Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro
A minigeração fotovoltaica em edifícios escolares – Um caso de estudo
Dissertação de Mestrado em Engenharia de Energias
Márcio José Apolinário Costa
Orientador: Professor Doutor José Manuel Ribeiro Baptista
Co-orientador: Professor Doutor Sérgio Augusto Pires Leitão
Vila Real, 2013
Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro
A minigeração fotovoltaica em edifícios escolares – Um caso de estudo
Dissertação de Mestrado em Engenharia de Energias
Márcio José Apolinário Costa
Orientador: Professor Doutor José Manuel Ribeiro Baptista
Co-orientador: Professor Doutor Sérgio Augusto Pires Leitão
Composição do Júri:
Professor Doutor Eurico Vasco Ferreira Amorim
Professor Doutor João Paulo da Silva Catalão
Professor Doutor José Manuel Ribeiro Baptista
Professor Doutor Sérgio Augusto Pires Leitão
Professora Doutora Margarida da Conceição Rasteiro M. L. Rodrigues Liberato
Vila Real, 2013
Aos meus pais e ao meu irmão
obrigado por tudo. Obrigado por
todo o carinho, dedicação e pela
oportunidade…
Agradecimentos
Os meus agradecimentos ao meu orientador Professor Doutor José Baptista pelo constante
auxílio na elaboração deste trabalho, por todo o tempo disponibilizado e pelo conhecimento
transmitido.
Ao meu co-orientador Professor Doutor Sérgio Leitão pela sua simpatia e pronta
disponibilidade para ajudar.
Ao Sr. Paulo Barradas da empresa Ventos & Argumentos e ao Eng. João Cordeiro do Grupo
Visabeira pela sua colaboração no esclarecimento de algumas questões necessárias à
realização deste trabalho.
A todos os professores que integram esta magnífica instituição e com os quais tive o prazer de
adquirir conhecimentos essenciais à minha formação.
A todos os meus colegas e amigos, “os de sempre”, que me acompanharam durante esta
maravilhosa etapa da minha vida, com os quais passei grandes e bons momentos e com os
quais aprendi a crescer. No fundo, um obrigado pela família que nos tornamos.
Ao Bruno, à Daniela e à Tatiana que me acompanharam sempre desde o início até ao fim
desta etapa.
À Tatiana pela sua prestabilidade e constante disponibilidade para ajudar no que for preciso.
Aos meus queridos avós e pais, pela educação que me deram, apoio, carinho e força.
Ao meu irmão pelas aventuras de sempre.
“Não existe uma resposta única. No futuro,
teremos de recorrer a uma ampla variedade de
tecnologias para obter energia.”
National Geographic, Edição Especial Energia
“O paradigma energético do futuro tem a produção
descentralizada como um dos seus principais
trunfos.”
Jeremy Rifkin
Resumo
Um elemento importante do desenvolvimento económico – o consumo intensivo de energia –
está cada vez mais ameaçado. A abundância energética tem-se baseado na utilização de
combustíveis fósseis, dada a sua elevada densidade energética e baixo custo de exploração.
Porém, diversos problemas estão a pôr em causa a continuidade deste modelo de
desenvolvimento. O aumento da procura de energia a nível mundial, o aumento da
insegurança no fornecimento de energia e a urgente necessidade de mitigar as alterações
climáticas através da redução das emissões de CO2 são os principais desafios do novo milénio.
Desta forma, torna-se imperativo alterar o atual paradigma energético, sendo fundamental
aproveitar todos os recursos renováveis, principalmente os de potencial mais elevado como é
a radiação solar.
Portugal é um país de grande potencial solar e no âmbito da minigeração fotovoltaica
(Decreto-Lei nº 34/2011 de 8 de Março) cidadãos, empresas e entidades podem produzir e,
entregar contra remuneração, eletricidade à rede pública. Este regime de produção permite
que o nosso país reduza a dependência energética face ao exterior, possibilita a produção
descentralizada de energia, contribui para melhorar a eficiência energética dos edifícios e
mitigar o consumo dos mesmos no consumo total de energia elétrica do país.
Os edifícios públicos possuem normalmente instalações de significativas dimensões com
grandes potências elétricas instaladas e consumos energéticos relativamente elevados,
apresentando, desta forma, um grande potencial para a miniprodução. No entanto, com a atual
crise económica, com a subida do preço da eletricidade e com os sucessivos cortes nas tarifas
de venda de energia a viabilidade económica deste tipo de projetos pode estar em causa.
Desta forma, este trabalho visa, no âmbito da minigeração, realizar um caso de estudo
aplicado ao edifício de Engenharias I da UTAD, apresentando, de forma detalhada, a
metodologia utilizada para esse efeito, bem como, as principais características e
condicionantes no dimensionamento de um sistema fotovoltaico ligado à rede.
Palavras-chave: energia, minigeração fotovoltaica, produção descentralizada, eficiência
energética, edifícios públicos, sistema fotovoltaico ligado à rede.
i
ii
Abstract
An important element of economic development - the energy intensive consumption - is
increasingly threatened. The energy abundance has been based on the use of fossil fuels due
to their high energy density and low exploration cost. However, several problems are
jeopardizing the continuity of this development model. The increased demand for energy
worldwide, the increased insecurity in energy supply and the urgent need to mitigate climate
change by reducing CO2 emissions are the main challenges of the new millennium. Thus, it
becomes imperative to change the current energy paradigm, and avail all the key renewable
resources, especially those of higher potential as the solar radiation.
Portugal is a country of great solar potential, and in the ambit of photovoltaic minigeneration
(Decree-Law No. 34/2011 of 8 March) citizens, companies and organizations can produce
and sell electric energy to the public grid. This production regime allows our country to
reduce dependence on foreign energy, allows for decentralized energy production, help to
improve the energy efficiency of buildings and mitigate the consumption of them in total
consumption of electricity in the country.
Public buildings typically have large installations with large electric power installed and
relatively high energy consumption, thus presenting a great potential for miniproduction.
However, the current economic crisis, the rising price of electricity and the successive cuts in
tariffs for sale of electricity are putting in question the economic viability of such projects.
Therefore, this work aims, in the ambit of minigeneration, to realize a case study applied to
the UTAD Engineering I building, presenting in detail the methodology used for the effect, as
well as, the main characteristics and constraints in the design of a grid connected
photovoltaic system.
Keywords: energy, photovoltaic minigeneration, decentralized energy production, energy
efficiency, public buildings, grid connected photovoltaic system.
iii
iv
Índice geral
1.
2.
3.
Introdução........................................................................................................................... 1
1.1
Motivação e Objetivos ................................................................................................. 2
1.2
Organização da dissertação ......................................................................................... 3
Fundamentos de energia solar fotovoltaica ........................................................................ 5
2.1
Radiação solar.............................................................................................................. 5
2.2
Semicondutores ......................................................................................................... 12
2.3
Efeito fotovoltaico ..................................................................................................... 15
Sistemas fotovoltaicos ...................................................................................................... 19
3.1
Células fotovoltaicas.................................................................................................. 19
3.1.1
Tipos de células fotovoltaicas ............................................................................ 25
3.2
Módulos e painéis fotovoltaicos ................................................................................ 30
3.3
Tipos de sistemas fotovoltaicos ................................................................................. 33
3.3.1
Sistemas autónomos ........................................................................................... 34
3.3.2
Sistemas ligados à rede ...................................................................................... 34
3.4
Componentes de um sistema fotovoltaico ligado à rede ........................................... 36
3.4.1
Inversores DC/AC .............................................................................................. 36
3.4.2
Controlador MPPT ............................................................................................. 39
3.4.3
Cabos .................................................................................................................. 39
3.4.4
Proteções ............................................................................................................ 40
3.5
Sombreamento dos sistemas fotovoltaicos ................................................................ 44
3.5.1
Sombreamentos temporários .............................................................................. 44
3.5.2
Sombreamentos produzidos pela envolvente ..................................................... 45
3.5.3
Sombreamentos produzidos pelo edifício .......................................................... 46
3.6
Custo dos sistemas fotovoltaicos ............................................................................... 48
v
4.
Minigeração fotovoltaica.................................................................................................. 51
4.1
Ponto de situação ....................................................................................................... 52
4.2
Enquadramento legislativo ........................................................................................ 52
4.2.1
Condições de acesso à atividade de miniprodução ............................................ 53
4.2.2
Descrição do processo ........................................................................................ 54
4.2.3
Escalões de potência........................................................................................... 54
4.2.4
Regimes remuneratórios ..................................................................................... 54
4.2.5
Contra-ordenações .............................................................................................. 56
4.3
5.
Metodologia de dimensionamento de sistemas de minigeração ................................ 56
4.3.1
Levantamento das características do local da instalação ................................... 57
4.3.2
Seleção do módulo ............................................................................................. 59
4.3.3
Disposição física dos módulos ........................................................................... 60
4.3.4
Seleção da potência do sistema .......................................................................... 61
4.3.5
Estimativa da energia produzida ........................................................................ 62
4.3.6
Dimensionamento dos inversores....................................................................... 63
4.3.7
Dimensionamento dos cabos .............................................................................. 66
4.3.8
Dimensionamento das proteções ........................................................................ 71
4.3.9
Análise económica do investimento ................................................................... 74
Caso de estudo .................................................................................................................. 79
5.1
Levantamento das características do local ................................................................. 79
5.1.1
Área disponível .................................................................................................. 80
5.1.2
Dados climáticos do local .................................................................................. 80
5.1.3
Altura mínima do Sol ......................................................................................... 82
5.1.4
Envolvente do edifício ....................................................................................... 83
5.2
Seleção do módulo fotovoltaico ................................................................................ 83
5.3
Configuração física do sistema .................................................................................. 84
5.4
Potência do sistema ................................................................................................... 84
vi
5.4.1
Condicionante área útil disponível ..................................................................... 85
5.4.2
Condicionante potência contratada .................................................................... 86
5.4.3
Condicionante energia consumida ..................................................................... 86
5.5
Estimativa da energia produzida................................................................................ 88
5.6
Dimensionamento dos inversores .............................................................................. 93
5.6.1
Solução de dimensionamento para o Bloco A ................................................... 94
5.6.2
Solução de dimensionamento para o Bloco B .................................................... 95
5.6.3
Solução de dimensionamento para o Bloco D ................................................... 96
5.6.4
Local de instalação dos inversores ..................................................................... 97
5.7
Dimensionamento dos cabos ..................................................................................... 98
5.8
Dimensionamento das proteções ............................................................................. 101
5.8.1
Proteção dos cabos de fileira ............................................................................ 101
5.8.2
Interruptor principal DC ................................................................................... 101
5.8.3
Proteção AC ..................................................................................................... 101
5.8.4
Proteção contra descargas atmosféricas e sobretensões ................................... 103
5.9
Análise económica do investimento ........................................................................ 103
5.10
Simulação em PVSyst .......................................................................................... 106
5.11
Discussão dos resultados...................................................................................... 108
6.
Conclusões e perspetivas de trabalho futuro .................................................................. 111
7.
Referências bibliográficas .............................................................................................. 115
vii
viii
Índice de figuras
Figura 2.1. Radiação solar direta, difusa e refletida. .................................................................. 6
Figura 2.2. Conceito de massa de ar........................................................................................... 6
Figura 2.3. Efeito da MA na irradiância espectral à superfície. ................................................. 7
Figura 2.4. Variação da radiação solar com a latitude ao longo de um ano no hemisfério Norte
. ................................................................................................................................................... 8
Figura 2.5. Órbita da Terra e Declinação solar ao longo do ano................................................ 9
Figura 2.6. Representação dos ângulos que determinam a posição solar relativa num
determinado instante. ................................................................................................................. 9
Figura 2.7. Definição de angulo horário solar hs (CND), declinação solar δs (VOD) e latitude
L (POC). P é o ponto de localização do observador................................................................. 10
Figura 2.8. Irradiação solar global, em kWh/m2, para diferentes orientações da superfície
recetora em Lisboa. .................................................................................................................. 11
Figura 2.9. Radiação global média anual no planeta................................................................ 12
Figura 2.10. Representação esquemática das bandas de energia para os materiais: (a) Isolador,
(b) Condutor, (c) Semicondutor. .............................................................................................. 14
Figura 2.11. Representação esquemática de uma junção p-n. .................................................. 15
Figura 2.12. Efeito fotovoltaico numa célula FV de silício. .................................................... 16
Figura 3.1. Diagrama do circuito elétrico equivalente de uma célula FV. ............................... 19
Figura 3.2. Característica V-I e V-P de uma célula fotovoltaica típica de silício. ................... 21
Figura 3.3. Influência da radiação e da temperatura nas características da célula FV. ............ 23
Figura 3.4. Diagrama representativo dos vários tipos de células FV atualmente disponíveis no
mercado. ................................................................................................................................... 26
Figura 3.5. Vista esquemática em corte transversal da célula solar HIT produzida pela Sanyo.
.................................................................................................................................................. 29
Figura 3.6. Efeito na tensão e na corrente da ligação de duas células FV idênticas: ............... 30
Figura 3.7 Esquema de um painel FV constituído por MP fileiras com MS módulos cada. ... 31
Figura 3.8. Díodos de by-pass e díodos de fileira. ................................................................... 32
Figura 3.9. Curvas I-V de um módulo FV com e sem díodos de bypass. ................................ 33
Figura 3.10. Representação esquemática de um sistema FV autónomo. ................................. 34
Figura 3.11. Representação esquemática de uma unidade de produção ligada à rede. ............ 35
ix
Figura 3.12. Representação esquemática das soluções de ligação dos inversores num sistema
FV. (a) Inversor central único. (b) Um inversor por fileira. (c) Um inversor por módulo. ..... 38
Figura 3.13. Modelo conceptual de um sistema fotovoltaico. ................................................. 41
Figura 3.14. Corrente inversa num circuito FV. ...................................................................... 42
Figura 3.15. Esquema de protecções de um sistema FV .......................................................... 44
Figura 3.16. Análise da disposição dos módulos FV em locais com muita neve .................... 45
Figura 3.17. Configuração da sombra: a) ligação em série. b) ligação em paralelo com
sombreamento em duas fileiras. c) ligação em paralelo com sombreamento de 1 a 4 fileiras 47
Figura 3.18. Perdas de energia pelos vários conceitos de ligação............................................ 47
Figura 3.19. Evolução do preço dos sistemas FV (€/W) na Europa. Cenários futuros. ........... 49
Figura 3.20. Custo dos diferentes elementos constituintes de um sistema solar FV utilizando
módulos de silício cristalino ..................................................................................................... 50
Figura 4.1. Capacidade de potência fotovoltaica acumulada instalada em Portugal durante o
período de 2003 a 2012. ........................................................................................................... 52
Figura 4.2. Fluxograma explicativo da metodologia de dimensionamento. ............................ 57
Figura 4.3. Esquema representativo da distância entre fileiras. ............................................... 61
Figura 4.4. Esquema de ligação à rede de uma instalação de consumo de MT e unidade de
miniprodução superior a 60 ampare. ........................................................................................ 73
Figura 5.1. Imagem satélite do local da instalação da minicentral FV. Blocos A, B e D. ....... 79
Figura 5.2. Desenho CAD das plantas da cobertura dos Blocos A, B e D. .............................. 80
Figura 5.3. Plataforma online PVGIS. ..................................................................................... 81
Figura 5.4. Radiação diária média mensal incidente em painéis fixos com inclinação igual a
34° no Engenharias I, em Vila Real. ........................................................................................ 81
Figura 5.5. Temperatura ambiente média mensal no Engenharias I, em Vila Real ................. 82
Figura 5.6. Distribuição da potência de instalação. Bloco A (16 kWp), Bloco B (20 kWp) e
Bloco D (14 kWp). ................................................................................................................... 85
Figura 5.7. Consumo de potencia ativa no edifício Engenharias I no período de 22 a 27 de
fevereiro. .................................................................................................................................. 87
Figura 5.8. Energia mensalmente produzida por um módulo FV durante um ano. ................. 91
Figura 5.9. Produção energética anual. .................................................................................... 91
Figura 5.10. Comparação da produção energética anual por unidade de área. ........................ 92
Figura 5.11. Ambiente de trabalho da aplicação Sunny Design 2.3. ....................................... 94
x
Figura 5.12. Esquema simplificado da configuração das ligações da matriz fotovoltaica para o
Bloco A. ................................................................................................................................... 95
Figura 5.13. Esquema simplificado da configuração das ligações da matriz fotovoltaica para o
Bloco B. .................................................................................................................................... 96
Figura 5.14. Esquema simplificado da configuração das ligações da matriz fotovoltaica para o
Bloco D. ................................................................................................................................... 97
Figura 5.15. Traçado da rede de cabos do sistema de minigeração. ........................................ 98
Figura 5.16. Esquema das protecções AC. ............................................................................. 102
Figura 5.17. Poupança acumulada.......................................................................................... 105
Figura 5.18. Amortização do investimento. ........................................................................... 106
Figura 5.19. Produção energética média diária por kWp instalado, para cada mês do ano
(simulação PVSyst). ............................................................................................................... 107
Figura 5.20. Diagrama de perdas (simulação PVSyst)........................................................... 108
xi
xii
Índice de tabelas
Tabela 3.1. Condições STC e NOCT. ...................................................................................... 22
Tabela 3.2. Eficiência das células fotovoltaicas comerciais. ................................................... 30
Tabela 3.3. Eficiência dos módulos comerciais. ...................................................................... 31
Tabela 4.1. Características principais dos módulos FV. .......................................................... 59
Tabela 4.2. Características das cablagens DC em sistemas FV ............................................... 68
Tabela 4.3. Taxa de registo para os diferentes escalões de potência. ...................................... 75
Tabela 4.4. Viabilidade do projeto tendo por base o indicador económico VAL. ................... 77
Tabela 4.5. Viabilidade do projeto tendo por base o indicador económico TIR. ..................... 77
Tabela 5.1. Parâmetros de determinação da altura solar mínima. ............................................ 82
Tabela 5.2. Características principais dos módulos FV escolhidos para o estudo. .................. 83
Tabela 5.3. Determinação da distância mínima entre fileiras (d)............................................. 84
Tabela 5.4. Estimativa do consumo total anual de energia no Engenharias I. ......................... 88
Tabela 5.5. Resumo do cálculo dos parâmetros específicos para um ano completo................ 90
Tabela 5.6. Resumo da estimativa da energia produzida ao longo de um ano pelo módulo
SW250. ..................................................................................................................................... 91
Tabela 5.7. Comparação das receitas anuais previstas para as diferentes soluções. ................ 93
Tabela 5.8. Solução de dimensionamento Bloco A. ................................................................ 95
Tabela 5.9. Solução de dimensionamento Bloco B. ................................................................. 96
Tabela 5.10. Solução de dimensionamento Bloco D. .............................................................. 97
Tabela 5.11. Determinação da secção dos cabos de fileira e perdas por efeito de Joule. ........ 98
Tabela 5.12. Determinação da secção dos cabos principais DC e perdas por efeito de Joule. 99
Tabela 5.13. Determinação da secção dos cabos AC ............................................................. 100
Tabela 5.14. Quantificação das perdas por efeito de Joule na instalação. ............................. 100
Tabela 5.15. Dimensionamento dos disjuntores..................................................................... 102
Tabela 5.16. Estimativa do custo inicial do projeto. .............................................................. 104
Tabela 5.17. Características do projeto e do investimento ..................................................... 105
Tabela 5.18. Indicadores financeiros do projeto. ................................................................... 106
Tabela 5.19. Produção energética anual estimada. ................................................................. 109
xiii
xiv
Lista de abreviaturas
AM – Air Mass
BT – Baixa Tensão
c-Si – Cristalin Silicone
CC – Corrente Contínua
CdTe – Telureto de Cádmio
CIGS – Disseleneto de Cobre, Índio e Gálio
CIS – Disseleneto de Cobre e Índio
CPV – Concentrating Photovoltaic
CUR - Comercializador de Último Recurso
DC – Direct Current
DGEG – Direção-Geral de Energia e Geologia
DST – Descarregadores de Sobretensões
E
European Photovoltaic Industry Association
E
E Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
FF – Fator de Forma
FV – Fotovoltaico/a
HIT – Heterojunction with Intrinsic Thin layer
IEA – International Energy Agency
MA – Massa de Ar
mc-Si – Multi Crystalline Silicon
xv
MPP – Maximum Power Point
MPPT – Maximum Power Point Tracking
MT – Média Tensão
NOCT – Nominal Operating Cell Temperature
PR – Performance Ratio
PRI – Período de Retorno do Investimento
PT – Posto de Transformação
PVC – Policloreto de Vinilo
RESP – Rede Elétrica de Serviço Público
E
Regras Técnicas de Instalações Elétricas de Baixa Tensão
sc-Si – Single Crystalline Silicon
Si – Silício
SRMini – Sistema de Registo da Miniprodução
STC – Standard Test Conditions
TIR – Taxa Interna de Retorno
UTAD – Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro
VAL – Valor Atual Líquido
xvi
Lista de Símbolos
Fundamentos de Energia Solar
as azimute solar
altitude solar
δs declinação solar
velocidade da luz no vazio
energia do fotão
G irradiância solar global
G0 – constante solar
h
constante de Plank
hs ângulo horário solar
L
latitude
comprimento de onda em metros
N
número do dia do ano
v frequência
ts
hora solar local
z
zénite solar
Sistemas fotovoltaicos
cos (φ) fator de potência
Ɛ
hiato do silício
η
eficiência das células
eficiência do rastreio do inversor
IFV
foto-corrente
xvii
ID corrente do díodo
I0 corrente inversa máxima de saturação do díodo
ICC corrente do curto-circuito
Imax corrente máxima
IZ
corrente máxima admissível
k constante de Boltzman
m fator de idealidade do díodo
m’
fator de idealidade equivalente do díodo
NSM número de células ligadas em série
Pmax potência máxima
q
carga elétrica do electrão
RS resistência em série
RP resistência em paralelo
T
temperatura absoluta da célula
temperatura da célula
temperatura ambiente
VT tensão equivalente da temperatura
VCA tensão de circuito aberto
Vmax tensão máxima
Metodologia de dimensionamento de sistemas de minigeração
b – altura do módulo
CFj – cash-flow do ano j
xviii
d – distância entre fileiras
Δt – intervalo de tempo considerado
ΔV – coeficiente de temperatura de VCA
δ – condutividade elétrica
E – energia produzida pelo módulo
ηinv – rendimento do conjunto MPPT/inversor
F – fator de utilização do espaço
ICABO AC – corrente nominal do cabo AC
ICABO DC – intensidade de corrente nominal no cabo principal DC
ICC FV – corrente de curto-circuito nominal do gerador fotovoltaico
i
taxa de atualização
IFi – corrente nominal da fileira
In – corrente nominal do aparelho de proteção
Inf – corrente convencional de não funcionamento da proteção
It investimento total atualizado
I2 – corrente convencional de funcionamento do disjuntor
LAC – comprimento do cabo do ramal AC
LCABO DC – comprimento do cabo principal DC
LM – comprimento dos cabos de fileira
n – número de períodos de tempo considerado
nmax – número máximo de módulos em série
nmin – número mínimo de módulos em série
nfil – número máximo de fileiras em paralelo
xix
P – perdas por efeito de Joule
PAparente – potência aparente
PCABO AC – perdas de Joule no cabo AC
PCABO DC – perdas de Joule no cabo principal DC
PFV – potência nominal do gerador fotovoltaico
PINV – potência do inversor
PM – perdas de Joule nos cabos de fileira
R – resistência elétrica
SCABO AC – secção transversal do cabo AC
SCABO DC – secção transversal do cabo principal
SFi – secção transversal do cabo da fileira
VC – tensão composta de saída do inversor
VCA FV – tensão de circuito aberto nominal do gerador fotovoltaico
VREDE – tensão nominal da rede
xx
1.
Introdução
A busca de um maior nível de conforto aumenta a procura de energia e a dependência da
sociedade atual relativamente aos recursos energéticos não renováveis e poluentes.
Para evitar as abruptas e irreversíveis alterações climáticas são necessárias reduções
significativas nas emissões de CO2. Impõem-se assim, medidas de mitigação e uma
necessidade de alterar o atual cenário energético. As energias renováveis desempenham, por
isso, um papel fundamental.
A tecnologia fotovoltaica tem crescido, ao longo da última década, a um ritmo notável,
mesmo em tempos economicamente difíceis, e está no caminho para se tornar uma importante
fonte de geração de energia para o mundo. Segundo a EPIA (European Photovoltaic Industry
Association), no ano de 2012, a capacidade fotovoltaica acumulada em todo o mundo superou
a impressionante marca de 100 GW instalados. Esta capacidade é capaz de produzir tanta
energia elétrica anual quanto 16 centrais de carvão ou reatores nucleares de 1 GW cada, e em
cada ano, estas instalações fotovoltaicas evitam a produção de mais de 53 milhões de
toneladas de CO2. A Europa continua a ser a região líder mundial em termos de capacidade
instalada acumulada, com mais 70 GW. O extraordinário crescimento da energia fotovoltaica
no mundo deve-se, não só a melhorias nos materiais e tecnologias fotovoltaicas, mas
principalmente devido a programas de introdução ao mercado e incentivos dos governos.
Relativamente ao mercado nacional, verifica-se que, comparativamente com outros mercados
com um potencial solar muito menor que o português, este se encontra bastante
desaproveitado. Neste sentido, e devido às metas impostas pela União Europeia através da
Diretiva 2009/28/CE, que estipula um objetivo global de 31% de incorporação de energia
renovável no consumo final até 2020, torna-se fundamental aproveitar todos os recursos
renováveis, principalmente os de potencial mais elevado. Deste modo, foi criado em 2011 o
conceito de Minigeração fotovoltaica regido pelo Decreto-Lei nº 34/2011 e mais recentemente
complementado pelo novo Decreto-lei nº 25/2013. Este conceito permite a criação de centrais
fotovoltaicas com potências até 250 kWp e com uma tarifa bonificada para a venda de energia
1
1. Introdução
fotovoltaica. Tal como acontece com a microgeração, a minigeração fotovoltaica contribui
para melhorar a eficiência energética dos edifícios e reduzir o consumo do setor dos edifícios
no consumo total de energia elétrica do país. A minigeração tem como vantagem a sua
localização junto do local de consumo, o que permite reduzir as perdas de transporte de
energia e possibilita aos miniprodutores aproveitar o espaço que têm disponível, investindo
num projeto que pode ser economicamente rentável.
Atualmente, ao nível dos edifícios públicos, verifica-se um subaproveitamento do seu
potencial para produzir energia de forma descentralizada usando a tecnologia fotovoltaica.
Neste sentido os edifícios escolares como Universidades, Politécnicos, etc. apresentam-se
como grandes candidatos para a instalação de unidades de miniprodução, uma vez que,
possuem normalmente instalações de dimensões significativas, com grandes potências
elétricas instaladas e consumos energéticos relativamente elevados. Além disso, as unidades
de produção poderiam ser usadas em ambiente académico para recolha de dados e realização
de trabalhos de pesquisa e desenvolvimento no âmbito da energia solar fotovoltaica. Além de
que, como instituições de excelência, prestígio, respeito e possuidoras do conhecimento
devem constituir um exemplo para toda a comunidade na disseminação das novas tecnologias
que permitem obter eletricidade de uma forma limpa e simultaneamente reduzir a
dependência energética do país face ao exterior.
1.1 Motivação e Objetivos
Segundo EPIA (2012), os sistemas fotovoltaicos irão desempenhar um papel importante na
evolução do mix energético europeu, podendo cobrir cerca de 15% a 25% da produção de
eletricidade da UE até 2030. Neste sentido, e apesar da crise financeira, o mercado
fotovoltaico português cresceu 41% em 2012, atingindo uma capacidade fotovoltaica total
acumulada de cerca de 223 MW, dos quais 99% são sistemas ligados à rede. No entanto, é
possível fazer mais e melhor, nomeadamente, ao nível dos edifícios públicos e escolares onde
temos assistido a um subaproveitamento de potencial na aplicação destas tecnologias. Assim,
este trabalho visa abordar a temática da Minigeração fotovoltaica enquadrada no Decreto-Lei
nº 34/2011 de 8 de Março aplicada aos edifícios escolares. Deste modo, com a realização
deste trabalho pretende-se:

Fazer um ponto de situação do estado atual da tecnologia fotovoltaica;
2
1. Introdução

Abordar a temática da minigeração no âmbito do Decreto-Lei nº 34/2011;

Identificar as alterações que o Decreto-Lei nº 25/2013 vem impor à minigeração e de
que forma a liberalização do mercado de eletricidade traz ou não implicações ao
regime miniprodutor;

Caracterizar os sistemas FV ligados à rede, identificando os equipamentos utilizados
pelos mesmos e as suas condições técnicas de funcionamento;

Analisar a viabilidade de implementação de sistemas de minigeração fotovoltaica em
edifícios escolares, tendo em conta a atual legislação e as tarifas em vigor,
descrevendo a metodologia de dimensionamento e optimização para uma instalação
desta natureza;

Aplicar a metodologia desenvolvida a um caso de estudo acompanhado de uma análise
de viabilidade económica;

Utilizar uma das diferentes ferramentas de simulação existentes no mercado a fim de
realizar uma comparação com os resultados obtidos.
1.2 Organização da dissertação
Esta dissertação encontra-se estruturada em 6 capítulos. O presente capítulo faz uma
introdução ao tema, e apresenta a motivação e os objetivos do trabalho.
O Capítulo 2 aborda os fundamentos que constituem a tecnologia solar fotovoltaica, desde o
recurso solar, passando pela teoria dos semicondutores essencial à compreensão do efeito
fotovoltaico.
Os sistemas fotovoltaicos são apresentados no Capítulo 3, onde se faz uma caracterização dos
seus constituintes, desde a unidade mais pequena, a célula, até aos painéis fotovoltaicos. São
abordados em particular os tipos de sistemas fotovoltaicos ligados à rede elétrica, e as
características dos elementos que o constituem.
No Capítulo 4 é abordada a temática da minigeração, nomeadamente o estado atual, o
conceito e a legislação que a rege. Posteriormente são apresentados os métodos que podem
ser utilizados no dimensionamento e otimização de unidades de minigeração.
3
1. Introdução
No Capítulo 5 é apresentado um caso de estudo aplicado ao edifício Engenharias I da UTAD
e respetiva análise de viabilidade económica. No final do capítulo é feita uma análise crítica
dos resultados obtidos.
Finalmente, no Capítulo 6, são expostas as conclusões do trabalho desenvolvido e sugestões
de trabalhos futuros a realizar no âmbito desta temática.
4
2.
Fundamentos de energia solar fotovoltaica
2.1 Radiação solar
A origem da vida e das outras formas de energia que existem na Terra têm como principal
fonte energética o Sol (Morais, 2009). A energia do Sol tem origem na fusão dos núcleos de
átomos de hidrogénio e a consequente produção de núcleos de hélio. A intensidade da
radiação solar fora da atmosfera, depende da distância entre o Sol e a Terra, que durante o
decorrer do ano, pode variar entre 1,47 x 108 km e 1,52 x 108 km. Devido a este facto, a
irradiância global, G, varia entre 1325 W/m2 e 1412 W/m2. O seu valor médio é designado
por constante solar, G0 = 1367 W/m² (Greenpro, 2004). Define-se, ainda, irradiação solar
como a quantidade de energia solar incidente por unidade de área, expressando-se em Wh/m2.
À medida que a radiação solar atravessa a atmosfera terrestre, esta é modificada pela interação
com os vários elementos aí existentes. Alguns destes, como as nuvens, refletem a radiação
solar. Outros, como por exemplo, ozono, oxigénio, dióxido de carbono e vapor de água, têm
uma absorção significativa da radiação solar em diferentes bandas do espectro (Lopes, 2010).
A atmosfera também é responsável pela difração dos raios solares, sendo devido a este
fenómeno, que mesmo num dia de céu nebulado há sempre radiação a chegar à superfície
terrestre (Costa, 2009). Assim, a radiação solar total ou radiação global, corresponde à soma
da radiação solar direta que passa pela atmosfera sem sofrer dispersão, com a radiação solar
difusa, que corresponde à radiação que sofre desvios na sua direção por parte da atmosfera
(Alam et al., 2005). Este fenómeno ocorre devido às diversas moléculas existentes na
atmosfera, partículas em suspensão, poluição, etc. Em superfícies inclinadas relativamente à
horizontal existe ainda uma terceira componente de radiação, que corresponde à radiação que
é refletida pelo ambiente circundante, o albedo (Morais, 2009). A Figura 2.1 representa as três
componentes da radiação solar.
5
2. Fundamentos de energia solar fotovoltaica
Figura 2.1. Radiação solar direta, difusa e refletida (adaptado de Vilaça, 2009).
Os fenómenos que ocorrem na atmosfera condicionam, assim, a radiação solar que chega à
superfície terrestre, o que equivale a dizer que, a massa de ar, MA (ou AM em inglês) tem
efeitos ao nível da radiação solar que chega à superfície. A MA não possui unidades e traduz
o caminho total que a luz solar tem de percorrer através da atmosfera até atingir a superfície
terrestre ao nível do mar. O ângulo de incidência dos raios solares através da atmosfera
terrestre faz com que estes possuam um percurso com maior ou menor massa de ar
atravessada, sendo que este ângulo varia com a declinação da Terra em relação ao Sol, ver
Figura 2.2. Assim, a MA que os raios solares atravessam, é tanto maior quanto menor a
elevação solar, traduzindo-se assim numa maior atenuação na energia transmitida.
Figura 2.2. Conceito de massa de ar (adaptado de Morais, 2009).
6
2. Fundamentos de energia solar fotovoltaica
A massa de ar AM assume o valor 1 se z = 0. Como média anual para a Europa, utiliza-se
uma massa de ar de 1,5. Na Figura 2.3, é possível observar os efeitos que a massa de ar
provoca ao nível do espectro da radiação solar à superfície.
Figura 2.3. Efeito da MA na irradiância espectral à superfície (adaptado de Vilaça, 2009).
Desta forma, em média, num dia de céu limpo, a irradiância incidente junto à superfície
terrestre, num plano perpendicular à radiação direta, é aproximadamente 1000 W/m2, sendo
este o valor que é usado por defeito nos testes de painéis fotovoltaicos.
Outros fatores conhecidos que influenciam os níveis de radiação registados à superfície são, a
latitude do lugar e a estação do ano. Devido à curvatura da Terra, um país/região com uma
menor latitude apresenta níveis de radiação solar mais elevados. A Figura 2.4 representa
graficamente a variação da radiação solar com a latitude ao longo de um ano para o caso do
hemisfério Norte. Portugal Continental situa-se aproximadamente entre 37º e 42º de latitude.
As estações do ano introduzem um outro fator para a captação da radiação solar. As variações
sazonais (“Verão-Inverno”) da energia solar que incide sobre a superfície da
erra (em
especial nas zonas afastadas do equador) resultam de uma inclinação do eixo do planeta em
relação ao eixo do Sol (23,45º).
7
2. Fundamentos de energia solar fotovoltaica
Figura 2.4. Variação da radiação solar com a latitude ao longo de um ano no hemisfério Norte (adaptado de
Portela, 2011).
Devido ao movimento de translação da Terra, o ângulo formado entre o plano que passa pelo
equador e a direção dos raios solares varia ao longo do ano entre os limites (+23,45º e
-23,45º). A este ângulo dá-se o nome de declinação solar, δs. A declinação pode ser obtida
para cada dia do ano de forma aproximada pela expressão (2.1),
[
(
)
]
(2.1)
onde N é o número do dia do ano (N=1 no dia 1 de janeiro). Pelo facto de o ano solar ter um
pouco mais do que 365 dias (cerca de 365,25 dias), a declinação solar num determinado dia
de um dado mês, varia ligeiramente de ano para ano, pelo que a equação (2.1) é apenas
aproximada (Falcão, 2008). Se estivermos no hemisfério Norte, a declinação solar varia entre
-23,45° no solstício do Inverno (21 de dezembro) e +23,45° no solstício do Verão (21 ou 22
de junho). O solstício de Inverno é o momento em que o Sol atinge a altitude mais baixa. A
declinação solar é nula nos equinócios (da Primavera, a 20 ou 21 de março, e do Outono, a 21
de setembro) altura em que a duração do dia é igual à duração da noite. Os solstícios e
equinócios marcam o início das estações. Estes são antagónicos nos dois hemisférios. A
Figura 2.5 representa a órbita da Terra em torno do Sol, bem como a declinação solar ao
longo do ano.
8
2. Fundamentos de energia solar fotovoltaica
Figura 2.5. Órbita da Terra e declinação solar ao longo do ano (adaptado de Messenger e Ventre, 2004).
Nos estudos sobre energia solar é conveniente adotar como referencial o da Terra, o que
equivale a admitir que o Sol roda à volta desta. A posição do Sol num determinado instante e
em relação a um determinado local é definida por duas coordenadas, o ângulo de altitude
solar, β, formado pelos raios solares com o plano horizontal e o ângulo de azimute solar, as,
entre a projeção horizontal dos raios solares e a direção Norte-Sul no plano horizontal. É
positivo se o Sol estiver a Oeste do Sul, e negativo de estiver a Este do Sul. Define-se ainda o
ângulo de zénite solar, z, como sendo (z = 90° − β) o ângulo entre os raios solares e a direção
vertical (Falcão, 2008) (observar Figura 2.6).
Figura 2.6. Representação dos ângulos que determinam a posição solar relativa num determinado instante
(adaptado de Kalogirou, 2009).
9
2. Fundamentos de energia solar fotovoltaica
Na estação de Inverno a altura solar é menor do que na estação de Verão. Quanto menor é a
altura do Sol menor será a sua irradiância, uma vez que, os raios solares terão de percorrer
uma maior distância através da atmosfera. Por outro lado, quanto mais verticalmente os raios
de Sol atingirem a superfície da Terra mais concentrados estão, e por conseguinte maior
quantidade de energia por unidade de tempo atinge a superfície (Costa, 2009).
Os ângulos de altitude solar, β, e de azimute solar, as, podem ser expressos em função de três
ângulos fundamentais: declinação solar, δs, que como vimos depende do dia do ano, latitude,
L, que varia com o local, e ângulo horário solar, hs, que depende do local e do instante
considerados. O ângulo horário solar é dado em função da hora solar local, ts pela expressão
(2.2).
(
)
(2.2)
Estes três ângulos estão representados na Figura 2.7. A partir de relações trigonométricas,
obtêm-se as seguintes equações para a altura solar, β, e para o azimute, as:
(2.3)
(2.4)
Ao meio dia solar, ts = 12 h, hs = 0 e, portanto, as = 0 e β = 90° − |L − δs|.
Figura 2.7. Definição de ângulo horário solar, hs (CND), declinação solar, δs (VOD) e latitude, L (POC). P é o
ponto de localização do observador (Falcão, 2008).
10
2. Fundamentos de energia solar fotovoltaica
A radiação solar é sempre maior numa área que se estende perpendicularmente em relação aos
raios solares, do que numa área horizontal das mesmas dimensões. Uma vez que o azimute e a
altura solar mudam ao longo do dia e do ano, o ângulo de incidência da radiação solar varia
constantemente na maior parte das áreas potenciais de aproveitamento da energia solar
(telhados, etc.). A análise da radiação anual ajuda a equacionar a conveniência das áreas
existentes, tendo em conta o seu aproveitamento solar (Greenpro, 2004). A Figura 2.8
representa a irradiação solar anual que incide numa área de 1 m2, em função do azimute e da
altura solar para a cidade de Lisboa.
Figura 2.8. Irradiação solar global, em kWh/m2, para diferentes orientações da superfície recetora em Lisboa
(Greenpro, 2004).
Para a medição da radiação solar existem diversos aparelhos como: o piranómetro (mede a
radiação global), o actonógrafo (mede e regista a radiação global) e o piroheliómetro (mede a
radiação solar direta normal). Para medir o número de horas de insolação existe o heliógrafo.
Estes aparelhos podem registar a radiação ao longo de um ano, e assim, fornecerem
informação importante acerca da energia solar que chega à superfície, permitindo, a
construção de mapas de radiação solar do planeta, como o que é representado na Figura 2.9.
Estes mapas mostram que a irradiação solar, em algumas regiões situadas perto do Equador,
excede 2300 kWh/m2 por ano, enquanto no Sul da Europa não deverá exceder os
1900 kWh/m2. Em Portugal, este valor poderá situar-se entre os 1300 kWh/m2 e os 1800
kWh/m2 (Greenpro, 2004).
11
2. Fundamentos de energia solar fotovoltaica
Figura 2.9. Radiação global média anual no planeta (adaptado de Fechner, 2005).
Esta energia solar que anualmente chega até nós, sob a forma de radiação eletromagnética,
pode ser aproveitada sem produzir ruído, sem poluição e sem partes ou peças em movimento,
o que torna os sistemas de aproveitamento da energia solar altamente fiáveis e duradouros
(Morais, 2009). A conversão direta da potência associada à radiação solar em potência elétrica
de corrente contínua CC (ou DC em inglês) é realizada através de células fotovoltaicas. As
células fotovoltaicas são constituídas por um material semicondutor ao qual são adicionadas
substâncias, ditas dopantes, de modo a criar um meio adequado ao estabelecimento do efeito
fotovoltaico.
2.2 Semicondutores
Como é sabido, os átomos são formados por um núcleo e por eletrões que orbitam em torno
do mesmo. De acordo com a mecânica quântica, os eletrões de um átomo isolado podem ter
apenas determinados níveis de energia discretos ou quantizados. Nos elementos que têm
eletrões em múltiplas orbitais, os eletrões mais próximos do núcleo têm o mínimo (máximo
negativo) de energia e, por isso, requerem grande quantidade de energia para saírem da
atração do núcleo e se tornarem livres. Quando os átomos estão próximos uns dos outros, a
energia eletrónica de cada um dos átomos é alterada e os níveis de energia são agrupados em
bandas de energia. Em algumas bandas os eletrões são permitidos, e noutras são proibidos. Os
eletrões da camada mais afastada do núcleo atómico são os únicos que interagem com outros
átomos. Esta camada designa-se por camada ou banda de valência e os eletrões que nela se
12
2. Fundamentos de energia solar fotovoltaica
encontram são os eletrões de valência. Os eletrões da banda de valência estão mais fracamente
atraídos pelo núcleo do átomo e por isso poderão ligar-se mais facilmente a outro átomo
vizinho, dando a esse átomo carga negativa, deixando o átomo original com carga positiva.
Alguns eletrões da banda de valência podem ter grandes quantidades de energia, o que lhes
permite saltar para uma banda superior. Estes eletrões são responsáveis pela condução de
eletricidade e calor, e a esta banda superior chama-se banda de condução. A diferença de
energia entre um eletrão da banda de valência e a banda de condução designa-se por intervalo
de banda ou hiato energético (gap de energia). Consoante o intervalo de banda que possuem,
os materiais podem ser de três tipos:
a) Materiais isoladores, cujo intervalo de banda é muito grande, superior a 3 eV;
b) Materiais condutores (metais), cujo intervalo de banda é muito pequeno
permitindo facilmente aos eletrões de valência escapar da estrutura atómica e
ficarem livres para conduzir eletricidade;
c) Materiais semicondutores, com um intervalo de banda intermédio, inferior a 3 eV.
Os semicondutores têm uma estrutura de bandas semelhante à dos materiais isoladores mas a
energia que é necessária para excitar os eletrões para a banda de condução é muito menor
(Kalogirou, 2009). A Figura 2.10 pretende representar esquematicamente as bandas de
energia que caracterizam estes três tipos de materiais.
Existem dois tipos de materiais semicondutores, os puros, chamados de semicondutores
intrínsecos, e os que são dopados com pequenas quantidades de impurezas, chamados de
semicondutores extrínsecos. Nos semicondutores intrínsecos, os eletrões de valência podem
facilmente ser excitados por meios térmicos ou ópticos saltando para a camada de condução,
onde não estão limitados por uma fronteira e por isso podem mover-se livremente através do
cristal. Quando um fotão da radiação solar contendo energia suficiente atinge um eletrão da
banda de valência, este move-se para a banda de condução, deixando um buraco ou lacuna no
seu lugar, a qual se comporta como uma carga positiva. Neste caso, diz-se que o fotão criou
um par lacuna-eletrão (Kalogirou, 2009).
Uma célula fotovoltaica constituída por cristais de silício puro não produziria energia elétrica.
Os eletrões passariam para a banda de condução mas acabariam por se recombinar com os
buracos, não dando origem a qualquer corrente elétrica.
13
2. Fundamentos de energia solar fotovoltaica
Figura 2.10. Representação esquemática das bandas de energia para os materiais: (a) isolador, (b) condutor, (c)
semicondutor (adaptado de Kalogirou, 2009).
Para haver corrente elétrica, é necessário que exista um campo elétrico, isto é, uma diferença
de potencial entre duas zonas da célula. Através do processo conhecido como dopagem do
silício, que consiste na introdução de elementos estranhos com o objetivo de alterar as suas
propriedades elétricas, é possível criar duas camadas na célula: a camada tipo-p e a camada
tipo-n, que possuem, respetivamente, um excesso de cargas positivas e um excesso de cargas
negativas, relativamente ao silício puro (Castro, 2008).
O silício (Si) pertence ao grupo 4 da tabela periódica, isto é, possui 4 eletrões na camada de
valência. Se o material usado para dopagem tiver mais eletrões na camada de valência do que
o material semicondutor, então esse material designa-se por semicondutor do tipo-n. Isto
acontece quando os átomos de silício são substituídos por elementos do grupo 5 da tabela
periódica, como o fósforo (P), arsénio (As) ou antimónio (Sb). Se por sua vez, o material
usado para dopagem tiver menos eletrões na camada de valência do que o material
semicondutor, então esse material designa-se por semicondutor do tipo-p. Isto acontece
quando os átomos de silício são substituídos por elementos do grupo 3 da tabela periódica,
14
2. Fundamentos de energia solar fotovoltaica
como o boro (B), gálio (Ga) ou índio (In). Quando dois semicondutores de tipo diferentes são
unidos metalurgicamente criando um contacto ou junção (designada junção p-n), surge uma
diferença de potencial (potencial de contacto) que mantém um campo elétrico que evita uma
total recombinação de portadores livres, disponíveis em ambos os lados da junção
(ver Figura 2.11).
Figura 2.11. Representação esquemática de uma junção p-n (adaptado de Kalogirou, 2009).
Como se pode observar na figura anterior, quando os dois materiais estão juntos, o excesso de
eletrões do semicondutor do tipo-n salta para preencher as lacunas do semicondutor do tipo-p,
e as lacunas do tipo-p propagam-se para o lado do tipo-n, deixando o lado n positivamente
carregado e o lado p negativamente carregado. As cargas negativas do lado p restringem os
movimentos de eletrões adicionais provenientes do lado n, contudo, o movimento de eletrões
adicionais do lado p é mais fácil devido às cargas positivas do lado n da junção. Por esta
razão, a junção p-n comporta-se como um díodo (Kalogirou, 2009).
2.3 Efeito fotovoltaico
Quando um fotão atinge o material fotovoltaico, ele pode ser refletido, absorvido, ou
transmitido (Kalogirou, 2009). Se o fotão for absorvido e tiver energia suficiente, os eletrões
da banda de valência podem passar para a banda de condução, deixando um número
correspondente de lacunas na banda de valência. Se estes pares lacuna-eletrão são gerados
dentro da região de depleção da junção p-n, então o campo elétrico presente nesta região
separa-os e conduze-os pelo circuito externo. Os eletrões são acelerados para o terminal
negativo e as lacunas são encaminhadas para o terminal positivo. Se uma carga externa for
ligada aos terminais, será percorrida por uma corrente elétrica (Baptista e Santos, 2009). Este
15
2. Fundamentos de energia solar fotovoltaica
processo designa-se por efeito fotovoltaico. O efeito fotovoltaico foi descoberto por
Becquerel em 1839, utilizando como material o selénio. Mas foi em 1935 que Calvin Fuller
concebeu a primeira célula solar moderna introduzindo impurezas em cristais de silício por
forma a controlar as suas propriedades elétricas. Os materiais atualmente mais usados para o
efeito fotovoltaico são semicondutores como o silício (Si) e compostos de sulfureto de cádmio
(Cds), sulfureto de cobre (Cu2S) e arsenieto de gálio (GaAs). A Figura 2.12 representa o
efeito fotovoltaico numa célula solar fotovoltaica de silício.
Figura 2.12. Efeito fotovoltaico numa célula FV de silício (adaptado de Carneiro, 2010).
A espessura da camada do tipo-n, numa célula cristalina de silício, é de cerca de 0,5 µm,
enquanto a espessura da camada do tipo-p é de cerca de 0,25 mm (Kalogirou, 2009).
No caso de a energia do fotão ser mais pequena do que a do intervalo de banda, o eletrão não
terá energia suficiente para saltar para a banda de condução, e a energia é convertida em
energia cinética, o que leva a um aumento da temperatura. Independentemente da intensidade
energética do fotão, apenas um eletrão pode ser libertado. Esta é a razão para as baixas
eficiências das células fotovoltaicas. A energia contida num fotão é dada pela equação (2.5),
(2.5)
onde h é a constante de Plank (h = 6,625 × 10-34 J.s-1) e v a frequência (s-1). Por sua vez, a
frequência é dada pela equação (2.6),
(2.6)
16
2. Fundamentos de energia solar fotovoltaica
em que C é a velocidade da luz no vazio (C = 3 × 108 m/s) e λ o comprimento de onda em
metros. Logo, combinando as equações anteriores obtém-se a equação (2.7).
(2.7)
O silício tem um intervalo de banda de 1,11 eV, ou seja, 1,6 × 10-19 J, logo, usando a equação
anterior é possível determinar que os fotões com um comprimento de onda de 1,12 μm ou
inferior servem para criar pares lacuna-eletrão e deste modo eletricidade. Observando a
Figura 2.3 constata-se que a maioria da radiação solar pode ser usada efetivamente no efeito
fotovoltaico (Kalogirou, 2009).
17
2. Fundamentos de energia solar fotovoltaica
18
3.
Sistemas fotovoltaicos
3.1 Células fotovoltaicas
A célula é o elemento mais pequeno do sistema fotovoltaico (FV), produzindo tipicamente
potências elétricas da ordem de 1,5 Wp correspondentes a uma tensão de 0,5 V e uma
corrente de 3 A (Baptista e Santos, 2010). Pela teoria do efeito fotovoltaico, abordada no
capítulo anterior, quando os fotões incidem na célula originam-se os pares lacuna-eletrão no
material semicondutor (geralmente o silício). Se condutores elétricos estiverem ligados ao
lado positivo e negativo da célula, formar-se-á um circuito elétrico e os eletrões são
capturados na forma de corrente elétrica chamada foto-corrente, IFV.
A junção p-n funciona como um díodo que é atravessado por uma corrente interna
unidirecional ID, que depende da tensão V aos terminais da célula.
Assim, é usual representar a célula fotovoltaica por um circuito elétrico equivalente, Figura
3.1.
Figura 3.1. Diagrama do circuito elétrico equivalente de uma célula FV (adaptado de Meral e Dinçer, 2011).
Este circuito pode ser usado para uma célula FV individual, para um módulo FV constituído
por um determinado número de células, ou um painel FV constituído por um determinado
número de módulos (Meral, 2011). Como mostra a figura, o modelo contém uma fonte de
corrente, IFV, um díodo com uma corrente, ID, e uma resistência em série, RS, que representa a
resistência interna da célula responsável por uma queda de tensão no circuito. O díodo tem
19
3. Sistemas fotovoltaicos
também uma resistência interna representada pela resistência em paralelo, RP, que
corresponde às correntes de fuga da célula (Castro, 2008).
Então, a corrente I fornecida por uma célula FV a uma carga pode ser interpretada como a
soma da corrente gerada a partir da incidência de radiação luminosa na superfície da célula,
IFV, com uma corrente em sentido contrário e correspondente à de um díodo no escuro ID
(Buhler, 2007), equação (3.1).
(3.1)
Por sua vez, a corrente no díodo, ID, é traduzida pela equação (3.2),
(
(3.2)
)
em que I0 é a corrente inversa máxima de saturação do díodo, m o fator de idealidade do díodo
(díodo ideal m = 1; díodo real m > 1) e VT a tensão equivalente da temperatura.
Deve notar-se que a resistência em paralelo, Rp, é geralmente muito maior do que a
resistência da carga, enquanto a resistência em série, Rs, é muito menor do que a resistência
de carga. Portanto, ignorando estas duas resistências, a corrente I extraída de uma célula FV é
a diferença entre a foto-corrente IFV e a corrente normal do díodo ID dada pela equação (3.3)
(Meral e Dinçer, 2011).
(
)
(3.3)
A tensão equivalente da temperatura, VT, vulgarmente designada de potencial térmico,
corresponde ao potencial de contacto que deriva da agitação térmica de portadores no silício e
pode ser calculado pela equação (3.4),
(3.4)
onde k representa a constante de Boltzman, (k = 1,38 × 10-23 J/K), T a temperatura absoluta da
célula em Kelvin (0°C = 273,16 K), e q a carga elétrica do eletrão (q = 1,6 × 10-19 C).
20
3. Sistemas fotovoltaicos
Se a luz incidir sobre uma célula FV desligada da carga, é criada uma tensão que pode ser
medida como a tensão de circuito aberto, VCA (ou Voc em inglês), a partir dos dois contactos
da célula (Vilaça, 2009). Esta corresponde ao valor máximo da tensão aos terminais da célula,
que ocorre, quando esta se encontra em vazio. O seu valor é uma característica da célula,
sendo um dado fornecido pelo fabricante para determinadas condições de radiação incidente e
temperatura (Castro, 2008). A tensão do circuito aberto regista, com células cristalinas,
aproximadamente 0,5 a 0,6 V e, para células amorfas, cerca de 0,6 a 0,9 V (Greenpro, 2004).
Se ambos os contactos estiverem em curto-circuito através de um amperímetro, a corrente do
curto-circuito, ICC (ou Isc em inglês), poderá ser medida. Esta corrente corresponde ao valor
máximo da corrente de carga, igual, portanto, à corrente gerada pelo efeito fotovoltaico
(IFV = ICC). O seu valor é uma característica da célula, sendo um dado fornecido pelo
fabricante para determinadas condições de radiação incidente e temperatura. Em células
cristalinas standard (10 cm × 10 cm) sob condições de referência, a corrente de curto-circuito
é cerca de 3 A.
Para além da VCA e ICC também são características da célula a sua potência máxima Pmax ou
PMPP, a corrente máxima Imax ou IMPP e a tensão máxima Vmax ou VMPP, em que MPP refere o
ponto de potência máxima (do inglês Maximum Power Point). A corrente do curto-circuito
ICC é aproximadamente 5 a 15% maior do que a corrente IMPP (Vilaça, 2009). A Figura 3.2
representa as curvas características V-I e V-P de uma célula fotovoltaica típica de silício.
Figura 3.2. Característica V-I e V-P de uma célula fotovoltaica típica de silício (adaptado de Vilaça, 2009).
O valor da potência máxima é fornecido em unidades de Watt-pico (Wp), que é a unidade que
mede a potência de pico, ou seja, a potência máxima nas condições de referência ou padrão
21
3. Sistemas fotovoltaicos
STC (Standard Test Conditions). De facto, as curvas características das células FV são
especificadas em condições uniformes de teste, isto é, em condições STC. Estas condições de
referência são condições universais para a execução dos testes às células fotovoltaicas, por
forma a que o desempenho das mesmas possa ser comparado para as mesmas condições de
irradiância incidente e temperatura. Os fabricantes de células FV fornecem assim, um
conjunto de parâmetros característicos das células determinados nas condições padrão. Neste
trabalho, esses parâmetros serão identificados com índice “r” de referência. Na realidade, as
condições de referência ocorrem muito raramente. Mesmo no caso de o Sol brilhar com a
intensidade especificada, a temperatura da célula será sempre superior a 25ºC. Por este
motivo, é muitas vezes especificada a temperatura nominal de funcionamento da célula do
módulo NOCT (Nominal Operating Cell Temperature). Esta temperatura da célula é
determinada para um nível de irradiância de 800 W/m2, uma temperatura ambiente de 20 ºC e
para uma velocidade do vento de 1 m/s (Greenpro, 2004). A Tabela 3.1 apresenta as
condições de teste padrão STC e nominais NOCT.
Tabela 3.1. Condições STC e NOCT.
Condições STC
Condições NOCT
Radiação: Gr = 1000 W/m2
Radiação: GNOCT = 800 W/m2
Temperatura da célula: Tr = 25ºC
Temperatura Ambiente: TNOCT = 20ºC
Massa de ar: MA = 1,5
Velocidade do vento: WNOCT = 1 m/s
Massa de ar: MA = 1,5
A radiação solar incidente e a temperatura da célula são fatores que influenciam de forma
determinante o funcionamento da célula fotovoltaica (Baptista e Santos, 2010). A Figura 3.3
representa de que modo é que essa influência se faz sentir ao nível das curvas características
I-V das células.
Como se pode observar na Figura 3.3 (a), a tensão de circuito aberto, VCA, aumenta
logaritmicamente com o aumento da radiação, enquanto a corrente de curto-circuito, ICC,
aumenta de forma linear. Na Figura 3.3 (b) pode-se constatar que o principal efeito do
aumento da temperatura da célula é ao nível da tensão de circuito aberto, a qual decresce
linearmente com o aumento da temperatura da célula, e portanto, também a eficiência da
22
3. Sistemas fotovoltaicos
célula decrece com o aumento da temperatura. Por seu turno, a corrente de curto-circuito
aumenta ligeiramente com o aumento da temperatura da célula (Kalogirou, 2009).
Figura 3.3. Influência da radiação e da temperatura nas características da célula FV.
(a) Efeito do aumento da radiação. (b) Efeito do aumento da temperatura da célula (adaptado de Kalogirou,
2009).
A eficiência de conversão solar, η, de uma célula FV é um aspeto determinante para a
eficiência global do sistema. Esta é uma característica da própria célula e depende do material
e da tecnologia que constituem a mesma (Miles et al., 2005). Nas condições de referência, a
eficiência pode ser obtida pela equação (3.5),
(3.5)
onde Gr é a radiação incidente nas condições padrão (1000 W/m2) e A, a área da célula, em
m2. Ao quociente entre a potência de pico Prmax e o produto (VrCA × IrCC) chama-se fator de
forma FF (Fill Factor) sendo, sempre desejável trabalhar com células em que o fator de forma
seja o maior possível (Baptista e Santos, 2010).
No entanto, como já foi visto anteriormente, as células raramente operam nas condições de
referência. Pelo que para outro ponto de funcionamento o seu rendimento será dado pela
equação (3.6),
(3.6)
23
3. Sistemas fotovoltaicos
em que o valor da potência máxima produzida pela célula, é dado, pelo produto entre a tensão
e corrente máximas, equação (3.7).
(3.7)
A corrente máxima, Imax, varia com a radiação segundo uma lei idêntica à da corrente de
curto-circuito, ou seja, praticamente não varia com a temperatura da célula, apresentando uma
variação linear com a radiação incidente, equação (3.8).
(3.8)
A tensão máxima, Vmax, por sua vez, relaciona-se logaritmicamente com a radiação incidente e
está dependente da temperatura da célula T (K) e da corrente inversa de saturação do díodo I0
(A), equação (3.9).
[
(
)
]
(3.9)
Por outro lado, a corrente de saturação inversa do díodo I0 pode ser obtida em função de
parâmetros conhecidos da célula nas condições de referência pela equação (3.10),
(
em que, Ɛ é o hiato do silício (1,12 eV),
)
(
)
(3.10)
a corrente de saturação inversa nas condições de
referência determinada pela equação (3.11) e m’ o fator de idealidade equivalente
determinado pela equação (3.12),
(3.11)
(3.12)
24
3. Sistemas fotovoltaicos
onde, NSM é o número de células ligadas em série, sendo que no caso de uma célula
fotovoltaica individual este parâmetro assume o valor igual a um. O fator de idealidade do
díodo, m, pode ser determinado apenas em função dos parâmetros característicos da célula
fornecidos pelos fabricantes, equação (3.13) (Baptista e Santos, 2010).
(
)
(3.13)
O valor da temperatura de funcionamento de uma célula, θC (ºC), não é um valor conhecido,
no entanto, este pode ser obtido através da relação com a temperatura ambiente do local e da
radiação incidente através da equação (3.14),
θ
θa
20)
(N
00
(3.14)
onde θa é a temperatura ambiente, em °C, G a radiação incidente, em W/m2, e NOCT a
temperatura normal de funcionamento da célula, em °C, sendo este valor fornecido pelo
fabricante e que representa a temperatura atingida pela célula nas condições normais de
funcionamento (Baptista e Santos, 2010). Logo, a temperatura absoluta da célula T (K) será
dada pela equação (3.15).
(3.15)
Melhorias ao nível da eficiência da célula estão diretamente ligados a uma redução de custos
nos sistemas FV (Kalogirou, 2009). Ultimamente muitos trabalhos de investigação e
desenvolvimento têm sido elaborados nesta área contribuindo para o progresso tecnológico
das células FV.
3.1.1
Tipos de células fotovoltaicas
Todas as células solares necessitam de um material absorvente de luz que está presente no seu
interior para absorver fotões e gerar eletrões livres através do efeito fotovoltaico. O silício tem
sido o material dominante, no entanto, existem outros materiais aparentemente promissores.
Segundo a IEA (International Energy Agency), o silício cristalino (c-Si) representa hoje 8525
3. Sistemas fotovoltaicos
90% do mercado global anual. Por sua vez, a tecnologia de película fina ou filmes finos (Thin
Films) representa atualmente 10% a 15% das vendas globais. Novos conceitos fotovoltaicos
que, atualmente são objeto de pesquisa, visam atingir uma ultra eficiência das células solares
através de materiais avançados e novos conceitos de conversão e de processamento (IEA,
2010). Um diagrama relativo aos vários tipos de células FV atualmente existentes é
apresentado na Figura 3.4.
Figura 3.4. Diagrama representativo dos vários tipos de células FV atualmente disponíveis no mercado.
(adaptado de Solarpraxis e Sunbeam, 2012)
3.1.1.1 Células de silício cristalino
O silício (Si) é o segundo elemento mais abundante da crosta terrestre, mais de 25% da crosta
terrestre é composta por silício (Baptista e Santos, 2010). A maioria das células solares
fabricadas e vendidas baseiam-se na utilização deste elemento no seu estado cristalino. As
células de silício cristalino podem ser subdivididas em células de silício:

Monocristalino (sc-Si), do inglês Single Crystalline Silicon;

Policristalino (mc-Si), do inglês Multi-Crystalline Silicone.
Nas células de silício monocristalino, o silício tem uma única estrutura cristalina contínua
praticamente sem defeitos ou impurezas. A principal vantagem destas células é a sua alta
eficiência (Meral e Dinçer, 2011). A eficiência máxima atualmente registada em laboratório
para este tipo de células é de 25% (Green et al., 2013). No entanto, o processo de fabrico
26
3. Sistemas fotovoltaicos
destas células é complexo o que se traduz em custos mais elevados quando comparando com
as demais tecnologias.
As células de silício policristalino constituem um material menos caro do que as células de
silício monocristalino. As células são produzidas usando numerosos grãos de silício
monocristalino. No processo de fabricação, o silício policristalino fundido é moldado em
lingotes, que são subsequentemente cortados em placas muito finas e montados em células
completas. O processo de produção das células policristalinas é mais simples, e portanto, mais
barato do que o das células monocristalinas sendo, no entanto, um pouco menos eficientes. O
recorde de eficiência para estas células é atualmente de 20,4% (Green et al., 2013).
3.1.1.2 Células de filmes finos
Os filmes finos são feitos por deposição de camadas extremamente finas de materiais
fotossensíveis sobre um suporte de baixo custo, tais como o vidro, o aço inoxidável ou o
plástico. Este tipo de tecnologia facilita a integração das células fotovoltaicas na construção
de edifícios, contribuindo para melhorias arquitetónicas e estéticas. As células de filmes finos
podem ser de três famílias principais:

Silício amorfo (a-Si) e silício amorfo microcristalino (a- i/μc-Si);

Telureto de cádmio (CdTe);

Disseleneto de cobre e índio (CIS) e disseleneto de cobre, índio e gálio (CIGS);

Outras tecnologias atualmente emergentes englobam filmes finos de células orgânicas.
A principal diferença entre as células de silício amorfo e as de silício cristalino é que, em vez
da estrutura cristalina, as células de silício amorfo são compostas por uma camada homogénea
e fina de átomos de silício (silício não cristalizado). Adicionalmente, o silício amorfo absorve
a luz de forma mais eficaz do que o silício cristalino, o que conduz a células mais finas,
também conhecidas como células fotovoltaicas de filme fino. Estas células são cerca de 100
vezes mais finas quando comparadas com as células de silício cristalino. A grande vantagem
destas células é que o silício amorfo pode ser depositado sobre uma ampla variedade de
substratos, tanto rígidos como flexíveis (Meral e Dinçer, 2011). A desvantagem é a sua baixa
eficiência. Atualmente regista-se uma eficiência máxima para estas células de 10,1% (Green
et al., 2013). No entanto, o seu processo de produção é relativamente barato pelo que as
células de silício amorfo são ideais para aplicações em que a elevada eficiência não é um
27
3. Sistemas fotovoltaicos
requisito e o baixo custo se revela importante. Algumas variedades de silício amorfo são
carboneto de silício amorfo (a-SiC), ligas de germânio e silício amorfo (a-SiGe) silício
microcristalino (μc-Si) e nitreto de silício amorfo (a-SiN) (Parida et al., 2011).
As células de telureto de cádmio (CdTe) e disseleneto de cobre e índio (CuInSe2) ou
simplesmente (CIS) têm vindo a ser usadas nos módulos fotovoltaicos. A atração principal
destas tecnologias é a de que podem ser fabricadas através de processos industriais
relativamente baratos, em comparação com as células de silício cristalino. Outros materiais
que têm vindo a ser usadas nesta tecnologia são o arseniato de gálio (GaAs), o cobre e o
dióxido de titânio (TiO2). O recorde de eficiência máxima para estas células é de 18,3% para
as CdTe, 19,6% para as CIGS (CuInGaSe2), 28,8% para as GaAs, e 11,9% para as TiO2
(Green et al., 2013).
Uma das tendências atuais é uso de materiais orgânicos e poliméricos nas células
fotovoltaicas. A atração destas tecnologias prende-se com o facto do seu processo de
produção ser rápido e de baixo custo quando comparado com as tecnologias de silício, no
entanto, ainda apresentam eficiências muito baixas. A eficiência máxima que as células
orgânicas registam atualmente é de 10,7% (Green et al., 2013).
3.1.1.3 Tecnologia Multijunção
Para melhorar o desempenho das células fotovoltaicas, várias células com diferentes
intervalos de banda, que são mais complexas e portanto mais caras, podem ser usadas através
de junções múltiplas. Particularmente, uma tripla junção FV produzida recentemente alcançou
uma notável eficiência de 40%. O dispositivo FV consiste em três camadas de material
fotovoltaico colocadas umas sobre as outras. Cada um dos três materiais captura uma
determinada porção do espectro solar e o objetivo é capturar o máximo de espectro solar
quanto possível. Estas células são muito mais caras do que as células fotovoltaicas de silício,
mas a sua eficiência compensa o seu custo elevado, e em sistemas de concentração, apenas é
necessário uma pequena área destas células.
Uma outra forma de aumentar a eficiência do material fotovoltaico é concentrar a luz solar em
pequenas e altamente eficientes células fotovoltaicas utilizando material refletor barato, lentes
ou espelhos.
28
3. Sistemas fotovoltaicos
Estas células são conhecidas como células fotovoltaicas concentradoras CPVs (Concentrating
Photovoltaics), e hoje em dia, esta tecnologia ocupa uma porção muito pequena da indústria
da energia solar. No entanto, espera-se que a indústria de CPV possa assumir em breve uma
maior participação no mercado de energia solar fotovoltaica, mas para tal acontecer a
tecnologia tem que ser melhorada e os custos terão que baixar (Meral e Dinçer, 2011).
3.1.1.4 Tecnologia HIT
Um desenvolvimento bastante interessante foi o das células HIT (Heterojunction with
Intrinsic Thin layer) da Sanyo. Esta célula é constituída por uma fina camada de silício
monocristalino rodeada por camadas ultra finas de silício amorfo (ver Figura 3.5). Esta
tecnologia proporciona um maior desempenho das células FV. Mesmo a altas temperaturas, as
células solares HIT conseguem manter eficiências mais elevadas do que uma célula solar de
silício cristalino convencional.
Figura 3.5. Vista esquemática em corte transversal da célula solar HIT produzida pela Sanyo (adaptado de Miles
et al., 2005).
A espessura do substrato de silício cristalino (c- i) é de 200 μm, enquanto a espessura total
das camadas intrínsecas de silício amorfo (a-Si) do tipo-p sobre o topo do substrato é de
10 nm, e a espessura total das camadas intrínsecas do silício amorfo do tipo-n na parte inferior
do substrato é de 20 nm. Isto resulta num dispositivo com eficiência de cerca de 21% e
módulos fotovoltaicos com eficiências até 18,4% (Miles et al., 2005).
A Tabela 3.2 apresenta uma visão global das eficiências das células fotovoltaicas comerciais,
ou seja, presentes no mercado.
29
3. Sistemas fotovoltaicos
Tabela 3.2. Eficiência das células fotovoltaicas comerciais (EPIA e Greenpeace, 2011).
Filmes Finos
Silício Cristalino
Tecnologia
Eficiência da célula
a-Si
CdTe
CI(G)S
a- i/μ i
Mono
Poli
4-8%
10-11%
7-12%
7-9%
16-22%
14-18%
CPV
III-V
Multijunção
30-38%
3.2 Módulos e painéis fotovoltaicos
Como foi visto anteriormente, uma célula FV é capaz de operar até 0,5 V, o que é insuficiente
para muitas aplicações. Na prática as células solares FV podem ser associadas em série e/ou
em paralelo para obtenção de maiores potências, dando assim origem aos chamados módulos
fotovoltaicos. Como pode ser observado na Figura 3.6, quando duas células idênticas são
ligadas em paralelo, a tensão permanece a mesma mas a corrente passa para o dobro, mas
quando as células são ligadas em série, a corrente permanece a mesma e a tensão passa para o
dobro. Vulgarmente as células estão ligadas em série entre si fornecendo níveis de tensão na
ordem dos 14-16V (Kalogirou, 2009).
Figura 3.6. Efeito na tensão e na corrente da ligação de duas células FV idênticas:
(a) Ligação em paralelo. (b) Ligação em série (adaptado de Kalogirou, 2009).
Os módulos são encapsulados por vários materiais com o objetivo de proteger as células e as
ligações elétricas do ambiente. São desenhados para serem usados no exterior sujeitos aos
mais diversos ambientes como o marinho, tropical, ártico e desértico (Kalogirou, 2009).
30
3. Sistemas fotovoltaicos
Em termos de modelo dos módulos fotovoltaicos, pode aplicar-se o modelo deduzido para
caracterizar o comportamento de uma única célula fotovoltaica, considerando assim, o
módulo como uma célula fotovoltaica equivalente. As características dos módulos são
determinadas pela exposição dos mesmos às respetivas condições de referência STC.
Dependendo do fabricante e do tipo de material fotovoltaico usado, os módulos têm diferentes
aspetos e características de desempenho (Kalogirou, 2009). A Tabela 3.3 sintetiza a eficiência
dos vários tipos de módulos FV atualmente existentes no mercado.
Tabela 3.3. Eficiência dos módulos comerciais (EPIA e Greenpeace, 2011).
Filmes Finos
Silício Cristalino
Tecnologia
Eficiência do módulo
a-Si
CdTe
CI(G)S
a- i/μ i
Mono
Poli
4-8%
10-11%
7-12%
7-9%
13-19%
11-15%
CPV
III-V
Multijunção
~ 25%
Os módulos FV podem ser associados em série e/ou em paralelo até se atingir a potência
pretendida. Quando estão ligados em série formam uma fileira ou string. Por sua vez, as
fileiras podem estar ligadas em paralelo formando uma matriz que vulgarmente tem o nome
de painel fotovoltaico. A Figura 3.7 representa, de forma esquemática, um painel FV com MP
fileiras em que cada uma conta com MS módulos ligados em série.
Figura 3.7 Esquema de um painel FV constituído por MP fileiras com MS módulos cada (Kalogirou, 2009).
Os princípios da ligação em paralelo e em série para as células fotovoltaicas também se
aplicam aqui, isto é, quando dois módulos idênticos são ligados em série a tensão passa para o
31
3. Sistemas fotovoltaicos
dobro e a corrente permanece a mesma, e quando dois módulos são ligados em paralelo a
tensão permanece constante e a corrente duplica.
Para prevenir eventuais avarias nas associações de módulos fotovoltaicos em série, usam-se
díodos de desvio (bypass) em paralelo para desvio da corrente produzida pelos outros
módulos, colocando fora de serviço apenas o módulo defeituoso (Morais, 2009). Igualmente
nas associações em paralelo são usados díodos de fileira para evitar curto-circuitos e correntes
inversas. Os díodos de fileira serão abordados na íntegra quando forem abordados os
dispositivos de proteção dos sistemas FV. A Figura 3.8 representa a utilização destes dois
tipos de díodos num painel FV.
Figura 3.8. Díodos de bypass e díodos de fileira (adaptado de Morais, 2009).
Os díodos de bypass são normalmente alojados nas caixas de junção dos módulos (Greenpro,
2004). Estes tornam-se muito importantes na minimização dos efeitos do sombreamento sobre
os módulos. No caso do sombreamento de um módulo (ou célula), a fonte de corrente
extingue-se e comporta-se como uma resistência que é atravessada pela corrente produzida
pelos outros módulos, ficando sujeito a uma tensão inversa mais ou menos elevada e
provocando aquecimento que eleva a temperatura para valores que nalguns casos pode mesmo
destruir o módulo. Assim, os díodos de bypass evitam a passagem das correntes inversas pelo
módulo sombreado mantendo a fileira em produção, embora diminuída (Morais, 2009). A
Figura 3.9 representa o efeito dos díodos de bypass na curva I-V característica de um módulo
fotovoltaico standard de 36 células.
32
3. Sistemas fotovoltaicos
Figura 3.9. Curvas I-V de um módulo FV com e sem díodos de bypass (adaptado de Greenpro, 2004).
A curva azul é característica do módulo para os casos em que não há sombreamento. As
curvas vermelha e verde verificam-se para os casos em que existe uma célula sombreada em
75% da sua superfície, sem e com díodos de bypass respetivamente. O díodo garante que a
corrente total circule, pelo menos, através de 18 células não sombreadas, o que origina a curva
de cor verde. Pode também observar-se que a tensão MPP cai para cerca de metade
(Greenpro, 2004).
3.3 Tipos de sistemas fotovoltaicos
Os sistemas de energia solar fotovoltaica convertem a energia proveniente da radiação solar
que atinge a superfície terrestre em energia elétrica. Na maior parte das vezes, a energia
elétrica gerada é entregue à rede recetora (baixa tensão ou média tensão) ou utilizada para
alimentar cargas em rede isolada. Essa é a principal razão pela qual se distinguem dois tipos
de sistemas de energia solar fotovoltaica:

Sistemas isolados ou autónomos;

Sistemas ligados à rede.
Estes dois tipos de sistemas de energia diferem quanto aos requisitos a satisfazer e, em
consequência, quanto ao tipo de componentes que integram. Por outro lado, o procedimento
relativo ao projeto e ao dimensionamento dos componentes obedece também a requisitos
diferentes (Freitas, 2008).
33
3. Sistemas fotovoltaicos
3.3.1
Sistemas autónomos
Os sistemas autónomos podem ter potências que variam desde os miliwatt até aos kilowatt. A
fim de garantir o abastecimento de eletricidade em dias com fraca ou nenhuma radiação solar,
a maioria dos sistemas autónomos tem um sistema de armazenamento integrado (baterias).
Existe uma enorme variedade de sistemas autónomos, as suas aplicações variam desde
máquinas calculadoras e relógios, até sistemas de controlo de tráfego ou até mesmo sistemas
capazes de alimentar habitações situadas em locais remotos, onde não existe uma rede
elétrica. Estes sistemas podem ser implementados apenas com o módulo fotovoltaico como
gerador de eletricidade ou com fontes de energia auxiliares, sendo conhecidos como sistemas
híbridos. Os geradores adicionais podem ser alimentados a combustíveis fósseis (por exemplo
fuel ou gás) ou a energias renováveis (por exemplo eólica, hídrica ou biomassa),
complementado assim a produção fotovoltaica (Silva, 2012). Na Figura 3.10, está
representada esquematicamente a configuração de um sistema FV autónomo.
Figura 3.10. Representação esquemática de um sistema FV autónomo (adaptado de Meral e Dinçer, 2011).
3.3.2
Sistemas ligados à rede
Num sistema ligado à rede, como é o caso dos sistemas em regime de minigeração, durante o
dia, a eletricidade produzida pelo sistema fotovoltaico pode ser vendida às empresas
fornecedoras de energia elétrica e ser consumida imediatamente. Durante a noite, quando o
sistema FV é incapaz de produzir energia, esta pode ser fornecida pela rede elétrica local.
Desta forma, este tipo de sistemas FV não necessita de incluir baterias de armazenamento de
energia, o que torna estes sistemas mais simples e mais baratos do que os sistemas
34
3. Sistemas fotovoltaicos
autónomos, para potências idênticas (Meral e Dinçer, 2011). Estes sistemas podem ser de
pequena dimensão, para alimentação de pequenas cargas residenciais ou não residenciais, ou
de média e grande dimensão constituindo centrais fotovoltaicas com potências instaladas
entre as dezenas de kW e alguns MW de pico. A ligação à rede de distribuição é um ponto
fulcral da instalação, visto que requer uma grande necessidade de continuidade do serviço,
bem como uma boa eficiência na transição de energia elétrica, do produtor para o sistema de
distribuição público (Baptista e Santos, 2010). Neste sentido, para a interconexão do sistema
FV com a rede elétrica são necessários dispositivos de proteção e um dispositivo que converta
a energia DC gerada pelos módulos fotovoltaicos em energia AC comummente utilizada pelos
equipamentos elétricos. Desta forma, numa unidade de geração fotovoltaica ligada à rede
podem ser identificadas três fases distintas:
a)
Produção;
b) Transformação;
c)
Entrega.
A Figura 3.11 representa, de forma esquemática, uma unidade de geração fotovoltaica, onde estão
identificadas as diferentes fases mencionadas e os principais componentes envolvidos em cada
uma dessas fases.
Figura 3.11. Representação esquemática de uma unidade de produção ligada à rede (adaptado de Efacec, 2013).
A interligação do sistema de geração fotovoltaica com a rede elétrica tem a vantagem de uma
utilização mais efetiva da energia gerada. No entanto, os requisitos técnicos, tanto do lado da
rede elétrica como do lado do sistema FV, precisam ser satisfeitos para garantir a segurança
da instalação e a confiabilidade da rede.
35
3. Sistemas fotovoltaicos
O desempenho dos sistemas fotovoltaicos ligados à rede pode ser avaliado através do
coeficiente de rendimento PR (Performance Ratio), o qual é definido pela razão entre a
eficiência do sistema e o valor nominal da eficiência dos módulos fotovoltaicos em condições
STC. Sistemas ligados à rede apresentam coeficientes de rendimento geralmente entre 0,60,8. Já os sistemas autónomos apresentam coeficientes de rendimento entre 0,3-0,6 (Eltawil e
Zhao, 2010). A energia produzida por um sistema FV conectado à rede depende de vários
fatores. Entre estes fatores os mais importantes são as características dos componentes do
sistema, ou seja, os equipamentos que o integram, a configuração da instalação, a sua
localização geográfica e os objetos circundantes (Eltawil e Zhao, 2010).
3.4 Componentes de um sistema fotovoltaico ligado à rede
Tal como a Figura 3.11 ilustra, dos principais equipamentos de uma central de geração
fotovoltaica ligada à rede fazem parte os módulos, os inversores e as proteções. Para além
destes equipamentos, fazem parte do sistema fotovoltaico os cabos de ligação AC e DC, um
contador de compra energia e um contador de venda de energia à rede elétrica.
3.4.1
Inversores DC/AC
O inversor tem como função a conversão de uma tensão contínua DC para uma tensão
alternada AC com uma determinada amplitude e frequência. Para sistemas ligados à rede de
distribuição a tensão de saída do inversor deve ser (230 ou 400 V) alternada de componente
fundamental sinusoidal e com 50 Hz, contendo baixo conteúdo harmónico (Baptista e Santos,
2010). Para além da conversão do sinal o inversor assume outras funções como o ajuste do
ponto operacional do inversor ao MPP do gerador através do seguidor de potência MPPT
(Maximum Power Point Tracking), dispositivos de proteção AC e DC e registo de dados
operacionais e sinalização.
Os inversores para ligação à rede têm características específicas ao nível da segurança. Se a
tensão de rede faltar os sistemas FV devem ser automaticamente desligados por ação do
inversor evitando a injeção de energia nessas circunstâncias (Morais, 2009). O inversor é, por
isso, muito importante em sistemas ligados à rede. Os inversores podem ter transformador ou
não e a saída pode ser monofásica ou trifásica. Os inversores sem transformadores são
menores e mais leves do que os aparelhos com transformador e funcionam com maior
36
3. Sistemas fotovoltaicos
eficiência. No entanto, é de referir que a sua utilização só é compatível com a utilização de
equipamentos com proteção de isolamento de classe II (Freire, 2011). Os inversores são
caracterizados pela sua eficiência de conversão,
, definida pelo quociente entre a potência
de entrada (lado DC) e a potência de saída (lado AC), equação (3.16) (Meral e Dinçer, 2011),
(3.16)
onde cos (φ) é o fator de potência, sendo que este parâmetro deve ser superior a 0,9. O valor
usual do rendimento de um inversor situa-se entre os 86 e 95% (Morais, 2009).
Existe uma grande variedade de inversores no mercado que vão de poucos kW’s até aos
MW’s, cuja seleção depende se é para microgeração, minigeração ou para uso em grandes
centrais fotovoltaicas (Freire, 2011). Durante muito tempo, foi comum a instalação de um
inversor DC/AC central, para todo o sistema fotovoltaico. Atualmente, nem sempre os
sistemas fotovoltaicos com potências nominais de vários kWp têm um único e poderoso
inversor. Em particular, nos sistemas de dimensão média, existe a crescente tendência para a
instalação de vários inversores de pequena dimensão (conceito de inversor descentralizado)
(Greenpro, 2004).
Consoante a tipologia do sistema FV em causa podem existir três soluções distintas para
ligação do equipamento de conversão:
a) Utilização de um inversor central com potencial para converter toda a carga. Mais
utilizado em sistemas domésticos de pequena dimensão;
b) Utilização de um inversor por fileira de módulos fotovoltaicos. Muito usado nos
sistemas FV de grandes dimensões, com geração monofásica ou trifásica;
c) Utilização de um inversor por módulo FV. Ainda não muito usado devido aos custos,
mas já tem aplicações efetivas, apresentando a grande vantagem de redução da secção
das cablagens que passam a funcionar à tensão de 230 V.
A Figura 3.12 representa esquematicamente os três tipos de configuração abordados para um
sistema FV (Morais, 2009).
37
3. Sistemas fotovoltaicos
Figura 3.12. Representação esquemática das soluções de ligação dos inversores num sistema FV. (a) Inversor
central único. (b) Um inversor por fileira. (c) Um inversor por módulo (adaptado de Morais, 2009).
Os fabricantes fornecem as características dos seus inversores na literatura que
disponibilizam, o que é importante no ato de escolher este tipo de equipamento. Os inversores
solares atuais são capazes de realizar as seguintes funções:

A conversão da corrente DC produzida pelo gerador fotovoltaico em corrente AC, de
acordo com os requisitos técnicos e de segurança que estão estipulados para a ligação
à rede;

Ajuste do ponto operacional do inversor ao MPP do gerador fotovoltaico (rastreio do
ponto MPP);

Registo de dados operacionais e sinalização (p. ex.: visualizadores, armazenamento de
dados, transferência de dados);

Dispositivos de proteção AC e DC (p. ex.: proteção de polaridade, proteção contra
sobrecargas e sobretensões e equipamento de proteção da interligação com a rede
recetora).
Dependendo do seu princípio operacional, os inversores para ligação à rede podem dividir-se
em inversores comutados pela rede (sincronizados pela rede) e em inversores autocontrolados (Greenpro, 2004).
38
3. Sistemas fotovoltaicos
3.4.2
Controlador MPPT
Durante o dia, os parâmetros operacionais do gerador fotovoltaico variam constantemente. A
irradiância e a temperatura alteram o MPP do gerador fotovoltaico. Sempre com o intuito de
transformar a máxima potência solar num sinal AC, o inversor tem de fixar e rastrear
automaticamente o ponto operacional óptimo (rastreio MPP).
O sistema de rastreio MPPT consiste num conversor DC/DC que, de acordo com as condições
ambientais de temperatura e radiação e, com as condições impostas pela rede, ajusta a tensão
de saída do módulo de modo a que o funcionamento se processe no ponto correspondente à
potência máxima (Borges, 2009). A qualidade da capacidade de ajuste do inversor ao ponto
operacional óptimo é descrita pela eficiência do rastreio,
, (Greenpro, 2004).
otência de entrada efectiva instantânea
otência m xima instantânea do gerador
(3.17)
A literatura da especialidade reporta o valor de 95% como sendo o rendimento típico dos
sistemas seguidores de potência máxima.
Um valor normalmente tomado como referência para o conjunto de dispositivos electrónicos
de regulação e interface (MPPT e inversor) é de 90% (Borges, 2009).
3.4.3
Cabos
Para a instalação elétrica de um sistema fotovoltaico, apenas devem ser usados cabos que
cumpram os requisitos para esta aplicação. Basicamente existem 3 tipos de cabos que são
usados numa instalação fotovoltaica: cabos de módulo ou de fileira, cabo principal DC e cabo
do ramal AC.
Designam-se por cabos de módulo ou cabos de fileira os condutores que estabelecem a
ligação elétrica entre os módulos individuais de um gerador solar e a caixa de junção do
gerador. Estes cabos são geralmente aplicados no exterior. A experiência tem demonstrado
que os cabos monocondutores com isolamento duplo são a melhor solução, oferecendo uma
elevada segurança, contudo, a versão standard deste tipo de cabo apenas permite temperaturas
máximas de 60 ºC. Os fabricantes de telhas fotovoltaicas têm medido temperaturas que vão
até 70 ºC no telhado. or este motivo são usados os “cabos solares” nas aplicações exteriores.
39
3. Sistemas fotovoltaicos
As características principais destes cabos são a resistência aos ultravioletas e ao clima, sendo
apropriados para um largo espectro de temperaturas (entre -55 ºC e 125 ºC). Nas instalações
integradas nos telhados poderá ser utilizada a versão standard (Greenpro, 2004).
O cabo principal DC estabelece a ligação entre a caixa de junção do gerador e o inversor. Se a
caixa de junção do gerador estiver localizada no exterior, estes cabos devem ser entubados,
uma vez que, não são resistentes aos raios ultravioletas. Sempre que houver possibilidade de
opção, os cabos de policloreto de vinilo (PVC) não deverão ser usados no exterior. O material
halogeneizado PVC é frequentemente utilizado nas instalações elétricas. Tendo em
consideração os impactos no ambiente, deverão ser escolhidos produtos isentos de halogéneo.
Por razões associadas à proteção contra falhas de terra e curto-circuitos, recomenda-se o uso
de cabos monocondutores isolados para as linhas positiva e negativa. Deverá ser sempre
possível isolar os condutores da tensão da linha principal DC. Normalmente, o interruptor
principal DC e os pontos de isolamento da caixa de junção do gerador asseguram esta função,
como veremos no subcapítulo das proteções.
O cabo de ligação de corrente alternada liga o inversor à rede recetora, através do
equipamento de proteção. No caso dos inversores trifásicos, a ligação à rede de baixa tensão é
efetuada com um cabo de cinco pólos. Para os inversores monofásicos é usado um cabo de
três pólos. A Figura 3.13 apresenta um modelo conceptual de um sistema fotovoltaico, no
qual estão identificados os diferentes cabos aqui abordados.
3.4.4
Proteções
Como qualquer outra instalação elétrica as instalações elétricas de sistemas FV devem
integrar dispositivos que assegurem a proteção das instalações, pessoas e bens, garantindo a
continuidade do serviço (Schneider Electric, 2012). Desta forma, os sistemas FV devem
possuir vários níveis de proteção e seccionamento, estando equipados com interruptores (ou
disjuntores) que seccionem as várias partes da instalação em DC e AC. Na Figura 3.13 estão
identificados esses níveis de proteção, bem como a sua localização.
40
3. Sistemas fotovoltaicos
Cabos de fileira
Cabo principal DC
Cabo AC
Figura 3.13. Modelo conceptual de um sistema fotovoltaico (adaptado de Schneider Electric, 2012).
A principal função das caixas de junção é agregar a corrente procedente de cada uma das
strings num único cabo DC. Desta forma, minimiza-se as perdas de transporte de energia até
ao inversor com um cabo DC de maior secção (Freire, 2011). Esta caixa deve ter proteção
classe II e no caso de ser instalada no exterior, deverá estar protegida, no mínimo, com
proteção IP 54 (Morais, 2009).
A caixa de junção geral contém terminais, aparelhos de corte e, se necessário, fusíveis e
díodos de fileira. Os díodos de fileira têm como função evitar curto-circuitos e correntes
inversas entre fileiras em caso de avaria ou aparecimento de potenciais diferentes nas fileiras.
Segundo Morais (2009), atualmente já não se usa a colocação de díodos de fileira quando os
módulos são todos do mesmo tipo, sendo colocados fusíveis de proteção nos dois lados da
fileira, para proteção contra uma possível sobrecarga. Porém, também estes fusíveis podem
ser suprimidos se a corrente admissível nas canalizações for 1,25 vezes superior à corrente de
curto-circuito do gerador fotovoltaico (IZ ≥ 1,25 × ICC (STC)).
A corrente inversa surge se a tensão de circuito aberto de uma fileira for significativamente
diferente da tensão de circuito aberto das restantes fileiras ligadas em paralelo ao mesmo
inversor. A corrente flui desde as fileiras saudáveis para as defeituosas em vez de fluir para o
inversor para fornecer energia para a rede AC. A Figura 3.14 representa esta situação. A
corrente inversa pode levar a que a temperatura suba de forma perigosa causando mesmo
incêndios no módulo fotovoltaico. Desta forma, a capacidade de resistência do módulo FV
deve ser testada em conformidade com a norma standard IEC 61730-2 e o fabricante do
módulo FV deve fornecer o valor da corrente inversa máxima (Schneider Electric, 2012).
41
3. Sistemas fotovoltaicos
Figura 3.14. Corrente inversa num circuito FV (adaptado de Schneider Electric, 2012).
Não existe o risco de corrente inversa quando existe apenas uma fileira. Quando há duas
fileiras com o mesmo número de módulos fotovoltaicos conectados em paralelo, a corrente
inversa será sempre menor do que a corrente inversa máxima. Assim, quando o gerador FV é
constituído por uma ou duas fileiras apenas, não há necessidade de proteção contra corrente
inversa (Schneider Electric, 2012).
Na eventualidade da ocorrência de falhas, ou para a realização de trabalhos de manutenção e
de reparação, será necessário isolar o inversor do gerador fotovoltaico, tal como a norma IEC
60364-7-712 “Instalações elétricas nos edifícios – requisitos para instalações ou localizações
especiais – sistemas solares fotovoltaicos”, estipula.
ara este fim utiliza-se o interruptor
principal DC. O interruptor deve ser bipolar de forma a isolar o circuito positivo e negativo.
Deverá ter suficiente poder de corte para permitir a abertura do circuito DC em boas
condições de segurança. Deve estar dimensionado para as condições de corte mais
desfavoráveis, para a tensão máxima em circuito aberto VCA do gerador (à temperatura de
-10ºC), bem como para a corrente máxima do gerador ICC (corrente de curto-circuito em
condições STC). O interruptor principal DC é alojado com frequência na caixa de junção do
gerador, mas por razões de segurança, é preferível instalá-lo diretamente antes do inversor
(Greenpro, 2004). Em alternativa ao interruptor pode ser usado um disjuntor (Morais, 2009).
Além dos aparelhos de corte colocados à entrada e à saída do inversor, se as cablagens DC
forem concentradas em caixas de junção distantes do inversor, também aí deve ser prevista a
inclusão de um aparelho de corte e seccionamento.
Relativamente à proteção de pessoas nos sistemas ligados à rede, a norma IEC 60364-7-712,
deixa ao critério de estudo caso a caso, mas a existir deve ser assegurada por aparelhos
diferenciais de alta sensibilidade do tipo B (Morais, 2009). Os disjuntores diferenciais são
aparelhos de proteção sensíveis à corrente residual-diferencial. Estes dispositivos “observam”
42
3. Sistemas fotovoltaicos
a corrente que flui nos condutores de ida e de retorno do circuito elétrico. Caso a diferença
entre ambas correntes ultrapasse os 30 mA, estes atuam isolando o circuito em menos de 0,2
segundos. Este dispositivo disparará se ocorrer uma falha de isolamento, um contacto direto
ou indireto. No entanto, para sistemas fotovoltaicos com inversores sem transformador,
estabelecem-se correntes residuais capacitivas de mais de 30 mA, entre os módulos
fotovoltaicos e a terra. Por este motivo, não são utilizados dispositivos de proteção diferencial
convencionais que disparam para correntes de 30 mA (Greenpro, 2004).
Devido à sua exposição, os sistemas FV estão sujeitos ao efeito de descargas atmosféricas
diretas ou sobretensões devidas a descargas indiretas na proximidade da instalação, induzidas
na instalação DC do gerador ou através da instalação AC do edifício. Em geral, os sistemas
fotovoltaicos não aumentam, normalmente, o risco do edifício vir a ser atingido por uma
descarga atmosférica, sendo que, no entanto, existem casos de grandes estruturas de painéis
colocadas nos pontos mais altos dos edifícios que poderão ter alguma implicação no risco de
descargas atmosféricas diretas. Deste modo, se já existir um sistema de proteção contra
descargas atmosféricas no edifício, o gerador fotovoltaico deverá ser ligado ao mesmo. Se o
prédio não tiver um sistema de proteção contra descargas atmosféricas, a estrutura de suporte
do gerador fotovoltaico deverá ser ligada à terra e incorporada na união equipotencial. O
gerador fotovoltaico deve ser ainda ligado à terra sempre que são utilizados inversores que
não possuem transformador de isolamento. Neste caso recomenda-se a ligação das armações
dos módulos à terra para áreas fotovoltaicas iguais ou superiores a 10 m2 (Guimarães et al.,
2004). Com o intuito de proteger os sistemas fotovoltaicos e os dispositivos eletrónicos do
acoplamento indutivo e capacitivo e da ocorrência de sobretensões na rede elétrica pública,
são usados descarregadores de sobretensões (DST). Normalmente, estes dispositivos são
instalados na caixa de junção geral do gerador, e ainda, antes e depois do inversor (ver Figura
3.15). Frequentemente, estes últimos, já vêm integrados com o próprio inversor (Greenpro,
2004).
As instalações fotovoltaicas devem ainda possuir equipamentos para proteção da interligação
com a rede pública que devem assegurar as funcionalidades previstas no Guia Técnico das
Instalações de Produção Independente de Energia Eléctrica.
43
3. Sistemas fotovoltaicos
Figura 3.15. Esquema de proteções de um sistema FV (adaptado de Morais, 2009).
3.5 Sombreamento dos sistemas fotovoltaicos
As sombras interferem muito mais sobre a produção de uma instalação solar fotovoltaica do
que sobre as instalações solares térmicas. Numa instalação solar térmica uma sombra de 30%
reduz a produção de energia na ordem dos 30%, enquanto um sombreamento de 30% numa
instalação solar fotovoltaica, pode diminuir a produção de energia na ordem dos 80% a 90%
(Vilaça, 2009). Neste sentido, num sistema fotovoltaico é fundamental conhecer as
consequências do sombreamento de um ou mais módulos fotovoltaicos, e que medidas se
podem tomar no sentido de evitar a diminuição drástica da energia produzida.
As sombras podem-se dividir em sombras temporárias sombras devido à localização e
sombras devido ao próprio edifício.
3.5.1
Sombreamentos temporários
O típico sombreamento temporário resulta da presença de neve, de folhas e de dejetos de
pássaros, entre outros tipos de sujidade. A sujidade do pó e da fuligem nas áreas industriais,
ou as folhas caídas nas áreas florestais, são também fatores não negligenciáveis para sistemas
com o presente tipo de meio envolvente (Greenpro, 2004). A permanência desta sujidade será
tanto menor, quanto melhor funcionar o sistema de autolimpeza do gerador. A autolimpeza
resulta da lavagem da sujidade pela água da chuva. Para esta autolimpeza, será suficiente que
44
3. Sistemas fotovoltaicos
os painéis sejam colocados com um ângulo mínimo de inclinação de 12º. Maiores ângulos de
inclinação aumentam a velocidade de escorrimento da água da chuva e, consequentemente
melhora a limpeza das partículas de sujidade. Por este motivo, este tipo de sombreamento
pode ser reduzido com o aumento do declive do gerador fotovoltaico. Para uma inclinação
óptima em termos da produção de energia, superior a 22º (no caso Português), consegue-se ter
uma boa autolimpeza dos módulos. Numa localização normal e com um painel onde se
verifique um declive adequado, pode assumir-se que a perda devida à sujidade assume um
valor entre 2% e 5%.
Nas áreas com muita neve, a disposição dos módulos standard na posição horizontal (A),
permite reduzir para metade as perdas que resultam do sombreamento causado pela neve,
dado que assim apenas ficam afetadas duas filas de células de cada módulo e não quatro,
como acontece no caso na disposição vertical (B), (Figura 3.16).
Figura 3.16. Análise da disposição dos módulos FV em locais com muita neve (adaptado de Greenpro, 2004).
3.5.2
Sombreamentos produzidos pela envolvente
São sombras ocasionadas por edifícios redundantes, árvores, linhas aéreas e também por
edifícios que se encontram entre o horizonte e a instalação. Há que destacar que as sombras
devidas a objetos que se situam muito perto do gerador fotovoltaico são mais prejudiciais que
as devidas a objetos que se situam mais longe (Vilaça, 2009).
45
3. Sistemas fotovoltaicos
3.5.3
Sombreamentos produzidos pelo edifício
São devidos ao próprio edifício, por isso são muito próximos e muito prejudiciais. São
originados por chaminés, pára-raios, antenas, parabólicas, ressaltos do próprio telhado, etc.
Estas sombras podem ser atenuadas com a alteração da localização dos painéis fotovoltaicos
ou com a alteração do elemento causador da sombra (Vilaça, 2009). Caso não seja possível, o
impacto da sombra pode ser minimizado na fase de concepção do sistema, como por exemplo
através da escolha da forma como são interligadas as células e os módulos. O conceito de
interligação dos módulos solares determina a amplitude da tensão de entrada do inversor. Nos
inversores de cadeia de módulos com elevadas tensões de entrada, todos os módulos estão
frequentemente ligados em série. Se o inversor tiver uma baixa tensão de entrada, leva a que o
gerador seja usado com várias fileiras paralelas.
Um estudo científico sobre o problema do sombreamento foi conduzido pela Universidade
Técnica de Berlim, utilizando diferentes desenhos de sistemas. Na realização do estudo foi
utilizado o programa de simulação eletrónica “Pspice”, para a determinação das curvas
características do gerador e das perdas expectáveis de energia nas diferentes situações de
sombreamento. Foi comparado um gerador fotovoltaico com um total de vinte módulos
ligados em série, com um gerador com quatro fileiras ligadas em paralelo. Com uma
irradiação de 1000 W/m2, dois, quatro, seis e oito módulos foram sombreados, reduzindo-se a
irradiação sobre estes módulos a 500 W/m2. Para melhor compreensão do estudo são
apresentados na Figura 3.17 os desenhos dos geradores FV com as respetivas configurações
da sombra. No final, o estudo permitiu concluir acerca das perdas de energia verificadas para
cada uma das diferentes configurações dos geradores FV. Os resultados são apresentados na
Figura 3.18. Observando a figura é possível retirar algumas conclusões importantes,
nomeadamente, numa ligação em paralelo, observa-se que a perda de energia apenas depende
efetivamente do número de fileiras sombreadas.
46
3. Sistemas fotovoltaicos
Figura 3.17. Configuração da sombra: a) ligação em série, b) ligação em paralelo com sombreamento em duas
fileiras, c) ligação em paralelo com sombreamento de 1 a 4 fileiras (adaptado de Greenpro, 2004).
Com sombreamentos em duas fileiras, apesar do aumento de dois módulos sombreados para
oito, a perda de potência permanece praticamente constante. A ligação em série mostra perdas
de energia consideravelmente maiores. No caso de o inversor não seguir o MPP, as perdas
aumentam com cada módulo adicionalmente sombreado. Se o inversor seguir o MPP, há uma
perda constante de energia com extensos sombreamentos. A redução na energia produzida
depende da duração do sombreamento durante o ano.
Figura 3.18. Perdas de energia pelos vários conceitos de ligação (adaptado de Greenpro, 2004).
47
3. Sistemas fotovoltaicos
De facto, um outro estudo sobre o efeito do sombreamento nos sistemas FV, realizado pela
Universidade de Ciências e Tecnologias de Saarland veio comprovar que a ligação dos
geradores em paralelo permite reduzir substancialmente as perdas de energia e,
consequentemente aumentar a eficiência do sistema de geração, especialmente se houver
lugar a um planeamento cuidadoso que leve a que o sombreamento se produza apenas num
número limitado de fileiras. As medições de longo prazo revelaram que a energia produzida
era superior a 30% para a ligação em paralelo, quando comparada com a ligação em série para
esta fachada.
As desvantagens destes geradores, como são as perdas por efeito de Joule nos cabos
resultantes das maiores correntes ou o aumento dos custos de instalação, são mais do que
compensadas pelo aumento da produção, sobretudo quando os outros efeitos que afetam o
desempenho do sistema, como é o desajuste das características dos módulos, têm um maior
efeito do que a interligação em paralelo.
Os programas de simulação standard para sistemas fotovoltaicos, são insuficientes para tomar
em linha de conta estas situações complexas; de modo que, particularmente quando existe
sombreamento direto, os resultados da simulação devem ser julgados criticamente (Greenpro,
2004).
3.6 Custo dos sistemas fotovoltaicos
Hoje em dia, a eletricidade proveniente dos sistemas FV é mais barata do que muita gente
pensa. Durante os próximos anos a tecnologia FV tornar-se-á ainda mais competitiva e com
uma melhor relação de custo-benefício, constituindo uma parte vital no mix energético
europeu (EPIA, 2012). A Figura 3.19 mostra o preço dos sistemas FV atuais em €/W na
Europa, apresentando também a evolução desses mesmos preços para os próximos anos
baseados em cenários futuros.
A queda dos custos dos sistemas FV tem sido estimulada principalmente pelos avanços
tecnológicos e pela economia de escala. Esta tendência é para continuar nos próximos anos.
De facto, nos últimos 30 anos o preço dos módulos fotovoltaicos diminuiu substancialmente,
e o preço dos inversores seguiu também uma linha de tendência semelhante à dos módulos.
48
3. Sistemas fotovoltaicos
Figura 3.19. Evolução do preço dos sistemas FV (€/W) na Europa. Cenários futuros (EPIA, 2012).
Algumas reduções nos preços das estruturas de montagem e cabos também contribuíram para
redução dos custos dos sistemas fotovoltaicos. Além disso, a própria melhoria de rendimento
dos módulos permite baixar os custos dos equipamentos responsáveis pelo equilíbrio do
sistema (BOS, Balance of System) e os custos relacionados com a instalação.
A Figura 3.20 mostra a distribuição dos custos associados a um sistema FV ligado à rede de
3 kWp instalado no telhado utilizando módulos de silício cristalino. Os custos dos módulos
fotovoltaicos representam a maior parcela, 60% relativamente ao custo total do sistema. Os
inversores representam 10% do total, sendo que os custos de engenharia e aquisição de
serviços representam 7%. A restante percentagem, 23%, pertence aos custos de todos os
equipamentos restantes necessários ao funcionamento do sistema, como cabos, proteções,
caixas de junção, quadros elétricos, estruturas metálicas de montagem, entre outros.
A competitividade da energia solar fotovoltaica será cada vez maior de ano para ano, isto
porque o preço da energia gerada a partir de combustíveis fósseis tem vindo a aumentar
anualmente. Este aspeto irá levar a um aumento gradual do preço da eletricidade na Europa
nos próximos anos. Esta situação será inevitável nos anos que se seguem, uma vez que, os
preços atuais da eletricidade convencional não refletem os custos atuais de produção.
49
3. Sistemas fotovoltaicos
Figura 3.20. Custo dos diferentes elementos constituintes de um sistema solar FV utilizando módulos
de silício cristalino (EPIA e Greenpeace, 2011)
Segundo a EPIA e Greenpeace (2011), muitos governos ainda subsidiam a indústria do carvão
e a União Europeia investe anualmente uma média de 540 milhões de euros em investigação
na energia nuclear, sendo que, para investigação ao nível das energias renováveis, eficiência
energética e redes inteligentes de energia (smart grids), investe 335 milhões de euros anuais.
Atualmente na Europa os combustíveis fosseis e a energia nuclear recebem ainda quatro vezes
mais em subsídios do que todos os restantes tipos de energia renovável. Além disso, os custos
externos, associados às emissões de CO2, cerca de 14 €/tonelada de O2 (preço de 2010), não
estão incluídos ainda no preço final da eletricidade em muitos países. Este conjunto de factos
irá provocar um aumento nos preços da eletricidade ao longo dos próximos anos, que
resultará num aumento da competitividade da energia solar fotovoltaica face às fontes
convencionais de energia.
50
4.
Minigeração fotovoltaica
Com o objetivo de reduzir a dependência energética de Portugal face ao exterior, apostar na
produção descentralizada de energia e simplificar os processos e procedimentos com vista a
facilitar a adesão dos cidadãos, empresas e outras entidades, foi aprovado em Concelho de
Ministros a Resolução n.º 54/2010, de 4 de Agosto, o regime jurídico de acesso à atividade de
miniprodução onde são estabelecidas as linhas gerais de orientação desta atividade. Como
concretização dessa resolução resultou o Decreto-Lei nº 34/2011 de 8 de Março que
estabelece o regime jurídico aplicável à produção de eletricidade por intermédio de
instalações de pequena potência, designadas por unidades de miniprodução.
Por definição, a minigeração ou miniprodução fotovoltaica é a atividade de pequena escala de
produção descentralizada de eletricidade, a partir de energias renováveis. Esta atividade deve
ser baseada numa só tecnologia de produção, neste caso, fotovoltaica, e a potência de ligação
à rede não pode ser superior a 250 kW. Desta forma, o produtor de eletricidade, também
designado de miniprodutor, entrega contra remuneração, eletricidade à rede pública na
condição de que exista consumo efetivo de eletricidade no local da instalação de produção. O
regime de miniprodução, para além de permitir ao produtor consumir a eletricidade produzida
pela sua instalação, permite-lhe vender a totalidade dessa eletricidade à Rede Elétrica de
Serviço Público – RESP num dos regimes previstos no Decreto-Lei nº 34/2011 de 8 de
Março.
tarifa de referência é fixada em 250 €/MWh, sendo o valor da tarifa sucessivamente
reduzido anualmente em 7%. A eletricidade vendida à rede está limitada a 2,6 MWh/ano por
cada kW de potência de ligação.
Desde que foi criado, o regime de minigeração foi sofrendo alterações ao longo dos anos,
neste sentido, é necessário fazer um ponto da situação atual.
51
4. Minigeração fotovoltaica
4.1 Ponto de situação
Ao nível da minigeração a redução das tarifas tem sido bastante acentuada. Em 2011 a
redução anual nas tarifas passou de 7% para 14%, pelo que o valor da tarifa de referência em
2012 situou-se em 215 €/MWh.
lém das tarifas, a capacidade anual instalada também foi
reduzida para os 30 MW/ano. Apesar destes cortes, o mercado fotovoltaico português cresceu
41% em 2012, atingindo uma capacidade fotovoltaica total acumulada de cerca de 223 MW,
dos quais 99% são sistemas ligados à rede, (ver Figura 4.1).
Figura 4.1. Capacidade de potência fotovoltaica acumulada instalada em Portugal durante o período de 2003 a
2012 (IEA, 2012).
Em 2012, a tarifa voltou a sofrer cortes muito significativos, nomeadamente, a redução anual
nas tarifas passou de 14% para 30%, pelo que o valor da tarifa de referência para 2013 baixou
significativamente, estando situada nos 151 €/MWh.
A manutenção dos regimes de micro e mini-geração ficou assim assegurada para 2013 com
uma capacidade agregada de 41 MW (11 MW micro e 30 MW mini). Apesar dos cortes, as
expectativas são de que esta capacidade será implementada em 2013.
4.2 Enquadramento legislativo
O regime jurídico que rege a atividade de miniprodução é estabelecido no Decreto-Lei
nº 34/2011 de 8 de março. Recentemente foi lançado o Decreto-Lei nº 25/2013 de 19 de
fevereiro que veio desfazer algumas ambiguidades que constavam do primeiro documento
relativas ao valor da venda da energia em regime geral. Além disso, este novo documento
vem separar o comercializador de consumo do comercializador de venda. Este último ponto é
52
4. Minigeração fotovoltaica
deveras importante para todos os produtores de eletricidade que entraram no mercado
liberalizado de eletricidade e se depararam com dificuldades na compra da eletricidade por si
produzida por parte dos novos comercializadores. Desta forma, o Comercializador de Último
Recurso (CUR), ou seja, EDP Serviço Universal, é o responsável pela aquisição de energia.
No que se refere ao consumo, o produtor pode optar pelo comercializador que lhe oferecer
melhores condições. Assim, o enquadramento jurídico apresentado neste capítulo já conta
com as correções que o segundo documento (Decreto-Lei nº 25/2013 de 19 de fevereiro) veio
impor ao primeiro (Decreto-Lei nº 34/2011 de 8 de março).
4.2.1
Condições de acesso à atividade de miniprodução
Para que se possa beneficiar do regime de miniprodução, é necessário fazer cumprir as
seguintes condições:
a) A instalação de miniprodução em causa deve possuir um contrato com o
comercializador e consumo relevante de eletricidade. É de notar que o regime prevê
que entidades terceiras (como, por exemplo, empresas de serviços energéticos),
quando autorizadas pelo titular da instalação de consumo, possam instalar uma
unidade de miniprodução naquele local, mediante contrato celerado entre o titular da
instalação de consumo e o terceiro interessado;
b) A potência de ligação da unidade de miniprodução não pode ser superior a 50% da
potência contratada no contrato referido na alínea a) até um limite máximo de
250 kWp;
c) A energia consumida na instalação de utilização deve ser igual ou superior a 50% da
energia produzida pela unidade de miniprodução, sendo tomada por referência a
relação entre a energia produzida e consumida no ano anterior, no caso de instalações
em funcionamento há mais de um ano, e a relação entre a previsão anual de produção
e de consumo de energia, para as instalações que tenham entrado em funcionamento
há menos de um ano;
d) Registo prévio e certificado de exploração. O registo é efetuado na plataforma
eletrónica «Sistema de Registo da Miniprodução» (SRMini) gerida pela Direção-Geral
de Energia e Geologia (DGEG). À efetivação do registo segue-se a instalação dos
53
4. Minigeração fotovoltaica
equipamentos necessários à miniprodução e a sua inspeção por parte da DGEG, para
verificação do cumprimento de requisitos de segurança, entre outros.
4.2.2
Descrição do processo
Para obter o registo, o miniprodutor deve aceder ao portal www.renováveisnahora.pt e obter o
código de utilizador e palavra-passe para proceder à sua inscrição para registo da
miniprodução, preenchendo os campos obrigatório disponibilizados no SRMini, relativos ao
promotor, à instalação de miniprodução e à instalação de consumo. A formalidade seguinte é
o pagamento da taxa de registo. Após apreciação e aceitação do registo é atribuída a potência
de ligação à rede. A fase que se segue é a execução/instalação da unidade de miniprodução,
fim da qual, é solicitada a sua inspeção que culmina com a atribuição do certificado de
exploração. Com o certificado de exploração, o produtor celebra, com o comercializador, o
contrato de compra e venda de eletricidade oriunda da miniprodução de eletricidade, iniciando
o fornecimento à rede (Renovaveisnahora, 2013).
4.2.3
Escalões de potência
Consoante a potência de ligação à rede, as unidades de miniprodução estão inseridas em 3
diferentes escalões:

Escalão I – Unidades com potência ≤ 20 kW;

Escalão II – Unidades com potência > 20 kW e ≤ 100 kW;

Escalão III – Unidades com potência > 100 kW e ≤ 250 kW.
O produtor deve suportar os custos de ligação à RESP, incluindo o respetivo contador de
venda de energia.
4.2.4
Regimes remuneratórios
Em minigeração, o produtor de energia é remunerado consoante o regime e que está inserido.
Existem dois regimes remuneratórios à escolha:

o regime geral;

o regime bonificado.
54
4. Minigeração fotovoltaica
No regime geral, a eletricidade produzida é remunerada segundo as condições de mercado,
não existindo, por isso, qualquer tarifa de referência administrativamente fixada. Neste
regime, a remuneração é calculada pela equação (4.1),
∑(
)
(4.1)
em que,
a) Remm é a remuneração do mês “m” [€];
b) Wi é a energia produzida no mês “m” no período hor rio de entrega de energia elétrica
“i” (vazio ou fora de vazio) [kWh];
c) OMIEm é o valor resultante da média aritmética dos preços de fecho de eletricidade no
mercado ibérico, relativos ao mês anterior ao mês “m” [€/kWh];
d) Ci é um coeficiente de ponderação do período tarifário que assume 0,86 no período de
vazio e 1,13 no período fora de vazio;
e) fp é o fator de ajustamento para perdas do período tarif rio “i”, desde o barramento de
produção em muito alta tensão até ao nível de tensão de ligação da unidade de
miniprodução;
A determinação dos fatores referidos na alínea e) deve considerar os valores publicados
anualmente pela ERSE (Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos).
No regime bonificado o produtor é remunerado com um bónus relativamente ao preço
existente no mercado, isto é, o produtor é remunerado a uma tarifa fixa de referência. No ano
de entrada em vigor do regime a tarifa era de 250 €/MWh.
tualmente, a tarifa de referência
está fixada em 151 €/MWh. A tarifa aplicável vigora durante um período de 15 anos, fim do
qual, passa a regime geral.
O acesso ao regime bonificado depende do preenchimento de determinados requisitos,
nomeadamente, necessidade de auditoria energética e implementação das medidas de
eficiência energéticas indicadas nessa auditoria, com o seguinte período de retorno:
 Escalão I — dois anos;
 Escalão II — três anos;
 Escalão III — quatro anos.
55
4. Minigeração fotovoltaica
Desta forma, a minigeração não só contribui para a produção energética sustentável de base
renovável, como também contribui para o aumento da eficiência energética dos edifícios, com
impacto direto no consumo final de energia elétrica por parte dos mesmos.
O acesso ao regime bonificado varia consoante o escalão de potência. O produtor cuja
unidade de miniprodução se insira no escalão I é remunerado com base na tarifa de referência
que vigorar à data da emissão do certificado de exploração, sendo os pedidos de registo
ordenados por ordem de chegada. Quando estejam em causa potências superiores a 20 kW
(escalão II e III), a seleção dos registos e fixação da tarifa bonificada aplicável depende de
mecanismos concorrenciais. Isto é, tendo por base a tarifa de referência são selecionadas as
entidades que oferecerem o melhor desconto à tarifa, sendo que os diversos pedidos de registo
recebidos são ordenados em função desse desconto. Este ano (2013), ao nível do escalão II, a
tarifa resultante do desconto ficou pelos 0,1499 €/kWh, sendo que relativamente ao escalão
ficou pelos 0,1449 €/kWh.
4.2.5
Contra-ordenações
O regime de minigeração está devidamente legislado e quem não cumprir com as regras será
sancionado com coimas que podem atingir valores que vão dos 100 a 3740 euros, caso seja
em nome individual, e dos 250 aos 44 800 euros para empresas.
4.3 Metodologia de dimensionamento de sistemas de minigeração
Os sistemas fotovoltaicos necessitam de ser seguros, fiáveis e eficientes (Schneider Electric,
2012). Os componentes de um sistema fotovoltaico devem ser escolhidos por forma a
assegurarem um desempenho otimizado das células solares e, portanto, dos módulos
fotovoltaicos. Neste sentido, a conceção de uma instalação fotovoltaica não é um trabalho
simples. Os princípios que normalmente fluem a partir da configuração de uma fonte clássica
de energia centralizada não se aplicam aqui. As razões incluem a utilização de uma corrente
de curto-circuito fraca e uma corrente DC variável à saída, em vez de, corrente AC constante.
Escolher a melhor configuração elétrica para o sistema fotovoltaico é apenas um de muitos
passos importantes no dimensionamento deste tipo de sistemas. Hoje existe um conjunto de
ferramentas de simulação FV muito úteis que realizam uma análise da performance dos
56
4. Minigeração fotovoltaica
sistemas segundo condições reais de funcionamento, investigam o impacto de diferentes
perfis de cargas, verificam o tamanho do sistema e determinam o tamanho ótimo dos
componentes FV e a viabilidade em termos de produção de energia e de custos. Algumas
destas ferramentas podem ser encontradas em Greenpro (2004). A metodologia seguida para
dimensionamento da minicentral fotovoltaica é apresentada passo a passo neste capítulo e os
resultados finais serão comparados com uma das ferramentas de simulação existentes no
mercado. O fluxograma explicativo da metodologia seguida é apresentado na Figura 4.2.
Figura 4.2. Fluxograma explicativo da metodologia de dimensionamento.
4.3.1
Levantamento das características do local da instalação
Para se poder começar a planear um sistema fotovoltaico, tendo em vista o seu posterior
dimensionamento, é fundamental conhecer bem o local da instalação. A escolha do local para
implementação da minicentral é, assim, o primeiro aspeto a ter em conta e, depois de
escolhido o local da instalação, é necessário fazer o levantamento das suas características,
nomeadamente:

Área disponível para instalação dos módulos;

Orientação e inclinação das estruturas disponíveis à colocação do sistema;

Dados climáticos (radiação média mensal e temperatura média mensal);
57
4. Minigeração fotovoltaica

Posicionamento solar (altura, azimute e zénite solar);

Envolvente do edifício (obstáculos suscetíveis de causar sombreamento).
4.3.1.1 Área disponível
A área disponível, em m2, é um parâmetro essencial no dimensionamento de minicentrais
fotovoltaicas, uma vez que irá limitar a potência a instalar e irá restringir a configuração física
e elétrica do sistema.
Inicialmente define-se a área disponível ou o valor da potência a injetar na rede. Ao definir a
área disponível é efetuado o cálculo da potência previsível a instalar. No caso de se definir a
potência, efetua-se o cálculo da área aproximada necessária para implementar o sistema. A
orientação e a inclinação da respetiva área disponível são também parâmetros a determinar.
4.3.1.2 Dados climáticos do local
Nos sistemas ligados à rede é fundamental conhecer a energia total produzida por um ou
vários módulos solares, durante um determinado período de tempo. Assim, torna-se
fundamental o conhecimento das condições climáticas do local em causa, dado que, o
comportamento do módulo varia com a radiação incidente e com a temperatura ambiente.
Neste sentido, é necessário conhecer o gráfico da radiação e da temperatura média mensal
para o local da instalação. Os dados poderão ser obtidos a partir de bases de dados do Instituto
de Meteorologia, de softwares de dimensionamento, tais como o SOLTERM© ou o
RETSCREEN©, ou ainda através da aplicação PVGIS disponível gratuitamente no sítio da
internet http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/ (Baptista e Santos, 2010). Esta é uma aplicação
disponibilizada pela Comissão Europeia e permite obter a radiação solar média diária ou
mensal para qualquer ponto da Europa (e agora África), ou até mesmo, uma estimativa dos
valores da energia mensalmente produzida por um sistema FV com uma determinada potência
de pico instalada.
58
4. Minigeração fotovoltaica
4.3.1.3 Altura mínima do Sol
A altura mínima do Sol é um parâmetro que deve ser conhecido, uma vez que, determinará o
afastamento máximo entre fileiras por forma a evitar o sombreamento entre elas. Para
determinar a altura mínima do Sol usam-se as leis da geometria solar abordadas no Capítulo
2. Recorrendo ao que foi dito nesse capítulo, sabe-se que, o dia do ano em que a altura do Sol
é menor corresponde ao solstício de Inverno (21 de dezembro), pelo que, aplicando a equação
(2.1), se obtém a declinação solar para este dia. Assim, conhecendo a declinação solar e a
latitude do local é possível determinar a altura do Sol pela equação (2.3).
4.3.2
Seleção do módulo
A seleção do módulo é um aspeto importante no dimensionamento de qualquer minicentral
fotovoltaica, dada a importância que este equipamento tem no rendimento global da
instalação. Os módulos são escolhidos tendo em conta o tipo de células (relacionado com o
rendimento e preço), as características térmicas, as características elétricas, as características
físicas e o custo, no entanto, não existe nenhuma metodologia a usar na escolha do módulo.
Algumas das características mais relevantes a ter em conta pelos projetistas na hora de
escolher o módulo são apresentadas na Tabela 4.1.
Tabela 4.1. Parâmetros principais dos módulos FV.
Parâmetros
Eficiência - η
Unidades
%
Potência nominal - Prmax
Wp
Dimensões (comprimento × largura)
mm × mm
Temperatura nominal de funcionamento - NOCT
r
Corrente nominal - I max
ºC
A
r
Tensão nominal - V max
V
Corrente de curto-circuito - ICC
A
Tensão de circuito aberto - VAC
V
Coeficiente de temperatura de VAC – ΔV de VAC
mV/ºC
Coeficiente de temperatura de ICC – ΔI de ICC
mA/ºC
€
Preço
Garantia
Anos
59
4. Minigeração fotovoltaica
4.3.3
Disposição física dos módulos
A posição dos módulos fotovoltaicos adota soluções de compromisso diferentes entre
eficiência e integração arquitetónica.
4.3.3.1 Orientação e inclinação dos módulos
A orientação da instalação solar, tem por resultado diferentes níveis de irradiação. Segundo
Benito (2011) idealmente, o módulo deve estar orientado para Sul e com uma elevação
correspondente à latitude do lugar, mas nem sempre é possível consegui-lo totalmente, de tal
forma que o rendimento baixa em conformidade com a alteração dessas. No entanto, segundo
Silva (2012) a inclinação ótima dos módulos é obtida somando 10º à latitude do local. Outra
fonte, (Greenpro, 2004), afirma que em Portugal, a orientação ótima de uma instalação é a
direção Sul, com um ângulo de 35º de inclinação. O ângulo de inclinação ótimo dos módulos
fotovoltaicos pode também ser obtido na plataforma online PVGIS, ou através de um dos
diferentes softwares de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos.
4.3.3.2 Distância entre fileiras
Um aspeto muito importante a ter em conta no dimensionamento de qualquer sistema
fotovoltaico é a distância entre fileiras. Estas devem ficar afastadas entre si o suficiente para
não se sombrearem mutuamente.
É possível definir à partida um fator de utilização F do espaço disponível que vai variar entre
zero e um (ou entre 0 e 100%). Quanto menor for o ângulo de inclinação maior será a taxa de
utilização do espaço.
Para ângulos entre 20 e 50° o fator de utilização situa-se normalmente entre 35 e 50%. O fator
de utilização do espaço é bastante intuitivo e calcula-se pela equação (4.2), sendo b a altura do
módulo e d a distância entre fileiras.
(4.2)
60
4. Minigeração fotovoltaica
A Figura 4.3 representa o esquema de determinação da distância mínima entre fileiras, onde o
ângulo β corresponde à altura mínima do Sol, obtida pela equação (2.3), como mostrado
anteriormente, que determina o afastamento máximo entre fileiras para evitar o sombreamento
entre elas, sendo α a inclinação dos módulos e d o afastamento entre fileiras.
Figura 4.3. Esquema representativo da distância entre fileiras (adaptado de Morais, 2009).
Assim, a partir do esquema é possível deduzir a equação (4.3) que permite calcular a distância
mínima entre fileiras. A dedução seguinte pressupõe o rendimento ótimo do sistema (Morais,
2009).
(
)
(4.3)
Convém realçar que nem sempre se opta pelo afastamento máximo em detrimento do melhor
rendimento, dependendo da altura do ano em que se pretende uma melhor eficiência do
sistema (Morais, 2009).
4.3.4
Seleção da potência do sistema
Depois de conhecidos todos os parâmetros anteriormente calculados, existem agora condições
para escolher a potência do sistema tendo por base três condicionantes, nomeadamente a área
útil disponível, potência contratada ao comercializador de eletricidade pela instalação de
61
4. Minigeração fotovoltaica
consumo, uma vez que, como visto anteriormente, a potência de ligação da unidade de
miniprodução não pode ser superior a 50% da potência contratada até um limite máximo de
250 kWp e ainda, a energia produzida pela unidade de minigeração, uma vez que, esta energia
não pode ser superior a 50% da energia consumida pela instalação de consumo.
Assim, conhecendo a área ocupada pelo módulo FV, a distância mínima entre fileiras e a área
disponível útil é possível determinar o número máximo de módulos FV recorrendo à equação
(4.4). A área que não pode ser ocupada por módulos FV é designada por área não útil e resulta
da distância mínima necessária entre as fileiras (Morais, 2009).
(4.4)
Normalmente sobredimensionam-se os sistemas de modo a compensar perdas na cablagem,
eventuais sombreamentos, azimute, inclinação dos painéis, eficiência dos equipamentos, etc.
Por norma instala-se uma potência 10% superior à potência de ligação à rede.
Tal como foi visto no enquadramento legislativo, consoante a potência de ligação à rede,
assim se aplicará um determinado escalão: I, II ou III.
4.3.5
Estimativa da energia produzida
Nos sistemas de minigeração é fundamental estimar a energia total produzida pela instalação
durante um ou vários anos. Considerando a utilização de um inversor para gerar uma forma de
onda sinusoidal à saída, a energia E produzida por um módulo durante um determinado
intervalo de tempo Δt considerado pode ser calculada pela seguinte equação (4.5) (Baptista e
Santos, 2010),
(
∑
onde,
ηinv – rendimento do conjunto MPPT/inversor, %;
n – número de períodos de tempo considerado;
62
)
(4.5)
4. Minigeração fotovoltaica
Δt – intervalo de tempo considerado;
Pmax (G, T) – potência máxima do módulo em função da radiação solar incidente e da
temperatura da célula no intervalo de tempo considerado.
O valor da potência máxima produzida pelo módulo pode ser calculado pelo produto da
corrente máxima pela tensão máxima, dadas pelas equações (3.8) e (3.9) em função da
temperatura da célula e da radiação incidente.
Para os sistemas com ligação à rede, a energia anualmente produzida em função da potência
instalada, em kWh/kWp, proporciona uma boa referência. Para os sistemas fotovoltaicos em
Portugal, a energia anualmente produzida deve ser superior a 1100 kWh/kWp. Contudo, uma
inclinação desfavorável do sistema (na integração em telhados ou nas fachadas), ou a
presença de sombras, afetam a quantidade de energia que é possível gerar. Neste caso, se os
resultados forem significativamente superiores a 1500 kWh/kWp ou significativamente
inferiores a 500 kWh/kWp, poderá assumir-se que os valores estão incorretos ou que o
desempenho do sistema é largamente prejudicado pela envolvente (Greenpro, 2004).
4.3.6
Dimensionamento dos inversores
Para potências elevadas, convém por vezes distribuir a potência por múltiplas unidades de
conversão, conseguindo-se assim uma melhoria na fiabilidade e qualidade de serviço. A
concentração de potência numa só unidade origina, uma redução da eficiência, pelo facto do
inversor se encontrar a trabalhar com carga reduzida na maior parte do tempo. Na escolha do
inversor é necessário ter sempre em linha de conta qual o seu rendimento, qual o número de
strings máximo que pode suportar, a tensão máxima e mínima de entrada, a corrente máxima
de entrada, e quais as características de saída. A configuração do sistema e da instalação
elétrica determina o número, o nível de tensão e a classe de potência dos inversores. Ao nível
da configuração do sistema, no caso de existir sombreamento dos módulos do gerador FV,
convém recordar que, para fileiras muito compridas, o sombreamento poderá estar na origem
de desequilíbrios em termos de potência, dado que o módulo com a menor irradiância
determina a corrente que circula na fileira. De facto, como visto anteriormente, a ligação dos
geradores em paralelo permite reduzir substancialmente as perdas de energia e,
consequentemente aumentar a eficiência do sistema de geração, especialmente se houver
63
4. Minigeração fotovoltaica
lugar a um planeamento cuidadoso que leve a que o sombreamento se produza apenas num
número limitado de fileiras.
4.3.6.1 Potência do inversor
A potência de um inversor, PINV, deve ser superior a 70% da potência fotovoltaica, PFV, e
inferior a 120% dessa mesma potência, equação (4.6).
(4.6)
Em termos gerais, poderá ser favorável a escolha de um inversor com uma potência
sensivelmente menor do que a potência do gerador fotovoltaico dado que a eficiência do
inversor é relativamente baixa para as gamas de potência operacionais inferiores a 10% da
potência nominal. Ao longo do ano, os valores de irradiância são raramente superiores a
850 W/m2, pelo que a potência nominal dos sistemas fotovoltaicos é raramente atingida no
seu funcionamento normal. Na realidade, a potência operacional dos sistemas fotovoltaicos é
próxima de 50% da potência nominal. Com o intuito de otimizar a eficiência do inversor, este
é frequentemente subdimensionado. Esta prática permite manter os elevados níveis de
eficiência do inversor (rendimentos superiores a 90%), mesmo para baixos níveis de
irradiância solar (Greenpro, 2004). Além disso, o inversor aguenta sobrecargas de cerca de
20% ou mais (Morais, 2009).
4.3.6.2 Número máximo de módulos por fileira
O número máximo de módulos por fileira será limitado pela tensão DC máxima de entrada no
inversor e pela tensão DC máxima admissível para interligação de módulos em série. Em caso
de disparo por falta de tensão na rede, num dia com temperaturas baixas, a tensão de circuito
aberto dos módulos VCA, torna-se muito elevada. Este problema tem que ser evitado, limitando
o número de módulos e a tensão máxima de associação em série (Morais, 2009).
A tensão no módulo com uma temperatura de -10 °C, VCA (-10 °C), pode então ser determinada
usando a expressão (4.7) (Morais, 2009),
(
)
(
)
64
(
)
(4.7)
4. Minigeração fotovoltaica
em que, ΔV corresponde ao coeficiente de temperatura de VCA, em V/ºC. Então, o número
máximo de módulos em série, nmax, é dado pela equação (4.8).
(4.8)
(
)
4.3.6.3 Número mínimo de módulos por fileira
O número mínimo de módulos por fileira é determinado pela tensão mínima de
funcionamento do inversor. Esta verifica-se para a temperatura máxima de funcionamento,
normalmente prevista para 70°C, VMPP (70ºC), que se calcula pela expressão (4.9). Posto isto, o
número mínimo de módulos em série, nmin, é determinado pela equação (4.10) (Morais, 2009).
(
)
(
)
(
)
(4.9)
(4.10)
(
)
4.3.6.4 Número máximo de fileiras em paralelo
Para completar o dimensionamento, devemos verificar se em algum momento a corrente do
gerador fotovoltaico ultrapassa o limite máximo da corrente de entrada do inversor (Greenpro,
2004). O número máximo de fileiras em paralelo, nfil, é determinado pela corrente máxima do
inversor Imax inv e pela corrente máxima em cada fileira Imax fil, de acordo com a equação (4.11)
(Greenpro, 2004).
(4.11)
As equações anteriores são úteis e podem ser inseridas numa folha de cálculo por forma a
sistematizar e simplificar os cálculos. Em alternativa os inversores podem ser dimensionados
através de adequados programas de simulação, como por exemplo o PVS 200, PV-Sol, PVS e
SolEm (Greenpro, 2004). Algumas marcas de inversores disponibilizam softwares de
dimensionamento dos seus inversores que são muito úteis e que fornecem parâmetros de
desempenho do inversor consoante a configuração do gerador que vai sendo escolhida. Uma
65
4. Minigeração fotovoltaica
destas marcas é a SMA que disponibiliza de forma gratuita um software designado SMA
Sunny Design 2.30.
4.3.6.5 Local da instalação do inversor
A localização dos inversores é um fator determinante para a obtenção de um funcionamento
correto e uma vida normal de seus componentes. O inversor central deverá, sempre que seja
possível, ser instalado junto da caixa do contador ou na sua proximidade. Se as condições
ambientais o permitirem, fará sentido instalar o inversor perto da caixa de junção geral do
gerador. Este procedimento permite reduzir as perdas de energia que ocorrem através do cabo
principal DC, assim como reduzir os custos de instalação. Os grandes inversores centralizados
são frequentemente instalados junto com outros dispositivos elétricos, tais como aparelhos de
ligação, de proteção, de corte, etc., num armário/quadro de potência.
O inversor deve ser montado num ambiente livre de:

Exposição direta a raios solares, chuva, humidade excessiva ou maresia;

Gases ou líquidos explosivos ou corrosivos;

Vibração excessiva, poeira ou partículas metálicas/óleos suspensos no ar.
No caso de serem usados inversores por fileira, estes estão protegidos por invólucros com
graus de proteção IP 65 e são normalmente instalados nos telhados. Nestes casos, o ruído
produzido pelo inversor (dependendo da potência e do fabrico), deverá também ser
considerado.
4.3.7
Dimensionamento dos cabos
Com o dimensionamento do inversor é possível produzir um esquema geral da instalação. Ao
fazê-lo deverá ser determinado o comprimento aproximado de cada cabo. No
dimensionamento dos cabos devem ser observados três critérios essenciais: o cumprimento
dos limites fixados pela tensão nominal e pela intensidade de corrente máxima admissível do
cabo, e a minimização das perdas na linha (Greenpro, 2004). Este dimensionamento deve ser
feito para os cabos que constituem as strings (cabos de fileira), para os cabos que ligam as
fileiras aos inversores (cabos principais DC) e para os cabos que ligam os inversores até às
portinholas (cabos AC). Se a configuração do sistema escolhida for de um inversor por fileira
66
4. Minigeração fotovoltaica
ou de um inversor por módulo, o cabo principal DC será omisso, tal como a caixa de junção
geral.
4.3.7.1 Dimensionamento dos cabos de fileira
Em corrente contínua, as cablagens requerem um dimensionamento adequado devido aos
esforços eletrodinâmicos (correntes paralelas de sentido inverso), ao aquecimento por efeito
de Joule, aos efeitos dos raios ultravioletas quando instalados no exterior, aos níveis de tensão
de trabalho, entre outros (Morais, 2009). Na Tabela 4.2 estão listadas as principais
características a ter em conta para o dimensionamento das cablagens DC em sistemas
conectados à rede.
A secção transversal dos cabos de fileira é dimensionada em função do valor de intensidade
de corrente máxima nominal IFi, que terá de ser menor ou igual à corrente máxima admissível
da canalização elétrica IZ, que por sua vez, deve ser 1,25 vezes a corrente de curto-circuito do
gerador FV nas condições de referência ICC
FV,
como indicado pela norma europeia IEC
60364-7-712, equação (4.12).
(4.12)
O processo de dimensionamento da secção dos cabos deve também tomar em consideração a
necessidade de reduzir o mais possível as perdas resistivas. O esboço da norma Alemã VDE
0100 Parte 712 (1998), sugere que a queda da tensão máxima admissível no circuito condutor
não deve ser superior 1% da tensão nominal do sistema fotovoltaico para as condições de
referência STC. Este critério limita a 1% as perdas de potência através dos cabos DC do
sistema fotovoltaico. A prática demonstra que para sistemas que operam com níveis de tensão
DC superiores a 120 V (VMPP > 120 V), esta recomendação é mantida sem grandes
problemas. No entanto, para tensões reduzidas (VMPP < 120 V), é possível que a queda da
tensão no circuito supere o limite de 1%, mesmo usando cabos com uma secção nominal de
6 mm2. Esta situação ocorre sobretudo no caso de existirem grandes distâncias entre o
inversor e o gerador fotovoltaico. Por este motivo, e para este tipo de sistemas, é assumida
uma queda de 1% de tensão no cabo de fileira e uma queda adicional de 1% no cabo principal,
como limite de dimensionamento (Greenpro, 2004).
67
4. Minigeração fotovoltaica
Tabela 4.2. Características das cablagens DC em sistemas FV
Características das
Descrição
cablagens DC
 Normalmente entre 300 e 1000V, dependendo dos sistemas
Tensão nominal, VMPP
FV;
 Prevista para a temperatura de -10 °C (VOC (-10°C)).
 Deve ser superior ao valor máximo de ICC presumida;
Corrente admissível, IZ
 A norma IEC 60364-7-712 aconselha IZ ≥ 1,25 × ICC (STC),
permitindo a eventual dispensa de proteções contra
sobreintensidades.
Quedas de tensão
 Em sistemas ligados à rede assume-se uma condição de
queda de tensão de 1% (em condições STC).
 Suportar temperaturas superiores a 70 °C;
Condições ambientais
 Resistir aos raios ultravioletas quando instalados no
exterior.
A corrente de serviço é determinada de acordo com as condições de irradiância, e é
geralmente inferior à corrente nominal do sistema, obtida para as condições de referência
STC. Para intensidades de corrente iguais a metade da corrente nominal, as perdas que
resultam da equação (4.13) são uma quarta parte das perdas sob condições nominais.
(4.13)
Por este motivo, quando se utiliza como limite de dimensionamento uma queda de tensão
admissível de 2% para as condições de referência STC, é de esperar que as perdas totais
anuais no circuito DC não sejam superiores a 1%. As vantagens associadas a este desenho do
sistema compensam as maiores perdas, particularmente nas situações de sombreamento. Deste
modo, após determinar a secção transversal do cabo da fileira com base na corrente máxima
admissível, este resultado deverá ser confrontado com o limite de 1% da queda de tensão
admissível na linha.
Usando a expressão da queda de tensão, equação (4.14), é então possível determinar e
normalizar a secção dos cabos DC a utilizar no projeto. O resultado obtido deve ser
arredondado para o maior valor aproximado das secções nominais dos cabos standard
(2,5 mm2, 4 mm2, 6 mm2, etc.),
68
4. Minigeração fotovoltaica
(4.14)
em que, LM é o comprimento dos condutores da malha fotovoltaica, em metros, IFi a corrente
nominal do módulo ou fileira, em amperes, δ a condutividade elétrica do material (cobre ou
alumínio), em m/(Ω x mm2) e VMPP
temperatura de -10 °C (VCA
(-10°C)).
Fi
a tensão máxima da fileira determinada
para a
Segundo as RTIEBT (Regras Técnicas das Instalações
Elétricas de Baixa Tensão) para efeitos de cálculo deve ser usada a condutividade dos cabos
para a temperatura em serviço normal, isto é, 0,8 vezes a condutividade a 20 °C.
As perdas totais nos cabos do sistema fotovoltaico, ou perdas na malha fotovoltaica, PM, nas
condições de referência STC, para as secções escolhidas, podem ser determinadas através da
equação (4.15) (Greenpro, 2004).
(
)
(4.15)
4.3.7.2 Dimensionamento do cabo principal DC
Adoptando a norma Alemã IEC 60364-7-712, sugere-se que o cabo principal DC seja
dimensionado para 1,25 vezes a corrente de curto-circuito do gerador fotovoltaico sob
condições padrão ICC FV, equação (4.16),
(4.16)
sendo ICABO
DC
a intensidade de corrente máxima nominal no cabo principal DC. A secção
transversal do cabo terá de ser selecionada em função da correspondente intensidade de
corrente máxima admissível IZ, atendendo às especificações do respetivo fabricante, equação
(4.17).
(4.17)
A secção transversal do cabo pode então ser otimizada, assumindo-se uma perda máxima de
potência na linha de 1%. A secção transversal SCABO DC é determinada pela equação (4.18),
69
4. Minigeração fotovoltaica
(
(4.18)
)
onde PFV é a potência nominal do gerador fotovoltaico, em Wp, ICABO DC a corrente nominal
do cabo principal DC, em A, e PM as perdas na malha ou gerador fotovoltaico, em W.
O valor calculado para a secção transversal do cabo principal SCABO DC, é arredondado para o
maior valor aproximado das secções transversais standard (2,5 mm2, 4 mm2, 6 mm2, 10 mm2,
16 mm2, 25 mm2, 35 mm2, etc.).
As respetivas perdas no cabo principal, PCABO DC, são calculadas para a secção transversal do
cabo selecionado, de acordo com a equação (4.19).
(4.19)
4.3.7.3 Dimensionamento do cabo AC
Para o cálculo da secção transversal do cabo de alimentação AC, assume-se uma queda de
tensão máxima admissível na linha de 3%, relativamente à tensão nominal da rede.
A secção dos cabos é influenciada pelo tipo de ligação à rede elétrica, ou seja, consoante a
ligação seja monofásica ou trifásica. A secção transversal SCABO
AC
para uma instalação
monofásica e trifásica pode ser determinada pelas equações (4.20) e (4.21) respetivamente,
(4.20)
(4.21)
onde, LAC é o comprimento do cabo do ramal AC, ICABO AC é a corrente nominal AC do cabo,
que corresponde à corrente nominal AC do inversor, VREDE a tensão nominal da rede
(monofásica: 230 V, trifásica 400 V) e cosφ o fator de potência do inversor.
70
4. Minigeração fotovoltaica
As perdas no cabo PCABO AC para a secção transversal escolhida são determinadas através das
equações (4.22) e (4.23), consoante se trate de uma instalação monofásica ou trifásica
respetivamente,
(4.22)
(4.23)
4.3.8
Dimensionamento das proteções
4.3.8.1 Proteção dos cabos de fileira
Na proteção individual dos cabos das fileiras, deve-se ter em atenção que a corrente de curtocircuito é aproximadamente igual à corrente nominal da fileira. Este facto condiciona o tipo
de fusíveis que é possível utilizar para a proteção dos cabos da fileira contra curto-circuitos.
Os fusíveis são normalmente distribuídos pelas várias fileiras dos grandes sistemas
fotovoltaicos. Neste caso, a corrente máxima admissível do cabo IZ, deverá ser superior à
corrente nominal do aparelho de proteção In, que deverá ser superior à corrente de serviço da
canalização. Por sua vez, Inf , não poderá ser superior a 1,15 vezes o IZ, equação (4.24).
{
(4.24)
Os valores das correntes máximas admissíveis, IZ, podem ser obtidos através da consulta do
RTIEBT.
No intuito de evitar cortes intempestivos, a corrente nominal da proteção In deve ser, pelo
menos, 1,25 vezes maior do que a corrente nominal da fileira IFi, equação (4.25).
(4.25)
71
4. Minigeração fotovoltaica
4.3.8.2 Interruptor principal DC
Tal como visto no Capítulo 3, é necessário isolar o inversor do gerador fotovoltaico através de
um interruptor DC de corte bipolar. Este deve ser dimensionado para a tensão máxima de
circuito aberto do gerador solar à temperatura de -10 ºC (VCA
FV (–10 °C)).
Na seleção do
interruptor deve-se verificar se este possui a capacidade de ligar e desligar a corrente direta
em boas condições de segurança. Em nenhuma situação estes dispositivos poderão ser usados
em substituição dos aparelhos de corte. Em alternativa ao interruptor pode ser usado um
disjuntor.
4.3.8.3 Proteção do cabo principal DC
Além dos aparelhos de corte colocados à entrada e à saída do inversor (caso o inversor não
disponha desta função), se as cablagens DC forem concentradas em caixas de junção distantes
do inversor, também aí deve ser prevista a inclusão de um aparelho de corte e seccionamento.
4.3.8.4 Proteção do cabo AC
O esquema de proteções do lado AC depende da tensão de funcionamento da instalação de
consumo (MT ou BT) e da intensidade de corrente da unidade de miniprodução. Os esquemas
de ligação à rede podem ser consultados em Renováveis na hora (2013). A Figura 4.4
apresenta a solução de ligação à rede para o caso de uma instalação de consumo de média
tensão e unidade de miniprodução superior a 60 Amperes. Na figura é possível distinguir o
Quadro Geral de Baixa Tensão (QGBT), o inversor DC/AC, o Seccionador Fusível (SF), o
Corte Geral (CG) realizado através de um disjuntor omnipolar, o Contador de Consumo (CC)
e o Contador de Produção (CP).
Os disjuntores devem satisfazer determinadas condições, equação (4.26) e (4.27),
(4.26)
(4.27)
em que In é a corrente nominal do disjuntor e I2 a corrente convencional de funcionamento do
disjuntor.
72
4. Minigeração fotovoltaica
Figura 4.4. Esquema de ligação à rede de uma instalação de consumo de MT e unidade de miniprodução superior
a 60 Amperes (Renováveisnahora, 2013)
A corrente do cabo AC pode ser determinada através da potência aparente PAparente e da tensão
composta de saída do inversor VC usando a equação (4.28).
(4.28)
4.3.8.5 Proteção contra sobretensões
Normalmente, a proteção contra sobretensões é instalada na caixa de junção geral do gerador.
Nos locais expostos a raios, são instalados aparelhos de proteção contra sobretensões, antes e
depois do inversor. Se não forem usados cabos blindados, terão de ser ligados aos condutores
ativos descarregadores de sobretensão, com uma corrente nominal de descarga de cerca de
10 kA. Com cabos blindados, é suficiente usar descarregadores de sobretensão com uma
corrente nominal de fugas aproximada de 1 kA.
Os descarregadores de sobretensões Tipo C, Classe II (norma IEC 61643-1), são utilizados
normalmente nos lados DC e AC, com correntes nominais de descarga de 1 kA por cada
73
4. Minigeração fotovoltaica
unidade de potência instalada, em kWp. A tensão operacional DC do descarregador VDST tem
de corresponder, entre um valor de 1 e 1,4 da tensão de circuito aberto do gerador fotovoltaico
VCA FV, equação (4.29).
(4.29)
Para os locais com elevada probabilidade de incidência de descargas atmosféricas,
recomenda-se a instalação de descarregadores de tipo B, Classe I, que podem escoar
diretamente para a terra descargas atmosféricas (Greenpro, 2004).
4.3.9
Análise económica do investimento
Este subcapítulo visa analisar sob o ponto de vista económico o projeto de uma minicentral
fotovoltaica por forma a concluir sobre a sua viabilidade. Para tal é necessário identificar
claramente as características do investimento, para posteriormente determinar as variáveis
financeiras mais relevantes neste tipo de projetos.
4.3.9.1 Características do investimento
Em qualquer projeto de investimento em ativos reais, como é o caso das unidades de
minigeração, a análise de investimentos tem em consideração os seguintes parâmetros base
(Amaral, 2011):

Capital a investir (Investimento inicial (I) e origem dos capitais);

Cash-flow de exploração (CF);

Período de vida do investimento (n);

Valor residual (VR);

Custo do capital (Taxas de atualização (i)).
Nos projetos de instalações fotovoltaicas, o capital a investir corresponde ao somatório dos
seguintes custos:

Equipamentos;

Operação e manutenção dos equipamentos (O&M);

Taxas de registo.
74
4. Minigeração fotovoltaica
O preço de produção em €/Wp numa minicentral fotovoltaica depende da potência instalada,
ou seja, do escalão em que se insere como vimos no Capítulo 3. Os custos associados à
operação e manutenção do sistema (O&M) são muito variáveis, no entanto, pode dizer-se que
representam normalmente 1 a 2% do custo total do sistema. As taxas de registo também
dependem do escalão de potência, tal como indicado na Tabela 4.3.
Tabela 4.3. Taxa de registo para os diferentes escalões de potência (Renovaveisnahora, 2013).
Taxa de registo
Escalão de Potência
(s/IVA)
Escalão I
500 €*
Escalão II
1000 €*
Escalão III
2000 €*
*A estes valores acresce o IVA à taxa normal.
O cash-flow representa o fluxo de dinheiro que entra e sai do projeto, ou seja, a diferença
entre os rendimentos e os gastos de exploração. Os rendimentos serão o valor monetário
obtido com a venda da eletricidade produzida e os gastos serão para além do investimento
inicial os trabalhos de manutenção necessários. Para o cálculo dos rendimentos são utilizados
os valores da tarifa atribuída. Em regime bonificado, a tarifa de venda perdura durante 15
anos. No final destes 15 anos, o regime bonificado passa a regime geral e a eletricidade
produzida passará a ser remunerada segundo as condições do mercado Ibérico de eletricidade.
Quanto à tarifa a aplicar, a partir dos 15 anos, supõe-se que o preço por kW irá aumentar
significativamente, pois é o que se tem verificado nos últimos tempos. Segundo o roteiro para
a energia 2050 publicado pela Comissão Europeia estão previstos aumentos no preço da
eletricidade entre 20 e 30% até 2030 para a Europa. No entanto, prevê-se que o custo da
eletricidade em Portugal não aumente tanto, ficando-se pelos 10 pontos percentuais.
O período de vida do investimento é um parâmetro de fácil compreensão que pode ser
definido como a duração de tempo do projeto de investimento.
O valor residual é uma estimativa do valor económico do projeto no final do período de vida
do investimento.
A taxa de atualização (i) é também conhecida por custo de oportunidade do capital ou taxa
mínima de rentabilidade do projeto, é a rentabilidade que o investidor exige para implementar
75
4. Minigeração fotovoltaica
um projeto de investimento e que irá servir para atualizar os cash-flows gerados pelo mesmo
(Rocha, 2008). Por norma é comum considerar uma taxa de atualização de 7% para este tipo
de sistemas de produção descentralizada de energia (Castro, 2008).
4.3.9.2
Indicadores financeiros
Os indicadores de avaliação de investimentos mais usados na avaliação de projetos de
investimento em centrais de produção descentralizada são o VAL e a TIR (Castro, 2008). As
técnicas de análise de investimentos destacadas neste estudo são, por isso, as seguintes:

Valor Atual Líquido (VAL);

Taxa Interna de Retorno (TIR);

Período de Retorno do Investimento (PRI).
O VAL é um dos indicadores financeiros mais utilizados na análise de projetos de
investimento. Este critério traduz-se no cálculo do somatório das receitas líquidas anuais,
também conhecidas como cash-flows (CFj) anuais, atualizados à taxa de atualização (i) e é
obtido pela expressão (4.30),
∑
(
)
(4.30)
onde,
CFj – cash-flow do ano j;
n - vida útil do projeto;
It - investimento total atualizado para o ano 0;
i - taxa de atualização.
Segundo Rocha (2008) a taxa de atualização para a aplicação do método do valor atual líquido
(VAL) deve ser igual ao custo de capital. Quanto maior for esta taxa, menor será o VAL, uma
vez que estamos a exigir uma maior rentabilidade do projeto de investimento, o contrário
também acontece, ou seja, menor a taxa de atualização maior será o VAL. Com base neste
parâmetro é possível definir os critérios de aceitação e de rejeição do investimento, Tabela
4.4.
76
4. Minigeração fotovoltaica
O TIR também é um indicador amplamente utilizado na análise de projetos financeiros,
encontrando-se diretamente ligado ao VAL. A Taxa Interna de Retorno representa a taxa
máxima de rentabilidade do projeto, isto é, é a taxa de atualização que, no final do período de
vida do projeto, iguala o VAL a zero.
Tabela 4.4. Viabilidade do projeto tendo por base o indicador económico VAL.
Indicador
Viabilidade Económica
Remuneração
VAL > 0
Projeto viável
Superior à pretendida
VAL = 0
Projeto viável
Igual à pretendida (i)
VAL < 0
Projeto inviável
Inferior à pretendida
Por outras palavras, a TIR é a taxa a que os capitais do projeto são renumerados. O seu valor
pode ser obtido resolvendo a equação (4.31).
∑
(
(4.31)
)
No caso geral, a equação (4.31) pode ser resolvida recorrendo a métodos iterativos, o que
torna o cálculo do TIR uma tarefa penosa, pelo que nestas circunstâncias, a função TIR do
Excel® se revela uma ajuda preciosa. Com base neste indicador é possível definir os critérios
de aceitação e de rejeição do investimento, Tabela 4.5.
Tabela 4.5. Viabilidade do projeto tendo por base o indicador económico TIR.
Indicador
Viabilidade Económica
Taxa de Retorno
TIR > i  VAL > 0
Projeto viável
Superior ao custo de capital
TIR < i  VAL < 0
Projeto inviável
Inferior ao custo de capital
Assim, o TIR de novos investimentos deve ser, no mínimo, igual ao custo de capital (Rocha,
2008).
O PRI pode ser definido como sendo o tempo necessário para que as receitas de exploração
compensem os investimentos e os custos do projeto, podendo ser obtido através da equação
(4.32).
77
4. Minigeração fotovoltaica
∑
(4.32)
Não se trata de um critério de rentabilidade como muitas vezes é assumido, tratando-se antes
de uma medida de risco do projeto. De facto, podemos encontrar projetos com menores
períodos de recuperação que outros, o que não significa que tenham maior rentabilidade
(Correia, 2004).
78
5.
Caso de estudo
O local escolhido para implementação de uma central de minigeração, com vista a aplicar a
metodologia e conhecimentos gerais até aqui apresentados foi a Universidade de Trás-osMontes e Alto Douro, mais especificamente o edifício de Engenharias I. Seguindo a
metodologia apresentada no capítulo anterior, a primeira etapa do dimensionamento é a
escolha apropriada do local para instalação dos módulos e recolha das suas características.
5.1 Levantamento das características do local
Os locais escolhidos para instalação dos módulos FV foram os telhados do Bloco A, B e D do
edifício Engenharias I da Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro em Vila Real, cuja
latitude é de 41°17'12" Norte. No sentido de facilitar a instalação e diminuir os custos do
sistema foram escolhidas apenas as áreas do telhado que estão orientadas e inclinadas a Sul. A
inclinação dos telhados é de aproximadamente 13°. O Bloco C não foi opção, pois este
apresenta uma pequena área útil disponível na cobertura, com orientação diferente dos
restantes blocos. Além disso, sendo um bloco mais baixo, apresenta-se frequentemente
sombreado pelos outros blocos. A Figura 5.1 corresponde a uma imagem de satélite do
edifício Engenharias I, estando identificados os blocos e as áreas de telhado escolhidas para
instalação da minicentral fotovoltaica, bem como a sua orientação geográfica.
Figura 5.1. Imagem de satélite do local da instalação da minicentral FV. Blocos A, B e D.
79
5. Caso de estudo
5.1.1
Área disponível
Neste projeto a área total disponível é de 918,35 m2 e está representada a vermelho na Figura
5.2. Para obtenção destes dados foi necessário recorrer às plantas da cobertura do edifício e
cuidadosamente recriá-las numa ferramenta de CAD.
Figura 5.2. Desenho CAD das plantas da cobertura dos Blocos A, B e D.
5.1.2
Dados climáticos do local
Para recolha dos dados relativos à radiação e à temperatura média mensal para o local da
instalação recorreu-se à aplicação online PVGIS disponibilizada pela Comissão Europeia. Na
Figura 5.3 está apresentada a interface da aplicação.
Com os valores de radiação e temperatura obtidos através deste instrumento foi possível criar
o gráfico da radiação diária média mensal, Figura 5.4, e o gráfico da temperatura ambiente
média mensal, Figura 5.5, para o local da instalação. Os dados da radiação foram obtidos para
superfícies fixas com inclinação de 34º, que é, segundo a aplicação, o ângulo considerado
ótimo para os painéis fixos neste local. Estes dados climáticos baseiam-se em cálculos a partir
de imagens de satélite realizadas pelo CM-SAF (Geostationnary MeteoSat and Polar
EUMetSat).
80
5. Caso de estudo
Figura 5.3. Plataforma online PVGIS (http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/).
A base de dados representa um total de 12 anos de dados. Desde a primeira geração de
satélites Meteosat, conhecidos como MFG, há dados de 1998 a 2005, e dos satélites Meteosat
de segunda geração (conhecidos como MSG), existem dados de junho de 2006 a maio de
2010.
350,0
288,3
Radiação (W/m2/dia)
300,0
263,3
257,5
250,0
217,1
232,1
190,0
181,3
200,0
150,0
302,1 297,9
134,6
117,1
115,8
100,0
50,0
0,0
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
Figura 5.4. Radiação diária média mensal incidente em painéis fixos com inclinação igual a 34° no Engenharias
I, em Vila Real.
81
5. Caso de estudo
25
21,7 21,9
20
19,2
Temperatura (°C)
20
16
15
12,1
10
8,2
15,8
13,2
11,1
9,3
8,6
5
0
jan
fev mar abr
mai
jun
jul
ago
set
out nov dez
Figura 5.5. Temperatura ambiente média mensal no Engenharias I, em Vila Real.
5.1.3
Altura mínima do Sol
A altura mínima do Sol é um parâmetro que deve ser conhecido, para posteriormente
determinar o afastamento entre fileiras, de modo a evitar sombreamentos entre fileiras. A
Tabela 5.1 apresenta os parâmetros necessários à determinação da altura solar mínima β.
Tabela 5.1. Parâmetros de determinação da altura solar mínima.
Latitude do local (L)
41º17`12`` (41,3º)
Declinação solar (δs)
-23,45º (21 de dezembro)
Ângulo horário solar (hs)
0º
Hora solar local (ts)
12 h
O cálculo é realizado pela equação (2.3), para o dia do solstício de Inverno (21 de dezembro),
dia em que o Sol atinge a sua altura mínima no hemisfério Norte. Deste modo, substituindo os
valores da tabela anterior na equação temos:
(
)
(
)
82
(
)
( )
5. Caso de estudo
5.1.4
Envolvente do edifício
Na proximidade do Engenharias I não existem edifícios susceptíveis de causar
sombreamentos. Existem algumas árvores a Sul do edifício junto ao parque de
estacionamento (a cerca de 10 metros do edifício), mas que não causam sombreamento nos
telhados do edifício.
5.2 Seleção do módulo fotovoltaico
Inicialmente foram escolhidos 3 módulos fotovoltaicos representativos de três tipos de
tecnologias diferentes: um módulo de silício policristalino, um módulo de silício
monocristalino, e um terceiro módulo contendo silício amorfo e monocristalino. Na Tabela
5.2 são apresentadas as principais características de cada módulo.
Tabela 5.2. Características principais dos módulos FV escolhidos para o estudo.
Sanyo
SolarWorld
Suntech
HIT-H250E01
SW-250 Poly
STP250S-20/Wd
Tipo de células
sc-Si + a-Si
mc-Si
sc-Si
Prmax (Wp)
250
250
250
60
60
60
Eficiência (%)
18
14,91
15,4
Vrmax (V)
34,9
30,8
30,7
Irmax (A)
7,18
8,12
8,15
VrCA (V)
43,1
37,6
37,4
IrCC (A)
7,74
8,64
8,63
ΔV de VCA (mV/°C)
-108
-127,8
-127,2
ΔI de ICC (mA/°C)
2,32
2,94
4,32
NOCT (°C)
44
46
45
Dimensões (m × m)
1,610 × 0,861
1,675 × 1,001
1,640 × 0,992
Preço
570 €*
218 €*
24 €*
Módulos
Células
ligadas em série
*Preços médios baseados na informação disponível em sites de venda de equipamento solar.
83
5. Caso de estudo
5.3 Configuração física do sistema
O ângulo de inclinação óptimo dos módulos fotovoltaicos, para Vila Real, é de 34°, valor
obtido da plataforma online PVGIS. Uma vez que, o telhado do edifício apresenta uma
inclinação de 13°, a inclinação que o módulo deve ter relativamente ao telhado é de 21°.
A distância mínima entre fileiras, d, é determinada pela equação (4.3) e o fator de utilização
do espaço, F, pela equação (4.2). A Tabela 5.3 apresenta o resumo desse cálculo para os três
módulos em estudo.
Tabela 5.3. Determinação da distância mínima entre fileiras (d).
Módulos
Comprimento do módulo (b)
Sanyo
SolarWorld
Suntech
250W
250W
250W
1,610 m
1,675 m
1,640 m
21º
21º
21º
25,3º
25,3º
25,3º
2,72 m
2,83 m
2,77 m
Inclinação dos módulos
relativamente à base (telhado
neste caso) (α)
Altura mínima solar (β)
Distância mínima
entre fileiras (d)
Fator de utilização
59%
do espaço (F)
5.4 Potência do sistema
Neste trabalho, optou-se por uma potência de ligação à rede de 45 kW. A potência a instalar
deverá ser cerca de 10% superior, neste caso, 50 kWp, que corresponde a 200 módulos de
250 Wp. Os 200 módulos serão distribuídos pelos 3 blocos da seguinte forma:

Bloco A, instalação de 64 módulos, que correspondem a 16 kWp de potência;

Bloco B, instalação de 80 módulos, que correspondem a 20 kWp de potência;

Bloco D, instalação de 56 módulos, que correspondem a 14 kWp de potência
A Figura 5.6 permite observar como serão distribuídos os módulos fotovoltaicos por cada um
dos blocos.
84
5. Caso de estudo
D
B
A
Figura 5.6. Distribuição da potência de instalação. Bloco A (16 kWp), Bloco B (20 kWp) e Bloco D (14 kWp).
Assim, a unidade de minigeração estará inserida no escalão II de potência, pelo que a
remuneração será feita com base na tarifa mais alta que resultar das maiores ofertas de
desconto à tarifa de referência. A tarifa aplicável vigora durante um período de 15 anos, fim
do qual, passa a regime geral.
Depois de escolhida a potência do sistema, é necessário ter em conta algumas condicionantes
físicas e regulamentares relativas à potência escolhida. Essas condicionantes são as seguintes:

Área útil disponível para instalação dos módulos fotovoltaicos;

A potência contratada ao comercializador de eletricidade pela instalação de consumo;

A energia produzida pela unidade de minigeração.
5.4.1
Condicionante área útil disponível
Sabe-se que a área disponível para instalação dos módulos FV é de 918,35 m2. Como o maior
módulo FV é o SW250, será o que necessitará de mais área útil para sua instalação, desta
forma, é suficiente fazer o cálculo do número máximo de módulos FV para este caso. Sabe-se
que o módulo SW250 possui uma largura de 1,001 m, e ainda, que a distância mínima entre
os módulos deve ser de 2,83 m. Assim, a área necessária para a instalação de um módulo FV
é de 2,83 m2, que correspondente à soma da área ocupada pelo módulo com a área não útil.
85
5. Caso de estudo
Desta forma, aplicando a equação (4.4) é possível calcular o número de módulos que poderão
ser instalados na área disponível.
A área disponível permite a instalação de 324 módulos fotovoltaicos, o que é mais do que
suficiente, uma vez que, só são necessários 200 módulos.
5.4.2
Condicionante potência contratada
Tal como o Decreto-Lei nº 34/2011 de 8 de Março exige, a potência de ligação da unidade de
miniprodução não pode ser superior a 50% da potência contratada até um limite máximo de
250 kWp.
A potência contratada pelo Engenharias I é de 830 kVA, pelo que, considerando um fator de
potência igual a 0,9, o valor da potência ativa contratada situa-se nos 747 kW de potência.
Então a potência de ligação da unidade não pode ser superior a 50% deste valor, ou seja, não
pode ser superior a 373,5 kWp. Assim, esta condicionante é facilmente verificada, uma vez
que, a potência de ligação à rede é de apenas 45 kWp.
5.4.3
Condicionante energia consumida
Tal como o Decreto-Lei nº 34/2011 de 8 de Março indica, a energia produzida pela
minicentral não pode ser superior a 50% da energia consumida pelo Engenharias I. Nesta fase,
ainda não foi estimada a quantidade de energia anualmente produzida pela instalação FV, e
também não se sabe a energia consumida pelo Engenharias I durante um ano, pelo que esta
deve ser determinada.
A Figura 5.7 resulta de uma monitorização realizada ao posto de transformação do
Engenharias I no período de 22 a 27 de fevereiro de 2012, e representa os consumos de
potência ativa relativos a este edifício durante o período de tempo especificado.
86
5. Caso de estudo
Figura 5.7. Consumo de potência ativa no edifício Engenharias I no período de 22 a 27 de fevereiro.
Através destes dados é possível, de grosso modo, fazer uma extrapolação do consumo do
Engenharias I para os restantes dias da semana e do ano. De facto, os dias úteis devem ser
semelhantes ao nível do consumo de energia, com exceção da sexta-feira, dia em que o
consumo baixa um pouco, uma vez que há menos alunos a ter aulas numa sexta-feira. Nos
dias em que não há aulas, fins-de-semana, feriados e períodos de férias, o consumo de
potência situa-se nos 150 kW. Tendo isto em conta, uma estimativa para o consumo total
anual pode ser a que se apresenta na Tabela 5.4. Considera-se como período de férias o mês
de agosto, duas semanas no Natal, 7 dias na Páscoa, e ainda, 3 feriados que coincidem
simultaneamente em dias de aulas e dias úteis (calendário de 2013/2014).
87
5. Caso de estudo
Tabela 5.4. Estimativa do consumo total anual de energia no Engenharias I.
Potência ativa
Número de
Energia
(kW)
horas (h)
(kWh)
150
48
7200
180
5
900
Dia 23 das 05-11h
215
6
1290
Dia 23 das 11-16h
250
5
1250
Dia 23 das 16-22h
200
6
1200
Dia 23 das 22-24h
150
2
300
150
9
1350
Dia 24 das 09-14h
230
5
1150
Dia 24 das 14-20h
200
6
1200
Dia 24 das 20-24h
150
4
600
Dias
Dia 25 e 26
(fim-de-semana)
Dia 23 das 00-05h
(quinta-feira)
Dia 24 das 00-09h
(sexta-feira)
Consumo semanal
31260
1 582 371
Consumo anual
1,58 GWh
Então, a energia produzida pela minicentral não poderá ser superior a metade de 1,58 GWh,
ou seja, a 790 MWh.
5.5 Estimativa da energia produzida
Para realizar uma estimativa da energia anualmente produzida por cada módulo FV, e
consequentemente, a energia anualmente produzida pela central fotovoltaica devem ser
calculados, numa primeira etapa, os parâmetros globais como o fator de idealidade m, o fator
de idealidade equivalente m’, e ainda, a corrente inversa de saturação nas condições de
referência
r
, utilizando as equações (3.13), (3.12) e (3.11) respetivamente. Neste caso, são
apresentados os cálculos relativos ao módulo SW250. As folhas de cálculo utilizadas na
determinação da energia produzida encontram-se em anexo.
88
5. Caso de estudo
(
)
Após o cálculo dos parâmetros globais, é necessário determinar os parâmetros específicos
para cada valor de radiação e para as temperaturas médias mensais. Para o mês de janeiro,
temos então, o cálculo da temperatura das células fotovoltaicas,
(
θ
, através da equação (3.14).
)
A tensão equivalente de temperatura, VT, é determinada através da equação (3.4) do seguinte
modo:
(
)
Pela equação (3.9) determina-se a tensão correspondente à potência máxima:
(
[
(
)
)
]
(
A corrente máxima é determinada pela equação (3.8) da seguinte forma:
Por fim, calcula-se a potência máxima pela equação (3.7), do seguinte modo:
89
)
5. Caso de estudo
Efetuando-se o mesmo procedimento para os restantes meses, obtém-se a Tabela 5.5 para o
módulo SW250.
Tabela 5.5. Resumo do cálculo dos parâmetros específicos para um ano completo.
Meses
G (W/m2)
θa (°C)
θc (°C)
VT (V)
Vmax (V)
Imax (A)
Pmax (W)
Jan
117,1
8,2
12,0
0,02460
21,27
0,95
20,22
Fev
181,3
9,3
15,2
0,02487
23,28
1,47
34,27
Mar
217,1
12,1
19,2
0,02521
24,96
1,76
43,99
Abr
232,1
13,2
20,7
0,02535
25,62
1,88
48,28
Mai
257,5
16
24,4
0,02566
27,01
2,09
56,48
Jun
288,3
20
29,4
0,02609
28,88
2,34
67,61
Jul
302,1
21,7
31,5
0,02628
29,67
2,45
72,78
Ago
297,9
21,9
31,6
0,02628
29,66
2,42
71,75
Set
263,3
19,2
27,8
0,02595
28,14
2,14
60,17
Out
190,0
15,8
22,0
0,02546
25,53
1,54
39,38
Nov
134,6
11,1
15,5
0,02489
22,68
1,09
24,78
Dez
115,8
8,6
12,4
0,02463
21,36
0,94
20,09
A energia anualmente produzida pelo módulo é determinada pela equação (4.5), sendo
utilizado um rendimento máximo do conjunto MPPT/inversor de 90% temos:
∑
(
)
onde NDM indica o número de dias de cada mês. Na Tabela 5.6 é apresentado o resumo da
estimativa da energia produzida ao longo de um ano para este módulo.
As folhas de cálculo utilizadas para estimar a energia produzida por este e pelos restantes
módulos podem ser consultadas em anexo. A Figura 5.8 apresenta a energia mensalmente
produzida por cada um dos módulos fotovoltaicos.
Os resultados revelam que os módulos FV da SolarWorld e da Suntech apresentam produções
mensais de energia muito semelhantes. O módulo da Sanyo é o que apresenta uma produção
de energia mais baixa.
Em termos anuais, Figura 5.9, as diferenças na produção são mais acentuadas.
90
5. Caso de estudo
Tabela 5.6. Resumo da estimativa da energia produzida ao longo de um ano pelo módulo SW250.
Meses
Pmax (W)
NDM
ηinv
Nº de horas
E (Wh)
Jan
20,22
31
0,9
24
13542,54
Fev
34,27
28
0,9
24
20726,17
Mar
43,99
31
0,9
24
29457,43
Abr
48,28
30
0,9
24
31282,93
Mai
56,48
31
0,9
24
37820,78
Jun
67,61
30
0,9
24
43808,12
Jul
72,78
31
0,9
24
48736,35
Ago
71,75
31
0,9
24
48041,72
Set
60,17
30
0,9
24
38993,05
Out
39,38
31
0,9
24
26370,84
Nov
24,78
30
0,9
24
16057,91
Dez
20,09
31
0,9
24
13452,52
368290,34
TOTAL
50
45
40
30
Sanyo
25
SolarWorld
20
Suntech
15
10
5
0
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
Figura 5.8. Energia mensalmente produzida por um módulo FV durante um ano.
370
Sanyo
365
E (kWh)
E (kWh)
35
SolarWorld
360
Suntech
355
350
Figura 5.9. Produção energética anual.
91
5. Caso de estudo
O módulo HIT da Sanyo embora de alta tecnologia e com rendimento bastante superior ao
dos restantes módulos, apresenta uma menor produção de energia. A justificação reside no
facto de se tratar de um módulo FV mais pequeno, possuindo assim, uma menor área, sendo
que, como vimos no Capítulo 3, equação (3.6), o rendimento está relacionado com a área. Ou
seja, colocando os resultados em termos de produção de energia por unidade de área, Figura
5.10, temos um cenário diferente.
260
Sanyo
kWh/m2
240
SolarWorld
220
Suntech
200
180
Figura 5.10. Comparação da produção energética anual por unidade de área.
De facto, o maior rendimento do módulo Sanyo fica bem evidenciado quando se coloca a
produção de energia por unidade de área. Isto significa que para aplicações em que o
rendimento é importante e o espaço é limitado, o módulo FV da Sanyo constitui uma óptima
opção. No entanto, este módulo tem um preço muito superior aos restantes.
Como foi possível observar nos resultados apresentados anteriormente, o módulo Suntech
apresenta produções anuais ligeiramente superiores quando comparado com o módulo
SolarWorld, no entanto, o preço deste módulo também é superior, uma vez que, utiliza células
de silício monocristalino, que como já vimos no Capítulo 3, são mais caras do que as células
de silício policristalino. Resta saber, se a maior produção energética anual por parte do
Suntech compensa os custos iniciais mais elevados. Para isso, é necessário fazer o cálculo das
receitas anuais tendo por base a tarifa de venda de energia. Embora a tarifa de referência seja
de 151 €/MWh, utilizou-se o valor 149,9 €/MWh que é a tarifa resultante do desconto para o
Escalão II no presente ano de 2013. A Tabela 5.7 apresenta o custo, e as receitas anuais que
geram as três soluções em estudo.
92
5. Caso de estudo
Tabela 5.7. Comparação das receitas anuais previstas para as diferentes soluções.
Solução
200 Módulos
Sanyo
200 Módulos
SolarWorld
200 Módulos
Suntech
Custo
Produção anual
Tarifa
Receita anual
(€)
(MWh)
(€/MWh)
(€)
114 000
71,92
149,9
10 780,81
43 600
73,66
149,9
11 041,63
49 600
73,83
149,9
11 067,12
Comparando as soluções, verifica-se que o custo dos 200 módulos da Sanyo é demasiado
elevado quando comparado com os restantes módulos, e que a receita até acaba por ser menor.
Comparando os módulos Suntech com os SolarWorld existe uma diferença em termos de
receitas anuais de apenas 25,49 €. Este valor é claramente insuficiente para compensar um
possível investimento em módulos de silício monocristalinos mais caros. Assim, sem realizar
um estudo económico mais detalhado, a solução mais adequada para a instalação em estudo
deve passar pela utilização de módulos policristalinos SolarWorld.
A minicentral fotovoltaica constituída pelos 200 módulos SW250 produzirá anualmente cerca
de 73,66 MWh de energia, sendo assim, inferior a 50% da energia consumida pelo edifício
Engenharias I (790 MWh), pelo que todas a condicionantes impostas pelo Decreto-Lei
nº 34/2011 estão assim verificadas.
5.6 Dimensionamento dos inversores
Os inversores escolhidos para acomodar os painéis são inversores SMA trifásicos. Toda a
informação relativa aos inversores usados neste trabalho encontra-se em anexo. Tendo em
conta que não estão identificadas quaisquer sombras no local da instalação, a configuração do
gerador fotovoltaico, e portanto, o dimensionamento dos inversores, ficou facilitado, não
sendo necessário configurar a matriz fotovoltaica para que as perdas devido ao efeito de
sombra pudessem ser minimizadas. Como ferramenta de auxílio ao dimensionamento dos
inversores recorreu-se ao software Sunny Design 2.3 desenvolvido pela SMA. A Figura 5.11
apresenta a interface gráfica desta aplicação.
93
5. Caso de estudo
Figura 5.11. Ambiente de trabalho da aplicação Sunny Design 2.3.
O Sunny Design permite a entrada de parâmetros básicos do sistema, e fornece as diferentes
possibilidades para a central fotovoltaica, permitindo ao utilizador escolher a configuração
óptima de forma fácil e rápida. Este software contém a informação mais importante de todos
os inversores desta marca (SMA), bem como da maior parte dos módulos fotovoltaicos
existentes, como é o caso do módulo SolarWorld SW-250 Poly. Na escolha da melhor solução
de dimensionamento teve-se sempre em conta a sua viabilidade económica (número e preço
dos inversores).
5.6.1
Solução de dimensionamento para o Bloco A
Para acomodar os 16 kW de potência de pico do Bloco A, resultantes da instalação de 64
módulos fotovoltaicos de 250 Wp, será usado um inversor de 15 kW de potência. O inversor
possui duas entradas independentes, a entrada A, que irá suportar a ligação de duas strings em
paralelo, em que cada uma das strings é composta por 21 módulos ligados em série (tensão
FV máxima igual a 884 V), e a entrada B, que irá suportar uma string com 22 módulos
ligados em série (tensão FV máxima igual a 926 V), (ver Figura 5.12).
As características da matriz fotovoltaica e do inversor DC/AC são apresentadas na Tabela 5.8
permitindo avaliar a compatibilidade da solução/inversor. Os parâmetros de desempenho do
inversor como o coeficiente de potência nominal e do fator de eficiência do inversor, também
são apresentados nesta tabela.
94
5. Caso de estudo
Cabos de fileira
Figura 5.12. Esquema simplificado da configuração das ligações da matriz fotovoltaica para o Bloco A.
Tabela 5.8. Solução de dimensionamento Bloco A.
Solução
Inversor
1 × STP 15000TL-10
Potência nominal AC
15 kVA
Entrada A
Entrada B
(2×21)
(1×22)
Tensão DC mínima
526 V / 150 V
551 V / 150 V
Tensão DC máxima
884 V / 1000 V
926 V / 1000 V
16,2 A / 33 A
8,1 A / 11 A
Strings × Módulos FV
Compatibilidade Sistema FV / inversor
Corrente DC máxima
Potência DC máxima
16 kWp / 15,34 kW
Desempenho do inversor
Coeficiente de potência nominal (85%-115%)
96%
Fator de eficiência do inversor
5.6.2
97,6%
Solução de dimensionamento para o Bloco B
Para acomodar os 20 kW de potência de pico do Bloco B, resultantes da instalação de 80
módulos fotovoltaicos, serão usados dois inversores de 9 kW. Os dois inversores suportarão
de igual modo na sua entrada A, 1 string constituída por 20 módulos ligados em série (tensão
FV máxima igual a 842 V), e na sua entrada B, 1 string constituída também, por 20 módulos
ligados em série (tensão FV máxima igual a 842 V), (observar Figura 5.13).
Os parâmetros de desempenho do inversor DC/AC e a compatibilidade da solução/inversor
são apresentados na Tabela 5.9.
95
5. Caso de estudo
Figura 5.13. Esquema simplificado da configuração das ligações da matriz fotovoltaica para o Bloco B.
Tabela 5.9. Solução de dimensionamento Bloco B.
Solução
Inversor
2 × STP 9000TL-20
Potência nominal AC
2 × 9 kVA
Entrada A
Entrada B
(1×20)
(1×20)
Tensão DC mínima
501 V / 150 V
501 V / 150 V
Tensão DC máxima
842 V / 1000 V
842 V / 1000 V
8,1 A / 15 A
8,1 A / 10 A
Strings × Módulos FV
Compatibilidade Sistema FV / inversor
Corrente DC máxima
Potência DC máxima
20 kWp / 18,46 kW
Desempenho do inversor
Coeficiente de potência nominal (85%-115%)
92%
Fator de eficiência do inversor
5.6.3
97,3%
Solução de dimensionamento para o Bloco D
Para acomodar os 14 kW de potência de pico do Bloco D, resultantes da instalação de 56
módulos, será usado um inversor de 12 kW de potência que possui uma entrada A onde serão
ligadas 2 strings em paralelo com 22 módulos cada (tensão FV máxima igual a 926 V), e uma
entrada B onde será ligada uma string de 12 módulos ligados em série (tensão FV máxima
igual a 505 V), (ver Figura 5.14).
Os parâmetros de desempenho do inversor DC/AC e compatibilidade da solução/inversor são
apresentados na Tabela 5.10.
96
5. Caso de estudo
Figura 5.14. Esquema simplificado da configuração das ligações da matriz fotovoltaica para o Bloco D.
Tabela 5.10. Solução de dimensionamento Bloco D.
Solução
Inversor
1 × STP 12000TL-10
Potência nominal AC
12 kVA
Entrada A
Entrada B
(2×22)
(1×12)
Tensão DC mínima
551 V / 150 V
301 V / 150 V
Tensão DC máxima
926 V / 1000 V
505 V / 1000 V
16,2 A / 22 A
8,1 A / 11 A
Strings × Módulos FV
Compatibilidade Sistema FV / inversor
Corrente DC máxima
Potência DC máxima
14 kWp / 12,25 kW
Desempenho do inversor
Coeficiente de potência nominal (85%-115%)
88%
Fator de eficiência do inversor
5.6.4
97,2%
Local de instalação dos inversores
O inversor central deverá, sempre que seja possível ser instalado junto da caixa do contador
ou na sua proximidade. Neste caso, os inversores serão instalados no piso -1 do edifício D,
local onde se encontra instalado o PT, pelo que o comprimento dos cabos AC será muito
reduzido. A Figura 5.15 apresenta o traçado da rede da instalação fotovoltaica, onde L1, L2 e
L3 são os comprimentos dos cabos principais DC que irão fazer a ligação das caixas de junção
ao inversor localizado junto ao PT. Seria mais vantajoso fazer o transporte da energia em
corrente alternada AC de modo a diminuir as perdas por efeito de Joule, o que significa que os
inversores teriam que ficar junto da caixa de junção dos respetivos blocos, o que não é
97
5. Caso de estudo
possível devido à falta de um lugar adequado para o efeito. Neste caso temos, L1 = 50 m,
L2 = 30 m e L3 = 5 m.
Figura 5.15. Traçado da rede de cabos principais DC do sistema de minigeração.
5.7 Dimensionamento dos cabos
Para o cálculo da secção mínima dos cabos são usadas as expressões (4.14), (4.18) e (4.21),
para os cabos de fileira, cabos principais DC e cabos AC respetivamente. As perdas de
potência em cada um dos cabos foram determinadas recorrendo às equações (4.15), (4.19) e
(4.23). A Tabela 5.11 apresenta os parâmetros de determinação da secção dos cabos de fileira
SFi e as perdas de potência por efeito de Joule PM ao longo desses mesmos cabos.
Tabela 5.11. Determinação da secção dos cabos de fileira e perdas por efeito de Joule.
Inversor/
LM
IFi
VMPP Fi
δ
SFi
2
SFi normalizada
2
2
PM
(Entrada)
(m)
(A)
(V)
(m/Ω.mm )
(mm )
(mm )
(W)
(A)
21
16,2
884
44,8
1,72
2,50
98,42
(B)
22
8,1
926
44,8
0,86
2,50
25,78
(A)
20
8,1
842
44,8
0,86
2,50
23,43
(B)
20
8,1
842
44,8
0,86
2,50
23,43
(A)
20
8,1
842
44,8
0,86
2,50
23,43
(B)
20
8,1
842
44,8
0,86
2,50
23,43
(A)
22
16,2
926
44,8
1,72
2,50
103,10
(B)
12
8,1
505
44,8
0,86
2,50
14,06
A
B1
B2
D
98
5. Caso de estudo
Como visto no capítulo anterior, para além da necessidade de satisfazer a queda de tensão os
cabos de fileira devem ainda satisfazer a condição (4.12), segundo a norma europeia IEC
60364-7-712. Os condutores de fileira escolhidos neste trabalho são os cabos PV ZZ-F (AS)
que são cabos solares de alta segurança livres de halogéneo. Para uma secção de 2,5 mm2 a
corrente máxima admissível por estes cabos é de 33 A. Então substituindo os valores da
corrente na condição temos:
pelo que a condição é satisfeita para todos os cabos de fileira.
A Tabela 5.12 apresenta os parâmetros de determinação da secção dos cabos principais DC
(condição de queda de tenção) que irão fazer a ligação da das caixas de junção até aos
inversores, bem como, as perdas de potência por efeito de Joule ao longo desses mesmos
cabos.
Tabela 5.12. Determinação da secção dos cabos principais DC e perdas por efeito de Joule.
Inversor/
LCABO DC
ICABO DC
PFV
PM
σ
SCABO DC
2
2
SCABO DC
normalizada
PCABO DC
(Entrada)
(m)
(A)
(Wp)
(W)
(m/Ω.mm )
(mm )
(A)
50
16,2
10500
98,42
44,8
5,63
6
97,63
(B)
50
8,1
5500
25,78
44,8
2,68
4
36,61
(A)
30
8,1
5000
23,43
44,8
1,77
2,5
35,15
(B)
30
8,1
5000
23,43
44,8
1,77
2,5
35,15
(A)
30
8,1
5000
23,43
44,8
1,77
2,5
35,15
(B)
30
8,1
5000
23,43
44,8
1,77
2,5
35,15
(A)
5
16,2
11000
103,10
44,8
0,54
2,5
23,43
(B)
5
8,1
3000
14,06
44,8
0,49
2,5
5,86
A
B1
B2
D
(mm2)
(W)
Os condutores principais DC serão também cabos PV ZZ-F (AS) cujas correntes máximas
admissíveis são de 33 A para os cabos com secção de 2,5 mm2, 44 A para os cabos de secção
igual a 4 mm2 e 57 A para os cabos de secção igual a 6 mm2. Os cabos DC devem cumprir a
condição de aquecimento, equação (4.17). Neste caso, basta verificar a condição para o cabo
99
5. Caso de estudo
de menor secção, uma vez que, se a condição for cumprida, então também é cumprida para os
restantes cabos. Assim para o cabo de secção igual a 2,5 mm2 temos:
pelo que a condição é cumprida.
A Tabela 5.13 apresenta os parâmetros de determinação da secção dos cabos AC (condição de
queda de temção) que irão fazer a ligação dos inversores até ao transformador neste caso, bem
como, as perdas de potência por efeito de Joule PM ao longo desses mesmos cabos.
Tabela 5.13. Determinação da secção dos cabos AC
Inversor
LAC
ICABO AC
cos φ
VREDE
δ
SCABO AC
2
2
SCABO AC mínima
exigida RTIEBT
PAC
(V)
(m/Ω x mm )
(mm )
1
400
44,8
0,35
6,00
15,10
12,99
1
400
44,8
0,21
6,00
5,44
5
12,99
1
400
44,8
0,21
6,00
5,44
5
17,32
1
400
44,8
0,28
6,00
9,67
(m)
(A)
A
5
21,65
B1
5
B2
D
(mm2)
(W)
Os condutores AC escolhidos são os cabos RV-K / FXV (0,6/1 kV) isolados a Polietileno
reticulado (XLPE) que, para a secção de 6 mm 2, possuem uma corrente máxima admissível
igual a 46 A. A Tabela 5.14 apresenta o total das perdas ao longo da linha de cabos na
instalação FV.
Tabela 5.14. Quantificação das perdas por efeito de Joule na instalação.
W
%
Perdas Cabos de fileira
384,29
0,77
Perdas Cabos principais DC
330,00
0,66
Perdas Cabos AC
35,64
0,07
Total
749,93
1,50
100
5. Caso de estudo
5.8 Dimensionamento das proteções
5.8.1
Proteção dos cabos de fileira
Na proteção individual dos cabos de fileira são utilizados fusíveis distribuídos pelas várias
fileiras. Assim, recorrendo a expressão (4.24) temos:
{
{
pelo que a condição é cumprida. Recorrendo à equação (4.25) tem-se:
pelo que a condição é cumprida. Deste modo, na proteção dos cabos de fileira serão usados
fusíveis com corrente nominal de 25 A.
5.8.2
Interruptor principal DC
O interruptor principal DC de corte bipolar deve ser dimensionado para a tensão máxima de
circuito aberto do gerador solar à temperatura de -10 ºC (VCA
FV (–10 °C))
bem como para a
corrente máxima do gerador ICC (em condições STC). A tensão máxima de circuito aberto
aproxima-se muito dos 1000 V para quase todos os cabos de fileira. A corrente de curtocircuito é de 17,3 A para o caso mais desfavorável, pelo que o interruptor a escolher deve ter
uma tensão de 1000 V e uma corrente de 20 A.
5.8.3
Proteção AC
Do lado AC é necessário ter dois níveis de proteção, a proteção individual dos cabos AC, que
neste caso foi feita com disjuntores e o corte geral realizado através de um disjuntor
101
5. Caso de estudo
omnipolar. Os disjuntores foram dimensionados segundo as expressões (4.26) e (4.27). Os
parâmetros de dimensionamento são apresentados na Tabela 5.15.
Tabela 5.15. Dimensionamento dos disjuntores.
SCABO AC
ICABO AC
In
IZ
I2
(mm2)
(A)
(A)
(A)
(A)
STP 15000TL-10
6
21,65
25
46
32,5
2 × STP 9000TL-20
6
12,99
20
46
26
STP 12000TL-10
6
17,32
20
46
26
Corte Geral
25
64,95
80
120
104
Inversor
Assim, o inversor de 15 kW terá um disjuntor de 25 A, e os restantes inversores terão
disjuntores de 20 A. Para além dos disjuntores cada inversor terá um diferencial de 300 mA
para proteção das pessoas contra contactos diretos e indiretos. O quadro de Corte Geral terá
um disjuntor de 80 A. O esquema de proteções AC é apresentado na Figura 5.16.
Figura 5.16. Esquema das proteções AC.
102
5. Caso de estudo
5.8.4
Proteção contra descargas atmosféricas e sobretensões
Os edifícios do Engenharias I já possuem um sistema de proteção contra descargas
atmosféricas estando ligados com gaiola de Faraday à terra, pelo que o gerador fotovoltaico
deverá ser ligado a este sistema de proteção.
Segundo o manual de instalação do Sunny Tripower além dos varistores termicamente
monitorizados, integrados de série, o Sunny Tripower está equipado com locais de encaixe de
módulos para instalação adicional de descarregadores de sobretensões de tipo II.
Os módulos necessários estão disponíveis como equipamento adicional para a entrada A ou
entrada A+B. Assim sendo, e tendo em conta a expressão (4.29), para o caso mais
desfavorável (de maior tensão fotovoltaica nominal) temos:
Pelo que os DST`s a usar devem ter tensões operacionais de 1000 V e corrente de descarga
nominal de 12,5 kA. Estes dispositivos também devem ser instalados na caixa de junção DC
das strings.
Não está prevista uma integração de DST no lado AC em inversores da SMA, visto que
frequentemente vários inversores são montados sequencialmente. A instalação separada de
um único aparelho de proteção contra sobretensão para todos os inversores é então claramente
mais eficaz em termos de custos (SMA, 2012). Deste modo, como a tensão do lado AC é de
400 V, teremos um descarregador DST de 400 V / 40 kA.
5.9 Análise económica do investimento
Tal como vimos no Capítulo 4, para realizar a análise económica de um investimento é
necessário fazer numa primeira fase o levantamento das características do mesmo. Deste
modo, começa-se por estimar o custo final do projeto. A Tabela 5.16 apresenta o preço dos
equipamentos e outros encargos necessários à realização do projeto.
103
5. Caso de estudo
Tabela 5.16. Estimativa do custo inicial do projeto.
Equipamentos
Quantidade
Preço
Preço Total
200 un.
218 €/un.
43600,00 €
STP 15000TL-10
1 un.
3757,64 €/un.
3757,64 €
STP 9000TL-20
2 un.
2760,56 €/un.
5521,12 €
STP 12000TL-10
1 un.
2790,31 €/un.
2790,31 €
Módulos FV
SW 250 Poly
Inversores
Cabos DC
PV ZZ-F (AS) - 2,5 mm2
244 m
1,19 €/m
290,36 €
2
93 m
1,39 €/m
129,27 €
2
50 m
1,79 €/m
89,5 €
20 m
5,69 €/m
113,18 €
50000 Wp
0,08 €/Wp
4000 €
—
—
7500 €
Caixa de Junção DC
3 un.
500 €/un.
1500 €
Quadro Elétrico AC
1 un.
2000 €/un.
2000 €
—
—
1000 €
Total
72248 €
PV ZZ-F (AS) - 4 mm
PV ZZ-F (AS) - 6 mm
Cabos AC Trifásicos
RV-K / FXV (0,6/1 kV) 5G6 mm2
Outros
Estruturas de Suporte
Mão-de-obra
Taxa de registo (Escalão II)
Para obter os preços apresentados na tabela anterior foram consultados os catálogos da
Eurocabos, o sítio da internet www.damiasolar.com, sendo que a restante informação foi
obtida junto da empresa Ventos & Argumentos – Soluções de Energia Lda.
Assim, as características do projeto e do investimento necessárias ao estudo de viabilidade
económica são apresentadas na Tabela 5.17.
104
5. Caso de estudo
Tabela 5.17. Características do projeto e do investimento
Características do projeto
Potência instalada
50 kWp
Potência de ligação à rede
45 kW
Escalão de potência
Escalão II
Produção Média Anual esperada
73 658,07 kWh
Período de vida útil dos equipamentos
25 anos
Perdas de produção do painel a 10 anos
10%
Perdas de produção do painel a 25 anos
20%
Perdas de produção anual
0,80%
Características do investimento
72 248 €
Investimento inicial
1000 €
Custos de O&M (1 a 2% do custo inicial)
Taxa de atualização i
7%
Período de vida do investimento
25 anos
Meses de operação no ano “zero”
12
Valor residual
0€
Tarifa de venda em R. Bonificado (15 anos)
0,1499 €/kWh
(valor de 2013 para o escalão II)
Tarifa de venda em R. Geral (10 anos)
0,190 €/kWh
(tendo por base as Previsões Europeias)
Considerando as características do investimento temos a seguinte faturação anual acumulada,
Figura 5.17.
300000
262 800,88
Acumulado (€)
250000
200000
150000
100000
50000
0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 19 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Anos
Figura 5.17. Poupança acumulada.
105
5. Caso de estudo
A Figura 5.18 mostra a amortização do investimento, podendo-se constatar que o retorno do
investimento acontecerá durante entre o 6º e o 7º ano de operação do sistema, considerando-se
o primeiro ano, como o ano zero, ou seja, o ano em que é feito o investimento.
250 000,00
190 552,88
200 000,00
Produção €
150 000,00
100 000,00
50 000,00
0,00
-50 000,00
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
-100 000,00
Anos
Figura 5.18. Amortização do investimento.
A Tabela 5.18 apresenta os principais indicadores financeiros do investimento, que permitem
concluir acerca da viabilidade económica do projeto.
Tabela 5.18. Indicadores financeiros do projeto.
Indicador Financeiro
VAL
50 237,24 €
TIR
15%
PRI
7 anos
5.10 Simulação em PVSyst
O uso de ferramentas de apoio ao projeto de sistemas fotovoltaicos é fundamental para
apresentar soluções credíveis e de qualidade. Neste sentido, foi realizada a concepção do
sistema fotovoltaico em estudo numa das ferramentas de simulação atualmente mais potentes
e completas, o PVSyst. Neste caso foi usada a versão 6.12 deste programa. Esta simulação
revela-se importante no sentido em que possibilita comparar os resultados do
dimensionamento com os resultados da simulação, permitindo despistar algum erro de cálculo
durante o processo de dimensionamento e ao mesmo tempo verificar se os resultados da
106
5. Caso de estudo
simulação são realistas. O PVSyst não disponibiliza na sua base de dados climáticos
informação relativa à cidade de Vila Real, no entanto, apresenta uma opção que permite
importar esses dados a partir de diferentes fontes. Assim, os dados foram importados do sítio
da internet (http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/), o que permite fazer a simulação tendo como
ponto de partida os mesmos dados climáticos usados no dimensionamento do sistema. Os
resultados mais relevantes são apresentados de seguida, sendo que o relatório completo da
simulação pode ser consultado em anexo.
Os resultados da referida simulação são apresentados de seguida, sendo que na Figura 5.19 é
exposto o gráfico da produção energética específica diária em média para cada mês do ano.
É possível observar que, para além da energia produzida, o gráfico também informa sobre as
perdas de energia ao nível da matriz fotovoltaica e ao nível do inversor. Os restantes
resultados da simulação são apresentados em anexo. Segundo esta simulação a energia
produzida e injetada anualmente na rede pelo sistema é de 76 077 MWh, com um coeficiente
de rendimento PR de 80,1%. A Figura 5.20 apresenta o diagrama das perdas na instalação.
Figura 5.19. Produção energética média diária por kWp instalado, para cada mês do ano (simulação PVSyst).
107
5. Caso de estudo
Figura 5.20. Diagrama de perdas (simulação PVSyst).
5.11 Discussão dos resultados
Relativamente à viabilidade económica do sistema, como o VAL é maior do que zero e o TIR
é superior à taxa de atualização (i), é possível afirmar que o projeto é economicamente viável.
No entanto, é preciso salientar que, no caso específico da UTAD, a rede de distribuição
existente é uma rede de média tensão, o que significa que, a energia será entregue à rede em
média tensão, e não em baixa tensão, ou seja, na realidade não foram considerados os
encargos necessários para elevar a tensão no PT para que esta possa ser entregue à rede. Ora,
os encargos associados a este tipo de operação são elevados, aproximadamente 30 000 €
segundo a empresa Ventos & Argumentos Soluções de Energia Lda, uma das entidades
instaladoras de centrais de minigeração, que colaborou nas questões orçamentais.
Considerando esta quantia, o investimento inicial rondará os 100 000 € e refazendo os
cálculos o PRI passa para o 10º ano, o TIR para 10% e o VAL para 24 300 €, o que significa
108
5. Caso de estudo
que o projeto continua a ser economicamente viável, no entanto, os indicadores financeiros
pioram drasticamente como seria de esperar.
Analisando agora os resultados obtidos pela simulação em PVSyst, desde logo se percebe que
a grande fatia das perdas de energia ocorre ao nível dos módulos fotovoltaicos nos meses de
maior calor, o que era de esperar uma vez que, o rendimento das células é menor para
temperaturas mais elevadas.
Comparando a produção energética anual com o resultado obtido pela metodologia de
dimensionamento, é possível observar uma pequena discrepância entre os resultados (ver
Tabela 5.19).
Esta pequena diferença no valor final anual de energia produzida pelo sistema FV está
relacionada com o diferente rendimento dos inversores. No caso do dimensionamento, o
rendimento considerado para o conjunto MPPT/inversor é de 90%. Este é o rendimento do
conjunto considerado genericamente e por defeito para todas as instalações pela metodologia
usada.
Tabela 5.19. Produção energética anual estimada.
Rendimento energético anual
(kWh/ano)
PVSyst
Dimensionamento
76 077,00
73 658,07
1522
1473
Produção energética específica
(kWh/kWp/ano)
No entanto, em teoria, e este caso é exemplo disso, os inversores podem ser
subdimensionados de forma a melhorar a eficiência dos mesmos e optimizar o seu
desempenho permitindo atingir rendimentos superiores a 90%, mesmo para baixos níveis de
irradiância solar. Além disso, os inversores SMA escolhidos são inversores de alta eficiência,
apresentando eficiências máximas de 98,2%. O diagrama da Figura 5.20 permite ilustrar isso
mesmo, verificando-se que as perdas de energia ao nível do inversor são de apenas 2,5%. As
perdas por efeito de Joule são de 1,1% e as perdas e a grande parcela das perdas ocorre nos
módulos devido ao efeito da temperatura.
109
5. Caso de estudo
110
6.
Conclusões e perspetivas de trabalho futuro
No âmbito do presente trabalho, houve necessidade de efetuar uma pesquisa bibliográfica
alargada e com alguma profundidade no sentido de se entender as bases teóricas que estão por
de trás do funcionamento de uma célula fotovoltaica, quais os fatores que condicionam o seu
desempenho e de que forma são tidos em conta esses fatores no dimensionamento de um
sistema fotovoltaico.
Procurou-se também, fazer um ponto de situação do atual desenvolvimento das tecnologias
fotovoltaicas. Assim, no que a este assunto diz respeito, foi possível constatar que a energia
fotovoltaica já conta com alguma maturidade e as tecnologias de conversão apresentam hoje
eficiências superiores. O material dominante continua a ser o silício cristalino e os módulos
comerciais atingem eficiências até 15% ou 19%, usando silício policristalino e monocristalino
respetivamente. As tecnologias HIT e CPV permitem obter rendimentos mais elevados das
células fotovoltaicas através da junção de diferentes semicondutores, no entanto, ainda são
tecnologias caras.
Uma outra ideia é a de que o preço dos sistemas fotovoltaicos tem vindo a baixar de ano para
ano, e a tendência de redução de preços é para continuar. Em contrapartida, o preço da
eletricidade nos países da Europa seguirá uma tendência inversa nos próximos anos, o que irá
tornar os sistemas fotovoltaicos cada vez mais competitivos.
Em Portugal, o mercado fotovoltaico tem vindo a crescer essencialmente nos últimos cinco
anos e em 2012 atingiu uma capacidade fotovoltaica total acumulada de cerca de 223 MW,
dos quais 99% são sistemas ligados à rede. Os regimes de micro e miniprodução têm
contribuído para este aumento e constituem uma mais-valia para o nosso país, não só porque
permitem reduzir a dependência energética face ao exterior, mas também, porque permitem o
consumo da energia junto aos locais de produção e contribuem para melhorar a eficiência
energética dos edifícios diminuído o consumo dos mesmos.
111
6. Conclusões e perspetivas de trabalho futuro
No entanto, devido à situação económica do país, vários cortes foram feitos ao nível das
tarifas de referência para venda de energia em regime bonificado, o que poderá constituir um
entrave a investimentos desta natureza.
A aplicação da metodologia ao caso de estudo concreto elaborado neste trabalho permitiu
retirar um conjunto de conclusões gerais importantes:

A escolha do módulo fotovoltaico é um aspeto importante a ter em conta no
dimensionamento de um sistema fotovoltaico. Nem sempre os módulos com melhor
rendimento se revelam os mais vantajosos, isto tendo em conta a relação custobenefício.

A instalação de sistemas de minigeração fotovoltaica em edifícios escolares é viável
economicamente, partindo da premissa de que o produtor está inserido no regime
bonificado.
No caso da remuneração da atividade de minigeração ocorrer em regime geral, esta pode ser
bastante baixa quando comparada com o valor médio de consumo. Assim, nestes casos, será,
obviamente, mais rentável instalar o sistema de minigeração em auto-consumo ou netmetering, quando este tipo de soluções estiverem previstas. Muito provavelmente esta
abordagem será feita na próxima revisão da legislação da micro e minigeração.
Convém ter presente que nem sempre a aposta nas energias renováveis produz o retorno
financeiro desejado ao investidor propriamente dito, trazendo sim grandes benefícios à
comunidade, à sociedade e ao meio ambiente. De facto, a maioria das pessoas e das empresas
produz para vender à rede. Ou seja, produz energia só porque existe (ou existia) uma maisvalia financeira. Com a instalação dos sistemas fotovoltaicos em auto-consumo o paradigma
pode ser alterado, e estes sistemas deixarão de ser vistos como um investimento financeiro e
sim como uma forma de poupança energética e, em última análise, financeira.
Assim, como trabalho futuro seria interessante dimensionar um sistema de minigeração para o
edifício de Engenharias I em auto-consumo, abordando quais os novos desafios ao
dimensionamento de uma instalação desta natureza, procurando soluções para esses desafios,
abordando na parte final do trabalho a viabilidade económica do investimento.
Uma outra questão que poderia ser abordada em trabalhos futuros prende-se com a melhor
inclinação dos módulos fotovoltaicos. Neste trabalho foi usada a inclinação dos painéis com o
112
6. Conclusões e perspetivas de trabalho futuro
ângulo designado por ângulo ótimo. No entanto, seria interessante fazer a comparação
utilizando os módulos com inclinação igual à do telhado. Neste caso, a produção energética
anual seria diferente, bem como os custos da instalação e o espaço útil disponível, e portanto,
também a viabilidade económica de cada instalação.
Finalmente seria interessante desenvolver um programa ou um software que integrasse e
sistematizasse a metodologia aqui seguida, sendo apenas requerido ao utilizador a introdução
dos parâmetros do módulo escolhido e os dados climáticos do local entre outros parâmetros
de entrada.
113
6. Conclusões e perspetivas de trabalho futuro
114
7.
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118
A.
Características dos inversores
Figura A. 1. Informações relativas ao inversor STP 15000TL-10.
119
A. Características dos inversores
Figura A. 2. Informações relativas ao inversor STP 9000TL-20.
Figura A. 3. Informações relativas ao inversor 12000TL-10.
120
B.
Folhas de cálculo: Estimativa da energia produzida
Figura B. 1. Estimativa da energia produzida pelo módulo Sanyo HIT-H250E01.
121
B. Folhas de cálculo: Estimativa da energia produzida
Figura B. 2. Estimativa da energia produzida pelo módulo Suntech STP250S-20/Wd.
122
B. Folhas de cálculo: Estimativa da energia produzida
Figura B. 3. Estimativa da energia produzida pelo módulo SolarWorld SW-250 Poly.
.
123
C.
Folhas de cálculo: Estudo económico do investimento
Figura C. 1. Folha de cálculo do estudo económico do investimento (sem encargos no PT).
124
C. Folhas de cálculo: Estudo económico do investimento
Figura C. 2. Folha de cálculo do estudo económico do investimento (considerando encargos no PT).
125
D.
Relatório da simulação PVSyst
Figura D. 1. Relatório da simulação em PVSyst: parâmetros de simulação.
126
D. Relatório da simulação PVSyst
Figura D. 2. Relatório da simulação em PVSyst: parâmetros de simulação (continuação).
127
D. Relatório da simulação PVSyst
Figura D. 3. Relatório da simulação em PVSyst: resultados principais.
128
D. Relatório da simulação PVSyst
Figura D. 4. Relatório da simulação em PVSyst: Diagrama de perdas.
129