UNIVERSIDADE ESTADUAL DO OESTE DO PARANÁ UNIOESTE CENTRO DE ENGENHARIAS E CIÊNCIAS EXATAS CAMPUS DE FOZ DO IGUAÇU CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA

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1 UNIVERSIDADE ESTADUAL DO OESTE DO PARANÁ UNIOESTE CENTRO DE ENGENHARIAS E CIÊNCIAS EXATAS CAMPUS DE FOZ DO IGUAÇU CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA ANALISAR A VIABILIDADE DO SISTEMA FOTOVOLTAICO DE GERAÇÃO CAMPUS UNIOESTE FOZ DO IGUAÇU ELIAS EMANUEL BENITEZ FOZ DO IGUAÇU - PR 2013

2 SISTEMA DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICO NO CAMPUS UNIOESTE FOZ DO IGUAÇU UNIOESTE ENGENHARIA 2

3 ELIAS EMANUEL BENITEZ ANALISAR A VIABILIDADE DO SISTEMA FOTOVOLTAICO DE GERAÇÃO CAMPUS UNIOESTE FOZ DO IGUAÇU Monografia apresentada a Universidade Estadual do Oeste do Paraná, como parte dos requisitos para obtenção do título de Engenheiro Eletricista. Orientador: Prof. Msc. Waldimir Batista Machado FOZ DO IGUAÇU

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5 DEDICATÓRIA Dedico o presente trabalho aos meus pais, Ramão e Samira, que estabeleceram as bases necessárias para tornar possível a realização dos meus objetivos. 5

6 RESUMO BENITEZ, ELIAS, E. (2013). Sistema de geração fotovoltaico campus UNIOESTE Foz do Iguaçu. Monografia de Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação) Curso de Engenharia Elétrica, Universidade Estadual do Oeste do Paraná UNIOESTE, Foz do Iguaçu, A crescente demanda energética brasileira, necessária para o desenvolvimento de diversos setores da economia, são fatores favoráveis na busca por formas alternativas de suprimento de energia elétrica. Mesmo com a redução de tarifas adotadas pelo governo, e os incentivos recentes anunciados aos consumidores, viabilizam a realização de tais projetos. O estudo para fins de atendimento de demanda estabelecido corresponde ao campus da UNIOESTE localizado na cidade de Foz do Iguaçu como consumidor final. Os aspectos favoráveis, como localização geográfica e área construída considerável, possuem importância fundamental, tendo em vista que estas variáveis sensibilizam os resultados esperados. O objetivo deste projeto consiste em reduzir os recursos empregados com o custeio da energia elétrica consumida pelo campus da universidade. O projeto contempla o dimensionamento do parque solar, bem como o número de células solares necessárias, os condutores de interligação entre as diferentes partes do sistema, os grupos conversores, além da interligação com a rede da concessionária local e acessórios necessários. O critério adotado no projeto da capacidade do sistema admite condições adversas de tempo, devido ao menor indice de insolação ao longo do ano. Palavras - chave: Célula Fotovoltaica, Parque Solar, Energias Renováveis. 6

7 ABSTRACT BENITEZ, ELIAS, E. (2013). Sistema de geração fotovoltaico campus UNIOESTE Foz do Iguaçu. Monografia de Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação) Curso de Engenharia Elétrica, Universidade Estadual do Oeste do Paraná UNIOESTE, Foz do Iguaçu, The growing demand of energy Brazilian, necessary for the development of various sectors of the economy, are favorable factors in the search for alternative forms of power supply. Even with the reduction of tariffs adopted by the government, and the incentives recent advertised to consumers, fueled the realization of such projects. The study for the purpose of demand fulfillment established corresponds to the UNIOESTE campus located in the city of Foz do Iguassu as final consumer. The favorable aspects, such as geographical location and area built considerable, have fundamental importance, having in view that these variables affect the expected results. The goal of this project is to reduce the resources employed with the costing of electrical energy consumed by the university campus. The project contemplates the sizing of solar park, as well as the number of solar cells required, drivers of interconnection between the different parts of the system, the groups converters, in addition to the interconnection with the network of local dealer and accessories needed. The criterion used in design of system capacity admits adverse weather conditions, due to the lower index of sunshine throughout the year. Keywords: Cell Photovoltaic, Solar Park, Renewable Energy. 7

8 LISTA DE ILUSTRAÇÕES Figura 1 - Atlas solarimétrico do Brasil para média anual de radiação solar (Rüther, 2004). Figura 2 - Atlas fotovoltaico do Brasil para média anual de produção de energia elétrica. (Rüther, 2004). Figura 3 - Luz solar incidente sobre a atmosfera (GREENPRO, 2004). Figura 4 - Representação dos ângulos segundo técnicas solares (GREENPRO, 2004). Figura 5 - Representação dos ângulos da posição solar (GREENPRO, 2004). Figura 6 - Trajetória solar em determinados dias das estações (GREENPRO, 2004). Figura 7 - Célula solar de silício monocristalino (m-si) (GREENPRO, 2004). Figura 8 - Célula solar de silício policristalino (p-si) (GREENPRO, 2004). Figura 9 - Célula solar de silício amorfo (a-si) (GREENPRO, 2004). Figura 10 - Célula solar de disseleneto de cobre e índio (CIS) (GREENPRO, 2004). Figura 11 - Célula solar de telurieto de cádmio (CdTe) (GREENPRO, 2004). Figura 12 - Caminho e Posição Solar na cidade de Foz do Iguaçu. Figura 13 - Estudo de Sombreamentos. Figura 14 - Diagrama Polar de Caminho Solar. Figura 15 - Valores horários meteorológicos. Figura 16 - Sombreamento de um campo fotovoltaico inclinado. Figura 17 - Relação de área de ocupação do solo. Figura 18 - Topologia do sistema fotovoltaico. Figura 19 - Escolha dos módulos fotovoltaicos. Figura 20 - Configuração do sistema para níveis de tensão superiores a 120 V com inversor central (GREENPRO, 2004). Figura 21 - Curvas características do módulo fotovoltaico. Figura 22 - Perdas resultantes do processo fotovoltaico. Figura 23 - Características elétricas dos módulos fotovoltaicos. Figura 24 - Módulo fotovoltaico AVANCIS POWERMAX 100 W. Disponível em: Acesso em: 01 de setembro de Figura 25 - Eficiência do módulo inversor. Figura 26 - Intervalo de operação do inversor. Figura 27 - Distribuição de saída do inversor. 8

9 Figura 28 - Características elétricas inversor. Figura 29 - Módulo inversor CC/CA. Disponível em: Acesso em: 01 de setembro de Figura 30 - Interruptor principal DC. Disponível em: Acesso em: 01 de setembro de Figura 31-Descarregador de sobre tensões. Disponível em: Acesso em: 01 de setembro de Figura 32 - Fusíveis DC para aplicações fotovoltaicas. Disponível em: Acesso em: 01 de setembro de Figura 33 - Esquema elétrico do sistema fotovoltaico. Figura 34 - Eficiência média mensal do sistema fotovoltaico. Figura 35 - Diagrama de perdas durante o ano. 9

10 LISTA DE TABELAS Tabela 1 - Comparativo entre o potencial hidrelétrico e fotovoltaico (Rüther, 2004). 10

11 LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS INPE - Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais. ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas. CRESESB - Centro de Referência para Energia Solar e Eólica. 11

12 SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO Descrição do Problema Justificativas Objetivos Objetivos Específicos REVISÃO BIBLIOGRÁFICA Radiação Solar Radiação Direta e Difusa Orientação Angular Posição e Espectro do Sol Módulos Fotovoltaicos Células de Silício Monocristalino (m-si) Células de Silício Policristalino (p-si) Células de Silício Amorfo (a-si) Células de Disseleneto de Cobre e Índio (a-si) Células de Telurieto de Cádmio (CdTe) LEVANTAMENTO DAS CARACTERÍSTICAS DO LOCAL Percurso solar no céu Sombreamento em campos fotovoltaicos inclinados DIMENSIONAMENTO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO Escolha dos módulos fotovoltaicos Dimensionamento do módulo inversor Determinação da potência Determinação da tensão de entrada Determinação do número de fileiras Número mínimo de módulos por fileira Número máximo de módulos por fileira Dimensionamento dos cabos Dimensionamento do cabo da fileira Tensão nominal Corrente máxima Dimensionamento do cabo principal DC

13 Tensão nominal Corrente máxima Dimensionamento do cabo de alimentação AC Dimensionamento das proteções Dimensionamento do interruptor geral DC Tensão nominal Corrente máxima Proteção contra descargas atmosféricas indiretas Tensão de referência Proteção contra sobre correntes DC Tensão nominal Corrente máxima RESULTADOS OBTIDOS Estimativa de produção de energia Eficiência do sistema fotovoltaico Perdas do sistema fotovoltaico Avaliação econômica ESPECIFICAÇÃO DE EQUIPAMENTOS E ORÇAMENTO CONCLUSÃO SUGESTÃO DE ESTUDOS FUTUROS REFERÊNCIAS

14 1. INTRODUÇÃO 1.1. Descrição do Problema O consumidor mencionado possui um comportamento particular com relação a variação da demanda diária e anual. Considerando o período diário, verifica-se que a maior demanda observada ocorre a noite, mais especificamente no horário de ponta. Devido à categoria de atendimento, o maior acréscimo tarifário ocorre durante a noite, período em que o sistema fotovoltaico é incapaz de gerar energia, em virtude da ausência de radiação solar. Além disso, o sistema fotovoltaico opera em um período de tarifação intermediária, ou seja, o campus da universidade consome energia com incidência de tarifas mais elevadas, enquanto o sistema fotovoltaico gera energia para venda a tarifas mais baratas. Considerando o período anual, os maiores níveis de radiação solar ocorrem nos meses de dezembro e janeiro, no qual o campus da universidade se encontra em recesso das atividades acadêmicas. Entretanto, as atividades da universidade se concentram em situações adversas para o sistema fotovoltaico, tais como os meses de junho e julho, em que os níveis de radiação solar reduzem sensivelmente. O projeto do sistema fotovoltaico consiste em produzir energia para fins de revenda à concessionária local, atendidos todos os requisitos comentados diminuindo as despesas de custos da energia elétrica. O sistema deve ser robusto o suficiente para atender todas as condições impostas, e ainda ser viável economicamente. Quando nos referimos a sistemas fotovoltaicos, essa robustez depende da área disponível de projeto e dos níveis regulares de radiação solar ao longo do ano, sendo que este último só é possível em regiões equatoriais. Devido a localização geográfica, essa regularidade quanto aos níveis de radiação solar não se verifica. O desempenho neste caso depende principalmente da área utilizada pelo sistema fotovoltaico, tendo em vista que o local do campus da universidade pode atender a esse requisito. O espaço inicial a ser ocupado pelo sistema fotovoltaico abrange a cobertura do mini-auditório em fase de conclusão das obras, com uma área aproximada de 280 m 2 com inclinação de 22%, nas coordenadas geográficas com latitude de S e longitude de W, sendo que estes dados servirão de base para os cálculos do sistema de geração fotovoltaico. 14

15 1.2. Justificativas A contribuição social na formação acadêmica dos cidadãos, como referencial em instituição de ensino superior com qualidade, evidencia a importância da universidade para a região. Devido a esses fatores, houve um aumento na concorrência ao ingressar na universidade, demonstrando a necessidade de uma estrutura adequada para atender a essa demanda. Além disso, com o crescente número de eventos realizados no campus da universidade, faz-se necessário a existência de um auditório compatível ao número de participantes. A expansão das atividades no campus da universidade representa um importante acréscimo na demanda energética, sendo o momento ideal para o estudo de fontes alternativas de energia. A energia solar fotovoltaica dispensa custos de combustíveis fósseis, tendo em vista que se utiliza da radiação solar para gerar eletricidade de forma gratuita. Contribui com o meio ambiente, pois ao contrário das termelétricas, elimina a possibilidade de emissões de gases poluentes, representando uma forma racional de gestão de recursos naturais Objetivos Demonstrar a viabilidade econômica ao se utilizar fontes renováveis de energia, como alternativa as formas tradicionais de suprimento, respeitando exigências técnicas e ambientais. Analisar parâmetros técnicos com relação ao projeto elétrico de sistemas fotovoltaicos, como análises de perdas, eficiência, qualidade da energia elétrica obtida e demais considerações Objetivos Específicos Especificação do sistema e módulos fotovoltaicos. Especificação dos conversores CC/CA. Especificação dos cabos. Especificação das proteções. Estimativa de produção de energia elétrica. 2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA 15

16 2.1. Radiação Solar Conforme (GREENPRO, 2004), a radiação solar incidente sobre a superfície terrestre representa uma capacidade energética de 1x10 18 kwh/ano. Nas camadas superiores da atmosfera, a constante solar G AMO corresponde a uma radiação solar reduzida de 1353 W/m 2. Além disso, a radiação solar sofre atenuação por O 3 (UV), H 2 O (IR) e CO 2 (IR) e espalhamento devido ao ar atmosférico, vapor de água e poeira. Assim, a máxima radiação solar que atinge a terra durante o meio dia corresponde 1000 W/m 2, conhecida como 1 SOL. Segundo (Rüther, 2004), após anos de pesquisa em medições de estações de superfície a partir de sistemas fotovoltaicos, e imagens de satélite obtidas pelo INPE, foram elaborados mapas solarimétricos e fotovoltaicos do Brasil. A figura 2.1 representa os níveis de irradiação solar média anual do território brasileiro. Figura 1 - Atlas solarimétrico do Brasil para média anual de radiação solar. O potencial da energia solar fotovoltaica no Brasil é muitas vezes superior ao consumo total de energia elétrica do país (Rüther, 2004, p. 76). A tabela 1 fornece um 16

17 comparativo entre a energia gerada pela usina de Itaipu, e a energia que seria gerada em um sistema fotovoltaico de filmes finos com eficiência de 7 % (Rüther, 2004). POTENCIAL HIDRELÉTRICO x POTENCIAL FOTOVOLTAICO GERAÇÃO POTÊNCIA INSTALADA (GW) PRODUÇÃO ANUAL ENERGIA (TWh) ITAIPU FOTOVOLTAICA 12,6 94, Tabela 1 - Comparativo entre o potencial hidrelétrico e fotovoltaico. Segundo dados da ANEEL, a quantidade anual de energia elétrica gerada pelo sistema fotovoltaico corresponderia a aproximadamente 37 % do total de energia elétrica consumida pelo Brasil em 2007 de 436 TWh. A Figura 2 representa a produção média anual de energia elétrica no Brasil, a partir da instalação de módulos voltados para o norte com inclinação igual à latitude local (Rüther, 2004). Figura 2 - Atlas fotovoltaico do Brasil para média anual de produção de energia elétrica Radiação Direta e Difusa 17

18 A luz solar incidentee sobre a superfície terrestre é composta por uma parcela direta e outra difusa, sendo que a primeira produz sombras bem definidas em objetos, e a segunda não possui direção definida (GREENPRO, 2004) Orientação Angular Figura 3 - Luz solar incidente sobre a atmosfera. A localização do Sol é importante para determinar os níveis de radiação e a energia produzida pelos módulos solares. A localização solar pode ser definida pelos parâmetros de altura e azimute (GREENPRO, 2004). Figura 4 - Representação dos ângulos segundo técnicas solares. Com o ângulo de azimute α = 0 ao norte, os demais resultam do sentido dos 18

19 ponteiros do relógio, com α = 90 a Leste, α = 180 ao Sul, e α (GREENPRO, 2004). = 270 a Oeste 2.4. Posição e Espectro do Sol Figura 5 - Representação dos ângulos da posição solar. A irradiância solar varia com a altura do Sol γ s, sendo calculadaa a partir de uma base horizontal. Devido à trajetória solar, sua altura varia ao longo do dia e do ano (GREENPRO, 2004). Figura 6 - Trajetória solar em determinados dias das estações. A luz solar possui uma trajetória mais curta através da atmosfera, quando a posição solar for perpendicular a superfície terrestre. Para ângulos de incidência solar 19

20 menores ocorrendo maior absorção e difusão da radiação solar, resultando em uma menor irradiância (GREENPRO, 2004) Módulos Fotovoltaicos O módulo solar é o componente básico de um sistema fotovoltaico, cujos módulos conectados em série fornecem uma tensão de geração em CC, e na conexão em paralelo determinam a corrente do sistema. A potência instalada do sistema em CC corresponde a soma das potências nominais dos módulos individuais. Abaixo seguem as tecnologias disponíveis comercialmentee para projetos de sistemas fotovoltaicos (Rüther, 2004) Células de Silício Monocristalino (m-si) Células formadas por fatias de único cristal, que devido à pureza do material garantem elevada confiabilidade e eficiência do produto (CRESESB, 1999). O material é homogêneo e pode ser fabricado em espessuras de até 0,3 mm, com eficiência de 15% a 18% (GREENPRO, 2004). Figura 7 - Célula solar de silício monocristalino (m-si) Células de Silício Policristalino (p-si) Células formadas a partir do mesmo material, que ao invés de formar um único cristal, formam um bloco de pequenos cristais (CRESESB, 1999). Apresenta menor eficiência de conversão, com a vantagem do mais baixo custo de produção, devido à menor perfeição cristalina (Rüther, 2004). O material pode ser fabricado em espessuras de até 0,3 mm, com eficiência de 13% a 15% (GREENPRO, 2004). 20

21 Células de Silício Amorfo (a-si) Figura 8 - Célula solar de silício policristalino (p-si). Em relação às demais tecnologias abordadas, apresentam a vantagem de não haver perdas de potência com o aumento da temperatura, característica marcante de países como o Brasil (Rüther, 2004). O material pode ser fabricado em espessuras de 1 mm a 3 mm, com eficiência de 5% a 8% (GREENPRO, 2004). Figura 9 Célula solar de silício amorfo (a-si) Células de Disseleneto de Cobre e Índio (CIS) Apresentam a maior eficiência de todas as tecnologias de películas finas, com tendência de redução de custos de produção. Ao contrário de módulos de silício amorfo (a-si), possuem problemas de estabilidade em ambientes quentes e úmidos. O material pode ser fabricado em espessuras de 3 mm, possuindo eficiência de 7,5% a 9,5% (GREENPRO, 2004). 21

22 Figura 10 - Célula solar de disseleneto de cobre e índio (CIS) Células de Telurieto de Cádmio (CdTe) Assim como células de silício amorfo (a-si) e células de disseleneto de cobre e índio (CIS), possuem um custo de produção relativamente baixo, tornando possível a fabricação de módulos maiores e mais eficientes. O material pode ser fabricado em espessuras de 3 mm, possuindo eficiência de 6% a 9% (GREENPRO, 2004). Figura 11 - Célula solar de telurieto de cádmio (CdTe). 3. LEVANTAMENTO DAS CARACTERÍSTICAS DO LOCAL 3.1. Percurso solar no céu O gráfico obtido pelo software de simulação fotovoltaico PVSYST, representa a posição solar (azimute e elevação) para cada minuto do ano na cidade de Foz do Iguaçu considerando as coordenadas geográficas da localidade. 22

23 Figura 12 - Caminho e Posição Solar na cidade de Foz do Iguaçu. Devido às variações sazonais, durante o verão o sol está no ponto celeste mais elevado (22 de dezembro), e durante o inverno o sol está no ponto celeste mais baixo (22 de junho), a partir da Figura 12. Figura 13 - Estudo de Sombreamentos. O estudo de sombreamentos com precisão aceitável só é possível com o auxílio de softwares mais complexos como o PVSYST a partir da Figura 13, caso contrário seriam necessários os níveis de irradiação solar para cada mês do ano. Permite estimar as perdas de irradiação a partir do valor da porcentagem de sombreamento, baseado no mapa de trajetória solar para cada mês no local de instalação. Este critério de perdas de 23

24 radiação é minimizado estando às vizinhanças da instalação isentas de possíveis fontes de sombreamento (GREENPRO, 2004). Figura 14 - Diagrama Polar de Caminho Solar. O diagrama polar de caminho solar obtido pelo software PVSYST a partir da Figura 14, representa com maior precisão a altura solar e o azimute que são grandezas angulares, em função do horário e dia do ano, considerando períodos especiais como equinócios e solstícios. Figura 15 - Valores horários meteorológicos. Os valores meteorológicos horários obtidos pelo software PVSYST a partir da 24

25 Figura 15, representam os níveis globais de irradiação e os níveis de radiação difusa, para determinadas temperaturas e velocidade do vento ao longo de cada mês do ano na cidade de Foz do Iguaçu Sombreamento em campos fotovoltaicos inclinados Os sistemas fotovoltaicos são construídos sobre regiões planas (como telhados ou espaços abertos), podendo existir plantas com disposição horizontal. Considerando que uma maior produção de energia ocorre quando existe uma inclinação ótima, esses sistemas são predominantemente inclinados (GREENPRO, 2004). Figura 16 - Sombreamento de um campo fotovoltaico inclinado. Para utilização de uma área concreta é utilizado um fator de utilização de área F, definido como a razão entre a largura do módulo B, e a distância entre as filas dos módulos D (GREENPRO, 2004). (3.1) O valor de F pode variar de zero a unidade, sendo que para um fator de utilização de área de 100%, pode originar sombra mútua considerável entre as filas individuais dos módulos. Para ângulos de inclinação baixos, o sombreamento é reduzido resultando em uma melhor utilização da área disponível, porém a produção de energia anual diminui. Devido a esta restrição, normalmente são escolhidos valores para o ângulo de inclinação de 20 < β < 50 e um fator de utilização de área de 35% < F < 45%, sendo que a 25

26 distância entre as filas de módulos depende da largura dos módulos, da inclinação e da elevação (GREENPRO, 2004). (3.2) O efeito de sombreamento no campo fotovoltaico é eliminado quando o ângulo de inclinação dos módulos β é menor que o ângulo de altitude solar no inverno (Foz do Iguaçu 41 ). O critério ótimo adotado consiste em considerar o ângulo de inclinação β igual ao ângulo de latitude, logo o ângulo de inclinação dos módulos β = 25 deverá ser adotado no projeto. A partir do diagrama polar da Figura 14, determinamos o ângulo de azimute solar no inverno (Foz do Iguaçu 64 ), para o período com níveis de insolação menores. Figura 17 - Relação de área de ocupação do solo. A disposição dos módulos solares deve obedecer à configuração ilustrada na figura 17 fornecida pelo software PVSYST, ocupando a cobertura da edificação a partir do espaço existente na produção de energia elétrica. 4. DIMENSIONAMENTOO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO A topologia empregada no projeto do sistema fotovoltaico pode ser representada por um diagrama de blocos, no qual a geração consiste da associação de módulos fotovoltaicos alimentando o processo de conversão do módulo inversor, fornecendo potência para cargas de corrente alternada. Neste caso, a energia gerada possui fins de 26

27 revenda para a concessionária local, e não para o consumo do cliente propriamente dito, onde a topologia do sistema fotovoltaico pode ser representada pela Figura 14 obtida pelo software PVSYST. Figura 18 - Topologia do sistema fotovoltaico Escolha dos módulos fotovoltaicos Os módulos fotovoltaicos utilizados no projeto do sistema fotovoltaico devem ser de filmes finos, considerando a maior facilidade de instalação, eficiência aceitável, menor custo entre as tecnologias disponíveis, além da vida útil elevada. Observando a Figura 17, é possível constatar que a distância entre as filas individuais dos módulos D corresponde a 6,6 m. Comparando este resultado com as dimensões reais da cobertura do mini auditório, verifica se a possibilidade de instalação de duas fileiras de módulos. Considerando agora o comprimento de cada módulo, existe a possibilidade de instalação de aproximadamente 12 módulos, utilizando se de forma racional do espaço disponível. Figura 19 - Escolha dos módulos fotovoltaicos. Cada módulo fotovoltaico adotados no projeto, tem a capacidade de fornecer

28 W a 33 V, como se pode observar a partir da Figura 19 obtida pelo software PVSYST, estando dispostos em 2 fileiras com 6 módulos em série cada, determinando a tensão na entrada do inversor resultante dessa associação. Figura 20 - Configuração do sistema para níveis de tensão superiores a 120 V com inversor central. A ilustração abaixo obtida através do software PVSYST, representa as curvas características dos módulos utilizados no projeto do sistema fotovoltaico, exigidas pela norma NBR 11876, relacionando os níveis de irradiação incidente para valores de tensão, com as máximas correntes e potências elétricas possíveis de serem fornecidas. Figura 21 - Curvas características do módulo fotovoltaico. A ilustração abaixo obtida através do software PVSYST, representa as perdas inerentes da associação dos módulos fotovoltaicos, através de um determinado nível de 28

29 irradiação solar. Essas perdas resultam principalmente do processo de conversão da energia radiante para a energia elétrica. Figura 22 - Perdas resultantes do processo fotovoltaico. Segundo a norma NBR 11876, a especificação dos módulos fotovoltaicos deve conter informações como tensão em circuito aberto, corrente de curto-circuito, potência máxima e temperatura de referência. A ilustração abaixo obtida através do software PVSYST, representa as características dos módulos exigidas por norma. Figura 23 - Características elétricas dos módulos fotovoltaicos. 29

30 Segundo a norma NBR 11876, a especificação dos módulos fotovoltaicos deve ser feita a partir da expressão abaixo. (4.1) Onde: MFV - módulo fotovoltaicoo x - tensão nominal do módulo (três dígitos) V - volts y - potência de pico (três dígitos) W - watts z - número de células constituintes do módulo (três dígitos) m - mês de fabricação (dois dígitos) a - ano de fabricação (dois dígitos) n - número de seqüência de fabricação do módulo A partir das considerações anteriores, segundo a norma NBR os módulos selecionados possuem a seguinte especificação: (4.2) Os módulos solares utilizados no projeto do sistema fotovoltaico são da fabricante AVANCIS modelo POWERMAX 100 W de CIS de filmes finos. Figura 24 - Módulo fotovoltaico AVANCIS POWERMAX 100 W Dimensionamento do módulo inversor Determinação da potência 30

31 O número de inversores resulta da potência estimada para o sistema fotovoltaico e do tipo de sistema escolhido. Os módulos inversores são fornecidos para vários níveis de potência, sendo que a potência total do sistema fotovoltaico é determinada pela área útil disponível, utilizando uma razão unitária entre potências do gerador fotovoltaico e do módulo inversor. Qualquer desvio baseado nesta razão é definido pelo seguinte intervalo (GREENPRO, 2004).,! "# $!,, (4.3) Onde: P PV Potência do módulo fotovoltaico P INV DC Potência DC do módulo inversor Geralmente a potência do módulo inversor será menor que a potência do gerador fotovoltaico, tendo em vista que a eficiência do inversor é relativamente baixa para faixas de potência operacional inferiores a 10 % da potência nominal. Os níveis de irradiância anuais raramente são superiores a 850 W/m 2, considerandoo que a potência nominal dos sistemas fotovoltaicos raramente é atingida no seu funcionamento normal. Normalmente, a potência operacional dos sistemas fotovoltaicos é próxima de 50 % da potência nominal, e para melhorar a eficiência do inversor ele este é sub-dimensionado, permitindo manter elevados níveis de eficiência do inversor (rendimentos superiores a 90%), mesmo para baixos níveis de irradiância solar (GREENPRO, 2004). Figura 25 - Eficiência do módulo inversor. O gráfico obtido pelo software de simulação fotovoltaico PVSYST, representa a eficiência em função da potência de entrada do módulo inversor. Se o módulo inversor for sobre dimensionado (P INV DC > P PV ), a taxa de crescimento da eficiência em função da irradiância do módulo inversor é menor, tendo em vista que a eficiência aumenta 31

32 para elevados níveis de irradiância (GREENPRO, 2004) Determinação da tensão de entrada A amplitude de tensão de entrada do módulo inversor é dada pelo somatório das tensões individuais dos módulos fotovoltaicos ligados em série em uma fileira. As tensões do módulo inversor e do gerador fotovoltaico dependem da temperatura de exposição, ou seja, o dimensionamento deve contemplar das condições de inverno e verão (GREENPRO, 2004) ). Figura 26 - Intervalo de operação do inversor. O gráfico obtido pelo software de simulação fotovoltaico PVSYST, é usado para determinar o intervalo de operação do módulo inversor. Pode ser especificado a partir das tensões do gerador fotovoltaico para as temperaturas de -10 C a 60 C, no qual o inversor passa a operar com o seguinte intervalo de potência por módulo fotovoltaico. %,! "# $!,& (4.4) Determinação do número de fileiras O dimensionamento do módulo inversor deve especificar se em algum momento a corrente total gerada ultrapassa a corrente nominal do módulo inversor. O número de fileiras deve ser igual à razão da corrente máxima do inversor pela corrente de uma fileira (GREENPRO, 2004) ). 32

33 # ' " Á* "# %, " ',% (4.5) Onde: N FL Número de fileiras I FL Corrente da fileira I MÁX INV Corrente DC máxima do inversor O critério acima deve ser considerado, pois se o módulo inversor for submetido a sobrecargas em regime pode levar ao envelhecimento prematuro do equipamento, com uma possível destruição de componentes eletrônicos (GREENPRO, 2004) Número mínimo de módulos por fileira Para altas temperaturas no verão, a tensão operacional do gerador fotovoltaico pode ser menor que a tensão mínima do inversor MPP, comprometendo a eficiência global do sistema podendo ocasionar em casos extremos o corte do inversor. O sistema deve ser dimensionado de modo que o número mínimo de módulos fotovoltaicos por fileira seja expresso pela expressão (GREENPRO, 2004). # í Í# "# - $, (4.6) Onde: N mín Número mínimo de módulos por fileira V MÍN INV Tensão mínima da entrada do inversor V PV (60 C) - Tensão mínima da entrada do módulo fotovoltaico Número máximo de módulos por fileira Para baixas temperaturas no inverno, a tensão operacional do gerador fotovoltaico aumenta até o limite máximo da tensão de circuito aberto. Na hipótese de desligamento do inversor, a tensão de circuito aberto pode ser elevada demais para retornar a operação do sistema em segurança. O sistema deve ser dimensionado de modo que o número máximo de módulos fotovoltaicos por fileira seja expresso pela expressão (GREENPRO, 2004). 33

34 - Ó2'3 4 $ - # á 0* "# (4.7) Onde: N máx Número máximo de módulos por fileira V MÁN INV Tensão máxima da entrada do inversor V PV (-10 C) - Tensão máxima da entrada do módulo fotovoltaico A ilustração obtida do software PVSYST, representa a energia através do inversor e a limitação de potência devido ao intervalo de operação do dispositivo. Figura 27 - Distribuição de saída do inversor. Segundo a norma NBR 16150, a especificação do módulo inversor deve conter informações como intervalo de operação, corrente de curto-circuito, potência máxima e temperatura de referência. A ilustração abaixo obtida através do software PVSYST, representa as característicass dos módulos exigidas por norma. Figura 28 - Características elétricas inversor. 34

35 O módulo inversor utilizado no projeto do sistema fotovoltaico SMA no modelo Sunny Boy SB 1200 W. é fabricado pela Figura 29 - Módulo inversor CC/CA Dimensionamento dos cabos Dimensionamento do cabo da fileira Tensão nominal Para baixas temperaturas no inverno, a tensão do gerador fotovoltaico em circuito aberto por fileira não pode se elevar acima da tensão nominal do cabo a ser utilizado no projeto (GREENPRO, 2004). # 5-3$ 5--, (4.8) Onde: V N Tensão nominal condutor de fileira V OC Tensão máxima de circuito aberto do módulo fotovoltaico Corrente máxima A seção transversal do condutor é dimensionada através da máxima corrente que pode atravessar o cabo. A máxima corrente do condutor de fileira será a diferença entre as correntes de curto-circuito do gerador e de uma fileira (GREENPRO, 2004). " Á* " $$ " $$ ' -,,, 0 (4.9) 35

36 Onde: I MÁX Corrente máxima admissível do condutor de fileira I CC PV Corrente de curto-circuito do gerador fotovoltaico I CC FL Corrente de curto-circuito da fileira Consultando a tabela de dimensionamento de fios e cabos da Pirelli, a área de seção transversal do condutor de fileira devido ao critério de corrente máxima admissível deve ser 2,5 mm 2 para uma tensão nominal de 750 V, considerando que para um comprimento pequeno de 5 m do condutor de fileira, o efeito da queda de tensão pode ser desprezado Dimensionamento do cabo principal DC Tensão nominal A tensão nominal do cabo principal DC deverá ser a mesma dos condutores de fileira, tendo em vista que estão conectados ao mesmo nó do circuito DC. # 5-3$ 5--, (4.10) Onde: V N Tensão nominal condutor principal DC V OC Tensão máxima de circuito aberto do módulo fotovoltaico Corrente máxima A seção transversal do condutor é dimensionada através da máxima corrente que pode atravessar o cabo. A máxima corrente do cabo principal DC corresponde a 125 % da corrente de curto-circuito do gerador fotovoltaico (GREENPRO, 2004). " Á*,%" $$,%-,,% 0 (4.11) Onde: I MÁX Corrente máxima admissível do condutor principal DC I CC PV Corrente de curto-circuito do gerador fotovoltaico 36

37 Consultando a tabela de dimensionamento de fios e cabos da Pirelli, a área de seção transversal do cabo principal DC considerando o critério da máxima corrente admissível deve ser 2,5 mm 2 para uma tensão nominal de 750 V. Determinada a secção transversal do cabo principal DC com base no critério da corrente máxima admissível, este resultado deverá ser comparado com o limite de perda de potência da linha de 1 % (GREENPRO, 2004). Considerando que a distância entre o gerador fotovoltaico e o módulo inversor é de 50 m, o comprimento adotado para o cabo principal DC será de 100 m. Logo pelo critério da máxima perda de potência admissível na linha DC, temos: 0 $ ' $" # % $ 8 = 9-, : %- - (4.12) Onde: A DC Área seção transversal condutor DC L DC Comprimento do condutor DC I N Corrente nominal do cabo principal DC P DC Potência de transmissão DC k Resistividade para o cobre (56 m/(ω x mm 2 )) O valor da área da seção transversal de 16 mm 2 para uma tensão nominal de 750 V corresponde a uma aproximação para o próximo valor comercial disponível para a bitola do cabo principal DC, tendo em vista que sempre deve se optar pelo maior valor independente do método de obtenção utilizado Dimensionamento do cabo de alimentação AC Para potências fotovoltaicas de até 5 kwp, devem ser adotadas seções do cabo de alimentação AC de até 6 mm 2. O cálculo da seção transversal do cabo de alimentação AC considera uma queda de tensão máxima admissível na linha de 3 %, relativamente à tensão nominal da rede (GREENPRO, 2004). Considerando que a distância entre o módulo inversor e o ponto de conexão com a concessionária local deve ser de 50 m, logo pelo critério da máxima perda de potência admissível na linha AC de 3%, temos: 0 0$ ' 0$ " 0$ <=> % # 8 %-,, -,-%-,% (4.13) 37

38 Onde: A AC Área seção transversal condutor AC L AC Comprimento do condutor AC I AC Corrente nominal do cabo de alimentação AC V N Tensão nominal AC cosφ Fator de potência k Resistividade para o cobre (56 m/(ω x mm 2 )) Consultando a tabela de dimensionamento de fios e cabos da Pirelli, a área de seção transversal do cabo de alimentação AC considerando o critério da máxima perda de potência admissível na linha AC deve ser 2,5 mm 2 considerando uma tensão nominal de 750 V Dimensionamento das proteções Dimensionamento do interruptor geral DC O interruptor principal DC é instalado na caixa de junção geral do gerador. Esta prática permite o isolamento do cabo principal DC, prevenindo a ocorrência de contatos diretos devido a uma comutação acidental do aparelho de corte. Este interruptor DC de corte bipolar deve ser dimensionado para a tensão máxima do circuito aberto do gerador solar à temperatura de -10 ºC e para 125 % da corrente de curto-circuito do gerador fotovoltaico (GREENPRO, 2004) Tensão nominal A tensão operacional do gerador fotovoltaico em circuito aberto não pode se elevar acima da tensão nominal do interruptor DC, pois ocasionaria o envelhecimento prematuro dos contatos elétricos. # 5-3$ 5--, (4.14) Onde: V N Tensão nominal do interruptor geral DC V OC Tensão máxima de circuito aberto do módulo fotovoltaico 38

39 Corrente máxima O interruptor DC é dimensionado através da máxima corrente que pode atravessar o cabo, correspondendo a 125 % da corrente de curto-circuito do gerador fotovoltaico (GREENPRO, 2004). " $$,%" $$,%-,,% 0 (4.15) Onde: I CC Corrente máxima admissível do interruptor DC I CC PV Corrente de curto-circuito do gerador fotovoltaico O valor acima calculado no dimensionamento do interruptor DC, parametrizado pela máxima corrente circulante assim como no dimensionamento de condutores feito anteriormente deve atender o critério da coordenação. O interruptor DC é uma chave de manobra possuindo a finalidade de proteção do operador, sendo que a sensibilidade a sobre correntes fica a cargo de outro dispositivo de proteção específico. Figura 30 Interruptor principal DC Proteção contra descargas atmosféricas indiretas Os efeitos indiretos das descargas atmosféricas são essencialmente representados por acoplamentos indutivo, capacitivo e galvânico, gerando transitórioss nas instalações elétricas do prédio. O raio pode ser acoplado indutivamente nos módulos fotovoltaicos, nos cabos dos módulos e no cabo principal DC. No intuito de reduzir o acoplamento nos condutores ativos, cada condutor ativo de uma fileira (positivo e negativo) deve estar o mais próximo possível um do outro. Os descarregadores de sobre tensão têm por função 39

40 proteger os sistemas fotovoltaicos e os dispositivos eletrônicos, do acoplamento indutivo e capacitivo, assim como da ocorrência de sobre tensões na rede elétrica pública. (GREENPRO, 2004) Tensão de referência O dispositivo deve ser ligado entre cada pólo e a terra, e a tensão de referência deve ser igual a 140 % da tensão máxima fotovoltaica (GREENPRO, 2004).? 5, 5,-- 6 5%, 6 (4.16) Onde: V R Tensão de referência V PV Tensão máxima de circuito aberto do gerador fotovoltaico O dispositivo de proteção contra descargas atmosféricas indiretas deve eliminar sobre tensões atuantes sobre o sistema fotovoltaico, para valores superiores a tensão de referência de 512,4 V. Figura 31-Descarregador de sobre tensões. Consultando o catálogo da OBO BETTERMANN, o descarregador de sobre tensões escolhido que atende as necessidades de projeto deve possuir uma tensão de referência comercial de 600 V Proteção contra sobre correntes DC Tensão nominal 40

41 A tensão do gerador fotovoltaico em circuito aberto não pode se elevar acima da tensão nominal do fusível de proteção do circuito DC. # 5-3$ 5--, (4.17) Onde: V N Tensão nominal do fusível DC V OC Tensão máxima de circuito aberto do módulo fotovoltaico Corrente máxima O fusível DC é dimensionado através da máxima corrente que pode atravessar o cabo principal DC, correspondendo a 125 % da corrente de curto-circuito do gerador fotovoltaico (GREENPRO, 2004). " Á*,%" $$,%-,,% 0 (4.18) Onde: I MÁX Corrente máxima admissível do fusível DC I CC PV Corrente de curto-circuito do gerador fotovoltaico Consultando o catálogo de produtos da HAGER, o fusível DC de 8A deve ser escolhido para proteção de contra sobre correntes, uma vez que atende as necessidades de projeto para uma tensão nominal de 600 V. Figura 32- Fusíveis DC para aplicações fotovoltaicas. A ilustração seguinte representa o esquema elétrico do sistema fotovoltaico com 41

42 as respectivas conexões dos dispositivos de proteção anteriormente dimensionados, no qual as massas do sistema e o descarregador de sobre tensão estão conectados a referência da terra. Figura 32 - Esquema elétrico do sistema fotovoltaico. 5. RESULTADOS OBTIDOS 5.1. Estimativa de produção de energia A quantidade de energia elétrica produzida depende da localização e da qualidade do sistema fotovoltaico, considerando as perdas de energia anuais inerentes do sistema fotovoltaico. Os principais tipos de perdas que podem afetar o desempenho do sistema são: Perdas no gerador fotovoltaico, resultante da conversão da energia radiante para energia elétrica. Perdas no módulo inversor, resultante da conversão da energia elétrica em corrente contínua proveniente do gerador fotovoltaico para corrente alternada. O gerador fotovoltaico não possui restrição quanto à potência disponível, tendo em vista que o gerador fotovoltaico é constituído por módulos fotovoltaicos em que a potência nominal depende da área do coletor fotovoltaico. Entretanto, a energia gerada no processo fotovoltaico possui dependência temporal e sazonal. No primeiro caso, a capacidade de produção de energia elétrica fica comprometida quanto a instabilidades 42

43 meteorológicas que normalmente são de curto intervalo de duração. No segundo caso, a capacidade de produção de energia elétrica fica comprometida em relação ao período do ano a ser considerado, devido à redução dos níveis de radiação solar incidente sobre os módulos fotovoltaicos. Esse efeito sazonal é mais perceptível em regiões localizadas em latitudes médias, devido a uma maior inclinação dos raios solares incidentes sobre objetos. Em ambos os casos mencionados, representam fatores que limitam a produção de energia elétrica acumulada durante o ano conforme a Figura 33 obtida do software PVSYST. Figura 333 Produção de energia anual por kw instalado Eficiência do sistema fotovoltaico Através da Figura 33 obtida do software PVSYST, podemos perceber que as perdas no coletor fotovoltaico e no restante do sistema aumentam consideravelmente nos períodos de maior nível de radiação solar. Figura 34 Eficiência média mensal do sistema fotovoltaico. 43

44 Pela Figura 34 obtida do software PVSYST, podemos perceber que a eficiência do sistema fotovoltaico aumenta em relação à diminuição dos níveis de radiação solar incidente. Todavia se os níveis de níveis de radiação solar aumentam a transferência de potência também aumenta, provocando o aumento das perdas elétricas dos componentes do sistema inerentes do processo de geração fotovoltaico. Cabe ressaltarr que a perda por efeito Joule é mais evidentee com o aumento da potência transferida Perdas do sistema fotovoltaico Considerando as perdas do sistema fotovoltaico mencionadas anteriormente, o diagrama a seguir representa os fatores de perdas e a percentagem média das perdas em relação ao total de energia produzida pelo gerador fotovoltaico (GREENPRO, 2004). Essas perdas podem ser representadas no diagrama obtido através do software PVSYST. Figura 35 Diagrama de perdas durante o ano. 44

45 5.4. Avaliação econômica Em sistemas fotovoltaicos, os custos de investimento inicial determinam os custos de produção da energia elétrica gerada, uma vez que não existem custos adicionais com combustíveis. Considerando os custos de produção de energia, os sistemas fotovoltaicos podem ser comparados com outros sistemas de produção de energia, podendo assim ser calculados os níveis de compensação de cobertura de custos, para os diferentes sistemas de produção e fornecimento de energia elétrica à rede pública de distribuição. Para uma determinada vida útil do sistema, os custos de produção considerando a energia produzida anualmente pelo sistema fotovoltaico, são calculados da forma que se segue (GREENPRO, 2004): $?3 $ 3 A (5.1) Onde: C PROD - Custo de produção C PV - Custo dos módulos fotovoltaicos C INV - Custo do módulo inversor C OP - Custo de operação n - Vida útil do sistema (anos) E a - Energia produzida anualmente pelo sistema fotovoltaico Considerando um custo operacional de R$ 3000, uma vida útil de 30 anos, o custo do inversor de R$ 5799, e o custo dos módulos fotovoltaicos de R$ 7452, logo: $?3 %BB@%@ %,%?$ 8D (5.2) É possível determinar o valor que deverá ser no presente descontado, referente aos pagamentos futuros no âmbito dos custos operacionais. Todos os pagamentos, nos diversos anos operacionais do sistema, são determinados. Com uma taxa de juro, obtemos os custos operacionais descontados (GREENPRO, 2004): $ E $ +G H (5.3) 45

46 Onde: C 0 - Capital investido em manutenção do sistema fotovoltaico p - Taxa de juros n - Tempo de correção para taxa de juros Considerando um custo operacional de investimento de R$ 3000, para uma taxa de juros de 9% ao ano, e um tempo de investimento de 30 anos, logo: $ E +,B -?$ H (5.4) A anuidade resultante da taxa de juros é dada pela seguinte expressão: G +G I (5.5) Onde: a - Anuidade p - Taxa de juros n - Tempo de correção para taxa de juros Calculando a anuidade resultante da taxa de juros, que será aplicada ao custo de investimento inicial dos equipamentos, temos:,b +,B I B,% (5.6) Considerando que o custo de produção de energia elétrica é dado pela expressão abaixo, logo (GREENPRO, 2004): J KLJ J J J O P O (5.7) Onde: C PRC - Custo de produção corrigido C PV - Custo dos módulos fotovoltaicos 46

47 C INV - Custo do módulo inversor C 0 - Custo operacional de investimento E a - Energia produzida anualmente pelo sistema fotovoltaico a - Anuidade Substituindo os valores obtidos nas etapas anteriores, temos: J KLJ %BB@ %@ -,B %, L$ Q&R (5.8) O valor acima calculado representa a formação de preço da unidade geradora fotovoltaica. Considerando somente o custo dos equipamentos, o tempo necessário para o retorno do investimento será: S $ + $ "#, A -% T % -, = (5.9) O tempo acima calculado pode ser minimizado com a diminuição de preço dos equipamentos como inversor e módulos fotovoltaicos, lembrando que com o avanço das novas tecnologias disponíveis, tem tornado cada vez menor o custo por kwp instalado. 47

48 6. ESPECIFICAÇÃO DE EQUIPAMENTOS E ORÇAMENTO Uma vez escolhidos os equipamentos necessários para a instalação do sistema fotovoltaico, a tabela a seguir representa orçamento desses equipamentos em função do custo unitário, e o investimento total associado ao sistema fotovoltaico. EMPRESA DE SERVIÇOS ELÉTRICOS CLIENTE: UNIVERSIDADE ESTADUAL DO OESTE DO PARANÁ ENDEREÇO: AV. TARQUÍNIO JOSLIN DOS SANTOS, 1300 PÓLO UNIVERSITÁRIO, FOZ DO IGUAÇU - PR, TEL: (45) PLANILHA DE ORÇAMENTO ESPECIFICAÇÃO DO MATERIAL UNIDADE QUANTIDADE VALOR VALOR UNITÁRIO TOTAL MÓDULO FOTOVOLTAICO CIS AVANCIS 100 W PEÇA 12 R$ 621,00 R$ 7452,00 INVERSOR TRIFÁSICO 1200 W SMA SUNNY BOY PEÇA 1 R$ 5799,00 R$ 5799,00 FIO SÓLIDO 750 V 2,5 mm 2 m 155 R$ 0,83 R$ 128,65 CABO FLEXIVEL 750 V 16,00 mm 2 m 100 R$ 5,51 R$ 551,00 INTERRUPTOR DC HAGER 13 A PEÇA 1 R$ 580,00 R$ 580,00 PROTETOR DE SOBRETENSÃO OBO BETTERMANN V V DC FUSÍVEL FOTOVOLTAICO HAGER 900 V DC 8 A CAIXA DE JUNÇÃO IP 55 CLASSE II 2 FILAS 12 MÓDULOS PEÇA 1 R$ 876,00 R$ 876,00 PEÇA 2 R$ 21,00 R$ 42,00 PEÇA 1 R$ 57,00 R$ 57,00 TOTAL GERAL R$ 15485,65 48

49 7. CONCLUSÃO O projeto do sistema fotovoltaico mencionado consiste em uma avaliação do potencial energético do local de instalação escolhido. Como se pode perceber, os gastos com equipamentos ainda representam o principal fator negativo quanto à maior participação da energia solar na matriz energética brasileira. Um fator favorável que pode ser considerado no projeto do sistema fotovoltaico corresponde à área total que pode ser disponibilizada para o aumento da capacidade de energia gerada, considerando telhados e espaços existentes nas vizinhanças do campus da universidade. Entretanto, esse aumento da capacidade do gerador fotovoltaico deve ocorrer de maneira racional, lembrando que nas proximidades do local existe um curso de rio, para não afetar de maneira negativa a diversidade ecológica. A energia gerada pelo sistema fotovoltaico não seria suficiente para atender toda a demanda do campus da universidade. O investimento nos equipamentos corresponde a aproximadamente o montante necessário para manter o fornecimento mensal de energia elétrica da concessionária local. 49

50 8. SUGESTÃO DE ESTUDOS FUTUROS O projeto de aumento da capacidade do sistema fotovoltaico deve considerar os seguintes aspectos: Análise de sombreamentos sobre módulos fotovoltaicos; Análise detalhada das perdas; Situações cuja inclinação dos módulos seja distinta; Otimização de projeto. A inexistência de sombreamentos externos atuantes sobre o sistema fotovoltaico representa o principal fator de simplificação adotado, devido à ausência de árvores e edificações nas proximidades da instalação. A possibilidade de sombreamentos deve ser considerada na escolha dos módulos fotovoltaicos, de modo que a radiação incidente sobre os módulos não seja prejudicada no inverno, onde a altura solar passa a ser uma restrição do projeto. A área disponível para execução do projeto possui importância fundamental, tornando possível a instalação de módulos de maior potência de pico, já existentes no mercado. 50

51 9. REFERÊNCIAS RUTHER, R. Edifícios Solares Fotovoltaicos Florianópolis, (Laboratório de Energia Solar) - UFSC (GREEPRO, 2004) Energia Fotovoltaica (Manual sobre tecnologias, projeto e instalação) CEPEL/CRESESB. Manual de engenharia para sistemas fotovoltaicos. Rio de Janeiro: CEPEL/CRESESB, ABNT NBR 11876: Módulos Fotovoltaicos - Especificação Rio de Janeiro, março ABNT NBR 16150: Sistemas Fotovoltaicos. Rio de Janeiro, março