Faculdade de Engenharia da Universidade do. Soluções técnicas para o projecto de edifícios de habitação incorporando produção própria de energia

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1 Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto Soluções técnicas para o projecto de edifícios de habitação incorporando produção própria de energia Francisco José Abrunhosa Dias VERSÃO PROVISÓRIA Relatório de Projecto realizado no âmbito do Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores Major Energia Orientador: Prof. Dr. José Eduardo Neves dos Santos Janeiro de 2009

2 Francisco José Abrunhosa Dias, 2009 ii

3 Resumo Numa altura em que a questão do esgotamento dos combustíveis fósseis é cada vez mais preocupante, é importante ter consciência que Portugal tem condições privilegiadas para um desenvolvimento florescente no campo das energias renováveis. Ainda que grande parte da produção de energia recorrendo a fontes renováveis provenha dos grandes parques eólicos e fotovoltaicos, o cliente BT mostra-se uma peça fundamental na expansão do aproveitamento deste tipo de fontes de energia, uma vez que recorrendo a estas também ele pode produzir electricidade que venderá à rede, sendo este o conceito de microgeração. O presente trabalho pretende mostrar o actual estado dos aproveitamentos micro-eólicos e micro-fotovoltaicos na produção de energia e a aplicação destes no panorama da microgeração portuguesa. Assim o trabalho encontra-se estruturado nas seguintes partes: Análise do enquadramento legal actual da microgeração em Portugal. Abordagem das tecnologias que permitem converter energia eólica e solar em energia eléctrica e o modo de implementação destas em sistemas conectados à rede pública. Realização de estudo da viabilidade económica dos micro-sistemas que incorporam este tipo de energia, à luz da presente legislação. Procurou-se assim com este trabalho para além de apresentar um estudo teórico, proporcionar uma orientação à implementação de unidades de microgeração utilizando as referidas fontes. iii

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5 Abstract In a time where the exhaustion of fossil fuel is becoming more evident, it is important to recognize that Portugal has privileged conditions for development in the area of renewable energies. Still although a lot of energy production using renewable energy is being made by Photovoltaic and Wind farms, the consumer has an important role in promoting this kind of energy, as he may also be a producer using it, and injecting his energy into the public grid, being this concept of microgeneration. The following work show the current state-of-art of micro solar and wind systems, and how they fit in Portuguese microgeneration. The work covers the following subjects: Cover of legal issues concerning microgeneration in Portugal. Analysis of the technologies used to produce electrical energy from wind and sun, and how they fit in a grid-connected system. Economical study of different micro wind and solar system, in the Portuguese legal context. This paper works not only as a theoretical study on the referred subject, but also as a orientation guide to the implementation of microgeneration grid connected units. v

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7 Agradecimentos Aos meus pais e irmã. À Tia Virgínia pelas inúmeras lições ao longo do meu percurso académico. À Joana pelo apoio e ajuda com os desenhos do AutoCAD. Ao Professor Doutor José Neves dos Santos pela sua orientação, apoio e disponibilidade. Ao Engenheiro Carlos Sampaio pelo tempo disponibilizado e auxilio que me prestou na execução deste trabalho. Ao Professor Doutor Cláudio Monteiro pelos esclarecimentos e documentação fornecida. À malta do J204, que percorreu esta caminhada junta. vii

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9 Índice Resumo... iii Abstract... v Agradecimentos... vii Índice... ix Lista de figuras... xiii Lista de tabelas... xvi Abreviaturas... xviii Capítulo Introdução Enquadramento histórico Portugal e as energias renováveis Microgeração Enquadramento do trabalho Estrutura do Relatório... 4 Capítulo Regulamentação da microprodução O Microprodutor Acesso ao regime de geral Acesso ao regime bonificado Remuneração do regime bonificado Tarifa a aplicar no ano de Funções do SRM Registo no SRM Produtor Entidade instaladora Unidade microprodutora Validação do SRM Equipamentos e Contagem da electricidade Contrato de compra e venda de electricidade com o comercializador Alteração da instalação Alteração da titularidade Monitorização e Controlo...13 ix

10 2.3 - Incentivos fiscais IRC- Pessoas colectivas (Vulgo Empresas) IRS IVA Capítulo Aproveitamentos de energia fotovoltaica Radiação Solar Radiação directa e difusa Posição do Sol Instrumentação utilizada na medição da radiação Solar Piranómetro Sensor Fotovoltaico Radiação do albedo Radiação solar em planos inclinados A célula fotovoltaica Tecnologias fotovoltaicas Primeira geração Segunda Geração Aplicação dos diferentes tipos de célula Curva característica de uma célula fotovoltaica Encadeamento das células Encapsulamento Módulos fotovoltaicos Curvas características dos módulos Efeito da temperatura e da irradiância em módulos Sombreamento Tipo de sombreamento Análise de sombreamentos Sombreamento na concepção do sistema fotovoltaico Distância entre painéis para evitar sombreamento Energia produzida por um painel Dimensionamento de um sistema fotovoltaico Inversor Ligação dos módulos Cabos Caixa de junção Geral Interruptor DC Díodos de bloqueio Protecção contra descargas atmosféricas Ligação à terra Ligação à rede Contador Portinhola Capítulo Aproveitamentos de energia eólica Vento Recurso Eólico Energia extraída do recurso Energia produzida anualmente Componentes de um aerogerador Turbina eólica Eixo Horizontal Eixo Vertical Transmissão e caixa multiplicadora Mecanismos de Controlo x

11 Controlo de passo variável Controlo de passo fixo Vantagens dos tipos de controlo Torre Dimensionamento de um sistema eólico Características especiais do vento Obstáculos Efeito de esteira Rugosidade do Terreno Cisalhamento Escolha do local de instalação de uma turbina Perfil dos Ventos Componentes de um sistema eólico Aerogerador Rectificador Controlador de tensão Inversor Cabos Ligação à rede...67 Capítulo Análise de sistemas fotovoltaicos Sistemas subdimensionados Painéis seleccionados Inversor Dimensionamento dos cabos Conectores Suporte dos Módulos Contador Portinhola Orientação Disposição do sistema Evolução da tarifa Orçamento total utilizando módulos BP 3170N Análise energética utilizando módulos BP 3170N Orçamento total utilizando módulos BP 4175N Análise energética utilizando módulos BP 4175N Sistemas fixos sobredimensionados Orçamento total utilizando módulos BP 3170N Análise energética utilizando módulos BP 3170N Orçamento total utilizando módulos BP 4175 N Análise energética utilizando módulos BP 4175N Sistemas de um eixo Suporte dos módulos Orçamento total utilizando módulos BP 3170N Análise energética utilizando módulos BP 3170N Orçamento total utilizando módulos BP 4175N Análise energética utilizando módulos BP 4175 N Sistemas de dois eixos Suporte dos módulos Cabos Orçamento total utilizando módulos BP 3170N Análise energética utilizando módulos BP 3170N Orçamento total utilizando módulos BP 4175N Análise energética utilizando módulos BP 4175N Orçamento total utilizando módulos Sanyo HIP Análise energética utilizando módulos Sanyo HIP xi

12 5.5 - Análise de resultados Sistemas subdimensionados Sistemas sobredimensionados Sistemas com Eixo horizontal Sistemas com dois eixos Análise económica Capítulo Análise de sistemas eólicos Aerogerador de 3,5kW Rectificador e controlador de tensão Inversor Cabos Ligação à rede Evolução da tarifa Orçamento Total Análise energética da instalação da turbina no Porto Análise energética da instalação da turbina na Serra do Pilar Aerogerador 2,5kW Orçamento Total Análise energética da instalação da turbina no Porto Análise energética da instalação da turbina na Serra do Pilar Aerogerador 6 kw Orçamento Total Análise energética da instalação da turbina no Porto Análise energética da instalação da turbina na Serra do Pilar Análise de resultados Análise energética da instalação da turbina no Porto Análise energética da instalação da turbina na Serra do Pilar Conclusão Capitulo Anexo A Ligação de unidades de microgeração à RESP Referências xii

13 Lista de figuras Figura Espectro da radiação solar [16] Figura Atlas europeu da radiação solar [17] Figura Radiação global em Portugal [17] Figura Radiação directa e difusa Figura Representação da elevação solar e do azimute solar Figura Elevação solar em função do azimute nos dias 21 de Julho e 22 de Dezembro Figura Piranómetro [18] Figura Sensor Fotovoltaico [19] Figura Circuito equivalente ideal de uma célula fotovoltaica Figura Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica Figura Curva característica de uma célula solar[15] Figura Ligação em série de três células FV [15] Figura Ligação em paralelo de três células FV [15] Figura Ligação em série de três módulos FV [15] Figura Ligação em paralelo de três módulos FV [15] Figura Curvas de corrente e tensão perante diferentes irradiâncias [21] Figura Curvas de corrente e tensão perante diferentes temperaturas [22] Figura Representação de um ângulo de elevação e ângulo de azimute de um objecto Figura Curvas características de módulos ligados em série afectados por sombreamento [15] Figura Curvas características de módulos ligados em paralelo sendo duas fileiras afectadas por sombreamento [15] xiii

14 Figura Curvas características de módulos ligados em paralelo sendo um número variável de fileiras afectadas por sombreamento [15] Figura Distancia entre painéis para evitar sombreamento Figura Ligação de um gerador fotovoltaico à rede pública Figura Configuração do gerador recorrendo a inversor central Figura Configuração do gerador recorrendo a Inversor Master-Slave Figura Configuração recorrendo a módulos com inversor integrado Figura Exemplificação da função densidade de probabilidade de Weibull com Vma = 5 para diferentes valores de k Figura Relação entre a velocidade do vento ao passar pela turbina [28] Figura Demonstração do funcionamento de turbinas downwind e upwind Figura Turbina Darrieus [33] Figura Sensor de direcção (superior) e anemómetro de copos[35] Figura Anemómetro sónico [36] Figura Rosa dos Ventos referente ao mês de Março (esquerda) e mês de Setembro no Porto Figura Esquema de um sistema micro-eólico ligado à rede BT Figura Ligação do aerogerador a um rectificador trifásico de ponte completa Figura Funcionamento da carga de derivação [40] Figura Ligações do Inversor Sunny Boy 3680 [42] Figura Configuração introduzida no programa PVSYST utilizando 21 módulos BP 3170N Figura Orientação do sistema fotovoltaico com inclinação fixa Figura Produção anual de um sistema fotovoltaico de 21 módulos BP 3170N Figura Configuração introduzida no software PVSYST utilizando 21 módulos BP 4175N.. 75 Figura Produção anual de um sistema fotovoltaico de 21 módulos BP 4175N Figura Configuração introduzida no programa PVSYST utilizando 24 módulos BP 3170N Figura Produção anual de um sistema fotovoltaico de 24 módulos BP 3170N Figura Configuração introduzida no programa PVSYST utilizando 24 módulos BP 4175N Figura Produção anual de um sistema fotovoltaico de 24 módulos BP 4175N Figura Orientação dos painéis de um eixo xiv

15 Figura Sistema de um eixo com duas variações anuais Figura Produção anual de um sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 3170N Figura Produção anual de um sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 4175N Figura Sistema dois eixos Figura Comprimento da diagonal dos módulos dispostos no suporte e disposição do suporte visto de frente Figura Medições necessárias para o cálculo da altura h Figura Produção anual de um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 3170 N Figura Produção anual de um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 4175N Figura Configuração introduzida no software PVSYST utilizando 18 módulos Sanyo HIP-210, dispostos em duas séries Figura Configuração introduzida no software PVSYST utilizando 18 módulos Sanyo HIP-210, dispostos em três séries Figura Produção anual de um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos Sanyo HIP Figura Comparação entre produção com gerador constiuído por 24 módulos BP 3170N em suporte com eixo fixo, com gerador de 24 módulos BP 3170N em suporte com eixo horizontal variável Figura Comparação entre produção com gerador constituído por 24 módulos BP 4175N em suporte com eixo fixo, com gerador de 24 módulos BP 4175N em suporte com eixo horizontal variável Figura Curva de potência do aerogerador Antaris 3,5 kw Figura Distribuição de Weibull para o valor médio anual da velocidade do vento no Porto Figura Distribuição de Weibull para o valor médio anual da velocidade do vento no Porto Figura 6-4- Curva de potência do aerogerador Proven 2,5 kw Figura Curva de potência do aerogerador Proven 6kW xv

16 Lista de tabelas Tabela Tarifa de remuneração consoante a tecnologia usada... 9 Tabela Valor do albedo para diferentes superfícies Tabela 3-3 Dimensões da Portinhola do tipo PC/P Tabela 5-1 Dimensionamento do cabo de fileira do sistema com 21 módulos BP3170N Tabela Dimensionamento do cabo AC considerando 3% e 1% de queda de tensão máxima admissível Tabela Evolução da tarifa de uma instalação efectuada em Tabela Orçamento para sistema fotovoltaico com 21 módulos BP 3170N Tabela 5-5 -TIR e VAL do sistema fotovoltaico de 21 módulos BP 3170N Tabela Dimensionamento do cabo de fileira do sistema com 21 módulos BP 4175N Tabela Orçamento para sistema fotovoltaico com 21 módulos BP 4175N Tabela TIR e VAL do sistema fotovoltaico de 21 módulos BP 4175N Tabela Orçamento para sistema fotovoltaico com 24 módulos BP 3170N Tabela TIR e VAL do sistema fotovoltaico de 24 módulos BP 3170N Tabela Orçamento para sistema fotovoltaico com 24 módulos BP 4175N Tabela TIR e VAL do sistema fotovoltaico de 24 módulos BP 4175N Tabela Orçamento para um sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 3170N.. 81 Tabela TIR e VAL do sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 3170N Tabela Orçamento para um sistema FV de um eixo com módulos BP 4175N Tabela TIR e VAL do sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 4175N Tabela Dimensionamento do cabo de fileira do sistema de dois eixos com módulos BP3170N xvi

17 Tabela Orçamento para um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 3170N Tabela TIR e VAL do sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 3170 N Tabela Orçamento para um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 4175N Tabela TIR e VAL do sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 4175N Tabela Orçamento para um sistema FV de dois eixos com módulos Sanyo HIP Tabela TIR e VAL do sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos Sanyo HIP Tabela Payback, Energia produzida anualmente, TIR e VAL para os vários sistemas analisados Tabela Evolução da tarifa de uma instalação de aproveitamento eólico efectuada em Tabela Orçamento para sistema incorporando o aerogerador Antaris 3,5 kw Tabela Velocidade média do vento no Porto, Pedras Rubras Tabela Determinação da energia produzida anualmente Tabela VAL do projecto de instalação de um aerogerador Antaris 3,5 kw no Porto Tabela Velocidade média do vento na Serra do Pilar Tabela 6-7 TIR e VAL do projecto de instalação de um aerogerador Antaris 3,5 kw na Serra do Pilar Tabela Orçamento para sistema incorporando o aerogerador Proven 2,5 kw Tabela VAL do projecto de instalação de um aerogerador Proven 2,5 kw no Porto Tabela TIR e VAL do projecto de instalação de um aerogerador Proven 2,5 kw na Serra de Sintra Tabela Orçamento para sistema incorporando o aerogerador Proven 6 kw Tabela VAL do projecto de instalação de um aerogerador de 6 kw no Porto Tabela TIR e VAL do projecto de instalação de um aerogerador de 6 kw na Serra de Sintra Tabela Payback, Energia fornecida anualmente, TIR e VAL para os vários sistemas instalados no Porto Tabela Payback, Energia fornecida anualmente, TIR e VAL para os vários sistemas instalados na Serra do Pilar Tabela Percentagem de energia não aproveitada do sistema instalado no Porto Tabela Percentagem de energia não aproveitada do sistema instalado na Serra do Pilar xvii

18 Abreviaturas Lista de abreviaturas (ordenadas por ordem alfabética) AC AT BT CE CPE DC DMA DL DGEG EDP EFG EN ERIIE INESC IRC IRS IVA MPP RESP SEI SEM SEP SMS SRM TIR UV VAL WBP Alternate Current Alta Tensão Baixa Tensão Conformité Européenne Código do Ponto de Entrega Direct Current Documento Normativo de Materiais e Aparelhos. Características e Ensaios Decreto-lei Direcção Geral de Energia e Geologia Energias de Portugal Edge-defined Film-fed Growth Europaische Norm Entidade Regional Inspectora de Instalações Eléctricas Instituto de Engenharia de Sistemas e Computadores Imposto sobre o Rendimento das pessoas Colectivas Imposto sobre o Rendimento das pessoas Singulares Imposto sobre o Valor Acrescentado Maximum Power Point Rede eléctrica de serviço público Sistema Eléctrico Independente Sistema Eléctrico Nacional Sistema Eléctrico de Serviço Público Short Messaging Service Sistema de Registo de Microprodução Taxa Interna de Rentabilidade Ultravioleta Valor Actual Líquido Windy-Boy Protection xviii

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21 Capítulo 1 Introdução Sendo este primeiro capítulo de cariz introdutório, será possível encontrar aqui exposto um breve enquadramento da microgeração como aproveitamento de energias renováveis, e a implicação da actual situação energética no mundo no desenvolvimento desta. É também exibida uma descrição dos objectivos deste trabalho, apresentando-se ainda a organização do presente documento Enquadramento histórico A grande diferença entre a nossa civilização e as anteriores é a capacidade de transformar e utilizar energia de forma sistemática. Da crescente demanda de energia que se tem vindo a verificar desde a Revolução industrial, resultou o alargamento da utilização dos combustíveis fósseis[1]. Reconhece-se hoje que o impacto causado no ambiente pela actividade humana, foi agravado ao longo das últimas décadas. A produção de energia a partir dos combustíveis fósseis está associada à emissão de CO2, principal gás responsável pelo efeito de estufa. É consensual que a quantidade desse gás aumentou 30% desde a era pré industrial, sendo o seu efeito quando combinado com os outros gases provocadores do efeito de estufa, correspondente a um aumento superior a 50%. O consumo energético mundial apresentava-se em 2000 na ordem de 10 GTep, dos quais 8 eram provenientes de combustíveis fosseis. Previsões realizadas com base em diferentes cenários perspectivam uma procura de energia de 15 a 25 GTep em Caso o consumo se mantenha inalterado, as reservas de petróleo esgotarão ao fim de 40 anos. O carvão mostrase mais abundante com reservas para 200 anos, no entanto a sua utilização provoca uma maior emissão de CO2 que o petróleo. As reservas de gás natural conseguiriam durar para mais de 60 anos, mas caso se substituísse o consumo de petróleo e carvão por gás natural, as suas reservas não duravam mais de 17 anos. As plantas, os oceanos, os solos, principais absorvedores de CO2 não se mostram capazes de balancear a existência deste gás, mostrando-se necessária uma redução de 50 a 70% das suas emissões. A impossibilidade de uma redução drástica, aliada ao elevado período de vida do CO2 na atmosfera, urge uma necessidade de começar a agir por etapas, de modo a

22 2 Introdução diminuir faseadamente o presente problema de características acumulativas e conseguir estabilizar as concentrações deste gás num nível aceitável. Em 1986 surge o conceito de desenvolvimento sustentável. Neste ficou estabelecida a obrigação de satisfazer as necessidades do presente sem por em causa essa satisfação por parte das gerações futuras. Este conceito torna necessário assegurar o fornecimento de energia eléctrica, revelando-se também importante considerar a protecção do meio ambiente, que se mostra vítima do uso excessivo dos combustíveis fósseis. Estavam assim lançadas as cartas para que se desse o desenvolvimento do aproveitamento dos recursos renováveis. Os recursos renováveis encontram-se em constante renovação, não se esgotando e podendo ser continuamente utilizados. Produzem uma energia limpa, livre de combustão e de emissões de gases de efeito de estufa. Um sistema energeticamente sustentável deve, de facto, integrar fontes de energias renováveis, sendo a sua implementação uma tarefa para várias décadas visto ser necessário implementar infra-estruturas e apostar no desenvolvimento de novas tecnologias. A aplicação deste conceito requer a união política de vários países. Assim em 1997, ficou acordado pelo protocolo de Quioto, que os países industrializados unissem forças para que a emissão mundial de gases de efeito de estufa diminuísse 5,2% no período de 2008 a 2012 em relação aos valores de Ficou estipulado que cada país teria o seu próprio limite a atingir, sendo esperado que a União Europeia reduzisse 8% das emissões. A diferente situação geográfica e económico-social dos vários Estados Membros levou a um acordo de objectivo comum e partilha de responsabilidades, que resultou em valores específicos de níveis de redução de emissões de gases de efeito de estufa. Assim, mais de metade dos países da união europeia terão de diminuir os níveis de emissão, tendo os restantes de manter, havendo ainda alguns com a possibilidade de aumentar. No início da década de 2000 a comissão europeia apresentou no Livro Branco Energia para o futuro: as fontes de energia renovável e no livro verde Para uma estratégia europeia de segurança de abastecimento energético o desenvolvimento das energias renováveis como prioritário. Era então proposto, que a componente de energias renováveis no consumo total de energia aumentasse de 6% em 1997 para 12% em 2010, sendo que no campo da energia eléctrica a produção de electricidade a partir de fontes renováveis deveria passar de 14% em 1999 para 22,1% em A Directiva Europeia CE impôs uma reestruturação no sector eléctrico, no inicio da década de As actividades de transporte e produção de energia passaram a ser asseguradas por entidades diferentes, sendo a rede de transporte gerida por um gestor único a designar pelo governo respectivo. Esta abertura de mercado possibilitou o desenvolvimento da produção descentralizada, seja esta: produção tradicional realizada por produtores independentes, utilização de unidades de cogeração ou produção recorrendo a energias renováveis. Para a integração destes elementos, torna-se necessário alterar a topologia da rede eléctrica, sendo importante manter a fiabilidade e qualidade de fornecimento de energia eléctrica, tarefa algo desafiante perante a liberalização do mercado eléctrico e a natureza aleatória e disseminada das energias renováveis. Ainda que de difícil previsão, o sistema eléctrico do futuro apresentará uma combinação de produção de energias distinta. O sistema incorporará uma cada vez maior componente associada às energias renováveis, estando tal dependente da evolução nos sistemas de 2

23 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 3 armazenamento de energia eléctrica desta produção descontínua e dispersa que possibilitarão a sua integração nas redes eléctricas. Os combustíveis fósseis continuarão a ser utilizados, podendo favorecer-se o uso de gás natural, disponível em abundância e com menor teor de emissão de CO2[2] Portugal e as energias renováveis Portugal não possui actualmente qualquer tipo de exploração de produto energético com origem fóssil. Os recursos existentes são constituídos por carvão de baixa qualidade, não sendo tal competitivo com o carvão importado. Ao decorrer de 2000, a energia produzida a nível nacional provem de fontes renováveis. Ainda assim Portugal apresenta uma dependência energética do exterior, importando cerca de 90% da energia consumida, agravada pela menor taxa de eficiência energética da União Europeia [3]. Portugal encontra-se entre os 10 países com melhores condições para o investimento internacional em energias renováveis. Apresenta uma elevada exposição solar, uma rede hidrográfica densa e uma frente marítima que beneficia dos ventos atlânticos [4]. Estando entre os países da união europeia que acordaram em aumentar a produção de gases de efeito de estufa, Portugal necessitava de mostrar um aumento no seu caso de 27%. No entanto em 2003, as emissões nacionais excederam em cerca de 9% o valor acordado no Protocolo de Quioto, torna-se portanto fundamental a existência de um esforço, para reduzir as emissões, a fim de cumprir a meta estabelecida [5]. Assim, torna-se mais urgente a necessidade de desenvolver o aproveitamento de energias provenientes de fontes renováveis endógenas: o sol, vento, água, resíduos florestais. A energia solar, passível de ser convertida em energia fotovoltaica e térmica é possivelmente a fonte mais privilegiada, já que Portugal permite um período médio de exposição solar anual de 2200 a 3000 horas, valor bastante superior aos obtidos nos países da Europa central, que possuem entre 1200 a 1700 horas. No entanto apenas se encontram instalados 6 mil metros quadrados de painéis solares em Portugal. A energia eólica também se mostra com um grande potencial para a produção de energia nacional. Apesar de Portugal já possuir cerca de 30 parques eólicos, originando uma potência instalada de 150 MW, está afirmado por estudos recentes que o país possui potencial para produzir cerca de 13 vezes mais, aumentando a potência eólica instalada para 2000 MW. O biodiesel, o biogás e a biomassa também apresentam alternativas credíveis passíveis de serem aproveitadas[6]. Em Directivas comunitárias foi imposto que pelo menos 39% do consumo bruto de energia eléctrica em Portugal em 2010 seja de origem renovável [3] Microgeração Produção distribuída ou microgeração é a geração de energia pelo próprio consumidor sendo este uma empresa ou particular, através do uso de equipamentos de pequena escala, nomeadamente painéis solares, micro-eólicas, microturbinas ou outro tipo de tecnologia [7].

24 4 Introdução Este tipo de produção descentralizada constitui uma alternativa às grandes centrais, bem como às redes de distribuição AT. As novas tecnologias existentes produzem electricidade de elevada qualidade e de forma eficiente. O facto da produção se dar no local de consumo, elimina perdas por transporte, bem como custos inerentes às redes AT. Existe ainda a possibilidade de aproveitar o calor liberto em certos equipamentos, fazendo uma gestão mais eficiente dos recursos energéticos. O novo enquadramento legal da microgeração presente no DL 363 permite a injecção total da energia produzida na rede dentro de um limite estipulado, resultando tal numa redução na factura do produtor. Este enquadramento apresenta benefícios económicos, de modo a incentivar os possuidores de ligação BT a tornarem-se microprodutores, sobrepondose assim ao anterior DL 68/2002 que não satisfazia critérios de rentabilidade para produtores de micro-escala Enquadramento do trabalho Sendo as energias renováveis e em particular a microgeração um tema extremamente actual e pertinente, serve o presente documento de guia á produção realizada por clientes BT, com especial incidência em aproveitamentos fotovoltaicos e eólicos. É apresentado assim ao longo do trabalho informação sobre estes dois tipos de aproveitamentos, os procedimentos a ter em conta para melhor os aproveitar, como prever a energia por eles produzida e o tipo de equipamentos disponível para realizar tal conversão. Refere-se também ao tipo de sistemas em que se encontram inseridos, quando se pretende estabelecer um regime de microgeração ligado à rede BT. É ainda realizada para cada um dos aproveitamentos uma análise económica feita à luz do novo enquadramento legal da microgeração, com o intuito de verificar qual a tecnologia e componentes mais rentáveis Estrutura do Relatório O presente trabalho encontra-se dividido em 7 capítulos, tratando-se o presente do primeiro. Passa-se então a expor os assuntos abordados nos capítulos seguintes. O capítulo 2 demonstra a organização da actividade microprodutora em Portugal, à luz da nova legislação. O capitulo 3 aborda a energia solar, o modo como pode ser aproveitada, e quais as tecnologias actualmente disponíveis que permitem implementar tal função. É ainda analisada a constituição de um sistema de microgeração ligado à rede pública, incorporando um aproveitamento solar. No capítulo 4 é dedicado à energia eólica a aos sistemas de microgeração que transformam a energia do vento em energia eléctrica. Tal como no capítulo 2, também aqui se analisa a constituição de um sistema micro-eólico ligado à rede pública. 4

25 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 5 No capítulo 5 são postas em prática algumas das ideias expostas no capítulo 3 para proceder à análise energética e económica de uma série de sistemas fotovoltaicos utilizando diferentes componentes. O capítulo 6 apresenta uma estrutura semelhante ao capítulo 5, referente agora a sistemas eólicos. No capítulo 7 é feita uma conclusão sumária do trabalho, apontando-se algumas das direcções futuras, que se prevê serem tomadas pelos assuntos descritos no documento.

26 6 Introdução 6

27 Capítulo 2 Regulamentação da microprodução A regulamentação da microprodução como actividade de produção de electricidade com a possibilidade de fornecer energia à rede pública foi inicialmente regulamentada no decretolei 68/2002. Nesse decreto estava regulamentada a produção de energia essencialmente para auto consumo, havendo a possibilidade de entregar a energia excedente à rede pública ou a terceiros, não podendo a potência a entregar à rede pública ser superior 150 kw, e tendo o consumo próprio ou fornecimento a terceiros que representar no mínimo 50% da energia eléctrica produzida. Verificou-se no entanto que o número de unidades de microgeração a funcionar ao abrigo deste decreto não atingiu um número significativo. O DL 312 de 2001 estabelecia as condições que permitiam que os novos centros electroprodutores do SEI pudessem enviar e receber electricidade das redes SEP. No entanto este DL não estabelecia nenhum tipo de distinção perante a potência nominal ou localização geográfica dos sistemas electroprodutores, centralizando assim a administração dos processos de licenciamento de micro e pequena dimensão. Surgiu assim a necessidade da simplificação do regime de licenciamento existente. Dá-se a criação do SRM, uma plataforma electrónica onde pode ocorrer o relacionamento entre microprodutor e administração necessários, bem como um sistema simples de facturação, com a isenção de facturas e acertos de IVA pelos particulares, que se encontram substituídos pelos comercializadores. Assim, a transacção de capital dá-se de uma só vez, englobando o resultado líquido do total consumido e produzido pelo microprodutor. São distinguidos dois regimes remuneratórios, o regime geral, aplicado à generalidade das instalações e o regime bonificado, aplicado às fontes de energias renováveis[8][9][10] O Microprodutor Podem ser produtores de electricidade recorrendo a unidades de microprodução todas as entidades que disponham de um contrato de compra de electricidade de BT, sendo a unidade de microprodução integrada no local da instalação eléctrica de utilização.

28 8 Regulamentação da microprodução Os produtores poderão estabelecer uma unidade de microprodução por cada instalação eléctrica de utilização, vendendo a totalidade de electricidade produzida, nos limites de potência permitidos. É no entanto pretendido que a electricidade fornecida pelos produtores não cause perturbações no normal funcionamento da rede pública BT Acesso ao regime de geral Para aceder ao regime geral a potência de ligação terá um máximo de 5,75 kw, limitada a 50% da potência contratada, sendo esta condição apenas aplicável em instalações não integradas em condomínios. A tarifa de venda de electricidade será igual ao custo da electricidade fornecida à instalação de consumo pelo comercializador de último recurso Acesso ao regime bonificado O regime bonificado é aplicável a unidades de microprodução com uma potência limitada a 50% da potência contratada e não superior a 3,68 kwp, que utilizem as seguintes fontes de energia: solar, eólica, hídrica, cogeração a biomassa, pilhas de combustível. Assim, se o microprodutor possuir um contrato de potência de 6,9 kva, fica limitado à instalação de uma unidade de microprodução de potência máxima de 3,45 kw. Seguindo a mesma linha de raciocínio, o micro produtor com contrato de potência de 10,35 kva poderia instalar uma unidade de microprodução de 5,175 kw, no entanto, de acordo com o DL 363/2007, a potência de ligação à rede da unidade de microprodução está limitada a 3,68 kw. No caso de se pretender instalar unidades de cogeração a biomassa, esta terá de estar integrada no edifício. Quando são pretendidas outras fontes de energia, é necessário dispor de colectores solares térmicos para aquecimento de água, de área igual ou superior a 2 m². Os condomínios não necessitam de ter a potência de ligação limitada a 50% da potência contratada. No entanto se pretendem usufruir do regime bonificado, terão de realizar uma auditoria energética de modo a identificar as medidas de eficiência energética a implementar, as quais terão um período de retorno até dois anos Remuneração do regime bonificado Cada produtor no regime bonificado terá definida uma tarifa única de referência, aplicável à energia produzida no ano de instalação e nos cinco anos civis seguintes. A tarifa de referência apresenta o valor de 0,65 /kwh, para os primeiros 10 MW de potência de ligação registada. Por cada 10 MW adicionais de potência de ligação registada, a tarifa de ligação é sucessivamente reduzida de 5%. Após os 5 anos e num período adicional de 10 anos, a tarifa a aplicar será a tarifa em vigor a 1 de Janeiro desse ano, para as novas instalações a ligar à rede que lhe sejam equivalentes. Ao fim destes 10 anos, aplica-se a tarifa do regime geral em vigor. A potência de ligação registada é sujeita a um limite anual e encontra-se limitada no decorrer de 2008 em 10 MW. A electricidade vendida encontra-se limitada no caso das unidades de microprodução solar a 2,4 MWh/ano e nos restantes casos a 4 MWh/ano, por cada kw instalado [10][11]. 8

29 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia Tarifa a aplicar no ano de 2008 A tarifa a aplicar durante o ano de 2008 para as diferentes tecnologias encontra-se exposta na tabela 2-1. A potência de ligação registada encontra-se limitada no decorrer de 2008 em 10 MW. Caso seja usada uma combinação de tecnologias de produção de energia, a tarifa aplicada será a média ponderada das percentagens individuais correspondentes às diferentes tecnologias utilizadas. Tabela Tarifa de remuneração consoante a tecnologia usada Tecnologia de energia usada na unidade de microprodução Percentagem a aplicar à tarifa de referência Tarifa ( /kwh) Solar 100% 0,650 Eólica 70% 0,455 Hídrica 30% 0,195 Cogeração a biomassa 30% 0,195 Pilhas de combustível de hidrogénio proveniente de microprodução renovável Percentagem referente ao tipo de energia utilizada na produção de hidrogénio 0,7 0,3 (2.1) Na equação (2.1) representa a tarifa de venda, é a tarifa de referência, é a potência solar, é a potência eólica, é a potência hídrica, e é a potência de biomassa. e representam os limites de produção fixados para a produção solar e restantes produções respectivamente [11]. Considerando nulas as potências hídrica e de biomassa, e fixando os valores da tarifa de referência e dos limites de produção, simplifica-se a expressão de modo a retornar a percentagem a aplicar à tarifa de referência: 2,4 4,0 0,7 2,4 4,0 1 1, ,67 (2.2)

30 10 Regulamentação da microprodução Funções do SRM O SRM constitui a já referida plataforma electrónica de interacção com os produtores, no qual é possível realizar todo o relacionamento com a administração necessário para exercer a actividade de microprodutor [8] Registo no SRM Produtor Para instalar uma unidade de microprodução, o produtor deve efectuar o seu registo no SRM, onde o formulário disponibilizado necessita da seguinte informação: Identificação do produtor de energia Morada e do Produtor Nº de contribuinte do Produtor, que deverá corresponder à designação social do produtor, e que coincida com o presente no contrato de fornecimento de energia da instalação de consumo Código de utilizador e palavra passe, que permitiram depois aceder ao processo Entidade instaladora O formulário disponibilizado para que as entidades instaladoras que pretendam exercer a função de instalação de unidades de microprodução se possam registar no SRM, necessita da seguinte informação: Nome da Entidade Morada Telefone/Fax NIF/NIPC Nº de Alvará e prazo de validade do mesmo Informação da habilitação para exercer instalações eléctricas: 4ª Categoria Instalações eléctricas e mecânicas 5ª Subcategoria Instalações de produção de energia eléctrica Código de utilizador e palavra passe Unidade microprodutora Para proceder ao registo de uma unidade microprodutora no SRM, o produtor deverá fornecer a seguinte informação: Nome, podendo este diferir do nome do produtor Telefone para contacto, e para envio de sms CPE Identificação do Comercializador O CPE consta na factura de fornecimento de energia do comercializador. Caso tal não se verifique, este deverá ser contactado, de modo a fornecer o CPE. 10

31 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia Validação do SRM Perante um pedido de registo de uma unidade de microprodução, a DGEG expressa-se sobre a viabilidade da instalação de microprodução e a possibilidade ou não de aceder ao regime remuneratório pretendido. É enviado um SMS ao produtor, alertando-o para a disponibilidade da resposta ao seu pedido no SRM. O produtor tem então 5 dias para efectuar a confirmação do registo. Após tal ter sido efectuado, o produtor recebe a Referencia Multibanco, para a qual deve transferir, num prazo de 5 dias úteis, o valor da taxa de registo da instalação de microprodução. Caso as fontes de energia a usar pela instalação de microprodução sejam totalmente renováveis, a taxa a pagar é, segundo a portaria nº201/2008, de 250 acrescida de IVA à taxa reduzida. Se no entanto estas forem apenas parcialmente renováveis, ou não renováveis de todo, a taxa a pagar é normal. O não pagamento desta taxa implica uma anulação do registo. Após o registo provisório, o produtor tem 120 dias para instalar a unidade de microprodução e efectuar o requerimento do certificado de exploração no SRM, indicando no formulário electrónico qual o equipamento instalado, bem como a entidade instaladora, e o técnico responsável por Instalações Eléctricas de serviço particular, ao serviço da mesma. O certificado de exploração será emitido após realização da inspecção que terá lugar, num prazo de 20 dias após se ter efectuado o requerimento, com data e hora marcada do conhecimento do produtor e do técnico responsável pela instalação da unidade de microprodução. Esta será realizada pela ERIIE, com presença obrigatória do técnico responsável pela instalação. Na inspecção é verificada se a instalação da unidade de microprodução coincide com o descrito no DL 363/2007 e na regulamentação em vigor, se o contador se encontra correctamente instalado e funcional, e efectuam-se ensaios para verificar o correcto funcionamento dos equipamentos. Se a instalação se encontrar em condições de ser ligada à RESP, o relatório da inspecção é entregue ao produtor ou ao técnico responsável, servindo de substituto ao certificado de exploração, o qual será entregue posteriormente ao produtor através do SRM. No caso da instalação não se encontrar em condições de ser ligada à RESP, é entregue um relatório de inspecção ao produtor ou ao técnico responsável que inclui as deficiências encontradas e respectivas cláusulas que devem ser cumpridas para que tal não se verifique. O produtor dispõe então de 30 dias para realizar as correcções necessárias, sendo uma reinspecção automaticamente marcada para o 1º dia útil findado o prazo referido. Esta reinspecção é efectuada mediante o pagamento de uma taxa, estabelecida na portaria nº201/2008, no valor de 150 acrescida de IVA à taxa reduzida, caso se tratem de instalações com fontes de energia totalmente renovável. Caso o pagamento da taxa não seja efectuado, se a inspecção não ocorrer por motivos da responsabilidade do produtor ou se forem verificadas novamente deficiências na instalação, o registo da unidade de microprodução é cancelado, sendo o produtor obrigado a realizar novo registo. O SRM pode não realizar inspecção quando a unidade em questão foi instalada por um técnico que já tenha passado por cinco inspecções sucessivas, sem recurso a reinspecção.

32 12 Regulamentação da microprodução Aqui é implementado um sistema de amostragem por sorteio, que determina se a instalação será inspeccionada ou não Equipamentos e Contagem da electricidade Os equipamentos eléctricos usados numa unidade de microprodução devem ser portadores da marca CE, mostrando assim que se encontram abrangidos pela Directiva de BT do DL nº6/2008. O inversor a utilizar deverá estar de acordo com a norma EN ou DIN VDE , sendo necessário mostrar junto da DGEG um certificado que mostre que prove a aptidão do inversor. O SRM disponibiliza uma lista dos inversores possíveis de se usar, de acordo com a informação cedida pela DGEG. O equipamento de contagem de electricidade, é independente do contador da instalação de consumo e deve estar disponível num local de livre acesso ao comercializador com quem o contrato foi celebrado e ao operador de rede de distribuição, os quais também deverão ter acesso aos equipamentos de protecção da interligação. A contagem da electricidade será realizada por telecontagem, através de um contador bidireccional, ou contador que assegure a contagem líquida nos dois sentidos. Este terá de ser independente do contador da instalação de consumo Contrato de compra e venda de electricidade com o comercializador O comercializador será notificado pelo SRM no prazo de 5 dias úteis após a emissão do certificado de exploração. O comercializador tem depois 5 dias úteis para enviar o contrato de compra e venda ao produtor. Se o comercializador não pretender celebrar contrato com o produtor, deverá notificar o SRM, que contactará o comercializador de último recurso, com a finalidade de ser este a celebrar o contrato com o produtor. Após a celebração do contrato o produtor deverá registar-se no SRM. O SRM notificará o operador da rede de distribuição, que deverá efectuar a ligação da unidade de microprodução à RESP, num prazo de 10 dias úteis. A data de ligação deve ser remetida pelo operador à RESP. É da responsabilidade do produtor, o estabelecimento de condições para que a referida ligação seja possível Alteração da instalação O produtor é livre de efectuar alterações na instalação da unidade de microprodução, durante a exploração desta, tendo para isso de proceder a novo registo no SRM. A data da instalação inicial mantém-se para efeitos de fixação da tarifa de referência. Se as alterações efectuadas conduzirem a uma alteração da potência de ligação, será efectuada a uma avaliação da possibilidade de ligação pelo SRM Alteração da titularidade É possível haver mudança de produtor de uma unidade de microprodução, desde que esta mantenha as suas características técnicas. O novo produtor deve proceder ao registo no SRM, de modo a poder substituir o anterior. 12

33 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 13 Dá-se a possibilidade de transferir uma unidade de microprodução para um novo local de consumo, sendo necessário proceder-se como se de uma nova instalação se tratasse. No entanto deve manter-se a data, número de registo e o regime remuneratório detidos anteriormente à alteração do local de instalação Monitorização e Controlo As instalações de microprodução são sujeitas à monitorização e controlo realizadas pela entidade responsável do SRM. Esta monitorização visa a verificação das protecções de interligação com a RESP, bem como as características da instalação previstas no registo, e abrange anualmente pelo menos 1% das instalações que são seleccionadas por amostragem e sorteio [10][11] Incentivos fiscais Nos próximos pontos são abordados os incentivos fiscais acessíveis aos interessados em microprodução. A Portaria n.º 725/91 define que fontes de energia e equipamentos são abrangidos por estes. Assim as formas de energia renováveis aos quais são aplicáveis os referidos benefícios são a radiação solar directa ou difusa, a energia contida nos resíduos florestais ou agrícolas e a energia eólica. Como equipamentos abrangidos têm-se as instalações solares térmicas para aquecimento de águas sanitárias, que utilizam colectores solares planos ou colectores solares concentradores; os painéis fotovoltaicos e respectivos sistemas de controlo e armazenamento de energia; os aerogeradores de potência nominal inferior a 5 kw e respectivos sistemas de controlo e armazenamento de energia eléctrica a habitações [12][13] IRC- Pessoas colectivas (Vulgo Empresas) É possível amortizar o investimento no sistema fotovoltaico em apenas 4 anos para efeito de cálculo do IRC. O despacho regulamentar nº 22/99, de 6 de Outubro, define um período mínimo de vida útil de 4 anos do referido sistema para efeitos de reintegração e amortização do investimento. Esta medida, passível de ser aliada a outros incentivos, apresenta assim um impacto substancial na recuperação do investimento IRS Com a aquisição de equipamentos novos para utilização de energias renováveis ou que consumam gás natural é possível deduzir 30% das importâncias despendidas, com o limite máximo de 777 euros, não podendo estes ser considerados custos da categoria B, isto é, rendimentos empresariais e profissionais. Caso se possua crédito à habitação, o valor máximo da dedução passará a ser de 586, tal como indicado na alínea a) do primeiro ponto do artigo 85 do Orçamento de Estado de 2008.

34 14 Regulamentação da microprodução IVA O preço de custo dos equipamentos específicos para sistemas fotovoltaicos, isto é os painéis solares e o inversor, está sujeito á taxa intermédia de IVA de 12% [14]. 14

35 Capítulo 3 Aproveitamentos de energia fotovoltaica 3.1 Radiação Solar A radiação solar refere-se à radiação electromagnética emitida pelo Sol. Devido à grande distancia existente entre Sol e Terra apenas uma parte mínima da radiação atinge a superfície terrestre, que corresponde a uma quantidade de energia de 1 10 /. A quantidade de energia solar que atinge a superfície terrestre mostra-se dez mil vezes superior à energia consumida na terra. Deste modo, aproveitando 0,01% da energia solar, conseguir-se-ia satisfazer a procura energética total da humanidade. Visto a distância do Sol à Terra não ser constante a intensidade da radiação solar fora da atmosfera apresenta diferentes valores durante o ano, que oscilam entre 1,47 10 e 1, A irradiância varia assim entre 1350 / e 1420 /, sendo o valor médio 1367 / considerado a constante solar. Quando penetra na atmosfera terrestre, a radiação solar é reflectida, dispersada (devido à poluição) e absorvida (graças à camada de ozono, bem como o oxigénio, dióxido de carbono e vapor de água existentes na atmosfera), dando-se perdas na quantidade de radiação solar a atingir a superfície terrestre. Na figura 3-1 é possível observar o espectro solar fora da atmosfera e na terra.

36 16 Aproveitamentos de energia fotovoltaica Figura Espectro da radiação solar [16] A banda visível do espectro representa metade da energia da radiação e é reflectida por interacção com as moléculas gasosas e pó. Na presença de nuvens dá-se a reflexão de cerca de 80% da energia. A radiação infravermelha é absorvida pelo vapor de água e o CO2, justificando assim a sua diminuição com a entrada na atmosfera. A pequena quantidade de energia da radiação ultravioleta é eliminada pela camada de ozono. Assim, o nível de irradiância atinge, num dia com boas condições climatéricas e ao meiodia, um total aproximado de 1000 /. Quando adicionada a quantidade total de radiação solar incidente na superfície terrestre durante o período de um ano, obtêm-se a irradiação global anual, expressa em /, parâmetro este que varia consoante a região, sendo tal observável nas figuras 3-2 e

37 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 17 Figura Atlas europeu da radiação solar [17] Figura Radiação global em Portugal [17] A analise das figuras 3-2 e 3-3 mostra uma irradiância mais elevada a sul. Quando perto do equador esta excede os 2300 / por ano, ainda que no sul da Europa não ultrapasse

38 18 Aproveitamentos de energia fotovoltaica os 1900 /. Quando comparadas as distribuições globais de irradiação solar de dois períodos distintos, é possível notar uma variação geral Radiação directa e difusa Da radiação solar incidente na superfície terrestre, distingue-se radiação directa e radiação difusa. Figura Radiação directa e difusa A radiação directa é constituída pelos raios solares recebidos em linha recta do sol. A radiação difusa é originada pelos raios não directos e dispersos pela atmosfera. Depende essencialmente das nuvens e apresenta-se muito variável com o tempo. A radiação global será resultante da soma das radiações directa e difusa. Nos dias claros, será a fracção de radiação directa que prevalece. Nos dias enevoados e sobretudo no Inverno, a radiação solar será quase só difusa. Verifica-se que em Portugal a proporção de radiação directa na radiação global durante um ano é 60 %, sendo os restantes 40% de radiação difusa Posição do Sol A localização do sol pode ser definida em qualquer local, recorrendo à sua altura e ao azimute. Convêm referir que, no campo da energia solar, o Sul é referido como ψ, os ângulos orientados a Leste apresentam-se negativos (ψ e os orientados a Oeste positivos (ψ. 18

39 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 19 Figura Representação da elevação solar e do azimute solar. A irradiância solar depende da elevação solar γ s. A elevação solar consiste no ângulo formado pela radiação directa no plano horizontal. O azimute solar ψ s é o ângulo formado entre a direcção sul e a projecção da linha Sol - Terra na horizontal. O azimute apresenta valores positivos para oeste e negativos para este. Apresenta-se na figura seguinte uma representação da elevação solar em função do azimute, para a cidade do porto, nos dias mais longo e mais curto do ano, respectivamente 21 de Junho e 22 de Dezembro. Elevação solar em função do azimute solar γ s ( G r a u s ) Ψ Azimute (Graus) 150 Figura Elevação solar em função do azimute nos dias 21 de Julho e 22 de Dezembro Observa-se que para cada dia, o posicionamento mais elevado do sol ocorre quando ψ s =0, ou seja, ao meio dia. Assim, a altura solar máxima é atingida no dia 21 de Julho, em que γ 72,320. A altura mínima solar γ 25,425 é atingida no dia 22 de Dezembro.

40 20 Aproveitamentos de energia fotovoltaica A luz toma o percurso mais curto através da atmosfera. Como tal, perante um ângulo de incidência solar baixo, o percurso pela atmosfera será mais longo, conduzindo a uma menor irradiância provocada por uma maior absorção e difusão radiação solar. A massa de ar (AM) indica um múltiplo do percurso efectuado pela radiação solar na atmosfera até a um dado local, num dado momento. A sua relação com posição do Sol é fornecida pela seguinte fórmula: 1 γ (3.1) Conclui-se por análise da equação que a massa de ar será 1 quando γ, o que corresponderá à posição solar no equador ao meio dia, no inicio da Primavera ou do Outono. No caso da cidade do Porto verificado anteriormente a massa de ar apresentava um valor de 1, no dia mais longo do ano, e 2, no dia mais curto. Utiliza-se como média anual para a Europa, o valor de 1,5 para a Massa de Ar [15][16] Instrumentação utilizada na medição da radiação Solar Piranómetro Figura Piranómetro [18] O piranómetro é um instrumento que permite medir a irradiação solar sobre uma superfície plana, sob uma elevada precisão, ainda que inerte a mudanças rápidas de radiação. É possível obter uma precisão média de 0,8% no decorrer de largos períodos de medição. Na sua composição constam duas semi-esferas de vidro, uma superfície absorvente sob a forma de prato de metal preto, termoelementos, e uma concha de metal branco. A radiação atravessa as duas semi-esferas e incide na superfície absorvente, aquecendo-a. A irradiação varia directamente com o aquecimento da placa, de forma que é possível medir esta através da diferença de temperatura entre a superfície absorvente e o metal branco, calculada através de uma fila de termoelementos dispostos em paralelo. Nestes é possível verificar-se uma tensão proporcional à diferença de temperatura, sendo através desta determinada a quantidade de radiação global. Recorrendo a uma banda sombreadora é possível medir apenas a radiação difusa. 20

41 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia Sensor Fotovoltaico Figura Sensor Fotovoltaico [19] O sensor fotovoltaico apresenta uma solução menos dispendiosa que o piranómetro, no entanto não tão precisa, podendo ser atingida uma precisão média de 2% a 5% dependendo da calibragem e estrutura do sensor. Na constituição deste encontra-se uma célula solar, que transforma a radiação recebida em corrente eléctrica. Este tipo de sensores é vulgarmente instalado como instrumento operacional de controlo nos sistemas fotovoltaicos de grande dimensão, ficando inserido num sistema de aquisição, armazenamento e análise de dados, que permite, através de comparação da radiação medida com a energia eléctrica produzida, avaliar o desempenho do sistema fotovoltaico, contribuindo para um aumento de precisão deste [15] Radiação do albedo A radiação do albedo tem origem na reflexão da radiação incidente na superfície, e depende das características do solo. Quanto maior for o albedo maior é a reflexão da luz solar e a radiação difusa. Na tabela é observável o valor da albedo para diferentes superfícies. Tabela Valor do albedo para diferentes superfícies Superfície Albedo Betão liso 0,3 Betão sob efeito de erosão 0,2 Cimento liso 0,55 Asfalto 0,15 Relva 0,18 0,23 Camada de neve fresca 0,80 0,90 Camada de neve velha 0,45 0,70

42 22 Aproveitamentos de energia fotovoltaica Apesar de cada tipo de superfície ter associado a si o respectivo valor de albedo, é possível considerar o valor geral de 0,2 para o albedo Radiação solar em planos inclinados A radiação solar apresenta-se maior numa área perpendicular aos raios solares, do que numa área horizontal de dimensões iguais. Assim, a orientação escolhida na instalação de painéis solares resulta em diferentes níveis de irradiação. Em Portugal, a orientação óptima a escolher aquando da instalação de painéis solares é a direcção Sul com um ângulo de 35º de inclinação, verificando-se um nível de irradiação 15% maior do que numa área horizontal. A energia a produzir por um sistema será maior, caso seja incluído um sistema que permita seguir a posição do Sol. Podem-se usar dispositivos de dois eixos ou dispositivos de um eixo para seguir o sol. Os mecanismos de dois eixos apresentam-se mais complexos do ponto de vista técnico e permitem focar o Sol sempre na melhor posição, seguindo a sua trajectória diária, bem como anual. A utilização destes sistemas implica uma maior despesa. É necessário utilizar um mastro regulável e resistente às grandes pressões do vento. O controlo é efectuado através de um sistema termo-hidráulico, conhecido pelo seu elevado tempo de resposta, e baseado em aquecimento de líquidos e nas diferenças de pressão resultantes, ou de um sistema de controlo eléctrico, alimentado a energia eléctrica produzida pelo painel, facto que reduz a eficiência energética global do sistema. Na ocorrência de alguma avaria que impossibilite o mecanismo do sistema de funcionar, a radiação captada pelo sistema fotovoltaico diminui consideravelmente caso o sistema fique bloqueado numa posição desfavorável. Verifica-se actualmente um crescimento na oferta dos sistemas com um eixo, encontrando-se este aliado a um preço mais competitivo [15]. 3.2 A célula fotovoltaica Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica Uma célula na obscuridade pode ser modelizada através de um díodo de junção PN. Para modelizar a fotocorrente que atinge a célula, acrescenta-se uma fonte de corrente da qual é gerado (A). Na figura 3-9 é possível visualizar o esquema corresponde a uma célula fotovoltaica ideal. Figura Circuito equivalente ideal de uma célula fotovoltaica 22

43 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 23 A corrente que atinge a carga é dada pela seguinte equação: A 1 (3.2) Na equação (3.2) A representa a corrente de saturação do díodo e m representa o factor de idealidade do díodo, que apresenta um valor entre 1 e 2. é obtido através da formula: (3.3) Aqui k é a constante de Boltzman ( 1,38 10 ), t é a temperatura da célula ( K) e q é a carga do electrão 1,38 10 C. O circuito equivalente de uma célula fotovoltaica inclui as resistências e que modelizam respectivamente as perdas de tensão e de corrente, e se mostram responsáveis pelo abatimento da curva característica da célula solar. De referir também que se apresenta muito maior que. A disposição destas é explicitada na imagem 3-10 [20]. Figura Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica A corrente que atinge a carga será determinada através da seguinte expressão: A 1 (3.4) 3.3- Tecnologias fotovoltaicas Seguidamente apresentam-se os diferentes tipos de célula presentes nos módulos actualmente no mercado. Os tipos de célula disponíveis que serão aqui expostos podem ser agrupados por geração, onde a primeira representa os materiais mais difundidos, e a segunda materiais desenvolvidos mais recentemente.

44 24 Aproveitamentos de energia fotovoltaica Primeira geração A célula de silício cristalina é a mais comum, apresentando actualmente cerca de 95% das células solares existentes. O silício, não existindo como elemento químico, é obtido através da separação do oxigénio não desejado do dióxido de silício. Funde-se a areia sílica num cadinho junto com pó de carvão, obtendo-se silício metalúrgico, com 98% de pureza. Como em aplicações electrónicas, 2 % de impureza se revela um valor elevado, e pretendendo chegar a um bilionésimo por cento, o silício é submetido a um processo químico, podendo depois ser utilizado na produção de células monocristalinas e policristalinas Célula de silício monocristalino Produção efectuada a partir do processo de Czochralski, processo estabelecido para produzir silício monocristalino para aplicações terrestres. Neste processo é obtido um cristal que depois será estriado de modo a produzir barras que serão cortadas em lâminas de 0,3 mm, formando as pastilhas. Durante este processo, perde-se parte do silício em forma de pó de serragem. Estas células apresentam uma eficiência de 15 a 18%. As células produzidas podem ter um formato redondo, semi-quadrado ou quadrado, dependendo da quantidade que é extraída do cristal único. As células redondas são as que provocam perdas menores, logo as que apresentam um preço mais reduzido, no entanto não são práticas a nível de disposição e gestão do espaço, sendo o seu uso evitado em módulos standard. Serão uma boa escolha quando se pretende obter algum grau de transparência, nomeadamente em sistemas solares domésticos. A dimensão apresentada por estas células é de 10x10 cm², ou 12,5x12,5cm², no caso das quadradas, ou diâmetro de 10, 12,5 ou 15cm no caso das redondas. Possuem uma espessura de 0,3mm e uma estrutura homogénea. Quando munidas de camada anti-reflexão as células apresentam uma cor na gama do azul-escuro para o preto. Sem anti-reflexão, a cor das células é cinza. Produção efectuada a partir do processo de zona flutuante, permite obter células solares de maior pureza e de maior eficiência (1 a 2 % superior à eficiência de células obtidas através do processo de Czochralski). O material bruto para alcançar esta pureza revela-se muito dispendioso Célula de silício policristalino O silício policristalino é menos eficiente que o monocristalino, mas é mais barato de produzir. O processo mais comum de produção é o de fundição de lingotes: Apresenta uma eficiência de 13 a 15%, quando munidas de camada anti-reflexão. A forma das células é quadrada e está disponível nas dimensões 10x10 cm², ou 12,5x12,5 cm² e 15x15 cm², com uma espessura de 0,3 mm. A cor é azul quando existe camada anti-reflexão. Quando esta não existe, a cor é cinza prateada. Na sua estrutura verificam-se cristais com várias orientações., formados durante a fundição do bloco. 24

45 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia Células Power As células Power são constituídas por pastilhas policristalinas produzidas por fundição de lingotes, que são posteriormente tratadas num processo estrutural mecânico. São produzidos sulcos em ambos os lados da pastilha, sendo depois criados orifícios na intersecção dos sulcos. Resulta desta acção um efeito de transparência que pode variar de 0 até 30% consoante o tamanho dos orifícios. A eficiência será de 10%, para uma transparência de 10%. As células apresentam-se quadradas com as dimensões 10x10cm², e 0,3mm de espessura. A estrutura e a cor são idênticas às verificadas na célula policristalina, sendo visível uma pequena franja opaca no limite da célula transparente Processos de laminagem Foram desenvolvidos novos processos de laminagem de faixas para evitar as perdas originadas pela serragem do silício em bruto. Estes processos permitem produzir lâminas a partir do banho de fusão do silício. As lâminas produzidas já possuem a espessura pretendida, necessitando apenas de ser cortadas em peças, recorrendo a raios laser. Seguidamente mencionam-se os tipos de célula produzidos pelas quatro tecnologias que prevaleceram até fase de maturidade da produção em série: Células de silício policristalino EFG As células EFG assemelham-se mais a células monocristalinas tanto na aparência como na qualidade eléctrica, apesar do silício usado ser policristalino. As células apresentam uma eficácia de 14%. Possuem as seguintes dimensões 10x10 cm² e 10x15 cm², com uma espessura de 0,28cm. A superfície da célula apresenta-se ligeiramente irregular, e azulada quando na presença de camada anti-reflexão Faixas de filamentos As células produzidas por laminagem de faixas possuem as seguintes características: Eficácia de 12%. As células têm dimensões de 8x15 cm² e apresentam uma espessura de 0,3mm. A estrutura é semelhante à observada nas células EFG. Possuem cor azul quando se encontram cobertas por camada anti-reflexão, sendo nos outros casos cinza prata Células de rede dendídrica de silício monocristalino Seguidamente enumeram-se as características das células de rede dendídrica de silício monocristalino:

46 26 Aproveitamentos de energia fotovoltaica Apresentam uma eficiência de 13%. A dimensão é de 1,3x10 cm² com uma espessura de 0,13mm. As células possuem uma estrutura homogénea, sem textura, e azulada devido à presença da camada de anti-reflexão Células Apex De elevada velocidade de produção, as células Apex resultam das primeiras aplicações de película fina com silício cristalino para produção em série. Aprestam as características a seguir indicadas: Eficiência de 9,5%. Dimensão de 20,8x20,8 cm². Possuem uma estrutura semelhante às células solares policristalinas, mas com menores cristalites. A cor é azul quando existe camada anti-reflexão, sendo nos outros casos, cinza prateada Camada anti-reflexão A inclusão de uma camada de anti-reflexão nas células garante que apenas uma quantidade mínima de luz seja reflectida na superfície da célula. Esta camada é a responsável pela tonalidade azul das células. Não sendo obrigatória a inclusão desta camada, as células mantém-se assim no seu tom cinza original, mas tornando esta menos eficiente, com mais de 30% da luz solar reflectida na superfície da célula. Muitas vezes, as células sem camada anti-reflexão são escolhidas para utilizar em sistemas fotovoltaicos integrados em fachadas, onde se pretende uma cor neutral Contactos Para que possam ser integradas num circuito eléctrico as células incluem contactos metálicos em ambos os lados. Os contactos frontais, existentes na face virada para o sol são constituídos por uma malha metálica fina de modo a minimizar a área de sombreamento. Os contactos posteriores, que como o nome indica, se encontram na parte posterior da célula, são aplicados em toda a extensão. Estes contactos não são visíveis nos módulos standard que possuem cobertura opaca traseira, no entanto podem ser utilizados como elemento de desenho arquitectónico através do uso de módulos especiais para integração em edifícios com cobertura transparente Segunda Geração A produção de células solares recorrendo a processos de película fina foi impulsionada graças a avanços tecnológicos ocorridos nos anos 90. Camadas finas de material foto-activo são aplicadas num substrato, usualmente o vidro. Usados na produção destas células, o silício amorfo, CdTe e CIS são materiais semicondutores que se apresentam mais resistentes à contaminação de átomos estranhos, e possuidores de uma elevada capacidade de absorção luminosa, permitindo que uma camada com 0,001 mm consiga converter luz solar em energia. 26

47 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 27 Ao comparar a produção das células de película fina com a produção do silício cristalino, as primeira apresentam um menor consumo de materiais e de energia, elevada capacidade de automatização da produção em larga escala, conduzindo a um potencial considerável de redução de custos de produção. As células de película fina não se encontram restringidas ao seu formato, podendo revestir um substrato de qualquer tamanho. No entanto é recomendável o uso de substratos rectangulares, já que num substrato assimétrico, a área exterior à maior área rectangular possível ali existente não é activa do ponto de vista eléctrico. A interligação destas células é interna (ao contrário do interligação externa das células cristalinas), encontrando-se estas ligadas monoliticamente. Na constituição de um módulo é assim possível encontrar uma placa de vidro, revestida por várias fitas de células ligadas em série. O contacto eléctrico consiste num revestimento metálico opaco na parte posterior da célula e numa camada de metal óxido fortemente transparente e condutiva, na parte que recebe a luz. As células de película fina efectuam um melhor aproveitamento de baixos níveis de radiação, menos sensibilidade a efeitos de sombreamento e um melhor desempenho perante elevadas temperaturas. Enumeram-se de seguida os vários tipos de célula produzidos recorrendo a película fina: Células de silício amorfo A principal desvantagem das células de silício amorfo é a baixa eficiência que estas apresentam, decrescendo o seu valor durante o primeiro ano de uso, devido à degradação induzida pela luz nivelando depois num valor estável. A criação de células solares multijunção pretende contrariar esse problema. Apresenta uma eficácia 5 a 8% perante condições estáveis. Relativamente a dimensões, o módulo standard tem no máximo 0,77 x 2,44 m² e o módulo especial 2x3 m², e a espessura varia entre 1 e 3 mm de substrato, podendo este ser de plástico, metal ou vidro, com um revestimento de silício amorfo de 0,001mm. A estrutura é homogénea e a cor varia entre o castanho avermelhado e o preto Células CdTe As Células CdTe apresentam um potencial considerável para a redução de custos quando produzidas em massa. No entanto a utilização desta tecnologia tem levantado problemas devido ao uso de produtos contaminantes e venenosos. As Células CdTe apresentam uma eficiência de 16% em laboratório, no entanto o valor da eficiência das células comercializadas é de 8%. O módulo tem uma forma livre num tamanho máximo de 1,20x0,6 m2 e uma espessura de 3 mm de substrato com 0,008 mm de revestimento. A estrutura destas células é homogénea e a gama de cores varia entre o verde-escuro e o preto Células CIS

48 28 Aproveitamentos de energia fotovoltaica As Células Solares CIS são actualmente as mais eficientes de todas as células de película fina. Não são tão susceptíveis à degradação por indução da luz como as células de silício amorfo. Podem no entanto apresentar problemas quando instaladas em ambientes quentes e húmidos, sendo nesses casos recomendada uma boa selagem contra este tipo de ambientes. Espera-se que uma produção em massa deste tipo de células faça o custo de produção ficar inferior ao custo das células de silício cristalino. A eficiência destas células é de 7,5 a 9,5%. É permitida uma livre escolha do formato do módulo num tamanho máximo de 1,0x0,6 m2, sendo a espessura de 3mm no substrato e 0,003mm no revestimento. Apresenta uma estrutura homogénea de cor preta Célula HCI A célula HCI trata-se de uma combinação da clássica célula solar cristalina com a célula de película fina, e é constituída por uma pastilha monocristalina revestida por uma camada de silício amorfo. Esta célula distingue-se por uma maior produção de energia a elevadas temperaturas, verificando-se uma queda de eficiência de 0,33% por elevação de grau célsius, ao contrário dos 0,45% observados no silício cristalino. É ainda imune À degradação da eficiência resultante do envelhecimento por indução de luz que se verificava nas células amorfas de película fina. As células HCI possuem uma eficiência de 17,3%. Possuem uma forma quadrada de 104 mm de lado e espessura de 0,2mm. A sua estrutura é homogénea, sendo a cor preta Aplicação dos diferentes tipos de célula Quando se pretende estabelecer a ligação dos sistemas solares à rede eléctrica pública, utilizam-se geralmente células solares de silício monocristalino e policristalino. A escolha de silício policristalino pode ser justificada através de um menor custo de fabrico que resulta num menor preço final. O uso de módulos de silício é mais comum em aplicações de laser, havendo grande probabilidade de se tornarem mais comuns nos grandes sistemas. A influencia dos módulos de película fina CIS e CdTe no mercado começa a crescer, com a sua entrada em produção de em série. Os módulos híbridos HCI são os que apresentam maior nível de eficiência entre os módulos comerciais disponíveis [15][16] Curva característica de uma célula fotovoltaica Seguidamente apresenta-se na figura 3-11 a curva característica de uma célula fotovoltaica, na qual é possível observar o comportamento da tensão e a corrente no seu funcionamento. Ao incidir luz numa célula solar desligada da carga, será criada uma tensão aproximada de 0,6V, passível de ser medida a partir dos dois contactos da célula. A corrente de curto-circuito pode ser determinada curto-circuitando os contactos com um amperímetro. Conclui-se então que os restantes valores da curva podem ser determinados recorrendo a uma resistencia variável, um amperimetro e um voltimetro. 28

49 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 29 Figura Curva característica de uma célula solar[15] O ponto da curva tensão-corrente onde o produto destas duas grandezas é máximo, intitula-se MPP, e corresponde à potência máxima produzida pela célula/módulo. A tensão e a corrente que originam esta potência são conhecidas como e. Na figura 3-11 é possível observar a curva de potência juntamente com a curva característica da célula, explicitando assim, os valores de tensão e corrente MPP Encadeamento das células As células cristalinas são encadeadas durante a produção dos módulos fotovoltaicos. Os contactos frontais de cada célula, representando o pólo negativo desta, serão soldados aos contactos posteriores da célula seguinte, que representam o pólo positivo. Nas extremidades do módulo, os contactos de inicio e de fim da fileira serão utilizados para conduzir a energia produzida para o exterior. No caso das células de película fina, o encadeamento é efectua-se durante o fabrico. Analisam-se de seguida as duas possibilidades de interligação das células fotovoltaicas Células ligadas em série A ligação em série é normalmente efectuada até ser obtida o nível de tensão desejada. Conforme se vão ligando células em série, a tensão aumenta, permanecendo a corrente inalterada.

50 30 Aproveitamentos de energia fotovoltaica Figura Ligação em série de três células FV [15] Células ligadas em paralelo Nos módulos de maior potência é estabelecida a ligação em paralelo entre duas ou mais fileiras de células. É possível verificar que com o estabelecimento de ligação em paralelo de células a tensão mantém-se mas a corrente aumenta. Figura Ligação em paralelo de três células FV [15] Encapsulamento O encapsulamento das células tem como objectivo proteger estas dos agentes atmosféricos e humidade, das tensões mecânicas, bem como assegurar o isolamento eléctrico das células. O material encapsulado é aplicado num substrato de modo a conferir estabilidade na estrutura. Distinguem-se três tipos de encapsulamento: Encapsulamento EVA: utilizado no fabrico de módulos especiais e standard, com dimensões inferiores a 2x3 m, não sendo recomendada em módulos maiores devido à falta de estabilidade nas células durante o processo de fabrico dificultar o controlo da distancia entre estas. Encapsulamento em Teflon: usado principalmente em módulos especiais produzidos em pequena escala, como as telhas solares. Apresenta-se pouco espesso (apenas 0,5mm de espessura) e bom condutor de calor, permitindo um arrefecimento da célula independente do local e tipo de instalação em que se encontra. 30

51 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 31 Encapsulamento em resina fundida: usado em módulos de dimensão não superior a 2,5x3,8 m. É possível obter um óptimo controlo da posição das células durante a aplicação do encapsulamento. A resina utilizada confere aos módulos propriedades atenuantes em termos de propagação de ruído Módulos fotovoltaicos A classificação de um módulo pode ser efectuada recorrendo a diferentes aspectos, nomeadamente em função do material que constitui as células, do material que constitui o encapsulamento, tecnologia de substrato utilizada, estrutura da armação, entre outros. Destacam-se de seguida três classificações e respectivas breves descrições, de módulos, já referidas neste documento: Módulo Standard: O baixo custo, facilidade de montagem e valor estético faz com que estes módulos sejam utilizados caso não existam exigências especiais. Módulo Especial: Produzido em massa para um propósito específico, nomeadamente aplicações de pequena escala, veículos solares, barcos, telhas solares, entre outras. Módulo Específico: Fabrico para uma determinada aplicação, onde o local de aplicação tem forte influência na estrutura, dimensão e forma do módulo Curvas características dos módulos Os módulos ao serem interligados em série e em paralelo apresentam um resultado idêntico Módulos ligados em série A curva da figura 3-14 mostra a relação entre corrente e tensão para três módulos instalados em série. Nela é possível observar um aumento de tensão estando a corrente estagnada. Figura Ligação em série de três módulos FV [15] Módulos Ligados em paralelo

52 32 Aproveitamentos de energia fotovoltaica Quando os módulos são instalados em paralelo, verifica-se que a tensão se manteve, mas a corrente aumenta conforme se adicionam módulos. Este fenómeno é observável na figura 3-15 Figura Ligação em paralelo de três módulos FV [15] Efeito da temperatura e da irradiância em módulos A variação do valor da irradiância não afecta significativamente o valor da tensão MPP obtida num módulo, sendo que o valor da corrente sofre maior variação (uma diminuição do valor da irradiância conduz a uma diminuição do valor da corrente). No entanto, quando na presença de um sistema fotovoltaico com vários módulos ligados em série, o valor da tensão MPP poderá variar entre valores mais amplos, sob influencia das variações de radiação em cada módulo. Figura Curvas de corrente e tensão perante diferentes irradiâncias [21] Analisa-se agora o efeito da temperatura na prestação dos módulos. A variação de temperatura afecta principalmente a tensão do módulo, verificando-se apenas um ligeiro aumento da corrente quando se eleva a temperatura. Um aumento de temperatura implica uma diminuição de tensão. Alerta-se para um cuidado especial no dimensionamento de sistemas fotovoltaicos, já que, num sistema com módulos ligados em série e perante baixas temperaturas, o aumento de tensão num módulo poderá ultrapassar a tensão máxima permitida pelos dispositivos a jusante. No Verão, devido ao aumento de temperatura, pode-se 32

53 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 33 verificar uma diminuição na potência produzida de 35%, sendo que para evitar este fenómeno, os módulos devem ser capazes de dissipar o excesso de calor para o exterior. Figura Curvas de corrente e tensão perante diferentes temperaturas [22] 3.5 Sombreamento Durante o planeamento de um sistema fotovoltaico será aconselhável uma análise do tipo de sombreamentos que afectam o local onde se pretende realizar a instalação. Durante o planeamento de um sistema fotovoltaico será aconselhável uma análise do tipo de sombreamentos que afectam o local onde se pretende realizar a instalação Tipo de sombreamento Sombreamento temporário O sombreamento temporário é resultante da presença de neve, folhas e outros tipos de sujidade. O fenómeno de auto-limpeza do gerador, que consiste na lavagem da sujidade por parte da chuva, ajuda a diminuir a quantidade de dejectos no gerador, melhorando a eficiência deste. Para que o sistema de auto-limpeza funcione, será necessário colocar os painéis com um ângulo mínimo de inclinação de 12º, funcionando melhor com o aumento do ângulo. Nos locais propícios ao aparecimento de neve, é recomendada a instalação dos módulos na vertical, de maneira a que a deposição de neve na parte inferior destes cause um sombreamento menor. O efeito de sombreamento mostra-se mais duradouro quando considerados sujidade, e folhas das arvores, sendo recomendável quando perante uma grande quantidade de resíduos acumulada, uma limpeza com água e sem recorrer a detergentes ou escovas, vistos estes poderem danificar os módulos.

54 34 Aproveitamentos de energia fotovoltaica Sombreamento de localização Este sombreamento é causado pelo que rodeia o gerador fotovoltaico. Prédios vizinhos, árvores, cabos eléctricos podem originar sombras nos módulos, diminuindo o rendimento do sistema fotovoltaico Sombreamento do edifício O edifício onde se encontra instalado o gerador fotovoltaico pode incluir diversos elementos passíveis de causar sombreamento nos módulos, tais como antenas, para raios, chaminés, saliências e ressaltos na estrutura do prédio. Este tipo de sombreamento pode ser evitado através da deslocação dos elementos, se possível, ou do correcto dimensionamento e concepção do sistema, de modo a minimizar o impacto da sombra Análise de sombreamentos O contorno de sombra é encontrado recorrendo ao plano do local e ao mapa da trajectória solar, ou através de software. Quando usado o plano do local procede-se ao calculo do ângulo de azimute e ângulo de elevação correspondentes ao sombreamento. Figura Representação de um ângulo de elevação e ângulo de azimute de um objecto Na figura 3-18 é possível observar os ângulos de azimute e de elevação. O ângulo de azimute obtêm-se através da análise efectuada no local, ou utilizando um mapa. Para obter o ângulo de elevação, procede-se à medição da distância e altura do objecto que provoca a sombra, bem como da altura a que se encontram os painéis solares. O ângulo de elevação obtem-se através da seguinte equação: (3.5) Alguns softwares de simulação utilizam um factor de transmissão t, que permite especificar a quantidade de radiação que passa através da árvore. Assim para árvores de folhas caducas usa-se no Inverno t=0,60 e no Verão t=0,30. Quando a sombra é causada por uma planta conífera o factor de transmissão será t=0,23. Através da análise de sombreamento torna-se assim possível conhecer a sombra causada pelo meio circundante no mapa da trajectória solar. 34

55 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia Sombreamento na concepção do sistema fotovoltaico A curva característica do gerador é modificada em função do sombreamento. Isto significa que o MPP irá ser desviado, determinando-se assim a redução de potência relativamente a um gerador que não se encontra sombreado. Analisa-se de seguida o que a situação verificada na presença de sombra perante módulos em série e em paralelo Módulos em série Observa-se que nas curvas referentes a situações de sombreamento ocorre um máximo de potência para tensões baixas e outro para tensões elevadas. Figura Curvas características de módulos ligados em série afectados por sombreamento [15] O alcance do MPP está dependente do percurso da sombra e do comportamento do sistema de rastreio do inversor. Assim, com um aumento de sombreamento nos painéis, o máximo situado À esquerda, que representa o MPP, desloca-se para tensões menores. Com o aumento de tensão o máximo desloca-se para a direita, mas o inversor mantêm-se no máximo da esquerda, que se encontra mais bem pronunciado. O facto dos módulos se encontrarem sombreados pela manhã implica que o inversor rastreie a partir da tensão de circuito aberto até ao máximo da direita, permanecendo neste ponto, independentemente do MPP se encontrar situado aí ou não. O máximo da direita requer uma tensão mais elevada do que o máximo de um sistema sem sombra Módulos em paralelo A influência do sombreamento nos módulos em paralelo do gerador, depende não apenas na quantidade dos módulos sombreados, mas também na disposição que estes ocupam. O

56 36 Aproveitamentos de energia fotovoltaica comportamento apresenta-se melhor quanto menor for o número de fileiras sombreadas. Analise-se o que se passa na situação de duas fileiras sombreadas: Figura Curvas características de módulos ligados em paralelo sendo duas fileiras afectadas por sombreamento [15] Existe neste caso uma maior probabilidade do inversor rastear o ponto máximo de potência da direita, já que este se encontra mais pronunciado que o ponto da esquerda. Figura Curvas características de módulos ligados em paralelo sendo um número variável de fileiras afectadas por sombreamento [15] O aumento do número de fileiras sombreadas provoca o pronunciamento do ponto máximo de potência da esquerda sendo assim mais provável que, perante forte sombreamento, o MPP se situe aí. Na ligação em paralelo a perda de energia depende apenas do número de fileiras sombreadas, tendo-se verificado no primeiro caso que perante o aumento de módulos em cada fileira sombreados, a perda de potência se manteve constante. A ligação em paralelo 36

57 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 37 apresenta perdas menores que a ligação em série, cujas perdas no ponto máximo da esquerda aumentam consoante o número de módulos sombreados. Recomenda-se o uso de módulos em paralelo quando não é possível evitar o sombreamento do sistema [15] Distância entre painéis para evitar sombreamento Figura Distancia entre painéis para evitar sombreamento A distância entre fileiras consecutivas d (m), depende da largura do painel b (m), da inclinação do painel e do valor mínimo de altura solar que tolera no sombreamento. 180 (3.6) De modo a reduzir as perdas por sombreamento mútuo entre as fileiras de módulos inclinados, poderá ser aplicado um dos seguintes dois métodos: Para uma minimização das perdas por sombreamento utiliza-se: 1 3,5. Aqui d1 (m) representa a distância entre o final de um painel e o início de outro, e h (m) representa a altura a que se eleva o painel. Para uma optimização da área a utilizar usa-se: 2,25 [16] Energia produzida por um painel A radiação global diária (kw/ / ) pode ser determinada recorrendo à formula: ) (3.7) Aqui e são parâmetros típicos da região em questão. Em Portugal utiliza-se 0,18 e 0,62. é o número de horas de insolação, isto é, o número de horas em que a irradiância se apresenta superior a 100 W/m, e é a duração do dia em horas. (kw/ / ) é a radiação diária extraterrestre e determina-se da seguinte forma: ,033 cos ω sen sen cos cos ω (3.8)

58 38 Aproveitamentos de energia fotovoltaica Aqui representa a latitude. A declinação é o ângulo entre o plano do equador e a direcção sol-terra e é determinada para o dia do ano pretendido através da fórmula: 23,45 sen (3.9) ω representa o ângulo de saída do sol e determina-se através da formula: ω arcos tan δ tan (3.10) A radiação global diária poderá ser separada em (kw/ / ) e (kw/ / ) que representam respectivamente as componentes radiação directa e radiação difusa. A radiação difusa obtém-se através da fórmula: 1,88 2,272 9,473 21,856 14,684 (3.11) é o índice de atenuação e representa o efeito de atenuação da atmosfera terrestre. O seu valor resulta do quociente entre a radiação global diária e a radiação extraterrestre diária. Após o calculo de determina-se o valor da componente de radiação directa através da diferença: (3.12) Conhecendo-se e torna-se possível determinar a radiação diária incidente num plano : 1 cos 1 cos 2 2 (3.13) é a reflectividade dos solos. O coeficiente permite converter a radiação directa num plano horizontal, em radiação no plano do painel. é determinado para uma inclinação e uma orientação a Sul, através da formula: (3.14) Para determinar ω selecciona-se um valor máximo entre os dois seguintes: ω max ω ; arcos tan δ tan (3.15) 38

59 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 39 A energia diária produzida pelo painel (Wh/dia) é dada pela seguinte expressão: (3.16) Aqui, ( é a área do painel, e é eficiência do MPPT e η m (%) representa o rendimento do painel. O rendimento do painel (%) depende da temperatura do dia em questão e é obtido da seguinte forma: 1 25 (3.17) (%) é o rendimento do painel em condições STC, (%/ é o coeficiente de temperatura da potência e ( )obtêm-se da formula: (3.18) ( ) é a temperatura ambiente, é a irradiância média (Wh/ )e NOCT ( ) é a temperatura a que a célula funciona quando em condições de operação standard. As condições de operação standard, são usualmente caracterizadas por uma irradiância de 0.8 kw/m 2, uma temperatura ambiente de 20ºC, e uma velocidade de vento de 1 m/s, vindo normalmente especificadas na datasheet do módulo, assim como o valor de NOCT. A energia diária produzida por um painel pode ainda ser determinada recorrendo à corrente máxima (A) e à tensão máxima (V) do painel, ou à potência máxima (W) do painel: 1000 / (3.19) 1000 / (3.20) Será necessário efectuar as correcções para a temperatura pretendida dos valores de corrente máxima, tensão máxima e potência máxima do módulo fornecidos na datasheet e em condições STC ( 25, 25 e 25 ). Assim: (3.21) (3.22)

60 40 Aproveitamentos de energia fotovoltaica (3.23) Nas formulas e representam respectivamente os coeficientes de temperatura da corrente e da tensão (%/ ) [16] Dimensionamento de um sistema fotovoltaico Figura Ligação de um gerador fotovoltaico à rede pública Seguidamente serão apresentados os vários componentes que integram um sistema fotovoltaico ligado à rede. Durante o dimensionamento deste deverá ter-se em atenção os potenciais riscos, devendo tomar-se medidas de protecção e implementar sistemas de protecção que minimizem ou evitem os efeitos destes durante e após a instalação Inversor O inversor permite estabelecer a ponte entre o gerador fotovoltaico e a rede, transformando a corrente contínua proveniente dos módulos fotovoltaicos em corrente alternada, ajustando-a para a frequência e o nível de tensão da rede a que encontra ligado. De modo a poder operar com a melhor eficiência possível o inversor vem munido de um sistema de rastreio, que permite que este acompanhe as mudanças do ponto MPP do gerador fotovoltaico, e funcione sempre nesse ponto Tipos de inversores Inversores comutados pela rede Na constituição dos inversores comutados pela rede encontra-se uma ponte de tirístores. A impossibilidade dos presentes inversores funcionarem automaticamente é justificada pelo facto de ser através da tensão da rede que cada par de tirístores é comutado do estado de condução para o estado de bloqueio. Assim caso ocorra algum colapso na rede, o inversor fica desactivado. O uso destes inversores aumenta o consumo de potência reactiva, bem como provoca o aparecimento de componentes harmónicos, tornando-se necessário recorrer a 40

61 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 41 equipamento adicional capaz de os limitar. Estes inversores são bastante usados nos grandes sistemas fotovoltaicos, no entanto tem-se vindo a tornar raro o uso nos sistemas de potência reduzida. Inversores auto-controlados Os inversores auto-controlados também apresentam um circuito de ponte, podendo este ser constituído por TBJ, MOSFET, IGBT ou GTO.O consumo de potência reactiva dos inversores auto-controlados é baixo, no entanto têm tendência a originar problemas de compatibilidade electromagnética, devido à frequência elevada de comutação associada destes. Estes dispositivos são, não só usados em redes autónomas, mas por vezes, também ligados a redes públicas, tendo de, nesse caso, se sincronizar a frequência do sinal emitido pelo inversor com a frequência da rede pública. Recorre-se com frequência a transformadores para ajustar a tensão de saída com a tensão da rede. O transformador usado cria um campo magnético que isola electricamente os lados AC e DC. A presença de transformador torna possível utilizar geradores fotovoltaicos de tensão reduzida, e permite ainda reduzir as interferências magnéticas. No entanto, a utilização de um transformador aumenta o custo e a dimensão da instalação, bem como as perdas de potência. Podem ser utilizados transformadores de alta ou baixa frequência. Os de alta frequência apresentam menor custo, perdas, e dimensão, mas tornam o circuito dos inversores mais complexo, de modo que a escolha cai geralmente nos transformadores de baixa frequência. A eliminação do transformador, nas gamas de baixa potência, obriga a uma tensão superior por parte do gerador fotovoltaico, em relação ao valor de pico da rede, caso contrário é necessário recorrer a um conversor elevador DC/DC (produzindo perdas adicionais). É também necessário recorrer a medidas de protecção adicionais devido à ausência de isolamento eléctrico entre os circuitos de potência DC e AC [15][23][24] Tipos de montagem de inversores: Inversor central o Utilização em sistemas de tensão < 120V Nesta configuração, liga-se em série um número reduzido de módulos em fileira (3 a 5 módulos), sendo o efeito de sombreamento assim reduzido. Apresenta como desvantagem as elevadas correntes que atravessam os condutores, sendo necessário que os cabos possuam uma maior secção para reduzir perdas resistivas. o Utilização em sistemas de tensão > 120V Esta configuração apresenta fileiras com um número mais extenso de módulos. O efeito de sombreamento tem uma maior influencia no funcionamento global do sistema, provocando perdas energéticas. No entanto verificam-se menores correntes resultantes, sendo possível uma redução na secção dos condutores.

62 42 Aproveitamentos de energia fotovoltaica Figura Configuração do gerador recorrendo a inversor central Inversor Master-Slave A configuração que incorpora inversores Master-Slave utiliza-se normalmente nos sistemas fotovoltaicos de maior dimensão. Vários inversores encontram-se ligados em sendo o inversor mestre utilizado nos períodos de baixa irradiância. Com o aumento do nível de irradiância, o inversor mestre é levado ao limite da potência sendo o inversor seguinte colocado em funcionamento. Apesar de exigido um maior investimento, esta configuração resulta numa maior eficiência global. Figura Configuração do gerador recorrendo a Inversor Master-Slave Unidades integradas inversor /modulo Esta unidade de módulo fotovoltaico com o inversor integrado permite uma maior eficiência global do sistema, já que cada módulo pode operar no seu MPP, sem estar dependente da condição em que se encontram os outros módulos. Recomenda-se a monitorização individual dos inversores, bem como a instalação dos módulos num local de fácil acesso para efectuar reparações nos inversores. Actualmente estas unidades apresentam ainda um preço elevado. 42

63 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 43 Figura Configuração recorrendo a módulos com inversor integrado Para determinar a tensão de entrada no inversor recorre-se ao somatório das tensões individuais dos módulos ligados em série numa fileira, perante as condições operacionais extremas de Verão e de Inverno Ligação dos módulos Número máximo de painéis ligados em série Para obter o número máximo de painéis ligados em série recorre-se à situação em que a temperatura do módulo é -10ºC. Como já foi referido, no caso dos módulos, uma temperatura baixa está associada a um aumento de tensão. Assim, o inversor tem de admitir uma tensão DC máxima superior à tensão em circuito aberto do módulo a -10ºc. O número máximo de painéis que é possível ligar em série é dado pela seguinte relação: ó (3.24) representa a tensão DC no inversor e ó representa a tensão em circuito aberto do módulo a -10. Por vezes o último valor não vem directamente especificado nas datasheets dos módulos, sendo antes fornecida o coeficiente em % ou em mv em função da temperatura em. As formulas seguintes permitem determinar ó usando respectivamente em % ou em mv: ó 1 35 % 100 (3.25) ó (3.26) Número mínimo de painéis ligados em série

64 44 Aproveitamentos de energia fotovoltaica O número mínimo de painéis ligados em série é determinado atentando na situação de temperatura máxima, 70. Apesar dos módulos poderem atingir temperaturas superiores a esta no Verão, estima-se este valor considerando que o sistema fotovoltaico se encontra munido de sistema de ventilação. O aumento de temperatura implica uma descida de tenso. Pretende-se garantir que, perante estas condições, a tensão produzida pelos módulos não seja inferior à tensão MPP mínima do inversor. Assim o número mínimo painéis por série é dado pela seguinte relação: ó 1 45 % 100 (3.27) ó (3.28) Dependendo da localização e da instalação os painéis solares deverão poderão atingir temperaturas até 100. Assim, nestes casos, para um correcto dimensionamento dever-se-á determinar o numero mínimo de painéis usando a tensão MPP num módulo a 100 [15] Número de fileiras O número de fileiras está associado à corrente final produzida. A corrente produzida pelas fileiras não pode ser superior à corrente máxima admissível na entrada do inversor. Assim é necessário que se verifique a seguinte condição: (3.29) Aqui, representa a corrente máxima admissível na entrada do inversor e representa a corrente por fileira de módulos [15] Cabos Cabos de fileira Os cabos de módulo ou cabos de fileira, são utilizados nas ligações na parte AC do sistema fotovoltaico, e estabelecem a ligação eléctrica entre os módulos individuais do gerador solar e a caixa de junção do gerador. Estes serão dimensionados de forma a suportar variações referentes à tensão, corrente e ao meio ambiente, sob as quais se espera que o sistema funcione. A tensão dos sistemas fotovoltaicos não ultrapassa normalmente a tensão nominal nos cabos standard. É recomendável comparar a tensão nominal do cabo com a tensão de circuito aberto a -10, quando perante um sistema fotovoltaico com fileiras longas. O cabo de fileira deverá ter suportar 1,25 vezes a Icc do gerador, e incluir as devidas protecções contra falhas de terra e curto-circuitos. Tal é indicado na norma europeia IEC Na parte superior dos painéis, os cabos utilizados deverão ser flexíveis, bem como resistência à radiação UV e a temperaturas elevadas (mínimo de 80 ). 44

65 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia Fusíveis de fileira A inclusão de fusíveis de fileira deve ser garantida em sistemas de quatro ou mais fileiras. Estes devem ser incluídos nos circuitos positivos e negativos dos cabos de fileira. Os fusíveis deverão operar com tensões Mx1,15xVca, onde M representa o número de módulos em série em cada fileira. Estes actuam para valores de corrente superiores a 1,25 vezes. A corrente máxima admissível do cabo deve ser superior à corrente nominal do aparelho de protecção, e inferior à corrente limite de não fusão. A corrente limite de não fusão terá de ser igual ou inferior a 1,15 vezes a corrente máxima admissível do cabo. Em sistemas com menos de quatro fileiras, não será necessário incluir fusíveis de fileira. Uma análise de defeitos mostra que num sistema de 3 ou menos fileiras, não é possível gerar uma corrente de defeito suficientemente que induza correntes inversas passivas de causar um mau funcionamento do sistema. Assim, um correcto dimensionamento dos cabos para que estes suportem as correspondentes correntes de curto-circuito é suficiente. Salienta-se no entanto que a inclusão de fusíveis de fileira, ainda que não necessária, poderá ser benéfica. Recomenda-se a existência de um modo de isolamento eléctrico dos circuitos das fileiras, com a finalidade de poder testar e detectar defeitos. Tal é conseguido caso o sistema de fusíveis de fileira seja amovível [23][24] Perdas nos cabos A queda máxima de tensão no circuito condutor não deve ser superior a 1% da tensão nominal do gerador fotovoltaico nas condições CTS, com o intuito de reduzir as perdas resistivas. Esta condição é fácil de manter em sistemas em que a tensão DC é superior a 120 V. No entanto, e mesmo recorrendo a condutores de 6 mm^2 de secção nominal, nos sistemas de tensão DC inferior a 120 V a queda de tensão máxima no circuito condutor poderá mostrarse superior a 1%, sendo este fenómeno agravado na presença de uma grande distância entre o inversor e o gerador. Assim, nestes sistemas admite-se uma queda de tensão de 1% na fileira e uma queda adicional de 1% no cabo principal Dimensionamento dos cabos de fileira Para dimensionar os cabos, utiliza-se a seguinte formula, e assume-se uma queda de tensão de 1% da tensão máxima admissível da fileira para as condições de referência CTS: 2 1% (3.30) Na fórmula é o comprimento do cabo da fileira, (V) e (A) representam respectivamente a tensão e a corrente na fileira, e / Ω é a condutividade eléctrica. O resultado obtido em é arredondado para o valor superior mais próximo das secções dos cabos standard disponíveis.

66 46 Aproveitamentos de energia fotovoltaica Uma vez escolhida a secção, as perdas totais nos cabos do sistema fotovoltaico podem ser obtidas através da seguinte fórmula, onde N representa o número de fileiras do gerador: 2 (3.31) Dimensionamento do cabo principal DC O cabo principal DC estabelece a ligação entre a caixa de junção do gerador e o inversor. Quando a caixa de junção do gerador se encontra no exterior referido cabo deve ser entubado, de modo a conferir protecção contra raios UV. É recomendado o uso de cabos isoladores monopolares para os condutores positivos e negativos, a fim de obter uma protecção de terra e de curto-circuito eficaz. Caso sejam usados cabos multicondutores, o condutor de protecção verde/amarelo não deverá estar sujeito a qualquer tensão. O cabo DC deve incluir a possibilidade de ser isolado, função normalmente assegurada pelo interruptor principal DC e pelos pontos de isolamento da caixa de junção do gerador. Na norma europeia IEC é indicado que o cabo principal DC deverá ter suportar 1,25 vezes a do gerador sob condições CTS. A secção do cabo é determinada assim em função da sua corrente máxima admissível Iz, obedecendo à regra 1,25 Para dimensionar os cabos, assumindo uma perda máxima de potência na linha de 1% (ou 2% quando perante tensões inferiores a 120 V) para as condições de referência CTS, é possível utilizar seguinte formula que retorna a secção transversal do cabo: 2 (3.32) Na fórmula é o comprimento do cabo da fileira, (W) e (W) representam respectivamente a potência do gerador fotovoltaico e as perdas nos cabos do gerador, e / Ω é a condutividade eléctrica. O resultado obtido em é arredondado para o valor mais próximo das secções dos cabos standard disponíveis. As perdas no cabo serão determinadas pela seguinte fórmula: 2 (3.33) Recomenda-se o uso de cabos isoladores monopolares para os condutores positivos e negativos, a fim de obter uma protecção de terra e de curto-circuito eficaz Dimensionamento do cabo AC O cabo que liga o inversor à rede receptora deve ser dimensionado assumindo uma queda de tensão máxima admissível na linha de 3 %, relativamente à tensão da rede. Utiliza-se a seguinte fórmula para determinar a secção transversal do cabo AC: 2 3% (3.34) 46

67 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 47 Na fórmula é o comprimento do cabo do ramal, (V) e (A) representam respectivamente a tensão nominal na rede e a corrente nominal AC do inversor, e / Ω é a condutividade eléctrica. O resultado obtido em é arredondado para o valor mais próximo das secções dos cabos standard disponíveis. As perdas determinam-se através da fórmula [15]: 2 (3.35) Caixa de junção Geral No caso de se possuir mais do que uma fileira, a caixa de junção geral será utilizada para ligar paralelamente as várias fileiras. No interior da caixa de junção geral do gerador, é possível encontrar-se as ligações das fileiras individuais, o cabo principal DC bem como terminais de ligação aparelhos de corte, e quando necessário, fusíveis de fileira e díodos de bloqueio das fileiras. Instala-se frequentemente um descarregador de sobretensões para a terra, no qual exigirá uma ligação equipotencial ou condutor de terra ligado à caixa. A caixa deverá possuir protecção de classe II, resistência a choques mecânicos e ter no seu interior, os terminais positivo e negativo separados. Caso a instalação da caixa ocorra no exterior, esta deverá ter no mínimo, protecção IP 54, e ser resistente a raios UV. A instalação deverá ser efectuada num local protegido da chuva e de irradiação solar directa. Caso se possua apenas uma fileira, o uso de caixa de junção torna-se dispensável, sendo a fileira existente ligada directamente ao inversor. Assim, os descarregadores encontrar-se-ão integrados com os inversores em cadeira de módulos Interruptor DC O interruptor DC apresenta uma forma isolar manualmente o gerador fotovoltaico, acção necessária durante a instalação, manutenção e reparação do gerador. Desta forma é cumprida a norma IEC , que exige um interruptor de acesso manual entre o gerador e o inversor. Para um isolamento eficaz do circuito positivo e negativo do gerador o interruptor DC a incluir deverá ser bipolar, bem como possuir um elevado poder de corte de modo a que sua abertura seja efectuada do modo mais seguro possível. O interruptor DC deverá ser dimensionado tendo em atenção a tensão máxima em circuito aberto do gerador solar à temperatura -10º e a para 125% da corrente máxima do gerador. A interrupção de correntes AC é menos exigente que a interrupção de correntes DC. É recomendável que se opere o interruptor DC após o isolamento do circuito AC. Poderão ainda ser incluídos interruptores DC com bloqueio, e colocados avisos de instrução de operação do interruptor. O interruptor DC fica normalmente alojado na caixa de junção do gerador, instalado preferencialmente directamente antes do inversor.

68 48 Aproveitamentos de energia fotovoltaica Díodos de bloqueio Os díodos de bloqueio utilizam-se nos sistemas fotovoltaicos com inversores centrais, e módulos sujeitos a um sombreamento considerável, bem como em sistemas que não cumpram a protecção de classe II. Estes serão, juntamente com um dissipador de calor, incluídos na caixa de junção do gerador. Tendo como finalidade o desacoplamento eléctrico entre fileiras individuais, os díodos podem ser ligados em série com cada fileira. Assim, no pleno funcionamento do sistema fotovoltaico, a corrente de fileira circula pelos díodos de bloqueio da respectiva fileira. De salientar perdas de potência (0,5% a 2,0%) originadas pela circulação de corrente nos díodos. Na presença de um curto-circuito ou sombreamento de uma fileira, as demais podem funcionar sem qualquer perturbação, não se verificando a existência de uma corrente a circular no sentido inverso, pela fileira afectada. Os díodos terão uma tensão de bloqueio de valor 2xMxVca. Os díodos de bloqueio são passíveis de falhar e por isso necessitam de ser regularmente testados [23][24] Protecção contra descargas atmosféricas Protecção contra descargas directas O sistema fotovoltaico, na maioria dos casos, não contribui para o aumento de risco da ocorrência de descargas atmosféricas directas. Como tal não se torna forçosa a instalação de um sistema de protecção adicional quando a instalação do sistema fotovoltaico ocorre num edifício que já se encontra protegido. No entanto quando perante um sistema de grande dimensão e instalado no ponto mais alto de um edifico, sujeitos a uma forte exposição, poderá ser necessária a instalação de um sistema de protecção próprio. O sistema de protecção será constituído por um dispositivo de captação, um condutor de cobre com a secção mínima de 16 mm² para escoar a descarga, e um sistema de ligação à terra Protecção contra descargas indirectas. A probabilidade de um edifício ser afectado por uma descarga indirecta é muito maior que a probabilidade de este ser afectada por uma descarga directa. O sistema fotovoltaico, durante o tempo de vida útil, sofrerá diversos efeitos indirectos causados por descargas atmosféricas. Segundo a norma IEC , um dos requisitos para a protecção de instalações eléctricas interna contra descargas atmosféricas é a ligação equipotencial dos elementos condutores, sendo este requisito estendido ao sistema fotovoltaico. Analisam-se dois tipos de descarregadores de sobretensão a instalar nesta situação: os descarregadores tipo B e classe de protecção I, e tipo C e classe de protecção II: Os descarregadores tipo B, classe I, são utilizados perante um forte risco de incidência de descargas atmosféricas, visto conseguirem escoar directamente para a terra estas descargas. 48

69 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 49 Os descarregadores do tipo C, classe II, são normalmente utilizados nos lados AC e DC, apresentando uma corrente nominal de 1kA por cada unidade de potência instalada (kwp), e uma tensão operacional Uc no mínimo à tensão de circuito aberto do gerador fotovoltaico. Quando a probabilidade de incidência de descargas é elevada é recomendado que os descarregadores sejam equipados com dispositivos de isolamento térmico e indicadores visuais de falha. Deverá ser efectuada uma inspecção aos descarregadores a cada seis meses, de modo a zelar pelo bom funcionamento das protecções. O raio, ao incidir no sistema, pode ser acoplado indutivamente nos módulos fotovoltaicos, nos cabos dos módulos e no cabo principal DC. Cada condutor activo de uma fileira (positivo e negativo) deverá estar o mais próximo possível do seu par, de modo a poder reduzir o acoplamento referido e consequentemente tornar menor a tensão induzida resultante da corrente da descarga nos módulos. Em sistemas expostos a descargas atmosféricas deverão ser utilizados cabos protegidos correctamente contra curto-circuitos. Recomenda-se o uso de cabos blindados de cobre e com secção mínima de 16 mm^2, sendo o extremo superior da blindagem ligado à subestrutura metálica de apoio e às armações dos módulos fotovoltaicos, segundo o traçado mais curto possível. Os descarregadores de sobretensão aqui usados têm uma corrente de fugas aproximada de 1 ka. No caso de não serem utilizados cabos blindados, é necessário ligar os cabos a descarregadores de sobretensão de 10 ka Protecção de sistemas fotovoltaicos em prédios desprotegidos Caso o edifício não se encontre protegido contra descargas atmosféricas, a estrutura de suporte do gerador fotovoltaico, bem como o próprio gerador quando utilizados inversores sem transformador de isolamento, deve ser ligada à terra, e incorporada em ligação equipotencial. Ao ligar as armações dos módulos e as sub-estruturas metálicas ao condutor de protecção, deverá ser usada uma ligação de cobre de secção transversal mínima de 10 mm2, de modo a garantir a equipotencialidade dos diferentes circuitos. Não necessita de haver ligação das estruturas de suporte dos módulos fotovoltaicos à terra, quando estes englobam protecções de classe II e potências inferiores a 5 kwp. Na presença de cabos DC longos, e quando o descarregador de sobretensão não se encontra integrado no inversor, é recomendada a sua instalação antes do inversor Protecção de prédios previamente protegidos Caso o edifício já possua protecção contra descargas atmosféricas, o gerador fotovoltaico deverá ser ligado a esta, de modo a prevenir a incidência directa por parte de um raio. Deverá ser mantida a distância mínima de 2m entre a haste do sistema de protecção com a estrutura fotovoltaica. Deve proceder-se à ligação das armações dos módulos fotovoltaicos e da estrutura metálica de suporte do gerador, a um descarregador, pelo caminho mais curto possível.

70 50 Aproveitamentos de energia fotovoltaica A haste dos pára-raios terá de ser colocada num local previamente estudado, de modo a não causar sombreamento nos painéis fotovoltaicos. Quando o sistema fotovoltaico se encontra particularmente exposto a descargas atmosféricas, deve-se incluir no lado AC um descarregador instalado a 5 metros do inversor, já que os descarregadores existentes nos inversores não proporcionam protecção contra sobretensões superiores a 5kV Ligação à terra O condutor geral de protecção deve encontrar-se separado dos restantes cabos eléctricos, a fim de evitar descargas de indução provocadas por estes. A sua ligação ao eléctrodo de terra deverá ser efectuada pelo caminho mais curto e, se possível, em linha recta e vertical. Quando em prédios que não possuam sistema de protecção contra descargas atmosféricas, requer-se que os condutores de protecção do gerador fotovoltaico possuam a mesma secção transversal que o cabo principal DC ou 4 mm^2, conforme o que apresentar maior valor. Poderão também ser usados como condutores, o esqueleto metálico e o aço reforçado, da estrutura do edifício, bem como fachadas de metal desde que apresentem uma ligação condutiva na direcção vertical e possuam uma espessura com um valor mínimo de 0,5 mm. O circuito de protecção deverá ser ligado ao sistema de protecção do edifício, seja este de terra ou contra descargas atmosféricas, ou ligado a um eléctrodo de terra vertical. Estes últimos poderão ser constituídos por fitas de cobre ou de aço galvanizado enterradas a mais de 0,8m da superfície do solo, ou que possuam uma superfície de contacto à terra de no mínimo 1 m^2 [15][23][24] Ligação à rede A ligação de uma unidade produtora requer vários cuidados nomeadamente ao nível da qualidade do sinal eléctrico injectado na rede, no que toca propagação de harmónicos, factor de potência, desvio de tensão, frequência e fase e propagação de harmónicos, e no esquema de protecção anti-islanding utilizado. A protecção anti-islanding encontra-se integrada no inversor, e consiste num aparelho que corta automaticamente a ligação entre o sistema de produção e a rede, caso seja detectada alguma falha de tensão na rede. A protecção de interligação visa impedir a introdução de perturbações na rede por parte do gerador, e minimizar risco de acidentes que possam ser originados pelo funcionamento do gerador em paralelo com a rede. Para efectuar este tipo de protecção poderão ser utilizados dispositivos ENS/MSD, que garantem uma monitorização contínua, e corte automático da ligação à rede. Estes dispositivos podem vir integrados no próprio inversor, estando também disponíveis em unidades separadas. A presença das unidades ENS/MSD não dispensa no entanto, o uso de um sistema de corte de segurança de comando manual, para que se possam efectuar os trabalhos de inspecção, de manutenção e de reparação. É requerida o aumento da tensão no ponto de interligação seja inferior a 1%, de modo a que a variação provocada na tensão da rede através da ligação do gerador seja mínima e não provoque perturbação significativa. 50

71 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia Contador O contador deverá ser instalado, num local passível de ser consultado de preferência perto dos meios de isolamento eléctrico (por exemplo dos interruptores AC). Este contador permitirá conhecer o valor de energia gerada pelo sistema fotovoltaico, bem como a ocorrência de defeitos. O contador que mede a energia entregue à rede pública é independente do contador que mede a energia consumida a partir da rede. A aquisição e instalação do contador de venda é da responsabilidade do produtor, sendo selado pelo distribuidor Portinhola A construção da portinhola deverá ser efectuada com materiais passíveis de suportar constrangimentos mecânicos, eléctricos e térmicos que resultam da sua normal utilização. As características da portinhola estão expressas no documento normativo DMA-C62-815N. A portinhola designada por PC/P possui na sua constituição dois circuitos de protecção, sendo um trifásico destinado à protecção da instalação de consumo do microprodutor e um monofásico para protecção da instalação de microprodução, sendo este último dotado de duas bases de fusíveis cilíndricos tamanho 10x38, em que uma base é para o neutro e outra para a fase. A portinhola deverá funcionar perante as condições de serviço estipuladas: Tensão nominal e frequência da rede, sendo 230 V entre fase e neutro e 400 V entre fases, a 50 Hz, admitindo-se uma variação de tensão de e frequência de acordo com o estipulado na norma NP EN Acorrente nominal deverá ser no máximo 100 A no circuito de instalação de utilização, e 25 A no circuito da unidade de microprodução correspondendo este ultimo aà ligação de uma unidade de produção de 5,75 kw. O invólucro da portinhola, sendo projectado segundo a norma IEC deverá garantir graus de protecção IP45 e IK10. A dimensão mínima do invólucro é apresentada na tabela 3-2 [25]. Tabela 3-2 Dimensões da Portinhola do tipo PC/P Portinhola PC/P Dimensões mínimas (mm) Altura 330 Largura 290 Profundidade 135 Na figura do Anexo A, A-1 é apresentado o esquema de ligação de uma unidade de microprodução à RESP, sendo esta a solução preferencial. No caso da ida unidade de microprodução utilizar uma instalação já existente com unidade de consumo, o contador de consumo e o contador de produção são ligados à nova PC/P, sendo a antiga portinhola utilizada como caixa de passagem. Este esquema é observável em A-2.

72 52 Aproveitamentos de energia fotovoltaica Em casos excepcionais pode-se proceder à ligação do Contador de Consumo ao contador de produção, sendo depois a partir deste, efectuada a ligação à portinhola de consumo, como é observável em A-3. Neste caso a secção dos condutores de interligação do contador de produção ao contador de consumo deve ser dimensionada para a potência máxima admissível da instalação de consumo. De notar nesse caso que o seccionador fusível referente à produção se encontra à entrada da contador de produção [26]. São exigidas nas vistorias portinholas do tipo PC/P, sendo permitido o outro tipo de ligação, ainda que mais simples, apenas em situações excepcionais, nas quais é impossível instalar nova portinhola, sendo exemplos edifícios de património arquitectónico nos quais é impossível alterar a fachada, ou situações de falta de espaço. 52

73 Capítulo 4 Aproveitamentos de energia eólica 4.1 Vento A energia eólica apresenta-se como uma forma de energia solar, já que é esta ultima que, indirectamente, provoca a circulação do ar. O aquecimento diferenciado da atmosfera, originado pela entre outros factores, pela orientação dos raios solares e pelos movimentos da Terra, provoca a deslocação de fluxos de calor das regiões tropicais para os pólos, consequentemente substituídos por fluxos de ar mais frio proveniente dos pólos. Estes ventos em constante circulação podem ser agrupados em Ventos Alísios, Contra-Alísios, de Oeste e Polares. Os Alísios dirigem-se dos trópicos para o Equador através das altas altitudes. Os ventos de Oeste seguem dos trópicos para os pólos e os ventos Polares dirigem-se dos pólos para as zonas temperadas. A inclinação de 23º do eixo da Terra em relação ao plano formado pela orbita em torno do Sol gera variações sazonais na distribuição dos ventos, aparecendo assim os ventos periódicos ou continentais: as monções que mudam de direcção de seis em seis meses, soprando numa direcção durante as estações mais quentes, trocando nas estações mais frias, e as brisas que circulam entre o mar e continente, e que circulam durante o dia do mar para a terra (onde a temperatura se encontra mais alta) e durante a noite, circulam de um modo mais atenuado da terra para o mar, devido ao mais rápido arrefecimento da terra. Por fim os ventos locais, que se originam devido a condicionalismos do meio local, e dos quais é exemplo dos ventos originados nas montanhas, onde os ventos se deslocam para o cume da montanha no período diurno, invertendo o sentido durante a noite. O vento apresenta um carácter estatístico, facto que é devido às variações da velocidade do vento. Na origem desta encontram-se a rugosidade de terreno, relevo, presença de obstáculos e altura, sendo portanto necessário proceder à análise de mapas topográficos, imagens aéreas e de satélite para realizar um estudo referente a um local para instalação de uma turbina eólica [27].

74 54 Aproveitamentos de energia eólica 4.2 Recurso Eólico Apresentando o vento um carácter inconstante ao nível da velocidade e direcção, tornase complexo caracterizar o potencial eólico em determinado local. Para tal recorre-se a uma variável aleatória representativa da velocidade do vento, e com recurso a distribuição de probabilidade. Foi concluído através de um série de estudos estatísticos envolvendo a velocidade horária do vento, que a distribuição de Weibull se mostra como uma distribuição estatística adequada à distribuição do vento. A velocidade do vento não apresenta uma variação significativa de ano para ano, ao contrário do que se verifica mensalmente. Assim para poder caracterizar o recurso, o tempo mínimo de medições a considerar deverá ser de um ano. Convém referir ainda que quanto maior for o tempo de medição do vento, maior será a fiabilidade das previsões. Na próxima função considera-se (m/s) como o valor médio anual da velocidade do vento num determinado local e a uma altura z do solo. representa o valor médio do vento numa hora. Como uma hora corresponde a 0,011% de um ano, actua como valor instantâneo da velocidade. Assim a função densidade de probabilidade de Weibull tem a seguinte expressão: (4.1) A função apresentada é caracterizada por dois parâmetros: k, que representa o parâmetro de forma, e apresenta tipicamente um valor entre 1 e 3 e A que representa o parâmetro de escala. Perante uma determinada velocidade de vento, um factor de forma baixo indica uma distribuição relativamente extensa de ventos em torno do valor médio. Já um factor de forma alto indica que a distribuição de valores do vento se dá de um modo mais concentrado em relação ao valor médio. Um factor de forma baixo leva a uma maior produção de energia para determinada velocidade média de vento. A próxima equação apresenta a relação entre o parâmetro A e a velocidade média anual do vento : Γ 1 1 (4.2) Nesta equação Γ representa a função gama, apresentada de seguida: Γ 0) (4.3) A função de distribuição encontra-se representada seguidamente, e caracteriza a probabilidade da velocidade do vento exercer um determinado valor V: F V t 0) (4.4) 54

75 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 55 Figura Exemplificação da função densidade de probabilidade de Weibull com Vma = 5 para diferentes valores de k No exemplo apresentado na figura 4-1, analisa-se que a representação da função densidade de probabilidade com k=3 apresenta menores variações de V em relação ao valor médio anual, que a função densidade de probabilidade com k=1, Energia extraída do recurso Estuda-se de seguida a capacidade dos aerogeradores de converter a energia cinética dos ventos em energia eléctrica. A energia cinética E (J) de uma massa de ar m (kg) a uma velocidade V (m/s) resulta da seguinte equação: 1 2 (4.5) A energia por unidade de tempo resulta na potência, que a qual irá resultar da equação seguinte, onde (kg/s) é o caudal mássico de ar que passa por uma área circular A ( : (4.6) Na fórmula (4.6) (kg/ ) representa a resistividade do ar. A densidade de potência, que representa a potência por unidade de área, pode ser obtida a partir da expressão anterior: ê 1 2 (4.7)

76 56 Aproveitamentos de energia eólica Considera-se uma massa de ar que chega à turbina com velocidade V=V1. Com a aproximação da massa de ar às pás do aerogerador, a velocidade começa a diminuir, atingindo o valor V2 e a pressão p2+. A velocidade decai depois para V3. Figura Relação entre a velocidade do vento ao passar pela turbina [28] A energia cinética aproveitada é a seguinte: 1 2 (4.8) A potência aproveitada: 1 2 (4.9) Através do teorema de Rankine-Froude, é possível assumir que a relação entre as velocidades, e é a seguinte: 2 (4.10) 1 4 (4.11) A relação entre a potência disponível e a potencia convertida representa o rendimento da turbina e resulta no coeficiente de potência, (4.12) 56

77 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 57 Para determinar o rendimento máximo deriva-se o coeficiente de potência em ordem a e iguala-se a 0: (4.13) Através da equação anterior chega-se à a seguinte igualdade que substituindo na equação (4.12) permite determinar o rendimento de conversão máximo: 3 (4.14) Assim, a substituição da igualdade na equação leva ao seguinte valor que representa o limite de potência que o rotor consegue extrair do vento, expresso em CP: ,3% (4.15) Este limite é conhecido como limite de Betz, e demonstra que a percentagem máxima de energia cinética possível de ser convertida em energia mecânica é 59,3% [28] Energia produzida anualmente As turbinas eólicas são caracterizadas por gerar uma potência máxima a uma determinada velocidade, acima da qual, o valor de potência de saída se mantém constante. A potência máxima é intitulada de potência nominal e quando a velocidade do vento para a qual esta é atingida é ultrapassada, a turbina é regulada para funcionar a potência constante, sendo para tal provocada artificialmente uma diminuição no rendimento da conversão. Na curva de potência do aerogerador verifica-se a potência nominal e velocidade à qual esta é atingida (velocidade nominal). Através da curva de potência e recorrendo à distribuição de velocidade do vento é possível determinar a energia obtida anualmente [29]: 8760 (4.16) 4.3 Componentes de um aerogerador Turbina eólica A turbina eólica é considerada o componente mais característico de um sistema eólico, já que se encontra a seu cargo a transformação de energia cinética dos ventos em energia mecânica proveniente da sua rotação. Assim, a sua configuração terá uma influência directa no rendimento global do sistema.

78 58 Aproveitamentos de energia eólica Existindo vários critérios para a classificação do rotor, destaca-se aqui como o mais importante, a orientação do eixo. Os rotores dividem-se assim em rotores de eixo horizontal e rotores de eixo vertical Eixo Horizontal As turbinas de eixo horizontal são os mais comuns. Estas são movidas por forças aerodinâmicas de arrasto e sustentação, actuando respectivamente, na direcção do escoamento e perpendicularmente ao escoamento. As forças de sustentação dependem da geometria do corpo e do ângulo de ataque (formado entre a velocidade relativa do vento e o eixo do corpo). Ambas as forças são proporcionais ao quadrado da velocidade relativa do vento. Assim, e para uma mesma velocidade de vento, o funcionamento das turbinas sob o efeito de forças de sustentação vai permitir produzir muito mais potência do que o funcionamento sob o efeito de forças de arrasto. As turbinas de eixo horizontal são predominantemente movidas por forças de sustentação e devem ter presentes mecanismos capazes de permitir que o disco varrido pelas pás esteja sempre em posição perpendicular ao vento [30]. As turbinas horizontais podem ser separadas em turbinas upwind e downwind. As turbinas upwind possuem o rotor posicionado frente ao vento. Sendo este o tipo de montagem mais comum, apresenta como principal vantagem evitar os esforços vibratórios causados pela torre nas pás. Este tipo de sistemas necessita no entanto de apresentar maior rigidez nas pás bem como de um mecanismo de orientação do rotor com o fluxo do vento. As turbinas downwind apresentam um rotor flexível e auto orientável dispensando assim o mecanismo de orientação do rotor, sendo esta vantagem mais apelativa no caso das pequenas turbinas. O facto das pás serem flexíveis, pode levar a um desgaste mais rápido destas quando comparadas com as pás usadas em turbinas upwind. É ainda de referir os esforços vibratórios causados nas pás pela torre [31][32]. Figura Demonstração do funcionamento de turbinas downwind e upwind 58

79 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia Eixo Vertical As turbinas de eixo vertical apresentam a vantagem de não necessitarem de mecanismos de acompanhamento de variações da direcção do vento, sendo portanto menos complexas. Possuem também um maior rendimento quando comparados com as turbinas de eixo horizontal. Dependendo do desenho do rotor, é possível prescindir de torre, encontrando-se o gerador no solo. Figura Turbina Darrieus [33] As turbinas do tipo Darrieus, são o um dos mais famosos exemplos de turbinas de eixo vertical. São movidas por forças de sustentação e na sua constituição, integram lâminas curvas (duas ou três) de perfil aerodinâmico, atadas pelas duas pontas ao eixo vertical [30] Transmissão e caixa multiplicadora A caixa de transmissão mecânica é colocada entre a turbina e o gerador, de modo a transmitir a energia mecânica da turbina ao gerador. Esta disposição é realizada de forma a adaptar a baixa velocidade da turbina (na faixa das 20 às 150 rpm) à velocidade de rotação mais elevada dos geradores convencionais ( 1200 a 1800 rpm). Os aerogeradores mais pequenos (inferiores a 10 kw) normalmente não necessitam de caixa multiplicadora Mecanismos de Controlo Os mecanismos de controlo têm o intuito de controlar a velocidade e orientação do rotor, a carga, etc. Os controlos possuem parâmetros mecânicos (velocidade, passo, freio), aerodinâmicos (posicionamento da turbina face) e electrónicos (controlo da carga). De modo a limitar a extracção de potência à potência nominal do aerogerador, são utilizados diversos princípios de controlo designados por passo fixo (stall) e passo variável (pitch). O sistema de passo fixo, muito utilizado no passado, continua hoje bem presente na concepção de aerogeradores de potência reduzida. Nas máquinas de maior dimensão é usual

80 60 Aproveitamentos de energia eólica encontrar um controlo de passo variável que oferece uma maior flexibilidade no modo de utilização Controlo de passo variável O controlo de passo variável é um sistema de controlo activo, que necessita de uma informação proveniente do gerador de potência. Quando a velocidade do vento aumenta levando a potência do gerador a ultrapassar o seu valor nominal, as pás da turbina serão rodadas em torno do seu eixo longitudinal. Assim se varia o ângulo de passo, reduzindo-se o ângulo de ataque do fluxo de ar. Dá-se uma variação nas forças que actuam na turbina, no sentido de diminuir a extracção de potência do vento, permitindo que a turbina opera à potência nominal Controlo de passo fixo O controlo de passo fixo é um sistema passivo que reage à velocidade do vento. Aqui as pás não podem rodar em torno do seu eixo longitudinal já que se encontram fixas. O ângulo de passo é assim determinado de modo a que, na presença de velocidades do vento superiores à velocidade nominal, seja possível deslocar, pelo menos parcialmente o escoamento em torno do perfil da pá da turbina, aumentando as forças de arrasto e diminuindo as forças de sustentação. Este aumento e diminuição das forças de arrasto e sustentação respectivamente, garante uma diminuição de potência da turbina. As pás da turbina apresentam uma pequena torção longitudinal, com o intuito de suavizar o efeito de perda de velocidade Vantagens dos tipos de controlo Ao nível de complexidade, o controlo de passo fixo apresenta uma maior simplicidade que o controlo de passo variável, já que carece de um sistema de mudança de passo. A manutenção necessária é menor, devido ao menor número de partes móveis. O controlo de passo variável permite ter controlo sob a potência activa perante todas as condições do vento. Permite que o aerogerador funcione à potência nominal, mesmo quando a massa específica do ar se apresenta baixa (grandes altitudes, altas temperaturas) e consegue efectuar paragens de emergência com a ausência de complexos sistemas de travagem. Para as mesmas condições de vento verifica-se uma maior produção de energia nos aerogeradores com controlo de passo. No entanto, o controlo de passo fixo mostra-se dominante no mercado, sendo mesmo o único controlo utilizado nos geradores eólicos de potência até aos 5 kw Torre A torre suporta o aerogerador, elevando a turbina a uma altura desejada de modo a tornar possível o aproveitamento do vento. Nos aerogeradores de grande porte, utilizam-se torres de aço, ou betão. Nos aerogeradores mais pequenos, usados em microgeração, a torre é geralmente constituída por um tubo de aço galvanizado espiado por cabos de aço, apresentando esta facilidade de montagem associada a um baixo custo. A torre também poderá ser metálica treliçada sem qualquer estrutura de apoio [27][29]. 60

81 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia Dimensionamento de um sistema eólico Características especiais do vento Apresentam-se de seguida várias características que deverão ser tidas em conta quando se pretende instalar um aerogerador Obstáculos Os edifícios, arvores, formações rochosas apresentam-se como obstáculos ao escoamento do vento, mostrando-se como causa de diminuição de velocidade do vento e fontes de turbulência, podendo a zona turbulenta se estender até cerca de três vezes a altura do obstáculo, e revelando uma maior intensidade na parte de trás do obstáculo Efeito de esteira O efeito de esteira é um importante efeito a considerar quando se pretende instalar mais do que uma turbina eólica, numa distância próxima. Como já foi referido, o vento após passar pela turbina, sai desta com um conteúdo energético consideravelmente inferior ao inicial. O vento que abandona a turbina encontra-se turbulento e com uma menor velocidade, de forma que é de boa prática considerar um espaçamento entre turbinas na direcção perpendicular do vento de três a cinco vezes o seu diâmetro, e na direcção preferencial espaçar de cinco a nove metros Rugosidade do Terreno A rugosidade do terreno está directamente relacionada com a perda de energia do vento. Quanto mais rugoso o terreno se encontra, maior é a perda de energia do vento. Assim, cidades e zonas de grande densidade florestal apresentam uma forte rugosidade, causando as zonas rurais, planícies e zonas agrícolas perdas muito mais atenuadas na energia dos ventos. O conceito classe de rugosidade está presente na indústria eólica, de modo a permitir avaliar as condições eólicas de um determinado local. Uma zona habitacional apresentará uma classe de rugosidade 3 ou 4, já a superfície do ocenao apresenta uma rugosidade de classe 0 [29][34] Cisalhamento O cisalhamento do vento consiste num efeito de corte deste, isto é, com a velocidade do vento diminui com a proximidade do solo. Como tal, a turbina de um aerogerador encontra-se sujeita a diferentes forças, consoante se encontra mais ou menos próxima do solo. É possível determinar a velocidade do vento para uma determinada altura, recorrendo à seguinte equação: (4.17)

82 62 Aproveitamentos de energia eólica Na equação e representam respectivamente a altura para a qual se pretende conhecer a velocidade e a altura de referencia, representa a velocidade na cota de referencia, e é o coeficiente de atrito da superfície [29] Escolha do local de instalação de uma turbina A turbina deve ser instalada em local de vento forte e persistente. A identificação de um local de interesse para proceder à instalação pode ser identificado utilizando mapas adequados, preferencialmente mapas de isoventos e complementar com visitas ao local. Tal permite realizar uma primeira estimativa do recurso eólico, ainda que bastante geral. Para proceder a uma caracterização mais detalhada do local aonde se pretende realizar a instalação, procede-se à realização de medições com o auxílio de anemómetros e sensores de direcção, sendo necessário que estes se encontrem bem expostos a todas as direcções do vento, com os obstáculos situados a pelo menos dez vezes a altura de instalação. Figura Sensor de direcção (superior) e anemómetro de copos[35] Apesar de apresentar uma constante de tempo inversamente proporcional à velocidade do vento, ou seja, a aceleração é mais rápida que a desaceleração, o anemómetro de copos é actualmente o tipo de anemómetro mais difundido. Os anemómetros sónicos oferecem a possibilidade de fornecer simultaneamente a direcção e velocidade do vento, permitindo recolher dados relativos à turbulência. A elevada frequência a que estes anemómetros amostram os dados contrapõe a sua gravação de modo descontínuo, de modo a não preencher rapidamente os sistemas de armazenamento de dados. Apresentam como principal desvantagem um preço mais elevado. 62

83 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 63 Figura Anemómetro sónico [36] A medição efectuada pelos anemómetros dá-se através de uma tensão variável, proporcional à velocidade do vento. Os anemómetros requerem uma calibração prévia, sendo aconselhável recalibrar durante longos períodos de uso. Nos sensores de direcção, a direcção é determinada através de uma tensão proporcional, sendo usualmente a tensão máxima obtida para o norte relativo ao corpo do instrumento, requerendo assim que o sensor seja previamente posicionado de modo correcto. Os dados adquiridos são enviados a um sistema de armazenamento de dados. É recomendável que este sistema, caso se encontre instalado ao ar livre (muitas vezes sobre condições meteorológicas hostis, já que são estes locais que possuem melhores ventos) possua uma boa capacidade de isolamento. Uma outra hipótese será transferir os dados recolhidos por linha telefónica Perfil dos Ventos As medições efectuadas da velocidade média e direcção do vento são registadas em tabelas, gráficos de frequências ou rosas-dos-ventos. Na imagem seguinte apresentam-se duas rosas-dos-ventos divididas em 12 secções de 30º, englobando dados referentes a medições efectuadas na cidade do Porto, para dois meses distintos Março e Setembro, respectivamente os meses mais e menos ventosos do ano, sendo nelas perceptível a distribuição percentual das direcções em que o vento sopra. Assim é possível analisar que em Setembro o vento se deslocou essencialmente na direcção de Noroeste no total de 35% de vento nessa direcção, enquanto em Março, o vento se repartiu essencialmente por noroeste e sudoeste.

84 64 Aproveitamentos de energia eólica Figura Rosa dos Ventos referente ao mês de Março (esquerda) e mês de Setembro no Porto A velocidade do vento e a direcção tornam-se importantes para determinar a orientação inicial das turbinas em relação ao vento. Caso os dados dos quais se disponha sejam referidos a um ano, torna-se necessário saber se este foi um ano representativo, dúvida que se ultrapassa caso se possuam medições de mais anos. No caso de apenas se possuir a medição referente a um ano, os dados disponíveis poderão ser comparados com dados provenientes de estações meteorológicas próximas. Através de correlações estabelecidas com esses dados será possível estender a representatividade das medições a um número significativo de anos Componentes de um sistema eólico Seguidamente serão apresentados os vários componentes que integram um sistema microeólico ligado à rede. Figura Esquema de um sistema micro-eólico ligado à rede BT 64

85 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia Aerogerador Para gerar energia nos micro-aerogeradores são utilizados predominantemente geradores síncronos trifásicos, sendo este um tipo de gerador pouco comum nos aerogeradores de grande porte. Este tipo de geradores não possuí caixa de velocidades, sendo portanto de pólos salientes. Como o gerador é ligado directamente à turbina, o número de pólos do compensa a baixa velocidade a que este funciona. A eliminação da caixa de velocidades pode ser vista de um modo benéfico, já que conduz a uma redução de peso e ruído do gerador, bem como a uma ausência da manutenção regular provocada por esta [38]. Devido à velocidade variável do rotor e à excitação permanente do gerador síncrono, a tensão de saída AC varia em termos de frequência e amplitude Rectificador A corrente proveniente do gerador é trifásica e alternada e necessita de ser rectificada. Assim é usado um rectificador trifásico de ponte completa. Figura Ligação do aerogerador a um rectificador trifásico de ponte completa É requerido que a tensão de ripple proveniente do rectificador não exceda os 10 %. Alguns fornecedores incluem o rectificador integrado na turbina, tendo nas restantes vezes de ser adquirido em separado. Os fabricantes do inversor costumam incluir os valores das grandezas de entrada referentes à tensão e corrente após a saída do rectificador [39] Controlador de tensão É necessária a inclusão de um controlador de tensão equipado com uma carga de derivação, que protege o inversor contra sobretensões. As sobretensões podem ocorrer: Perante grandes velocidades de rotação sobre fortes ventos. Um aumento da velocidade da turbina causado por desligar o inversor da rede. A carga de derivação apresenta-se como um elemento necessário para onde é enviada a sobretensão de modo a reduzir a velocidade e consequentemente o valor de da tensão.

86 66 Aproveitamentos de energia eólica Figura Funcionamento da carga de derivação [40] Como se pode analisar pela figura 4-8, quando a tensão atinge o valor crítico, o seu valor baixa imediatamente, correspondendo este efeito à entrada em acção da carga de derivação. Quando a tensão ao descer, atinge um certo limite, esta deixa de ser escoada para a carga de derivação e volta a ser enviada para o inversor. A carga de derivação pode se encontrar ligada a sistema de aquecimento de água ou ar. É recomendável que a carga de derivação se encontre montada a uma certa distância do rectificador[39][41] Inversor Tal como se verificou no gerador fotovoltaico, também aqui o inversor possibilita estabelecer a ponte entre o gerador e a rede. A corrente continua proveniente do rectificador é transformada em corrente alternada novamente, mas encontrando-se de acordo com a frequência e nível de tensão da rede a que se pretende ligar, sendo para efeitos de micro geração respectivamente 50 Hz e 230 V. Para tal encontram-se integrados transformadores de isolamento em alguns inversores comercializados. O lado DC do circuito deve incluir um disjuntor de acordo com a norma DIV VDE que permita ao gerador ser desconectado do inversor [39] Cabos Cabo de ligação do aerogerador ao rectificador Considera-se que a queda máxima de tensão desde a turbina até ao rectificador não deve ser superior a 1%. Serão necessários percorrer as três fases para conectar o gerador ao rectificador. O dimensionamento da secção dos cabos utilizados desde a turbina até ao rectificador é efectuado recorrendo à seguinte fórmula: 1% (4.18) 66

87 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 67 Aqui e representam respectivamente a tensão e a corrente nominal em cada fase do gerador. é o comprimento que cada cabo terá e / Ω é a condutividade eléctrica do material do qual é feito o cabo. O resultado obtido é arredondado para a secção normalizada de valor imediatamente superior ao obtido. Para além das condições de tensão e corrente regulamentares, os condutores deverão apresentar ainda protecção contra raios UV. Deverá haver o cuidado de verificar se existem extremidades pontiagudas ao longo da estrutura do aerogerador que possam danificar o cabo e consequentemente o bom funcionamento do sistema. Os cabos devem ser fixados recorrendo a braçadeiras ou a outro método adequado. Cabo de ligação do rectificador ao inversor O cabo principal DC estabelece neste caso a ligação entre o rectificador e o inversor. Quando a caixa de junção do gerador se encontra no exterior referido cabo deve ser entubado, de modo a conferir protecção contra raios UV. Para dimensionar os cabos, assumindo uma queda de tensão máxima na linha de 1%, é possível utilizar seguinte formula que retorna a secção transversal do cabo a usar : 2 1% (4.19) Na fórmula representa o comprimento do cabo da fileira, e representam respectivamente a corrente nominal e tensão nominal provenientes do rectificador. O resultado obtido em é arredondado para o valor superior mais próximo das secções dos cabos standard disponíveis Ligação à rede Não se sentiu necessidade de comentar os componentes do sistema a partir do inversor, pois estes são iguais aos apresentados para o sistema fotovoltaico, assim como o estabelecimento de ligação à rede.

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89 Capítulo 5 Análise de sistemas fotovoltaicos Neste capitulo proceder-se-á a um dimensionamento e respectiva análise económica de diversos sistemas fotovoltaicos a serem instalados na zona do Porto para ligação à RESP, pretendendo-se que tais usufruam do regime de tarifa bonificado no DL 363/07. Na constituição dos sistemas irão ser variados os componentes a incluir, o número de módulos, a potência dos geradores (inferior e superior à potência máxima de ligação) e o tipo de suportes utilizados. Para determinar a energia produzida pelos sistemas recorreu-se aos programas de análise de desempenho de sistemas solares Soltern 5.0 e PVSYST. O Soltern 5.0 apresenta na sua base de dados, informação referente a diversas localidades portuguesas, sendo no entanto pouco flexível a nível de cálculo, enquanto o PVSYST possui um maior leque de opções. Assim o uso maioritário do PVSYST foi, quando necessário, complementado com informação proveniente do Soltern Sistemas subdimensionados Os sistemas a dimensionar são referidos neste ponto como sistemas subdimensionados, já que a potência de operação atingida pelos geradores não ultrapassa a potência máxima de ligação è rede Painéis seleccionados Nesta primeira abordagem pretende-se comparar o uso de módulos fotovoltaicos policristalinos e monocristalinos. Para tal serão dimensionados sistemas fotovoltaicos recorrendo aos painéis BP 3170N e BP 4175N Inversor O inversor escolhido foi o SMA Sunny Boy Este inversor, bastante popular no mercado, trata-se de uma versão do Sunny Boy 3800 especial lançada em Portugal, que limita a potência de saída a 3,68 kw ao invés dos 3,8 kw do modelo base.

90 70 Análise de sistemas fotovoltaicos Figura Ligações do Inversor Sunny Boy 3680 [42] O Sunny Boy 3680 dispensa o uso de caixa de junção, sendo as fileiras ligadas directamente aos terminais deste, num máximo de 3 séries. Na figura é possível verificar a ligação do cabo de saída AC, bem como do cabo de comunicação, que permite a ligação do inversor a interfaces de comunicação, para a transmissão de dados relativos à performance do sistema. Não sendo o sistema de comunicação uma parte requerente ao funcionamento de uma unidade fotovoltaica, dispensa-se a sua inclusão neste dimensionamento, ainda que se reconheça que os valores retornados pelo referido sistema possam contribuir para o melhoramento do aproveitamento fotovoltaico em questão. O Inversor inclui também díodos de desacoplamento, transformador e interruptor DC [42]. O painel fotovoltaico BP 3170N é um módulo policristalino de 170 W, de dimensões 1593x790 mm [43]. Optou-se por realizar uma montagem de 21 painéis, que correspondem a uma potência de 3,6 kwp utilizando a configuração apresentada na figura 5-2. Figura Configuração introduzida no programa PVSYST utilizando 21 módulos BP 3170N A tensão máxima de circuito aberto, que pode surgir com uma temperatura das células de -10 C, não deve exceder a tensão máxima de entrada do inversor. Deste modo os 21 painéis serão distribuídos por 3 fileiras de 7 painéis ligadas em paralelo. Assim a tensão Vca (345 V) que sai do gerador é inferior à tensão de entrada máxima estipulada na datasheet do inversor. Verifica-se também que a corrente máxima admissível à entrada do inversor é respeitada. Vmpp do gerador (213 V) encontra-se dentro do dominio de Vmpp do inversor. 70

91 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia Dimensionamento dos cabos O cabo de fileira dimensiona-se como previsto em , dependo este entre outros factores, do comprimento. Para um comprimento de 20 m, a secção mínima normalizada a usar será 2,5 mm². Tabela 5-1 Dimensionamento do cabo de fileira do sistema com 21 módulos BP3170N Dimensionamento do cabo de fileira Comprimento do cabo de fileira (m) 20 Corrente da fileira (A) 4,8 Tensão da fileira (V) 213 Condutividade elect. do cobre(m/(ohm mm²)) 56 Secção mínima (mm²) 1, Na datasheet do inversor recomenda-se que o cabo AC tenha uma secção mínima de 4 mm², para um comprimento máximo de 16 m. Verifica-se que este dimensionamento é realizado de modo a que a queda de tensão não seja superior a 1% no cabo AC, tendo a teoria apresentada em permitido quedas de tensão até 3% no cabo AC. Tabela Dimensionamento do cabo AC considerando 3% e 1% de queda de tensão máxima admissível Dimensionamento do cabo AC Dimensionamento do cabo AC Comprimento do cabo AC(m) 20 Comprimento do cabo AC(m) 20 Corrente nominal AC (A) 16 Corrente nominal AC (A) 16 Tensão da rede (V) 230 Tensão da rede (V) 230 Condutividade elect. do cobre(m/(ohm mm²)) 56 Condutividade elect. do cobre(m/(ohm mm²)) 56 Queda de tensão máxima admissível 0,03 Queda de tensão máxima admissível 0,01 Secção mínima (mm²) 1, Secção mínima (mm²) 4, No entanto optou-se por seguir a regra sugerida pela datasheet, e dimensionar o cabo para um comprimento máximo de 25 m, que resulta numa secção mínima de 6 mm². Junta-se assim ao orçamento uma bobina de 100 m de cabo isolado com alma de cobre de 6 mm², com o intuito de cobrir as necessidades de cabo AC e cabo de fileira, já que a diferença de preços de cabos se torna desprezável no orçamento, e vendo esta unificação benéfica em termos de facilidade de aquisição e transporte de material.

92 72 Análise de sistemas fotovoltaicos Conectores Utilizam-se três pares de conectores que permitirão ligar as três fileiras ao inversor Suporte dos Módulos Consideram-se suportes feitos à medida do gerador. Estes suportes, de grande simplicidade, chegam a ser fabricados pela empresa instaladora, de acordo com o número de módulos que se pretende instalar. O preço do suporte será determinado consoante o número de módulos usados sendo o preço por módulo Contador O contador utilizado será o ACE SL7000 equipado com o respectivo modem GSM, tendo-se verificado que este se encontra certificado para o uso em instalações de microgeração, e que o modem cumpre as exigências da lei acerca da telecontagem Portinhola A Portinhola utilizada será uma P100, que se encontra em conformidade com a DMA-C62-815N, conforme indicado no ponto Orientação Nesta primeira abordagem, como se pretende suportes de inclinação fixa, procurou-se encontrar o ângulo que maximizava a produção de um sistema fotovoltaico instalado na área do Porto. Para obter tal resposta, utilizou-se o programa Soltern 5.0 que retornou uma inclinação de 34º. Inseriu-se então o valor no programa PVSYST. O painel encontra-se orientado para sul, ou seja com um azimute de 0º. Figura Orientação do sistema fotovoltaico com inclinação fixa Disposição do sistema Um sistema deste tipo poderia ser disposto por exemplo em 3 fileiras com 7 módulos. A distância entre fileiras foi dimensionada de modo a não existir sombreamento causado pelos módulos. Assim as fileiras teriam um espaçamento de 3,13 m. Para instalar este sistema será necessária uma área livre de 57,36 m². 72

93 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia Evolução da tarifa Para efeitos de cálculo do payback do sistema, considerou-se um aumento de 10 MW anuais que conduziriam a uma diminuição de 5% da tarifa em vigor. Para um sistema instalado em 2008, a tarifa de 0,65 por kw manter-se-á durante 5 anos adicionais ao ano de instalação passando depois a energia fornecida pelo sistema fotovoltaico à rede a ser vendida segundo a tarifa de regime bonificado em vigor, durante 10 anos. Ao fim desses 10 anos a energia passa a ser vendida ao preço da tarifa de regime geral. Para a tarifa de regime geral considerou-se um aumento médio anual de 3,2%, com base no crescimento que esta obteve nos últimos 6 anos[44]. O tempo de vida destes sistemas é apontado para 20 anos. Assim e com base nestas informações, apresenta-se na tabela 5-3 a evolução da tarifa de regime bonificado para 20 anos. Tabela Evolução da tarifa de uma instalação efectuada em 2008 Ano Contagem dos anos Evolução da tarifa dew regime bonificado, considerando aumento de 10 MW de potência instalada por ano Evolução da tarifa de Regime geral, considerando crescimento médio anual de 3,2% Evolução da tarifa de uma instalação em ,65 0,11 0, ,62 0,11 0, ,59 0,12 0, ,56 0,12 0, ,53 0,12 0, ,50 0,13 0, ,48 0,13 0, ,45 0,14 0, ,43 0,14 0, ,41 0,14 0, ,39 0,15 0, ,37 0,15 0, ,35 0,16 0, ,33 0,16 0, ,32 0,17 0, ,30 0,17 0, ,29 0,18 0, ,27 0,18 0, ,26 0,19 0, ,25 0,19 0, ,23 0,20 0, Orçamento total utilizando módulos BP 3170N Seguidamente apresenta-se na tabela 5-4 o orçamento para o sistema que se tem vindo a dimensionar.

94 74 Análise de sistemas fotovoltaicos Tabela Orçamento para sistema fotovoltaico com 21 módulos BP 3170N Componente Preço unitário Quantidade Preço total Painel BP 3170N 700, ,40 Conectores MC-T4 (macho) 1,79 3 5,38 Conectores MC-T4 (fêmea) 2,06 3 6,17 Inversor Sunny Boy , ,00 Suporte dos Módulos 90, ,00 Cabo (100m/secção 6mm²) 96, ,42 Contador de Energia Eléctrica 750, ,00 Caixa para contador 45, ,00 Portinhola 115, ,00 Transporte e Montagem 1.500, ,00 Total , Análise energética utilizando módulos BP 3170N Na figura 5-4 é observável a previsão energética obtida com o programa PVSYST, para os vários meses do ano utilizando o sistema apresentado anteriormente. Prevê-se que este sistema apresente um fornecimento de 4880 kwh por ano. Para este sistema a TIR e o VAL obtidos são apresentados na tabela 5-5. O payback obtido foi de 6,77 anos. Figura Produção anual de um sistema fotovoltaico de 21 módulos BP 3170N Tabela 5-5 -TIR e VAL do sistema fotovoltaico de 21 módulos BP 3170N TIR 10,42% VAL ,55 74

95 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia Orçamento total utilizando módulos BP 4175N Na presente análise substituíram-se os painéis BP 3170N, pelos painéis BP 4175N, mantendo-se o número e a disposição dos módulos. Os painéis BP 4175N são módulos monocristalinos, de 175 Wp com as mesmas dimensões do BP 3170N [45], sendo o interesse desta próxima montagem, estabelecer uma comparação entre tecnologias monocristalinas e policristalinas. Pretendia-se inicialmente utilizar os painéis BP 4170, mas a indisponibilidade destes no mercado português levou a que se utilizassem os BP 4175N. Ainda assim efectuou-se uma análise da produção anual de um gerador constituído por 21 painéis BP 4170 e verificouse que os valores obtidos diferiam em 1% dos valores obtidos com 21 painéis BP 4175N. Figura Configuração introduzida no software PVSYST utilizando 21 módulos BP 4175N Verificou-se que os valores apresentados à saída do gerador fotovoltaico se encontravam em conformidade com os requisitados pelo inversor. Determinou-se novamente a secção mínima dos cabos de fileira, estando o valor obtido para a secção mínima sem estar normalizada apresentado na tabela 5-6. Tabela Dimensionamento do cabo de fileira do sistema com 21 módulos BP 4175N Dimensionamento do cabo de fileira Comprimento do cabo de fileira (m) 20 Corrente da fileira (A) 4,9 Tensão da fileira (V) 211 Condutividade elect. do cobre(m/(ohm mm²)) 56 Secção mínima (mm²) 1, Visto a secção mínima normalizada do cabo de fileira se manter nos 2,5 mm², e o dimensionamento do cabo AC permanecer igual, está verificado que o dimensionamento anterior pode ser mantido. Os restantes componentes do sistema fotovoltaico escolhidos na primeira montagem mantêm-se sendo o orçamento total apresentado na tabela 5-7.

96 76 Análise de sistemas fotovoltaicos Tabela Orçamento para sistema fotovoltaico com 21 módulos BP 4175N Componente Preço unitário Quantidade Preço total Painel BP 4175N 755, ,49 Conectores MC-T4 (macho) 1,79 3 5,38 Conectores MC-T4 (fêmea) 2,06 3 6,17 Inversor Sunny Boy , ,00 Suporte dos Módulos 90, ,00 Cabo (100m/secção 6mm²) 96, ,42 Contador de Energia Eléctrica 750, ,00 Caixa para contador 45, ,00 Portinhola 115, ,00 Transporte e Montagem 1.500, ,00 Total , Análise energética utilizando módulos BP 4175N A previsão energética obtida com o programa PVSYST, para os vários meses do ano utilizando este sistema pode ser observada na figura 5-6. Prevê-se que este sistema forneça anualmente 5013 kwh. A TIR e o VAL obtidos estão expostos na tabela 5-8. O payback deste sistema é de 7,02 anos. Figura Produção anual de um sistema fotovoltaico de 21 módulos BP 4175N Tabela TIR e VAL do sistema fotovoltaico de 21 módulos BP 4175N TIR 9,92% VAL ,80 76

97 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia Sistemas fixos sobredimensionados Considera-se no entanto que estes dois sistemas aqui apresentados se encontram subdimensionados. Apesar da potência nominal dos geradores se apresentarem como 3,6 e 3,7 kwp, na realidade os sistema encontrar-se-ão a trabalhar a potências inferiores, já que apenas em condições ideais é que se atingiriam a referidas potências. Assim, no próximo passo irão ser apresentados resultados obtidos para sistemas dimensionados de modo a que se obtenha à saída do gerador uma potência de saída do gerador superior a 3,68 kw, já que o inversor se encarrega de limitar essa potência à máxima permitida pelo decreto-lei Orçamento total utilizando módulos BP 3170N Utilizando os mesmos componentes, e mantendo a orientação e disposição, acrescentouse assim um módulo fotovoltaico a cada fileira existente, ficando o gerador constituído por um total de 24 módulos fotovoltaicos. Utilizando painéis BP 3170N verifica-se que a potência nominal aumentou para 4,1 kwp. Figura Configuração introduzida no programa PVSYST utilizando 24 módulos BP 3170N Verifica-se que Vac e Vmpp respeitam os valores de operação do inversor anteriormente seleccionado. Um aumento de módulos em série conduziu a um aumento de tensão por série, que por sua vez levou a uma diminuição da secção mínima do cabo de fileira, que quando normalizado já se encontrava no valor mínimo disponível. Assim o dimensionamento do cabo mantém-se como se tinha verificado anteriormente. Com a inclusão de um painel a mais em cada série a área ocupada pelo sistema irá aumentar para 65,55 m². O orçamento do qual consta apenas um aumento no valor total dos painéis e dos suportes é apresentado na tabela 5-9.

98 78 Análise de sistemas fotovoltaicos Tabela Orçamento para sistema fotovoltaico com 24 módulos BP 3170N Componente Preço unitário Quantidade Preço total Painel BP 3170N 700, ,60 Conectores MC-T4 (macho) 1,79 3 5,38 Conectores MC-T4 (fêmea) 2,06 3 6,17 Inversor Sunny Boy , ,00 Suporte dos Módulos 90, ,00 Cabo (100m/secção 6mm²) 96, ,42 Contador de Energia Eléctrica 750, ,00 Caixa para contador 45, ,00 Portinhola 115, ,00 Transporte e Montagem 1.500, ,00 Total , Análise energética utilizando módulos BP 3170N Prevê-se que este sistema forneça anualmente 5579 kwh. Determinou-se a TIR e o VAL do projecto, estando os valores obtidos apresentados na tabela O payback obtido será de 6,54 anos. Figura Produção anual de um sistema fotovoltaico de 24 módulos BP 3170N Tabela TIR e VAL do sistema fotovoltaico de 24 módulos BP 3170N TIR 10,911% VAL ,87 78

99 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia Orçamento total utilizando módulos BP 4175 N Substituíram-se novamente os módulos BP 3170N pelos BP 4175N, tendo-se assim 24 painéis BP 4175N dispostos por três séries. Figura Configuração introduzida no programa PVSYST utilizando 24 módulos BP 4175N A variação verificada nos valores Vac e Vmpp é pequena, mantendo-se estes dentro dos valores de operação do inversor. O dimensionamento do cabo de fileira efectuado anteriormente também se mantém visto a secção mínima normalizada continuar com o mesmo valor. Assim, o orçamento do sistema será o apresentado na tabela Tabela Orçamento para sistema fotovoltaico com 24 módulos BP 4175N Componente Preço unitário Quantidade Preço total Painel BP , ,56 Conectores MC-T4 (macho) 1,79 3 5,38 Conectores MC-T4 (fêmea) 2,06 3 6,17 Inversor Sunny Boy , ,00 Suporte dos Módulos 90, ,00 Cabo (100m/secção 6mm²) 96, ,42 Contador de Energia Eléctrica 750, ,00 Caixa para contador 45, ,00 Portinhola 115, ,00 Transporte e Montagem 1.500, ,00 Total , Análise energética utilizando módulos BP 4175N Procedeu-se à determinação da energia fornecida por este sistema, sendo o resultado exposto na figura Prevê-se que o sistema em causa irá fornecer 5731 kwh anualmente. Os valores obtidos com o cálculo da TIR e do VAL encontram-se na tabela O payback do sistema será de 6,8 anos.

100 80 Análise de sistemas fotovoltaicos Figura Produção anual de um sistema fotovoltaico de 24 módulos BP 4175N Tabela TIR e VAL do sistema fotovoltaico de 24 módulos BP 4175N TIR 10,372% VAL , Sistemas de um eixo Os 24 painéis serão agora montados num suporte que permite variar o ângulo de inclinação entre 20º e 60º, podendo este ser adaptado consoante a época do ano, de modo a melhorar o desempenho do sistema. Os painéis continuarão com uma orientação a sul. Figura Orientação dos painéis de um eixo Suporte dos módulos Será usado um único suporte de módulos, que dispõe os 24 painéis ao longo de 3 filas. Este suporte já engloba os 24 módulos, ocupa uma área menor que o suporte anteriormente apresentado, no entanto devido à sua dimensão e elevação provoca um impacto visual bastante maior. 80

101 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 81 A área ocupada por este gerador será 28,86 m, que corresponde à disposição dos painéis perante o menor ângulo de inclinação Orçamento total utilizando módulos BP 3170N Tendo-se o restante dimensionamento mantido igual ao anteriormente estipulado, o orçamento total do sistema é apresentado na tabela Tabela Orçamento para um sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 3170N Componente Componente Preço unitário Quantidade Painel BP , ,60 Conectores MC-T4 (macho) 1,79 3 5,38 Conectores MC-T4 (fêmea) 2,06 3 6,17 Inversor Sunny Boy , ,00 Suporte dos Módulos 2.560, ,00 Cabo (100m/secção 6mm²) 96, ,42 Contador de Energia Eléctrica 750, ,00 Caixa para contador 45, ,00 Portinhola 115, ,00 Transporte e Montagem 1.500, ,00 Total , Análise energética utilizando módulos BP 3170N Foi definida uma inclinação para o período de Inverno e outra para o período de Verão, sendo cada, adoptada durante 6 meses. Os meses de Inverno encontram-se assinalados na figura Figura Sistema de um eixo com duas variações anuais Assim através destas variações, que permitem aproveitar melhor a radiação solar directa no Verão e difusa no Inverno, seria possível fornecer-se à rede anualmente 5753 kwh. No entanto e com vista a melhorar o desempenho deste sistema, considerou-se a possibilidade de estabelecer diversas variações de inclinação dos painéis, com o intuito de procurar para cada período, a inclinação que maximiza a produção de energia. A energia fornecida ao longo de um ano pelo sistema assim dimensionado é apresentada na figura O sistema fornece

102 82 Análise de sistemas fotovoltaicos 5837 kwh por ano, segundo a previsão efectuada. O VAL e a TIR encontram-se aprestados na tabela O payback determinado foi de 6,30. Figura Produção anual de um sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 3170N Tabela TIR e VAL do sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 3170N TIR 11,449% VAL , Orçamento total utilizando módulos BP 4175N Mantendo o sistema fotovoltaico e alterando apenas o modelo dos painéis, usando agora os BP 4175N, obtêm-se o orçamento que se encontra exposto na tabela Tabela Orçamento para um sistema FV de um eixo com módulos BP 4175N Componente Componente Preço unitário Quantidade Painel BP , ,56 Conectores MC-T4 (macho) 1,79 3 5,38 Conectores MC-T4 (fêmea) 2,06 3 6,17 Inversor Sunny Boy , ,00 Suporte dos Módulos 2.560, ,00 Cabo (100m/secção 6mm²) 96, ,42 Contador de Energia Eléctrica 750, ,00 Caixa para contador 45, ,00 Portinhola 115, ,00 Transporte e Montagem 1.500, ,00 Total ,53 82

103 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia Análise energética utilizando módulos BP 4175 N Estabelecendo apenas duas variações anuais de inclinação, com um ângulo de 20º no Verão e 60º no Inverno, obteve-se um fornecimento anual de 5908 kwh. Ao considerar diversas variações de inclinação dos painéis, foi possível aumentar o fornecimento de energia para 5996 kwh. O modo como a energia fornecida se encontra distribuída pelos vários meses está explicitado na figura A TIR e o VAL calculados para este caso encontram-se na tabela O payback do sistema será de 6,54 anos. Figura Produção anual de um sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 4175N Tabela TIR e VAL do sistema fotovoltaico de um eixo com módulos BP 4175N TIR 10,916% VAL , Sistemas de dois eixos Substitui-se nos próximos dimensionamentos o suporte de um eixo por três suportes de dois eixos, que permitirá para além de ajustar a inclinação, seguir a trajectória do sol ao longo do dia. Figura Sistema dois eixos

104 84 Análise de sistemas fotovoltaicos Suporte dos módulos O suporte a utilizar será o EtaTrack Este permite um movimento azimutal que percorre os ângulos de -90º a 90º, e uma variação de inclinação de 0 a 45º. O EtaTrack permite a instalação de 10 m² de painéis [46]. Pretendendo-se distribuir os 24 módulos por três suportes ter-se-á uma área total de 10,24 m², sendo este sobredimensionamento de 2,4% aceitável. Figura Comprimento da diagonal dos módulos dispostos no suporte e disposição do suporte visto de frente Figura Medições necessárias para o cálculo da altura h Sendo 45º a inclinação que é passível de causar maior sombra, parte-se deste valor para determinar a distância entre suportes. Assim, como os módulos são dispostos na diagonal, considera-se a altura h como a soma do cateto oposto do triângulo formado pelos módulos de 2,97 m com os 1,02 m que elevam estes do solo, que permitiu depois calcular a distancia que minimiza as perdas de dimensionamento. Assim concluiu-se que os módulos terão de estar distanciados 15,57 m. Se os suportes forem colocados sequencialmente em linha recta, a área necessária para esta instalação seria de 168,24 m². 84

105 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia Cabos Foi calculada a secção mínima possível para o cabo de fileira tendo-se arbitrado uma distância máxima de 50 m, do painel mais distante ao inversor. O valor mínimo normalizado seria 4 mm² de secção tendo-se portanto prosseguido com a aquisição de cabo de 6 mm². Devido à grande distância a que os suportes se encontram de modo a minimizar o efeito de sombra, resolveu-se incluir duas bobinas de 100 m cabo de 6 mm² de secção. Tabela Dimensionamento do cabo de fileira do sistema de dois eixos com módulos BP3170N Dimensionamento do cabo de fileira Comprimento do cabo de fileira (m) 50 Corrente da fileira (A) 4,8 Tensão da fileira (V) 244 Condutividade elect. do cobre(m/(ohm mm²)) 56 Secção mínima (mm²) 3, Orçamento total utilizando módulos BP 3170N O orçamento para este sistema é apresentado na tabela 5-18 Tabela Orçamento para um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 3170N Componente Preço unitário Quantidade Preço total Painel BP 3170N 700, ,60 Inversor Sunny Boy , ,00 Conectores MC-T4 (macho) 1,79 3 5,38 Conectores MC-T4 (fêmea) 2,06 3 6,17 Suporte dos Módulos EtaTrack 1.499, ,00 Cabo (100m/secção 6mm²) 96, ,84 Contador de Energia Eléctrica 750, ,00 Caixa para contador 45, ,00 Portinhola 115, ,00 Transporte e Montagem 1.500, ,00 Total , Análise energética utilizando módulos BP 3170N A energia fornecida mensalmente por este sistema fotovoltaico durante um ano é apresentada na figura 5-18, sendo fornecidos por ano 7325 kwh. A TIR e o VAL calculados encontram-se na tabela O payback obtido foi 5,51 anos.

106 86 Análise de sistemas fotovoltaicos Figura Produção anual de um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 3170 N Tabela TIR e VAL do sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 3170 N TIR 13,927% VAL , Orçamento total utilizando módulos BP 4175N Substituindo os módulos BP 3170N pelos BP 4175N, no sistema anteriormente referido, e verificando que o dimensionamento de cabos efectuado em se mantém correcto perante as fileiras de painéis BP 4175N, obtêm-se o orçamento exposto na tabela Tabela Orçamento para um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 4175N Componente Preço unitário Quantidade Preço total Painel BP , ,56 Inversor Sunny Boy , ,00 Conectores MC-T4 (macho) 1,79 3 5,38 Conectores MC-T4 (fêmea) 2,06 3 6,17 Suporte dos Módulos EtaTrack 1.499, ,00 Cabo (100m/secção 6mm²) 96, ,84 Contador de Energia Eléctrica 750, ,00 Caixa para contador 45, ,00 Portinhola 115, ,00 Transporte e Montagem 1.500, ,00 Total ,95 86

107 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia Análise energética utilizando módulos BP 4175N A produção anual repartida mensalmente é vista na figura. A energia fornecida à rede anualmente será 7528 kwh. A TIR e o VAL deste projecto encontram-se na tabela O payback foi de 5,63 anos. Figura Produção anual de um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 4175N Tabela TIR e VAL do sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos BP 4175N TIR 13,465% VAL , Orçamento total utilizando módulos Sanyo HIP-210 Para termo de comparação, optou-se por dimensionar um novo gerador, utilizando 18 módulos do tipo Sanyo HIP-210 NKHE1. Estes módulos são policristalinos e apresentam 210kW e 1593x790 mm de dimensões [47], e poderão ser montados de dois modos distintos, dispondo os 18 módulos em duas ou três séries. As configurações possíveis e valores originados estão expostas nas imagens 5-20 e Em ambos os casos os valores de tensão Vmpp e Vac, e corrente Icc encontram-se dentro dos limites estipulados para o correcto funcionamento do inversor. No entanto a escolha vai recair na montagem de três séries de 6 módulos ligadas em paralelo, visto a tensão Vac obtida na outra montagem se encontrar muito próxima do valor máximo permitido de tensão de entrada do inversor (500V).

108 88 Análise de sistemas fotovoltaicos Figura Configuração introduzida no software PVSYST utilizando 18 módulos Sanyo HIP-210, dispostos em duas séries Figura Configuração introduzida no software PVSYST utilizando 18 módulos Sanyo HIP-210, dispostos em três séries De modo a simplificar o sistema, os 18 módulos serão repartidos por dois suportes distintos, o Etatrack 1000 e o Etatrack O Etatrack 1500 é um suporte bastante semelhante ao Etatrack 1000, já utilizado nos dimensionamentos anteriores, no entanto suporta uma área de painéis superior, de 15 m². Assim colocar-se-iam 11 painéis no suporte Etatrack 1500, ocupando uma área total de m², sendo os restantes 7 montados num suporte Etatrack 1000, ocupando uma área de 8,96 m². A distância entre módulos dimensionada no ponto mantém-se, sendo necessário que quando colocados em fila orientada a sul, o suporte Etatrack 1000 seja colocado primeiro, já que a sombra causada por este é menor. A secção mínima normalizada do cabo de fileira, considerando um comprimento de 50 m é de 6 mm². Assim, o dimensionamento realizado anteriormente continua válido para este sistema fotovoltaico. Devido à dimensão e grandes distâncias que este gerador ocupa, incluise no orçamento duas bobinas de 100m de cabo de cobre de secção 6 mm². O orçamento deste sistema fotovoltaico apresenta-se na tabela

109 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 89 Tabela Orçamento para um sistema FV de dois eixos com módulos Sanyo HIP-210 Componente Preço unitário Quantidade Preço total Painel Sanyo HIP- 210 NKHE1 865, ,60 Inversor Sunny Boy , ,00 Conectores MC-T4 (macho) 1,79 2 3,59 Conectores MC-T4 (fêmea) 2,06 2 4,11 Suporte dos Módulos EtaTrack 90, ,00 Cabo (100m/secção 6mm²) 96, ,42 Contador de Energia Eléctrica 750, ,00 Caixa para contador 45, ,00 Portinhola 115, ,00 Transporte e Montagem 2.500, ,00 Total , Análise energética utilizando módulos Sanyo HIP 210 A distribuição da produção anual por mês é exibida na tabela, prevendo-se que este sistema possa fornecer anualmente à rede 6945 kwh. A TIR e o VAL deste sistema está na tabela O payback esperado é de 5,51 anos. Figura Produção anual de um sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos Sanyo HIP-210 Tabela TIR e VAL do sistema fotovoltaico de dois eixos com módulos Sanyo HIP-210 TIR 13,929% VAL ,85

110 90 Análise de sistemas fotovoltaicos Análise de resultados Sistemas subdimensionados Pode-se observar que a produção de energia aumenta com o chegar dos meses de Verão, atingindo o máximo em Agosto e diminuindo depois conforme se vai aproximando o Inverno, sendo o mínimo atingido em Dezembro. A produção máxima de energia que ocorre no mês de Agosto, é cerca de 540 kwh. Dezembro é o pior mês, produzindo-se cerca 220 kwh. Comparando os dois gráficos, verifica-se que as previsões para cada mês se assemelham, prevendo-se um valor ligeiramente superior na produção de energia por parte do sistema fotovoltaico que usa painéis monocristalinos. Assim, o valor de energia total produzida por este sistema mostra-se 2,73% superior ao produzido pelo sistema fotovoltaico equipado com painéis policristalinos Sistemas sobredimensionados Com o acréscimo de mais um painel a cada série pode-se verificar um aumento na produção de 14,32% para ambos os casos, tendo-se atingido 620 kwh no mês de Agosto quando usados painéis policristalino, Assim se confirma que o gerador do ponto anterior não atingia a potência nominal enquanto funcionava Sistemas com Eixo horizontal Uma primeira análise nos gráficos de produção de energia expostos ao longo dos meses nas figuras 5-23 e 5-24 comprova que o ângulo pôde ser optimizado não apenas no Verão, mas também no Inverno. Assim pela comparação dos gráficos obtidos utilizando tecnologias semelhantes nota-se que quando usado o sistema de eixo horizontal, o aumento de produção de energia verificado é maior no Inverno do que no Verão. Quando definida uma inclinação óptima para os meses de Verão e uma para os meses de Inverno, consegue-se um aumento de 3,12% (3,09% no caso dos módulos monocristalinos) na produção de energia. No entanto se a inclinação for optimizada consoante o mês em que decorre, a produção pode ser aumentada de 4,62% (independentemente do tipo de módulo usado). Como se pode ver pelas figuras 5-23 e 5-24, existe um aumento de produção sobretudo nos meses de Inverno, Dezembro Janeiro e Fevereiro e nos meses de Verão, Maio Junho Julho e Agosto. O ângulo óptimo de inclinação durante o Inverno aproxima-se dos 60º enquanto no Verão as inclinações menos acentuadas, na ordem dos 20º, permitem um melhor aproveitamento da radiação solar. Nos meses de transição de estação, Março e Abril, e Setembro e Outubro, pode-se verificar que a produção com eixo fixo e com eixo ajustável apresenta valores muito próximos. 90

111 Soluções técnicas para o projecto de edifícios incorporando produção própria de energia 91 Figura Comparação entre produção com gerador constiuído por 24 módulos BP 3170N em suporte com eixo fixo, com gerador de 24 módulos BP 3170N em suporte com eixo horizontal variável Figura Comparação entre produção com gerador constituído por 24 módulos BP 4175N em suporte com eixo fixo, com gerador de 24 módulos BP 4175N em suporte com eixo horizontal variável Sistemas com dois eixos Com a utilização de um sistema que persegue a movimentação do sol ao longo do dia, conseguiu-se um aumento de produção de 31,30% (31,37% no caso dos módulos monocristalinos) em comparação ao sistema de inclinação fixa. O mês com maior produção é agora Junho, com 880 kwh de energia fornecida quando usados módulos policristalinos demonstrando um aumento de produção de 42% nesse mês. Dezembro continua a ser o mês com menor produção, com 290 kwh produzidos pelo gerador de módulos policristalinos, sofrendo um aumento de 16% em relação à produção de Dezembro de um sistema de inclinação fixa.