ANÁLISE DOS FATORES DE PERDAS NOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE ELÉTRICA EM CURITIBA

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1 UNIVERSIDADE TECNOLÓGICA FEDERAL DO PARANÁ DEPARTAMENTO ACADÊMICO DE ELETROTÉCNICA CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA ANA JÚLIA NUNES DE ARAÚJO NARAH IUATA RANK TALITA BEZERRA DE ARAUJO BUENO ANÁLISE DOS FATORES DE PERDAS NOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE ELÉTRICA EM CURITIBA TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO CURITIBA 2016

2 ANA JÚLIA NUNES DE ARAÚJO NARAH IUATA RANK TALITA BEZERRA DE ARAUJO BUENO ANÁLISE DOS FATORES DE PERDAS NOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE ELÉTRICA EM CURITIBA Trabalho de Conclusão de Curso de Graduação em Engenharia Elétrica, do Departamento Acadêmico de Eletrotécnica (DAELT) da Universidade Tecnológica Federal do Paraná (UTFPR), como requisito parcial para obtenção do título de Engenheiro Eletricista. Orientador: Professor Dr. Jair Urbanetz Junior CURITIBA 2016

3 Ana Júlia Nunes de Araújo Narah Iuata Rank Talita Bezerra de Araujo Bueno ANÁLISE DOS FATORES DE PERDAS NOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE ELÉTRICA EM CURITIBA Este Trabalho de Conclusão de Curso de Graduação foi julgado e aprovado como requisito parcial para a obtenção do Título de Engenheiro Eletricista, do curso de Engenharia Elétrica do Departamento Acadêmico de Eletrotécnica (DAELT) da Universidade Tecnológica Federal do Paraná (UTFPR). Curitiba, 05 de dezembro de Prof. Emerson Rigoni, Dr. Coordenador de Curso de Engenharia Elétrica Profa. Annemarlen Gehrke Castagna, Mestre Responsável pelos trabalhos de Conclusão de Curso de Engenharia Elétrica do DAELT ORIENTAÇÃO Prof. Jair Urbanetz Junior, Dr. Eng. Universidade Tecnológica Federal do Paraná Orientador BANCA EXAMINADORA Prof. Jair Urbanetz Junior, Dr. Eng. Universidade Tecnológica Federal do Paraná Orientador Prof. Gerson Maximo Tiepolo, Dr. Eng. Universidade Tecnológica Federal do Paraná Profa. Annemarlen Gehrke Castagna, Mestre Universidade Tecnológica Federal do Paraná

4 DEDICATÓRIA Em memória de minha tia Ana Linda, primeira pessoa que me apoiou na realização deste sonho de ser engenheira. À minha avó Maria de Fátima, minha segunda mãe, pelos ensinamentos religiosos, preocupação e cuidados. Aos meus pais, Edson e Ana Virginia e, ao meu irmão, Paulo Rubens, que são indispensáveis em minha vida e por quem tenho um amor infinito. Aos meus tios, Fábio e Keila, por me receberem como uma filha em Curitiba. A Fábio, namorado e também engenheiro eletricista, que me incentiva em todos os meus planos, acadêmicos e pessoais. Ana Júlia Aos meus pais, Marcos e Rise, que amo incondicionalmente e que são os principais contribuintes neste sonho de me tornar engenheira. Aos meus irmãos, por todas as conversas, risadas e cumplicidade. Aos meus tios Perseu e Rogéria, por todo suporte e conselhos nas diferentes fases da minha jornada. A Yago, meu companheiro, pelo amor, amizade e incentivo nos dias saudosos e pela felicidade indescritível que me proporciona. Narah Rank À minha mãe, Solange, pelos conselhos quando bate a saudade e nas horas difíceis. Ao meu papai que está no céu, Dorgival, por todo amor, ensinamento e boas lembranças deixadas. À minha irmã, Lore, pelas conversas, conselhos, viagens, e por estar sempre por perto. Ao meu irmão, Solano, por me mostrar a engenharia, pelo incentivo, e pela calculadora HP de presente. A Callan, meu confidente, por todo amor e carinho, e por me ajudar a descobrir meu maior potencial. Talita Bueno

5 AGRADECIMENTOS Agradecemos primeiramente a Deus, pela oportunidade de poder ingressar e pela coragem para continuar e concluir um curso superior, pela saúde e pelos laços de amizade criados durante nossa jornada. Aos nossos pais, pelo incentivo e suporte na saída do aconchego do lar, pelo amor e carinho sempre e pelo esforço para que não nos faltassem recursos para que pudéssemos concluir nosso curso. Às nossas famílias, pelo carinho e apoio, nos entendendo nos momentos de ausência e comemorando junto nos momentos de alegria. Aos nossos amigos e colegas de classe com quem compartilhamos o trilhar para a conclusão desse curso, pelo apoio e conselho nas horas difíceis e por todos os momentos de aprendizado junto. Aos nossos professores que sempre foram nossos mestres e exemplos durante toda essa jornada e por seus ensinamentos que nos tornaram profissionais desse ramo. Ao nosso orientador Jair Urbanetz Junior por toda dedicação e empenho na realização desse projeto, pela compreensão, apoio e amizade.

6 It always seems impossible until it s done. (Nelson Mandela)

7 RESUMO ARAÚJO, A. J. N.; BUENO, T. B. A.; RANK, N. I. Análise dos Fatores de Perdas nos Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica em Curitiba. 85 p. Trabalho de Conclusão de Curso (Engenharia Elétrica), Universidade Tecnológica Federal do Paraná. Curitiba, Em prol de um maior desenvolvimento sustentável, diversificação da matriz elétrica brasileira e mitigação dos impactos socioambientais, o uso de fontes renováveis vem sendo promovido cada vez mais na sociedade. A energia solar é um tipo de fonte renovável e possui inúmeras vantagens para sua utilização, tanto a partir dos sistemas fotovoltaicos isolados (SFVI) quanto dos conectados à rede (SFCR), sendo uma fonte limpa e confiável. Porém, atrelado aos benefícios e vantagens que os sistemas fotovoltaicos trazem para a vida cotidiana, como em todo sistema real, há perdas inerentes à cada sistema. O foco de pesquisa para este trabalho é a análise de quatro sistemas fotovoltaicos instalados na cidade de Curitiba: Escritório Verde (EV) e Neoville da Universidade Tecnológica Federal do Paraná (UTFPR), ELCO e ELCOSUL. O presente trabalho apresenta a identificação e estudo dos fatores de perdas desses quatro sistemas através da análise dos índices de méritos, da topologia que constitui os equipamentos que os compõem, comparando-os em relação à tecnologia empregada e, por fim, através do modo de instalação de cada um. Além disso um levantamento qualitativo sobre as perdas que mais impactam na geração do sistema fotovoltaico em relação as demais também é detalhado neste estudo. Palavras-chave: Sistemas Fotovoltaicos. Energia Solar Fotovoltaica. Fatores de Perdas. Índices de Mérito.

8 ABSTRACT ARAÚJO, A. J. N.; BUENO, T. B. A.; RANK, N. I. Loss Factors Analysis in Photovoltaic Systems Connected to the Grid in Curitiba. 85 p. Trabalho de Conclusão de Curso (Engenharia Elétrica), Universidade Tecnológica Federal do Paraná. Curitiba, Renewable energy sources enable more sustainable development, diversify Brazil s energy matrix, and mitigate the socio-environmental impacts of traditional energy sources. As a result, renewable energy sources have increasingly been promoted as an alternative to traditional energy sources. Solar energy, either from Isolated or Grid-Connected Photovoltaic Systems, is a renewable energy source that provides a clean, reliable, and effective alternative to traditional energy sources. Photovoltaic systems, despite their advantages to traditional energy sources, as in any real system, have losses inherent to it. This paper focuses on four gridconnected photovoltaic systems in Curitiba: Green Office and Neoville UTFPR systems, ELCO and ELCOSUL. The paper identifies and presents a detailed study of the major power loss factors in each system by analyzing the topology, equipment technologies and performance parameters of each system. Furthermore, the paper will present a qualitative analysis of the factors that have the most impact on photovoltaic system performance. Keywords: Photovoltaic Systems. Photovoltaic Solar Energy. Power Loss Factors. Performance Parameters.

9 LISTA DE FIGURAS Figura 1: A oferta de recursos energéticos renováveis e seu potencial explorável em comparação com a energia demandada e o consumo mundial de energia Figura 2: Matriz elétrica brasileira Figura 3: Componentes da Radiação Solar Figura 4: Piranômetro Termoelétrico Figura 5: Piranômetro Fotovoltaico Figura 6: Pireliômetro Figura 7: Relação entre as bandas em materiais: condutor, semicondutor e isolante Figura 8: Funcionamento de uma célula fotovoltaica Figura 9: Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica Figura 10: Estrutura de um painel fotovoltaico Figura 11: Diagrama básico de um SFI Figura 12: Diagrama elétrico de um SFCR Figura 13: Diagrama de um SFCR com medidor bidirecional Figura 14: Fatores de perdas do estudo feito em Figura 15: Fatores de perdas do estudo feito em Figura 16: Anomalias da curva I-V de um painel fotovoltaico Figura 17: Módulo sem diodo de desvio com um ponto quente Figura 18: Caminho da corrente em módulo com diodo de desvio Figura 19: Módulo parcialmente sombreado com diodo de desvio Figura 20: Curvas I-V de um módulo contendo uma célula sombreada, com e sem a utilização do diodo de desvio Figura 21: Sombreamento parcial com módulos na horizontal ou vertical Figura 22: Sombreamento parcial com módulos fotovoltaicos conectados em série Figura 23: Sombreamento parcial de duas strings de módulos fotovoltaicos conectados em paralelo Figura 24: Sombreamento parcial de uma a quatro strings de módulos fotovoltaicos conectados em paralelo Figura 25: Curva I-V de módulos a diferentes temperaturas e irradiância constante de 1000W/m² Figura 26: Dependência da temperatura em relação aos coeficientes de temperatura de um módulo de silício cristalino Figura 27: Aumento da temperatura e redução no índice yield de acordo com o modo de instalação do painel fotovoltaico Figura 28: Simbologia elétrica do inversor Figura 29: (a) Forma da onda de tensão (V) e de corrente (I) referente ao sistema de chaveamento dos semicondutores no inversor; (b) Potência dissipada no dispositivo semicondutor na fase de chaveamento e de condução Figura 30: Curva eficiência vs carregamento em um inversor genérico

10 Figura 31: a) inversor centralizado; b) inversor por string (configuração CA paralelo); c) inversor multi-string (configuração CC paralelo); d) inversores assimilados aos respectivos módulos FV Figura 32:Inversor com transformador de baixa frequência Figura 33: Inversor com transformador de alta frequência Figura 34: Inversor sem transformador Figura 35: Multi-string Figura 36: Cabo MC Figura 37: Principais fatores responsáveis pela degradação de módulos fotovoltaicos Figura 38: Módulo FV com delaminação Figura 39: Diagrama de módulo FV com delaminação Figura 40: Sistema Fotovoltaico do Escritório Verde Figura 41: Sistema Fotovoltaico da ELCO Figura 42: : Sistema Fotovoltaico do Neoville Figura 43: Detalhe do Painel Fotovoltaico da ELCOSUL Figura 44: Painel Fotovoltaico da ELCOSUL Figura 45: Temperatura do painel fotovoltaico do Escritório Verde Figura 46: Temperatura do painel fotovoltaico do Neoville Figura 47: Sombreamento no Escritório Verde Figura 48: Sujidade encontrada nos módulos do Escritório Verde antes da limpeza Figura 49: Detalhe da sujidade nos módulos do Escritório Verde antes da limpeza Figura 50: Módulos fotovoltaicos do Escritório Verde após a limpeza Figura 51: Sujidade no módulo fotovoltaico do Neoville

11 LISTA DE TABELAS Tabela 1: Produtividade do Escritório Verde Tabela 2: Taxa de Desempenho do Escritório Verde Tabela 3: Fator de Capacidade do Escritório Verde Tabela 4: Produtividade da ELCO Tabela 5: Taxa de Desempenho da ELCO Tabela 6: Fator de Capacidade da ELCO Tabela 7: Produtividade do Neoville Tabela 8: Taxa de Desempenho do Neoville Tabela 9: Fator de Capacidade do Neoville Tabela 10: Produtividade da ELCOSUL Tabela 11: Taxa de Desempenho da ELCOSUL Tabela 12: Fator de Capacidade da ELCOSUL... 72

12 LISTA DE GRÁFICOS Gráfico 1: Eficiência de células fotovoltaicas ao longo dos anos Gráfico 2: Dados de irradiação diária média no plano horizontal em Curitiba, coletados do INMET Gráfico 3: Dados de irradiação diária média no plano inclinado do EV manipulados com auxílio do programa RADIASOL Gráfico 4: Dados de geração do EV Gráfico 5: Dados de irradiação diária média no plano inclinado da ELCO manipulados com auxílio do programa RADIASOL Gráfico 6: Dados de geração da ELCO Gráfico 7: Dados de irradiação diária média no plano inclinado do NEOVILLE manipulados com auxílio do programa RADIASOL Gráfico 8: Dados de geração do NEOVILLE Gráfico 9: Dados de irradiação diária média no plano inclinado da ELCOSUL manipulados com auxílio do programa RADIASOL Gráfico 10: Dados de geração da ELCOSUL... 70

13 LISTA DE SIGLAS ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica CA Corrente Alternada CC Corrente Contínua FC Fator de capacidade EPE Empresa de Pesquisa Energética EV Escritório Verde EVA Etil Vinil Acetato FV Fotovoltaico INMET Instituto Nacional de Meteorologia LID Light Induced Degradation (Degradação Induzida pela Luz) MPP Maximum Power Point (Ponto de Máxima Potência) PID Potential Induced Degradation (Degradação Induzida do Potencial) SFCR Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede UTFPR Universidade Tecnológica Federal do Paraná UV Ultravioleta YF Final Yield (Produtividade)

14 SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO TEMA DE PESQUISA Delimitação do Tema PROBLEMAS E PREMISSAS OBJETIVOS Objetivo Geral Objetivos Específicos JUSTIFICATIVA PROCEDIMENTOS METODOLÓGICOS ESTRUTURA DO TRABALHO FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA ENERGIA SOLAR RADIAÇÃO SOLAR Conceitos Instrumentos de Medição ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA Efeito Fotoelétrico e Efeito Fotovoltaico Componentes do Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica Células Fotovoltaicas Módulos Fotovoltaicos Inversores Tipos de Sistemas Fotovoltaicos Sistemas Fotovoltaicos Isolados Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica FATORES DE PERDAS Perdas por Acúmulo de Sujeira e Sombreamento Parcial Perdas por Aumento de Temperatura Perdas nos Inversores Descasamento de Módulos (Mismatch) Perdas na Fiação Elétrica Conectores e Condutores Degradação de Painéis Corrosão Delaminação Descoloração PID Potential Indution Degradation LID Light Induced Degradation ÍNDICES DE MÉRITO Produtividade ou Yield Taxa de Desempenho ou Performance Ratio Fator de Capacidade LEVANTAMENTO E ANÁLISE DE DADOS RADIASOL ESCRITÓRIO VERDE (EV) Índices de mérito do Escritório Verde ELCO Índices de mérito da ELCO NEOVILLE... 65

15 3.4.1 Índices de mérito do Neoville ELCOSUL Índices de mérito da ELCOSUL ANÁLISE DOS PRINCIPAIS FATORES DE PERDAS TEMPERATURA SOMBREAMENTO SUJIDADE EFICIÊNCIA DO INVERSOR CONCLUSÕES REFERÊNCIAS... 82

16 15 1 INTRODUÇÃO Observando a atual matriz elétrica brasileira, composta principalmente por usinas hidroelétricas e térmicas, nota-se a carência de uma diversificação na produção de energia elétrica. Assim sendo, as demandas por fontes alternativas de energia vêm sendo cada vez mais incorporadas à realidade, a fim de proporcionarem uma geração autossuficiente e com impactos ambientais reduzidos. O Brasil apresenta um enorme potencial para a implementação de sistemas complementares de produção de energia, com seu vasto território de 8,5 milhões de metros quadrados, os 7 mil quilômetros de litoral e fatores climáticos favoráveis. O foco atual é abranger opções para complementar a matriz elétrica visando torná-la eficiente com sistemas sustentáveis e economicamente viáveis, utilizando-se dos recursos naturais como o vento, o sol, a maré e outros. (ANEEL, 2008). Com a evolução das tecnologias houve uma maior acessibilidade e um enorme incentivo à utilização de recursos limpos de energia. Contudo, as barreiras socioeconômicas ainda são um forte obstáculo, dificultando a implementação de tais sistemas, tanto pela falta de investimentos governamentais, quanto pelos seus altos custos. Estabeleceu-se em 2012, de acordo com a resolução normativa da ANEEL nº 482/2012, a permissão ao consumidor brasileiro de gerar energia elétrica para consumo próprio a partir de fontes renováveis conectadas à rede. Além disso, este consumidor poderá fornecer o excedente da produção à rede de distribuição, favorecendo-se do sistema de compensação que é utilizado para reduzir os custos do consumo elétrico medido pela concessionária (ANEEL, 2012). Essa medida impulsionou o crescimento do mercado de fontes limpas. O Brasil possui um total de 42 de empreendimentos considerados usinas fotovoltaicas em operação, com aproximadamente kw de potência instalada (BIG, 2016). Porém, se levados em consideração os dados de geração de energia fotovoltaica de sistemas de micro e minigeração distribuída, o número de sistemas aumenta para 5437, com potência instalada total de kw (ANEEL, 2016), totalizando kwp. Entretanto, ainda há muito para se explorar no quesito de aproveitamento do potencial nacional de energia, principalmente no que se refere ao aproveitamento fotovoltaico do país. Os sistemas fotovoltaicos apresentam uma enorme sustentabilidade e aproveitam a energia solar para fornecer energia elétrica. Possibilitam, além da integração com a rede de distribuição, a aplicação e instalação desses sistemas no meio urbano (URBANETZ, 2010). Apesar das

17 16 inúmeras vantagens atreladas ao sistema fotovoltaico, estudos relacionados aos fatores de perdas são de suma importância para o aprimoramento de sua eficiência energética. 1.1 TEMA DE PESQUISA O presente trabalho tem por objetivo acompanhar o desempenho e analisar os fatores de perdas que interferem na produtividade dos Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica em Curitiba (SFCR) Delimitação do Tema Neste trabalho foi dada continuidade aos estudos feitos por Machado e Correa (2015) em Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica (SFCR) instalados em Curitiba, entre eles o do Escritório Verde e Neoville da UTFPR, o da ELCO Engenharia de Montagens Ltda, o da ELCOSUL. Durante o ano de 2016 foram analisados os fatores de perda que influenciam no desempenho destes sistemas. Foi feito um acompanhamento dos índices de mérito, os quais são indicadores de eficiência que mostram se o sistema está configurado de forma que aproveite o recurso solar de forma otimizada (BENEDITO, 2009). 1.2 PROBLEMAS E PREMISSAS Com a atual crise energética brasileira, vê-se a necessidade de diversificar a sua matriz elétrica. A falta de chuva faz com o que o sistema energético composto majoritariamente por hidrelétricas entre em colapso. A utilização de termelétricas em plena carga aumenta drasticamente os impactos ambientais e econômicos. Uma solução para minimizar esses problemas seria a utilização de fontes renováveis de energia, em especial energia fotovoltaica, uma fonte de energia abundante, não poluente e sustentável. Com a utilização de uma geração distribuída o consumidor pode se tornar produtor de energia fornecendo a energia excedente para a rede elétrica. Com a utilização deste sistema haveria uma significativa diminuição de impactos socioambientais na geração de energia elétrica, e também uma diminuição nas perdas associadas à transmissão de energia. Atualmente os custos estão mais atrativos para o consumidor residencial. A resolução normativa da ANEEL nº 482/2012 prevê o sistema de compensação de energia elétrica por meio

18 17 do modelo chamado net metering. Segundo Urbanetz (2015), o problema deste modelo é quando se observa a incidência de imposto no momento do consumo dos créditos obtidos pela troca de energia produzida. De acordo com Pinho e Galdino (2014) com impostos elevados e poucas políticas de incentivo, o mercado brasileiro ainda é incipiente. O território brasileiro tem elevados índices de irradiação, tendo o estado do Paraná potencial solar fotovoltaico e produtividade estimada média superior à de países europeus como Alemanha e Itália (TIEPOLO, 2015). 1.3 OBJETIVOS Objetivo Geral Acompanhar e estudar as principais fontes de perda no sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica do Escritório Verde da UTFPR, da ELCO, ELCOSUL e do Neoville, com o intuito de propor melhorias no desempenho desses sistemas Objetivos Específicos Estudar os equipamentos e novas tecnologias no mercado que melhorarão o desempenho de SFCR. Estudar as características construtivas e elétricas do SFCR instalado no Escritório Verde, Neoville, ELCO e ELCOSUL. Realizar coleta de dados de radiação solar e potência fornecida pelo SFCR do Escritório Verde antes e após a sua limpeza. Estudar as perdas em decorrência do sombreamento já constatado no painel fotovoltaico do Escritório Verde. Realizar coleta de dados e verificar, com base nos estudos das perdas, os resultados obtidos para o câmpus Neoville. Realizar a medição da temperatura de paineis fotovoltaicos em diferentes modos de instalação na cidade de Curitiba, verificando o desempenho do sistema para cada situação. Realizar um estudo das características e da eficiência em inversores dos SFCR. Estudar e analisar outras possíveis perdas nos SFCR que poderão causar redução na conversão de energia solar em energia elétrica.

19 18 Comparar e analisar os valores reais obtidos com os valores esperados, avaliando as possíveis causas para as diferenças, caso elas existam. 1.4 JUSTIFICATIVA A energia gerada pelo Sol é indispensável para a vida na Terra, e o seu aproveitamento para geração de energia elétrica através de sistemas fotovoltaicos é uma das alternativas mais estudadas e promissoras atualmente. Este tipo de geração de energia elétrica possui como grande vantagem o mínimo impacto ambiental, pois além de não emitir gases poluentes, pode ser instalada em harmonia com centros urbanos (PINHO e GALDINO, 2014). Apesar disto, a energia solar para produção de energia elétrica ainda é pouco utilizada no Brasil, não por falta de potencial pois o país possui índices de irradiação bem maiores que os da Alemanha por exemplo, mas principalmente por falta de incentivos governamentais e medidas para aumentar o número de pessoas com conhecimento nesta área. A realização desta análise de perdas nos sistemas fotovoltaicos do Escritório Verde, Neoville, ELCO e ELCOSUL possibilitará não só a obtenção de um resultado imediato no desempenho, como também servirá como fonte de estudo para futuras instalações, visando o máximo aproveitamento possível de sua eficiência. De forma indireta os resultados das coletas e do estudo também irão expor o potencial em Curitiba e consequentemente aumentar o incentivo em energia fotovoltaica. 1.5 PROCEDIMENTOS METODOLÓGICOS As etapas contempladas para a execução deste trabalho foram: Primeiramente foram levantadas todas as informações teóricas sobre o assunto, através de referências bibliográficas, livros, artigos científicos, obras realizadas e na internet. Com o objetivo de obter uma visão abrangente sobre os sistemas fotovoltaicos conectados à rede, bem como seus componentes e estrutura. Foram analisados, nos sistemas escolhidos para este trabalho, os fatores de perdas que afetam de modo direto ou indireto a eficiência do sistema e coletar dados por meio de observações e experimentos, com o intuito de realizar um estudo comparativo entre as situações que levam em consideração esses fatores e as situações em que esses fatores podem ser removidos ou minimizados.

20 19 Apresentar por meio de gráficos e tabelas, dados coletados sobre os sistemas estudados, a fim de constar no trabalho as definições das perdas e também os números e porcentagens que indicam como esse fator pode alterar o desempenho dos SFCRs de modo significativo. Comparação dos dados individuais de cada sistema analisado para que seja obtida uma análise conjunta dos principais fatores de perdas observados, conslusões e sugestões de melhoria para o sistema. 1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO O presente trabalho comporta a seguinte estrutura: Capítulo introdutório Apresenta o tema, os objetivos, os problemas e premissas, a justificativa para realização deste trabalho, as metas a serem alcançadas e a metodologia de pesquisa que será adotada. Segundo capítulo Aborda a teoria sobre os sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica. As explicações sobre os conceitos físicos envolvidos, desde a natureza da radiação solar, o modo que as configurações das células fotovoltaicas atuam, o modo que são estruturadas, até chegar no funcionamento geral do sistema. Além disso, são citados e explicados os principais fatores de perdas que afetam a eficiência desses sistemas. Terceiro capítulo Aqui são fornecidos os dados coletados durante os experimentos práticos, com um maior enfoque nas comparações das análises feitas que evidenciem as desvantagens implicadas pelos fatores de perdas. Quarto capítulo Traz as comparações sobre o estudo realizado no trabalho, com a explicitação dos principais experimentos e resultados relacionados aos fatores de perdas. Último capítulo Traz as conclusões sobre o estudo realizado no trabalho com as possíveis propostas para a melhoria e otimização do sistema.

21 20 2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA 2.1 ENERGIA SOLAR O Sol é fonte primária de energia, inesgotável na escala terrestre de tempo, sendo ele o principal responsável pela origem das outras fontes de energia na Terra (PINHO e GALDINO, 2014). Na figura 1 tem-se a representação de recursos energéticos não renováveis e renováveis disponíveis na Terra. Os recursos energéticos renováveis representados são os disponíveis em um período de um ano, em comparação com a quantidade mundialmente aproveitada desses recursos (cubo interno), na forma de eletricidade, energia química e calor nesse mesmo período. Figura 1: A oferta de recursos energéticos renováveis e seu potencial explorável em comparação com a energia demandada e o consumo mundial de energia. Fonte: DGS, De acordo com a figura 1 pode-se observar que a energia solar é a mais abundante, e ainda tem um enorme potencial a ser explorado. Foi observado que um período de duas horas é o suficiente para suprir o consumo energético anual na Terra (PINHO e GALDINO, 2014). No Brasil 64% da energia elétrica é gerada a partir de hidrelétricas, como pode ser visto na figura 2. Apesar de serem consideradas limpas e renováveis, elas causam um grande impacto social e ambiental, devido a realocação de populações ribeirinhas, alagamento de grandes áreas, e processo de degradação anaeróbica das áreas alagadas, que geram gases do efeito estufa. Além disso, os grandes rios, de alta capacidade de geração, já estão sendo utilizados (PEREIRA et. al., 2006).

22 21 Figura 2: Matriz elétrica brasileira. Fonte: EPE, A queima de combustíveis fósseis também é largamente utilizada para a geração de eletricidade, sendo utilizada principalmente no setor de transporte e agropecuário, e é um grande contribuinte na emissão de gases do efeito estufa. A energia nuclear é considerada limpa, contudo traz questionamentos quanto aos riscos associados e deposição dos rejeitos radioativos gerados. A energia eólica vem recebendo grandes investimentos e ajuda na descentralização e complementação da energia elétrica gerada, no entanto grande parte do país não apresenta condições adequadas para a instalação de parques eólicos. Entretanto, a localização e clima do Brasil são favoráveis para o grande aproveitamento de energia solar durante o ano inteiro (PEREIRA et. al., 2006). 2.2 RADIAÇÃO SOLAR Conceitos A radiação solar possui três componentes: Direta, Difusa e Albedo, como mostrado na figura 3. A componente direta é a que não sofre nenhum desvio e produz sombras nítidas. A componente difusa é a que sofreu desvio por espalhamento pelo ar, vapor d água e poeira. A componente albedo é a resultante da reflexão em superfícies inclinadas no entorno (PINHO e GALDINO, 2014).

23 22 Figura 3: Componentes da Radiação Solar. Fonte: Viana, De acordo com Pinho e Galdino (2014), a irradiância solar que atinge a camada atmosférica, perpendicular a superfície da terra, é de aproximadamente W/m², denominada constante solar. Entretanto, nem toda essa radiação chega na superfície da Terra. A atmosfera terrestre reduz este valor através de reflexão, absorção e espalhamento. O nível de irradiância que chega à superfície da Terra, adotado como condição padrão de ensaio, é de W/m². Quando calculada a irradiação no plano inclinado, a componente refletida das superfícies (albedo) também é considerada. A radiação solar em uma superfície inclinada, alinhada perpendicularmente com a direção dos raios solares, é maior que na superfície horizontal (DGS, 2013). O termo radiação solar é utilizado de forma genérica, podendo significar irradiância solar, quando se referido como fluxo de potência (valor instantâneo), ou então irradiação solar, quando se referido em termos de energia por unidade de área (valor integrado). De acordo com a NBR (2006): Irradiância (G) é a taxa na qual a radiação solar incide em uma superfície, por unidade de área. Sua unidade é o watt por metro quadrado [W/m²]. Irradiância total (G "#" ) é a potência radiante solar total com todas as suas componentes (direta, difusa e albedo), por unidade de área, em uma superfície com qualquer inclinação. Irradiação Solar é a irradiância solar integrada durante um intervalo de tempo. Sua unidade é o watt hora por metro quadrado [Wh/m²]. É representada por H quando integrada em um dia [Wh/m².dia].

24 Instrumentos de Medição O conhecimento dos valores de radiação solar na superfície terrestre é importante para ajudar na identificação do local mais adequado para a instalação do painel fotovoltaico, cálculo do seu dimensionamento, cálculo da produção de energia num período de tempo, e para criação de soluções para dimensionamento em sistemas isolados. A irradiância é medida diretamente utilizando piranômetros termoelétricos, piranômetros fotovoltaicos, ou pireliômetros (PINHO e GALDINO, 2014). Piranômetros termoelétricos (figura 4) são sensores de alta precisão que medem a irradiância solar global incidente numa superfície plana. Este sensor é composto por duas semiesferas de vidro concêntricas, e uma termopilha como sensor (termopares em série). A radiação solar passa pelas semiesferas de vidro, esquentando o sensor, em seguida os termopares medem uma diferença de tensão que é proporcional a diferença de temperatura, e então a irradiância pode ser calculada. Como eles trabalham em função da temperatura, eles tem uma resposta um pouco devagar. Variações rápidas de radiação solar, causadas por exemplo num dia de céu parcialmente nublado, podem não ser notadas (PINHO e GALDINO, 2014). Figura 4: Piranômetro Termoelétrico. Fonte: Pinho e Galdino, O piranômetro fotovoltaico (figura 5) é composto por uma célula fotovoltaica. Este sensor tem um custo bem mais baixo, porém não é tão preciso quanto o piranômetro de termopilha. Sua incerteza pode chegar a 5% em relação ao piranômetro de termopilha, porém

25 24 tem a vantagem de ter um tempo de resposta praticamente instantâneo (PINHO e GALDINO, 2014). Figura 5: Piranômetro Fotovoltaico. Fonte: Pinho e Galdino, O pireliômetro, como mostrado na figura 6, é um instrumento que mede a irradiância direta normal à superfície. O valor da irradiância difusa pode ser medida com um piranômetro ao qual é acoplado um disco que faz sombra e bloqueia a componente direta. Combinando-se os dois valores, pode-se obter a componente global, ou cada um individualmente (PINHO e GALDINO, 2014). Figura 6: Pireliômetro. Fonte: Pinho e Galdino, ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA Efeito Fotoelétrico e Efeito Fotovoltaico Descoberto em 1887 pelo físico Heinrich Hertz ( ) e melhor explicado em 1905 pelo físico alemão Albert Einstein ( ) com a teoria corpuscular da luz, o efeito fotoelétrico se refere à emissão de elétrons de uma superfície metálica devido à incidência de

26 25 fótons (pacotes de luz) que integram a radiação eletromagnética. Estes elétrons são chamados de fotoelétrons e são arrancados da superfície do metal ao receber energia suficiente da luz incidente sobre eles. Sendo assim, se a radiação incidente não possuir uma frequência suficientemente alta, o efeito fotoelétrico não ocorrerá (CAVALCANTE; TAVOLARO, 2002, p. 24). A energia do fóton é dada pela equação 1. E % = h. f (1) Onde, E f é a energia do fóton (J), h é a constante de Planck (J.s). O efeito fotovoltaico, observado pela primeira vez em 1839 pelo físico francês Alexandre-Edmond Becquerel ( ), é o fenômeno físico que permite a conversão direta da luz em eletricidade (PINHO e GALDINO, 2014). Essa eletricidade é gerada a partir da diferença de potencial existente em um material semicondutor ao ser aplicado uma luz sobre ele. Este material chamado de semicondutor possui uma banda de valência, onde é permitida a presença de elétrons, e a banda de condução, sem a presença de elétrons. A faixa que fica entre essas duas bandas é chamada de banda proibida ou bandgap, representada por Eg e é a sua largura que determina se um material é semicondutor. Materiais isolantes, por exemplo, possuem um bandgap maior que 3 ev (elétron-volt), enquanto um material semicondutor apresenta um bandgap médio de 1 ev. Assim, os fótons com energia superior à banda proibida, ao incidirem sobre esse material poderão excitar os elétrons da faixa de valência para faixa de condução. A figura 7 apresenta a relação entre essas bandas em material condutor, semicondutor e isolante. Figura 7: Relação entre as bandas em materiais: condutor, semicondutor e isolante. Fonte: Pinho e Galdino, 2014.

27 26 Para aplicação fotovoltaica o condutor de silício é largamente utilizado. Os átomos do silício se caracterizam por possuir quatro elétrons que se ligam aos elétrons vizinhos, formando uma rede cristalina. Esta rede pode ser dopada com átomos de outros materiais que possuam características de doadores de elétrons ou receptores de elétrons, que é o caso do fósforo e do boro, respectivamente. Se à rede cristalina do silício forem adicionados átomos de fósforo, que possuem cinco elétrons de ligação, haverá então nove elétrons e um deles estará fracamente ligado ao átomo. Portanto o fósforo é um dopante doador de elétrons, conhecido como dopante N. Já no caso de uma dopagem da rede com átomos de três elétrons de ligação, como o átomo do boro, haverá a falta de um elétron. Essa falta do elétron é chamada de lacuna ou buraco. Por este motivo o átomo de boro é um dopante do tipo P, receptor de elétrons (PINHO e GALDINO, 2014). Ao se introduzir a uma face do silício puro átomos de boro e em outra face átomos de fósforo, forma-se uma junção chamada de pn. Assim os elétrons livres de n passam para a face p e os buracos da face p passam para a n, tornando a face p carregada negativamente devido ao excesso de elétrons e a face n eletricamente positiva devido ao acúmulo de lacunas. Quando a junção pn é exposta à energia solar, os fótons com energia superior ao bandgap (E f > E g ) formarão pares elétron-lacuna, acelerando as cargas onde o campo elétrico é diferente de zero, gerando então uma corrente entre a junção e criando-se uma diferença de potencial. Ao se colocar um fio elétrico entre essas duas faces, surge a circulação de corrente elétrica. Este, pois, é o funcionamento básico de uma célula fotovoltaica como mostra a figura 8. Figura 8: Funcionamento de uma célula fotovoltaica. Fonte: Almeida, 2012.

28 Componentes do Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica Células Fotovoltaicas Como foi visto anteriormente a célula fotovoltaica converte a luz solar em eletricidade, conhecido como efeito fotovoltaico. A figura 9 apresenta um circuito equivalente de uma célula fotovoltaica, onde o diodo representa a junção pn e as resistência Rs e Rp as resistências em série e paralelo, respectivamente. Segundo Pinho e Galdino (2014) a resistência em série é devido a junção metal-semicondutor, malhas metálicas, regiões dopadas, etc. Enquanto que a resistência em paralelo é devido a pontos de curto-circuito na junção pn. Figura 9: Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica. Fonte: Pinho e Galdino, Os materiais semicondutores mais utilizados para fabricação dessas células, em ordem decrescente de utilização, são: silício (Si) cristalino (c-si), multicristalino (m-si), amorfo (a-si) e microcristalino (µ-si); telúrio (Te); cádmio (Cd); cobre (Cu); índio (I); gálio (Ga); selênio (Se), entre outros (RÜTHER, 2004). Alguns dos fatores que contribuem para o silício ser o material mais tradicional é que este, além de não ser tóxico, é o segundo elemento mais abundante da Terra com mais de 28% da massa da crosta terrestre (STEPHEN D. BUTZ, 2002). O gráfico 1 apresenta de forma cronológica a eficiência de diferentes tecnologias de células fotovoltaicas até o ano 2015.

29 28 Gráfico 1: Eficiência de células fotovoltaicas ao longo dos anos. Fonte: NREL, Módulos Fotovoltaicos Um conjunto de células fotovoltaicas, devidamente conectadas eletricamente e acondicionadas para resistir à exposição ao ar livre e intempérie, é denominado módulo fotovoltaico e a principal especificação de um módulo é a potência nominal, que é a potência de saída sob as condições-padrão de referência para ensaio (VIANA, 2010). Com a formação, vista anteriormente, das células em arranjos série/paralelo forma-se um módulo fotovoltaico, e, para gerar a energia requerida pela carga, estes módulos são associados formando assim um painel fotovoltaico com o objetivo de obter o nível de tensão e corrente desejados (URBANETZ, 2010). Um módulo pode conter de 36 a 216 células FV, estas células são soldadas em tiras e encapsuladas para proteção contra as intempéries e para resistência mecânica do módulo. Esse encapsulamento é dado com um sanduíche de vidro temperado de alta resistência, as células, EVA estabilizado, e um filme isolante. Terminado esse processo, coloca-se uma moldura de alumínio anonizado e a caixa de conexões elétricas, como mostra a figura 10 (PINHO e GALDINO, 2014).

30 29 Figura 10: Estrutura de um painel fotovoltaico. Fonte: Pinho e Galdino, Inversores Os módulos fotovoltaicos geram energia em corrente contínua CC, portanto é necessário um equipamento eletrônico que converta a energia em corrente alternada CA para corrente contínua CC, este equipamento é chamado de inversor. Segundo Viana (2010), o inversor dos sistemas conectados à rede é especialmente projetado e construído de modo que ao detectar a presença da rede passa a operar, convertendo a corrente contínua (CC), vinda do painel fotovoltaico, em corrente alternada (CA) e injetando diretamente na rede, com o mesmo padrão de tensão, frequência e fase. Caso a rede elétrica seja desenergizada pela concessionária ou o inversor seja desconectado da rede, este se desliga automaticamente, cessando o fornecimento de energia e garantindo total segurança em caso de manutenção da rede. Os inversores mais utilizados de acordo com Rüther (2004) podem ser de dois tipos: Comutados pela própria rede elétrica, onde o sinal da rede é utilizado para sincronizar o inversor com a rede, ou Auto-comutados, onde um circuito eletrônico no inversor controla e sincroniza o sinal do inversor ao sinal da rede.

31 Tipos de Sistemas Fotovoltaicos Sistemas Fotovoltaicos Isolados Também chamados de autônomos, os sistemas fotovoltaicos isolados (SFI) são normalmente instalados em locais sem acesso à rede elétrica, e necessitam de um elemento armazenador de energia (URBANETZ, 2010). Este elemento armazenador de energia é normalmente um banco de baterias que armazena a energia gerada durante o período do dia com luz solar e fornece essa energia durante a noite ou quando não há radiação solar. O fornecimento dessa energia pode ser tanto em corrente contínua quanto em corrente alternada com a utilização de um inversor. Esse sistema também possui um controlador de carga que controla a carga e a descarga do banco de baterias, e pode ser representado pela figura 11. Figura 11: Diagrama básico de um SFI. Fonte: Rüther, Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica Segundo Rüther (2004), uma característica fundamental de sistemas fotovoltaicos instalados no meio urbano é principalmente a possibilidade de interligação à rede elétrica pública, dispensando assim os bancos de baterias necessários em sistemas do tipo autônomo e os elevados custos e manutenções decorrentes. Estes sistemas são chamados de sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica (SFCR) e são instalados de tal modo que, quando o gerador elétrico produz mais do que o necessário para o consumidor, o excesso é injetado na rede elétrica, essa instalação consumidora acumula então um crédito energético. Já se a geração for abaixo da energia demandada pela instalação consumidora, essa falta é suprida pela rede elétrica. De acordo com Urbanetz (2010) os SFCRs são vistos como uma forma de geração distribuída (GD) ao longo dos alimentadores da rede elétrica de distribuição, em baixa ou média

32 31 tensão, e contribuem para disponibilizar energia próxima ao ponto de consumo. Este sistema é basicamente constituído pelo painel fotovoltaico e o inversor, como mostra o diagrama da figura 12. Assim uma de suas vantagens é a não utilização de elementos para armazenar a energia, já que toda a energia gerada é colocada em paralelo com a energia da rede. Figura 12: Diagrama elétrico de um SFCR Fonte: Rüther, A figura 13 apresenta uma configuração de um SFCR com o módulo fotovoltaico, inversor e medidor bidirecional. Figura 13: Diagrama de um SFCR com medidor bidirecional. Fonte: Urbanetz, FATORES DE PERDAS Ao longo deste trabalho serão analisados alguns dos fatores de perdas que podem se aplicar aos sistemas fotovoltaicos analisados em Curitiba. Em geral, para que se tenha um melhor desempenho na geração de energia de um painel fotovoltaico, é importante que alguns fatores sejam analisados na hora do projeto, como escolha de componentes, modo e local de

33 32 instalação. É importante também que sejam feitas inspeções periódicas para observar se o painel fotovoltaico está operando devidamente. Recomenda-se também que o painel seja instalado em local com boa incidência de radiação solar, sem a presença de sombreamento. Um estudo feito no Japão em 2001 quantificou os principais fatores de perdas das instalações observadas, como mostrado na figura 14. Entre eles: Perdas na conversão de energia Sombreamento parcial Perdas nos inversores Mismatch (descasamento de módulos) Aumento da temperatura do painel fotovoltaico Outros Figura 14: Fatores de perdas do estudo feito em Fonte: Ikki; Kurokawa, Em um estudo mais recente, a Sociedade Alemã de Energia Solar (DGS, 2014) quantificou os fatores de perdas como representado na figura 15.

34 33 Figura 15: Fatores de perdas do estudo feito em Fonte: Adaptado de DGS, Pode-se observar que alguns fatores de perdas foram acrescentados, como por exemplo: perdas na fiação elétrica, sujidade e variações das condições padrões de teste, o que no gráfico 2 poderia estar sendo referida como outros. As perdas por mismatch (descasamento) diminuíram, pois agora os fabricantes dos módulos colocam a potência mínima do painel no manual, não mais um valor médio. Um modo de se analisar alguns dos fatores de perdas da instalação é observando a curva característica I-V do sistema, como mostrado na figura 16. Esta curva mostra os valores da corrente de saída de um conversor fotovoltaico, em função da sua tensão de saída, em condições preestabelecidas de temperatura e irradiância total. O Ponto de Potência Máxima (P +, ) ou também denominado como MPP (Maximum Power Point) é o ponto da curva na qual o produto da corrente pela tensão é máximo (URBANETZ, 2014).

35 34 Figura 16: Anomalias da curva I-V de um painel fotovoltaico. Fonte Pinho e Galdino, A alteração da curva I-V pela resistência série (Rs) pode ser resultado de problemas nas interconexões elétricas de um módulo da fileira, ou problemas externos na fiação e conexões entre fileiras. A resistência em paralelo (Rp) é resultante de defeitos internos em células. Sombreamento parcial ou acúmulo de sujeira (de modo não homogêneo) também podem causar este mesmo efeito na curva. Redução na corrente de saída (Isc) é causada por degradação dos painéis ou acúmulo de sujeira. Redução na tensão de saída (Vsc) é causada pelo aumento de temperatura nos módulos, podendo ser causada pelo modo de instalação (com pouca ventilação embaixo do painel). Degradações dos módulos ou curtos em diodos de desvio by-pass também causam este efeito. As perdas por mismatch (descasamento) causam o aparecimento de degraus na curva, como no caso de sombreamento parcial (PINHO e GALDINO, 2014) Perdas por Acúmulo de Sujeira e Sombreamento Parcial Em áreas industriais, com grande tráfico de automóveis, ou com clima seco, por exemplo, ocorre maior acúmulo de sujeira nos painéis fotovoltaicos. O efeito do acúmulo de sujeira é menor quando o módulo é limpo com a água da chuva. Uma angulação de pelo menos 10º é normalmente suficiente para que isto ocorra. Quanto maior a inclinação do módulo, mais fácil para que esta autolimpeza aconteça. Além disso, o design do painel pode ajudar a promover um maior acúmulo de sujeira, quando este contém bordas elevadas. Se o sistema estiver localizado em áreas com muito acúmulo de poeira, uma limpeza regular vai aumentar significantemente o desempenho do sistema (DGS 2013).

36 35 Sombreamento parcial é um fator de perda muito significativo num sistema fotovoltaico. O sombreamento pode ser previsível, causado por árvores, postes e construções no entorno, causada pela própria arquitetura do sistema, ou até mesmo um módulo fazendo sombra no módulo adjacente. O sombreamento pode também ser imprevisível, como por exemplo, quando algo cai em cima do módulo (folha de árvore, dejetos de pássaros). Quando uma folha cai em cima de uma célula no módulo, como representado na figura 17, ela recebe menos radiação solar e sua corrente limita toda a corrente do conjunto série, que acaba sendo limitada em todos os módulos conectados. Além da perda de potência, há risco de danos ao módulo, pois esta potência que não está sendo entregue ao gerador é dissipada no local, podendo ocasionar em pontos quentes no módulo fotovoltaico (PINHO e GALDINO, 2014). Figura 17: Módulo sem diodo de desvio com um ponto quente. Fonte: DGS Para proteger o módulo e evitar a ocorrência desses pontos quentes, os módulos normalmente incluem um ou mais diodos de desvio (by-pass), como representado nas figuras 18 e 19. Esses diodos oferecem um caminho alternativo para a corrente e, assim, limitam a dissipação de potência no conjunto de células sombreadas.

37 36 Figura 18: Caminho da corrente em módulo com diodo de desvio. Fonte: DGS Figura 19: Módulo parcialmente sombreado com diodo de desvio. Fonte: DGS Na figura 20 pode-se observar a curva I-V do módulo fotovoltaico representado na figura 18. A curva verde escura representa os valores de tensão e corrente do módulo sem sombreamento, a curva verde clara representa o efeito do sombreamento em um módulo com 3 diodos de desvio, e a curva vermelha representa o efeito do sombreamento em um módulo sem diodos de desvio.

38 37 Figura 20: Curvas I-V de um módulo contendo uma célula sombreada, com e sem a utilização do diodo de desvio. Fonte: DGS Com uma célula 75% sombreada e um dos três diodos de desvio sendo usado para a corrente fluir, o ponto de potência máxima cai em um terço. Se os módulos estiverem conectados em série entre si, a performance do painel inteiro será afetada por este módulo. Outro ponto a ser considerado na análise é a orientação (se horizontal ou vertical) do painel fotovoltaico, pois diferentes perdas podem ocorrer com a mesma sombra. É importante lembrar-se disso quando estiver planejando a instalação do sistema fotovoltaico. Na figura 21 pode-se observar que se os módulos forem instalados na horizontal somente dois deles receberão sombra, porém se estiver na vertical, 4 módulos serão sombreados. Figura 21: Sombreamento parcial com módulos na horizontal ou vertical. Fonte: DGS Um estudo feito na Universidade Técnica de Berlim (DGS 2013) utilizando diferentes arranjos de módulos do painel fotovoltaico foi feito para determinar as curvas I-V e P-V do gerador e a perda na potência fornecida. Um painel fotovoltaico contendo 20 módulos fotovoltaicos conectados em série foi comparado com outro com 5 colunas em paralelo

39 38 (contendo 4 módulos em série em cada coluna). Com uma irradiância inicial de 1000 W/m², dois, quatro, seis e oito módulos foram sombreados ao reduzir a irradiância para 500 W/m². Na conexão em série a característica das curvas não depende da posição dos módulos sombreados, porém na conexão em paralelo a forma como são sombreados os módulos fotovoltaicos resultam em diferentes curvas características. Conexões dos módulos em série: Na figura 22 pode-se observar o experimento feito com o painel em série sem sombreamento, e com sombreamento gradual a cada dois módulos. Na conexão em série podese observar que a perda na potência máxima fornecida é sempre alta. Figura 22: Sombreamento parcial com módulos fotovoltaicos conectados em série. Fonte: DGS Conexões dos módulos em paralelo Na figura 23 pode-se observar o experimento feito com dois a oito módulos sendo sombreados, sempre em duas strings.

40 39 Figura 23: Sombreamento parcial de duas strings de módulos fotovoltaicos conectados em paralelo. Fonte: DGS Na figura 24 pode-se observar o experimento feito agora com dois a oito módulos sendo sombreados em uma a quatro strings. Figura 24: Sombreamento parcial de uma a quatro strings de módulos fotovoltaicos conectados em paralelo. Fonte: DGS A situação mais favorável é quando o sombreamento ocorre em módulos que estão conectados na mesma string ou distribuídos em poucas strings. A perda na potência fornecida é mais significativa quando ocorre em várias strings, não dependendo significantemente do número de módulos bloqueados em cada fileira.

41 Perdas por Aumento de Temperatura Sistemas fotovoltaicos muito raramente operam em condições nominais. A temperatura de operação das células fotovoltaicas depende da variação da irradiância solar e da temperatura incidentes. A corrente produzida nas células fotovoltaicas é diretamente proporcional à irradiância solar e é muito pouco afetada pela temperatura da célula. Entretanto, com o aumento da temperatura, a tensão e, consequentemente, a potência gerada diminuem de modo significativo, como mostrado na figura 25. Módulos fotovoltaicos de filmes finos apresentam uma menor influência com o aumento da temperatura, se comparado com módulos de silício cristalino, porém ressalta-se que mais de 95% dos módulos vendidos são de tecnologia de silício cristalino (PINHO e GALDINO, 2014). Figura 25: Curva I-V de módulos a diferentes temperaturas e irradiância constante de 1000W/m². Fonte: DGS Para minimizar a perda de potência devido ao aumento da temperatura, os módulos fotovoltaicos devem ser montados de forma a dissipar calor facilmente (com boa ventilação). Coeficientes de temperatura para variação na tensão de corrente são normalmente especificadas no datasheet do módulo fotovoltaico em porcentagem, mv ou ma por ºC. Os coeficientes de temperatura são representados por corrente de curto circuito (a), tensão de circuito aberto (b) e ponto de potência máxima (g). Na figura 26 está sendo relacionado os valores de a, b, e g para módulos de silício cristalino com a variação de temperatura (DGS 2013).

42 41 Figura 26: Dependência da temperatura em relação aos coeficientes de temperatura de um módulo de silício cristalino. Fonte: DGS A temperatura de operação do sistema fotovoltaico é diretamente influenciada pelo modo de instalação do mesmo. Em um sistema instalado em um telhado, observa-se uma maior temperatura no módulo fotovoltaico do que num sistema instalado com uma boa ventilação. Na figura 27 pode-se observar o aumento da temperatura do sistema fotovoltaico (na barra vermelha) em relação a temperatura ambiente, em diferentes modos de instalação, quando se tem uma irradiância de 1000W/m² sobre o painel. A temperatura também afeta a produtividade do módulo fotovoltaico. A redução no índice yield (produtividade) devido ao aquecimento do módulo é mostrada nas barras azuis. Os valores mostrados na figura 27 podem variar em ±10% com relação a temperatura e em ±30% com relação a produtividade (DGS 2013). Figura 27: Aumento da temperatura e redução no índice yield de acordo com o modo de instalação do painel fotovoltaico. Fonte: DGS 2013.

43 Perdas nos Inversores O inversor é o equipamento que recebe dos painéis fotovoltaicos, após a transformação da energia solar em elétrica, uma energia de corrente contínua (CC) e tem por finalidade convertê-la em energia de corrente alternada (CA), concedendo-a para a alimentação das cargas. Sua simbologia pode ser representada de acordo com a figura 28 abaixo. Figura 28: Simbologia elétrica do inversor Fonte: Casaro e Martins, O inversor em um SFCR é o ponto que interliga os módulos FV à rede elétrica, em outras palavras, é através dele que o fluxo de potência é transmitido para a rede. Por esta razão as ondas de tensão da saída do inversor em CA devem se adequar à rede, estando na mesma fase e possuindo características semelhantes às ondas da rede, de modo a permitir o paralelismo de geradores (URBANETZ, 2010). Podem ser divididos em dois grupos: Comutados pela rede elétrica (comutação natural), o inversor sincroniza o sinal tendo por referência o sinal da rede; Auto-comutados (comutação forçada), o sinal é sincronizado aos parâmetros da rede através de um circuito eletrônico. Os inversorem mais atuais possuem uma função, dentre várias, de busca do ponto de máxima potência (MPP - Maximum Power Point) do gerador FV, que é o ponto onde a potência fotogerada nos painéis, produto tensão x corrente, apresenta seu máximo valor que varia constantemente devido às mudanças de temperatura e de irradiância. Logo, sistemas que buscam operar no MPP apresentam melhoras em seu desempenho, por ter a tensão de operação do arranjo fotovoltaico controlada (URBANETZ, 2010) (RÜTHER, 2004). Outra função do inversor FV é que ele deve reconhecer os níveis de corrente, tensão e frequência aceitáveis para serem injetadas na rede e, também deve isolar o gerador FV da rede

44 43 de distribuição quando esta não estiver energizada, a fim de evitar a condição de ilhamento por motivos de segurança (PEREIRA; GONÇALVES, 2008). Os componentes semicondutores constituem as chaves eletrônicas controláveis, que atuam nos inversores e realizam a conversão CC/CA, pois atuam bloqueando e conduzindo o sinal de tempo em tempo produzindo ondas alternadas, como mostrado na figura 29, e através de técnicas de PWM (Pulse Width Modulation) são moduladas (PINHO e GALDINO, 2014). De acordo com a figura 29, notam-se três estados devido ao chaveamento dos semicondutores: Bloqueio, comutação e condução. As perdas no inversor acontecem nos estados de comutação e condução. A total dissipação de energia é demonstrada pela área mais escura do gráfico (PINHO e GALDINO, 2014). Figura 29: (a) Forma da onda de tensão (V) e de corrente (I) referente ao sistema de chaveamento dos semicondutores no inversor; (b) Potência dissipada no dispositivo semicondutor na fase de chaveamento e de condução. Fonte: Pinho e Galdino, No estado de comutação (t = t 1 ), o comando para o dispositivo iniciar a condução faz com que a corrente se eleve até seu valor máximo (t = t 2 ) onde a tensão se reduzirá ao seu valor mínimo (t = t 3 ), nessa etapa devido à potência resultante do dispositivo (V x I) ocorrem as perdas por comutação. A partir do instante (t = t 4 ) acontece a sequência inversa que, também, apresentará essas perdas (PINHO e GALDINO, 2014). No estado de condução (t 3 < t < t 4 ) o resultado da V x I neste período também ocasionarão perdas, mesmo que inferiores quando comparadas ao estado de comutação (PINHO e GALDINO, 2014).

45 44 A eficiência de um inversor depende diretamente das perdas em condução e comutação. Por este motivo, é importante que estudos e pesquisas sejam realizados a fim de se obter uma maior compreensão sobre o assunto, para determinar a melhor tecnologia a ser enquadrada em um sistema fotovoltaico. O sinal de saída convertido, através dos semicondutores chaveados, é constituído por fortes componentes harmônicas e são necessários processos de filtragem de sinal com a utilização de indutores e capacitores para obtenção de uma onda senoidal pura. Porém, esses processos promovem perdas e redução de eficiência do inversor (ALMEIDA, 2012). Outros fatores que acarretam perdas correlacionadas aos inversores são as topologias tanto quanto à configuração de seu circuito eletrônico, quanto à combinação dos módulos aos inversores. A eficiência, ainda que consideravelmente alta (>94%), não disponibilizará um rendimento excelente quando a operaração for abaixo da potência nominal do inversor. Na figura 30, é possível observar a eficiência vs carregamento. Carregamento é a relação entre a potência na saída do inversor e sua potência nominal, ambas em corrente alternada (eq. 2) e, rendimento é a relação entre a potência na saída do inversor em CA e a potência na entrada em CC (eq. 3). Ambas as relações também podem ser definidas em termos de energia (ALMEIDA, 2012). P =, 12í42, (2) η =, ;2(12í42), ;;(=5>?242) (3) Figura 30: Curva eficiência vs carregamento em um inversor genérico. Fonte: Almeida, 2012.

46 45 Um aumento de 1% na eficiência do inversor pode acarretar uma elevação de 10% de energia gerada em um período anual (FSEC, 1997). A combinação dos módulos fotovoltaicos com as topologias de inversores são enquadradas em quatro tipos de configurações, mostradas nas figuras 31a, 31b, 31c e 31d (CASARO e MARTINS, 2010; URBANETZ, 2010). Na figura 31a é representada a configuração do inversor centralizado, onde vários módulos conectados em série formam fileiras que, por sua vez, são dispostas em paralelo e interligadas a um mesmo inversor. As grandes vantagens desta forma de configuração é o custo reduzido e a simplicidade da estrutura. A figura 31b mostra a configuração do inversor por string, em que cada fileira contendo módulos em série é conectada a um inversor. Nessa configuração as perdas são mitigadas e a eficiência é elevada, pois o MPP da configuração série é reconhecido, não havendo, portanto, as perdas por mismatch (descasamento). Porém, esse modelo apresenta a desvantagem de necessitar de mais inversores de menor potência, aumentando os custos por kwp instalado. A figura 31c representa a configuração do inversor multi-string, ou seja, os módulos são agregados em diferentes grupos com modos de instalação diferentes permitindo assim uma maior flexibilidade para a busca do MPP. Na figura 31d são representados inversores assimilados aos módulos FV, sendo assim, cada módulo irá se interligar com um inversor que terá por objetivo trabalhar com o MPP de seu módulo associado. O alto custo e o acoplamento particular entre módulos e inversores, ambos com vidas úteis incompatíveis, são as principais desvantagens dessa configuração.

47 46 (a) (b) (c) (d) Figura 31: a) inversor centralizado; b) inversor por string (configuração CA paralelo); c) inversor multi-string (configuração CC paralelo); d) inversores assimilados aos respectivos módulos FV. Fonte: Casaro e Martins, 2010; Urbanetz, Os inversores podem possuir ou não transformadores para isolamento galvânico entre os lados CC e CA. Porém, esse é um tópico muito estudado e controverso, devido à maneira negativa em que o desempenho do sistema é afetado, além dos custos que tendem a ser maiores. Os transformadores podem atuar tanto em baixa quanto em alta frequência e podem ser

48 47 localizados nos lados de entrada ou pré-conversão CC (alta frequência/ High frequency) ou de saída CA (frequência da rede ou baixa frequência/ Low frequency). No mercado, os transformadores de baixa frequência, geralmente transformadores toroidais, são mais usuais porém mais pesados e robustos quando comparados aos transformadores de alta frequência, que tendem a ser mais compactos e leves (VILLALVA; GAZOLI, 2012). Porém, os dois transformadores provocam perdas no sistema, o de baixa frequência limita o controle da corrente injetada e reduz o fator de potência da rede, por ser uma carga de característica reativa. Por outro lado, a configuração de inversores sem transformador é, atualmente, a mais eficiente, simples e de baixo custo tendo em vista que a isolação não é necessária entre os lados CC/CA. Contudo, apresenta o problema de correntes de fuga que surgem entre os polos do gerador FV e o neutro da rede e o de capacitâncias parasitas entre o gerador FV e a terra (ALMEIDA, 2012). As figuras 32, 33, 34 e 35 mostram as diversas topologias do circuito eletrônico considerando-se ou não a presença de um transformador (URBANETZ, 2014d). Figura 32:Inversor com transformador de baixa frequência. Fonte: Urbanetz, 2014d. Figura 33: Inversor com transformador de alta frequência. Fonte: Urbanetz, 2014d.

49 48 Figura 34: Inversor sem transformador. Fonte: Urbanetz, 2014d. Figura 35: Multi-string. Fonte: Urbanetz, 2014d. As tecnologias permitiram o desenvolvimento dos chamados módulos CA, que apresentam microinversores já incorporados. Em outras palavras, o módulo CA já disponibiliza a energia em corrente alternada, diminuindo os custos para dimensionamento condutores e conectores, visto que não há necessidade de dimensionar cabos para entregar energia em corrente continua até um inversor externo. Porém, a eficiência de conversão dos microinversores nos módulos CA é relativamente baixa (<90%) em comparação aos inversores centralizados (~95%). No caso, estudos apontam que esse tipo de módulo é economicamente viável caso a instalação seja de pequeno porte (RÜTHER,2004) Descasamento de Módulos (Mismatch) O Sistema fotovoltaico é composto por conjuntos de módulos ou geradores fotovoltaicos que podem ser combinados de várias formas, levando-se em consideração as duas configurações que os interligam: série ou paralelo. A configuração

50 49 escolhida irá depender das condições requisitadas de tensão e potência e também da disponibilidade de espaço na estrutura. Cada gerador fotovoltaico possui características próprias devido às diferenças entre as células FV que os compõem, mesmo que sejam provenientes da mesma linha de produção (ALMEIDA, 2012). Em virtude dessas diferenças, os parâmetros são peculiares para cada módulo e, portanto, sua seleção para compor um conjunto deve ser bem analisada, pois a incompatibilidade entre características de módulos acarreta a perda por descasamento dos módulos ou de parâmetros (mismatch), onde as células de menor fotocorrente limita a eficiência global do módulo fotovoltaico, afetando o desempenho do sistema FV como um todo. Esse fator de perda também ocorre devido a sombreamentos parciais, acúmulo de resíduos ou degradação de algum dos painéis do arranjo série, situações que também levam a um ou alguns módulos a afetarem toda a instalação Perdas na Fiação Elétrica Conectores e Condutores De acordo com Rüther (2004), as perdas ôhmicas em sistemas CC de baixa tensão são minimizadas pelo menor comprimento possível de cabos elétricos que conectam os painéis fotovoltaicos ao sistema inversor e por contatos elétricos de qualidade. Assim também deve ser levado em consideração um processo de dimensionamento de qualidade das secções dos cabos, para reduzir ao máximo as perdas ôhmicas. É importante que a instalação seja feita de forma que todos os circuitos permaneçam abertos até que todas as conexões sejam completadas, evitando assim o fluxo de corrente e a possível abertura de um arco elétrico ao interromper o circuito CC. A manutenção e verificação da canalização e ligações elétrica se faz de grande importância, pois alguns defeitos podem não atuar os equipamentos de proteção e, por este motivo, levar à criação de arcos fotovoltaicos e/ou tensões de defeitos. Exemplos de falhas são: ligações fracas entre os cabos ou com deterioração, correntes de fuga em razão de defeitos na isolação, assim como curto-circuito. Danos mecânicos ou térmicos também devem ser previstos. O cabo, por exemplo, pode ser roído por animais ou sofrer deterioração por sobretensões ou por raios UV. Com o passar do tempo, o cabo também vai envelhecer naturalmente podendo causar falha na sua isolação. Muitos inversores já possuem sistema de monitoramento automático do estado do isolamento do sistema.

51 50 Os módulos mais modernos para SFCR já vêm com cabos pré-instalados com comprimento suficiente para se conectarem a outro módulo ou arranjo, assim como a caixa de junção já selada, prevenindo conexões precárias e protegendo contra as intempéries. O melhor e mais comum dos cabos utilizados é o MC-4, mostrado na figura 36, que possui um sistema de engate rápido e foram especialmente desenvolvidos para o uso em sistemas fotovoltaicos, melhorando a qualidade da instalação, facilitando conexões e apresentando melhor durabilidade. Esses conectores devem possuir o grau de proteção IP 67 ou superior, devem ficar presos ao painel por braçadeiras, não soltos e sujeitos a ação do vento, assim como não devem ser colocados em dutos ou canaletas que possam acumular água (PINHO e GALDINO, 2014). Outro cuidado importante é quanto à marca desse conector, pois no mercado existe uma grande quantidade de opções de cabos tipo MC-4 e uma boa escolha não é apenas baseada no custo, mas também na qualidade do material. Figura 36: Cabo MC-4. Fonte Pinho e Galdino, Degradação de Painéis A degradação dos painéis, que estão expostos às agressividades do clima, é uma deterioração de forma gradual os componentes do sistema, afetando a sua capacidade de operação e desempenho. O módulo fotovoltaico é o principal e mais caro componente do SFCR e por isso a importância da manutenção e prevenção contra fatores que possam reagir quimicamente ou causar lesão às suas células ou a algum outro componente do sistema. A figura 37 apresenta os principais fatores responsáveis pela degradação de módulos fotovoltaicos.

52 51 Segundo Pinho e Galdino (2014), caso ocorra desempenho insuficiente, os módulos de silício cristalino normalmente possuem garantia de rendimento mínimo de 25 anos, e de 3 a 5 anos para defeito de fabricação. Figura 37: Principais fatores responsáveis pela degradação de módulos fotovoltaicos Fonte: Santos JR, Corrosão A corrosão nos painéis FV se dá pela entrada de umidade nas camadas do painel onde se encontra o material metalizado e o vidro. O sódio presente no vidro reage com a umidade e essa reação resulta em corrosão que se dá principalmente nas bordas dos painéis. (NDIAYE et. al., 2013). Como prevenção do problema recomenda-se uma boa selagem das bordas dos painéis para dificultar a entrada de água e em um país de clima tropical como o Brasil é recomendado o Ensaio de corrosão por Névoa Salina em Módulos Fotovoltaicos especificado pela Norma IEC (1995).

53 Delaminação Comum em lugares de clima quente e úmido, a delaminação segundo Munoz et. al. (2011) consiste na separação ou perda da aderência entre as camadas do painel FV, especialmente entre o vidro e a célula e entre o polímero encapsulante e a célula. Detectadas facilmente de maneira visual, a delaminação ocorre mais nas bordas do painel, ocasionando degradações físicas e químicas, pois facilitam a entrada de umidade e salinização (JANSEN; DELAHOY, 2003). A figura 38 apresenta um módulo FV com severa delaminação, após cerca de um ano desde o aparecimento do defeito. Figura 38: Módulo FV com delaminação. Fonte: Munoz et. al, Descoloração A descoloração segundo Munoz et. al (2011) consiste na degradação do material adesivo entre o vidro e as células ou na degradação do EVA, causando uma mudança de cor do branco para amarelo ou do amarelo para o marrom. Esse fenômeno resulta uma mudança na transmitância de luz que atinge a célula, resultando na diminuição da energia gerada. O principal motivo para a descoloração é a mudança química do polímero encapsulante causada pela radiação UV e a penetração de água combinados com temperaturas acima de 50ºC.

54 PID Potential Indution Degradation A degradação induzida do potencial, do inglês: Potencial Induction Degradation, é uma perda de potência devido à alta tensão, portanto está relacionada à geradores de médio e grande porte, a à escolha de polaridade do potencial. Com o aumento da procura pela energia fotovoltaica, parques fotovoltaicos cada vez maiores e com maior capacidade começaram a ser instalados, com grande número de células FV em série, e utilizando-se de altas tensões com o objetivo de reduzir perdas. Como consequência dessa configuração, os painéis ficam sujeito a maiores potenciais em relação à terra. Como o isolamento das camadas do módulo não é perfeito acaba gerando correntes de fuga que passam pelo vidro e pelo encapsulante das células para a terra. Essas correntes de fuga são as responsáveis pela perda dos elétrons e consequentemente diminuição da eficiência do sistema. A umidade e a temperatura agem como agravante desse fenômeno uma vez que aumentam a condutividade para fora do módulo. A figura 39 apresenta as correntes de fuga em um potencial negativo, causando a migração para longe do semicondutor dos íons negativos (roxo), e os íons positivos (rosa) migrando do vidro e da parte externa do módulo em direção ao semicondutor. A configuração do sistema FV é determinante, pois a degradação do painel está relacionada à polaridade do potencial aplicada no módulo em relação à terra. Sendo o potencial negativo do painel relativo à terra o responsável pelo PID. Assim, a solução a nível de sistema seria evitar o potencial negativo ao escolher um aterramento adequado para o sistema (BERGHOLD et. al). A degradação induzida do potencial ainda é um fenômeno muito recente e inúmeros estudos feitos para encontrar a melhor forma de evitá-lo ou revertê-lo. Figura 39: Diagrama de módulo FV com delaminação. Fonte: Home Power, 2014.

55 LID Light Induced Degradation A LID é a degradação induzida pela luz em uma célula fotovoltaica cristalina durante as primeiras horas de exposição ao sol, após esse período o painel alcança um nível estável. A primeira observação da degradação induzida pela luz (LID) em células fotovoltaicas feitas com wafers de sílicio dopadas com boro e produzidas pelo processo de Czochralski foi feita por Fisher e Pschunder em 1973 (FISHER; PSCHUNDER, 1973). Esta perda de eficiência nas células é atribuída à oxidação dos wafers de silício do tipo p, devido ao mecanismo de recombinação induzida do boro com o oxigênio. Assim como a degradação induzida do material, a degradação induzida da luz tem sido estudada e investigada a fim de encontrar maneiras de evita-la. Isto ocorre desde 1998 quando Abe e Saitoh organizaram uma pesquisa conjunta internacional focada na determinação da causa do LID e na maneira de evitá-la, (SAITOH et. al, 1999) 2.5 ÍNDICES DE MÉRITO Os índices de mérito são cálculos que permitem analisar, de forma peculiar, as características de cada sistema fotovoltaico. O desempenho de um SFCR é verificado através de comparações entre seus valores de geração de energia, potência instalada e irradiação incidente, determinados através dos índices de mérito, em relação sistemas distintos de outras localidades Produtividade ou Yield UF ou Final Yield ou produtividade é a relação entre a energia gerada (kwh) e potência instalada (kwp) expressa pela integral da potência entregue ao sistema e a potência instalada de cada módulo fotovoltaico, normalmente vinculada a um período anual de operação (URBANETZ; et. al., 2014a). E é expressa pela equação 4: U F = A@ C (4), D Onde, P t é a potência entregue pelo sistema no instante t, em (kw);

56 55 P F é a potência nominal do sistema, em (kw p ); T é o período de integração em número de dias equivalente ao tempo analisado Taxa de Desempenho ou Performance Ratio Conhecido também como Desempenho Global de um SFCR, é expressa em porcentagem, e é a relação entre a produtividade (kwh/kwp) e a quantidade de horas de sol a 1.000W/m 2 incidentes no painel FV, irradiação normalmente vinculada a um período anual de operação (URBANETZ; et. al., 2014a). P R = G H I(@) JKL% = GMLNA OKKPAMPçãS TUUU (%) (5) Onde: H(t) representa a irradiação no plano, em kwh/m 2 ; Gref representa a irradiância em condições normais, 1 kw/m 2. Pode-se dizer que o cálculo da performance ratio nos fornece um valor bastante útil, já que são levadas em consideração as perdas comuns existentes no sistema, tais como as perdas nos inversores, por elevação de temperatura, nos conectores e condutores, entre outras, o que representaria a real capacidade de fornecer eletricidade convertida da energia solar (BENEDITO, 2009) Fator de Capacidade Expresso em porcentagem, é o valor da capacidade real de um sistema de produzir energia em relação à energia que ele produziria caso operasse em potência nominal durante o número de dias analisado, 24 horas por dia. C F = A@ C, D " = G H (Z) [.\]U Z = ^_LK`MP `LKPAP,S@ê_bMP cd ef Z _(AMPg) (%) (6)

57 56 O fator de capacidade é afetado por fatores que ocasionam perdas no sistema, por exemplo, por acúmulo de sujeira nos painéis que diminuem a captação da radiação solar, a irradiação solar também é um fator que afeta esta grandeza (URBANETZ; et. al., 2014a). No Brasil, esse fator está comumente entre 13% e 18%, variando de acordo com tecnologias utilizadas e disponibilidade do recurso solar (BENEDITO, 2009).

58 57 3 LEVANTAMENTO E ANÁLISE DE DADOS A análise de perdas para este trabalho é realizada com base em quatro sistemas fotovoltaicos distintos instalados em Curitiba. Os sistemas instalados pertencem ao Escritório Verde, à ELCO, à ELCOSUL e ao câmpus Neoville da UTFPR. A análise dos dados coletados foi realizada através do programa Excel. Os dados de irradiação no plano horizontal apresentados no gráfico 2 foram coletados através do site do INMET (Estação Curitiba A807) e, quando em falta, do piranômetro instalado no bloco B da UTFPR. Os dados de geração foram coletados nas respectivas plataformas online dos sistemas de seus inversores. Os dados de irradiação no plano inclinado foram trabalhados no programa RADIASOL e em seguida os dados foram manipulados utilizando o programa Excel. O gráfico 2 dispõe de informações dos dados coletados desde 2012 até o momento. Observando-se o comportamento da estrutura dos gráficos e dos índices de mérito com as informações armazenadas por quase 4 anos de estudo, é possível chegar a algumas conclusões importantes para o estudo de perdas. De acordo com a pesquisa feita no capítulo 2 deste trabalho, com acompanhamento dos dados obtidos, gráficos e tabelas apresentadas, será feito um estudo comparando os quatro sistemas fotovoltaicos estudados. Em seguida serão analisados de forma qualitativa os fatores de perda que mais influenciaram estes sistemas. 3.1 RADIASOL O programa RADIASOL é fornecido pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul, e através dele é possível inserir os valores de irradiação no plano horizontal, inclinação, desvio azimutal (em relação ao norte geográfico), e assim identificar a irradiação para qualquer plano e obter os índices de mérito para o sistema fotovoltaico analisado. Os índices de mérito foram as bases para as comparações entre os sistemas estudados, e seus valores foram obtidos através dos valores de irradiação incidentes no plano de cada painel através do banco de dados fornecido pelo Instituto Nacional de Meteorologia (INMET) da estação automática de Curitiba. O piranômetro do INMET fornece os valores de irradiação global no plano horizontal, como mostrado no gráfico 2, igual para todos os sistemas, fazendo-se necessário o uso do programa RADIASOL para ajuste e determinação da irradiação sobre cada painel de acordo com sua inclinação.

59 58 Gráfico 2: Dados de irradiação diária média no plano horizontal em Curitiba, coletados do INMET. Fonte: Adaptado de Machado e Correa (2015). 3.2 ESCRITÓRIO VERDE (EV) O sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica do Escritório Verde da UTFPR, figura 40, em vermelho, foi inaugurado em dezembro de 2011 e opera de forma ininterrupta desde então. Seu painel fotovoltaico possui 10 módulos (KYOCERA, modelo KD-210GX-LP de tecnologia de silício policristalino, conectados em série) com uma potência instalada de 2,1 kwp, conectados à rede através de um inversor monofásico em 220 V de 2 kw (PVPOWERED modelo PVP2000), e ocupa uma área de 15 m 2. A inclinação e orientação do painel acompanhou a estrutura do telhado, não seguindo o modo ideal de posicionamento (Inclinação igua à latitude e voltado para o norte geográfico), fato que limita seu máximo desempenho (URBANETZ et al., 2016).

60 59 Figura 40: Sistema Fotovoltaico do Escritório Verde. Fonte: Autoria própria A partir dos gráficos 3 e 4 pode-se observar a relação entre a irradiação e geração ao longo dos meses do ano, onde meses que possuem mais produtividade são os meses de verão, enquanto que no inverno, meses de chuva e baixa irradiação, a produtividade diminui. Gráfico 3: Dados de irradiação diária média no plano inclinado do EV manipulados com auxílio do programa RADIASOL. Fonte: Adaptado de Machado e Correa (2015).

61 60 Gráfico 4: Dados de geração do EV. Fonte: Adaptado de Machado e Correa (2015) Índices de mérito do Escritório Verde As tabelas 1, 2 e 3 mostram o acompanhamento dos índices de mérito do Escritório Verde. No dia 31 de agosto de 2013 foi realizada a primeira limpeza dos painéis do Escritório Verde, a segunda limpeza foi feita no dia 26 de setembro de 2015, e uma terceira limpeza foi feita no dia 1º de setembro de 2016 aumentando consideravelmente seu desempenho, como apresentado na tabela 2. Tabela 1: Produtividade do Escritório Verde PRODUTIVIDADE (kwh/kwp) Mês Janeiro 130,00 107,14 144,76 118,57 120,95 Fevereiro 114,29 89,52 132,38 90,48 96,67 Março 129,52 83,33 91,90 87,62 101,43 Abril 89,05 88,10 71,90 80,95 106,19 Maio 65,24 70,00 70,95 64,29 62,38 Junho 53,33 53,33 63,81 68,57 71,43 Julho 75,24 68,57 70,48 61,90 85,24 Agosto 93,33 80,95 93,81 90,00 86,19 Setembro 100,48 87,62 86,19 85,71 122,86 Outubro 98,10 122,86 116,19 87,14 95,71 Novembro 103,81 102,86 102,38 78,57 - Dezembro 111,43 96,19 105,24 101,43 - Anual 1163, , , ,24 - Fonte: Adaptado de Machado e Correa (2015).

62 61 Tabela 2: Taxa de Desempenho do Escritório Verde TAXA DE DESEMPENHO (%) Mês Janeiro 74,59% 67,54% 76,74% 64,41% 72,32% Fevereiro 74,89% 67,58% 87,99% 66,35% 71,84% Março 75,46% 69,12% 65,94% 68,39% 72,28% Abril 74,32% 65,74% 73,01% 68,59% 70,34% Maio 70,52% 67,57% 71,15% 69,22% 71,82% Junho 77,29% 68,53% 74,68% 69,01% 74,34% Julho 78,62% 67,64% 67,34% 65,45% 71,60% Agosto 63,40% 65,88% 65,47% 61,13% 71,07% Setembro 68,11% 75,84% 62,20% 66,91% 76,99% Outubro 66,13% 75,92% 62,57% 74,43% 73,57% Novembro 66,24% 70,93% 64,72% 72,51% - Dezembro 66,33% 56,26% 64,55% 72,05% - Anual 71,33% 68,21% 69,70% 68,20% 73,05% Fonte: Adaptado de Machado e Correa (2015). Tabela 3: Fator de Capacidade do Escritório Verde FATOR DE CAPACIDADE (%) Mês Janeiro 17,47% 14,40% 19,46% 15,94% 16,26% Fevereiro 16,42% 13,32% 19,70% 13,46% 13,89% Março 17,41% 11,20% 12,35% 11,78% 13,63% Abril 12,37% 12,24% 9,99% 11,24% 14,75% Maio 8,77% 9,41% 9,54% 8,64% 8,38% Junho 7,41% 7,41% 8,86% 9,52% 9,92% Julho 10,11% 9,22% 9,47% 8,32% 11,46% Agosto 12,54% 10,88% 12,61% 12,10% 11,58% Setembro 13,96% 12,17% 11,97% 11,90% 17,06% Outubro 13,18% 16,51% 15,62% 11,71% 12,86% Novembro 14,42% 14,29% 14,22% 10,91% - Dezembro 14,98% 12,93% 14,14% 13,63% - Anual 13,25% 12,00% 13,16% 11,60% 12,98% Fonte: Adaptado de Machado e Correa (2015).

63 ELCO O sistema fotovoltaico da ELCO, figura 41, entrou em operação em outubro/2013 e possui 36 módulos Bosch, modelo C-SiM60EU30117 com uma potência total de 8,64 kwp conectados à rede através de três inversores de 3,3 kw cada. Figura 41: Sistema Fotovoltaico da ELCO. Fonte: Site da ELCO. Nos gráficos 5 e 6 pode-se observar a e irradiação diária média no plano inclinado e a geração de energia elétrica da ELCO. Gráfico 5: Dados de irradiação diária média no plano inclinado da ELCO manipulados com auxílio do programa RADIASOL. Fonte: Adaptado de Machado e Correa (2015).

64 63 Gráfico 6: Dados de geração da ELCO. Fonte: Adaptado de Machado e Correa (2015) Índices de mérito da ELCO As tabelas 4, 5 e 6 mostram o acompanhamento dos índices de mérito do sistema fotovoltaico da ELCO. Tabela 4: Produtividade da ELCO PRODUTIVIDADE (kwh/kwp) Mês Janeiro 82,84 111,80 123,40 115,87 Fevereiro 60,07 104,19 94,93 98,29 Março 69,66 93,03 94,89 105,10 Abril 108,45 77,49 91,85 114,69 Maio 89,31 70,99 84,46 71,85 Junho 66,69 68,78 91,30 81,27 Julho 86,90 73,07 83,44 103,41 Agosto 98,18 95,19 115,32 87,22 Setembro 82,41 87,14 95,98 129,13 Outubro 116,16 115,98 80,14 102,01 Novembro 91,49 86,23 58,72 - Dezembro 93,86 107,16 99,62 - Anual 1046, , ,06 - Fonte: Adaptado de Machado e Correa (2015).

65 64 Tabela 5: Taxa de Desempenho da ELCO TAXA DE DESEMPENHO (%) Mês Janeiro 52,66% 59,95% 67,81% 69,93% Fevereiro 45,62% 69,73% 70,02% 73,46% Março 57,85% 66,84% 74,17% 74,97% Abril 80,31% 78,44% 77,40% 75,31% Maio 85,34% 70,55% 90,25% 82,10% Junho 84,94% 79,58% 90,49% 83,40% Julho 84,63% 68,90% 87,27% 85,42% Agosto 79,25% 65,69% 77,44% 71,28% Setembro 71,26% 62,71% 74,78% 80,59% Outubro 72,10% 62,78% 68,63% 78,67% Novembro 63,52% 54,95% 54,43% - Dezembro 55,49% 66,39% 71,32% - Anual 69,42% 67,21% 75,33% 78,00% Fonte: Adaptado de Machado e Correa (2015). Tabela 6: Fator de Capacidade da ELCO FATOR DE CAPACIDADE (%) Mês Janeiro 11,13% 15,03% 16,59% 15,57% Fevereiro 8,94% 15,50% 14,13% 14,12% Março 9,36% 12,50% 12,75% 14,13% Abril 15,06% 10,76% 12,76% 15,93% Maio 12,00% 9,54% 11,35% 9,66% Junho 9,26% 9,55% 12,68% 11,29% Julho 11,68% 9,82% 11,21% 13,90% Agosto 13,20% 12,79% 15,50% 11,72% Setembro 11,45% 12,10% 13,33% 17,93% Outubro 15,61% 15,59% 10,77% 13,71% Novembro 12,71% 11,98% 8,16% - Dezembro 12,62% 14,40% 13,39% - Anual 11,92% 12,46% 12,72% 13,80% Fonte: Adaptado de Machado e Correa (2015).

66 NEOVILLE O Neoville, novo câmpus da UTFPR, possui um sistema fotovoltaico, apresentado na figura 42, que entrou em operação no dia 29 de fevereiro de Com dois MPPT (seguidores do ponto de máxima potência), cada um conectado a uma string, e cada string com 17 módulos em série ELCO- A300P, possui uma potência total de 10,2 kwp, e é conectado à rede através de um inversor de 10,3 kw. Figura 42: : Sistema Fotovoltaico do Neoville Fonte: Autoria Própria Nos gráficos 7 e 8 pode-se observar a irradiação diária média no plano inclinado e a geração de energia elétrica do Neoville.

67 66 Gráfico 7: Dados de irradiação diária média no plano inclinado do NEOVILLE manipulados com auxílio do programa RADIASOL. Fonte: Autoria própria Gráfico 8: Dados de geração do NEOVILLE. Fonte: Autoria própria. Observando o gráfico 8, percebe-se uma baixa produção de energia elétrica no mês de agosto. Ao analisar a geração diária desse mês, percebeu-se ausência de geração em 9 dias do mês. Houve um desligamento por motivo não identificado e o sistema foi desconectado da rede, fazendo com que a produção registrada deste mês ficasse abaixo do esperado Índices de mérito do Neoville As tabelas 7, 8 e 9 mostram o acompanhamento dos índices de mérito do sistema fotovoltaico do Neoville. Foi feita uma limpeza do painel dia 02/09/2016, após seis meses de operação.

68 67 Tabela 7: Produtividade do Neoville PRODUTIVIDADE (kwh/kwp) Mês 2016 Janeiro - Fevereiro 4,94 Março 107,92 Abril 130,32 Maio 78,66 Junho 90,10 Julho 108,45 Agosto 76,03 Setembro 123,88 Outubro 96,00 Novembro - Dezembro - Anual - Fonte: Autoria Própria Tabela 8: Taxa de Desempenho do Neoville TAXA DE DESEMPENHO (%) Mês 2016 Janeiro - Fevereiro 3,71% Março 76,58% Abril 82,87% Maio 87,80% Junho 88,23% Julho 84,75% Agosto 60,23% Setembro 75,85% Outubro 74,19% Novembro - Dezembro - Anual 78,81% Fonte: Autoria Própria

69 68 Tabela 9: Fator de Capacidade do Neoville FATOR DE CAPACIDADE (%) Mês 2016 Janeiro - Fevereiro 0,71% Março 14,51% Abril 18,10% Maio 10,57% Junho 12,51% Julho 14,58% Agosto 10,22% Setembro 17,21% Outubro 12,90% Novembro - Dezembro - Anual 13,82% Fonte: Autoria Própria Para o cálculo dos valores anuais das tabelas 9 e 10 foram considerados apenas os meses de março a outubro, pois o sistema entrou em operação no último dia de fevereiro. 3.5 ELCOSUL O sistema fotovoltaico da ELCOSUL, como mostrado nas figuras 43 e 44, localizado em Curitiba, está em operação desde junho de 2015, e é a maior usina solar fotovoltaica conectada à rede no estado do Paraná. Composto por 168 módulos policristalinos modelo ELCO A- 300P, com uma potência de 50,4 kwp e inclinação e orientação de 25. Possui 2 inversores CPS SCA20KTL-DO (20 kw) e 1 inversor CPS SCA10KTL-DO (10 kw), sendo 36 módulos conectados ao inversor de 10 kw (totalizando 10,8 kw) e 66 módulos conectados a cada inversor de 20 kw (totalizando 39,6 kw).

70 69 Figura 43: Detalhe do Painel Fotovoltaico da ELCOSUL. Fonte: Site da ELCO. Figura 44: Painel Fotovoltaico da ELCOSUL. Fonte: Site da ELCO. Nos gráficos 9 e 10 pode-se observar a e irradiação diária média no plano inclinado e a geração de energia elétrica do Neoville.

71 70 Gráfico 9: Dados de irradiação diária média no plano inclinado da ELCOSUL manipulados com auxílio do programa RADIASOL Fonte: Autoria própria. Gráfico 10: Dados de geração da ELCOSUL Fonte: Autoria própria Índices de mérito da ELCOSUL As tabelas 10, 11 e 12 mostram o acompanhamento dos índices de mérito do sistema fotovoltaico da ELCOSUL. Entretranto, deve-se ressaltar que os dados de geração da ELCOSUL foram obtidos a partir do dia 13 de agosto de 2015; em novembro de 2015 faltam dados de geração de 5 dias, e em abril de 2016 faltam dados de geração de 2 dias.

72 71 Tabela 10: Produtividade da ELCOSUL PRODUTIVIDADE (kwh/kwp) Mês Janeiro - 111,42 Fevereiro - 91,79 Março - 93,11 Abril - 107,22 Maio - 73,12 Junho - 81,66 Julho - 100,31 Agosto 91,14 97,16 Setembro 100,18 117,39 Outubro 83,44 87,21 Novembro 57,01 - Dezembro 93,17 - Anual - - Fonte: Autoria própria. Tabela 11: Taxa de Desempenho da ELCOSUL TAXA DE DESEMPENHO (%) Mês Janeiro 68,25% Fevereiro 69,10% Março 66,41% Abril 69,13% Maio 82,41% Junho 81,31% Julho 80,01% Agosto 68,40% 77,98% Setembro 89,05% 72,57% Outubro 75,42% 67,56% Novembro 42,68% - Dezembro 71,27% - Anual 68,12% 73,47% Fonte: Autoria própria.

73 72 Tabela 12: Fator de Capacidade da ELCOSUL FATOR DE CAPACIDADE (%) Mês Janeiro 14,98% Fevereiro 13,19% Março 12,51% Abril 14,89% Maio 9,83% Junho 11,34% Julho 13,48% Agosto 13,06% Setembro 13,91% 16,30% Outubro 11,21% 11,72% Novembro 7,92% - Dezembro 12,52% - Anual 11,10% 13,13% Fonte: Autoria própria.

74 73 4 ANÁLISE DOS PRINCIPAIS FATORES DE PERDAS A partir do estudo sobre perdas nos sistemas fotovoltaicos dos quatro sistemas analisados na cidade de Curitiba, e análise dos respectivos gráficos de irradiação no plano inclinado, geração de energia elétrica e índices de mérito, foi feita uma análise comparativa das maiores perdas encontradas nestes sistemas. Neste trabalho foi realizada uma análise qualitativa dos sistemas, comparando as perdas com o aumento de temperatura, presença ou não de sombreamento, sujidade e eficiência dos inversores. 4.1 TEMPERATURA O sistema fotovoltaico do Escritório Verde possui um conjunto de 10 módulos fotovoltaicos. Seu modo de instalação é bem próximo ao telhado, possibilitando pouca ventilação dos módulos. No dia 01/09/2016 a temperatura ambiente medida foi de 22ºC às 14h30min, e a temperatura do painel chegou a 43ºC, como observado na figura 45. Figura 45: Temperatura do painel fotovoltaico do Escritório Verde. Fonte: Autoria própria. O sistema fotovoltaico do Neoville possui dois conjuntos de 17 módulos fotovoltaicos cada. Seu modo de instalação é livremente apoiado no telhado, possibilitando uma boa

75 74 ventilação do painel. No dia 02/09/2016 a temperatura ambiente medida foi de 25 ºC às 14h57min, e a temperatura medida do painel foi de 36ºC, como observado na figura 46. Figura 46: Temperatura do painel fotovoltaico do Neoville. Fonte: Autoria própria. O sistema fotovoltaico da ELCOSUL possui 2 conjuntos de 66 módulos fotovoltaicos que possuem um modo de instalação bem próximo ao telhado, possibilitando pouca refrigeração, como observado na figura 43. O outro conjunto de módulos fotovoltaicos está suspenso na fachada da edificação, como observado na figura 44, portanto possui uma melhor ventilação. A partir das medições de temperatura pôde-se observar que o modo de instalação influencia diretamente no aumento de temperatura do painel fotovoltaico. 4.2 SOMBREAMENTO Foi constatado sombreamento no final da tarde no sistema fotovoltaico do Escritório Verde, como mostrado na figura 47. Esta foto foi tirada às 18h28min do dia 27/10/2016, horário de verão. Este sombreamento pode ser constatado durante o ano todo, porém durante o inverno ele se mostra mais expressivo. Por se encontrar no Centro de Curitiba, região com muitos

76 75 prédios, a chance de ocorrer este fator de perda é maior. Já no sistema do Neoville, por ter sido instalado em região aberta e longe de construções, não apresenta este problema. Figura 47: Sombreamento no Escritório Verde. Fonte: Autoria própria. 4.3 SUJIDADE Foi feito um acompanhamento do acúmulo de sujeira nos painéis fotovoltaicos dos sistemas do Escritório Verde e do Neoville. Estes dois sistemas foram escolhidos para limpeza por apresentarem locais de instalação bem diferenciados. Enquanto o primeiro está localizado no centro urbano, o outro se encontra em uma região mais isolada da cidade de Curitiba. Por ser na região central de Curitiba, o sistema FV do Escritório Verde apresenta altos índices de sujidade, resultado principalmente da poluição gerada pelos carros que circulam na avenida Silva Jardim. Para este sistema do Escritório Verde foram agendadas duas limpezas em um intervalo de um ano, uma no dia 26 de setembro de 2015 e outra no dia primeiro de setembro de No dia 26 de setembro de 2015 foi feita então a limpeza dos painéis que estavam em uma situação bem crítica por não terem sido limpos há dois anos (a limpeza anterior tinha sido em agosto de 2013). As figuras 48 e 49 apresentam a situação dos painéis antes da limpeza.

77 76 Após esta limpeza a taxa desempenho do sistema aumentou de 66,91% (setembro de 2015) para 74,43% (outubro de 2015) como mostra a tabela 2. Figura 48: Sujidade encontrada nos módulos do Escritório Verde antes da limpeza. Fonte: Autoria própria. Figura 49: Detalhe da sujidade nos módulos do Escritório Verde antes da limpeza. Fonte: Autoria própria. Já no dia primeiro de setembro de 2016 foi feita outra limpeza no SFCR do Escritório Verde. Desta vez por ter sido em um intervalo de tempo de limpeza menor, os painéis já não

78 77 estavam tão sujos como mostra a figura 50, mas ainda assim resultando em uma significante melhora na taxa de desempenho de 71,07% (agosto de 2016) para 76,99% (setembro de 2016) como apresentado na tabela 3. Figura 50: Módulos fotovoltaicos do Escritório Verde após a limpeza. Fonte: Autoria própria. A limpeza do sistema fotovoltaico do Neoville foi feita no dia 2 de setembro de Esta foi a primeira limpeza feita, visto que o sistema entrou em operação no final de fevereiro de O SFCR do Neoville, diferente do Escritório Verde, por estar instalado em uma região mais isolada do centro urbano, apresenta sujidade decorrente principalmente de dejetos de pássaros, como mostra a figura 51. Após a limpeza foi verificado um aumento na taxa de desempenho do sistema de 60,23% (agosto de 2016) para 75,85% (setembro de 2016), como mostra a tabela 8. Entretanto, pela falta de dados de geração do Neoville no mês de agosto de 2016, não se pode ter uma conclusão definitiva da porcentagem de aumento da taxa de desempenho devido a limpeza do painel.

79 78 Figura 51: Sujidade no módulo fotovoltaico do Neoville. Fonte: Autoria própria. Para a limpeza de ambos os sistemas foram utizados: sabão neutro, água, esfregão do tipo mop e esponjas macias. 4.4 EFICIÊNCIA DO INVERSOR O inversor instalado no Escritório Verde é um inversor monofásico em 220 V de 2 kw (PVPOWERED modelo PVP2000), com rendimento máximo 92%. Na ELCO, o arranjo fotovoltaico encontra-se distribuído em três inversores Xantrex modelo GT 3.3 de 3.300W de potência nominal, com rendimento máximo de 95,6 %. No sistema ELCOSUL são utilizados 2 inversores do modelo CPS SCA20KTL-DO (20 kw) e 1 inversor CPS SCA10KTL-DO (10 kw), de topologia sem transformador e com 98,6% de máxima eficiência, ambos. No Neoville, é utilizado um inversor trifásico sem transformador (Chint Power, modelo CPS SCA 10KTL- DO) em 380 V com um alto rendimento, também de 98,6%, e potência nominal de 10,3 kw. É fato que a tecnologia do inversor e suas topologias afetam diretamente o desempenho do sistema fotovoltaico. Os SFCR estudados possuem diferentes inversores em suas configurações e, a partir dai, é possível comparar e verificar as diferenças entre suas taxas de produtividade, de desempenho e fator de capacidade. Por exemplo, foi observado no sistema fotovoltaico do Neoville que a produtividade foi superior à do EV, a taxa de desempenho foi 1,17 vezes superior e o fator de capacidade que atingiu o valor de 18,1% no mês de abril.