ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA CONECTADA À REDE DE ENERGIA ELÉTRICA EM CUIABÁ: ESTUDO DE CASO

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1 UNIVERSIDADE FEDERAL DE MATO GROSSO FACULDADE DE ARQUITETURA, ENGENHARIA E TECNOLOGIA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE EDIFICAÇÕES E AMBIENTAL PPGEEA DANIEL MOUSSALEM APOLÔNIO ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA CONECTADA À REDE DE ENERGIA ELÉTRICA EM CUIABÁ: ESTUDO DE CASO Cuiabá 2014

2 DANIEL MOUSSALEM APOLÔNIO ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA CONECTADA À REDE DE ENERGIA ELÉTRICA EM CUIABÁ: ESTUDO DE CASO Dissertação apresentada junto ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Edificações e Ambiental da Universidade Federal de Mato Grosso como requisitos para obtenção do título de Mestre. ORIENTADOR: JOSÉ ANTÔNIO LAMBERT Cuiabá 2014

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5 AGRADECIMENTOS Ao meu orientador Prof. Dr. José Antônio Lambert, pela orientação e principalmente pelo estímulo, apoio, confiança e paciência; Aos professores do PPGEEA que contribuíram com seus conhecimentos, tempo e dedicação para que pudesse aprender e agregar o conhecimento que tenho hoje; Aos companheiros de mestrado, principalmente Arlene Ramíres Peña, Laís Braga Caneppele, Oana Walendolf, Luciana Oliveira da Silva e Rainy da Conceição Soares que ao longo do curso me ajudaram com ensinamentos e discussões e que compartilharam do dia a dia e das dificuldades encontradas no percurso; Aos meus amigos, principalmente Raquel, Isabele, Laossy, Mahmoud, Alexandre, Camila, Monique, Danilo, Pipo, Vinicius, #Lagreca, #PcP e #SóTretas, pela torcida, apoio contínuo e pela ajuda direta ou indireta que me proporcionaram; A todo o PPGEEA e a instituição de ensino UFMT pela oportunidade; A CAPES pela bolsa de estudos; Um agradecimento especial ao meu pai Prof. Dr. Roberto Apolônio, pela ajuda tanto na coorientação deste trabalho quanto nos incentivos para iniciá-lo e continuá-lo, pela paciência, pelos puxões de orelha quando preciso, por confiar e acreditar em mim e pelo grande amor e amizade que temos; E principalmente à minha família como um todo, que sempre me incentivou em minhas escolhas, deu-me força para prosseguir e concluir este mestrado, acompanhou-me nessa jornada e que pôde me dar uma base sólida para que eu pudesse conquistar tudo já conquistei até hoje e o que virei a conquistar futuramente. Obrigado!

6 O importante é não parar de questionar! Albert Einstein

7 RESUMO A crescente utilização da energia solar fotovoltaica decorrente do aumento da competitividade econômica na instalação de sistemas fotovoltaicos conectados à rede (SFCR) demanda estudos de aplicabilidade e inovações tecnológicas e de processos nessa área do conhecimento. A evolução da aplicação de geração solar dos países pioneiros demonstra a grande possibilidade de investimentos no setor em um futuro próximo, principalmente após a possibilidade de conexão à rede e de geração distribuída regularizada e normatizada pela ANEEL no Brasil. O objetivo deste trabalho é o estudo de sistemas solares fotovoltaicos conectados à rede no que tange ao seu dimensionamento, funcionamento, operação, qualidade da energia gerada, eficiência energética do sistema e quantidade de energia gerada, obtida por medição e simulação, através de um estudo de caso de um sistema instalado na Universidade Federal de Mato Grosso (UFMT), campus Cuiabá. O sistema de 510 Wp gerou 583,66 kwh de energia elétrica durante um ano de medição e apresentou performance ratio de 0,657 frente aos 0,731 definido como padrão pela NREL (2005). Algumas características técnicas do sistema foram averiguadas e comparadas com os valores de placa. Os resultados obtidos com o uso dos programas computacionais mostram-se apropriados na etapa de elaboração dos projetos, previsão de geração de energia e retorno financeiro dos sistemas a serem instalados. O retorno financeiro para o sistema instalado se dará em aproximadamente 20 anos e para sistemas de 3 kwp em que 100% da carga é utilizada na própria edificação com tarifa B a viabilidade financeira será alcançada em O retorno financeiro de investimentos em SFCR varia de acordo com o sistema a ser aplicado, e tende a ser suscetível a mudanças bruscas devido principalmente às legislações, incentivos tributários por parte do governo e variações no preço dos componentes dos sistemas e das tarifas de energia. Palavras-chave: energia solar; sistemas fotovoltaicos conectados à rede; SFCR; viabilidade financeira; projeto.

8 ABSTRACT The increasing usage of solar photovoltaic systems because of the growth of economic competitiveness demands studies in applications and technological or process innovations in this field of knowledge. The evolution of the application of solar generation by the pioneers countries demonstrate the possibility of large investments in the sector in a near future, especially after the possibility of grid connection and distributed generation regulated by ANEEL in Brazil. The objective of this work is to study on-grid solar photovoltaic systems regarding its project, operation, power quality, system efficiency and the amount of energy generated, obtained by simulations and measurements, through a case study of an installed system working at the Federal University of Mato Grosso (UFMT), Cuiabá campus. The 510 Wp system generated 583,66 kwh of electric energy during a year of measurements and presented performance ratio of 0,657 in comparison to the 0,731 standard for PV systems of NREL (2005). Some system technical characteristics were checked and compared with nominal values on the manual. The results obtained by the softwares are appropriated as an assistant for projecting, energy generation prediction e financial feasibility for the incoming systems. The payback for the installed system is predicted to approximately 20 years and for 3 kwp systems in which the generation is used in the building before injected with B energy fee the viability is going to be reached in The payback of the investment on on-grid photovoltaic systems vary from each system, and tend to be susceptible to harsh variations, mainly due to legislations and government support and changes in the photovoltaics equipment prices and the electric energy rates. Keywords: solar energy; grid-tie photovoltaic system; financial feasibility; project.

9 LISTA DE FIGURAS Figura 1 Suprimento mundial de energia primária em 2011 por fonte Figura 2 Evolução do consumo mundial de energia primária de 1971 a 2010 por fonte Figura 3 Oferta interna de energia no Brasil a partir de Figura 4 Divisão percentual de consumo final por fontes de energia em Figura 5 Evolução do suprimento mundial de energia elétrica de 1971 a 2011 por fonte Figura 6 Consumo percentual mundial de energia elétrica em 2011 por fonte. (*Outras incluem geotérmica, solar, eólica, biocombustíveis e resíduos e aquecimento) Figura 7 Matriz elétrica brasileira de Figura 8 Evolução anual de instalação de sistemas fotovoltaicos Figura 9 Distribuição percentual entre sistemas conectados à rede e sistemas isolados ao longo dos anos de 1993 até Figura 10 Capacidade de geração energética Figura 11 Distribuição percentual de potência mundial instalada nos principais países em MW Figura 12 Produção de módulos fotovoltaicos (MW) por países em Figura 13 Análise de paridade de rede para as Américas em 2010 (a), 2013 (b), 2016 (c) e 2020 (d) Figura 14 Evolução do custo de venda de painéis fotovoltaicos e tendência para anos futuros Figura 15 Representação dos eventos-chave no desenvolvimento das células solares Figura 16 a) Junção p-n com detalhe da região de depleção, da difusão e da ação do campo elétrico interno sob elétrons e lacunas e b) Representação do processo de conversão fotovoltaica Figura 17 Média diária de irradiação solar global no plano horizontal ao longo do ano no Brasil Figura 18 Média diária de irradiação solar global no plano inclinado ao longo do ano no Brasil Figura 19 Diagrama de sistemas fotovoltaicos autônomos em função da carga utilizada Figura 20 Exemplo de sistema híbrido Figura 21 Sistema conectado à rede Figura 22 Esquema de ligação de sistemas com medição dupla

10 Figura 23 Medição única do balanço de energia Figura 24 Medições simultâneas de energia Figura 25 Medições simultâneas de energia Figura 26 Participação das diferentes tecnologias no mercado mundial de módulos fotovoltaicos Figura 27 Células FV de (a) silício monocristalino, (b) silício policristalino, (c) silício amorfo, (d) CIS/CIGS, (e) CdTe, (f) orgânica Figura 28 Gráfico de eficiência das células fotovoltaicas Figura 29 Exemplos de inversores de frequência para SFCR Figura 30 Circuito equivalente real de uma célula fotovoltaica Figura 31 Curva I-V e curva de potência P-V de uma célula ou módulo fotovoltaico Figura 32 Efeito causado pela variação da intensidade luminosa para um módulo fotovoltaico com temperatura constante, curva característica I-V Figura 33 Efeito causado pela variação da temperatura na célula sob luminosidade constante, curva I-V Figura 34 Curva de eficiência - carregamento de um inversor genérico Figura 35 Selo Solar Figura 36 Mapa físico de Mato Grosso Figura 37 Gráfico com as médias das temperaturas Máximas e Mínimas em Cuiabá no período de 1961 a Figura 38 Temperatura média mensal em Cuiabá no período de 1961 a Figura 39 Curvas de permanência de irradiação solar das médias diárias, médias mensais e a média anual para a cidade de Cuiabá-MT Figura 40 Esquema básico do sistema solar instalado na UFMT Figura 41 Imagem geral da FAET e do ponto de instalação dos módulos solares fotovoltaicos Figura 42 Placas solares instaladas Figura 43 Placa solar SolarWorld Figura 44 Foto do inversor de frequência Figura 45 Ligação das placas fotovoltaicas Figura 46 Diagrama final do sistema completo Figura 47 Esquema de obtenção do sinal CC próximo à entrada do inversor Figura 48 Microcomputadores do laboratório utilizados para obtenção dos dados CC

11 Figura 49 Analisador de energia conectado na saída do inversor Figura 50 Equipamentos no laboratório Figura 51 Estação meteorológica da FAET Figura 52 Medidor de temperatura na superfície inferior da placa Figura 53 Comparação de dados climáticos de irradiação solar no plano horizontal para Cuiabá Figura 54 Comparação de dados climáticos de temperatura ambiente Figura 55 Geração solar medida ao longo da pesquisa Figura 56 Resposta do sistema ao clima com céu limpo (26/09/2013) Figura 57 Resposta do sistema ao clima com nuvens e chuva (18/12/2013) Figura 58 Gráfico da temperatura da célula medida e da irradiância solar global no plano horizontal Figura 59 Comparação da temperatura da célula medida e calculada Figura 60 Medição da potência CA na saída do inversor para o mês de outubro de Figura 61 Medição da potência CA na saída do inversor para o mês de fevereiro de Figura 62 Gráfico de potência CA, CC e rendimento do inversor ao longo de um dia Figura 63 Gráfico de dispersão do rendimento do inversor em função do carregamento Figura 64 Gráfico de médias de rendimento do inversor em função do carregamento Figura 65 Curva de eficiência do sistema Figura 66 Fator de potência ao longo de um dia de medição com céu claro Figura 67 Comparação da DTT de acordo com a potência para um dia com e sem geração FV Figura 68 Características elétricas instantâneas da tensão sem a conexão do sistema Figura 69 Características elétricas instantâneas da tensão com a conexão do sistema fotovoltaico Figura 70 Gráfico de DTI em relação à potência e a somatória das correntes harmônicas excluindo a fundamental Figura 71 Ampliação da diminuição acentuada de distorção devido ao aumento da potência Figura 72 Propriedades elétricas da corrente após a conexão do SFCR Figura 73 Geração de energia mensal dos modelos do Energy Plus e do sistema medido. 115 Figura 74 Comparação de geração de energia média diária entre os modelos do Energy Plus e o sistema medido

12 Figura 75 Gráfico comparativo entre a temperatura da célula medida e a temperatura simulada pelo programa computacional Energy Plus Figura 76 Modelagem do ambiente no entorno do sistema solar fotovoltaico Figura 77 Sombreamento início da manhã Figura 78 Sombreamento no fim da tarde Figura 79 Em sequência: equinócio de outono (21/03), solstício de inverno (23/06), equinócio de primavera (23/09) e solstício de verão (23/12) às 10h Figura 80 Em sequência: equinócio de outono (21/03), solstício de inverno (23/06), equinócio de primavera (23/09) e solstício de verão (23/12) às 13h Figura 81 Simulação computacional no RETScreen, planilha 1, informações sobre o projeto e condições de referência do local de instalação Figura 82 Simulação computacional no RETScreen, planilha 2, sistema de eletricidade do caso proposto e análise financeira Figura 83 Paridade de rede de acordo com os custos nivelados de eletricidade para 100% de uso da energia gerada Figura 84 Fluxo de caixa para o caso com 100% de uso da energia gerada e instalação em Figura 85 Fluxo de caixa acumulado para o caso com 100% de uso da energia gerada Figura 86 Paridade de rede de acordo com os custos nivelados de eletricidade para 50% de uso da energia gerada Figura 87 Paridade de rede para 100% de injeção à rede da energia gerada Figura 88 Paridade de rede para 100% de injeção da energia gerada com isenção do ICMS

13 LISTA DE TABELAS Tabela 1 Preço da tarifa de energia e seus reajustes para classe de consumo residencial B Tabela 2 Índice de inflação anual acumulado (IPCA) Tabela 3 Índices anuais da caderneta de poupança dos últimos 10 anos Tabela 4 Dados climáticos de Cuiabá, 1989 à Tabela 5 Características técnicas das placas fotovoltaicas Tabela 6 Características técnicas do inversor Tabela 7 Perdas que compõem o performance ratio Tabela 8 Média diária anual de irradiação solar global no plano horizontal Tabela 9 Irradiação solar medida e trabalhada no programa RadiaSol2 em kwh/m²/dia Tabela 10 Tabela de geração, geração média diária e diferença percentual entre o valor medido e os simulados Tabela 11 Preços de revendedor e instalador local Tabela 12 Preços estimados através de consultas de equipamentos em lojas virtuais Tabela 13 Dados do SFCR e variáveis pertinentes Tabela 14 Projeção do preço real médio do kwh de geração de acordo com o percentual de utilização da energia elétrica na própria edificação Tabela 15 Sistema proposto para estudo de custos nivelados de eletricidade Tabela 16 Tabela de custos e tarifas no tempo Tabela 17 Comparação entre tarifas médias da rede e FV ao longo da vida útil do sistema

14 LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS AM ANEEL AQUA a-si BAPV BEN BIPV BREEAM CA CASBEE CC CdTe CGEE CIS CRESESB c-si EPE EUA FV GaAs GBRS GEF GT-GSDF HQE HSP IBGE Ideal IEA IEA-PVPS INEE INMET massa de ar Agência Nacional de Energia Elétrica Alta Qualidade Ambiental silício amorfo Building Applied Photovoltaic Balanço Energético Nacional Building Integrated Photovoltaic BRE's Environmental Assessment Method corrente alternada Assessment System for Building Environmental Efficiency corrente contínua telureto de cádmio Centro de Gestão e Estudos Estratégicos disseleneto de cobre-índio Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito silício cristalino Empresa de Pesquisa Energética Estados Unidos da América fotovoltaico arsenieto de gálio Green Building Rating System Fundo Global para o Meio Ambiente Grupo de Trabalho de Geração Distribuída com Sistemas Fotovoltaicos Haute Qualité Environnementale horas de sol pleno Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística Desenvolvimento de Energias Alternativas para a América Latina International Energy Agency International Energy Agency - Photovoltaic Power Systems Programme Instituto Nacional de Eficiência Energética Instituto Nacional de Meteorologia

15 LCOE LEED LpT MLP MME mono-si MT multi-si ONU OPV PNE PNUMA PRODEEM PROINFA p-si REN21 RTQ SFCR SFV SFVC SIN STC SWERA TUSD TUST UFMT Levelized Cost of Electricity Leadership in Energy and Environmental Design Luz para Todos modulação por largura de pulso Ministério de Minas e Energia silício monocristalino Mato Grosso silício multicristalino Organização das Nações Unidas organic photovoltaics Plano Nacional de Energia Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente Programa de Desenvolvimento Energético de Estados e Municípios Programa de Incentivo ás Fontes Renováveis silício policristalino Renewable Energy Policy Network For The 21st Century Regulamento Técnico da Qualidade do Nível de Eficiência Energética de Edifícios sistema fotovoltaico conectado à rede sistemas fotovoltaicos sistema fotovoltaico com concentrador Sistema Interligado Nacional condições padrão de teste (standard test conditions) Solar and Wind Energy Resource Assesment Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão Universidade Federal de Mato Grosso

16 SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO OBJETIVOS ESTRUTURA DO TRABALHO REVISÃO BIBLIOGRÁFICA CONTEXTO ENERGÉTICO CONTEXTO DA ENERGIA SOLAR CONTEXTO DA ENERGIA SOLAR NO BRASIL VIABILIDADE ECONOMICA E FUTURO DOS SFCR ENERGIA SOLAR Radiação Solar História da Energia Solar Fotovoltaica Conversão da Energia Solar Fotovoltaica Recurso Solar no Brasil SISTEMAS FOTOVOLTAICOS Sistemas isolados ou autônomos Sistemas Híbridos Sistemas conectados à rede Sistema de conexão à rede TECNOLOGIAS DISPONÍVEIS Tipos de Células Inversores de frequência para sistemas conectados à rede CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Célula fotovoltaica Fatores que influenciam na geração Eficiência do Inversor Fator de Dimensionamento ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA INTEGRADA ÀS EDIFICAÇÕES ANÁLISE DE INVESTIMENTO Custo nivelado de eletricidade... 68

17 A Taxa Interna de Retorno (TIR) A Taxa Mínima De Atratividade (TMA) Aumento da Tarifa de Energia Elétrica e Índices Bases MATERIAIS E MÉTODOS DADOS CLIMÁTICOS PROJETO E IMPLEMENTAÇÃO DO SISTEMA Sistema preexistente e visão geral do SFCR Local de instalação Posicionamento das placas Horas de sol pleno (HSP) Placas solares Inversor de frequência Dimensionamento do sistema Dimensionamento dos cabos Dispositivos de proteção Estimativa de geração Diagrama do sistema completo e custo MEDIÇÕES DAS VARIÁVEIS Características elétricas de geração no lado CC Características elétricas de geração no lado CA Equipamentos do laboratório Temperatura ambiente e irradiância global Temperatura das placas PROGRAMAS COMPUTACIONAIS RadiaSol RETScreen EnergyPlus SketchUp RESULTADOS E DISCUSSÕES DADOS METEOROLÓGICOS CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA Geração de energia Resposta do sistema ao clima... 99

18 4.2.3 Eficiência do inversor Eficiência do sistema Produtividade do SFCR Fator de Potência (FP) Qualidade de energia Distorção Harmônica Total de Tensão (DTT) Distorção Harmônica Total de Corrente (DTI) PROGRAMAS COMPUTACIONAIS E SIMULAÇÕES Energy Plus SketchUP RETScreen RELAÇÃO CUSTO BENEFÍCIO E VIABILIDADE Custo médio de um sistema Turn Key para usuário final em MT Preço do kwh de energia gerada a partir de usina solar de 3 kwp instalada em edificação enquadrada na tarifa B Estudo de custos nivelados de eletricidade (LCOE) e paridade de rede CONSIDERAÇÕES FINAIS REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

19 18 1. INTRODUÇÃO A crescente escalada populacional, atingindo a marca de 7,2 bilhões de pessoas em junho de 2013, o aumento de bens de consumo e do consumo per capta demandam cada vez mais energia nos processos produtivos. De acordo com a International Energy Agency (IEA) (2013), o suprimento mundial de energia atingiu aproximadamente milhões de toneladas equivalentes de petróleo (Mtep) em 2011, enquanto no Brasil, de acordo com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) (2014), esse valor chegou a 296,2 Mtep. No Brasil, o Plano Nacional de Energia (PNE) define que a projeção de aumento do consumo final de energia pode ser de 2,5 a 4,3% ao ano até Concomitantemente ao crescimento energético, ao desenvolvimento técnico-científico e à evolução dos processos produtivos, está a preocupação com o meio ambiente. As desertificações, mudanças climáticas, poluição atmosférica, poluição de rios e lagos e outros perigos ecológicos estão intimamente ligados à utilização de fontes esgotáveis e poluentes de energia. Cria-se dessa forma um cenário propicio à utilização de energias limpas e renováveis como uma solução para a diminuição dos impactos causados pelo homem na Terra. Além disso, após a crise do petróleo em 1973, diversos países investiram na diversificação da sua matriz energética. A estabilidade econômica em relação às turbulências no fornecimento de fontes de energias primárias passaram a ter grande valor, influenciando grandes aportes financeiros em novas fontes, algumas até renováveis, como o álcool no Brasil, ou simplesmente fontes mais seguras ou variadas de acordo com a disponibilidade cada país. Segundo EPE (2014), no Balanço Energético Nacional (BEN) do ano de 2013, o Brasil contabilizou 41% de sua matriz energética e 79,3% da produção de eletricidade provenientes de fontes renováveis, enquanto que no mundo, segundo IEA (2013), apenas 13,3% da matriz energética e aproximadamente 20,3% da produção de eletricidade são advindas dessas fontes. Ainda pouco explorada entre as fontes limpas de energia, a energia solar merece grande destaque pelo seu grande potencial e facilidade de aplicação pelo mundo todo. Nada menos do que a base da vida na Terra, a energia solar é responsável principalmente por manter a temperatura do planeta e realizar a fotossíntese das algas e plantas. Através dela, geram-se diferenças de pressão ocasionando ventos, processos de chuva enchendo os rios e lagos, geração de biomassa e outros processos energéticos. Além disso,

20 19 essa fonte de energia sempre despertou interesse e curiosidade das pessoas, inclusive é proclamada e reverenciada como deus em algumas culturas, demonstrando toda sua importância. (CRESESB, 2004) De acordo com CRESESB (s.d.) o sol fornece anualmente, para a atmosfera terrestre, 1,5 x 1018 kwh de energia. Trata-se de um valor considerável, correspondendo a vezes o consumo mundial de energia neste período. Limpa, segura e infinita (considerando a escala de tempo terrestre), essa fonte com grande potencial energético tem sido desenvolvida e aplicada, evoluindo aos poucos para se tornar uma fonte de grande importância no âmbito mundial. Hoje em dia o aproveitamento direto da energia solar é muito pequeno, sendo a matriz geradora de energia mundial, em grande parte, de energias não renováveis como petróleo, carvão e outros. Existem diversos sistemas projetados para captar energia solar, seja através do aquecimento direto ou da utilização de painéis fotovoltaicos. Os módulos fotovoltaicos são utilizados para converter energia solar em energia elétrica por meio do efeito fotovoltaico e podem ser isolados ou conectados à rede, sendo que, os sistemas fotovoltaicos conectados à rede (SFCR) se destacam pela maior facilidade de instalação, maior eficiência na conversão da energia solar incidente e, principalmente, menor custo por não necessitar de sistemas de armazenamento. (RUTHER, 2004) De acordo com Zilles & Rüther (2010), a conversão fotovoltaica da energia solar por meio de sistemas conectados à rede promove diversos benefícios ao sistema elétrico e ao meio ambiente. Como principal vantagem técnica descreve a possibilidade de se produzir eletricidade nos próprios pontos de consumo, seja de forma isolada ou ainda integrada diretamente às construções, instaladas nos telhados, fachadas e coberturas das edificações. A Alemanha é líder na aplicação dessa tecnologia, enquanto a China, Itália, Japão, Estados Unidos da América, o Japão, Espanha e França também são países com expressiva produção de energia solar fotovoltaica, e seguem com investimentos e apoio político nessa área. A produção de painéis, no entanto, é liderada pela China, devido aos menores custos de produção e menor preço final do produto. De acordo com dados da BP Statistical Review of World Energy (2014), a potência fotovoltaica instalada no mundo em 2013 atingiu MW. O Brasil é um país com grande potencial energético para a geração de energia solar, tanto de forma térmica quanto através da conversão fotovoltaica. Os valores de irradiação solar global incidente em qualquer região do território brasileiro ao longo de um ano ( kwh/m²) são superiores aos da maioria dos países da União Europeia que já utilizam da

21 20 tecnologia, como Alemanha ( kwh/m²), França ( kWh/m²) e Espanha ( kwh/m²), (PEREIRA et al.;2006). Inicialmente no Brasil, houve instalação de sistemas fotovoltaicos isolados através de programas políticos para inclusão energética, além de investimentos privados em sistemas nos quais não era viável a construção de linhas de transmissão e/ou distribuição. Em relação a sistemas fotovoltaicos conectados à rede, algumas instalações pioneiras foram as incentivadas pelo governo em instituições de ensino ou por pesquisas de concessionárias. Apesar de regulamentados e já em funcionamento em diversos pontos no país, existem muitas pesquisas para o aprimoramento das tecnologias e de suas aplicações. (ZILLES et al., 2012) A evolução da tecnologia solar fotovoltaica, os grandes investimentos dos países mencionados e consequentemente a queda nos preços de instalação e manutenção desses sistemas, tornam a energia solar cada vez mais viável. Além disso, a busca por energias renováveis, a preocupação com o meio ambiente, a diversificação da matriz geradora, escassez de recursos naturais e o crescimento da demanda energética impulsionam a cada dia para novas conquistas nesse ramo. Com a possibilidade de produção de energia próximo ao ponto de consumo, as perdas em transmissão e distribuição de energia são reduzidas, o que tornam o sistema mais eficiente energeticamente. O congestionamento das linhas de transmissão e distribuição pode ser diminuído, devido ao fluxo de potência da geração distribuída ser inversa ao da geração centralizada (hidroelétricas e termoelétricas longes dos centros de carga). Em consequência, o investimento em infraestrutura para distribuição e transmissão de energia pode ser diminuído e/ou adiado. Além disso, a instalação dos sistemas é mais rápida e diversificada. (RUTHER, 2004) Como incentivo à geração distribuída, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou a resolução normativa N 482 em 17 de abril de 2012, possibilitando a mini e micro geração distribuída, onde o consumidor final poderá gerar sua própria energia elétrica e compensar o excedente, sendo disponibilizada para instalação a partir de dezembro de 2012 através de pedidos específicos à concessionária local. Essa regulamentação de instalação e da relação de troca energética com a concessionária, regularizada através do sistema de compensação (ou net metering), prepara a rede para agregar novas fontes, inclusive a energia solar fotovoltaica conectada à rede. A paridade da rede para os SFCR, ou seja, o momento em que a utilização de sistemas fotovoltaicos se torna viável economicamente de acordo com os estudos de custos nivelados de eletricidade (feito com base em premissas econômicas, de custos dos sistemas e da

22 21 energia), é um tema bastante comentado e aguardado por investidores e consumidores ao redor do mundo. Diversos trabalhos como Breyer e Gerlach (2012), Bazilian et al. (2013), Mitscher e Rüther (2012) e Salamoni e Rüther (2007) preveem a data de paridade de rede como próxima mas não precisa, em que até 2015 diversas cidades já terão viabilidade econômica para instalação de sistemas fotovoltaicos conectados à rede. Jannuzzi e Melo (2013) comentam ainda sobre a possibilidade do Brasil chegar a uma capacidade instalada de 703 MWp no ano De acordo com Konzen (2014), a capacidade estimada para 2023 é de 330 MWp, podendo atingir 3,1 GWp num cenário mais favorável a incentivos. De acordo com a grande evolução dos SFCR nos últimos anos e sua provável consolidação na matriz energética nacional em um futuro próximo, fica evidente a necessidade do domínio dessa tecnologia e suas interações com o meio ambiente e com o sistema elétrico ao qual será conectado. Não há, para Cuiabá e região, registros científicos específicos de estudos referentes a sistemas fotovoltaicos conectados à rede que comprovem os benefícios de sua aplicação, seu funcionamento ou viabilidade técnica e econômica. Assim sendo, se torna importante gerar conhecimento local para aplicações ou para futuras pesquisas na área. 1.1 OBJETIVOS O objetivo deste trabalho é o estudo de sistemas solares fotovoltaicos conectados à rede no que tange seu funcionamento, qualidade da energia gerada, eficiência energética do sistema, quantidade de energia gerada, desenvolvendo métodos para medições, operações e gerenciamento dos mesmos para a região de Cuiabá através de um estudo de caso de um sistema fotovoltaico conectado à rede readequado de um sistema autônomo instalado na Universidade Federal de Mato Grosso (UFMT), campus Cuiabá, e de simulações computacionais. Os seguintes objetivos específicos foram estabelecidos: a) Conhecer os sistemas fotovoltaicos a serem estudados, bem como dados climáticos e históricos da região; b) Projetar o sistema fotovoltaico conectado à rede (SFCR); c) Simular o projeto do sistema fotovoltaico conectado à rede; d) Readequar e implementar o SFCR;

23 22 e) Definir estratégias e procedimentos de medição e gerenciamento da energia solar fotovoltaica gerada, da qualidade da energia gerada através do estudo de harmônicas e também das variáveis ambientais que influenciam na geração de energia; f) Obter dados em períodos variados para analisar e caracterizar o funcionamento de placas solares para a região de Cuiabá, Mato Grosso (MT) e comparar sua geração com valores simulados através de programas computacionais. 1.2 ESTRUTURA DO TRABALHO Esta dissertação está estruturada em cinco capítulos, sendo o primeiro capítulo, intitulado Introdução, no qual é abordada a introdução sobre o tema, as justificativas que motivam essa pesquisa, os objetivos do mesmo e os limites deste estudo. O segundo capítulo, Referencial Teórico, traça o cenário mundial e nacional do uso das energias primárias e da energia elétrica, bem como os avanços na produção e instalação de painéis fotovoltaicos, dedicando-se, especialmente, aos sistemas conectados à rede elétrica. Traz conceitos e características técnicas do funcionamento de um sistema, considerações sobre projeto e sobre a inclusão de SFCR em certificação de edificações. No terceiro capítulo, Materiais e Métodos, são relatados os procedimentos e equipamentos adotados na execução da pesquisa. Dentre os sub tópicos estão o projeto e simulação do sistema fotovoltaico conectado à rede de energia elétrica na unidade da UFMT do campus Cuiabá, os níveis de irradiação solar na região, a metodologia empregada na obtenção das medições de geração de energia, temperatura das placas e irradiação direta sobre as mesmas. No quarto capítulo, Resultados e Discussões são apresentados os resultados dos procedimentos adotados nos métodos e promove discussões sobre os valores encontrados. São obtidos dados do funcionamento do sistema, análises dos programas computacionais, a relação de viabilidade econômica para o caso analisado e outras análises de viabilidade. O quinto capítulo, Considerações Finais, é destinado ao fechamento do trabalho com um resumo explicativo dos resultados alcançados e o que os mesmos representam no contexto atual no Brasil e no mundo, além de proposições de continuação de estudos.

24 23 2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA 2.1 CONTEXTO ENERGÉTICO As fontes não renováveis de energia, como petróleo, urânio, carvão, gás natural, ainda suprem aproximadamente 86,7% da demanda energética mundial de acordo com dados do Key World Energy Statistics, 2013, da IEA/OECD. Desse total, aproximadamente 81,6% é composto por combustíveis fósseis ou minerais. Essa elevada dependência justifica a crescente preocupação com relação ao fim dos estoques de combustíveis fósseis, que através de pesquisas como a teoria dos picos de Hubbert 1 (Hubbert s Peak) as definem com os dias contados. Percebe-se de acordo com a Figura 1, que fontes energéticas como a geotérmica, solar, eólica representam, somadas, 1% do suprimento energético global, demonstrando grande necessidade de investimentos e um grande potencial energético desperdiçado. Figura 1 Suprimento mundial de energia primária em 2011 por fonte. * (Geotérmica, solar, eólica, calor, etc.). Fonte: IEA, Key World Energy Statistics, O aumento da população e dos padrões de consumo energético, e consequentemente, o aumento da demanda energética são fatores que claramente estão relacionados ao 1 Desenvolvida pelo geofísico americano M. King Hubbert em 1956, é uma teoria que modela a produção de petróleo indicando que as descobertas e produção do mesmo seguem o comportamento de uma curva normal. Segundo ele o pico seria atingido em torno de 2006, sendo que atualmente alguns autores afirmam que o pico já foi atingido enquanto outros concordam que o mesmo foi adiado pelo avanço das tecnologias e da viabilização de exploração do petróleo em águas profundas, ou outras reservas que necessitem de investimentos maiores.

25 24 planejamento da matriz energética mundial. Com a marca de 7,2 bilhões de pessoas em junho de 2013, e a previsão de atingir 9,6 bilhões em 2050, segundo estimativa das Organizações das Nações Unidas (ONU) (2013), um colapso energético é iminente se fontes alternativas de energia não forem levadas em consideração. Segundo IEA (2013), o consumo energético global passou de 4674 Mtep em 1973 para 8918 Mtep em 2011, um aumento de aproximadamente 90,80%. Somente em 2013, o consumo de energias primárias aumentou 2,3% (BP, 2014). A Figura 2 demonstra o perfil energético mundial ao longo dos anos, e que mesmo nos fins da década de 2010, existem aumentos significativos no uso de combustíveis fósseis. Figura 2 Evolução do consumo mundial de energia primária de 1971 a 2010 por fonte. Fonte: IEA, Key World Energy Statistics, Aliadas as preocupações já citadas, o aquecimento global e as catástrofes climáticas são incentivadores da utilização de fontes renováveis de energia. Além de evitar emissões de gases poluentes e agravantes ao efeito estufa, a utilização dessas fontes evitaria o uso indiscriminado das reservas energéticas de combustíveis fósseis. Outro benefício advindo da utilização dessas fontes é a diversificação da matriz energética, trazendo confiabilidade e segurança no suprimento. O Brasil não é um caso diferente, de acordo com dados do Balanço Energético Nacional (BEN 2014), representados na Figura 3, o aumento da oferta interna de energia ao longo dos anos, e sua composição, demonstram os caminhos sobre os quais o país optou. Percebe-se a partir da década de 70 um grande aumento na utilização de fontes alternativas ao petróleo, devido principalmente à crise energética ocorrida nesse período. Mesmo com diversos incentivos à diversificação da matriz energética, o Brasil em 2013, utilizou-se de

26 25 41% de sua matriz energética proveniente de recursos renováveis e 59% de fontes não renováveis, sendo classificado, em quinto lugar dos países que mais usam energia renovável no mundo. Figura 3 Oferta interna de energia no Brasil a partir de Fonte: EPE, BEN O consumo final por fonte demonstrado na Figura 4 resume a utilização detalhada em porcentagem de cada fonte no ano de 2013, e nota-se que a matriz brasileira é bastante diversificada. Dados estatísticos revelam um consumo energético de aproximadamente 76,3 Mtep em 1973 contra 260,25 Mtep em 2013, sendo assim, o Brasil registrou um aumento de aproximadamente 241,09% neste período. Apesar de dois anos a mais que a referência mundial, de 90,80% e dados somente até 2011, é um valor muito superior comparativamente. (IEA, 2013). Ressalta-se, segundo dados do Plano Nacional de Energia 2030 (PNE 2030), que a previsão de aumento demográfico no Brasil deve atingir 238,6 milhões de habitantes em 2030, com taxas de crescimento em torno de 1,1% ao ano entre 2010 e 2020 e 0,8% ao ano entre 2020 e Concomitante a esse acréscimo demográfico, tem-se o crescimento do consumo energético per capta. Como resultado, o aumento final do consumo energético variando entre os diversos cenários previstos pode crescer de 2,2 a 4,2% a.a. atingindo a marca de 474 Mtep em 2030 (EPE, 2007). Todos os dados apresentados corroboram de maneira singular para a utilização mais intensa de fontes renováveis como forma de aprimorar a matriz energética e o

27 26 desenvolvimento sustentável no mundo. Mesmo o Brasil estando acima da média no suprimento energético renovável, ainda há muito potencial a ser aproveitado, inclusive no setor da energia solar, ainda com pouca representatividade hoje, no país e no mundo. Figura 4 Divisão percentual de consumo final por fontes de energia em Fonte: EPE, Relatório Síntese do BEN Em relação à geração de energia elétrica no mundo, a principal fonte é o combustível fóssil, porém como se pode visualizar nas Figura 5 e Figura 6, as fontes renováveis já aparecem com maior parcela. A ampliação do consumo, de 6115 TWh em 1973 para TWh em 2011, revela um aumento de aproximadamente 261,83 % (IEA, 2013). A energia nuclear teve grande aumento de participação na matriz energética, assim como a energia hidroelétrica. Figura 5 Evolução do suprimento mundial de energia elétrica de 1971 a 2011 por fonte. Fonte: IEA, Key World Energy Statistics, 2013.

28 27 A participação de fontes renováveis no suprimento de energia elétrica mundial é ainda pequena se comparada à utilização das fontes não renováveis. De acordo com a Figura 6 a participação de energia limpa na geração de eletricidade na Terra é da ordem de 20,3%, enquanto os combustíveis fósseis atingem 68%. Figura 6 Consumo percentual mundial de energia elétrica em 2011 por fonte. (*Outras incluem geotérmica, solar, eólica, biocombustíveis e resíduos e aquecimento) Fonte: IEA, Key World Energy Statistics, Majoritariamente hidráulica, a matriz elétrica brasileira supriu em ,9 TWh de energia elétrica, aproximadamente 2,9% a mais que o ano de Pode-se observar na Figura 7 que somando todas as fontes renováveis, tem-se um total de geração de 79,3% de energia renovável, um valor muito superior ao da média mundial. Ainda assim, em 2013, 18,3% da matriz elétrica brasileira foi composta por geração através de combustíveis fósseis, motivada devido às condições hidrológicas desfavoráveis e o aumento da geração térmica. (EPE;2014). Percebe-se alguma participação da energia eólica (1,1%) advinda do crescimento intenso desde 2004 após grandes incentivos proporcionados pelo Programa de Incentivo às Fontes Renováveis (PROINFA), implantado a partir do decreto nº de 30 de março de Para o ano de 2013 não foi registrado participação de energia solar para a geração de energia elétrica. Ainda maior que a previsão do aumento de consumo energético é o consumo de energia elétrica. Em 2013, o consumo de energia atingiu 609,9 TWh, enquanto que para 2030 esse consumo pode atingir 1086 TWh, uma média de crescimento de 4,3% ao ano a partir de 2005 segundo dados da EPE (2007). Além disso o Plano Nacional Energético para 2030 menciona o aproveitamento da energia solar fotovoltaica como marginal, porém dadas as mudanças na legislação e seu atual valor de mercado seu crescimento pode ser considerável.

29 28 Figura 7 Matriz elétrica brasileira de Fonte: EPE, Relatório Síntese do BEN Neste contexto energético pode-se visualizar que as fontes renováveis possuem ainda muito campo para serem exploradas. Ao analisar o crescimento demográfico, o aumento do consumo energético e a atual situação mundial de geração de energia pode-se perceber que a energia solar, seja ela para aquecimento ou para geração de energia elétrica, possui grande potencial e pode ser estrategicamente uma das energias de grande domínio no futuro. 2.2 CONTEXTO DA ENERGIA SOLAR Mundialmente, a aplicação da energia solar fotovoltaica teve início a partir de sistemas isolados em sistemas de telecomunicações, espaciais e em locais de difícil acesso da rede de energia. Porém, sua utilização só se intensificou a partir do início da década de 90, após o desenvolvimento da tecnologia e amparo político e legal para o uso de sistemas fotovoltaicos conectados à rede. Após esse marco, o crescimento da produção industrial de módulos e equipamentos para sistemas solares foi bastante acentuado culminando hoje em um grande mercado como demonstra a Figura 8. Em 2013 a instalação de sistemas fotovoltaicos atingiu aproximadamente 36,9 GW de potência segundo A Snapshot of Global PV (IEA-PVPS, 2014). Os grandes incentivadores desse crescimento foram os programas de governo como o de telhados solares de países como Alemanha, Japão e Espanha que aplicavam sistemas solares à edificação e interligados à rede pública. Na sequência, vários países aderiram ao modelo ou definiram suas próprias medidas, dentre eles estão os Estados Unidos, Itália e China.

30 29 Figura 8 Evolução anual de instalação de sistemas fotovoltaicos. Fonte: IEA-PVPS, A Snapshot of Global PV , Apesar de ter sido a fase inicial da energia fotovoltaica, a utilização de sistemas isolados, em relação aos sistemas conectados à rede (grid-tie), vem diminuindo drasticamente (Figura 9). Isso acontece devido ao grande número de novas instalações interligadas à rede enquanto o número de sistemas isolados praticamente se mantém constante ou com pouco crescimento. Ainda assim, o sistema isolado é uma ótima opção para locais onde não há rede de energia elétrica disponível ou que os custos de instalação para transmissão ou distribuição dessa energia seja muito alto. De acordo com Rüther (2004) apud Green (2000) a diferença de custos dos sistemas solares sem a utilização de equipamentos para acumulação de carga já naquela época era da ordem de 30% do custo total do sistema com acumulação. Dessa forma tornando-se muito mais viável para investimentos. Sem considerar os custos de manutenção. Segundo GT-GSDF (2009) sem esses programas de telhados solares, é possível que a produção anual de módulos fotovoltaicos fosse de apenas 13% (756 MWp) da produção total atingida em 2008, porém os resultados atingidos foram muito melhores devido aos mecanismos de incentivo dos países que optaram pela utilização da energia solar fotovoltaica.

31 Figura 9 Distribuição percentual entre sistemas conectados à rede e sistemas isolados ao longo dos anos de 1993 até Fonte: IEA, Trends in Photovoltaic Applications, Em 1991 a Alemanha definiu o direito de acesso à rede de distribuição de energia, a regulamentação do mecanismo regulatório do tipo feed-in tariff 2, e a definição de preços fixos para a compra da energia solar. Para incentivar a aplicação da energia solar fotovoltaica foram criados programas dos telhados, como 1000 Roofs Program ( ) e Roofs Program ( ). Em 2012 a Alemanha atingiu 32,44 GW de potência instalada gerando 27,9 TWh, registrando um aumento de 44% comparado a 2011 e atingindo 6% da matriz elétrica de geração (FRAUNHOFER ISE, 2012). No Japão o crescimento também se deu pelo investimento do Estado. Em 1994, foi lançado o Roof Program (Programa dos telhados), e atingiu em 2013 uma potência instalada de 13,6 GW e um consumo de 10,7 TWh (BP, 2014). Nos EUA, na década de 90, desenvolveram-se laboratórios e programas de incentivo para a promoção da energia solar fotovoltaica principalmente na Califórnia. Países como Espanha e França também apresentaram grandes investimentos no setor. De acordo com as Figura 10 e Figura 11 pode-se ver os países mais engajados na busca pela energia solar e sua evolução a partir de Dados revelam um aumento de 36,8% de aumento da capacidade instalada mundial de 2012 para 2013, equivalendo a quantia de 37,5 GW dos 139,6 GW instalados (BP, 2014). Diversos países vêm demonstrando grandes investimentos no setor com altas taxas de crescimento. Em 2013 o mercado foi impulsionado principalmente pela China (11,3 GW), 2 feed-in tariff Conhecido também como sistema de preços por tarifa prêmio, mecanismo regulatório para compra e venda de energia no qual o gerador recebe pela energia produzida com um valor diferenciado da energia que compra da rede. (GT-GDSF, MME, 2009)

32 Japão (9,3 GW), Estados Unidos (4,75 GW), Alemanha (3,3 GW) e Itália (1,5 GW) representando 75% do total de instalações. (IEA-PVPS, 2014) 31 Figura 10 Capacidade de geração energética. Fonte: BP, Statistical Review of World Energy: Renewables Section, A Itália obteve um grande investimento na energia solar fotovoltaica, segundo Pavan e Lughi (2012) a Itália se tornou um dos maiores mercados fotovoltaicos do mundo. Com a instalação de 9250 MW em 2011, a Itália superou o mercado Alemão que obteve a instalação de 7500 MW. Em 2013, porém obteve menor investimento ficando na quinta colocação. Em geral a Itália é o terceiro país com maior potencia fotovoltaica instalada. Figura 11 Distribuição percentual de potência mundial instalada nos principais países em MW. Fonte: Dados de BP, Statistical Review of World Energy: Renewables Section, 2014.

33 32 Esse crescimento Italiano tem a ver com o programa de incentivo feed-in tariff implantado em O estudo afirma que a paridade de rede foi atingida para quase todo setor residencial, apenas alguns casos com baixa insolação ou baixas tarifas de energia são exceções, que logo devem atingir a paridade. Não foram considerados subsídios ou incentivos, demonstrando a maturidade do mercado italiano. O próximo passo agora é atingir a paridade para os setores comerciais e industriais, (PAVAN E LUGHI; 2012). Apesar do país com maior potência instalada ser a Alemanha, a produção de módulos e outros equipamentos relacionados aos sistemas fotovoltaicos é liderado pela China (63% em 2012). Isso se dá pela diferença no custo de industrialização, mão de obra e possibilidade de menor custo final do produto. A Figura 12 mostra os principais países que produzem módulos fotovoltaicos no mundo. Figura 12 Produção de módulos fotovoltaicos (MW) por países em Fonte: IEA, Trends in Photovoltaic Applications, Apesar dos muitos desafios da indústria do setor no ano de 2011 a inovação tecnológica continuou ao longo da cadeia de valores com os avanços na eficiência, melhorias de processos, desenvolvimentos de materiais orgânicos, plásticos, melhorias nas finanças, entre outros, e a redução de custos continuou sua trajetória para baixo, com redução média de 7-8% ao ano (REN21, 2012).

34 CONTEXTO DA ENERGIA SOLAR NO BRASIL A geração fotovoltaica tem como grande vantagem a geração distribuída, em que, os sistemas geradores podem ser instalados próximos às cargas evitando perdas e novos investimentos nas linhas de transmissão e/ou distribuição. A geração distribuída permite obter maior eficiência energética na utilização da energia e maior estabilidade do serviço de energia elétrica. Existem diversas formas de realizar a geração distribuída, tais como: co-geradores, geradores que usam como fonte de energia resíduos combustíveis de processo, geradores de emergência, geradores para operação no horário de ponta, pequenas centrais hidrelétricas e painéis fotovoltaicos (INEE, 2013). Segundo propostas do Centro de Gestão e Estudos Estratégicos (CGEE, 2010) para a evolução da energia solar fotovoltaica conectada à rede no Brasil, visando sustentabilidade e competitividade de um setor fotovoltaico brasileiro, o mesmo deve passar por incentivos à pesquisa e à inovação tecnológica, criação de um mercado consumidor, estabelecimento de indústrias de células solares e de módulos fotovoltaicos no Brasil e por fim estabelecer indústrias de silício grau solar e eletrônico, ou seja, de maior qualidade. No Brasil, inicialmente, a possibilidade de geração distribuída veio através da lei de 15 de março de 2004 e do Decreto 5163 de 30 de julho de 2004 que dispõem e regulamenta a comercialização de energia elétrica, processos e outorga de concessões e autorização de geração. Neste caso, a geração distribuída era restrita a empreendimentos de agentes concessionários, permissionários ou autorizados e não ao consumidor final de energia. No Brasil, após a crise do petróleo, o setor político apoiou diversos investimentos em fontes alternativas de energia. No que tange a energia solar, programas para eletrificação rural foram criados em conjunto com concessionárias de energia e instituições. Pode-se citar o programa Luz Solar, de Minas Gerais; Luz do Sol da região Nordeste; e o programa Luz do Campo, de dimensão nacional. O maior dos programas, entretanto, foi o Programa de Desenvolvimento Energético de Estados e Municípios PRODEEM, considerado como um dos maiores programas de eletrificação rural com sistemas fotovoltaicos nos países em desenvolvimento. Criado em dezembro de 1994 pelo Governo Federal para integrar comunidades não atendidas pelo sistema centralizado, o PRODEEM possibilitou a instalação de mais de 8956 sistemas fotovoltaicos autônomos em todos os 26 estados brasileiros de 1996 a 2002, especialmente em regiões do Norte e Nordeste, atingindo aproximadamente 5,1 MWp de potência instalada. (ANEEL, 2005). Desde 2005, o PRODEEM vem sendo incorporado no

35 34 Programa Luz para Todos (LpT), e vem considerando a possibilidade de utilização dessa tecnologia para atender projetos especiais e específicos, (GT-GDSF, 2009). Além desses, outros programas, leis, regulamentos e decretos foram criados para dar suporte à utilização de fontes renováveis e de geração solar, seja ela fotovoltaica isolada, térmica ou conectada à rede. Na sequência dos mais relevantes, o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), sob responsabilidade do Ministério de Minas e Energia (MME), foi criado e revisto através das Leis Nº de abril de 2002 e Nº de novembro de 2003 e descrito pelo Decreto Nº 5.025, de Com a finalidade de incentivar a utilização de energias renováveis, possibilitou a implantação de Pequenas Centrais Hidráulicas, Biomassa e Energia Eólica. Além disso, massificou o conceito de energia renovável pela nação, bem como o conhecimento e importância do aproveitamento dessas fontes. Apesar do PROINFA ter grande papel na disseminação e uso das energias renováveis, a energia solar fotovoltaica não foi contemplada no rol de atividades do programa. Isso se deu por tratar de um programa que contempla apenas geração de médio porte conectada ao Sistema Interligado Nacional (SIN) e pelo alto custo da tecnologia, o que restringiria a instalação apenas à áreas isoladas, uma vez que em centros urbanos essa tecnologia não seria competitiva. Nessas áreas, o baixo consumo de energia, a alta dispersão da população, a dificuldade de acesso e as restrições ambientais são condições que tornam a tecnologia fotovoltaica uma das soluções mais adequadas para o fornecimento de energia. Sabe-se hoje que essa realidade mudou. (PORTO apud VARELLA, 2012). Em 17 de abril de 2012, a Aneel aprovou a normativa N 482, possibilitando a mini e micro geração distribuída, onde o consumidor final poderá gerar sua própria energia elétrica e negociar o excedente. Estando disponível para aplicação a partir de dezembro de 2012 através de pedidos específicos à concessionária local. Essa legalidade de instalação e da relação de troca energética com a concessionária preparam a rede para agregar novas fontes, inclusive a energia solar fotovoltaica conectada à rede. De acordo com essa normativa a unidade consumidora, ao produzir energia com fonte hidráulica, solar, eólica, biomassa ou geração qualificada, pode ser classificado como microgeração distribuída (potência instalada menor ou igual a 100 kw) ou minigeração distribuída (superior a 100 kw e menor ou igual a 1 MW). A forma de contrato e compensação é definida pela ANEEL (2012) segundo o trecho:

36 III - sistema de compensação de energia elétrica: sistema no qual a energia ativa injetada por unidade consumidora com microgeração distribuída ou minigeração distribuída é cedida, por meio de empréstimo gratuito, à distribuidora local e posteriormente compensada com o consumo de energia elétrica ativa dessa mesma unidade consumidora ou de outra unidade consumidora de mesma titularidade da unidade consumidora onde os créditos foram gerados, desde que possua o mesmo Cadastro de Pessoa Física (CPF) ou Cadastro de Pessoa Jurídica (CNPJ) junto ao Ministério da Fazenda. 35 Diferentemente da Alemanha e Espanha e similarmente aos Estados Unidos e Japão por exemplo, o sistema brasileiro adotado foi o de compensação (do inglês net metering), no qual um medidor computa o consumo resultante de tudo o que foi gerado e tudo o que foi consumido na edificação, de acordo com os postos horários. Nota-se que no sistema brasileiro não há venda de energia, ou seja, o consumidor recebe o excedente produzido como crédito para futura utilização. Existe um prazo de 36 meses para expiração desse crédito. II - o consumo de energia elétrica ativa a ser faturado é a diferença entre a energia consumida e a injetada, por posto tarifário, quando for o caso, devendo a distribuidora utilizar o excedente que não tenha sido compensado no ciclo de faturamento corrente para abater o consumo medido em meses subsequentes. Além dos trechos citados, a normativa da ANEEL (2012) estabelece parâmetros de acesso ao sistema de distribuição, outras considerações do sistema de compensação de energia elétrica, da medição, das responsabilidades e outras disposições. Este marco define o início da energia fotovoltaica conectado à rede no Brasil. A função da Resolução Normativa nº 77 de 18 de agosto da ANEEL (2004) é estabelecer os procedimentos vinculados à redução das tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, para empreendimentos hidroelétricos e aqueles com fonte solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada, com potência instalada menor ou igual a kw. Desde 2004, portanto, nota-se a preocupação em relação ao incentivo às fontes renováveis de energia pelas reduções tarifárias. A Resolução 481 de 17 de abril da ANEEL (2012) altera a Resolução normativa nº 77 de 18 de agosto de Através dela estipula-se que: Art. 3º - Para a fonte solar referida no art. 1º fica estipulado o desconto de 80% (oitenta por cento), para os empreendimentos que entrarem em operação comercial até 31 de dezembro de 2017, aplicável nos 10 (dez) primeiros anos de operação da usina, nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição

37 TUST e TUSD, incidindo na produção e no consumo da energia comercializada. 1º O desconto de que trata o caput, será reduzido para 50% (cinquenta por cento) após o décimo ano de operação da usina. 2º Os empreendimentos que entrarem em operação comercial após 31 de dezembro de 2017 farão jus ao desconto de 50% (cinquenta por cento) nas referidas tarifas. 36 Tais incentivos, tanto os descontos nas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e nas Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD), quanto ao sistema de compensação de créditos nos excedentes de produção elétrica, ajudam a tornar mais viáveis a implementação de usinas solares fotovoltaicas. 2.4 VIABILIDADE ECONOMICA E FUTURO DOS SFCR De acordo com Breyer e Gerlach (2012), o seu modelo dinâmico para análise de paridade tarifária de rede dos sistemas fotovoltaicos conectados à rede representa o potencial de difusão de sistemas fotovoltaicos no mundo. O método de estudos leva em conta as taxas de crescimento da indústria fotovoltaica, a curva de aprendizagem dessa tecnologia, as performances dos sistemas, o preço da eletricidade e o acesso a rede de distribuição elétrica. Segundo a pesquisa, no Brasil, a partir de 2010, parte do setor residencial já apontava condições favoráveis à instalação de sistemas, e a partir de 2013 o setor industrial também teria vantagens em sua utilização, levando em conta as boas condições solares e preços de energia elétrica praticados, conforme a Figura 13. Essa pesquisa, entretanto, foi realizada utilizando os preços médios de sistemas fotovoltaicos da Alemanha em 2010, correspondentes a 2.70/Wp ou o equivalente a aproximadamente R$ 7,95 (cotação do euro comercial de 09 de setembro de 2014). A Figura 13 traz o gráfico de irradiação-custo médio de energia dos setores: residencial (laranja) e industrial (azul). O volume do mercado de eletricidade é indicado pelo tamanho do círculo. O custo nivelado de eletricidade para geração FV para sistemas residenciais é marcado pela linha pontilhada e para sistemas comerciais pelas linhas cheias. As cores das linhas representam a curva de aprendizagem normal de 20% para vermelho e 15% para as verde.

38 Figura 13 Análise de paridade de rede para as Américas em 2010 (a), 2013 (b), 2016 (c) e 2020 (d). 37 (a) (b) Fonte: Global overview on grid-parity, 2012.

39 38 (c) (d) Fonte: Global overview on grid-parity, Além desse, outros trabalhos buscando a data de paridade de rede foram feitos por Bazilian et al. (2013), no trabalho intitulado Re-considering the economics of photovoltaic power, no qual custos de instalação de sistemas são comparados com a irradiação incidente, o custo da energia elétrica do setor, curva de aprendizagem e outros custos intrínsecos a instalação do sistema definem no Brasil a paridade de rede entre 2012 e Nestes casos o

40 39 investimento estaria em torno de US$ 3,01/W (R$ 6,86) para 2012 e US$ 2,00/W (R$ 4,56) para 2015, levando-se em conta a cotação do dólar comercial de 09 de setembro de Apesar do contínuo decréscimo dos preços dos sistemas fotovoltaicos no mundo, como demonstrado na Figura 14, e das futuras projeções mundiais, o preço praticado no Brasil é diferente devido às taxas de importação, impostos e outros gastos não computados. Um caso prático como demonstrado por Mitscher e Rüther (2012) denota o custo de um sistema fotovoltaico completo turn key 3 por 3,7/Wp (R$ 10,9 cotação do euro de 09 de setembro de 2014), um valor aproximadamente 73% maior que o apresentado por Breyer e Gerlach (2012), resultando no adiamento da possível data de paridade da rede. De acordo com estudos da EPE (2012) publicados através da nota técnica de Análise da Inserção da Geração Solar na Matriz Elétrica Brasileira, mostra que o custo de investimento em sistemas fotovoltaicos de 4 a 6 kwp estão em aproximadamente 10 R$/Wp (cotação atualizada do dólar de U$ 1,75 para U$ 2,286 em 09/09/2014). Ressaltando que os valores refletem uma situação de mercado amplo, competitivo e com sobre oferta. Figura 14 Evolução do custo de venda de painéis fotovoltaicos e tendência para anos futuros. Fonte: Photovoltaic energy generation in Brazil e Cost analysis using coal-fired power plants as comparison, Ambos os trabalhos citados corroboram em parte com o trabalho desenvolvido por Salamoni e Rüther (2007) que encontraram a paridade da rede para certos Estados do Brasil para A paridade de rede no Brasil seria atingida primeiramente nas regiões onde existe 3 Turn Key é uma expressão em inglês cuja tradução mais utilizada é chave na mão. Advindo do setor imobiliário no qual o cliente recebe a chave da casa pronta para uso. Representa um sistema pronto entrar em funcionamento, ou seja, instalado e pronto para operar.

41 40 uma combinação de sol em abundância e altos preços de energia convencional. As primeiras regiões do Brasil a atingirem paridade de rede seriam os estados de Minas Gerais e Mato Grosso do Sul. Ainda concluem que devido à contínua redução dos custos da tecnologia fotovoltaica, e ao mesmo tempo ao acréscimo nas tarifas convencionais, estima-se que a paridade de rede total no Brasil acontecerá em meados de Um método de obter dados de viabilidade econômica de sistemas é através do custo nivelado de eletricidade (ou Levelized cost of electricity - LCOE), que é o custo total de geração de um sistema específico ao longo de sua vida útil dividido pela sua produção total de eletricidade. Ambos os fluxos, de caixa e de energia têm de ser descontados a seu valor presente para explicar o menor valor de consumo futuro. Normalmente este valor é traduzido em $/kwh, porém não leva em conta a performance econômica ao longo do tempo. Para isso, é utilizado a metodologia de valor presente líquido a uma taxa de juros de interesse prédefinida. De acordo com a metodologia dos custos nivelados e do valor presente líquido, Mitscher e Rüther (2012), a aplicação de sistemas financiados a baixas taxas de juros (em torno de 3,5% ao ano) podem ser economicamente viáveis com tarifas residenciais no presente estágio do desenvolvimento da indústria de energia solar. Se as taxas de juros para tais investimentos forem baixas, e devido também as ótimas condições de irradiação no Brasil, a paridade da rede e a viabilidade econômica de SFCR são concebíveis em pouco tempo em diversas cidades do Brasil para os atuais custos de instalação ( 3,7/Wp). Em relação ao sistema Brasileiro adotado para a viabilização da instalação de sistemas fotovoltaicos conectados à rede, de acordo com as análises de Jannuzzi e Melo (2012), o mecanismo de tarifação por compensação (net metering) adotado parece ser uma opção adequada para o caso brasileiro, especialmente na concessão de áreas com maior incidência de radiação solar. De acordo com suas estimativas, o país poderia chegar a uma capacidade instalada de 703 MWp no ano 2030, que é cerca de 2% da capacidade atual da Alemanha (2013). Para outras áreas com menor irradiação, a utilização de incentivos adicionais seriam necessários para maior difusão da utilização dessa tecnologia, e o mecanismo de feed-in tariff poderia ser o mais adequado.

42 41 O trabalho de Konzen (2014) mostra através do modelo de difusão de Bass 4 a capacidade estimada para residências em 2023 é de 330 MWp, podendo atingir 3,1 GWp num cenário mais favorável a incentivos como o desconto do imposto de renda, isenção fiscal de módulos, sem tributação na compensação e virtual net metering ENERGIA SOLAR O sol é a principal fonte de energia do nosso planeta e a transmite sob forma de radiação. A energia que atinge a Terra é de aproximadamente 1,5x10 18 kwh por ano, e esse total é superior a vezes o consumo anual energético bruto da humanidade. (CRESESB, s.d.). Uma das formas de se obter a energia solar é sob forma energia fototérmica, oriunda da quantidade de energia que um determinado corpo é capaz de absorver, sob forma de calor, a partir da radiação incidente no mesmo. A utilização dessa forma de energia implica em saber captá-la e armazená-la, normalmente através de coletores solares e reservatórios termicamente isolados. Outra maneira de aproveitamento da energia solar é através da conversão da radiação solar em energia elétrica através do efeito fotovoltaico. A célula fotovoltaica é a unidade fundamental do processo de conversão. (CRESESB, 2004) Radiação Solar A radiação solar é uma radiação eletromagnética de natureza ondulatória que se propaga em diversos meios, inclusive no vácuo. Podem ser expressas pela frequência (f) ou pelo comprimento de onda (λ 0 ) que as definem em um espectro de radiação eletromagnético, podendo ser visíveis ou não visíveis. 4 O modelo de difusão de Bass é o mais citado e referenciado na literatura de marketing. Foi concebido por Frank Bass em 1969 e desde então foi tema de incontáveis artigos, extensões, modificações e verificações. O modelo de Bass teve como referência o estudo de Rogers (1962), sendo uma contribuição matemática à teoria da difusão de inovações, capaz de gerar uma suave curva sigmoide da taxa de penetração de mercado ao longo do tempo. 5 Através do sistema conhecido como virtual net metering, é permitido ao consumidor ter parte de seu consumo abatido pela geração fotovoltaica (ou outra fonte) sem necessariamente ter uma instalação no seu domicílio. Ele pode comprar cotas de um sistema com geração em outro local, sendo feita a compensação na sua conta.

43 42 A intensidade da radiação solar fora da atmosfera varia de acordo com o movimento de translação da Terra, e consequentemente da variação da distância em relação ao sol, de 1,47 a 1,52 x 10 8 km. Devido a esse fato a irradiância (E 0 ) varia entre 1,325 a 1,412 kw/m² ao longo do ano, e seu valor médio, designado por constante solar é de 1,367 kw/m², (GREENPRO, 2004). Ao entrar na atmosfera terrestre a radiação solar sofre alterações (intensidade, distribuição espectral e angular) de acordo com o seu percurso devido aos efeitos de absorção e espalhamento. Este efeito acontece devido à espessura da Massa de Ar (AM Air Mass) a que os raios estão submetidos, de acordo com o ângulo de incidência do raio na atmosfera. Quanto maior a massa de ar, maior a perda de energia. A radiação incidente em um corpo pode ser composta por três componentes, a radiação direta, difusa e refletida. A radiação direta é aquela na qual o corpo recebe os raios diretamente da fonte que o emite, na radiação difusa o corpo recebe indiretamente as ondas provenientes da difração de nuvens, poeiras e outros obstáculos, enquanto a radiação refletida é a radiação que reflete ao incidir sobre um objeto. A razão entre a radiação refletida e a incidente em um corpo chama-se albedo. A radiação solar é sempre maior em uma área que se estende perpendicularmente em relação aos raios solares, do que em uma área horizontal das mesmas dimensões. Uma vez que o azimute e a altura solar mudam ao longo do dia e do ano, o ângulo de incidência varia constantemente. (GREENPRO, 2004). Outro conceito importante é o número de horas de sol pleno (HSP). O HSP é a quantidade em horas durante o dia em que o nível de irradiância pode ser considerado como constante e igual a 1000 W/m², de forma que a energia final seja a mesma para aquele período. O valor de horas de sol pleno varia de acordo com a radiação solar incidente no plano analisado, ou seja, é influenciado pela região, época do ano, radiação difusa e outros História da Energia Solar Fotovoltaica Embora o efeito fotovoltaico esteja diretamente relacionado ao efeito fotoelétrico, eles são processos diferentes. No efeito fotoelétrico, os elétrons são ejetados da superfície de um material após exposição à radiação com energia suficiente. O efeito fotovoltaico difere pelos elétrons gerados serem transferidos entre bandas diferentes dentro do próprio material, resultando no desenvolvimento de uma tensão elétrica entre dois eletrodos. Em resumo, o efeito fotovoltaico é a criação de tensão elétrica ou de uma corrente elétrica correspondente num material, após a sua exposição à luz.

44 43 Observado pela primeira vez por Edmond Becquerel em 1839, o efeito fotoelétrico produzia um aumento na condutividade de metais (platina ou prata) mergulhados em um eletrólito assim que expostas à luz. Em 1873, Willoughby Smith descobre a fotocondutividade do Selênio sólido. Posteriormente em 1876, W. G. Adams e R. E. Day utilizaram de um filme de selênio depositado em um substrato de ferro com um segundo filme em ouro (contato frontal) para criar o primeiro dispositivo de produção de eletricidade através do efeito fotovoltaico. (ZILLES et al., 2012) Após diversas tentativas de explicar o efeito fotoelétrico pela academia e de muitas publicações sobre o assunto, aos poucos, foi criada a base científica para que em 1905 Albert Einstein desenvolvesse e publicasse a teoria geral do efeito fotoelétrico. A proposta foi que ao invés de considerar a luz somente como uma onda, ela seria composta de fótons. Nas leis experimentais do efeito fotoelétrico, Einstein viu uma prova evidente de que a luz tem uma estrutura intermitente e é absorvida em porções independentes. A energia de cada uma das porções de emissão, de acordo com a hipótese de Planck, é proporcional à frequência. (GUIMARÃES, 2008) O grande avanço da energia solar fotovoltaica se deu quando o processo de introdução de impurezas em materiais semicondutores foi desenvolvido, posteriormente conhecido como dopagem. Através dele, em 1953, o químico Calvin Fuller produziu uma barra de silício dopado com átomos de Gálio, tornando-o condutor por cargas móveis positivas ( tipo p ). Seu colega de trabalho na Bell Labs, o físico Gerald Pearson, mergulhou essa barra em um banho quente de lítio, criando uma zona com excesso de elétrons livres ( tipo n ). Na zona onde o lítio entra em contato com o silício dopado, acontece a junção p-n que faz surgir um campo elétrico permanente. Quando exposto a luz, o material produz uma corrente elétrica. Somente a partir de 1956 que se iniciou a produção industrial de células fotovoltaicas, seguindo o avanço da microeletrônica. Os impulsionadores para o desenvolvimento dessa tecnologia e crescimento comercial foram inicialmente advindos das empresas do setor de telecomunicações e para sistemas de produção de energia em localidades remotas. Outro grande impulsionador aconteceu durante a guerra fria, pela corrida espacial e em seguida como fonte de energia para satélites e outros sistemas igualmente específicos. Em 1973 a crise do petróleo repercutiu em grandes investimentos em programas de energias alternativas, e a energia solar foi uma das que receberam grandes incentivos, tendo seu custo em $/Wp reduzido. A mudança cultural causada pela crise do petróleo e as crescentes preocupações com o meio ambiente e o aumento da queima de combustíveis fósseis corroboraram para o avanço da tecnologia e redução dos custos dos módulos.

45 44 Pode-se resumir de acordo com a Figura 15 a história da energia fotovoltaica e sua evolução. A partir deste ponto, diversos programas políticos de países desenvolvidos optaram por incentivar a utilização de energia solar fotovoltaica como forma alternativa de energia, devido ela ser mais segura, renovável e de grande potencial. Os pioneiros nesse mercado foram a Alemanha, Japão e Estados Unidos e garantiram a evolução e massificação dessa tecnologia. Figura 15 Representação dos eventos-chave no desenvolvimento das células solares. Fonte: Inserção da Tecnologia Solar no Brasil apud Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos, 2004.

46 Conversão da Energia Solar Fotovoltaica Segundo a teoria da mecânica quântica qualquer tipo de radiação eletromagnética é composta por fótons, que carregam certa quantidade de pacotes de energia. A energia de um fóton depende das características espectrais de sua fonte e varia inversamente com o comprimento de onda da emissão eletromagnética. (ZILLES et al., 2012) Na matéria, a quantidade de energia que os elétrons possuem está relacionada à camada em que se encontra em relação ao núcleo. Na camada de valência, estão os elétrons que conseguem efetuar ligações químicas com elétrons de outros átomos. Sob algumas circunstâncias, alguns desses elétrons podem receber energia suficiente para fazê-los migrar para um maior nível de energia, entrando na banda de condução, consequentemente movendose livremente pelo material e assim, podendo produzir corrente elétrica. A incidência de luz nos semicondutores, liberam elétrons devido à energia de gap (E g ). O processo conhecido como dopagem do semicondutor, é o processo de adição de impurezas químicas (usualmente boro ou fósforo) em um elemento químico semicondutor puro (normalmente germânio ou silício) gerando lacunas ou elétrons. Dopando primeiramente o semicondutor com cargas positivas, utilizando o elemento trivalente boro, cria-se a região tipo p. Ao adicionar material pentavalente fósforo a um semicondutor puro forma-se a região tipo n. Quando juntas, entre as duas regiões criadas, tem-se a junção p-n, que cria um campo elétrico interno responsável pela consolidação da conversão fotovoltaica. Essa região cuja barreira de potencial se opõe à difusão original das cargas é chamada de região de depleção. Nessa situação há equilíbrio elétrico, no qual a corrente originada pelo campo elétrico compensa a corrente associada ao fluxo de elétrons e lacunas. Quando o material é iluminado, acrescenta-se energia ao sistema, e o equilíbrio é quebrado, gerando pares elétron-lacunas. Devido ao campo elétrico, os elétrons são atraídos para a região n enquanto as lacunas para a região p. De acordo com o número de pares cria-se uma diferença de potencial decorrente do acúmulo de portadores de carga de cada lado da junção. Ao conectar terminais metálicos e interligá-los através de condutores metálicos, aparecerá uma corrente elétrica que existirá enquanto incidir radiação solar no semicondutor, gerando energia elétrica, (ZILLES et al., 2012). O processo é exemplificado na Figura 16.

47 Figura 16 a) Junção p-n com detalhe da região de depleção, da difusão e da ação do campo elétrico interno sob elétrons e lacunas e b) Representação do processo de conversão fotovoltaica. 46 a) b) Fonte: Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica, Recurso Solar no Brasil O Atlas Brasileiro de Energia Solar foi desenvolvido dentro do projeto SWERA (Solar and Wind Energy Resource Assessment) e financiado pelo Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente (PNUMA) e co-financiado pelo Fundo Global para o Meio Ambiente (GEF). Tem como foco principal promover o levantamento de uma base de dados confiável e de alta qualidade visando auxiliar no planejamento e desenvolvimento de políticas públicas de incentivo a projetos nacionais de energia solar e eólica além de atrair o capital de investimentos da iniciativa privada para a área de energias renováveis. (PEREIRA et al., 2006) A Figura 17 mostra a média anual do total diário de irradiação solar global no plano horizontal no Brasil. O mapa solarimétrico apresenta como máxima irradiação global 6,5 kwh/m² no norte da Bahia e mínima de 4,25 kw/m² ao litoral de Santa Catarina. Os valores de irradiação solar global incidente em qualquer região do território brasileiro em um ano ( kwh/m²) são superiores aos da maioria dos países da União Europeia, como Alemanha ( kwh/m²), França ( kWh/m²) e Espanha ( kwh/m²). (PEREIRA et al., 2006)

48 Figura 17 Média diária de irradiação solar global no plano horizontal ao longo do ano no Brasil. 47 Fonte: Atlas Brasileiro de Energia Solar, Além dos valores de irradiação global no plano horizontal, o projeto SWERA traz ainda mapas solarimétricos divididos pelos meses das estações do ano e com planos inclinados. A Figura 18 mostra a média anual do total diário de irradiação solar global no plano inclinado no Brasil, no qual a inclinação da placa é a mesma da latitude do local e orientado a norte.

49 Figura 18 Média diária de irradiação solar global no plano inclinado ao longo do ano no Brasil. 48 Fonte: Atlas Brasileiro de Energia Solar, SISTEMAS FOTOVOLTAICOS De acordo com o Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos, CRESESB (2004) existem três tipos de sistemas fotovoltaicos, são eles: sistemas isolados ou autônomos, sistemas híbridos e os sistemas conectados à rede. A utilização de cada uma dessas opções dependerá da aplicação e/ou da disponibilidade de recursos energéticos. Cada um deles poderá ser de complexidade variável dependendo da aplicação e das restrições específicas de

50 cada projeto. A principal diferença entre eles é a necessidade ou não de sistemas complementares, seja de acumulação de carga, de controle ou de geração complementar Sistemas isolados ou autônomos Os sistemas isolados ou autônomos foram os primeiros sistemas a operarem comercialmente, são utilizados principalmente em locais onde não há fornecimento de energia através da rede pública ou em locais e aplicações nas quais não existem razões técnicas ou econômicas para criá-la. Esses sistemas são normalmente mais caros em razão dos acumuladores de energia, que possuem alto custo de investimento e manutenção. (GREENPRO, 2004). Os sistemas isolados podem ainda ser divididos em sistemas com armazenamento e sem armazenamento. Para os sistemas com armazenamento em baterias, usa-se o controlador de carga, dispositivo responsável pelo controle de carga e descarga das baterias, prolongando a vida útil e aumentando a confiabilidade do sistema. Sistemas que não possuem necessidade de armazenamento são aqueles em que as cargas consomem toda a energia produzida pelos painéis, por exemplo, sistemas de irrigação e bombeamento. (CRESESB, 2006) Além disso, os sistemas podem ainda possuir cargas em corrente contínua (CC) ou em corrente alternada (CA), sendo necessária para o segundo caso, a utilização de inversores de frequência. A Figura 19 elucida as opções de ligação de sistemas em função das cargas. Figura 19 Diagrama de sistemas fotovoltaicos autônomos em função da carga utilizada. Fonte: Energia Solar Princípios e Aplicações, 2006.

51 Sistemas Híbridos Os sistemas híbridos, exemplificados pela Figura 20, consistem na combinação de várias fontes de geração de energia como, por exemplo: geração diesel, painéis solares, gás, geradores eólicos entre outros. Assim, na ausência de geração de um dos sistemas, o outro assegura a carga das baterias e a demanda do consumidor. É normalmente utilizado em sistemas de média e grande potência, para maior número de usuários, e para os quais há necessidade de maior garantia de fornecimento. A utilização de diversas formas de geração gera necessidade de um maior controle de potência e de otimização do uso das energias tornando os sistemas mais complexos e especiais, devendo ser projetados e analisados caso a caso. (CRESESB, 2006) Figura 20 Exemplo de sistema híbrido. Fonte: Energia Solar Princípios e Aplicações, Sistemas conectados à rede São sistemas que utilizam da rede elétrica de distribuição como fonte de armazenamento de carga. O sistema, ao injetar toda a geração na rede, acarreta a redução de geração de energia por usinas de grande porte, aumentando os níveis dos reservatórios das hidroelétricas e reduzindo a queima de combustíveis fósseis. Representa assim, uma fonte complementar ao sistema elétrico ao qual está conectado, caracterizado na Figura 21.

52 51 De acordo com o GREENPRO (2004), o sistema fotovoltaico conectado à rede (SFCR) é composto, normalmente, pelos seguintes componentes: gerador fotovoltaico, caixa de junção, cabos CC-CA, inversor de frequência, mecanismos de proteção e aparelhos para medições. O inversor deve satisfazer a exigências de qualidade e segurança para que não afete a rede de distribuição. Figura 21 Sistema conectado à rede. Fonte: Energia Solar Princípios e Aplicações, Sistema de conexão à rede De acordo com a atual legislação brasileira, citada no tópico do Contexto da Energia Solar no Brasil, o tipo de conexão à rede definido para sistemas de geração distribuída é por compensação (net metering). Existem outros tipos de incentivos como por exemplo a tarifação por preços (feed-in tariff) que normalmente possui uma tarifa prêmio para a geração com valor acima da energia consumida da concessionária como forma de incentivo a utilização de fontes renováveis. No caso de medição dupla (Figura 22), os medidores operam cada um em um sentido, registrando separadamente a compra e a venda de energia, dessa forma, valores diferentes podem ser atribuídos a cada uma das parcelas, incentivando a geração distribuída. Entretanto, só é vendido o excedente de produção de energia que não é consumido pela carga. Um medidor específico para medição da geração é opcional. A opção da medição única (Figura 23) depende da concessionária remunerar a energia produzida pelo gerador no mesmo preço que o consumidor compra da concessionária. Um único medidor registra a entrada ou saída de energia, apresentando o balanço final entre

53 energia consumida e entregue à rede. Este é o caso do Brasil, também chamado sistema por compensação. Um medidor especifico para medição da geração é opcional. 52 Figura 22 Esquema de ligação de sistemas com medição dupla. Fonte: Adaptado de Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos, Figura 23 Medição única do balanço de energia. Fonte: Adaptado de Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos, Quando o gerador FV estiver conectado diretamente à rede elétrica (Figura 24), como acontece na Espanha por exemplo, podem-se obter medições separadas. Neste caso, toda a energia gerada é vendida, podendo premiar ainda mais o consumidor que participa do sistema de preços diferenciados. O medidor A mede toda a geração enquanto o medidor B mede os pequenos consumos dos equipamentos que constituem o SFCR para descontá-los da energia gerada. Existe ainda a opção na qual toda energia produzida é beneficiada com incentivos independentemente do ponto de conexão. Vê-se pela Figura 25 que a utilização dessa configuração, além da redução das perdas, pode permitir a redução do consumo pelo sistema net metering, possibilitando que o proprietário administre seu consumo.

54 53 Figura 24 Medições simultâneas de energia. Fonte: Adaptado de Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos, Figura 25 Medições simultâneas de energia. Fonte: Adaptado de Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos, TECNOLOGIAS DISPONÍVEIS Tipos de Células Por meio do efeito fotovoltaico a energia contida na radiação proveniente do sol pode ser diretamente convertida em energia elétrica. Para realizar essa transformação são utilizadas as células fotovoltaicas, dispositivos que funcionam de acordo com o princípio explicado no tópico de Conversão da Energia Solar Fotovoltaica. As células fotovoltaicas são feitas de materiais semicondutores e a maioria delas utiliza o silício como material base, isso se deu principalmente pela sua abundância e pelo avanço da microeletrônica, consequentemente o avanço conjunto de toda a tecnologia envolvendo o silício (Figura 26). As células podem ser encontradas ainda na forma de silício monocristalino (c-si) ou multicristalino (multi c-si ou também chamado policristalino, p-si) e silício amorfo (a-si). Existem também as células de Telureto de Cádmio (CdTe), Disseleneto de Cobre-Índio (CIS), Arsenieto de Gálio (GaAs), outras tecnologias de fitas e filmes finos e

55 outros casos ainda em estudo, como o caso de células de material orgânico (OPV), translúcidas e de material plástico. 54 Figura 26 Participação das diferentes tecnologias no mercado mundial de módulos fotovoltaicos. Fonte: Hering G. (2011) apud Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica, O silício cristalino (c-si) é a mais tradicional e mais comercializada das tecnologias fotovoltaicas, porém passa por um complexo processo de fabricação. As células de silício policristalino (Figura 27b) acabam por ser mais baratas que as de silício monocristalino (Figura 27a) porque o processo de fabricação dessas é menos rigoroso. Ainda assim, em comparação com outras tecnologias são as células com as maiores espessuras (aproximadamente 300 µm) e por isso mais caras. As células de a-si (Figura 27c), CIS ((Figura 27d) e CdTe (Figura 27e) compõem as principais tecnologias de filmes finos. Nessas, são aplicadas finas camadas de material semicondutor (1-6 µm) com o intuito de reduzir custos de materiais e ainda obter células confiáveis e de baixo preço. Esse tipo de tecnologia tem sido alavancada principalmente devido ao seu baixo custo e flexibilidade de instalação, não estando restringidas aos formatos e tamanhos de pastilhas. Como vantagens possui menor sensibilidade a efeitos de sombreamento, melhor aproveitamento para baixos níveis de radiação e para radiação difusa, e coeficiente de temperatura mais favorável. Por outro lado, as células de CdTe se utilizam de

56 55 produtos contaminantes e tóxicos, são susceptíveis à deterioração por indução da luz e podem apresentar problemas em ambientes quentes e úmidos. As células solares orgânicas ((Figura 27f) têm como característica a substituição de silício cristalino (material inorgânico) por materiais à base de carbono (orgânicos). São promissoras, podendo se tornar mais baratas que as tecnologias comerciais atuais além de poderem ser transparentes, flexíveis e com grande facilidade de produção em massa. Seu processo de fabricação é semelhante à impressão jato de tinta. Estão ainda em fase de estudo e desenvolvimento. A eficiência de cada célula varia de acordo com seus materiais e processos construtivos. Pode se observar na comparação de eficiência de conversão entre os principais tipos de células na Figura 28. Figura 27 Células FV de (a) silício monocristalino, (b) silício policristalino, (c) silício amorfo, (d) CIS/CIGS, (e) CdTe, (f) orgânica. (a) (b) (c) (d) (e) (f) Fonte: (a) e (b) - Energia Solar Princípios e Aplicações, 2006; (c) 6 Página da internet; (d) 7 e (e) 4 BlueSol, 2012; e (f) 8 PV-Tech, Disponível em: Acesso em 01 de jul. de BLUESOL, Energia Solar: Como Funciona? Tipos de Células Fotovoltaicas, Disponível em: < Acesso em 01 de jul. de PV-TECH, Konarka and Webasto partner on organic solar cells for auto roof systems, Acesso em 01 de jul. de Disponível em: <

57 Figura 28 Gráfico de eficiência das células fotovoltaicas. 56 Fonte: NREL, 2013.

58 57 Existem ainda os sistemas fotovoltaicos com concentradores (concentrated photovoltaic - CPV), esses utilizam sistemas ópticos específicos para coletar a radiação solar, concentrá-la e focalizála sobre a superfície das células fotovoltaicas. Na tentativa de diminuir o custo de geração, são utilizados elementos ópticos de baixo valor e uma menor área de células, aumentando a eficiência da célula e permitindo maior conversão de energia. De acordo com Green et al. (2013) as eficiências de sistemas com concentradores em 2012 apresentaram valores bastante superiores aos sistemas comuns, iniciando em aproximadamente 20% e atingindo até aproximadamente 45%, dependendo do tipo de sistema utilizado. De acordo com o Renewable 2012 Global Status Report o mercado de sistemas fotovoltaicos com concentradores (SFVC) é ainda pequeno comparado ao mercado de sistemas sem concentradores, porém o interesse nessa tecnologia é crescente devido aos altos níveis de eficiência em locais com alto índice de insolação e baixa umidade. A maioria dos projetos de sistemas fotovoltaicos com concentradores estão ainda em fase de protótipo ou piloto. Viana et al. (2011) defende, baseado em estudos obtidos através de níveis diretos de radiação acessados via satélite, que sistemas com concentradores poderão vir a ser competitivos com sistemas sem concentradores em uma porção considerável de aproximadamente 25% do território brasileiro Inversores de frequência para sistemas conectados à rede O inversor (Figura 29), ou conversor estático CC-CA, é o componente responsável pela conversão da corrente contínua (CC) em corrente alternada (CA) e ajuste do sinal elétrico para a frequência e nível de tensão da carga ou da rede ao qual está ligado. Os conversores estáticos CC-CA utilizam de componentes eletrônicos de potência, feitos de materiais semicondutores, para chavear o fluxo de corrente, produzindo correntes alternadas de acordo com frequências e tensões pré-estabelecidas. A seleção de um inversor de qualidade é essencial para assegurar o bom desempenho, produtividade e segurança de um SFCR. No dimensionamento deve-se levar em conta características como níveis de tensão e corrente, eficiência de conversão, flexibilidade de instalação, durabilidade e segurança. (ZILLES, et al., 2012)

59 58 Figura 29 Exemplos de inversores de frequência para SFCR. Fonte: Respectivamente nas páginas da internet dos fabricantes Sma 9, Inversores Brasil 10, Santerno 11. O inversor conectado à rede tem ainda por função efetuar o seguimento do ponto de máxima potência (SPMP ou do inglês Maximum Power Point Tracking MPPT) do gerador fotovoltaico, para que na entrada do inversor esteja sempre disponível a potência máxima que o gerador pode fornecer num dado instante. Este dispositivo seguidor vem integrado ao equipamento. Os inversores são classificados ainda segundo sua aplicação, para sistemas autônomos ou para sistemas conectados à rede, sendo o segundo o foco deste trabalho. Os inversores conectados à rede fazem a ligação direta entre o gerador fotovoltaico e a rede de baixa tensão, injetando toda a energia gerada na instalação elétrica da edificação ou diretamente na rede de distribuição. Podem ser monofásicos ou trifásicos de acordo com a potência dos sistema instalado. Podem ser subdivididos também quanto seu princípio de funcionamento, podendo ser comutados pela rede ou auto-controlados. Além disso, algumas configurações de inversores podem ser definidas: inversor central, inversor de fileira ou de várias fileiras e inversor com módulo integrado. Para instalações FV com potência elevada, convém utilizar-se de múltiplos inversores trabalhando em conjunto como unidades mestre-escravo. Existem dois principais tipos de inversores conectados à rede: a) Inversor Comutado pela Rede: São normalmente constituídos por pontes comutadas de tiristores em que um par de tiristores recebe um impulso alternado e sincronizado com a 9 Disponível em: < Acesso em 01 de jul. de Disponível em: < Acesso em 01 de jul. de Disponível em: < em 01 de jul. de 2013.

60 59 frequência da rede ao qual estão ligados. Necessitam da intervenção da tensão da rede para bloquear e comutar os tiristores, produzindo uma onda alternada. Este tipo de inversor produz o aparecimento intenso de componentes harmônicos, fazendo-se necessário o uso de filtros. b) Inversor Auto-Controlado: Os inversores auto-controlados também são constituídos por pontes, através de componentes semicondutores MOSFET, TJB, IGBT e GTO. Comutam em elevadas frequências devido à modulação por largura de pulso (MLP ou do inglês Pulse Width Modulation - PWM). Possuem baixos níveis de distorções harmônicas, principalmente em configurações trifásicas, porém traz perturbações eletromagnéticas. Nos inversores autocontrolados conectados à rede, os disparos dos comutadores devem estar de acordo com a frequência da rede. Existem três principais configurações possíveis dos inversores conectados à rede: a) Inversor Central: O inversor central é único e aquele ao qual todos os módulos estão ligados. Proporcionam alta eficiência e baixo custo, porém, os módulos devem possuir as mesmas características técnicas construtivas e de sombreamento. A confiabilidade da instalação se limita a um único inversor. b) Inversor por Fileiras: Os inversores por fileiras de módulos são aplicados para sistemas de grandes potências e combinam os conceitos de inversor central em diversas fileiras. Cada linha de painéis é ligada a um inversor, permitindo cabos em corrente contínua mais curtos, além do funcionamento da fileira no próprio ponto de máxima potência (PMP). Normalmente aplicado a sistemas entre 3 a 10 kw. c) Inversor Integrado: Nas instalações onde cada módulo FV possui seu próprio inversor os cabos de ligação em corrente contínua são ainda menores, e pode-se trabalhar com tensões alternadas mais elevadas, reduzindo também as bitolas dos condutores de corrente alternada. Entretanto, o desempenho é menor que os inversores por fileiras e o custo da instalação é maior. Utilizado normalmente em sistemas de baixa potência, entre 50 a 400 W. 2.8 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS

61 Célula fotovoltaica Uma célula fotovoltaica tem comportamento equivalente a um diodo de junção p-n e seu modelo pode ser representado por uma fonte de corrente. Podem ser definidos os circuitos equivalentes ideal e real de uma célula solar que diferem pela inserção, no segundo modelo, de uma resistência série e outra em paralelo representando as perdas internas. A resistência série leva em conta as perdas ôhmicas do material (perdas por efeito Joule), das metalizações e do contato metal-semicondutor, enquanto a resistência em paralelo representa as correntes parasitas entre as partes superior e inferior e bordas da célula, e do interior do material por irregularidades ou impurezas. (ZILLES, et al., 2012) Figura 30 Circuito equivalente real de uma célula fotovoltaica. Fonte: Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica, De acordo com ZILLES et al. (2012) a célula também pode ser modelada através de uma equação dada por: I = I L I 0 [exp ( ev D mkt C ) 1] V + IR S R P (1) I I L I 0 V D T C m k Sendo: Corrente na carga; Corrente fotogerada; Corrente reversa de saturação; Tensão aplicada aos terminais do diodo; Temperatura equivalente de operação da célula fotovoltaica; Fator de idealidade do diodo (entre 1 e 2 para o silício monocristalino); Constante de Boltzmann;

62 61 V R S R P Tensão nos terminais da carga; Resistência série do circuito equivalente real; Resistência paralela do circuito equivalente real; Cada célula FV possui uma curva característica de corrente versus tensão (I-V), determinada por condições padrão de teste (ou STC 12 Standard Test Condition) na qual é importante destacar as seguintes propriedades elétricas: a) Tensão de circuito aberto (Voc): tensão formada entre os terminais do diodo do circuito equivalente da Figura 30, ou seja, quando não há carga conectada. Corrente e potência na carga são iguais a zero. b) Corrente de curto-circuito (Isc): fluxo de elétrons quando os terminais da célula estão curto-circuitados. Tensão e potência na carga são iguais a zero. c) Ponto de máxima potência (PMP): ponto da curva (Im, Vm) onde ocorre a maior transferência de potência da célula para a carga. A tensão é Vmp (tensão de máxima potência), a corrente é Imp (corrente de máxima potência) e a potência é Pmp (potência máxima). A Figura 31 mostra uma curva genérica I-V e uma curva de potência P-V (multiplicação ponto a ponto dos valores de tensão e corrente da curva I-V) para o mesmo nível de irradiação. A curva também serve para um conjunto de células (módulo), ligadas em série ou paralelo, que alteram os níveis de tensão ou corrente, respectivamente. 12 Para poder comparar os rendimentos de diferentes módulos, recorre-se às mesmas condições de teste. Irradiância 1000W/m²; Temperatura 25 Graus Celsius e AM 1,5 (AM=Air Mass; esta indicação quantifica a espessura da camada de ar. No equador a massa de ar é de AM=1 e na Europa cerca de 1,5). A sensibilidade das células solares altera-se segundo a composição da luz espectral.

63 62 Figura 31 Curva I-V e curva de potência P-V de uma célula ou módulo fotovoltaico. Fonte: Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede, Um conceito importante é o fator de forma (FF do inglês fill fator), também conhecido como fator de preenchimento, que determina a máxima potência do módulo FV. O fator de forma define a qualidade da célula solar fazendo a comparação entre a potência máxima, calculada pela corrente de máxima potência e tensão de máxima potência, relacionada com a potência calculada pela corrente de curto-circuito e a tensão de circuito aberto, tal como na Equação 2. Sendo: FF I mp I sc V mp V oc Fator de forma; Corrente de máxima potência; Corrente de curto circuito; Tensão de máxima potência; Tensão de circuito aberto; FF = I mp V mp I sc V oc (2) De acordo com Zilles et al. (2012) o FF depende muito das características de construção da célula (tipo de semicondutor, dopagem, conexão etc.) e que valores típicos

64 63 estão de 0,6 a 0,85 para células monocristalinas e de 0,5 a 0,7 para células de silício amorfo. Na Figura 31 o fator de forma seria a relação das áreas A e (A + B), enquanto o fator ideal seria aquele com a soma das áreas A e B. As perdas no processo de conversão sofrem influência do método construtivo do painel, do tipo de célula fotovoltaica e sua respectiva sensibilidade espectral e de fatores ambientais como a intensidade da irradiância e temperatura ambiente. Desse modo a eficiência do gerador FV pode ser dada pela máxima potência elétrica gerada em relação à potência incidente. A Equação 3 define a eficiência instantânea, enquanto a Equação 4 demonstra a eficiência média do painel. Sendo: η G A G G S Rendimento do gerador; Área de coletor em m²; η G = P Gerada P Incidente = FF V OC I SC A G G S (3) η G = E Gerada = T2 P Gerada dt E Incidente Irradiação incidente por unidade de superfície W/m²; T1E Incidente (4) Fatores que influenciam na geração São dois os principais fatores externos que influenciam na geração de energia fotovoltaica, alterando o desempenho dos módulos, a intensidade luminosa e a temperatura das células. A intensidade luminosa altera linearmente o valor de corrente nos módulos conforme a Figura 32 e por isso quando os módulos são fixos, deve-se instalá-lo na inclinação e direção que recebe maior quantidade de radiação solar de acordo com a região. Os sistemas com seguidor solar, por movimentar as placas de acordo com o movimento aparente do sol e receber maior intensidade luminosa por maior tempo durante o dia, se tornam mais eficientes que os sistemas fixos. A alta incidência de radiação solar implica em um aumento na temperatura das células nos módulos. De acordo com a Figura 33 o aumento da temperatura das células tende a

65 reduzir a tensão do módulo e aumentar a corrente elétrica. Como o aumento da corrente é menos significativo que a variação da tensão a potência final gerada é menor. 64 Figura 32 Efeito causado pela variação da intensidade luminosa para um módulo fotovoltaico com temperatura constante, curva característica I-V. Fonte: Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos, Figura 33 Efeito causado pela variação da temperatura na célula sob luminosidade constante, curva I-V. Fonte: Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos, 2004.

66 Eficiência do Inversor De acordo com Almeida (2012) a eficiência de conversão de um inversor CC/CA (η I ) pode ser definida em termos de potência ou energia. De ambas as formas, o rendimento é definido como a razão entre potência, ou energia, em corrente alternada na saída do inversor (P CA ou E CA. ) e a potência, ou energia, em corrente contínua na entrada do inversor (P CC ou E CC. ), de acordo com as próximas equações. η I = P CA P CC (5) η I = E CA E CC. (6) A eficiência instantânea do inversor é função do carregamento e pode ser caracterizada por uma curva de eficiência versus carregamento como o exemplo da Figura 34. Figura 34 Curva de eficiência - carregamento de um inversor genérico. Fonte: Qualificação de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede, Fator de Dimensionamento De acordo com Zilles et. al. (2012) o fator de dimensionamento do inversor (FDI) representa a razão entre a potência nominal do inversor (P inv ) e a potência nominal do gerador fotovoltaico (P FV ). Indica a capacidade de pico do gerador frente à capacidade do inversor.

67 66 FDI = P inv P FV (7) Macêdo (2006) analisa em sua tese que as potências dos geradores fotovoltaicos para conexão a rede em diversas localidades podem ser sobredimensionados. Para FDI 0,6 não se afeta significativamente a produtividade do sistema. Além disso, completa que sobredimensionar o inversor é um artifício interessante para a redução do custo da energia produzida e melhora o desempenho dos SFCR sempre que esse artifício for usado com bom senso. Nota-se que a faixa ótima para FDI se situa entre 0,7 e 1 para a maioria dos inversores analisados. 2.9 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA INTEGRADA ÀS EDIFICAÇÕES A solução de geração distribuída como uma forma de minimizar investimentos, diminuir perdas e aliviar linhas de transmissão e distribuição recai na utilização de fontes nos grandes centros urbanos e principalmente nas gerações fotovoltaicas integradas à edificação (building integrated photovoltaic BIPV) e gerações fotovoltaicas aplicadas à edificação (building applied photovoltaics BAPV). Enquanto geradores BIPV são considerados parte do envelope, substituindo elementos da construção, os geradores BAPV são sistemas tipicamente utilizados em retrofits, com utilização de acessórios metálicos para suporte que se sobrepõem a um telhado existente, por exemplo. Em ambos os casos, porém, o envelope provê a área necessária para geração fotovoltaica. (SANTOS E RÜTHER, 2012) Em busca de construções mais sustentáveis os programas de certificação ambiental de edificações tem tido grande avanço no mercado mundial. A procura do uso racional de água, energia e materiais, qualidade da construção, maior controle construtivo, além de diversos outros exemplos de preocupação com o meio ambiente tornam esses programas essenciais para o desenvolvimento de um futuro mais limpo e sustentável. Existem hoje diversos programas de certificação de edificações espalhados pelo mundo como exemplos pode-se citar o BRE's Environmental Assessment Method - BREEAM (Reino Unido), Green Star (Austrália), Leadership in Energy and Environmental Design - LEED (E.U.A., Canadá, México e Índia), Green Building Rating System - GBRS (Coréia), Haute Qualité Environnementale HQE (França) e o Assessment System for Building Environmental Efficiency CASBEE (Japão). Dentre eles, o mais conhecido é o LEED, sendo o selo de maior reconhecimento internacional e o mais utilizado no mundo todo,

68 67 inclusive no Brasil. Paralelamente aos selos internacionais o Brasil desenvolveu seu próprio sistema de certificação de edificações conhecido como Regulamento Técnico da Qualidade do Nível de Eficiência Energética de Edifícios (RTQ), e além desse, o Alta Qualidade Ambiental (AQUA), baseado na certificação francesa. Todos os programas de certificação especificam diretrizes com créditos e pontuações para edificações que utilizam de fontes renováveis de energia, incluindo a energia solar fotovoltaica conectada à rede integrada ou aplicada às edificações. Normalmente, a utilização de uma porcentagem de energia renovável em relação ao consumo total da edificação confere pontos e bonificações no processo que ao se somar com outras medidas de eficiência, conforto e qualidade comprovam a sustentabilidade da edificação. Dessa forma, o incentivo ao seu uso vai além do fator econômico. Existe ainda no Brasil o Selo Solar, lançado em 24 de abril de 2012 pelo Instituto para o Desenvolvimento de Energias Alternativas para a América Latina (Ideal) em parceria com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, elaborado para que as empresas que hoje já apostam na energia renovável possam ser reconhecidas pelos consumidores. Com isso, espera incentivar que novos projetos sejam colocados em prática no país. O Selo Solar é concedido às instituições, proprietários de edificações ou pequenos empresários que tenham ao menos 50% do consumo de eletricidade proveniente de fonte solar. Figura 35 Selo Solar. Fonte: Página do Selo Solar na internet Segundo Braun e Rüther (2010), além das vantagens de se utilizar as fontes renováveis de energia, as concessionárias também podem obter seus benefícios como ter suas linhas de distribuição aliviadas, ter atrasos e/ou diminuições de pico de demanda (quando o uso da carga coincide com a geração solar) e diminuição nas perdas de transmissão e distribuição. Ainda complementam que reduções de demanda contratada podem ser vantajosas às grandes edificações comerciais, podendo representar até 15% adicionais na redução dos custos. 13 Disponível em: < Acesso em: 01 de jul

69 ANÁLISE DE INVESTIMENTO As análises de viabilidade econômica de projetos é uma etapa fundamental para qualquer segmento de mercado. Toda pessoa, empresa ou organização pode avaliar a lucratividade do investimento, a melhor maneira de se fazê-lo, tempo de retorno e outros fatores que colaboram para a concretização ou abandono do investimento. Assim diminuemse os riscos ao se analisar diversos cenários futuros que podem influenciar o sucesso do investimento. Este trabalho refere-se a análises e perspectivas de investimento de capital. Seguem os principais conceitos e métodos a serem utilizados: Custo nivelado de eletricidade De acordo com Mitscher e Rüther (2012) o custo nivelado de eletricidade (LCOE Levelized cost of electricity) se equipara ao custo da energia elétrica para o qual o valor presente da receita líquida produzida com a planta é nula e é calculado de acordo com a Equação 8: LCOE (8) No qual: δ t ρ t G in t θ t n i β Débito anual da instalação; Pagamento anual de interesse; Geração do sistema no primeiro ano; Tempo em anos; Gasto anual com operação e manutenção; Tempo de vida útil do sistema; Taxa de juros; Taxa de perda de eficiência do sistema por ano A Taxa Interna de Retorno (TIR) A TIR (Taxa Interna de Retorno) é a taxa de desconto que iguala o valor atual líquido dos fluxos de caixa de um projeto a zero. Em outras palavras, a taxa que com o valor atual das

70 69 entradas seja igual ao valor atual das saídas. Com ela procura-se determinar uma única taxa de retorno, dependente, exclusivamente, dos fluxos de caixa do investimento, que sintetize os méritos de um projeto (ROSS et al., 1998). Como critério único de decisão opta-se: Caso a TIR for maior ou igual ao custo de capital, se aceita o projeto, caso contrário, rejeita-se A Taxa Mínima De Atratividade (TMA) A taxa mínima de atratividade é a taxa correspondente à melhor remuneração que poderia ser obtida com o emprego do capital em um investimento alternativo. Em outras palavras, a TMA é uma taxa de juros que representa o mínimo que um investidor se propõe a ganhar, quando faz um investimento, ou o máximo que um tomador de dinheiro se propõe a pagar, quando faz um financiamento. Esta taxa é formada a partir de três componentes básicos. O Custo de Oportunidade, que é a remuneração obtida em alternativas que não as analisadas (caderneta de poupança, fundo de investimento, entre outros); o Risco do Negócio, que representa o ganho que se deve ter para remunerar uma nova ação (quanto maior o risco, maior a remuneração esperada); e a Liquidez, que representa a capacidade ou velocidade em que se pode sair de uma posição no mercado para assumir outra posição (LAPPONI, 2000). A TMA é considerada pessoal e intransferível. A propensão ao risco varia de pessoa para pessoa, ou ainda, a TMA pode variar durante o tempo. Assim, não existe algoritmo ou fórmula matemática para calcular a TMA Aumento da Tarifa de Energia Elétrica e Índices Bases Todo o cálculo de viabilidade se baseia em alguns fatores para determinação de taxas de juros e reajustes a serem utilizados. No caso do sistema solar existem alguns principais fatores que podem ser considerados para cálculos. Um importante fator é o preço da tarifa de energia, que através da definição do aumento dessa variável, pode-se estimar futuramente qual será o preço da mesma. Outros fatores relevantes são a inflação média, as taxas de juros impostas pelas poupanças e taxa Selic. Com relação ao aumento da tarifa de energia no Brasil, esse é um valor de difícil determinação. As variações tarifárias anuais são bastante elevadas, tanto em aumento quanto em descontos. A Tabela 1 mostra as variações ao longo dos últimos anos.

71 70 Pode-se perceber um reajuste tarifário acentuado em 2013 que diminuiu em muito o custo da energia para o setor. Estudos como o de Salamoni e Rüther (2007) estimaram aumentos tarifários nominais de 4 a 12 % ao ano para a região sudeste do Brasil. Tabela 1 Preço da tarifa de energia e seus reajustes para classe de consumo residencial B1. Ano Tarifa Índice de Reajuste em Relação ao Período Anterior (%) Período de Vigência da Tarifa (Meses) Aumento em relação a 2004 (%) , , ,76 3 1,76% , ,58 2-1,89% , ,82 7-4,65% , , ,03% , , ,01% , , ,10% , , ,17% , , ,61% , , ,69% , , ,95% , ,29 2,5 0,84% , ,28 9,5 1,12% , ,16-12,40% Fonte: Adaptado de dados disponíveis em < Acesso em 02 de junho de Produzido pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) desde 1979, o Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (INPCA), também conhecido como IPCA, é o indicador oficial do Governo Federal para aferição das metas inflacionárias. O aumento da inflação, ao contrário do preço da energia se apresenta mais constante e possui um aumento considerável a cada ano, como se pode ver pela Tabela 2. De acordo com o art. 12 da Lei nº 8.177, de 1º de março de 1991, com a redação dada pela Medida Provisória nº 567, de 3 de maio de 2012, e art. 7º da Lei nº 8.660, de 28 de maio de 1993 a remuneração dos depósitos de poupança é composta de duas parcelas: I - a remuneração básica, dada pela Taxa Referencial - TR, e II - a remuneração adicional, correspondente a: a) 0,5% ao mês, enquanto a meta da taxa Selic ao ano for superior a 8,5%; ou

72 71 b) 70% da meta da taxa Selic ao ano, mensalizada, vigente na data de início do período de rendimento, enquanto a meta da taxa Selic ao ano for igual ou inferior a 8,5%. A Tabela 3 resume os índices anuais da caderneta de poupança nos últimos 10 anos. Tabela 2 Índice de inflação anual acumulado (IPCA). Ano IPCA Acumulado ,60% ,69% ,14% ,45% ,90% ,31% ,90% ,50% ,83% ,91% Média 5,52% Fonte: Disponível em < Acesso em 02 de junho de Tabela 3 Índices anuais da caderneta de poupança dos últimos 10 anos. Ano Índices Anuais da Caderneta de Poupança , , , , , , , , , ,3181 Média 7,5477 Fonte: Disponível em < >. Acesso em 02 de junho de 2014.

73 72 3. MATERIAIS E MÉTODOS Após a caracterização e detalhamento dos temas relevantes para a pesquisa na revisão bibliográfica, a primeira etapa na definição dos materiais e métodos é a de descrever a região onde será implantado o sistema fotovoltaico. Essa etapa do trabalho explicita o macroclima e o microclima do Estado, além de detalhes da cidade de Cuiabá que são relevantes aos cálculos de projeto e ou considerações ao longo do trabalho. Como esse trabalho visa à implementação de um gerador fotovoltaico interligado à rede elétrica a partir de um sistema fotovoltaico autônomo pré-existente no edifício da UFMT campus Cuiabá, a segunda etapa desse capítulo compõe a caracterização da edificação, da readequação e do projeto do SFCR. Com o objetivo de coletar informações para realizar comparações e análises, utilizouse de medidores para medição e registro de energia gerada e injetada na instalação elétrica, demanda, qualidade de energia, medidores de temperatura e irradiação, que registrarão ao longo de um dado período os dados para estudo. Nessa etapa procura-se detalhar como foram instalados os medidores, quais períodos foram feitas as medições e de que forma os dados foram analisados. A próxima etapa de trabalho define os programas computacionais utilizados, suas características básicas, bem como os principais dados de entrada necessários para estudo e os resultados esperados mais relevantes para a comparação de dados referentes ao sistema solar fotovoltaico. Todas as informações, planilhas, gráficos e tabelas obtidas ao longo da pesquisa serão resumidas de forma a obter a relação custo-benefício do sistema fotovoltaico através de cálculos de viabilidade econômica, como forma de prever a real expansão do setor e a possibilidade de implantação do sistema de forma comercial. 3.1 DADOS CLIMÁTICOS O município de Cuiabá encontra-se na parte centro-sul do estado de Mato Grosso, localizado na região centro-oeste do Brasil. Situa-se entre os paralelos e de latitude sul e entre os meridianos de e a oeste de Greenwich, estando contido na Zona Intertropical, próxima ao Equador. O município encontra-se a uma altitude média de 165 metros acima do nível do mar, variando em sua área urbana de 146 a 250 metros. Situa-se na província geomorfológica

74 denominada Depressão Cuiabana que consiste numa peneplanície de erosão (Figura 36), onde predominam relevos de baixas amplitudes (CUIABÁ, 2004). 73 Figura 36 Mapa físico de Mato Grosso. Fonte: MORENO et al., 2005 apud APOLONIO De acordo com a classificação do clima brasileiro utilizada pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), Cuiabá caracteriza-se pelo clima quente e semiúmido do cerrado, com altos índices de umidade no verão, acompanhado por uma pequena diferença de temperatura entre o dia e a noite, enquanto no inverno, seco, a amplitude das temperaturas diárias é bastante significativa. A Tabela 4 apresenta dados climáticos de Cuiabá de 1989 a 2002 enquanto que a Figura 37 apresenta um gráfico com as médias mensais das temperaturas máximas e mínimas registradas em Cuiabá durante o período de 1961 a Os valores de temperatura média mensal para o mesmo período encontram-se na Figura 38.

75 74 Tabela 4 Dados climáticos de Cuiabá, 1989 a Fonte: Ministério da Agricultura, 9º Distrito de Meteorologia apud CUIABÁ, Figura 37 Gráfico com as médias das temperaturas Máximas e Mínimas em Cuiabá no período de 1961 a Fonte: INMET (2003) Figura 38 Temperatura média mensal em Cuiabá no período de 1961 a Fonte: INMET (2003)

76 75 De acordo com Villa (2012), a Figura 39 mostra as curvas de permanência de irradiação das médias diárias, mensais e da média anual para a cidade de Cuiabá. O valor máximo de irradiação das médias diárias calculadas foi de 8,439 kwh/m²/dia. O valor máximo de irradiação das médias mensais calculadas foi de 6,358 kwh/m²/dia, o valor mínimo de 3,833 kwh/m²/dia e a média diária da irradiação anual calculada foi de 5,017 kwh/m²/dia. Figura 39 Curvas de permanência de irradiação solar das médias diárias, médias mensais e a média anual para a cidade de Cuiabá-MT. Fonte: VILLA, PROJETO E IMPLEMENTAÇÃO DO SISTEMA O projeto deverá seguir as seguintes etapas de definições e cálculos: a) Visão geral do projeto e implementação do sistema; b) Local de instalação; c) Posicionamento das placas; d) Dados climáticos da região; e) Equipamentos; f) Recálculo de parâmetros de acordo com a temperatura de operação da célula;

77 76 g) Número máximo de módulos por fileira; h) Número mínimo de módulos por fileira; i) Número máximo de fileiras em paralelo; j) Número de módulos FV; k) Fator de dimensionamento do inversor; l) Dimensionamento e Características dos cabos das fileiras CC; m) Dimensionamento e características dos cabos principais CC; n) Dimensionamento e características dos cabos de ligação CA para SFCR; o) Dispositivos de proteção; p) Estimativa de geração de energia elétrica; q) Diagrama do sistema Sistema preexistente e visão geral do SFCR Para a implementação do sistema fotovoltaico conectado à rede foram utilizados equipamentos preexistentes e já instalados previamente durante o mestrado e a elaboração da dissertação de Correa (2013) que tinha como tema o estudo de sistemas autônomos. Após a conclusão do seu trabalho uma parte do sistema foi desmontada, particularmente as conexões elétricas e a retirada do controlador e do inversor de frequência, e montada novamente de acordo com o projeto que se segue no texto. Ou seja, o sistema permaneceu no mesmo lugar, porém com uma nova configuração. O fator limitador do sistema foi a utilização dos equipamentos disponíveis para a montagem e configuração do sistema. A instituição possui um consumo muito grande e não foi estipulado um valor de geração de energia para se alcançar, apenas o quanto poderia ser alcançado com os equipamentos disponíveis e suas análises. Como 14 placas fotovoltaicas de 85 W já haviam sido previamente instaladas o dimensionamento do sistema foi feito a partir de um inversor com conexão à rede de potência nominal de 450 W, tornando o número de placas e a configuração do sistema dependentes da capacidade deste dispositivo. As normas de instalações elétricas em baixa tensão NBR 5410 da ABNT (2004), a norma internacional da IEEE (1998), Std 1374: IEEE Guide for Terrestrial Photovoltaic Power System Safety e a Norma Técnica da concessionária local, CEMAT, NTE 041 (2014) foram levadas em consideração para a elaboração deste projeto. O sistema solar fotovoltaico conectado à rede estudado no Programa de Pós- Graduação em Engenharia de Edificações e Ambiental, da Faculdade de Arquitetura,

78 77 Engenharia e Tecnologia da Universidade Federal de Mato Grosso, é constituído de placas solares, inversor de frequência (conversor CC-CA), cabos CC e CA, mecanismos de proteção, caixa de junção e aparelhos de medição. A Figura 40 ilustra, de forma esquemática, como é constituído o sistema solar. Figura 40 Esquema básico do sistema solar instalado na UFMT. Fonte: Própria Local de instalação O sistema fotovoltaico conectado à rede foi implementado nas dependências da Universidade Federal de Mato Grosso, campus Cuiabá, no bloco da Faculdade de Arquitetura, Engenharia e Tecnologia (FAET). De acordo com a Figura 41 as placas solares estavam instaladas sobre o Bloco D, precisamente sobre a sala 125 utilizada pelo curso de Engenharia Elétrica. Este local foi escolhido devido ao fato de ter fácil acesso ao telhado, ter altura suficiente para evitar o sombreamento das placas pelas árvores próximas, proximidade com o laboratório de Engenharia Elétrica que pôde servir de base de estudo e local para armazenamento dos equipamentos do sistema solar, além dos medidores e computadores necessários para leitura e armazenagem dos dados obtidos. As placas solares fotovoltaicas foram posicionadas segundo a direção Norte e instaladas no telhado do bloco, sobre uma estrutura metálica apoiada na platibanda acima da laje. Sua posição através de coordenadas geográficas é 15º28 36,89 de Latitude Sul e 56º03 59,91 de Longitude Oeste.

79 78 Figura 41 Imagem geral da FAET e do ponto de instalação dos módulos solares fotovoltaicos. Fonte: Adaptado de Google Earth Posicionamento das placas A radiação solar recebida num plano depende da radiação solar, da estação do ano, e dos ângulos de inclinação e orientação do plano em questão. Segundo CRESESB (2004, p. 142), a orientação desse arranjo fotovoltaico deverá obedecer a critérios específicos: Com a finalidade de beneficiar-se da máxima captação de energia ao longo do ano, duas condições devem ser observadas. A primeira considera que, para uma operação adequada, os módulos devem estar orientados em direção ao Equador. Para instalações localizadas no território brasileiro (Hemisfério Sul), os módulos fotovoltaicos fixos devem estar orientados em direção ao Norte Verdadeiro. Além da orientação do azimute, a inclinação do plano em relação à horizontal altera a radiação incidente. Existe um ângulo intermediário em relação a essa horizontal que terá uma melhor eficiência, que tem a designação de ângulo ótimo. (PEREIRA e OLIVEIRA, 2011) Segundo o CRESESB (2004), de maneira geral essa inclinação deve ser igual à latitude do local da instalação do sistema, e obrigatoriamente, nunca deverá ter inclinação inferior a 10, de forma que possibilite a autolimpeza dos módulos, em caso de acúmulo de materiais estranhos.

80 79 Embora essa orientação ser uma boa indicação na tentativa de maximizar o recurso solar incidente no plano do gerador, os resultados apresentados por ZILLES et al. (2012) demonstram que a melhoria da captação depende também das especificidades de cada local e que uma grande variedade de orientações, ao redor da orientação mencionada, pode ser usada sem incorrer em perdas significativas, e em alguns casos, até melhorando a incidência do recurso solar. Segundo o CRESESB (2004) o ângulo de inclinação que maximiza a geração de energia varia com a época do ano e com a latitude do local onde o sistema será instalado, esse ângulo deve variar de mais ou menos 5% em relação ao ângulo da latitude do local. Como a região de Cuiabá está localizada entre as latitudes 15 S e 20 S os painéis foram instalados de tal maneira que ao final da montagem resultou em um ângulo de Os quatorze painéis foram instalados por Correa (2013) em seu trabalho de mestrado e os detalhes e processos de montagem estão descritos em sua dissertação, porém nem todos foram usados nesta pesquisa. A Figura 42 mostra os painéis fotovoltaicos instalados. Figura 42 Placas solares instaladas. Fonte: Própria Horas de sol pleno (HSP) De acordo com Pereira e Oliveira (2011) o valor de HSP médio pode variar entre 3 a 6 horas diárias, dependendo do mês e lugar da instalação fotovoltaica. De acordo com Oke

81 80 (1987) a refletância do local (albedo) para o concreto varia de 10 a 35%, devido ao entorno do sistema fotovoltaico ser composto por laje de concreto o valor estipulado foi de 0,25. O valor da HSP de acordo com o albedo definido para o plano horizontal e para o plano inclinado a 16, de acordo com dados do SWERA disponíveis no programa computacional Radiasol2 pode ser obtido através das equações 9 e 10 respectivamente: HSP β = G β [h] = G 0 5,35 kwh/m² [h] = = 5,35 h (9) I β I 1000 W/m² Sendo: HSP β G β I β β HSP 16 = G 16 5,55 kwh/m² [h] = = 5,5 h (10) I 1000 W/m² número de horas de sol pleno; valor da irradiação solar; valor da potência da radiação solar incidente em kw/m² (usualmente 1000 W/m²); ângulo analisado Placas solares Foram utilizados painéis solares policristalinos de alta eficiência da marca SolarWorld (Figura 43). O painel possui células encapsuladas entre camadas de vidro temperado como cobertura, e acetato de vinil etilênico e polivinil fluorídrico como fundo. Os painéis são à prova d água e resistentes as mais severas condições ambientais. O painel está emoldurado em alumínio anodizado, fornecendo uma estrutura rígida e de fácil instalação. Os painéis adquiridos para utilização têm as seguintes características técnicas descritas na Tabela 5. Figura 43 Placa solar SolarWorld. Fonte: SOLARWORLD, manual técnico da placa solar Sunmodule SW 85 poly RNA.

82 81 Tabela 5 Características técnicas das placas fotovoltaicas. Modelo SolarWorld Sunmodule SW 85 poly RNA Unidade Potência máxima de saída P máx 85 (+10/-5%) W Tensão de circuito aberto V oc 22,1 V Tensão de máxima potência V mp 17,9 V Corrente de curto-circuito I sc 5,02 A Corrente de máxima potência I mp 4,76 A Máxima tensão suportável 1000 V Máxima corrente reversa 15 A Peso 7,6 Kg Dimensões 998x680x34 mm NOCT TNOC 46 C Característica térmica I sc dt Isc 0,081 %/K Característica térmica V oc dt Voc -0,37 %/K Característica térmica P mp dt Pmp -0,45 %/K Eficiência do Painel r 12,525 % Área A 0,67864 m² Fonte: Manual técnico da placa solar Sunmodule SW Inversor de frequência O inversor de frequência para sistemas conectados à rede possui características de sistema de pequeno porte, porém pode ser colocado em paralelo com outros inversores do mesmo tipo constituindo um sistema maior. O inversor não possui certificação que comprove seu atendimento às exigências brasileiras e não foi objetivo deste trabalho fazer esta análise. Com potência nominal de 450 W o inversor traz diversos mecanismos de proteção embutidos e a função seguidor de ponto de máxima potência (SMPT), ou MPPT em inglês, para aumentar o rendimento do mesmo. É um inversor com controle PWM. A Figura 44 mostra o inversor GAIA-500G e a Tabela 6 detalha todas as suas características. Figura 44 Foto do inversor de frequência. Fonte: Própria.

83 82 Tabela 6 Características técnicas do inversor. Modelo GAIA-500G Unidade Potência nominal de saída CA P inv 450 W Potência máxima de saída CA P máx,inv 500 W Faixa de tensão de saída CA V CC 90~130 V Frequência de operação de saída AC f 46~65 Hz Distorção Harmônica Total DTT <5 % Fator de Potência cosφ 0,99 Faixa de tensão de entrada CC U CC 10,8~30 V Eficiência de pico do inversor 92 % Consumo em Standby <0,5 % Forma de onda de saída Senoidal Pura Função SPMP Sim Proteção de sobrecorrente Sim Proteção de sobretemperatura Sim Proteção de polaridade reversa Sim Proteção anti-ilhamento Sim Empilhável Sim Faixa de temperatura de operação -10~45 C Peso 3,4 Kg Dimensões 332x265x135 mm Fonte: GAIA, manual técnico do inversor GAIA-500G Dimensionamento do sistema a) Recálculo de parâmetros de acordo com a temperatura de operação da célula Considerando o período mais quente de Cuiabá, que segundo INMET são os meses de agosto, setembro e outubro, nos quais o sistema deverá estar operando a uma temperatura ambiente cuja média das máximas é aproximada de 34 C e irradiância máxima calculada a partir de médias horárias é de aproximadamente 869 W/m² para o plano inclinado de 16, segundo o programa Radiasol 2 (UFRGS, s.d.). Dessa forma, pode-se calcular a temperatura máxima de operação do sistema através da equação (11) demonstrada por Pereira e Oliveira (2011). TNOC T c = T a + H t,β ( ) 0,9 = ( ) 0,9 = 59,41 60 C (11) Sendo: T c T a H t,β TNOC temperatura equivalente de operação da célula fotovoltaica ( C); temperatura ambiente ( C); irradiância incidente no plano do gerador (W/m²); temperatura nominal de operação da célula ( C)

84 83 Zilles et al. (2012) demonstra que, pode-se calcular a nova tensão de circuito aberto (Voc), tensão de máxima potência (Vmp), potência de pico (Pmp), corrente de curto circuito (Isc) e corrente de máxima potência (Imp) de acordo com as características térmicas operativas das placas tem-se: V oc60 = V oc [1 + dt Voc 100 (T f T stc )] = 22,1 [1 0,0037(60 25)] = 19,23 V (12) V mp60 = V mp [1 + dt Vmp 100 (T f T stc )] = 17,9 [1 0,0037(60 25)] = 15,57 V (13) I sc60 = I sc [1 + dt Isc 100 (T f T stc )] = 5,02 [1 + 0,00081(60 25)] = 5,16 A (14) I mp60 = I mp [1 + dt Imp 100 (T f T stc )] = 4,76 [1 + 0,00081(60 25)] = 4,89 A (15) P mp60 = P mp [1 + dt Pmp 100 (T f T stc )] = 85 [1 0,0045(60 25)] = 71,61 W (16) b) Número máximo de módulos por fileira Sendo: N máx U cc,máx V oc N máx = U cc,máx = 30 = 1,36 1 (17) V oc 22,1 número máximo de módulos por fileira (string); tensão CC máxima de entrada do inversor; tensão em circuito aberto do módulo, na mais baixa temperatura local. c) Número mínimo de módulos por fileira N mín = U mín,mp,inv = 10,8 = 0,69 1 (18) V mp60 15,57 Sendo: N mín U mín,mp,inv V mp número mínimo de módulos por fileira (string); tensão CC mínima de entrada do ponto de máxima potência do inversor; tensão de máxima potência do módulo, na mais alta temperatura local.

85 84 d) Número máximo de fileiras em paralelo N máx,par = Sendo: N máx,par I máx,inv I máx,inv60 = P máx,inv/v Vmp60 /η I = 450/15,57/0,92 = 6,42 6 (19) I mp60,fileira I mp60,fileira 4,89 número máximo de fileiras em paralelo; máxima corrente de entrada do inversor; I mp60,fileira corrente de máxima potência das fileiras a 60 C. e) Número de módulos FV Considerando os mínimos e máximos de módulos em uma fileira de acordo com as tensões da placa e a tensão suportada pelo inversor, além do número máximo de placas em paralelo de acordo com a corrente das placas em relação à corrente permitida, com a precaução de não sobrecarregar o inversor (potência nominal de 450 W), definiu-se por um sistema com 6 placas de 85 Wp em paralelo (potência total de 510 Wp) conforme apresentado no esquema da Figura 45. Figura 45 Ligação das placas fotovoltaicas. Fonte: Própria. f) Fator de dimensionamento do inversor Sendo: FDI P Inv P FV FDI = P Inv = 450 0,88 (20) P FV 510 fator de dimensionamento do inversor; potência nominal do inversor; potência nominal do gerador fotovoltaico.

86 Dimensionamento dos cabos De acordo com Pereira e Oliveira (2011), os condutores devem ter tensão nominal normalmente entre 300 a 1000 V, suportar temperaturas superiores a 70 C, produzir queda de tensão máxima de 1% até 3% (nos casos de grandes distâncias e baixas tensões <120V CC) e corrente admissível de 1,25 vezes a corrente de curto circuito sobre as condições padrões de teste (STC). De acordo com o local de instalação escolhido e da necessidade de instalação de medidores e registradores de dados que ficassem abrigados no laboratório, foi necessário o uso de cabos com comprimentos maiores do que quando o inversor fica mais próximo dos painéis fotovoltaicos. Ainda, de acordo com a pouca disponibilidade de cabos elétricos para uso no sistema fotovoltaico, admitiu-se uma queda de tensão um pouco maior que a recomendada desde que a mesma se mantivesse dentro da faixa de operação da tensão de entrada do inversor, apenas acarretando em maiores perdas nos cabos. Assim, as quedas de tensão e perdas foram calculadas segundo as equações que seguem: a) Dimensionamento e Características dos cabos das fileiras CC O comprimento médio entre as placas e a caixa de junção é de 3,5 m, além disso, a instalação foi efetuada com cabos 2,5 mm². Pode-se calcular a queda de tensão equivalente através da Equação 21 e as perdas nesses condutores através da Equação 22. QTf = 2 L fileira I fileira 100 S fileira V mpf σ = 2 3,5 4, ,5 17,9 56 = 1,33 % (21) Perdas f = 2 L 2 fileira I fileira S fileira σ = 2 3,5 4,76² 2,5 56 W = 0,24 fileira (22) Sendo: S fileira L fileira I fileira V mpf σ seção do cabo de fileira CC, (mm²); comprimento dos cabos de fileira, (m); corrente nominal proveniente da fileira, (A); tensão da fileira, (V); condutividade do condutor (o valor do σ no cobre é de 56 m/ω.mm²); QT queda de tensão (%); Perdas f perdas nos cabos da fileira.

87 86 b) Dimensionamento e características dos cabos principais CC Utilizou-se de dois pares de condutores de 10 mm² em paralelo para efetuar a ligação da caixa de junção até o inversor totalizando aproximadamente 10 m de distância. Dessa forma, calcula-se a queda de tensão e as perdas nesses cabos como: QTcp = 2 L cp I cp 100 S cp V mpcp σ Sendo: S cp L cp Perdas cp = 2 L cp I n 2 S cp σ = 2 10 (6 4,76) ,66 56 = 2 10 (4,76 6)² seção do cabo principal, (mm²); comprimento do cabo principal, (m); = 2,89 % (23) = 14,56 W (24) 2 I cp corrente nominal admissível no cabo principal CC, (A); Perdas cp valor das perdas no cabo principal (W). c) Dimensionamento e características dos cabos de ligação CA para SFCR A medição no lado CA foi efetuada próxima à saída do inversor, portanto não incorrerá em perdas no lado CA para a medição, porém a distância entre a saída do inversor e o quadro de distribuição é de 8 m, conectado à rede com cabos 2,5 mm² em 127 V. Assim, calcula-se a queda de tensão e as perdas máximas nas Equações 24 e 25. QT CA = 2 L CA I nca cosφ 100 S CA U n σ = 2 8 ( ) 0,99 = 0,35 % 2, (25) Perdas CA = 2 L CA (I nca cosφ)² S CA σ Sendo: S CA L CA I nca U n cosφ Perdas CA seção do cabo de ligação do ramal, (mm²); comprimento do cabo do ramal, (m); corrente nominal CA do inversor, (A); tensão nominal da rede, (V); fator de potência; valor de perdas no lado CA (W). = 2 8 ( ,99)² = 1,74 W (26) 2,5 56

88 Dispositivos de proteção De acordo com Pereira e Oliveira (2011) não há necessidade de fusíveis de fileira quando o sistema possui menos que 4 fileiras ou se os cabos forem dimensionados de forma a suportar 1,25 vezes a corrente de curto-circuito do gerador. A utilização de dispositivos de proteção contra surto (DPS) e o correto aterramento é importante para a proteção do sistema solar fotovoltaico no caso de surtos de tensão, como no caso de raios e manobras de certos dispositivos presentes na rede elétrica. Disjuntores são importantes como interruptores dos circuitos nos casos de interrupção de corrente. Foram instalados disjuntores no lado CC e no lado CA para obter maior controle, proteção do sistema e para seccionamento para manutenção Estimativa de geração A fórmula global para estimativa de geração de energia elétrica através de um sistema fotovoltaico é dada por: E = A r G PR (27) Sendo, E Energia (kwh); A Área total dos painéis (m²); r Eficiência do painel (%); G Irradiação solar média anual incidente na inclinação dos painéis (sombreamento não incluído); PR Performance Ratio, coeficiente de desempenho, coeficiente de perdas (varia de 0,5 a 0,9, valor padrão 0,731). (NREL; 2005) O performance ratio é composto pelas diversas perdas do sistema e dependem do local de instalação, tecnologia e dimensionamento do sistema. Seguem as mesmas na Tabela 7 e seus valores médios mais comuns de acordo com NREL (2005).

89 88 Tabela 7 Perdas que compõem o performance ratio. Item Valor Típico Variação Taxa CC de placa do módulo FV 1,00 0,85 1,05 Degradação da irradiação inicial 0,98 0,90 0,99 Perdas nos cabos CC 0,98 0,97 0,99 Diodos e conexões 0,995 0,99 0,997 Mismatch 0,98 0,97 0,985 Perda do inversor 0,96 0,93 0,96 Transformadores 0,97 0,96 0,98 Perdas nos cabos CA 0,99 0,98 0,993 Perdas por sujidades, neve... 0,95 0,75 0,98 Sombreamentos 1,00 0,00 1,00 Rastreamento solar 1,00 0,98 1,00 Disponibilidade do sistema 0,98 0,00 0,995 Perdas gerais em STC 0,804 0,62* - 0,92 Perdas por temperatura (NOCT = 45 ) 0,91 Perdas gerais em NOCT 0,731 *Não inclui perdas por sujidades, sombreamento, rastreio ou disponibilidade. Fonte: NREL, Performance Parameters for Grid-connected PV Systems, Utilizando-se dos dados de irradiação do RadiaSol2 para o plano inclinado, e coeficiente de perdas padrão de 0,731 tem-se: E = A r G PR = (0, ) 12,525% (5,5 365) 0,731 = 748,84 kwh Ano (28) Diagrama do sistema completo e custo A Figura 46 apresenta um diagrama unifilar do sistema como um todo. Figura 46 Diagrama final do sistema completo. Fonte: Própria.

90 MEDIÇÕES DAS VARIÁVEIS As medições das variáveis ocorreram no período de agosto de 2013 a setembro de 2014, de acordo com os equipamentos registradores específicos para cada tipo de variável com intervalos e durações diferenciadas. As informações de interesse para medição são: tensão e corrente no lado CC e tensão, corrente, componentes harmônicas, fator de potência, potência e energia gerada no lado CA, temperatura ambiente, irradiação global, umidade relativa do ar e temperatura das placas Características elétricas de geração no lado CC Para obter a energia gerada no lado CC utilizou-se de dois multímetros digitais ligados a dois microcomputadores. Através de sua configuração via software pôde-se ajustar os parâmetros dos equipamentos e da coleta. Como as medições dos multímetros é instantânea o programa computacional foi configurado para registrar dados a cada 10 segundos, para que posteriormente se pudesse fazer médias de 1, 5 e 15 minutos. Para a medição da potência do sistema é necessário a medição da tensão e da corrente nos terminais de entrada CC do inversor. Para obter a energia é necessário integrar a potência no tempo. A Figura 47 mostra esquematicamente o ponto de medição da tensão e corrente CC e a forma como o sinal é extraído do sistema. A Figura 48 mostra parte da captação dos dados. Figura 47 Esquema de obtenção do sinal CC próximo à entrada do inversor. Figura 48 Microcomputadores do laboratório utilizados para obtenção dos dados CC. Fonte: Própria. Fonte: Própria.

91 90 Para a medição da corrente foi utilizado um resistor shunt de 50 A/60 mv em série com o circuito de energia CC, obtendo o sinal de tensão em seus terminais proporcional a corrente que circula sobre ele. O sinal obtido através do resistor é captado pelo Amperímetro Digital (Equipamento 9 da Figura 50) e repassado ao computador para registro e que depois deverá ser convertido em um valor proporcional de corrente. A tensão de saída do circuito CC é medida diretamente por um voltímetro digital (equipamento 10 da Figura 50) conectado ao computador. As medições são transmitidas e gravadas no microcomputador para posteriormente serem analisadas e utilizadas nos cálculos Características elétricas de geração no lado CA Para medição das variáveis de saída do inversor, tais como tensão, corrente, potência, fator de potência, frequência, faltas de energia, e distorções harmônicas de tensão e corrente do lado CA foi instalado o analisador de energia MARH-21 da RMS Sistemas Eletrônicos. Ele foi instalado no laboratório e configurado para obter registros em intervalos de 1 a 15 minutos de acordo com a necessidade do estudo. A Figura 49 mostra o equipamento e suas ligações físicas. Figura 49 Analisador de energia conectado na saída do inversor. Fonte: Própria Equipamentos do laboratório Por questão de segurança, devido à tensão máxima de saída do lado CA do inversor ser 130 V optou-se pelo uso do programador horário em conjunto com um contator para fazer a abertura do circuito no final da tarde e o fechamento antes do inicio da manhã. Dessa forma

92 91 o circuito fica isolado da rede nesse período que apresenta os maiores valores de tensão na rede em função da diminuição da carga das edificações da UFMT. A fonte CC foi utilizada para alimentar os multímetros digitais para que os mesmos permanecessem funcionando por todo o tempo. Para os dias em que não foi contabilizada geração de energia elétrica em detrimento do mal funcionamento do contator e/ou do temporizador foi adicionado à planilha de dados de geração, nos dias sem registro, a média mensal a cada 15 minutos dos dias em que houve registro de geração de energia do mês em questão. Dessa forma, pôde-se prever mais claramente quanto foi gerado ao longo do ano. Para dias em que a concessionária falhou o seu fornecimento de energia a geração não foi adicionada, apenas computada no cálculo de produtividade como perdas por indisponibilidade do sistema. Os equipamentos utilizados no laboratório são mostrados na Figura 50. Figura 50 Equipamentos no laboratório. Fonte: Própria.

93 92 Sendo: 1) Chegada de energia das placas fotovoltaicas; 2) Disjuntor para seccionamento no lado CC; 3) Inversor de frequência Grid Tie; 4) Contator; 5) Programador horário; 6) Disjuntor no lado CA; 7) Alicate para obtenção do sinal de corrente CA; 8) Resistor em série para medição da corrente através de obtenção do sinal proporcional de tensão do lado CC (resistência shunt); 9) Multímetro digital para obtenção da corrente CC; 10) Multímetro digital para obtenção da tensão CC; 11) Analisador de energia para registro do lado CA; 12) Fonte CC; 13) Ponto de ligação do barramento CA; 14) Transformador para ligação do programador horário 220 V Temperatura ambiente e irradiância global A temperatura ambiente, a irradiância global horizontal e a umidade foram medidas pela estação meteorológica instalada na Faculdade de Arquitetura, Engenharia e Tecnologia (FAET) da UFMT de acordo com a Figura 51. O registro das medições ocorreu durante todo o período de 15 de setembro de 2013 a 14 de setembro de 2014 através de médias de 5 minutos. A estação está a aproximadamente 100 m do SFCR. Figura 51 Estação meteorológica da FAET Fonte: Própria.

94 Temperatura das placas Para medição de temperatura superficial da placa utilizou-se o medidor U12 com uma entrada auxiliar conectada a um termistor, um sensor de temperatura (Figura 52). O sensor de temperatura foi instalado na parte central inferior de um dos módulos, no meio de uma célula fotovoltaica. Dessa forma pretendeu-se obter a temperatura aproximada de operação da célula para fins comparativos de características térmicas e os efeitos na geração fotovoltaica. As medições ocorreram no período de 25 de fevereiro de 2014 a 04 de março de 2014 através de médias de 1 minuto. Figura 52 Medidor de temperatura na superfície inferior da placa. Fonte: Página do fabricante HOBO na internet 3.4 PROGRAMAS COMPUTACIONAIS RadiaSol 2 RADIASOL 2 é um programa gratuito que auxilia aos seus usuários em utilizar a energia solar no Brasil e realizar cálculos de determinação da disponibilidade de radiação solar em planos de diferentes orientações. Para facilitar tal uso, o programa dispõe de duas opções de entrada de dados, além da simples digitação dos dados iniciais requeridos. (UFRGS, s.d.) Uma das opções inclui dados climáticos relacionados com as coordenadas geográficas da localização obtidos através do programa SWERA (2009) e com demais dados obtidos através do INMET. Outra opção se dá através de um banco de dados com a compilação de dados medidos na superfície, de origem diversa.

95 RETScreen O programa computacional RETScreen de Análise de Projetos dá suporte à tomada de decisões no setor de energia limpa. Este é um software livre de custos foi disponibilizado pelo Governo do Canadá como resultado do reconhecimento, por parte deste país, da necessidade de adotar uma abordagem integrada no tratamento das alterações climáticas e na redução da poluição. (RETSCREEN, 2013) O Software RETScreen tem como objetivo reduzir os custos (tanto financeiros como de tempo) associados à identificação e acesso a potenciais projetos energéticos. Estes custos, que se manifestam nas fases de pré-viabilidade, viabilidade, desenvolvimento e engenharia, podem constituir barreiras substanciais à implantação de Tecnologias de Energias Renováveis e Eficiência Energética. (RETSCREEN, 2013) Para projetos de energia solar fotovoltaica conectada à rede o programa necessita de entrada de dados como dados técnicos das placas e inversores, de como o sistema está instalado como inclinação e azimute, do preço da energia elétrica e de parâmetros financeiros. Dessa forma o programa pode retornar a geração mensal e anual de energia e fazer uma análise de viabilidade financeira do sistema. Além disso, o programa possui em sua base de dados, a temperatura média e irradiação média diária, mensal e anual do banco de dados da NASA e da estação do Aeroporto Marechal Cândido Rondon de Cuiabá EnergyPlus O EnergyPlus é um programa computacional gratuito, criado a partir dos programas BLAST e DOE-2 e distribuído pelo Departamento de Energia dos Estados Unidos, desenvolvido para simulação de carga térmica e análise energética de edificações e seus sistemas. O programa possui capacidade de simulação diferenciada, tais como time-step de cálculo menor que uma hora, sistema modular, possibilidade de cálculo de infiltração de ar diferenciada para cada zona térmica, cálculo de índices de conforto térmico e integração com outros sistemas (fotovoltaico, aquecimento solar, etc...). (LABEEE, 2009) Além disso, o programa EnegyPlus integra vários módulos que trabalham juntos para calcular a energia requerida para aquecer ou resfriar um edifício usando uma variedade de sistemas e fontes de energia. Ele faz isso simulando o edifício e os sistemas associados em diferentes condições ambientais e operacionais. A essência da simulação está no modelo do edifício que utiliza princípios fundamentais de balanço energético. (LABEEE, 2009)

96 95 Através do programa computacional gratuito EnergyPlus versão 7.0 pode ser realizada a simulação da geração mensal de energia elétrica de uma usina fotovoltaica. Os resultados podem vir de até três modelos matemáticos disponíveis para simulação de sistemas fotovoltaicos, sendo eles PhotovoltaicPerformance:Simple e PhotovoltaicPerformance:EquivalentOne-Diode e PhotovoltaicPerformance:Sandia. Desses o método Sandia não será utilizado devido à sua complexidade e alto número de dados necessários para sua simulação. Após a modelagem 3D do sistema fotovoltaico e seu entorno é necessário a entrada de dados técnicos do sistema fotovoltaico. O modelo simple é mais simplificado, possuindo menos dados de entrada, apenas a eficiência da célula e a área proporcional de células solares em uma superfície modelada. O modelo EquivalentOne-Diode necessita de diversos dados que acompanham os manuais técnicos das placas como corrente de curto-circuito, corrente de máxima potência, tensão de circuito aberto, coeficientes de temperatura e outros. Como saída, através de um banco de dados climático, o programa simula a temperatura ambiente, irradiação solar, temperatura da célula fotovoltaica e seus dados de geração de energia, potencia, fator de potência e outros SketchUp SketchUp é um programa de modelagem 3D, gratuito, que supre a necessidade de um programa simples e de boa qualidade para as engenharias, pois permite representar seus projetos de forma que traga maior entendimento, seja para um cliente ou para outra pessoa. (PAULA, H. M. e PEREIRA R. R., s.d.) No SketchUp é possível fazer modelagem 2D e 3D, através de linhas e faces. É possível também mudar a aparência de seus produtos inserindo neles texturas, as quais trazem uma visão mais realística ao desenho. Com várias ferramentas torna-se possível a criação de diversos tipos de objetos. (PAULA, H. M. e PEREIRA R. R., s.d.) Pode-se ainda, integrar com módulos e plug-ins para diversas aplicações. A utilização de sombreamento em objetos modelados torna possível o estudo de sombreamento sobre as placas solares fotovoltaicas.

97 96 4. RESULTADOS E DISCUSSÕES 4.1 DADOS METEOROLÓGICOS O gráfico da Figura 53 mostra os índices de irradiação solar incidente no plano horizontal, para fins comparativos, considerando as diferentes fontes usadas neste trabalho. Através desse gráfico percebe-se que as médias mensais baseadas em diversos anos apresentadas pelos programas como o RETScreen, RadiaSol2 e EnergyPlus diferem entre si, e entre as medições apresentadas pela estação meteorológica da UFMT e pela estação do aeroporto para o período de 15 de setembro de 2013 até 14 de setembro de Figura 53 Comparação de dados climáticos de irradiação solar no plano horizontal para Cuiabá. Fonte: Própria. Nota-se que a irradiação média global medida no plano horizontal pela estação da UFMT é menor na maioria dos meses medidos. As médias anuais são mostradas na Tabela 8.

98 97 Tabela 8 Média diária anual de irradiação solar global no plano horizontal. Referência Irradiação Solar Média Percentual de diferença em Diária Anual (kwh/m²/dia) relação à estação da UFMT (%) Estação UFMT ( ) 4,61 Estação Aeroporto ( ) 5,21 +13,02% EnergyPlus 5,41 +17,36% RETScreen 5,09 +10,53% RadiaSol2 5,35 +16,11% Villa (2012) 5,02 +8,97% Média 5,15 +11,79% Fonte: Programas computacionais RETSCreen, EnergyPlus, RadiaSol2 e fonte própria. A Figura 54 mostra a temperatura média mensal das diferentes fontes acessadas durante o período de elaboração deste trabalho. Através desse gráfico percebe-se que as médias mensais obtidas a partir de diversos anos apresentadas pelos programas RETScreen e EnergyPlus diferem entre si e entre das medições apresentadas para o período de julho de 2013 a junho de 2014, porém em escala bem menor que a irradiação apresentada anteriormente. Figura 54 Comparação de dados climáticos de temperatura ambiente. Fonte: Programas computacionais RETSCreen, EnergyPlus e fonte própria.

99 98 Utilizando-se do programa RadiaSol2 e das medições de irradiação global horizontal da estação da UFMT, pôde-se estimar a irradiação global, direta e difusa no plano inclinado para o caso em estudo que é 16. A média diária de irradiação no plano inclinado encontrada foi de 4,77 kwh/m²/dia, detalhada na Tabela 9. Tabela 9 Irradiação solar medida e trabalhada no programa RadiaSol2 em kwh/m²/dia. Mês Global Direta Difusa Inclinada 1 4,95 2 2,66 4,68 2 4,68 1,83 2,8 4,63 3 4,92 2,41 2,68 5,09 4 4,27 2,16 2,51 4,67 5 3,86 2,49 1,88 4,37 6 3,62 2,19 2 4,19 7 3,55 2,06 2 4,06 8 4,82 3,4 1,98 5,38 9 5,07 2,87 2,49 5, ,9 2,29 2,64 4, ,47 2,7 2,5 5,2 12 5,05 2,18 2,51 4,69 Anual 4,60 2,39 2,38 4,77 Fonte: Programa computacional RadialSol2 e fonte própria. 4.2 CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA Geração de energia A soma de geração de energia ao longo do período de medição, de 15 setembro de 2013 a 14 de setembro de 2014, foi de 583,66 kwh, sendo que alguns dias sem geração foram preenchidos pela média mensal diária dos dias com geração devido aos problemas com o temporizador. A média diária de geração foi 1,6 kwh/dia. A Figura 55 demonstra as médias diárias mensais e a geração mensal.

100 99 Figura 55 Geração solar medida ao longo da pesquisa. Fonte: Própria Resposta do sistema ao clima a) Dia com céu limpo Para um dia de céu sem nuvens a irradiância solar se mantém sem variações bruscas, assim como a potência CA medida. A temperatura ambiente, a partir do nascer do sol, se eleva até atingir seu pico próximo ao final da tarde, enquanto a umidade relativa se comporta de forma oposta. A medição do dia 26 de setembro de 2013 está apresentada no gráfico da Figura 56. A energia gerada neste dia foi de 2,29 kwh em comparação com a média diária de 1,6 kwh/dia. b) Dia com nuvens e chuva Para um dia com muita nebulosidade, como o dia 18 de dezembro de 2013, a irradiância solar varia bruscamente durante várias vezes ao dia, assim como a potência CA medida na geração. Deste modo a energia elétrica gerada fica prejudicada, atingindo 1,38 kwh ao longo deste dia enquanto a média diária anual é de 1,6 kwh/dia. Na Figura 57, das 13h00 às 14h00, percebe-se um aumento brusco de umidade relativa e uma diminuição brusca de temperatura, irradiância e geração de energia. Nesse período pode-se concluir que houve chuva, momento em que a geração de energia é praticamente

101 zero. Depois da chuva e de passadas parte das nuvens há, novamente, um aumento da irradiância, temperatura ambiente e geração de energia e uma diminuição da umidade relativa. 100 Figura 56 Resposta do sistema ao clima com céu limpo (26/09/2013). Fonte: Própria. Figura 57 Resposta do sistema ao clima com nuvens e chuva (18/12/2013). Fonte: Própria. c) Irradiância solar e temperatura da célula Dos dias medidos definiu-se o dia 04/03/2014 para a análise por melhor representar as variações de temperatura ao longo do dia e por ser o dia com temperatura mais alta registrada.

102 101 A máxima temperatura da célula medida para esse dia foi de 63,29 ºC registrada às 13h35, enquanto a temperatura ambiente no momento era de 31,84ºC. A máxima temperatura ambiente atingida para este dia foi de 36,36 C às 17h25. A média de temperatura do dia foi de 29,20 C. A irradiância máxima registrada dentre médias integradas a intervalos de 5 minutos para esse dia foi de até 1200 W/m². De acordo com a Figura 58 a temperatura da célula acompanha as mudanças de irradiância solar, com a diferença de que a célula tem uma inércia térmica que não permite que tais variações ocorram simultaneamente às variações da irradiância, sempre mantendo um pequeno atraso térmico. Figura 58 Gráfico da temperatura da célula medida e da irradiância solar global no plano horizontal. Fonte: Própria. d) Temperatura da célula medida e calculada A Figura 59 traz um gráfico comparativo entre a temperatura da célula medida e a temperatura da célula calculada através da Equação 11 descrita no tópico Dimensionamento do sistema, de acordo com a irradiância e a temperatura ambiente medidas pela estação meteorológica da UFMT. Percebe-se uma correlação muito boa entre as duas, distinguindo principalmente nos momentos de mudança acentuada de irradiância. O gráfico da temperatura calculada possui grandes picos de temperatura enquanto que no gráfico da temperatura medida esses picos são amortecidos devido à inércia térmica das placas.

103 102 Figura 59 Comparação da temperatura da célula medida e calculada. Fonte: Própria. Como não houve medição da temperatura das células ao longo de todo o ano, somente em alguns períodos, e considerando que a equação se mostrou bastante representativa no cálculo da temperatura de operação da célula, o cálculo da temperatura nominal média de operação ao longo do ano foi estimado através de uma média ponderada entre a irradiância solar no plano horizontal e a temperatura da placa calculada a partir dos dados da estação meteorológica da UFMT. O valor encontrado foi de 48,19 C, valor bastante próximo à temperatura nominal de operação da célula estipulada pelo fabricante. Nesse caso, como o coeficiente de perda de potência por grau é de 0,45% para cada grau acima da STC, a perda média estimada de potência por aquecimento das placas é de aproximadamente 10,44%. e) Medição dos meses de outubro de 2013 e fevereiro de 2014 A Figura 60 mostra a medição da potência CA na saída do inversor para o mês de outubro de 2013, enquanto a Figura 61 mostra a medição da potência CA para o mês de fevereiro de Na Figura 60, relativa ao mês de outubro, nota-se que a marcação (2), referente ao dia sete, foi o que apresentou maior pico de geração, atingindo 314 W às 10h45. Observa-se também, de acordo com a marcação (1), (3) e (4), que a produção de energia ficou abaixo da média.

104 103 Figura 60 Medição da potência CA na saída do inversor para o mês de outubro de Fonte: Própria.

105 104 Figura 61 Medição da potência CA na saída do inversor para o mês de fevereiro de Fonte: Própria.

106 105 Ainda pode ser observado que no dia 18, referente à marcação (4) da Figura 60, que a partir das 12h00 não há mais produção de energia elétrica. Esse fato ocorreu devido à queda de energia da rede da concessionária, uma vez que o sistema não funciona se não estiver em sincronismo com a mesma. A marcação (5) define três dias idênticos que foram introduzidos à planilha de dados de geração através da média a cada 15 minutos dos dias em que houve registro de geração de energia do mês de outubro. Durante os dias 28, 29 e 30 de outubro houve um problema com o temporizador e por isso não houve geração. Já na Figura 61 relativa ao mês de fevereiro percebe-se que todos os dias houve geração de energia elétrica sem falhas da concessionária ou do sistema de geração. Entretanto, a marcação (2) e (4) demonstram dias com baixa produção de eletricidade. Isso ocorreu devido principalmente à nebulosidade. A marcação (1) comprova uma queda brusca da geração no final da tarde, e uma pequena elevação ainda antes do final do dia, demonstrando que uma chuva intensa ocorreu neste período. A marcação (3) por sua vez demonstra o pico de geração de 329 W às 14h15. Em uma comparação entre os meses pode-se notar que a média de geração do mês de outubro é ligeiramente maior que a média de geração do mês de fevereiro. Isso acontece devido ao período ser um dos mais quentes do ano, com maior incidência de radiação solar, bem como com poucas chuvas em comparação a fevereiro, que apresenta clima mais variável Eficiência do inversor Na Figura 62 observa-se que há um distanciamento variável entre a potência CC de entrada e a potência CA de saída. Este fato deve-se ao aquecimento interno dos componentes eletrônicos do inversor, alterando assim seu rendimento. Ainda, a Figura 62 mostra plotado o gráfico do rendimento do inversor em um dia de funcionamento (dia 30 de maio de 2014) com pouca interferência de nuvens ou chuvas. O rendimento pode ser dado pela relação da potência CC na entrada do inversor e a potência CA na saída do inversor como demonstrado pela equação 5 do tópico de Eficiência do inversor, variáveis essas também presentes no gráfico. A potência CC máxima atingida foi de aproximadamente 315 W e a potência CA máxima foi de aproximadamente 280 W para médias de 5 em 5 minutos. O rendimento apresentou-se de maneira condizente a um gráfico típico de um inversor convencional, decrescendo à medida que a potência aumenta. O rendimento médio encontrado

107 para o dia em questão foi de 91,1% desconsiderando potências inferiores a 5 W calculado de acordo com a equação 6. De acordo com o fabricante a eficiência do inversor é de 0, Figura 62 Gráfico de potência CA, CC e rendimento do inversor ao longo de um dia. Fonte: Própria. Ao se construir um gráfico de dispersão dos diversos pontos de rendimento do inversor em função do seu carregamento se conseguiu visualizar a curva de rendimento do inversor como se pode ver na Figura 63. Para a construção desse gráfico utilizou-se como referência a potência máxima do inversor de 500 W. Através de valores médios a intervalos de 15 minutos, com os rendimentos em função do carregamento, foi construído um gráfico de linha contínuo que representa a curva de rendimento do inversor, Figura 64. Através da curva percebe-se que o rendimento máximo é de 0,962 para carregamentos de aproximadamente 6 a 7%. O menor rendimento foi atingido em 75% com 0,871. Não pôde ser definido até 100% de carregamento devido ao sistema não possuir placas suficientes para gerar tal potência.

108 107 Figura 63 Gráfico de dispersão do rendimento do inversor em função do carregamento. Fonte: Própria. Figura 64 Gráfico de médias de rendimento do inversor em função do carregamento. Fonte: Própria.

109 Eficiência do sistema A eficiência do sistema pode ser dada pela relação da irradiância solar incidente por m² e da potência de saída CA por m² de área de coletor solar. O valor máximo atingido foi de 9,5% quando a irradiação é de aproximadamente 400 W/m². De acordo com a Figura 65 percebe-se que a curva sofre influência do inversor, pois a eficiência do sistema diminui à medida que aumenta a irradiação, e consequentemente, a potência de entrada. Outro fator que influencia a curva é a perda de eficiência das placas devido ao aumento de temperatura. Vale lembrar que a curva foi construída a partir dos dados medidos e, portanto, utilizando a irradiação global horizontal. Dessa forma, a curva corresponde apenas aproximadamente à curva do sistema e não fielmente. Figura 65 Curva de eficiência do sistema. Fonte: Própria Produtividade do SFCR Utilizando-se dos dados de irradiação no plano inclinado trabalhados no RadiaSol2 a partir da irradiação global medida no plano horizontal e dos dados de geração obtidos ao

110 longo da pesquisa pode-se estimar a Performance Ratio do sistema de acordo com a equação 27 utilizada anteriormente, porém isolando o termo PR. 109 PR = E A r G = 583,66 = 0,657 (29) (0, ) 12,525% (4,77 365) Nota-se que o resultado é bem menor que o padrão de 0,731, mostrando que o sistema tem perdas acima da média. Pode-se considerar como perdas definidas nos tópicos anteriores o rendimento do inversor de 91%, perdas nos cabos CC e CA de aproximadamente 4,5% e perdas por aquecimento das placas em 10,44%. Perdas por sujidades e também tem bastante influência, porém essas não foram mensuradas Fator de Potência (FP) O fator de potência, segundo dado do fabricante do inversor é de 0,99, porém, de acordo com a Figura 66 pode-se notar que o fator de potência varia de acordo com a potência gerada. Para baixas potências o fator de potência também é baixo e o valor máximo atingido foi 0,961 às 11h18 da manhã quando a potência era de 271,68 W. Calculando a média desse dia de funcionamento para potência acima de 50 W de geração (10% da capacidade máxima do inversor) o fator de potência médio foi de 0,93. Figura 66 Fator de potência ao longo de um dia de medição com céu claro. Fonte: Própria.

111 Qualidade de energia Com a utilização do analisador de energia foram obtidos os sinais de tensão e corrente na saída do inversor, ponto de conexão com a rede, possibilitando a análise das características elétricas da rede antes e após a conexão do SFRC. De acordo com os dados registrados pelo analisador durante 1 ano de aquisição de dados, a tensão da rede variou de 112,21 a 136,48 V em relação à tensão nominal de 127 V. Tais variações acontecem principalmente pela alteração de cargas da edificação, possuindo menor tensão no período da tarde, quando há mais cargas em funcionamento, ou seja, mais corrente e, consequentemente, maior queda de tensão, e maior valor de tensão nos períodos da madrugada e finais de semana, quando existe menor quantidade e cargas em uso. Em função da elevação de tensão nos períodos de menor carga, que ocorre no período da madrugada, é que se optou pelo uso do programador horário para desligar o inversor da rede já que sua tensão de saída máxima estipulada é de 130 V Distorção Harmônica Total de Tensão (DTT) Escolhido dois dias de medição com médias de 1 em 1 minuto obteve-se o gráfico da Figura 67 que mostra um aumento na distorção harmônica de tensão em função da inserção da geração fotovoltaica na rede elétrica. No mesmo gráfico é possível comparar a DTT de um dia com e de um dia sem a geração fotovoltaica, levando-se em conta dois dias de similar característica de funcionamento da instituição. A diferença entre as distorções harmônicas do dia sem geração e do dia com geração equivalem-se aproximadamente à diferença instantânea de distorção harmônica de tensão devido à inserção do SFCR. De acordo com o fabricante do inversor o DTT é menor do que 5%, fato que se comprova com as medições. Para o dia sem a inserção do SFCR a maior distorção registrada é no período da madrugada, antes do aumento do uso de carga na instituição. Para o dia com o SFCR as distorções harmônicas de tensão variaram de 1,9 a 4,4 %, com maiores valores nos horários de menor geração de energia, no inicio da manhã e no final da tarde.

112 Figura 67 Comparação da DTT de acordo com a potência para um dia com e sem geração FV. 111 Fonte: Própria. Ao conectar o sistema à rede pode-se perceber um leve aumento da distorção harmônica de tensão instantânea provocada pelo inversor como mostram a Figura 68 e a Figura 69. De todo modo, o sistema possui menor distorção harmônica total de tensão que o máximo estipulado pela ANEEL (2012) no módulo 8 do Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST), que é de 10% para até 1kV.

113 112 Figura 68 Características elétricas instantâneas da tensão sem a conexão do sistema. Fonte: Própria. Figura 69 Características elétricas instantâneas da tensão com a conexão do sistema fotovoltaico. Fonte: Própria.

114 Distorção Harmônica Total de Corrente (DTI) De acordo com o gráfico da Figura 70, a distorção harmônica total de corrente injetada na rede elétrica mantém-se aproximadamente constante ao longo do dia, mas com grandes aumentos nos períodos em que a potência gerada é baixa. Apesar do alto porcentual de DTI (em vermelho) nos períodos iniciais da manhã e no fim da tarde, percebe-se que o valor da somatória das correntes harmônicas excluindo a fundamental (em verde) é menor do que a somatória das correntes harmônicas excluindo a fundamental no restante do dia, no qual o DTI é menor. Ou seja, mesmo com uma alta distorção harmônica a corrente distorcida injetada é relativamente pequena. Figura 70 Gráfico de DTI em relação à potência e a somatória das correntes harmônicas excluindo a fundamental. Zoom Fig. 86. Fonte: Própria. Percebe-se que a distorção harmônica total de corrente diminui de 200% para aproximadamente 30% de acordo com o aumento de potência. A partir de 100 W de geração, o DTI já está abaixo de 50% como se vê na Figura 71.

115 114 Figura 71 Ampliação da diminuição acentuada de distorção devido ao aumento da potência. Fonte: Própria. A Figura 72 apresenta a forma de onda da corrente gerada pelo sistema fotovoltaico injetada na rede com suas características harmônicas. A 5ª harmônica é a de maior representatividade, seguida pela 9ª e pela de 3ª ordem. Apesar de o inversor possuir controle PWM percebe-se que a corrente é bastante distorcida. Figura 72 Propriedades elétricas da corrente após a conexão do SFCR. Fonte: Própria.

116 PROGRAMAS COMPUTACIONAIS E SIMULAÇÕES Energy Plus De acordo com o programa a geração anual pelo modelo Simple foi de 576,46 kwh e a média diária de geração atingiu 1,58 kwh, enquanto que no modelo EquivalentOne-Diode a geração anual foi de 558,49 kwh e a média diária foi de 1,53 kwh. A Figura 73 contém o gráfico de geração mensal estimada pelo programa computacional e a Figura 74 contém o gráfico das médias diárias mês a mês, ambos são comparados com os valores medidos no sistema implementado. Através da Tabela 10 visualiza-se a diferença percentual entre os valores medidos e os valores simulados tanto no modelo Simple como EquivalentOne-Diode. A geração anual medida somaram 583,66 kwh enquanto que do modelo Simple foi de 576,46 kwh, ou seja, 98,77% do valor medido, e o modelo EquivalentOne-Diode somou 558,49 kwh, ou seja, 95,69% do valor medido. Percebe-se que os valores são bastante próximos e fornecem uma estimativa bastante coerente da geração do sistema fotovoltaico na etapa de planejamento. Figura 73 Geração de energia mensal dos modelos do Energy Plus e do sistema medido. Fonte: Própria.

117 Figura 74 Comparação de geração média diária entre os modelos do Energy Plus e da medição. 116 Fonte: Própria. Tabela 10 Geração média mensal, diária e diferença percentual entre o valor medido e os simulados. Geração Mensal (kwh) Geração Média Diária Diferença do valor (kwh/dia) Medido (%) Mês Medido Simple Equivalent Equivalent Equivalent Medido Simple Simple One-Diode One-Diode One-Diode Jan 50,27 45,41 43,09 1,62 1,46 1,39 90,35% 85,72% Fev 43,57 50,09 48,96 1,56 1,79 1,75 114,97% 112,38% Mar 52,45 52,81 51,88 1,69 1,70 1,67 100,69% 98,90% Abr 47,40 45,17 44,54 1,58 1,51 1,48 95,30% 93,97% Mai 47,31 41,91 39,80 1,53 1,35 1,28 88,58% 84,13% Jun 43,71 36,39 34,71 1,46 1,21 1,16 83,25% 79,41% Jul 42,55 42,22 40,50 1,37 1,36 1,31 99,22% 95,19% Ago 52,78 49,04 47,41 1,70 1,58 1,53 92,92% 89,83% Set 53,27 51,71 50,49 1,78 1,72 1,68 97,07% 94,78% Out 50,56 53,80 52,16 1,63 1,74 1,68 106,42% 103,18% Nov 48,56 54,36 52,73 1,62 1,81 1,76 111,96% 108,60% Dez 51,24 53,55 52,20 1,65 1,73 1,68 104,52% 101,89% Anual 583,65 576,46 558,49 1,60 1,58 1,53 98,77% 95,69% Fonte: Própria. Através do programa também foi obtida a temperatura de operação da célula em que a modelagem EquivalentOne-Diode se baseia para correção das perdas por temperatura. Os mesmos dias simulados e medidos estão dispostos na Figura 75 para fins comparativos. É importante lembrar que a simulação usa o arquivo climático que é formado a partir de médias de diferentes anos. Uma avaliação mais precisa somente seria realizada se os dados do arquivo climático fossem substituídos por medições de temperatura.

118 117 Figura 75 Gráfico comparativo entre a temperatura da célula medida e a temperatura simulada pelo programa computacional Energy Plus. Fonte: Própria. Percebe-se que a temperatura simulada é menos acentuada em suas mudanças que a temperatura medida, mas que em geral representam bem as médias, os máximos e mínimos da variável medida. A temperatura simulada no dia 28 de fevereiro apresenta uma queda acentuada a partir de aproximadamente meio dia e uma elevação da temperatura ao final do dia, o mesmo efeito acontece na temperatura medida do dia seguinte 01 de março. Isso demonstra que a média mensal é mais representativa do que simplesmente comparar dia por dia. Fazendo a média ponderada entre a temperatura da célula e a potência produzida pelo gerador fotovoltaico no EnergyPlus encontra-se que a temperatura média de operação da célula é de aproximadamente 45 C, causando em média 9% de perdas por aquecimento.

119 SketchUP Através da modelagem do entorno de onde foram instaladas as placas solares, como se vê na Figura 76, pode-se fazer um estudo de sombreamento. Sabe-se que o sombreamento das placas é prejudicial para a eficiência do sistema e com o programa pode-se prever pontos e horários em que edifícios, árvores ou outros objetos possam sombrear o sistema fotovoltaico. Figura 76 Modelagem do ambiente no entorno do sistema solar fotovoltaico. Painéis Fotovoltaicos Fonte: Própria. De acordo com o SketchUP, simulando para as datas dos solstícios de inverno e verão e dos equinócios de outono e primavera (Figura 77 à Figura 80) percebem-se possíveis sombreamentos no início da manhã e no fim da tarde devido às árvores nos arredores da micro usina fotovoltaica. A elevação da caixa d água apresenta sombreamento sobre as placas principalmente ao final do dia, em torno de 16h30, nos meses de setembro e outubro e em torno de 16h45 no mês de março. Para a maior parte do ano a produção de energia elétrica ocorre principalmente depois das 7h00 e finaliza antes das 17h00. Sendo assim, pode-se desconsiderar a pouca geração de energia próxima a esses horários. Para melhorar a eficiência do sistema e garantir que as árvores nas proximidades do sistema solar atrapalhassem a geração foi recomendado a poda das mesmas.

120 119 Figura 77 Sombreamento início da manhã. a) Equinócio de outono, 21/03 às 6h30. b) Solstício de inverno, 23/06 às 7h00. c) Equinócio de primavera, 23/09 às 6h30. d) Solstício de verão, 23/12 às 6h30. Fonte: Própria.

121 120 Figura 78 Sombreamento no fim da tarde. a) Equinócio de outono, 21/03 às 17h00. b) Solstício de inverno, 23/06 às 17h00. c) Equinócio de primavera, 23/09 às 17h00. d) Solstício de verão, 23/12 às 17h30. Fonte: Própria.

122 121 De acordo com a Figura 79 e a Figura 80 percebe-se que não há sombreamento do sistema fotovoltaico nos períodos próximos aos horários analisados para nenhum período do ano. Figura 79 Em sequência: equinócio de outono (21/03), solstício de inverno (23/06), equinócio de primavera (23/09) e solstício de verão (23/12) às 10h00. Figura 80 Em sequência: equinócio de outono (21/03), solstício de inverno (23/06), equinócio de primavera (23/09) e solstício de verão (23/12) às 13h30. Fonte: Própria.

123 RETScreen Com o programa computacional RETScreen pode-se fazer uma estimativa de geração de energia elétrica, bem como o estudo de retorno financeiro de um sistema solar fotovoltaico. Definiu-se 2% a.a. para a o aumento tarifário devido à variação desordenada no preço da energia ao longo do tempo, tendo acumulado em 11 anos apenas 12,4% de aumento, além das referências citadas no tópico de Aumento da Tarifa de Energia Elétrica e Índices Bases apresentarem valores maiores para tal variável. As perdas no sistema consideradas foram de 5%, levadas em conta a estimativa de quedas de tensões nos condutores calculadas em projeto. A tarifa considerada foi a tarifa verde fora de ponta já que a instituição possui horário da ponta das 19h as 21h e o sistema já não produz energia nesse horário. Como toda energia gerada é consumida na própria edificação não há injeção de energia na rede da concessionária, e pode-se considerar o preço energia gerada como energia que se deixou de consumir da rede (tarifa mais impostos). Através do banco de dados do programa e inserindo valores à simulação como aumento tarifário de 2% a.a., vida útil do projeto de 25 anos, custos do sistema de R$ 5150,00 (de acordo com o valor gasto nas compras dos módulos, inversor e estrutura), preços da tarifa verde mais impostos de 301,50 R$/MWh 14, além de todas as características do sistema que o programa requer pode-se fazer a estimativa de retorno do capital como se pode ver na Figura 81 e na Figura 82. De acordo com o programa computacional o sistema se pagaria aproximadamente no vigésimo (ano 20) ano de uso, sem considerar custos de manutenção, troca de equipamentos ou outros possíveis gastos. A taxa interna de retorno (TIR) encontrada foi de 2,1%. Uma estimativa mais completa poderia levar em conta custos de manutenção, custos de projeto e instalação. Outros casos poderiam considerar a utilização de empréstimos a juros fixos e valores diferenciados para inflação. Alterações nesses parâmetros podem fazer com que o sistema tenha diferentes tempos de retorno financeiro, algumas o reduzindo esse tempo e outras tornando o investimento inviável. 14 Consultado na planilha de valores de tarifas em vigor de 08 de abril de 2014 a 07 de abril de 2015 disponibilizado pela CEMAT. Adicionados impostos considerando 10% de desconto do ICMS na base de cálculo. Disponível em: < pdf> Acesso em 16 de setembro de 2014.

124 123 Figura 81 Simulação computacional no RETScreen, planilha 1, informações sobre o projeto e condições de referência do local de instalação. Fonte: Própria.

125 124 Figura 82 Simulação computacional no RETScreen, planilha 2, sistema de eletricidade do caso proposto e análise financeira. Fonte: Própria. Cabe ressaltar, porém que em ambos os casos o dinheiro recuperado é apenas o valor do investimento inicial, não estando o mesmo corrigido de acordo com a evolução da inflação. Assim, seria necessária uma condição ainda mais favorável para a aplicabilidade do sistema.