada por um longo período de tempo porque destemodo, evitamos o fenômeno da sulfatação, onde cristais se acumulam sobre placase formam uma barreira entre o eletrólito e formam uma barreira entre o eletrólitoe o material ativo;

∙ As descargas profundas podem tornar os processos químicos irreversíveis;

∙ Para que a durabilidade seja aumentada é necessário carregar as baterias de modoadequado;

2.1.6.3 Bateria de Níquel–Cádmio

Estas baterias são muito utilizadas em sistemas de geração de energia elétricafotovoltaica. A sua célula eletroquímica é composta por hidróxido de níquel para as placaspositivas e óxido de cádmio para as placas negativas e o eletrólito é o hidróxido de potássio.

As baterias de níquel-cádmio, com relação as chumbo-ácido, são menos afetadaspor sobrecargas e podem ser totalmente descarregadas, não estando sujeitas a sulfatação.E como desvantagem possuem um custo mais elevado do que as chumbo-ácido e temuma capacidade reduzida de recarga ao longo da sua vida e além disto, contém uma altatoxidade devido ao Cádmio.


2.1.7 Controladores de Carga

Os controladores de carga instalados podem ser classificados como conversoresCC/CC, já que estes controlam a intensidade de potência entregue ao barramento CC,conectado as baterias, e ajustam a energia gerada para que esta possa ser armazenada deforma adequada.

A principal função dos controladores de carga em um sistema fotovoltaico é a deproteger os bancos de baterias de sobrecargas e de impedir que aconteça um descarrega-mento total nos acumuladores de carga, aumentando sua vida útil. As baterias de cicloprofundo utilizadas em sistemas de energia renováveis são projetadas para descarregaremcerca de 80 % do seu total e caso ocorra um descarregamento total, elas serão danificadaspermanentemente. Para evitar a descarga profunda da bateria deve-se desacoplar as cargasconectadas na bateria em uma determinada tensão, LVD (Load Voltage Disconnection), ereconectá-las somente depois da recarga total, LRV (Load Reconnection Voltage).

Segundo o manual da engenharia (CRESESB, 2004), outro objetivo básico é o defacilitar a máxima transferência de energia dos painéis fotovoltaicos para as baterias eainda tem a função de bloquear a corrente reversa. Esta corrente, acontece normalmenteem épocas de baixa insolação, em que a tensão gerada nos painéis é inferior à acumuladanas baterias. E para resolver este problema, são utilizados diodos de bloqueio do geradorpara a bateria.

Os controladores de carga são classificados conforme acontece a desconexão entre opainel solar e o banco de baterias, quando este se encontra em plena carga.

2.1.7.1 Controladores em Série

De acordo com o CRESESB(2004), quando a tensão máxima de carga nas bateriasé ultrapassada os controladores em série, Figura 14, irão desacoplar o arranjo (módulosfotovoltaicos) através dos componentes de chaveamento. Desta forma, evita-se a sobrecarganos acumuladores de energia e o componente de chaveamento (opcional), é o LVD quedesconecta o circuito quando a carga nas baterias esta muito baixa.


Figura 14 – Controlador de Tensão em Série com LVD Opcional.

Fonte: CRESESB 2004

2.1.7.2 Controladores em Paralelo(Shunt)

O regulador shunt, Figura 15, utiliza um dispositivo de estado sólido (transistores,diodos ou CIs) ou um relé eletromecânico, que desliga ou reduz o fluxo de corrente para abateria quando ela está completamente carregada. Assim, parte da corrente gerada peloarranjo é desviada através de um dispositivo em paralelo com a bateria e apenas umapequena quantidade desta corrente, continua carregando a bateria.

A fração de corrente a desviar depende do limite de tensão estabelecido para abateria. O regulador shunt ótimo se comporta como uma carga variável de forma que atensão na saída do arranjo é mantida constante e igual ao valor limite (CRESESB, 2004).O diodo de bloqueio é um elemento essencial quando se utiliza este controlador, este deveser ligado em série entre o elemento de chaveamento e a bateria, de modo a protege-la decurto-circuito quando a corrente do arranjo for desviada.

Figura 15 – Controlador de Tensão em Paralelo com LVD Opcional.

Fonte: CRESESB 2004


2.1.7.3 Controladores com Rastreamento de Ponto de Potência Máxima (MPPT)

A tensão da bateria determina o ponto de operação na curva característica dogerador fotovoltaico e raramente, o gerador funciona no ponto de potência máxima e osreguladores de tensão apresentados anteriormente nem sempre conseguem aproveitar omáximo da energia solar disponível.

O rendimento pode ser melhorado se for utilizado um sistema de rastreio MPP, queé um conversor DC/DC, em que há uma reconfiguração periódica através da varredurada curva característica VxI, do gerador fotovoltaico, encontrando o ponto MPP. Destaforma, o conversor DC/DC é regulado para aproveitar a máxima potência que está sendoentregue pelo gerador, no instante em que o equipamento de rastreio encontrou o pontoótimo de trabalho.

2.1.8 Inversores CC/CA

A maioria das cargas que utilizamos são projetadas para operar com correntealternada e uma vez que a energia gerada pelos módulos fotovoltaicos é acumulada embaterias, que apresentam corrente continua, é necessário transformar esta energia CC emCA. Por este motivo são utilizados inversores, que tem como principal função, converter osinal elétrico continuo em alternado, ajustando a frequência, a tensão da rede e a formade onda, ao dispositivo que estará ligado.

Segundo CRESESB (2004), para se especificar um inversor devemos levar em con-sideração a potência elétrica que deverá alimentar, em operação normal, por determinadoperíodo de tempo. E caso utilize motores ou outras cargas que drenem uma alta taxa decorrente no seu acionamento, deve-se avaliar a potência de pico necessária para a partidadestes dispositivos, que requerem de duas a sete vezes a potência nominal para entraremem funcionamento.

Os inversores monofásicos são utilizados para aplicações de baixa potência (até 5kW) e para valores maiores do que este os inversores trifásicos são mais comuns.

A forma de onda de saída é uma indicação da qualidade e do custo do inversorporque esta depende do método de conversão e filtragem utilizados para suavizar a onda eeliminar o excesso de harmônicos. As mais comuns são: onda quadrada, onda quadradamodificada (retangular), senoidal, (Figura 16). Sendo os inversores de onda senoidal osmelhores, porque através dele se obtém um desempenho ótimo e estes se aproximam maisdo sinal existente na rede elétrica.


Figura 16 – Formas de Ondas Típicas dos Inversores Monofásicos.

Fonte: Photovoltaic System Technology 1992

Os inversores de onda quadrada fornecem uma saída CA com harmônicos elevadose pequena regulação de tensão e comparando com a operação em tensão senoidal da redeelétrica, um motor de indução, que utilize estes inversores, tem somente cerca de 60% doseu torque normal e aquecimentos indesejáveis (CRESESB 2006).

De acordo com o CRESESB (2004), os inversores podem ser danificados se receberemuma tensão na entrada DC maiores do que os níveis de tensão permitidos para o aparelho.Além disto, é recomendável inserir um controle de proteção que desligue o dispositivo casoas cargas demandem uma potência que exceda a capacidade máxima ou se a temperaturade operação do inversor estiver acima do especificado.

Existem alguns inversores que são projetados para compensarem as cargas indutivas,corrigindo o fator de potência e maximizando a utilização da energia fornecida.

34

3 METODOLOGIA

3.1 Introdução

O objetivo deste trabalho é analisar a viabilidade e projetar um sistema fotovoltaicoconectado à rede para atender uma demanda de iluminação.

Desta forma, deverá ser feito o levantamento de cargas e a avaliação do projeto emrelação a sua iluminância média e em relação a sua eficiência energética. Posteriormente,o sistema será corrigido para a iluminância mínima, caso não esteja de acordo. E tambémdeve-se propor um retrofit com lâmpadas fluorescentes, para que o sistema fotovoltaicoseja dimensionado com uma melhor eficiência energética.

Por fim, deve-se avaliar a viabilidade dos sistemas de iluminação e fotovoltaico.

3.2 Método

A pesquisa quanto a seus objetivos pode ser considerada como descritiva poisexiste um levantamento de dados e análise posterior dos mesmos. Caracteriza-se tambémcomo uma pesquisa exploratória por se tratar de um assunto relativamente novo e poucoabordado no país.

Em relação aos procedimentos de coleta, a pesquisa pode ser classificada comobibliográfica documental e experimental, porque foi realizada uma revisão bibliográficaprimeiramente para depois serem feitos experimentos e desta forma, buscarmos soluçõespara os problemas encontrados.

Segundo fontes de informação, podemos classificar o trabalho como teórico ede campo, porque foram estudadas releituras, teorias já firmadas e também utilizadosconhecimentos empíricos.

Quanto a natureza podemos considerá-la como aplicada pois traz conhecimentosque ajudam na prática deste tipo de problema. Já em relação a abordagem do problema,podemos dizer que o trabalho é quantitativo e qualitativo, porque além de números eestátisticas, será considerado o entorno do problema em questão.

3.3 Local de Estudo

O ambiente de estudo utilizado neste projeto foi o Departamento de EngenhariaElétrica da Universidade Estadual Londrina (DEEL), Figura 17, localizado na regiãometropolitana de Londrina-PR (Brasil).

Capítulo 3. Metodologia 35

Figura 17 – Departamento de Engenharia Elétrica (DEEL).

Fonte: Google Maps 2014

A edificação é composta por dois pavimentos, térreo (Figura 22) e superior (Fi-gura 23) que foram divididos em escritórios, laboratórios de pesquisas e almoxarifados(de acordo com a NBR 8995-1). E como o edifício já esta em uso, este tem suas cargasprojetadas para iluminação e tomadas.

Modo de Análise da Instalação Implantada

O levantamento de cargas foi feito no DEEL do seguinte modo: os equipamentos deiluminação instalados foram avaliados (luminárias, lâmpadas e reatores) e determinadas aquantidade de potência presente na instalação referente a iluminação.

O esquema da instalação de iluminação implementado foi analisado baseado nanorma NBR-5410:2004 de Instalações Elétricas de Baixa Tensão e será revisado se ocircuito de iluminação atende a NBR em estudo.

Em seguida, será utilizada a NBR 5382:1985 de Verificação De Iluminância DeInteriores. Esta será utilizada porque quando houve a substituição pela ABNT NBRISO-CIE 8995-1 de Iluminação de Ambiente de Trabalho, o método contemplado nestaNBR para cálculo de iluminância média, não teve equivalência.

Desta forma, será utilizada a NBR 5382;1985 para determinação da iluminânciamédia de várias salas do DEEL e verificado se estas atendem a norma vigente sobre


iluminação de ambiente de trabalho.

NBR 5382:1985 de Verificação De Iluminância De Interiores

A norma mostra a forma pelo qual se faz a verificação da iluminância de interioresde áreas retangulares, através da iluminância média sobre um plano horizontal, provenienteda iluminação geral.

Roteiro para Medição da Iluminância Média

Para medição dos pontos será necessário utilizar um aparelho, no caso um luxímetro.Este deve ter correção do cosseno e correção de cor e deve ser utilizado com temperaturaambiente entre 15𝑜C e 50𝑜C.

Para um campo de trabalho retangular, iluminado com fontes de luz em padrãoregular, simetricamente espaçadas em duas ou mais fileiras, Figura 18.

Figura 18 – Campo de trabalho retangular, iluminado com fontes de luz em padrãoregular, simetricamente espaçadas em duas ou mais fileiras.

Fonte: NBR 5382

As medições devem ser feitas da seguinte forma:


As leituras são feitas nos lugares r1 , r2, r3 e r4, para uma área típica central.Repetir nos locais r5, r6, r7 e r8. Calcular a média aritmética das oito medições.

𝑅 = 𝑟1 + 𝑟2 + 𝑟3 + 𝑟4 + 𝑟5 + 𝑟6 + 𝑟7 + 𝑟88 (3.1)

Fazer leituras nos lugares q1, q2, q3 e q4, em duas meias áreas típicas, em cadalado do recinto. Calcular a média aritmética das quatro leituras.

𝑄 = 𝑞1 + 𝑞2 + 𝑞3 + 𝑞44 (3.2)

Fazer leituras nos quatro locais t1, t2, t3 e t4 e calcular a média aritmética.

𝑇 = 𝑡1 + 𝑡2 + 𝑡3 + 𝑡44 (3.3)

Fazer leituras nos dois lugares p1 e p2 em dois cantos típicos e calcular a médiaaritmética das duas leituras.

𝐼𝑙𝑢𝑚𝑖𝑛â𝑛𝑐𝑖𝑎𝑀é𝑑𝑖𝑎 = 𝑅.(𝑁 − 1)(𝑀 − 1) + 𝑄.(𝑁 − 1).𝑇 (𝑀 − 1) + 𝑃

𝑁.𝑀(3.4)

Onde M é o número de filas e N é o número de luminárias por fila.

Redimensionamento do Sistema de Iluminação Atual

Após o cálculo das diferentes iluminâncias foi analisado se atenderá a ABNT NBRISO-CIE 8995-1 e foi realizado um redimensionamento do sistema de iluminação atual,através dos métodos dos lúmens (vide seção 3.4.1).

Este será comparado com a proposta do retrofit, que também estará atendendo anorma de iluminação, e será analisado qual a menor carga para que seja implementado osistema fotovoltaico.

3.4 Retrofit da Iluminação Atual

Segundo Ghisi (1997), retrofit é o termo utilizado, em sua forma original, paradefinir qualquer tipo de reforma. Contudo, quando se trata de eficiência energética emedificações o termo é utilizado para definir alterações ou reformas em sistemas consumidosde energia elétrica visando a sua conservação. No presente trabalho, o termo é utilizadopara explicar a alteração de sistemas de iluminação através da utilização de tecnologiasenergeticamente eficientes, como lâmpadas, luminárias e reatores, visando um melhoraproveitamento da energia elétrica sem prejudicar o conforto e a satisfação do usuário.


Sendo assim, foi realizada uma proposta de um novo projeto luminotécnico, utili-zando lâmpadas fluorescentes T5, sempre levando em consideração o projeto anterior ebuscando uma melhor eficiência do sistema substituindo reatores, luminárias e lâmpadas.

3.4.1 Cálculo Luminotécnico

Analisadas as condições do atual sistema de iluminação e a possibilidade derealização de um retrofit, deve-se elaborar o novo projeto luminotécnico para cada ambienteda edificação, visando atender as iluminâncias recomendadas pela ABNT NBR ISO-CIE8995-1.

Existem três métodos manuais clássicos para o cálculo luminotécnico: método doslúmens, ponto por ponto e das cavidades zonais.

No entanto, segundo Ghisi(1997) é sugerida a utilização do método dos lúmens porser um método mais simples e de fácil entendimento.

Roteiro para Cálculo Luminotécnico

Método dos Lúmens

O método fornece o número de luminárias necessárias para atingir determinadovalor de iluminância (𝐸) no ambiente em função dos equipamentos especificados e dascaracterísticas do ambiente.

Segundo Arruda (2010), para início dos cálculos é necessário o levantamento dascaracterísticas da instalação:

∙ Características construtivas da instalação – dimensões dos ambientes e classifica-ção de acordo com uso para determinação da iluminância requerida conforme anorma ABNT NBR ISO-CIE 8995-1.

∙ Refletâncias das superfícies – teto, paredes, piso.

∙ Frequência de manutenção e condições de limpeza do ambiente – para estimar ofator de manutenção (FM) ou fator de perdas luminosas (FPL).

Classificação de Ambientes com Relação as Atividades Exercidas

Os ambientes serão divididos em subgrupos de acordo com a classificação deambientes e atividades contidas na NBR 8995-1 de Iluminação de Ambiente de Trabalho,onde as iluminâncias, índice limite de ofuscamento unificado (UGRl) e índice de reproduçãode cor (Ra) são determinados.


3.4.1.1 Cálculo do Índice do Recinto (𝐾)

O índice do Recinto (K) é uma relação definida entre as dimensões (em metros) dolocal. Neste caso, utilizaremos o caso para iluminação direta, Figura 19.

𝐾 = 𝑐.𝑙

ℎ.(𝑐 + 𝑙) . (3.5)

Sendo o comprimento do ambiente (𝑐), a largura (𝑙), a altura da montagem (ℎ), adistância do teto ao plano de trabalho (ℎ′), o pé direito (𝑝𝑑), a altura de suspensão daluminária ℎ𝑠 e altura do plano de trabalho (ℎ𝑡).

Figura 19 – Definição das alturas para cálculo do K.

Fonte: Arruda 2010

3.4.1.2 Definição dos Equipamentos para Cálculo

A definição dos equipamentos deve levar em consideração as características foto-métricas das luminárias, o desempenho das lâmpadas e as características elétricas dosequipamentos auxiliares.

No que diz respeito às luminárias será necessário levar em consideração a curva dedistribuição de intensidade luminosa, rendimento e controle de ofuscamento.

Para as lâmpadas é fundamental analisar a eficiência luminosa (𝑙𝑚/𝑊 ), fluxoluminoso, vida útil e depreciação luminosa.


Em relação aos equipamentos torna-se imprescindível levar em consideração apotência consumida, fator de potência, fator de fluxo luminoso. É recomendado a utilizaçãode equipamentos mais eficientes e adequados às atividades desenvolvidas, pois quantomaior a eficiência do conjunto de iluminação maior será a economia de energia no sistemade iluminação proposto.

3.4.1.3 Determinação do Fator de Utilização (𝑈)

É dado em tabelas fornecidas pelos fabricantes de luminárias e indica o desempenhoda luminária no ambiente considerado no cálculo. Para determinar o fator de utilização,basta cruzar o valor do índice do local (K) calculado anteriormente com os dados derefletância das superfícies do teto, da parede e do piso, Tabela 1.

Cada luminária possui uma tabela de fator de utilização distinta, que dependerádo tipo de material empregado na fabricação e no desempenho fotométrico do produto.Assim, este dado deve ser solicitado ao fabricante de luminárias.

Tabela 1 – Fator de Utilização.

Superfície RefletânciaMuito Clara 70%

Clara 50%Média 30%Escura 10%Preta 0%Fonte: PROCEL 2002

3.4.1.4 Determinação do Fator de Manutenção (𝐹𝑀)

De acordo com Procel (2002), a iluminância diminui gradativamente durante o usodo sistema de iluminação devido às depreciações por acúmulo de poeira nas lâmpadas enas luminárias, à depreciação dos materiais da luminária, ao decréscimo do fluxo luminosodas lâmpadas e à depreciação das refletâncias das paredes.

O dimensionamento dos sistemas de iluminação deve considerar um fator demanutenção (FM) ou fator de perdas luminosas em função do tipo de ambiente e deatividade desenvolvida, do tipo de luminária e da lâmpada utilizada e da frequência demanutenção dos sistemas.

3.4.1.5 Cálculo da Quantidade de Luminárias

O número de luminárias (𝑁) é determinado pela Equação 3.6:

𝑁 = 𝐸.𝑐.𝑙

𝑛.𝜑.𝐹𝑀.𝑈. (3.6)


Tabela 2 – Fator de Manutenção.

Ambiente 2500 H 5000H 7500HLimpo 0,95 0,91 0,88Normal 0,91 0,85 0,80

Sujo 0,8 0,66 0,57Fonte: PROCEL 2002

Sendo o comprimento do ambiente (𝑐), a largura (𝑙), a iluminância média (𝐸), ofluxo luminoso da lâmpada (𝜑), o fator de manutenção (𝐹𝑀) e o fator de utilização (𝑈).

O valor de N pode não ser um número inteiro. Quando isto acontece este valordeverá ser arredondado de forma a obter uma distribuição mais uniforme possível, obtendoassim, um valor 𝑁 ′. Com o valor de 𝑁 ′, deve-se calcular a nova iluminância para o ambiente,Equação 3.7.

𝐸 = 𝑛.𝜑.𝐹𝑀.𝑈.𝑁 ′

𝑐.𝑙. (3.7)

A distribuição das luminárias deverá ocorrer de forma uniforme. A prática adotadasugere que a distância entre as luminárias seja o dobro da distância entre a parede e aluminária, Figura 20.

Figura 20 – Recomendação quanto à distribuição de luminárias.

Fonte: Procel 2002

Posteriormente, ao término do retrofit é necessário fazer o levantamento da novacarga do sistema para que o sistema fotovoltaico possa ser determinado.


3.5 Sistema Fotovoltaico

O sistema fotovoltaico foi calculado para atender o sistema de iluminação, em quefoi realizado o retrofit. O sistema fotovoltaico conectado à rede (SFCR) foi utilizado. Odimensionamento foi realizado com auxílio do software PVsyst R○.

PVsyst R○

O PVsyst R○ é um software de simulação de sistemas fotovoltaicos conectados àrede ou isolados. Primeiramente, deve-se iniciar um projeto novo, Figura 21 e preencher osdados pedidos como localização em que o projeto será realizado, parâmetros de reflexão dasuperfície e de operação dos módulos. Posteriormente, deve-se definir o ângulo dos painéisfotovoltaico, para um melhor aproveitamento da incidência solar.

Deve-se definir qual será o módulo fotovoltaico e o inversor utilizado no sistema.Isto deve ser feito analisando a área disponível para a instalação dos módulos e/ou apotência que deseja instalar para suprir determinada carga.

Figura 21 – Tela de Ínicio do Projeto Fotovoltaico Conectado à Rede.

Fonte: Próprio Autor


Finalizando, deve-se levar em consideração as perdas no sistema com relação aosombreamento e o software nos fornecerá uma análise anual com vários parâmetros paraanalisar a eficiência do sistema. Alguns desses parâmetros são: irradiação global horizontal,irradiação global incidente no módulo fotovoltaico, irradiação efetiva global incidente nomódulo fotovoltaico considerando sombreamento, energia efetiva na saída do conjunto,energia injetada na rede, rendimento global do sistema e energia média produzida por dia.

3.5.1 Dimensionamento dos Condutores

Foi utilizado o modelo de cálculo de condutores para sistemas fotovoltaicos daPrysmian, utilizando o critério da intensidade admissível e o critério da queda de tensão econsiderado o pior caso entre os dois métodos.

A NBR-5410 também foi consultada durante estes cálculos para retirarmos algunsfatores que são úteis nestes cálculos.

3.6 Análise de Viabilidade dos Sistemas

3.6.1 Sistemas de Iluminação

Levantamento de Custos

Os sistemas, redimensionado e de retrofit, deverão ser orçados para conseguirmosos preço dos dispositivos utilizados nestes sistemas de iluminação e posteriormente, deveráser calculado o valor do investimento inicial.

Com os valores da potência instalada dos dois sistemas deveremos obter as duasfunções de custos dos sistemas, Equação 3.8, a fim de compará-los.

𝑓𝑢𝑛çã𝑜 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 = 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 + (𝑃 𝑟𝑒ç𝑜 𝑘𝑊 ℎ . 𝑃 𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐼𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎) . ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 (3.8)

Assumiremos que o valor do kW/h seja R$ 0,28 e também que o sistema operaráem plena carga, ou seja, com 100% da sua capacidade durante 8 horas por dia. Alémdisso, será levado em conta que o edifício só funcionará durante os dias da semana úteisda semana (5 dias).

3.6.2 Sistema Fotovoltaico

Foi realizado o levantamento de custos dos componentes principais do sistemafotovoltaico: módulos fotovoltaicos, suporte para o módulo e inversores.


Figuras de Mérito para Avaliação da Viabilidade

Fator de Capacidade de um Sistema

Foi calculado o fator de capacidade de um sistema (FC), que representa segundoOliveira (2004), a capacidade que um sistema possui de produzir energia se operasseem sua potência nominal durante 24 horas por dia. O fator de capacidade é dado, pelaEquação 3.9.

𝐹𝐶(%) = 𝐸𝑔(𝑀𝑊ℎ)𝑃𝑛(𝑀𝑊𝑝) . 24ℎ . 365 . 100 (3.9)

Onde fator de capacidade do sistema(Fc), energia produzida pelo sistema em umano (Eg) e a potência nominal do sistema fotovoltaico (Pn).

Cálculo da Energia Economizada

O cálculo da energia economizada é dada pela quantidade de energia produzidadurante o ano pelo módulo fotovoltaico dividido pela tarifa em R$/kWh, que paga àconcessionária.

𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑐𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜 = 𝐸𝑔(𝑎𝑛𝑜) . 𝑇 (3.10)

Figuras de Mérito

Existem algumas figuras de mérito que são utilizadas para descrever o desempenhodos sistemas fotovoltaicos e estas permitem analisar o funcionamento de um sistemafotovoltaico conectado à rede levando em consideração o seu balanço energético.

Período de Retorno Simples (PRS)

De acordo com Júnior (2005), o período de retorno simples (PRS) mede o prazonecessário para recuperar o investimento realizado, resultante da relação entre o investi-mento inicial em eficiência energética e as economias obtidas a cada ano, são dada pelaEquação 3.11.

𝑃𝑅𝑆 = 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 (𝑅$)𝐸𝑐𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑎𝑛𝑜

= 𝑅𝑒𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜 𝑑𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 (𝑒𝑚 𝑎𝑛𝑜𝑠) (3.11)


Período de Retorno Descontado (PRD)

O cálculo do PRD considera valor do custo do capital. Este pode ser representadopela taxa de juros que as empresas usam para calcular, descontando ou compondo, o valordo dinheiro no tempo e pode ser obtido pela Equação 3.12 (Júnior, 2005).

𝑃𝑅𝐷 = 𝑛 . 𝐹𝑅𝐶(𝑑, 𝑛) . 𝑃𝑅𝑆 = 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 (𝑒𝑚 𝑎𝑛𝑜𝑠) (3.12)

Sendo, o tempo de vida igual a n, o fator de recuperação do capital (FRC) e operíodo de retorno simples (PRS).

O FRC é outra figura de mérito econômico,Equação 3.13, que é utilizado para aanálise das mais diferentes alternativas energéticas. Este anualiza o valor de determinadoinvestimento feito no presente, considerando uma determinada taxa de descontos (d) emum período em anos (n).

𝐹𝑅𝐶(𝑑, 𝑛) = 𝑑 . (1 + 𝑑)𝑛

(1 + 𝑑)𝑛 − 1 (3.13)

Onde n é o número em anos e d é a taxa de desconto.

Investimento Recuperado

O investimento recuperado é dado pela Equação 3.14 e representa o dinheiro quepoderá ser recuperado durante a vida útil do sistema.

𝑅𝑒𝑠𝑢𝑙𝑡𝑎𝑑𝑜 (𝑅$) = 𝑅𝑒𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜(𝑅$)𝐹𝑅𝐶(𝑑, 𝑛) (3.14)

46

4 RESULTADOS E DISCUSSÃO

4.1 Análise dos Ambientes Atuais de Iluminação

As luminárias do departamento de engenharia elétrica estão dispostas, conforme aFigura 22 e Figura 23.

Figura 22 – Piso Inferior Departamento de Engenharia Elétrica.

Fonte: UEL 2014

Capítulo 4. Resultados e Discussão 47

Figura 23 – Piso Superior Departamento de Engenharia Elétrica.

Fonte: UEL 2014

4.1.1 Análise Referente à NBR-5410:2004

Nos quadros de iluminação presentes no departamento foram analisados os circuitosde iluminação e todos os condutores encontrados foram de 1,5𝑚𝑚2 de cobre.

Em todas as salas tem pelo menos 1 ponto de luz no teto, comandado por interruptorna parede, o que atende a norma.

Quando averiguamos os circuitos para checar se há terminais distintos para pontosde iluminação e pontos de tomada, percebemos que este quesito não é atendido na salaT5. Onde há um circuito de iluminação, que prove carga para iluminação e para tomadassimultaneamente. Não respeitando a norma vigente, porque o circuito de iluminação deveser separado da carga de tomada.

Deste modo, exceto por este caso, a NBR 5410 de instalações elétricas de baixatensão é atendida na edificação.

4.1.2 Características Gerais dos Ambientes

O departamento de engenharia elétrica foi dividido em 28 ambientes, para facilitaros cálculos e a aplicação dos métodos utilizados para medições de iluminância.

Os dados comuns do prédio, referentes a medidas de dimensão e fatores de ilumina-ção, estão presentes na Tabela 3.


Tabela 3 – Dados Comuns dos Ambientes do Edifício.

Ambiente Pd hs ht C L A (Pd-ht-hs) K RCRT5 3,4 0,05 0,8 13,90 5,00 69,50 2,55 1,44 3,47T6 3,4 0,05 0,8 2,91 5,00 14,55 2,55 0,72 6,93T8 3,4 0,05 0,8 10,81 4,70 50,81 2,55 1,28 3,89

Sala J.Alexandre

(T8)3,4 0,05 0,8 10,26 2,70 27,70 2,55 0,84 5,96

T1 3,4 0,05 0,8 4,01 3,15 12,63 2,55 0,69 7,23T4 3,4 0,05 0,8 7,29 4,70 34,26 2,55 1,12 4,46T3 3,4 0,05 0,8 4,01 8,67 34,77 2,55 1,08 4,65

Sala PC(T4) 3,4 0,05 0,8 2,57 4,70 12,08 2,55 0,65 7,67

Lab. Circ.Impresso (T4) 3,4 0,05 0,8 3,85 2,70 10,40 2,55 0,62 8,03

T10 3,4 0,05 0,8 8,70 3,00 26,10 2,55 0,87 5,72S2 3,4 0,05 0,8 6,41 5,08 32,56 2,55 1,11 4,50S4 3,4 0,05 0,8 5,11 3,91 19,98 2,55 0,87 5,76S6 3,4 0,05 0,8 5,11 3,91 19,98 2,55 0,87 5,76S8 3,4 0,05 0,8 5,11 3,91 19,98 2,55 0,87 5,76S5 3,4 0,05 0,8 5,11 3,91 19,98 2,55 0,87 5,76S3 3,4 0,05 0,8 7,96 7,65 60,89 2,55 1,53 3,27S1 3,4 0,05 0,8 7,96 7,65 60,89 2,55 1,53 3,27S9 3,4 0,05 0,8 8,07 7,65 61,74 2,55 1,54 3,25S7 3,4 0,05 0,8 3,96 7,65 30,29 2,55 1,02 4,89T7 3,4 0,05 0,8 3,50 5,96 20,86 2,55 0,86 5,78

Almoxarifado(T4) 3,4 0,05 0,8 3,90 2,70 10,53 2,55 0,63 7,99

S10 3,4 0,05 0,8 4,13 7,12 29,41 2,55 1,03 4,88Lab PCI (T2) 3,4 0,05 0,8 4,01 2,61 10,47 2,55 0,62 8,06

Almoxarifado (T8) 3,4 0,05 0,8 2,65 2,70 7,16 2,55 0,52 9,53Corred. Inf. I 3,4 0,05 0,8 2,36 5,15 12,15 2,55 0,63 7,88Corred. Inf. II 3,4 0,05 0,8 2,00 19,86 39,72 2,55 0,71 7,02Corred. Sup. 3,4 0,05 0,8 2,00 24,00 48,00 2,55 0,72 6,91

Depósito. DEEL 2,0 0,05 0,8 1,35 2,33 3,15 1,15 0,74 6,73Fonte: Próprio Autor

Sendo o pé direito(Pd), a altura de suspensão da luminária(hs), a altura do planode trabalho (ht), o comprimento do ambiente(C), a largura do ambiente (L), a área dorecinto (A), a altura da montagem (pd-hs-ht) e o índice do recinto que pode ser dado emK ou RCR.


4.1.3 Divisão dos Ambientes

Os Ambientes foram divididos por atividades realizadas no ambiente, de acordo coma NBR 8995-1 e foram separados em 4 grupos distintos de acordo com as suas atividades.

Laboratórios

Os recintos classificados como laboratórios foram: T5, T4, T2, T3, T8 , S2, S5, S6e S8 e o laboratório do circuito impresso (T4)

Estes devem atender os requisitos da Tabela 4.

Tabela 4 – Classificação de Ambientes - Laboratório.

Tipo de Ambiente, tarefa ou atividade 𝐸𝑚(𝐿𝑢𝑥) 𝑈𝐺𝑅𝐿 𝑅𝑎

7.Indust. Elétrica - por exemplo equipamentos de medição 1000 16 80Fonte: ABNT 8995-1 2013

Escritórios

Os locais classificados como escritório foram os seguintes: sala T1, Sala PC (T4),T6, Sala J. Alexandre (T8), T10, S1, S3, S4, S7, S9 e S10.

Estes devem atender os requisitos da Tabela 5.

Tabela 5 – Classificação de Ambientes - Escritório.


22. Escritório - Escrever, teclar, ler, processar dados 500 19 80Fonte: ABNT 8995-1 2013

Depósitos

No departamento de engenharia elétrica existem 3 almoxarifados que são: DepósitoDEEL, Almoxarifado T4 e Almoxarifado T8.

Para estes os parâmetros da Tabela 6 devem ser seguidos.

Tabela 6 – Classificação de Ambientes - Depósitos.


1.Área Geral - Depósitos, estoque e camêra fria 100 25 60Fonte: ABNT 8995-1 2013


Corredores

E por fim, os corredores estão presentes no primeiro e no segundo piso e os valoresda Tabela 7 devem ser atendidos de acordo com a norma vigente.

Tabela 7 – Classificação de Ambientes - Corredores.


1.Área Geral - Área de circulação e corredores 100 28 40Fonte: ABNT 8995-1 2013

Verificação da Iluminância Média dos Ambientes Atuais

Foram medidos 18 ambientes levando em consideração, aqueles que tinham perma-nência de pessoas por um longo período de tempo. As medidas foram realizadas de acordocom as indicações da NBR 5382, com auxílio de um luxímetro, e as medidas obtidas estãocontidas na Tabela 8.

Tabela 8 – Iluminância Média Salas.

Ambiente M N R T Q P 𝐸𝑚 𝐸𝑚𝑁𝑜𝑟𝑚𝑎

T1 1 2 465,25 353,00 434,00 252,00 302,50 500T3 2 3 249,88 213,25 207,25 171,00 217,42 500T4 2 5 465,13 452,25 380,50 343,00 439,30 1000

Lab. Circ. Impresso (T4) 2 1 363,13 266,75 291,75 218,00 254,88 1000Sala PC (T4) 2 2 132,00 129,00 110,50 62,50 108,50 500

T5 3 7 380,50 309,75 745,50 614,00 406,17 1000T6 2 3 642,625 1012,00 475,75 437,00 703,67 500T8 2 5 254,25 245,75 173,75 202,50 237,60 1000

Sala J. Alexandre (T8) 2 4 361,63 245,75 173,75 202,50 237,60 500T10 1 6 615,50 848,00 259,75 910,50 858,42 500S1 4 3 254,13 204,75 233,75 188,00 235,29 500S2 2 4 311,38 321,00 860,50 617,50 421,89 1000S3 4 3 287,63 236,00 214,75 165,50 250,63 500S5 2 2 407,25 976,25 297,75 465,50 536,69 1000S6 2 2 357,63 722,50 210,25 236,00 381,59 1000S7 2 3 268,25 198,50 180,75 161,50 212,63 500S8 2 2 353,13 251,25 541,50 423,50 392,34 1000S9 4 3 372,25 263,75 278,25 204,50 316,69 500


Quando comparamos os valores de iluminância obtidos experimentalmente e osvalores que devem ser atendidos segundo a norma, notamos que a maioria dos valores


não estão em concordância com a quantidade mínima de iluminância requerida. Porém,existem dois casos em que a norma esta sendo atendida com uma margem de folga e estacarga poderia ser diminuida. Porque este excesso é um desperdício de carga instalada e setorna ainda mais grave se pensarmos que em outros ambientes ainda há discordância como valor mínimo da norma.

4.1.4 Levantamento de Cargas

No departamento de engenharia elétrica da UEL o sistema de iluminação é compostopor lâmpadas fluorescentes, reatores e luminárias de sobrepor.

As luminárias são do modelo FS-840, Figura 24, e podem ser usadas com lâmpadasT8, T10 e T12.

Figura 24 – Luminária FS-840

Fonte: Intral 2014

Estas não tem aletas ou difusores, isto quer dizer, que tem pouca proteção contraofuscamento direto.

A curva de distribuição luminosa (CDL) da luminária é mostrada na Figura 25.


Figura 25 – CDL e Tabela para obtenção do Fator de Utilização da Luminária FS-840

Fonte: Intral 2014

No departamento, foram encontradas lâmpadas tubulares T12 e T8 de várias marcasdentre elas: Osram, General Electric e Phillips. Todas estas são de 40W e um dos modelosencontrados foi uma T12, da General Electric, modelo FX-40SD, Tabela 9, super brancaluz do dia com temperatura de cor de 5250K e 𝐼𝑅𝐶 de 70 e podem ser utilizados tanto comreatores convencionais e starter quanto com o de partida rápida e será utilizada adianteno trabalho para realização de cálculos.

Tabela 9 – Descrição da lâmpada FX-40SD.

Lâmpadas Potência Nominal (W) Fluxo luminoso (lúmens) Vida mediana (horas) Outros Dados

FX-40SD DURAMAX 40 2.700 12.000 5.200K / IRC =70

Fonte: General Electric 2009

Na instalação do departamento existem reatores eletromagnéticos convencionaise eletrônicos e isto foi descoberto, abrindo algumas luminárias e destas foi encontrada aseguinte relação.


Para cada 10 luminárias, são utilizados 8 reatores eletrônicos e 2 eletromagnéticos.Desta modo, foi considerado neste trabalho uma ponderação para o levantamento da carga.

Os reatores eletrônicos em sua maioria são da marca ECP do modelo RF-SYSTEMque tem os parâmetros conforme Figura 26. A potência total do sistema de iluminação,para este reator e mais 2 lâmpadas de 40W, será de 78W.

Figura 26 – Descrição da característica do reator eletrônico.


Os reatores eletromagnéticos instalados são muito antigos e não foi possível obteros dados nominais diretamente na carcaça do reator. O único resquício dos dados foi obtidona Figura 27.

Figura 27 – Papel do Reator Eletromagnético de Partida Rápida.


Conseguimos perceber que o reator é eletromagnético de partida rápida e foi adotadoque este modelo deveria ter as mesmas características do modelo da Intral, Figura 28, que


tem um fator de perdas de 14,5 W. E se analisarmos a sua perda somada com a das duaslâmpadas será obtida uma perda total do sistema de 94,5W.

Figura 28 – Reator Eletromagnético de Partida Rápida Intral.

Fonte: Intral 2012

No sistema atual, temos 174 luminárias e adotamos que a potência total do sistemade luminárias, será dado por esta ponderação:

𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐼𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 = 𝑛𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑢𝑚𝑖𝑛á𝑟𝑖𝑎𝑠.[((0, 8).78) + ((0, 2).94, 5)] [𝑊 ] (4.1)

𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐼𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 = 𝑛𝑜 𝑑𝑒 174.[((0, 8).78) + ((0, 2).94, 5)] = 14, 15 [𝑘𝑊 ] (4.2)

O resultado obtido para a potência total do sistema de iluminação, foi de aproxi-madamente 14,15 kW de carga instalada.


Tabela 10 – Levantamento da Quantidade de Dispositivos do Sistema de IluminaçãoAtual.

Ambiente Núm. Reatores Núm. Lâmpadas Núm. Luminárias

T5 21 42 21T6 6 12 6T8 10 20 10

Sala J. Alexandre (T8) 8 16 8T1 2 4 2T4 8 16 8T3 10 20 10

Sala PC (T4) 2 4 2Lab. Circ. Impresso (T4) 2 4 2

T10 10 20 10S2 8 16 8S4 4 8 4S6 4 8 4S8 4 8 4S5 4 8 4S3 12 24 12S1 12 24 12S9 12 24 12S7 6 12 6T7 4 8 4

Almoxarifado (T4) 4 8 4S10 6 12 6

Lab PCI (T2) 2 4 2Almoxarifado (T8) 2 4 2

Corredor Pavimento Inferior 6 12 6Corredor Pavimento Superior 4 8 4

Depósito DEEL 1 2 1Fonte: Próprio Autor

4.2 Redimensionamento do Sistema Atual para Aten-der a Iluminância Média

Cálculo da Nova Iluminância Média

Para o redimensionamento da iluminação serão utilizados os reatores instalados,inclusive os eletromagnéticos, e a lâmpada da GE FX-40SD. Utilizaremos o método doslúmens para obtermos o novo número de luminárias que irá atender a norma de iluminaçãode ambientes de trabalho.

Foram considerados para o cálculo dos fatores de utilização(U) os valores: teto -70%, parede - 50% e piso - 20%. Para determinar os índices de utilização é necessáriocruzar os valores das % com RCR ou K das luminárias, Figura 25.

O fluxo luminoso é obtido na especificação da lâmpada e o número de lâmpadas


por luminária depende da luminária especificada no nosso caso, 2 lâmpadas.

O número de luminárias por ambiente e as iluminâncias médias são obtidos respec-tivamente pela Equação 3.6 e Equação 3.7.

Tabela 11 – Resultados Método dos Lúmens, com Aumento de Carga para Atender aNorma.

Ambiente K RCR U Fd NLamp FL. NLum 𝐸𝑚𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎 𝐸𝑚𝑛𝑜𝑣𝑎

T5 1,44 3,47 0,61 0,8 2 2700 27 1000 1023,75T6 0,72 6,93 0,43 0,8 2 2700 4 500 510,68T8 1,28 3,89 0,59 0,8 2 2700 20 1000 1003,33

Sala J. Alexandre (T8) 0,84 5,96 0,43 0,8 2 2700 8 500 536,45T1 0,69 7,23 0,40 0,8 2 2700 4 500 547,20T4 1,12 4,46 0,51 0,8 2 2700 16 1000 1028,84T3 1,08 4,65 0,51 0,8 2 2700 16 1000 1013,94

Sala PC (T4) 0,65 7,67 0,40 0,8 2 2700 4 500 572,23Lab. Circ. Impresso (T4) 0,62 8,03 0,40 0,8 2 2700 7 1000 1329,87

T10 0,87 5,72 0,43 0,8 2 2700 8 500 569,38S2 1,11 4,50 0,51 0,8 2 2700 15 1000 1014,90S4 0,87 5,76 0,43 0,8 2 2700 6 500 557,84S6 0,87 5,76 0,43 0,8 2 2700 12 1000 1115,67S8 0,87 5,76 0,43 0,8 2 2700 12 1000 1115,67S5 0,87 5,76 0,43 0,8 2 2700 12 1000 1115,67S3 1,53 3,27 0,61 0,8 2 2700 12 500 519,30S1 1,53 3,27 0,61 0,8 2 2700 12 500 519,30S9 1,54 3,25 0,61 0,8 2 2700 12 500 512,22S7 1,02 4,89 0,51 0,8 2 2700 7 500 509,09T7 0,86 5,78 0,43 0,8 2 2700 3 200 267,15

Almoxarifado (T4) 0,63 7,99 0,40 0,8 2 2700 1 100 164,10S10 1,03 4,88 0,51 0,8 2 2700 7 500 524,47

Lab PCI (T2) 0,62 8,06 0,40 0,8 2 2700 7 1000 1155,73Almoxarifado (T8) 0,52 9,53 0,40 0,8 2 2700 1 100 241,51Corred. Inferior I 0,63 7,88 0,40 0,8 2 2700 1 100 142,18Corred. Inferior II 0,71 7,02 0,43 0,8 2 2700 3 100 140,30Corred. Superior 0,72 6,91 0,43 0,8 2 2700 3 100 116,10

DepósitoDEEL 0,74 6,73 0,43 0,8 2 2700 1 100 590,56


Sendo fator de utilização (U), fator de manutenção (Fd), número de lâmpadaspor luminária(NLamp), fluxo luminoso por lâmpada (FL), número de luminárias paraatender a norma (NLum), iluminância média norma (𝐸𝑚𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎) e iluminância média nova(𝐸𝑚𝑛𝑜𝑣𝑎)


Levantamento de Cargas

Calculadas as novas iluminâncias e atendidas as normas de iluminação para cadaambiente, foi obtido as novas quantidades de luminária por recinto. E com a nova quantidadede dispositivos presentes no sistema conseguimos calcular a nova carga instalada para osistema de iluminação.

Tabela 12 – Levantamento da Quantidade de Dispositivos do Sistema de IluminaçãoRedimensionado.


T5 27 54 27T6 4 8 4T8 20 40 20



T10 8 16 8S2 15 30 15S4 6 12 6S6 12 24 12S8 12 24 12S5 12 24 12S3 12 24 12S1 12 24 12S9 12 24 12S7 7 14 7T7 3 6 3



Corredor Pavimento Inferior I 1 2 1Corredor Pavimento Inferior II 3 6 3Corredor Pavimento Superior 3 6 3



Obtivemos a seguinte quantidade de dispositivos no sistema de iluminação:

Tabela 13 – Quantidade Total - Dispositivos do Sistema de Iluminação Redimensionado.

Número Reatores Número de Lâmpadas Número de Luminárias

Total 174 348 174Fonte: Próprio Autor

O número de luminárias calculado foi de 241 e substituindo na Equação 4.3.

𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐼𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 = 𝑛𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑢𝑚𝑖𝑛á𝑟𝑖𝑎𝑠.[((0, 8).78) + ((0, 2).94, 5)] [𝑊 ] (4.3)

Obtivemos aproximadamente 18,44KW como novo valor de potência instalada paracarga de iluminação.

4.3 Proposta de Retrofit Utilizando Lâmpadas T5

Características da Lâmpada utilizada

Na proposta do retrofit foram escolhidas lâmpadas T5, porque estas possibilitamum maior fluxo luminoso e tem uma maior durabilidade com relação a lâmpadas T8, T10e T12.

Pode ser visto na Figura 31, que a lâmpada T5 possui um menor diâmetro. Destaforma, permite um maior rendimento da luminária e também reduz a perda por absorçãoda luz pelo próprio corpo da lâmpada.

Figura 29 – Comparativo rendimento das luminárias com diferentes modelos de lâmpadas.

Fonte: Phillips 2014

A lâmpada escolhida foi a lâmpada T5 HE ES Lumilux 13W/840, Figura 30, quepossui uma potência nominal de 13W, eficiência luminosa de 92 lm/W, o seu índice de


reprodução de cor esta entre 80 e 89, tem fluxo luminoso de 1150 𝑙𝑚 e possui temperaturade cor de 4000K. Esta lâmpada é uma das mais eficientes fabricada pela OSRAM.

Figura 30 – Lâmpada T5 HE ES Lumilux 13W/840.

Fonte: OSRAM 2014

Características do Reator Utilizado

O reator utilizado foi o Quicktronic FIT 5 2x14-35W, Figura 31, este tem tensãonominal entre 200-240V e consegue alimentar 2 lâmpadas com potência nominal entre14 e 35 watts. A partida da lâmpada neste reator é realizada com pré-aquecimento dofilamento.

Figura 31 – Reator Quicktronic-FIT 5 2x14-35.

Fonte: OSRAM 2014

O sistema de iluminação composto por, reator mais 2 lâmpadas, produzem umapotência nominal de 29.00 watts incluindo as perdas.


Características da Luminária Utilizada

Para a escolha da luminária deve-se levar em consideração o refletor, que tem comofunção distribuir a luz emitida pela lâmpada no interior da luminária, e também as aletas,que propiciam o controle de ofuscamento causado pelas lâmpadas.

A luminária escolhida foi a FAC06-S414 da Lumicenter, Figura 32, que é de sobrepore possui um rendimento de 78%. Esta tem um refletor facetado em alumínio anodizado dealta pureza e refletância e aletas planas em chapa pintada.

Figura 32 – Luminária Lumicenter FAC06-S414 para T5 - 4x13W.

Fonte: Lumicenter 2014

A sua curva fotométrica é aberta do tipo “bat wing”, Figura 31, que é amplamenteutilizada no local de trabalho, em escolas e escritórios para reduzir os reflexos indesejados.Caracteriza-se pelo fato de projetar a maior parte do fluxo nas direcções laterais em vezde verticalmente (direto). Isso é uma característica interessante, porque permite que oequipamento seja utilizado em uma posição lateral em relação aos postos de trabalho, aoinvés de estarem verticalmente em baixo das luminárias.


Figura 33 – Curva de Distribuição Luminosa e Tabela para obtenção do Fator de Utilizaçãoda Luminária FAC06-S414 para T5 - 4x13W.

Fonte: Lumicenter 2014

Cálculo luminotécnico através do método dos Lúmens

Para o retrofit com lâmpada T5, foram realizados os cálculos para o método doslúmens, visando atender a norma vigente.


Tabela 14 – Resultados Método dos Lúmens para o Retrofit Lâmpada T5.

Ambiente K RCR U Fd NLamp FL. NLum 𝐸𝑚𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎 𝐸𝑚𝑛𝑜𝑣𝑎

T5 1,44 3,47 0,66 0,8 4 1150 30 1000 1048,40T6 0,72 6,93 0,44 0,8 4 1150 5 500 556,43T8 1,28 3,89 0,59 0,8 4 1150 24 1000 1025,62

Sala J. Alexandre (T8) 0,84 5,96 0,49 0,8 4 1150 8 500 520,74T1 0,69 7,23 0,44 0,8 4 1150 4 500 512,75T4 1,12 4,46 0,59 0,8 4 1150 16 1000 1013,90T3 1,08 4,65 0,54 0,8 4 1150 18 1000 1028,85

Sala PC (T4) 0,65 7,67 0,40 0,8 4 1150 5 500 609,32Lab. Circ. Impresso (T4) 0,62 8,03 0,40 0,8 4 1150 8 1000 1132,85

T10 0,87 5,72 0,49 0,8 4 1150 8 500 552,70S2 1,11 4,50 0,59 0,8 4 1150 15 1000 1000,16S4 0,87 5,76 0,49 0,8 4 1150 6 500 541,50S6 0,87 5,76 0,49 0,8 4 1150 12 1000 1083,00S8 0,87 5,76 0,49 0,8 4 1150 12 1000 1083,00S5 0,87 5,76 0,49 0,8 4 1150 12 1000 1083,00S3 1,53 3,27 0,66 0,8 4 1150 14 500 558,40S1 1,53 3,27 0,66 0,8 4 1150 14 500 558,40S9 1,54 3,25 0,66 0,8 4 1150 14 500 550,79S7 1,02 4,89 0,54 0,8 4 1150 8 500 524,78T7 0,86 5,78 0,49 0,8 4 1150 3 200 259,73

Almoxarifado (T4) 0,63 7,99 0,40 0,8 4 1150 1 100 139,79S10 1,03 4,88 0,54 0,8 4 1150 8 500 540,63

Lab PCI (T2) 0,62 8,06 0,40 0,8 4 1150 8 1000 1125,16Almoxarifado (T8) 0,52 9,53 0,34 0,8 4 1150 1 100 174,87

Corred. Inf. I 0,63 7,88 0,40 0,8 4 1150 1 100 121,11Corred. Inf. II 0,71 7,02 0,44 0,8 4 1150 3 100 122,30Corred. Sup. 0,72 6,91 0,44 0,8 4 1150 3 100 101,20

DepósitoDEEL 0,74 6,73 0,44 0,8 4 1150 1 100 514,77


Levantamento das Cargas do Sistema de Iluminação

Com os cálculos concluídos, conseguimos obter os materiais que serão necessáriospara a instalação do sistema de iluminação na Tabela 16.

O número de luminárias calculado foi de 262, substituindo na Equação 4.4.

𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐼𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 = 𝑛𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑢𝑚𝑖𝑛á𝑟𝑖𝑎𝑠 . 58 [𝑊 ] (4.4)

O valor obtido para a nova potência instalada foi de aproximadamente 14,964 KW.

Se compararmos os 3 sistemas: sistema de iluminação atual, redimensionado eretrofit.


Tabela 15 – Levantamento da Quantidade de Dispositivos do Sistema de Iluminação T5.


T5 60 120 30T6 10 20 5T8 48 96 24



T10 16 32 08S2 30 60 15S4 12 24 06S6 24 48 12S8 24 48 12S5 24 48 12S3 28 56 14S1 28 56 14S9 28 56 14S7 16 32 08T7 6 12 3



Corredor Pavimento Inferior I 2 4 1Corredor Pavimento Inferior II 6 12 3Corredor Pavimento Superior 6 12 3


Tabela 16 – Quantidade Total - Dispositivos do Sistema de Iluminação T5.

Número Reatores Número de Lâmpadas Número de Luminárias

Total 524 1048 262Fonte: Próprio Autor

Notamos que o sistema atual é o que tem a menor potência instalada, no entanto,não atende a norma de iluminação e existem ainda alguns ambientes onde a iluminânciamédia é aproximadamente 4 vezes menor do que o mínimo requerido pela norma.

Agora, considerando os dois sistemas que atendem a norma, notamos que o sistemaproposto para retrofit tem uma potência instalada menor em 3,5 watts.


Tabela 17 – Resumo dos Resultados dos 3 Sistemas Avaliados.

Sistema Atual Sistema Redimensionado Sistema Retrofit

Pot. Instalada 14,15 kW 18,44kW 14,964kWQuant. Reatores 174 241 524

Quant. Luminárias 174 241 262Quant. Lâmpadas 348 482 1048


4.4 Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica

Módulo Fotovoltaico Selecionado

O módulo escolhido YL250P 29b, Figura 34, do fabricante Yingli que é feita desílicio policristalino tem potência nominal de 250Wp.

Figura 34 – Módulo Fotovoltaico YL250P 29b - 250Wp.

Fonte: Yingli 2014

A Tabela 18 apresenta as principais características elétricas e térmicas desse modelode módulo fotovoltaico.


Tabela 18 – Parâmetros Elétricos e Térmicos do Módulo YL250P.

Parâmetros Elétricos do Módulo YL250P 29b (Condição Padrão de Teste)Potência Elétrica Máxima (𝑃𝑚𝑝) 250 Wp

Corrente Máxima de Potência (𝐼𝑚𝑝) 8,24 ATensão Máxima de Potência (𝑉𝑚𝑝) 30,4 VCorrente de Curto Circuito (𝐼𝑠𝑐) 8,79 ATensão de Circuito Aberto (𝑉𝑜𝑐) 38.4V

Parâmetros Térmicos do Módulo YL250P 29b (Condição Padrão de Teste)Temperatura Nominal de Operação da Célula (𝑇𝑁𝑂𝐶) 46 ±20C

Coeficiente de Temperatura da 𝐼𝑠𝑐 0,06 A/0CCoeficiente de Temperatura da 𝑉𝑜𝑐 -0,33 V/0C

Fonte: Yingli 2014

Inversor On-Grid

O inversor escolhido foi o IG Plus 70V-1, Figura 35, do fabricante Fronius parauso com energia solar fotovoltaica que funcionam integrados a rede elétrica e tem umapotência de 6500W.

Este ainda não se encontra aprovado na COPEL, no entanto, ele é de uma série deinversores que tem muito inversores aprovados (Fronius IG Plus V-1) e era o único queatenderia a potência da carga requerida e por este motivo foi escolhido, Figura 20.

Figura 35 – Inversor On-Grid Fronius IG Plus 70V-1 - 6.500W

(Fonte: Fronius 2014)


A Tabela 19 apresenta as principais características elétricas desse modelo de módulofotovoltaico.

Tabela 19 – Características Elétricas do Inversor Fronius IG Plus 70V-1.

Entrada C.C. (Saída do Gerador Fotovoltaico)Faixa de Tensão de Entrada na Máxima Potência (𝑉𝑚𝑝) 230 - 500 V

Corrente Máxima de Entrada (𝐼𝑚á𝑥) 29,9 ATensão Máxima de Entrada Sem Carga (𝑉𝑜𝑐) 600 V

Saída C.A. (Rede Elétrica)Faixa de Tensão (𝑉 𝑐𝑎) 180 - 270 V

Potência Elétrica Nominal (𝑃𝑐.𝑎.𝑛𝑜𝑚. = 𝑃 𝑜𝑖𝑛𝑣 ) 6500 W

Potência Elétrica Máxima de Saída (𝑃𝑐.𝑎.𝑚á𝑥. = 𝑃 𝑚á𝑥𝑖𝑛𝑣 ) 6500 W

(Fonte: Fronius 2014)

Tabela 20 – Características Elétricas do Inversor Fronius IG Plus 70V-1.

Dispositivo de Proteção 70V-1

Medição de Isolamento DC Aviso/desconexão(de acordo com a config. do país) c/ 𝑅𝐼𝑆𝑂 <600 𝑘ΩComportamento de Sobrecarga Deslocamento do Ponto de Trabalho , evitando sobrecargas.

Seccionador DC Integrado(Fonte: Fronius 2014)

4.4.1 Utilizando PVsyst R○ para dimensionamento do SistemaFotovoltaico

Primeiramente, indicamos ao programa a localização onde será instalado o sistemafotovoltaico, neste caso Londrina-PR. Foi utilizado o banco de dados da Nasa para seobter os dados metereológico. O programa consegue simular o comportamento do módulosfotovoltaico de acordo com os diferentes índices de irradiância durante o ano.

Deve-se configurar os parâmetros Albedo, este pode ser definido como a razão entrea irradiância eletromagnética refletida (de forma direta ou difusa) e a quantidade incidenteque é alterada dependendo da superfície. O valor utilizado será de 0.2, por se tratar deum ambiente urbanizado e com grande área verde ao redor, Tabela 21.

Além disto, deve-se alterar alguns valores de temperatura iniciais do programa.Porque o software foi desenvolvido na Europa e portanto utiliza os valores padrões detemperatura incidentes naquele continente.

Para se obter a inclinação adequada do módulo fotovoltaico para a região deLondrina-PR, foi utilizado o sistema de otimização do próprio programa e notamos que nainclinação de 34𝑜, o sistema tem o maior rendimento possível para o ano.


Tabela 21 – Valores Usuais para Albedo.

Valores Usuais para o AlbedoAmbientes Urbanos 0,14 - 0,22

Grama 0,15 - 0,22Grama Molhada 0,26

Neve 0,82Neve Derretida 0,55 - 0,75

Asfalto Seco 0,09 - 0,15Asfalto Molhado 0,18

Concreto 0,25 - 0,35Telha Cerâmica 0,33

Alumínio 0,85Aço Galvanizado Novo 0,35

Aço Galvanizado Antigo e Sujo 0,08Fonte: Pvsyst R○ 2014

As vezes é interessante mudar a inclinação dos módulos de modo a otimizar acaptação de radiação solar em determinados períodos do ano em detrimento de outros.

Isto pode ser útil em algumas localidades onde há falta de energia elétrica duranteum período do ano e portanto, é necessário aumentar a produção desta célula para aquelaépoca, normalmente, verão (Outubro a Março) ou inverno (Abril a Setembro).

O valor de 34𝑜 é coerente porque para maximizar a incidência de radiação solar nosmódulos fotovoltaicos (de forma que os raios incidam perpendicularmente sobre os mesmos),estes devem ser inclinados. E como estamos no sul geográfico é necessário orientarmos osmódulos para o norte geográfico e com um ângulo de inclinação considerando o valor dalatitude local em módulo acrescida de 7𝑜 a 15𝑜.

Desta forma, como a latitude de Londrina é -23,18𝑜, o valor utilizado de 34 𝑜 atendeessa estimativa.

O sistema foi dimensionado para 13 kW de potência e para atendermos essademanda de potência serão necessários: 52 módulos fotovoltaicos, sendo 13 módulos emsérie e 4 em paralelo. Conforme pode ser visto na Figura 36.

O dimensionamento é coerente porque quando os módulos estão em série a tensão ésomada e obtemos uma tensão de 395,2 volts na saída dos módulos, este valor esta abaixoda faixa de trabalho do inversor, Tabela 19.

No entanto, quando os módulos estão em paralelo a corrente dos arranjos em sériesão somados. Foram utilizados 2 inversores e cada inversor terá 2 fileiras de módulos emparalelo, resultando num valor de 16,48 A e este valor esta abaixo da máxima tensãopossível no inversor, que é de 29,9 A.


Figura 36 – Dimensionamento da quantidade de módulos fotovoltaicos - SoftwarePVsyst R○.

Fonte: PVsyst R○ - Próprio Autor

Os módulos foram dispostos conforme a Figura 37 no telhado do departamento deengenharia elétrica da UEL.


Figura 37 – Disposição dos módulos fotovoltaicos - Software PVsyst R○.


Com o sistema simulado, conseguimos obter vários gráficos interessantes paraanálise do sistema. Por exemplo, na Figura 38, encontramos o valor médio de produção deenergia útil por dia (Yf) que é de 4,19 kWh/kW por dia.

Figura 38 – Produção Normalizada


As perdas representam 20,94% do que é produzido no sistema e podemos encontrareste valor com uma conta simples, através daEquação 4.5.

𝑃𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠 𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠 𝑛𝑜 𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙(4.5)


𝑃𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠 𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 = 1, 11𝑘𝑊

5, 3𝑘𝑊= 20, 94% (4.6)

Com este resultado, percebemos que o rendimento global do sistema (PR) será :

𝑅𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝐺𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙 𝑑𝑜 𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 (𝑃𝑅) = 1, 00 − 0, 2094 = 0, 791 (4.7)

Podemos comprovar este resultado através da Figura 39.

Figura 39 – Rendimento Global do Sistema (PR).

Fonte:PVsyst R○ - Próprio Autor

Na Tabela 22, encontramos os balanços e resultados principais obtidos para olevantamento de um ano.

Sendo irradiação global horizontal (GlobHor), temperatura ambiente (T Amb),irradiação global incidente no módulo fotovoltaico (GlobInc), irradiação efetiva globalincidente no módulo fotovoltaico considerando sombreamento e pelo ângulo modificador deincidência (GlobEff), energia efetiva na saída do conjunto (EArray), energia injetada na rede(E_Grid), 𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑎 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑎í𝑑𝑎 𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑗𝑢𝑛𝑡𝑜

𝑟𝑒𝑔𝑖ã𝑜 𝑎𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑡𝑎𝑑𝑎(EffArrR) e 𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑎 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑎í𝑑𝑎 𝑑𝑜 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎

𝑟𝑒𝑔𝑖ã𝑜 𝑎𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑡𝑎𝑑𝑎

(EffSysR).

Podemos notar, que que a eficiência do inversor é excelente e está em 95,27%. Estevalor pode ser encontrado dividindo o valor de energia injetada na rede (E_Grid) pelovalor gerado no conjunto (EArray).

Outra análise interessante é que se compararmos o valor final da irradiação glo-bal (GlobHor) e a irradiação global efetiva incidente no módulo fotovoltaico (GlobEff),


Tabela 22 – Balanços e Resultados Principais.

GlobHor𝑘𝑊ℎ/𝑚2

T amb𝑜C

GlobInc𝑘𝑊ℎ/𝑚2

GlobEff𝑘𝑊ℎ/𝑚2

EArray𝑀𝑊ℎ

E_Grid𝑀𝑊ℎ

EffArrR%

EffSysR%

Janeiro 180.1 24.40 155.7 147.1 1.666 1.585 12.60 11.99Fevereiro 155.1 24.10 145.7 138.5 1.555 1.479 12.56 11.95

Março 159.3 23.50 168.5 161.2 1.804 1.719 12.60 12.00Abril 138.9 22.10 168.0 161.8 1.816 1.732 12.72 12.13Maio 115.3 19.20 153.5 148.1 1.688 1.609 12.95 12.34Junho 104.7 18.30 150.4 145.2 1.673 1.595 13.10 12.48Julho 119.0 18.50 168.5 162.8 1.865 1.778 13.03 12.43

Agosto 140.7 20.80 180.8 174.6 1.967 1.877 12.81 12.22Setembro 141.9 22.60 155.4 148.9 1.663 1.584 12.60 12.00Outubro 168.6 24.00 165.4 157.5 1.754 1.670 12.49 11.89

Novembro 183.6 24.10 162.4 153.7 1.720 1.637 12.47 11.87Dezembro 188.5 24.50 160.2 151.5 1.704 1.622 12.52 11.91

Ano 1795.9 22.16 1934.7 1851.0 20.875 19.887 12.70 12.10Fonte: Adaptado de Pvsyst R○ 2014

percebemos que a segunda é maior que a primeira porque quando alteramos a angulaçãodos módulos fotovoltaico conseguimos um melhor aproveitamento da irradiação produzidapelo sol.

A curva da distribuição de probabilidade, Figura 40, exibe 3 pontos: P50, P90 eP95. Quando está em P50, a curva obtem o valor máximo de produção de energia duranteo ano.

No entanto, a probabilidade de que isto aconteça é muito mais baixa do que aprobabilidade de que o valor P95 se realize.

Não que seja impossível alcançar o valor do ponto P50, porém, este foi o melhorvalor possível de captação de energia para este sistema.


Figura 40 – Distribuição Probabilidade da Produção de Energia Durante o Ano.


4.4.2 Ligação com à Rede

De acordo com Zilles(2002), a instalação de um inversor monofásico no sistemaelétrico brasileiro é relativamente simples, uma vez que a maioria desses inversores éimportada e fabricada de tal forma a fornecer tensões que variam de 190 Vca a 250Vca, permitindo a instalação entre duas fases, na maior parte do sistema de distribuiçãoexistente no país (127 Vca, fase-neutro, e 220 Vca,fase-fase).


A ligação do sistema será realizado da seguinte forma:

Figura 41 – Diagrama Unifilar do Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede.

Fonte: Próprio Autor adaptado do Manual de Instalações da Copel

4.4.3 Dimensionento dos Condutores

Componentes CC

Conexão entre os módulos

Critério de Intensidade Admissível

A corrente de curto circuito para cada série de módulos é de 8,79A, devemosmultiplicar este valor por um fator 1.25 visando a proteção do cabo em caso de curtocircuito.

Neste caso, obteremos uma corrente de 10,98A e como estes cabos estarão expostosdiretamente ao sol deve ser utilizado um fator de 0,9 e além disto, utilizar o fator detemperatura presente na NBR 5410 para temperatura de 60𝑜 obtem-se um coeficiente de0,71.

𝐼 = 𝐼𝑐

𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎.𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑒𝑥𝑝𝑜𝑠𝑖çã𝑜 𝑠𝑜𝑙(4.8)

𝐼 = 10, 980, 71.0, 9 = 17, 18𝐴 (4.9)


Na tabela de condutores da NBR 5410, para condutores EPR ou XLPE, na categoriaF. De acordo com a tabela, o condutor obtido foi de 1,5𝑚𝑚2, porém o recomendado é queseja utilizado um cabo de no mínimo 2,5𝑚𝑚2 e este critério será adotado.

Critério Queda de Tensão

Cada módulo tem uma tensão de circuito aberto de 37,5V e multplicando estevalor por 13 porque são 13 módulos em série, obtemos, 487,5V de tensão máxima.

Vamos limitar a queda de tensão para 0,01.Vmáx, assim, a queda de tensão máxima(𝑒) será de 4,88V. Será utilizado 20 metros de cabo para fazer a ligação entre os módulose como o comprimento da linha (𝑙) tem que levar em consideração (positivo e negativo,usaremos o dobro deste valor).

É sabido também que a condutividade de cobre (𝛾) a 90 𝑜C é de 44 m/Ω.𝑚𝑚2

(hipótese mais desfavorável para regime permanente quando a instalação recebe umaradiação de 1000 𝑊

𝑚2 ).

O cálculo então é realizado do seguinte modo:

𝑆 = 𝑙.𝐼

𝛾.𝑒(4.10)

𝑆 = 40.10, 9844.4, 88 = 2, 045𝑚𝑚2 (4.11)

Mas como este condutor não existe o mais próximo encontrado foi o de 2,5 𝑚𝑚2.O condutor utilizado será o de 2,5𝑚𝑚2 para fazer a ligação, já que este foi obtido pelosdois métodos.

Conexão Módulos - Inversor


A corrente de curto circuito neste caso será a soma das duas correntes que saemdos módulos em série e o resultado obtido foi de saída de módulos é de 17,58A, devemosmultiplicar este valor pelo fator 1.25 obtendo uma corrente de 21,98A.

𝐼 = 21, 980, 71.0, 9 = 34, 4𝐴 (4.12)

De acordo com a tabela da NBR 5410, o condutor obtido foi de 2,5𝑚𝑚2.


Será utilizado 15 metros de cabo para fazer a ligação entre os módulos e o inversor.


O cálculo então é realizado da seguinte forma:

𝑆 = 30.21, 9844.4, 88 = 3.07𝑚𝑚2 (4.13)

O condutor obtido foi de 4 𝑚𝑚2 e será utilizado no projeto.

Inversor - Rede


A corrente de curto circuito que sai do inversor é de 42,45A e este deve sermultiplicado por 1,25 obtendo uma corrente de 53,06A. Neste caso, utilizaremos o fatorde 0,8 porque, estará a uma temperatura menor visto que já não estará exposto ao solutilizaremos o fator de 50𝑜C que é 0,82.

𝐼 = 53, 060, 82 = 64, 73𝐴 (4.14)

De acordo com a tabela da NBR 5410, o condutor obtido foi de 10𝑚𝑚2.


Será utilizado 5 metros de cabo para fazer a ligação entre o inversor e à rede e atensão de circuito aberto é de 405V.

O cálculo então é realizado da seguinte forma:

𝑆 = 10.64, 7344.4, 05 = 3.63𝑚𝑚2 (4.15)

O Condutor obtido foi o de 4 𝑚𝑚2, porém, será utilizado no projeto o condutor de10 𝑚𝑚2 (critério de intensidade admissível).

A proteção CC não precisa ser realizada visto que o inversor já tem proteção epara o lado CA, é necessário instalar um disjuntor trifásico de 40A.

Além disto, o medidor deve ser bidirecional para que possar ser realizada a com-pensação de energia.


4.5 Análise de Viabilidade

4.5.1 Sistemas de Iluminação

Levantamento de Custos

Sistema Redimensionado

Para estimar os valores dos sistemas, foram realizados 3 orçamentos e calculada amédia dos valores encontrados, conforme mostrado na Tabela 28.

Tabela 23 – Valores Dispositivos de Iluminação Sistema Atual.

Dispositivo Valor (R$)Luminária Intral FS 840 - 2x40W 62,11

Reator ECP RF UNO 2x40 24,90Lâmpada T12 GE - FX-40SD 8,00


Depois de realizada a correção da iluminância média do sistema atual, foi criadoum déficit de 71 luminárias, 71 reatores e 142 lâmpadas.

Este cálculo será efetuado, multiplicando os preços unitários com a quantidadefaltante de cada dispositivo e depois serão somados.

𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑟𝑒𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠 = (71.62, 11) + (71.24, 90) + (142.8, 00) = 𝑅$ 7313, 71(4.16)

O valor de investimento inicial obtido foi de 7.313,71 reais e lembrando que o valorde potência instalada no DEEL para este caso é de 18,44KW, conseguimos montar umafunção para compararmos os sistemas.

Foi assumido que o valor do kW/h pago pela UEL é de R$0,28 e também que osistema opera em plena carga, ou seja, com 100% da sua capacidade durante 8 horas pordia e que o edifício só funciona durante os dias da semana (5 dias).

𝑓𝑢𝑛çã𝑜 𝑑𝑜 𝑟𝑒𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑜 = 7313, 71 + 5, 1632 . ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 (4.17)

Proposta de Retrofit

Do mesmo modo como foi realizado no caso anterior, foram cotados 3 valores paracada produto e posteriormente realizada a média para encontrar o valor unitário de cadaproduto, Tabela 24.

Como os valores de quantidade dos dispositivos que devem ser comprados, confomemostrado na Tabela 21.


Tabela 24 – Valores Dispositivos de Iluminação Retrofit.

Dispositivo Valor (R$)Luminária Lumicenter FS 840 - 4x13W 113,49

Reator QT FIT-5 ECG 32,12Lâmpada T5 OSRAM 23,61


Calculamos o investimento inicial.

𝑉 𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑟𝑒𝑡𝑟𝑜 = (262.113, 49) + (524.32, 12) + (1048.23, 61) = 𝑅$ 71308, 54(4.18)

Com o investimento inicial calculado e com o valor de potência instalada igual a14,964kW, podemos obter a função do gasto do retrofit por horas.

𝑓𝑢𝑛çã𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑡𝑟𝑜𝑓𝑖𝑡 = 71308, 54 + 4, 18992 . ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 (4.19)

4.5.2 Análise Comparativa de Viabilidade dos Sistemas

Foram plotadas as duas funções, com ajuda do software de simulação Matlab R○,encontramos o ponto onde as duas retas se cruzam, que caracteriza o momento onde osistema de retrofit terá o mesmo gasto que o redimensionado, se considerarmos o valor doinvestimento inicial com gastos de energia do sistema durante aquele período.

Figura 42 – Comparativo entre os gastos por hora dos dois sistemas de iluminação.



Percebemos que este ponto é dado em aproximadamente 65.780,00 horas e como alâmpada utilizada para retrofit tem uma vida média de 24.000,00 horas, esta queimariaantes da quantidade de horas prevista, para que fosse mais eficiente economicamente doque a do outro sistema.

Se excluirmos da análise, a vida média da lâmpada e se supormos que nenhum dosdispositivos utilizados neste sistema queimaria, nós teriamos um gasto em reais equalizadopara os dois sistemas depois de 34 anos e 3 meses.

Analisando novamente, por uma nova perspectiva, vamos supor que todos osequipamentos do sistema atual pudessem ser vendidos pelo preço que cotamos para osistema redimensionado.

No sistema atual de iluminação, nós temos 174 luminárias, 174 reatores e 348lâmpadas. Isto, reverteria um valor de R$ 17.923,74.

Se diminuíssemos este valor do custo inicial sistema de retrofit, obteríamos aseguinte função.

𝑓𝑢𝑛çã𝑜 _ 𝑟𝑒𝑡𝑟𝑜 = 53384, 80 + 4, 18992 . ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 (4.20)

Igualando as duas equações, Equação 4.17 e Equação 4.20, foi obtido o valoraproximado de 47.336,00 horas.

Ainda que façamos este tipo de análise, a lâmpada queimaria e o investimento nãoseria proveitoso, do ponto de vista econômico.

Visto que o sistema de retrofit só seria mais viavél economicamente, após serutilizaddo por 24 anos e 7 meses.

4.5.3 Sistema Fotovoltaico

Fator de Capacidade de um Sistema

Com base nos cálculos realizados em subseção 4.4.1, o sistema fotovoltaico dimen-sionado para o DEEL/UEL, com potência nominal de 13 kWp, irá produzir anualmente19,685 MWh.

Pode-se afirmar que a produção diária média anual é de 53,932 kWh/dia, assim,para cada kWp instalado serão produzidos 1,512MWh por ano. Este valor é chamado deprodutividade anual do sistema.

O fator de capacidade é dado, pela Equação 4.21.

𝐹𝐶(%) = 𝐸𝑔(𝑀𝑊ℎ)𝑃𝑛(𝑀𝑊𝑝) . 24ℎ . 365 . 100 (4.21)


Onde fator de capacidade do sistema(Fc), energia produzida pelo sistema em umano (Eg) e a potência nominal do sistema fotovoltaico (Pn).

O fator de capacidade obtido foi de 17,26%,Equação 4.22.

𝐹𝐶(%) = 19, 685𝑀𝑊ℎ

𝑃𝑛(0, 013𝑀𝑊ℎ).24ℎ.365 . 100 = 17, 26% (4.22)

Cálculo da Energia Economizada

𝑉 𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑐𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜 = 𝐸𝑔(𝑎𝑛𝑜).𝑇 (4.23)

Onde Eg(ano) é a energia gerada pelo modulo fotovoltaico e tarifa em R$/kWh,que paga à concessionária.

O valor economizado por ano será:

𝑉 𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑐𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜 = 19685𝑘𝑊ℎ.0, 28 𝑟𝑒𝑎𝑖𝑠/𝑘𝑊ℎ = 5.511, 80 𝑟𝑒𝑎𝑖𝑠 (4.24)

Este é o valor que o DEEL/UEL deixará de pagar anualmente na tarifa de ener-gia elétrica por ter instalado o sistema de produção de energia elétrica com módulosfotovoltaicos.

Gastos de Instalação

Para a instalação do sistema fotovoltaico já descrito, será utilizado 52 módulos desilício policristalino de 250Wp cada módulo e o custo encontrado por módulo foi de R$899,00, o custo total será de, R$ 46.748,00.

Para a conversão da energia gerada em corrente contínua para corrente alternada,foram utilizados 2 inversores de 6500kW e foi obtido o valor de R$ 11.030,40 por inversor,totalizando R$ 22.060,00.

Foram cotados 2 tipos de suportes para telhado, o primeiro suporta 4 módulosfotovoltaicos de 230W a 260 W e o segundo para um módulo fotovoltaico. O preco dosuporte para 4 módulos foi de R$ 699,00 e o suporte para 1 módulo foi cotado por R$299,00. A quantidade utilizada foram 12 suportes de 4 módulos e 4 suporte de 1 módulopara atender os 52 módulos e o valor do custo deste equipamento foi de R$ 9.584,00.

Com cabos e proteções será estimado um valor de R$ 5.000,00 para finalizar ainstalação. Portanto, teremos um custo total de R$ 83.392,00.


Análise Econômica

O período de retorno simples (PRS) mede o prazo necessário para recuperar oinvestimento realizado, resultante da relação entre o investimento inicial em eficiênciaenergética e as economias obtidas a cada ano é dada pela Equação 4.25

𝑃𝑅𝑆 = 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 (𝑅$)𝐸𝑐𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑎𝑛𝑜

= 𝑅𝑒𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜 𝑑𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 (𝑒𝑚 𝑎𝑛𝑜𝑠) (4.25)

Assim, obtemos o seguinte valor:

𝑃𝑅𝑆 = 83.992, 005.511, 80 = 15, 24 𝑎𝑛𝑜𝑠 (4.26)

Em 15,24 anos, teremos o retorno do investido e como o sistema tem uma vidaútil de 25 a 30 anos, conseguiriamos obter o retorno de investimento em 15 anos e 3meses. Teríamos, assim, um período de aproximadamente 10 anos para utilizar o sistemade geração fotovoltaica com o investimento pago o que geraria um valor excedente de55.110,00 reais.

Este tipo de cálculo é interessante e de fácil utilização, porém não considera o valordo dinheiro no tempo. Existe uma figura de mérito econômico chamada de período deretorno descontado (PRD), que considera o valor do custo de capital, que é a taxa dedesconto e o tempo de investimento realizado.

Podemos obter o PRD através da Equação 4.27.

𝑃𝑅𝐷 = 𝑛 . 𝐹𝑅𝐶(𝑑, 𝑛) . 𝑃𝑅𝑆 = 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 (𝑒𝑚 𝑎𝑛𝑜𝑠) (4.27)

Sendo, o tempo de vida igual a n, o fator de recuperação do capital (FRC) e operíodo de retorno simples (PRS).

O FRC é outra figura de mérito econômico,Equação 4.29, que é utilizado para aanalise das mais diferentes alternativas energéticas. Este anualiza o valor de determinadoinvestimento feito no presente, considerando uma determinada taxa de descontos (d) emum período em anos (n).

𝐹𝑅𝐶(𝑑, 𝑛) = 𝑑 . (1 + 𝑑)𝑛

(1 + 𝑑)𝑛 − 1 (4.28)

Onde n é o número em anos e d é a taxa de desconto.


Vamos utilizar uma vida estimada do sistema fotovoltaico de 30 anos e a taxa dedesconto é a definida pelo empréstimo bancário neste caso tomaremos, 10% ao ano. Destemodo, obteremos o seguinte fator de recuperação capital:

𝐹𝑅𝐶(𝑑, 𝑛) = 0, 1 . (1, 1)30(1 + 0, 1)30 − 1 = 0, 10607925 (4.29)

Com este valor conseguimos determinar o PRD:

𝑃𝑅𝐷 = 30 . 0, 10607925 . 15, 24 = 48, 4994; (𝑒𝑚 𝑎𝑛𝑜𝑠) (4.30)

Levando em consideração o valor da correção do dinheiro em função do tempo nóstemos o valor aproximado de 48 anos e 6 meses para o retorno do investimento.

Segundo Lisita (2005), pode-se calcular o investimento recuperado através daEquação 4.32.

𝑅𝑒𝑠𝑢𝑙𝑡𝑎𝑑𝑜 (𝑅$) = 𝑅𝑒𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜(𝑅$)𝐹𝑅𝐶(𝑑, 𝑛) (4.31)

Onde Retorno é o valor em reais economizado durante o ano e FRC(d,n) é o fatorde recuperação de capital.

𝑅𝑒𝑠𝑢𝑙𝑡𝑎𝑑𝑜 (𝑅$) = 5511, 800, 10607925 = 51.995, 26 (4.32)

Este resultado indica que do total investido, R$ 83.992,00, teremos o retornoem 30 anos de apenas R$ 51.995,26 com a economia da energia e este valor representaaproximadamente 62% do valor gasto. Deste modo, teremos um déficit de R$ 31.996,74com relação ao investimento inicial.

82

5 CONCLUSÃO

O trabalho descrito apresenta o dimensionamento de um sistema fotovoltaico paraatender uma determinada carga de iluminação. Para isto, foi avaliado a iluminação dodepartamento de engenharia elétrica da UEL (DEEL) quanto ao seu nível de iluminânciae, também, foram analisadas as instalações deste sistema para ver se estavam conforme anorma vigente no país.

Através dos resultados, foi possível perceber que nem sempre os sistemas deiluminação mais eficientes são os mais viáveis do ponto de vista econômico. No estudorealizado, ficou claro que não compensaria instalar o referido sistema no departamento. Omotivo seria que o sistema ainda é muito caro.

No entanto com o passar dos anos é possível que o sistema deva se tornar viável,pois há uma série de estudos voltados para sistemas de iluminação e estes tem se tornadocada dia mais eficientes.

O sistema de iluminação redimensionado mostrou-se interessante por ser baratocomparando-se com o outro sistema. No entanto, deve-se analisar outros pontos com ummaior cuidado - não somente a iluminância média - mas levar em consideração o índicede ofuscamento, que não foi avaliado neste estudo, e consequentemente a substituição daluminária, buscando uma melhor eficiência do sistema.

O sistema fotovoltaico também não foi interessante do ponto de vista econômico.Em uma primeira análise mais simplista, parecia que o sistema seria viável e que deveriaser implementado com toda certeza pois em 15 anos o sistema estaria quitado. E destaforma, poderiamos usufruir deste gerador de energia elétrica por aproximadamente 15anos.

Porém, levando em consideração a depreciação, percebemos que o sistema não seriaviável do ponto de vista ecônomico, porque o ele tem uma validade aproximada de 30 anose o sistema somente se pagaria em 48 anos e 6 meses. E foi obtido que o sistema, duranteo seu período de funcionamento, conseguiria angariar no máximo 62% do seu custo inicial,deixando ainda um déficit considerável para ser pago.

No entanto, o sistema fotovoltaico é um sistema interessante para a diversificaçãoda matriz energética. Em outros países, como Espanha e Alemanha, o custo também éelevado porém o governo apoia a indústria que fábrica esses produtos e, consequentemente,fomenta o uso desta energia.

Há tendência que o Brasil melhore na questão de investimento e incentivos paraeste tipo de energia, porém é difícil prever em quanto tempo estes benefícios serão

Capítulo 5. Conclusão 83

implementados de forma efetiva.

Em relação aos sistemas conectados à rede, em alguns casos, é pago a unidadegeradora de energia um preço acima do cobrado pela distribuidora de energia local paradistribuir energia. E com alguns incentivos como estes, poderíamos fortalecer nosso sistemade geração de energia, diversificando a matriz energética e consolidando-a, trabalhandoem conjunto com sistemas distribuídos e centralizados e com uma menor dependência deenergias não renováveis.

84

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Capítulo 6. REFERÊNCIAS 85

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Apêndices


Plantas DEEL (Atual)

Figura 43 – Planta das Luminárias DEEL - piso inferior.

Fonte: Próprio Autor.


Figura 44 – Planta das Luminárias DEEL - piso superior.



Relatório do PVsystem R○

Figura 45 – Relatório do PVsystem R○, página 1.



Luminotécnica

Introdução

Com o tema de eficiência energética em alta, cada vez mais é buscado a melhorados equipamentos utilizados e com os sistemas de iluminação não é diferente.

Esta área que antes não era valorizada, está cada vez mais em evidência. Alémdisto, tem sido realizados vários estudos e cada vez mais tem se criado ferramentas para omelhor dimensionamento de um projeto luminotécnico.

De acordo com o BEN 2013, o consumo de eletricidade no setor comercial corres-ponde a 16% do consumo total e nestes estabelecimentos os gastos com iluminação podemchegar a mais de 50%, porque o uso é praticamente continuo durante o expediente detrabalho.

Por ser uma carga considerável na instalação elétrica estudaremos diferentes sistemasde iluminação.

Lâmpadas Fluorescentes

São lâmpadas que utilizam a descarga elétrica através de um gás para produzirenergia luminosa. As lâmpadas fluorescentes tubulares consistem de um bulbo cilíndricode vidro, tendo em suas extremidades eletrodos metálicos de tungstênio recobertos deóxidos que aumentam seu poder emissor, por onde circula a corrente elétrica. Em seuinterior existe vapor de mercúrio ou argônio a baixa pressão e as paredes internas do tubosão pintadas com materiais fluorescentes conhecidos por cristais de fósforo(Jeanine M. daLuz,2014).

E estas lâmpadas necessitam de equipamentos auxiliares que são necessários parao acendimento das mesmas, chamados de reatores.

Reatores

Segundo o manual da Phillips (2014), reator é um equipamento auxiliar utilizadoem conjunto com as lâmpadas de descarga (lâmpadas fluorescentes, vapor mercúrio, vaporde sódio e vapor metálico) que tem como objetivo limitar a corrente na lâmpada e forneceras características elétricas adequadas. Estes podem ser divididos em eletromagnéticos eeletrônicos. Os reatores eletromagnéticos são constituídos por um núcleo de aço silício ebobinas de fio de cobre esmaltado, impregnados com resina de poliéster adicionado comcarga mineral, tendo grande poder de isolamento e dissipação térmica. Eles são divididosem duas categorias de acordo com o princípio de funcionamento. Os reatores de partidaconvencional são os que precisam de um starter para o acendimento da lâmpada e sãoindicados para locais úmidos, de baixa temperatura ou sem condições de aterramento.


Nos reatores eletromagnéticos de partida rápida não há necessidade de starter ea lâmpada acende rapidamente, caso seja associado a uma luminária de chapa metálicadevidamente aterrada. Os filamentos neste modelo são aquecidos continuamente peloreator, o que facilita o acendimento da lâmpada em curto espaço de tempo.

Os reatores eletrônicos são constituídos por capacitores e indutores para altafrequência, resistores, circuitos integrados e outros componentes eletrônicos. Operam emalta frequência (de 20 kHz a 50 kHz). Essa faixa de operação quando bem projetadaproporciona maior fluxo luminoso com menor potência de consumo, transformando assimos reatores eletrônicos em produtos economizadores de energia e com maior eficiênciaque os reatores eletromagnéticos. (Phillips,2014) Os reatores eletrônicos também podemser divididos em duas categorias: reatores eletrônicos de partida rápida e de partidainstantânea.

No primeiro, o sistema de pré-aquecimento dos filamentos da lâmpada é controladoeletronicamente pelo reator, este gera uma tensão pequena em cada filamento e uma tensãode circuito aberto nos extremos da lâmpada. O tempo entre a energização do reator e oacendimento da lâmpada ocorre em torno de um a dois segundos e meio.

Enquanto que no reator eletrônico de partida instantânea não é realizado o pré-aquecimento dos filamentos. A tensão de circuito aberto para o acendimento da lâmpadaé gerada diretamente pelo reator.

Consumo

Para verificar a potência de um sistema de iluminação que utiliza lâmpadas fluores-centes deve ser levado em conta a potência dos reatores. Deste modo, a potência total dosistema é a soma das potências do reator e das lâmpadas. A Tabela 25, mostra o resultadodo cálculo da potência total com relação aos diferentes conjuntos, lâmpadas e reatores.

Tabela 25 – Potência total dos sistemas de iluminação com lâmpadas fluorescentes.

Lâmpadas Reator Convencional Reator de Partida RápidaReator (W) Potência Total (W) Reator (W) Potência Total (W)

1 x 20W 07 - 10 27 - 30 ————– ————–2 x 20W ————– ————– 16 - 18 56 - 581 x 40W 10 - 15 50 - 55 15 - 19 55 - 592 x 40W 24 104 23 1032 x 65W 32 162 ————– ————————2 x 110W ————– ————– ————– 0,57

Fonte: Ruttkay 2005


Vida Média

Segundo o manual da Phillips (2014), a vida média de uma lâmpada é definidaatravés do tempo em horas, do qual 50% das lâmpadas de um grupo representativo,testadas sob condições controladas de operação, tiveram queima. Portanto significa adurabilidade de uma lâmpada, ou seja, o tempo que a mesma irá operar antes da queima.

Deste modo, a vida média de uma lâmpada fluorescente depende da quantidade departidas que foi dada, ou seja, varia de acordo com o número de vezes que esta foi ligada edesligada. Neste tipo de lâmpadas existe um material que emite radiação e está sobre osfilamentos da lâmpada, este vai sendo consumido a cada ligação. A vida útil acaba quandoeste material emissivo deixar de existir e este é diretamente relacionado com o número deacionamentos.

Para uma lâmpada fluorescente a vida média varia de 6.000 a 20.000 horas sendoeste calculado, normalmente, para períodos de 3 horas e deste modo, podemos dizer que avalidade seria em média, entre 2000 a 6600 acionamentos do dispositivo.

Normas

Norma para Sistemas de Iluminação

NR-17 Ergonomia

Esta Norma Regulamentadora visa a estabelecer parâmetros que permitam aadaptação das condições de trabalho às características psicofisiológicas dos trabalhadores,de modo a proporcionar um máximo de conforto, segurança e desempenho eficiente.

Quanto a iluminação as regulamentações presentes na norma são as seguintes:

∙ 17.5.3. Em todos os locais de trabalho deve haver iluminação adequada, naturalou artificial, geral ou suplementar, apropriada à natureza da atividade.

∙ 17.5.3.1. A iluminação geral deve ser uniformemente distribuída e difusa.

∙ 17.5.3.2. A iluminação geral ou suplementar deve ser projetada e instalada deforma a evitar ofuscamento, reflexos incômodos, sombras e contrastes excessivos.

∙ 17.5.3.3. Os níveis mínimos de iluminamento a serem observados nos locaisde trabalho são os valores de iluminâncias estabelecidos na NBR 5413, normabrasileira registrada no INMETRO.

∙ 17.5.3.4. A medição dos níveis de iluminamento previstos no subitem 17.5.3.3deve ser feita no campo de trabalho onde se realiza a tarefa visual, utilizando-se


de luxímetro com fotocélula corrigida para a sensibilidade do olho humano e emfunção do ângulo de incidência.

∙ 17.5.3.5. Quando não puder ser definido o campo de trabalho previsto no subitem17.5.3.4, este será um plano horizontal a 0,75m (setenta e cinco centímetros) dopiso.

É esta norma que valida o estudo das condições mínimas de iluminância dada pelanorma ABNT NBR ISO-CIE 8995-1 2013 Iluminação de ambientes de trabalho utilizadaneste trabalho.

ABNT 5410:2004 Instalações Elétricas de Baixa Tensão

De acordo com a ABNT 5410, a seção mínima dos condutores isolados utilizadospara iluminação devem ser de 1,5𝑚𝑚2 de cobre ou 16𝑚𝑚2 de alumínio. Outro quesito quedeve ser atendido é a quantidade mínima de ponto de luz no teto. É necessário alocar pelomenos 1 ponto de luz no teto, comandado por interruptor na parede.

A potência mínima é calculada pela área do ambiente:

∙ Se a Área< 6𝑚2 atribuir mínimo de 100𝑉 𝐴;

∙ Se a Área> 6𝑚2 atribuir 100𝑉 𝐴 para os primeiros 6𝑚2 e 60𝑉 para cada 4𝑚2

inteiros;

∙ Para áreas externas não existe critério na norma;

Outro item importante, é que devem ser previstos circuitos terminais distintos parapontos de iluminação e de tomada.

Norma para Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede

IEC 61727

A IEC 61727 - Sistemas Fotovoltaicos - Características da Interface de Utilidade(PV Systems - Characteristics of the Utility Interface) tem como objetivo estabelecerrequisitos elétricos da interface de conexão entre sistema FV e rede para a interconexão desistemas fotovoltaicos à rede elétrica de distribuição.

Tensão e Frequência Nominais

A tensão e a frequência do sistema fotovoltaico devem ser compatíveis com os valoresnominais da rede elétrica local que podem ser encontradas no PRODIST –Procedimentode Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional.


Com frequência de 60Hz e tensões variadas: (220/127), (380/220), (254/127),(440/220), (208/120), (230/115), (240/120) e (220/110).

Injeção de corrente CC

O sistema fotovoltaico não deve injetar corrente CC, maior do que 1% da correntenominal de saída do inversor, na rede elétrica independente da condição operacional.

Sobre e Subtensão

Se a tensão do sistema estiver acima ou abaixo de um dado valor V,Tabela 26, estedeve ser desligado no tempo determinado.

Tabela 26 – Tempo Máximo para Desligamento para Sub ou Sobretensão.

Tensão no Ponto Comum de Conexão (% em rel. à 𝑉𝑁𝑂𝑀𝐼𝑁𝐴𝐿) Tempo Máx. de Desligamento

V ≤ 50% 0,1 s50% ≤ V ≤ 85% 2 s85% ≤ V ≤ 110% Operação Normal110% ≤ V ≤ 135% 2,0 s

V ≥ 135% 0,05 s

Fonte: IEC 61727 - 2002

Sobre e Subfrequência

Caso ocorra sobrefrequência ou subfrequência nos inversores, estes devem serdesligados conforme Tabela 27.

Tabela 27 – Tempo Máximo para Desligamento para Sub ou Sobrefrequência.

Frequência no Ponto Comum de Conexão (𝐻𝑧) Tempo Máximo de Desligamento

f≤57,5 0,2 s57,5 ≤ f ≤ 60,5 Operação contínua

f ≥ 60,5 0,2 sFonte: IEC 61727 - 2002

Proteção Contra Corrente Diferencial-Residual

Um sistema de monitoramento de corrente diferencial-residual é requerido parainversores sem separação entre o gerador fotovoltaico e a rede.

Proteção contra Ilhamento

O sistema FV deve deixar de fornecer energia em até 2 segundos após a perda darede (ilhamento). O procedimento de ensaio de anti-ilhamento dos inversores são descritosna norma ABNT NBR IEC 62116:2012.


Tabela 28 – Tempo Máximo para Desligamento quando a corrente residual for maior que30mA.

Valor RMS △I (mA) Tempo Máximo de Desligamento30 0,3 s60 0,15 s150 0,04 s

Fonte: IEC 61727 - 2002

Normas da Copel

Micro e Minigeração

Serão levadas em consideração para o projeto as normas técnicas da Copel parasistemas de micro e minigeração. O sistema de microgeração gera uma potência de 100kWe é chamado de minigeração se produz uma potência entre 100kW e 1MW.

De acordo com a Copel (2014), conforme as regras estabelecidas pela ResoluçãoANEEL no 482/2012, resolução normativa que estabelece as condições gerais para o acessode microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica,o sistema de compensação de energia elétrica.

Segundo esta resolução, é permitido aos consumidores instalar geradores de pequenoporte em suas unidades consumidoras e utilizar o sistema elétrico da Copel para injetar oexcedente de energia, que será convertido em crédito de energia válido por 36 meses e quepoderão ser utilizados para abater do consumo da própria unidade consumidora nos mesesseguintes, ou de outra unidade do mesmo titular.

A regra é válida para centrais geradoras que utilizem fontes incentivadas de energia(hídrica, solar, biomassa, eólica e cogeração qualificada) e que sejam conectadas na redede distribuição por meio de unidades consumidoras.

As normas que devem ser seguidas são as ABNTs vigentes, a norma NTC 905200- Acesso de Micro e Minigeração Distribuída ao Sistema (Copel), módulo 3 – acesso aosistema de distribuição da PRODIST (ANEEL 2012) e a resolução da ANEEL no 482/2012.

Inversores

São componentes do sistema de geração que convertem em corrente alternadaa energia produzida em corrente contínua pelas unidades geradoras, sendo geralmenteutilizado em sistemas de geração cuja fonte é solar ou eólica. Nem todos os sistemas degeração necessitam de inversores. O profissional responsável pelo projeto e instalação dacentral geradora identificará quando for indicado seu uso.

Segundo a Copel(2014), o inversor deve conter funções de proteção e seu funcio-namento deve atender as normas NBR vigentes. Por esta razão, somente será aceita a


utilização de modelos com certificados e/ou declarações verificadas pela Copel.

Os modelos com certificados já cadastrados na Copel (dispensam nova apresentação),são os seguintes:

Figura 50 – Inversores pré-aprovados na Copel.

Fonte: Copel 2014

Proteção contra Ilhamento

A proteção mais importante que o dispositivo deve ter é a contra-ilhamento. Nestecaso, o inversor deve desconectar o arranjo fotovoltaico da rede caso os níveis de corrente,tensão e frequência não estejam dentro da faixa aceitável dos padrões da rede elétrica outambém do lado CC.

O inversor deve ainda isolar o gerador fotovoltaico da rede quando a mesma nãoestiver energizada, seja por falhas ou operações de manutenção, evitando possíveis acidentescom operadores.

Ligações com a Rede de acordo com a Copel

Será mostrado de modo simplista como é realizada a ligação do sistema fotovoltaicocom a rede da Copel, distribuidora de energia no estado do Paraná.


Para sistemas em baixa tensão com inversor, a configuração acontece da seguinteforma:

Figura 51 – Diagrama Unifilar da ligação com à rede em Baixa Tensão.

Fonte: NTC-905200 2014


Os requisitos para que os inversores sejam aprovados são:

Figura 52 – Ajustes 81U/O, 27 e 59 no ponto de conexão.

Fonte: NTC-905200 2014

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