Apostila Fundamentos Da Energia Solar-NeoSolar

FUNDAMENTOS DA

ENERGIA SOLAR GUIA COMPLETO PARA SE APROFUNDAR NO MUNDO FOTOVOLTAICO

MERCADO EM FORTE  CRESCIMENTO

OFEREÇA UM DIFERENCIAL  AOS SEUS CLIENTES

OPORTUNIDADES PARA QUALIFICAÇÃO PROFISSIONAL

ORGANIZAÇÃO: Ezequiel Junio de Lima Gabriela dos Reis Garcia Laís Magalhães Rosa

REVISÃO: Paulo Marcelo Frugis T. Pinto

FORMATAÇÃO: Gabryella Alves Ferreira  Amanda da Silva Wanderley

© Todos os direitos reservados. Distribuição totalmente gratuita e, portanto, não pode ser usada para fins lucrativos. Essa apostila foi criada para oferecer uma maior compreensão sobre a Geração Distribuída no mercado fotovoltaico.

SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO A ENERGIA SOLAR .............................................................6 FONTES FONTES DE ENERGIA ENERGIA ........................................................ ................................................................................. ......................... 6 ENERGIA ENERGIA SOLAR SOLAR ............................................... ........................................................................ .......................................... ................. 8 SOLAR SOLAR NO BRASIL................ BRASIL......................................... ................................................... ............................................ .................. 11 REFERÊNCI REFERÊNCIAS AS ............................................... ......................................................................... ............................................ .................. 13

2. TIPOS DE SISTEMAS SISTEMAS E APLICAÇÕES APLICAÇÕES ................ ........ ................ ................ ................ ................ ..............14 ......14 INTRODUÇÃ INTRODUÇÃO O................................................. .......................................................................... ............................................ ................... 14 SISTEMAS SISTEMAS ISOLADOS ISOLADOS (SFI)................................................ ....................................................................... ....................... 14 SISTEMAS AUTÔNOMOS SEM ARMAZENAMENTO ................................ 16 SISTEMAS SISTEMAS CONECTADOS CONECTADOS.................................................. ......................................................................... ....................... 17 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS INTEGRADOS A EDIFICAÇÕES ............... ........ ....... 19 REFERÊNCI REFERÊNCIAS AS ............................................... ......................................................................... ............................................ .................. 20

3. SISTEMAS SISTEMAS CONECTADOS CONECTADOS ................................................ ........................................................................2 ........................211 INTRODUÇÃ INTRODUÇÃO O................................................. .......................................................................... ............................................ ................... 21 DEFINIÇÃO DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA (GD) ......................................... 21 MÓDULOS MÓDULOS FOTOVOLTA FOTOVOLTAICOS ICOS ................................................. ................................................................... .................. 23 INVERSOR INVERSORES ES ................................................. .......................................................................... .............................................3 ....................37 7 CABEAMEN CABEAMENTO TO ................................................ ......................................................................... .............................................5 ....................52 2 CAIXA CAIXA DE CONEXÕES CONEXÕES ............................... ........................................................ ................................................ ....................... 54 TERMINAIS TERMINAIS ................................................. .......................................................................... ................................................ ....................... 55 ESTRUTURAS ESTRUTURAS E TELHADOS TELHADOS .......................................... ................................................................... ........................... .. 55 MONITORAM MONITORAMENTO.... ENTO............................ ................................................. ................................................... ................................ ...... 57 REFERÊNCI REFERÊNCIAS AS ............................................... ......................................................................... ............................................ .................. 58

4 . PROTEÇÕES PROTEÇÕES ELÉTRICA ELÉTRICAS S ................................................ ........................................................................5 ........................599 INTRODUÇÃ INTRODUÇÃO O................................................. .......................................................................... ............................................ ................... 59 DISJUNTORE DISJUNTORES S ............................................... ......................................................................... ............................................ .................. 59 FUSÍVEIS FUSÍVEIS ............................................... ......................................................................... ................................................... ........................... .. 61 DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO CONTRA SURTOS (DPS) ( DPS)............... ....... ................ ........ 62 DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO CC ........................................................... 62 STRING STRING BOX............................. BOX....................................................... .................................................... ........................................ .............. 64 DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO CA ........................................................... 65

 ATERRAMENTO / SPDA............................................................................. 65 REFERÊNCIAS ........................................................................................... 66

5. DIMENSIONAMENTO .................................................................................67 ORIENTAÇÃO E INCLINAÇÃO ................................................................... 67 SOMBRAS................................................................................................... 71 DIMENSIONAMENTO DO GERADOR FOTOVOLTAICO ........................... 74 PROJETO ELÉTRICO ................................................................................. 84 PROTEÇÃO ................................................................................................ 88 SOFTWARE DE DIMENSIONAMENTO ...................................................... 88 REFERÊNCIAS ........................................................................................... 92

6. ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA .................................................93 INVESTIMENTO .......................................................................................... 93 CUSTOS OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO (O&M) ........................................ 93  ANÁLISE DE INVESTIMENTOS (PAYBACK / TIR / VPL) ........................... 93 OUTROS GANHOS E BENEFÍCIOS ESPERADOS .................................... 96 INFLAÇÃO DE ENERGIA ............................................................................ 96 CONTA DE ENERGIA / COMPENSAÇÃO .................................................. 98 REFERÊNCIAS ..........................................................................................100

7. REGULAMENTAÇÃO E NORMAS ........................................................... 101 INTRODUÇÃO............................................................................................101 RESOLUÇÃO NORMATIVA 482/687 DA ANEEL .......................................101 PRODIST....................................................................................................103 NBR’s PARA TRABALHOS COM SISTEMAS FOTOVOLTAICOS .............104

REFERÊNCIAS ..........................................................................................107

8. OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO (O&M) ..................................................... 108 COMISSIONAMENTO ................................................................................108 LIMPEZA ....................................................................................................111 MANUTENÇÃO PREVENTIVA/CORRETIVA .............................................112 MONITORAMENTO....................................................................................114 REFERÊNCIAS ..........................................................................................114

9. DEMAIS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS .................................................. 115 SISTEMA FOTOVOLTAICO COM BACKUP DE BATERIAS ......................115 SISTEMA HÍBRIDO ....................................................................................116

SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ISOLADOS ...............................................118 REFERÊNCIAS ..........................................................................................121

10. SEGURANÇA DO TRABALHO ............................................................... 122 NR 10 .........................................................................................................122 NR 35 .........................................................................................................123 REFERÊNCIAS ..........................................................................................124

ANEXO 1 - BATERIAS ..................................................................................125 INTRODUÇÃO............................................................................................125 POSICIONAMENTO DAS BATERIAS ........................................................127 PERIGOS ...................................................................................................128 BATERIAS RECARREGÁVEIS ..................................................................128 REFERÊNCIAS ..........................................................................................130

1. INTRODUÇÃO A ENERGIA SOLAR FONTES DE ENERGIA As fontes de energia são adquiridas através de recursos ambientais ou até mesmo artificiais, sejam eles renováveis ou não. Com o aumento da demanda de energia pela população, os países estão buscando novas formas de ampliar a sua infraestrutura energética, procurando recursos capazes de gerarem energia e além disso os que causam menos impactos ambientais. As principais formas de fonte de energia estão descritas na sequência. ENERGIA EÓLICA Nesse processo, o vento é usado para gerar energia mecânica e elétrica. O processo funciona com o movimento das pás da turbina eólica provocado pelo vento, e assim é girado um eixo que é ligado a um gerador gerando eletricidade. Sendo as turbinas eólicas máquinas mecânicas que transformam a energia cinética do vento em energia mecânica e então em energia elétrica, podem ser instaladas sobre a terra ou no mar, conseguindo gerar de alguns quilowatts a dezenas de megawatts de energia elétrica. Elas podem ser classificadas como de eixo horizontal e de eixo vertical. As maiores turbinas eólicas possuem maior eficiência e são usadas em parques eólicos para fornecer grandes quantidades de energia. Com a oportunidade de aumentar a potência fornecida, as turbinas estão sendo mais instaladas nas costas marítimas, onde este tipo de instalação é chamado de offshore. No entanto, existem turbinas de pequeno porte que geralmente são usadas em residências, telecomunicações ou bombeamento de água e também podem ser utilizadas com outras formas de energia renovável, como solar fotovoltaica, termogeração a diesel ou gás natural em redes elétricas de pequeno porte. (MOREIRA, 2017) ENERGIA QUÍMICA É obtida através da liberação da energia entre os átomos das moléculas. Os principais materiais para fornecer essa energia são os hidrocarbonetos oriundos do petróleo, como exemplo a gasolina, o gás liquefeito de petróleo, os óleos combustíveis e o gás natural. Além de outros processos para obter energia elétrica ou outra forma de energia útil, podemos citar a biomassa que utiliza a decomposição de materiais orgânicos, como por exemplo resíduos agrícolas, esterco, restos de alimentos, gerando o gás metano usados para gerar energia. (MOREIRA, 2017)

6

Combustíveis fósseis O processo de obtenção de energia através dos combustíveis fósseis não é renovável, além disso a sua produção tem como consequência um grande impacto ambiental. O método pode utilizar da combustão, na qual interfere no efeito estufa. Como exemplo de combustíveis fósseis podemos citar o carvão ( mineral, negro, metalúrgico e comercial solid fuel) e os derivados do petróleo, como o gás liquefeito de petróleo (GLP), gasolina automotiva, querosene de aviação, óleo diesel, óleo bunker, óleo combustível industrial, gás natural, gás de folhelho. (MOREIRA,2017) Biomassa Como já citado, a produção de energia através da biomassa consiste da matéria orgânica, sendo ela animal ou vegetal. O processo também utiliza de forma indireta a energia solar. No caso, a transformação da energia solar em energia química é obtida pelo processo da fotossíntese. Além da biomassa ser um processo renovável, outra vantagem é o seu aproveitamento ser obtido através de combustão em fornos, caldeiras, entre outros. Para diminuir os impactos socioambientais, tecnologias como a gaseificação e a pirólise para conversão estão sendo desenvolvidas. (ANEEL,2002) ENERGIA ELÉTRICA A energia elétrica pode ser gerada a partir de outros processos, como o eólico, solar entre outros. Por ser de extrema importância para a sociedade a maioria dos processos procuram a sua geração, pois a iluminação de ruas e casas, eletrodomésticos, ar condicionado, acionamento industrial, entre outros dependem da eletricidade para funcionar. Existem diversas fontes para se obter a eletricidade, as principais são usinas hidrelétricas, termelétricas e nucleares, geradores eólicos, os painéis fotovoltaicos e células de combustíveis. As usinas hidrelétricas são mais usadas no Brasil, pelo grande índice de rios. Ela é gerada através do represamento de água, e sua queda provoca o movimento das turbinas que fazem um gerador elétrico funcionar. Apesar de causar impactos ambientais na sua instalação (pode acontecer desvios de rios, morte de peixes entre outros problemas), ela ainda é considerada limpa depois da sua instalação. (MOREIRA, 2017) ENERGIA TÉRMICA As fontes de energia térmica utilizam o calor provindo de radiação térmica ou de energia interna. Podemos citar dentro da térmica a energia geotérmica. Seu processo aproveita-se do calor da crosta terrestre para movimentar as turbinas. São localizadas perto de locais que possuem formação geológica vulcânica. Além da geotérmica, existe também as termelétricas que consiste na geração de vapor

7

para produzir energia, as principais são as nucleares, a gás, a carvão e a biomassa. (MOREIRA, 2017) ENERGIA MECÂNICA Consiste na manipulação de energia potencial ou cinética. A energia mecânica é comumente usada em moinhos, rodas d'água e nos eixos de motores. Uma das principais aplicações é na energia de marés, nas usinas de maremotriz e na ondomotriz, que beneficia da energia potencial proveniente dos movimentos periódicos da água, além disso, as usinas de maremotriz aproveitam da energia cinética através dos movimentos dos mares. (MOREIRA, 2017) ENERGIA SOLAR A fonte da energia solar é a radiação emitida pelo sol (raios solares). Ela pode ser utilizada para o aquecimento de água, com coletores solares de alta e baixa eficiência, ou então para gerar energia elétrica utilizando, por exemplo, os painéis solares. Esse tipo de energia, futuramente, pode representar boa parte da matriz energética, por ser uma das principais formas de energia renovável e inesgotável. (MOREIRA, 2017)

ENERGIA SOLAR Dentre as fontes de energia citadas no tópico anterior, a maioria só acontece porque existe a energia solar. Observa-se, por exemplo, que é devido ao aquecimento das massas de ar pelo sol que acontecem os ventos, dando origem a energia eólica. A energia solar produzida pelos raios solares em um ano consegue atender mais que a demanda que a população precisa, porém, boa parte dessa energia não é aproveitada. Os modos de conseguir um melhor aproveitamento da energia solar podem ser divididas em cinco formas: (a) solar passiva, na qual podemos citar a arquitetura bioclimática que consiste em se beneficiar da energia solar por intermédio de edificações; (b) solar ativa, na qual pode ocorrer o processo de refrigeração ou aquecimento de um certo processo por meio da energia solar, como por exemplo funcionamento do ar condicionado; (c) solar fotovoltaica, consiste na aplicação de placas fotovoltaicas para a geração de energia elétrica; (d) geração de energia elétrica a partir de concentradores solares térmicos para altas temperaturas; (e) e por último o método que utiliza “um reator alimentado por dióxido de carbono (CO2), água e metal ou óxido metálico, exposto à radiação solar, onde produz-se hidrogênio, oxigênio e monóxido de carbono (PINHO; GALDINO, 2014). Diante do exposto, podemos resumir os processos como sendo energia solar térmica e energia solar fotovoltaica.

8

ENERGIA SOLAR TÉRMICA A energia solar térmica consiste no aproveitamento da energia solar na forma de calor, possibilitando o aquecimento de água para usos domésticos e industriais. Para obter o calor vindo dos raios solares, utilizamos os denominados coletores solares que também possuem a função de aquecer fluidos, sejam eles líquidos ou gasosos. Os coletores podem ser classificados como coletores planos ou concentradores. Os coletores denominados como coletores planos são geralmente usados em residências ou em qualquer lugar que precisa de baixa temperatura, aproximadamente 60°C, reduzindo o consumo de energia elétrica ou até mesmo de gás, conforme ilustrado na Figura 1. Já os coletores concentradores trabalham com temperaturas elevadas (superiores a 100°C), aplicados em usinas para ligar turbinas e geração de eletricidade (PINHO; GALDINO, 2014).

Figura 1 - Sistema de aquecimento Solar Residencial típico

Existem também os coletores a vácuo que são classificados como coletores planos, o seu absorvedor tem o formato tubular e é inserido dentro de um tubo transparente, o vácuo formado entre o absorvedor e tubo tem a função de isolamento térmico. (MOREIRA,2017)

9

Figura 2- Coletor a vácuo

Diferente do processo fotovoltaico, a energia solar térmica possui maior facilidade de armazenar calor para horários sem incidência do sol. Além disso, conseguem uma maior conversão de energia e possibilita a inclusão de outras aplicações que necessitam de energia térmica. (RONILSON DI SOUZA, 2017)

Figura 3 - Sistema de Geração de Energia através de Concentradores Solares. Fonte.: http://www.unistmo.edu.mx/~laboptica/concentrador.html

Existe ainda a energia térmica passiva, como exemplo a arquitetura bioclimática, onde seu objetivo, como já dito antes, é relacionar as características do ambiente onde serão instalados os equipamentos com o projeto arquitetônico e urbanista, como a altura do teto, o controle da incidência da luz solar através da construção, além da escolha de materiais adequados para a construção (PINHO; GALDINO, 2014). ENERGIA FOTOVOLTAICA Na energia fotovoltaica a energia é obtida através da conversão dos raios solares em eletricidade. O processo consiste no surgimento de uma diferença de potencial nos extremos de um semicondutor quando submetido a luz visível. Uns dos principais componentes do sistema é a célula fotovoltaica, que possui um material semicondutor sendo a peça essencial no processo. A célula pode ser produzida de diversos materiais, sendo os mais comuns no mercado o

10

silício monocristalino e o silício policristalino. Além destes podemos encontrar células de silício amorfo, disseleneto de cobre e índio, disseleneto de cobre, índio e gálio e telureto de cádmio, sendo estes últimos chamados de filmes finos. Além dos materiais citados acima, ainda temos alguns grupos que estão em fase de testes, chamados de célula fotovoltaica multijunção e célula fotovoltaica para concentração (CPV –  Concentrated Photovoltaics), células sensibilizadas por corante (DSSC – Dye-Sensitized Solar Cell) e células orgânicas ou poliméricas (OPV – Organic Photovoltaics) (PINHO; GALDINO, 2014). Algumas vantagens de se utilizar o sistema fotovoltaico residem no fato de ser uma fonte de energia renovável e totalmente limpa, além de que a placa fotovoltaica pode ser instalada como decoração e/ou substituindo telhados. No entanto, os custos dos equipamentos são mais elevados que os convencionais e, em determinadas regiões, a energia solar varia, além de ser afetada por condições climatológicas. (RONILSON DI SOUZA, 2017)

SOLAR NO BRASIL No Brasil, os índices de incidência de raios solares são altos e o país dispõe de uma grande quantidade de quartzo, no entanto, o índice de geração de energia através da energia solar não é alto. De acordo com o MME (2017), o Brasil possuía, ao final de 2016, 81 MWp de energia solar fotovoltaica instalados, o que representava cerca de 0,05% da capacidade instalada total no país. Do total de 81 MWp existentes em 2016, 24 MWp correspondiam à geração centralizada e 57 MWp à geração distribuída. A nova edição do Atlas Solarimétrico Brasileiro (INPE, 2017) traz a seguinte análise do Brasil: “(...) possui alto nível e baixa variabilidade da irradiação solar do país em comparação, por exemplo, com o que se observa em países onde essa tecnologia já está bem estabelecida, como Alemanha, Espanha, Itália, Portugal e França. A Figura 4 compara a variabilidade da irradiação global horizontal média mensal nas cinco regiões brasileiras com esses países. A comparação é  feita na forma de box ‐  plot, com as caixas representando 50% dos valores, as linhas verticais os valores máximos e mínimos e os losangos vermelhos as médias. Conclui ‐ se que o Brasil apresenta níveis bastante elevados de irradiação solar com uma variabilidade mensal muito mais baixa, indicada  pela altura das caixas. A região Nordeste do Brasil supera até mesmo os países ibéricos em termos de irradiação solar média mensal, com a característica de  possuir uma variabilidade mensal bem inferior. A região Sul apresenta características mais similares às encontradas nesses países europeus,  particularmente no que se refere a variabilidade mensal, já que se encontra em latitudes mais altas e, portanto, com maiores diferenças na duração do dia entre as estações do ano. (...)”

11

Figura 4. Comparativo das médias mensais da irradiação global horizontal no Brasil e em alguns países da Europa (kWh/m2.dia). As caixas indicam 50% de probabilidade e as linhas os máximos e mínimos valores encontrados. Fonte: Atlas Solarimétrico do Brasil 2a Edição, 2017.

Na Figura 5, temos o mapa da média anual de irradiação solar diária já plano inclinado de acordo com a latitude local. Pode-se perceber que os estados de Minas Gerais, Goiás, Tocantins e boa parte do Nordeste recebem os maiores índices de incidência da luz solar.

Figura 5. Irradiação Solar no Brasil. Fonte: Atlas Solarimetro do Brasil 2a Edição, 2017.

12

Segundo a ABSOLAR (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica), o Brasil entrou em 2018 com quase 1,1 gigawatts em instalações fotovoltaicas, o que representou um crescimento 1.358% (um mil, trezentos e cinquenta e oito por cento) frente aos apenas 81 megawatts ao final de 2016. Mais precisamente, segundo a ANEEL, 935 MW em geração centralizada e 161 MW em geração distribuída. Ultrapassar o patamar de 1GW instalado foi alcançado por apenas 30 países no mundo, disse em nota a ABSOLAR.

REFERÊNCIAS [1] INPE. Enio Bueno Pereira. INPE/CCST/LABREN. Atlas brasileiro de energia solar. 2. ed. São José dos Campos: INPE, 2017. 88 p. Disponível em: . Acesso em: 3 nov. 2017. [2] BRASIL. Rodrigo Lima Nascimento. Consultoria Legislativa. Energia solar no Brasil: Situação e Perspectivas. Brasília: Estudo Técnico, 2017. IDEAL INSTITUTO. Potencial solar no Brasil. 2017. Disponível em: . Acesso em: 12  jun. 2017. [3] MOREIRA, José Roberto Simões (Org.). Energias renováveis, geração distribuída e eficiência energética. Rio de Janeiro: Ltc, 2017. [4] PINHO, João Tavares; GALDINO, Marco Antonio (Org.). Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos. Rio de Janeiro: Cepel-cresesb, 2014. [5] RONILSON DI SOUZA. Bluesol Energia Solar. Os sistemas de energia solar fotovoltaica. Ribeirão Preto:  Bluesol Educacional. Disponível em: . Acesso em: 9 jun. 2017.

13

2. TIPOS DE SISTEMAS E APLICAÇÕES INTRODUÇÃO Quando classificamos os sistemas fotovoltaicos (SFV) levamos em conta como é feita a geração ou transmissão de energia elétrica e consequentemente podemos dizer que existem dois tipos principais, os sistemas isolados (Off-Grid) e os sistemas conectados à rede (On-Grid). Os dois sistemas podem operar apenas com a fonte fotovoltaica ou conciliados com uma ou mais fontes de energia, sendo neste caso conhecido como sistema híbrido. Para que possamos usar uma das opções listadas anteriormente devemos levar em conta a aplicação e/ou a acessibilidade de recursos energéticos. Qualquer um deles possui uma complexidade variante, sendo que tal complexidade está diretamente ligada à aplicação e as restrições do projeto em análise. [1]

SISTEMAS ISOLADOS (SFI) O sistema fotovoltaico isolado recebe esse nome pelo fato de não ter qualquer tipo de comunicação com a rede de distribuição de energia. Os sistemas isolados podem ser considerados como híbridos ou autônomos (puros). Esse tipo de sistema (SFI), tanto os puramente fotovoltaicos (SFV) ou híbridos (SFH), geralmente, precisam de um tipo de armazenamento. O armazenamento pode ser realizado em baterias quando se pretende usar aparelhos elétricos nos períodos onde não há geração de energia pelo sistema fotovoltaico. As baterias empregadas como armazenamento também operam como uma referência de tensão e de corrente contínua para os inversores formadores da rede do sistema isolado. [1] [2] SISTEMAS HÍBRIDOS Um sistema fotovoltaico híbrido funciona ligado a outro ( ou a mais de um) sistema de geração elétrica. Por exemplo, no caso de um sistema híbrido solar-eólico, pode ser utilizado um aerogerador. Outros exemplos são sistemas híbridos utilizando um moto-gerador a combustível líquido, como o diesel (ver figura 1) ou qualquer outro sistema de geração elétrica.

14

Figura 1 - Representação esquemática de um sistema híbrido que tem um gerador diesel como fonte alternativa de energia elétrica

O sistema híbrido pode ou não ter um sistema de armazenamento de energia. Em geral, o sistema de armazenamento possui autonomia menor ou igual a um dia. Estes sistemas são mais complexos e precisam ter um controle capacitado para integrar todos os geradores de energia. Atualmente, existem muitas configurações, além de métodos de uso de cada fonte de energia. Usualmente, os sistemas híbridos são aplicados em situações onde possuem cargas em corrente alternada, devendo ser utilizado um inversor. Por esse tipo de sistema apresentar uma maior complexidade e multiplicidade de opções, a otimização desse tipo de sistema é tema de muitos estudos. Uma desvantagem desse tipo de sistema é que quando empregados em regiões remotas oferece uma complexidade operacional e de manutenção elevada. [1] [2] SISTEMAS AUTÔNOMOS (PUROS) Um sistema fotovoltaico puro não possui outra forma de geração de eletricidade. Como esse tipo de sistema gera eletricidade apenas nas horas de sol, os autônomos são compostos por acumuladores para armazenar energia para os períodos sem sol, isto é, a noite e\ou em épocas chuvosas ou nubladas, este sistema está ilustrado na figura 2.

15

Os acumuladores são produzidos conforme as exigências de uso que o sistema deve atender e mudam com as condições climáticas do local de implementação. [2]

Figura 2 - Componentes de um sistema fotovoltaico autônomo. Fonte; Unitron - www.unitron.com.br

SISTEMAS AUTÔNOMOS SEM ARMAZENAMENTO Esse tipo de sistema tem a sua funcionalidade durante o período do dia que o sol aparece. Um exemplo desse sistema é o de bombeamento de água. As bombas que serão utilizadas são calculadas dando atenção a necessidade de água e o potencial solar do local a ser implementado. [2] SISTEMA DE BOMBEAMENTO DE ÁGUA O sistema fotovoltaico de bombeamento (SBFV) é formado por um gerador fotovoltaico ligado diretamente em uma bomba de corrente contínua, e em alguns modelos utiliza-se um inversor e/ou um controlador de bomba, além de um conjunto motobomba e um reservatório de água, conforme ilustra a figura 3. Diferente dos sistemas domiciliares, não é usual o emprego de baterias para armazenamento de energia. Nesse tipo de metodologia (SBFV), a água é bombeada e guardada em um reservatório, para que em um passo subsequente possa ser utilizada. O sistema fotovoltaico de bombeamento de água possui três principais aplicações: Bombeamento de água residencial; Bombeamento de água para pequenas comunidades e Bombeamento de água para consumo animal. [1]

16

Figura 3 - Sistema Fotovoltaico de bombeamento de água

SISTEMAS CONECTADOS No sistema fotovoltaico conectado à rede de distribuição (SFVCR), conhecido também como “on- grid”  ou “grid -tie” , não é necessária utilização de acumuladores, visto que a energia que é produzida pelo sistema é consumida instantaneamente pela carga, ou injetada diretamente na rede elétrica da concessionária, para ser utilizada pelos demais consumidores conectados ao sistema de distribuição. Esse tipo de sistema está cada vez mais sendo aplicado na Europa, China,  Japão, Estados Unidos, e na atualidade, também no Brasil. A potência nesse sistema vai desde poucos kWp (lê-se quilowatts pico), no caso de instalações residenciais, até MWp (megawatts pico) em sistemas que operam em empresas ou usinas. Os sistemas conectados se diferenciam levando em conta o tipo de conexão à rede, que está diretamente ligado a legislação local. [1] Os sistemas fotovoltaicos conectados à rede têm o seu funcionamento total apenas no período matutino e vespertino. Porém, usualmente o pico de consumo de eletricidade em residências é no período noturno e por isso SFCR injeta energia durante o dia, e o consumidor recebe energia da rede da concessionária durante à noite. A figura 4 mostra um sistema fotovoltaico conectado e os equipamentos típicos.

17

Figura 4 - Componentes típicos do sistema conectado

SISTEMAS CONECTADOS COM ARMAZENAMENTO É necessário usar baterias (íon de lítio ou chumbo ácidas) para armazenar a energia excedente, coletada pelos painéis solares. Dependendo do montante armazenado, é possível utilizar esta eletricidade para diversas atividades, como gerenciamento do uso da energia (tarifa branca ou hora-sazonal) ou para manter os equipamentos funcionando em caso de interrupção do fornecimento de energia. Um fabricante neste ramo é a Schneider Electric, que lançou recentemente a linha XW+ de inversores híbridos (ver figura 5) para aplicações tanto em sistemas conectados como em sistemas isolados para formação de rede.

Figura 5 - Sistema XW+ com armazenamento

18

SISTEMAS FOTOVOLTAICOS INTEGRADOS A EDIFICAÇÕES Os sistemas fotovoltaicos integrados a edificações (SFIE) ou Building Integrated Photovoltaics (BIPV)   consiste em células solares ou placas, que estão integradas na construção de elementos ou materiais como parte da estrutura do edifício. Desta forma, eles substituem um elemento de construção convencional, conforme ilustra a figura 6. [3]

Figura 6 - Projeto BIPV, Estação de Trem de Perpignan, sul da França - Fonte Wikipédia

Esse tipo de sistema dispensa a criação de um lugar para a instalação, sendo colocados em telhados ou fachadas, acrescentando um diferencial arquitetônico para a edificação, que pode ser visto na figura 7.

Figura 7 - Fachada do Museu da Ciência e da Técnica da Catalunha, Espanha. Fonte: Wikipédia

Quando observamos a viabilidade econômica desse sistema, esbarramos no custo, impedindo que o mesmo consiga se desenvolver no Brasil como em outras regiões do mundo. [1]

19

REFERÊNCIAS [1] PINHO, João Tavares; GALDINO, Marco Antônio (Org.). Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos. Rio de Janeiro: CEPEL-CRESESB, 2014. [2] RONILSON DI SOUZA. Bluesol Energia Solar. Os sistemas de energia solar fotovoltaica. Ribeirão Preto: Bluesol Educacional. Disponível em: . Acesso em: 9 jun. 2017. [3] PORTAL SOLAR. PAINÉIS SOLARES INTEGRADOS À CONSTRUÇÃO – BIPV. 2017. Disponível em: . Acesso em: 10 jun. 2017.

20

3. SISTEMAS CONECTADOS INTRODUÇÃO É possível listar algumas diferenças entre os projetos de um sistema conectado à rede e um sistema isolado. As principais características dos sistemas conectados são: ●

●

●

●

● ●

●

●

●

Em sistemas conectados à rede não há necessidade de armazenamento de energia elétrica; Os sistemas operam obrigatoriamente em CA na mesma frequência e tensão da rede local; Quando não há tensão na rede, o sistema fica inoperante mesmo com irradiação solar presente; Os inversores incorporam dispositivos seguidores de potência máxima (MPPT); A rede local deve ser capaz de receber a energia elétrica gerada; A qualidade da energia da rede pode comprometer a transferência de energia do sistema; O gerador FV pode ser integrado à estrutura de edificações, implicando a análise da resistência mecânica e carga máxima admissível, entre outros fatores; Em sistemas instalados em ambiente urbano é mais provável a existência de perdas por sombreamento, inclusive sombreamento parcial, e interferência de superfícies reflexivas próximas; Questões estéticas podem ser determinantes nos projetos, contribuindo para a escolha do tipo de módulo e tecnologia das células, bem como do posicionamento do painel.

DEFINIÇÃO DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA (GD) A geração distribuída é conhecida como uma fonte de energia elétrica conectada à rede de distribuição ou instalada no próprio consumidor. No Brasil, a definição citada acima é orientada pelo Artigo 14º do Decreto Lei nº 5.163/2004: “Considera-se geração distribuída toda produção de energia elétrica

proveniente de agentes concessionários, permissionários ou autorizados (...) conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto aquela proveniente de: hidrelétrico com capacidade instalada superior a 30 MW; termelétrico, inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a 75%. ”

(Fonte: Caderno de Recursos Energéticos Distribuídos – FGV Energia).

21

Seguindo, a RN 482/2012 regulamenta como será feito a inserção da geração distribuída na matriz energética no território brasileiro a partir de condições reguladoras, sendo apresentadas as seguintes definições: Microgeração distribuída: Sistemas de geração de energia renovável ou cogeração qualificada conectados à rede com potência até 75 kW; Minigeração distribuída: Sistemas de geração de energia renovável ou cogeração qualificada conectados à rede com potência superior a 75 kW e inferior a 5 MW (limite de 3 MW para geração de energia através de fonte hídrica). De acordo com a ANEEL, cogeração qualificada é o “a tributo concedido a cogeradores que atendem os requisitos definidos na Resolução Normativa nº 235 de 14/11/2006, segundo aspectos de racionalidade energética, para fins de participação nas políticas de incentivo à cogeração”. A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA NO BRASIL No Brasil a geração distribuída tem como base um método no qual o consumidor após descontado o seu próprio consumo, recebe um crédito na sua conta pelo saldo positivo de energia gerada e inserida na rede, sendo esse sistema conhecido com sistema de compensação de energia. Sempre que existir esse saldo positivo, o consumidor recebe um crédito em energia (em kWh) na próxima fatura e terá até 60 meses para utilizá-lo. No entanto, as pessoas que utilizam esse tipo de sistema não podem comercializar o montante excedente da energia gerada por GD entre eles. A rede elétrica disponível é utilizada como backup quando a energia gerada localmente não é suficiente para satisfazer as necessidades de demanda, sendo que esse tipo de situação ocorre quando geralmente se usa fontes intermitentes de energia, como a solar. AS REGRAS DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA – GD As regras básicas definidas pela REN 482/2012, aperfeiçoadas pela REN 687/2015 válidas desde 1º de março de 2016 são: ●

●

●

Definição das potências instaladas para micro (até 75 kW) e minigeração (maior que 75 kW até 5 MW); Direito a utilização dos créditos por excedente de energia injetada na rede em até 60 meses; Possibilidade de utilização da geração e distribuição em cotas de crédito para condomínios, geração compartilhada e autoconsumo remoto. A geração compartilhada consiste na reunião de consumidores, dentro da mesma área de concessão ou permissão, por meio de consórcio ou cooperativa, composta por pessoa física ou jurídica, que possua unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em local diferente das unidades consumidoras e o autoconsumo remoto tem o

22

mesmo conceito da geração compartilhada, porém não é uma reunião de consumidores, ela é caracterizada por unidades consumidoras de titularidade de uma mesma Pessoa Jurídica ou uma Pessoa Física. Foram estabelecidos prazos para processos, padronização de formulários para solicitação de conexão e definição de responsabilidades atribuídas aos clientes, a empresa responsável pela implantação do sistema e a distribuidora; Foi possibilitada a forma de autoconsumo remoto onde existe a geração em uma unidade e o consumo em outra unidade de mesmo titular; Foi possibilitada a geração compartilhada onde um grupo de unidades consumidoras são responsáveis por uma única unidade de geração; A QUANTIDADE DE SISTEMAS DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA INSTALADOS NO BRASIL Segundo a ABSOLAR (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica), o Brasil entrou em 2018 com quase 1,1 gigawatts em instalações fotovoltaicas, mais precisamente 935 MW em geração centralizada e 161 MW em geração distribuída (aproximadamente 20.000 sistemas instalados). Segundo projeções da Empresa de Pesquisa Energética EPE, até 2030 serão instalados 25 GW, divididos em 17 GW de geração centralizada e 8,2 GW de geração distribuída. No dia 15 de dezembro de 2015, o Ministério de Minas e Energia criou o Programa de Desenvolvimento da Geração Distribuída de Energia Elétrica (ProGD), para ampliar e aprofundar as ações de estímulo à geração de energia pelos próprios consumidores, com base nas fontes renováveis de energia (em especial a solar fotovoltaica). O POTENCIAL DE CRESCIMENTO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA A ANEEL prevê 1,23 milhão de sistemas conectados à rede até 2024 (4.577 MW) e a EPE prevê que serão instalados 78 GWp em sistemas de geração distribuída até 2050 com grande destaque para a microgeração residencial.

MÓDULOS FOTOVOLTAICOS O módulo fotovoltaico é constituído por células fotovoltaicas, mostradas na figura 1, que utiliza do efeito fotovoltaico para a produção de eletricidade, ou seja o aparecimento de uma diferença de potencial nos extremos de uma estrutura de material semicondutor, produzida pela absorção da luz. As células são ordenadas para que possam ser conectadas e assim sejam capazes de produzir uma tensão e corrente suficientes para a utilização da energia, do mesmo  jeito que essa organização das células as protegem de qualquer situação que possa danificá-las.

23

Figura 1 - Células fotovoltaicas de diferentes tecnologias. (a) Sil ício monocristalino; (b) Silício policristalino e (c) Silício amorfo.

No geral, essas células individualmente têm uma tensão entre 0,5 e 0,8V, no caso da produzida com Silício. Dessa forma, as células são conectadas em série para que produzam uma tensão de um valor adequado para a utilização da mesma. As células são também consideradas muito frágeis e por esse motivo devem ter uma proteção mecânica e contra mudanças climáticas. O número de células conectadas em um módulo, tanto em série quanto em paralelo, depende diretamente da tensão que será utilizada e da corrente elétrica que se deseja obter, a figura 2 mostra essas configurações possíveis.

Figura 2 - Esquema ilustrativo de (a) três células em série e (b) três células em paralelo.

No processo de fabricação desses módulos devemos dar importância ao tipo de células que serão utilizadas para que seja realizada a união das mesmas, devido a suas características elétricas, visto que a incompatibilidade das propriedades elétricas pode levar a produção de módulos de baixíssima qualidade, devido ao efeito de “descasamento elétrico” ( mismatching ), já que as células de menor corrente limitam o desempenho das outras células e assim a eficiência do módulo em geral é reduzida. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS O módulo fotovoltaico é membro unitário do gerador e de acordo com a associação e as características das células, pode adquirir diferentes valores de tensão e corrente nominal. Módulos que possuem uma tensão de 18V, que tem 36

24

células em série, são geralmente empregados para carregar baterias e também podem ser associados em série para que se possa obter 24V ou 48V em corrente contínua, a figura 3 ilustra este tipo de módulo e sua construção típica. Em outros tipos de aplicação, são normalmente utilizados módulos com tensões nominais diferenciadas, sendo esse valor de tensão variando de 30V até 120V. Para a realização do carregamento de baterias de chumbo-ácido de 12V é preciso uma tensão de no mínimo 14V, e os módulos precisam produzir aproximadamente 16V, pelo fato de ocorrer perdas nos cabos, nas proteções e o efeito da temperatura sobre o módulo. Para essa aplicabilidade são usualmente utilizados módulos de silício cristalino com 36 células conectadas todas em série, que apresenta uma tensão de máxima potência de 18V e como tensão de circuito aberto em condições ideais de 21V.

Figura 3 - Componentes básicos do módulo fotovoltaico

Os módulos que são fabricados com outras tecnologias necessitam da utilização de uma quantidade diferente de células conectadas em série para que possa atingir essa tensão citada anteriormente. Em sistemas conectados à rede e de bombeamento de água, os valores de tensão que devem ser atingidos variam consideravelmente e exigem a utilização da associação de muitos módulos em série, e é por esse motivo que podemos observar uma diversidade de tensões nominais nesse tipo de módulos. O mercado exige módulos rígidos ou flexíveis, de acordo com o tipo de célula utilizada. Os módulos rígidos, figura 4, usualmente aplicam como base mecânica uma ou mais lâminas de vidro temperado, com um baixo teor de ferro, para uma melhor transmitância (razão entre a quantidade de luz que atravessa um meio e a quantidade de luz que sobre ele incide) à radiação solar. Podem também ter uma moldura com perfis de alumínio, que facilita a instalação do

25

painel, ou sem a utilização de molduras, sendo o caso onde os módulos são utilizados como parte de uma construção ou revestimento.

Figura 4 - Módulo com célula de silício monocristalino e policristalino, respectivamente.

Ao contrário das células de silício cristalino, onde primeiro se produz a lâmina de silício, depois a célula e finalmente o módulo, nos pain éis de filmes finos todo o processo está integrado. As células de filmes finos são depositadas sobre o vidro, realizando a produção das células e dos módulos em uma única fase. Já os módulos flexíveis, o módulo utiliza um substrato de material flexível, que usualmente pode ser um polímero ou uma lâmina metálica. Dentre os materiais mais usados estão o silício amorfo hidrogenado (a-Si:H), o disseleneto de cobre e índio (CIS) ou disseleneto de cobre, índio e gálio (CIGS) e o telureto de cádmio (CdTe), este último mostrado na figura 5.

Figura 5 - Módulo de filme fino, rígido, encapsulamento de vidro-vidro de telureto de cádmio (CdTe)

26

Atualmente, os módulos fotovoltaicos são produzidos em lugares inteiramente automatizados, evitando a manipulação humana. O aumento da fabricação de módulos fotovoltaicos tem ajudado a reduzir os preços e garantir uma manutenção de qualidade aos consumidores. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS Um módulo é geralmente identificado pela sua potência elétrica de pico (Wp), porém, deve ser levado em conta as características que são compatíveis com aplicação. Para definir a potência de pico de um módulo fotovoltaico é realizado um ensaio nas condições ideais (STC), considerando uma irradiação solar de 1000 W/m2  sob um espectro de radiação solar padrão para AM 1,5 e temperatura de célula de 25 °C, conforme ilustra a figura 6. AM é a abreviação para “Air Mass”, ou seja, Massa de Ar e nada mais é do que a razão entre o caminho ótico percorrido pelos raios solares ao cruzar a atmosfera (SO) e o caminho vertical na direção do zênite (ZO), conforme a equação 1 abaixo.

Figura 6 - Posição relativa do sol para o cálculo da Massa de Ar (AM)

Devemos observar que as características elétricas que definem um módulo dependem diretamente das condições de temperatura e de irradiação. Quando o módulo fica posicionado direcionado para o Sol, a tensão do módulo pode ser medida utilizando um voltímetro conectado aos terminais positivos e negativos. A tensão que é analisada em um módulo desconectado é a tensão de circuito aberto (Voc). Contudo, ao utilizar um amperímetro nos mesmos terminais

27

é medido a corrente de curto-circuito (Isc). No entanto, esses dados não são muitos utilizados para se obter conhecimento sobre a potência real do módulo. No ensaio mais completo para determinar as características elétricas de um módulo fotovoltaico, o módulo é submetido às condições padrões de ensaio e se utiliza uma fonte de tensão variável para realizar uma varredura entre a tensão negativa de poucos volts (levando em conta a tensão dos terminais do módulo) até extrapolar a tensão de circuito aberto do módulo (corrente fica negativa). Durante a varredura são armazenados pares de informações de tensão e corrente, produzindo uma curva característica como mostrado na figura 7, sendo que para cada ponto da curva observada o produto de corrente pela tensão nos dá o dado de potência gerada para condições de operação.

Figura 7 – Curva característica I-V e curva de potência P-V para um módulo com potência nominal de 100Wp.

Na mesma figura 7 é possível observar uma curva de potência em função da tensão, que ajuda a identificar o ponto onde é alcançado a potência máxima. Nesse ponto da curva onde se encontra a potência máxima, é determinado valores de corrente e tensão especificados, que são chamados de corrente e tensão de potência máxima (V MP, IMP), denominado esse ponto de ponto de potência máxima (PMP). Dessa forma, podemos definir a potência máxima como o produto da tensão de máxima potência (V MP) e a corrente de máxima potência (I MP). As informações anteriormente citadas com: P MP, VMP, IMP, Voc e Isc são os cinco principais parâmetros que definem o módulo sob determinadas condições de radiação, temperatura de operação de célula e massa de ar. O fator de forma (FF) do módulo é a grandeza que expressa quando a sua curva característica se

28

aproxima de um retângulo no diagrama, essa forma retangular nos mostra a qualidade das células do módulo. A definição do FF é mostrada na figura 8. A

Figura 8 – Definição de fator de forma

A área hachurada simples condiz com o produto Voc x Isc, ou seja, a potência real do módulo (G.A m), sendo G a irradiação solar solar e Am a área, tendo esse valor sempre acima da potência que o módulo pode atingir. A área duplamente hachurada representa o produto V MP x IMP, ou seja, PMP, isto é, a potência máxima do módulo. A equação 2 apresenta o cálculo da eficiência do módulo. Para o módulo pelas normas técnicas a área inclui a moldura metálica e qualquer parte construtiva do módulo.

Eq. 2 FATORES QUE AFETAM AS CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS De forma análoga com o que acontece com a célula fotovoltaica, o desempenho do módulo fotovoltaico também é afetado pela irradiância solar e pela temperatura das células.

29

Efeito da irradiância solar Com o aumento da irradiância solar, a corrente elétrica que é produzida pelo módulo aumenta consideravelmente. A corrente de curto-circuito possui um aumento linear, como observado na figura 9.

Figura 9 – Efeito causado pela variação da irradiância solar sobre a curva característica I-V para um módulo fotovoltaico de 36 células de silício cristalino (c-S i) a 25°C.

Efeito da temperatura A incidência diária de radiação solar e a mudança de temperatura ambiente desenvolve uma variação de temperatura nas células que constituem o módulo. A figura 10, mostra curvas com uma diversidade de temperaturas de células, podendo ser observado que há uma queda de tensão significativa com o aumento da temperatura da célula. Além disso, a corrente passa por uma elevação muito pequena, sendo incapaz de compensar a perda pela p ela diminuição de tensão. Para representar o efeito da temperatura nas propriedades dos módulos é usualmente utilizado os coeficientes de temperatura definidos definid os abaixo:

Figura 10 - Efeito do aumento de temperatura na curva característica I-V do painel solar.

30

Coeficiente (β) de   variação da tensão de circuito aberto (Voc) com a

temperatura:

Eq. 3 Onde: ▪

∆Voc é a variação da tensão de circuito aberto para uma variação de temperatura de célula ∆T.

▪

Para realizar o cálculo do Voc em uma temperatura préestabelecida, utilizando o coeficiente β, utiliza-se a seguinte

equação 4: Eq. 4 Este coeficiente β é negativo e, para os módulos c -Si, um valor típico é de -

2,3 mV/célula.°C ou -0,37%/°C, enquanto que para os de a-Si é de -2,8 mV/célula.°C ou -0,32%/°C 2. Alguns fabricantes também informam o coeficiente de temperatura específico para a VMP, que pode ser denominado βVMP, e que é geralmente maior do que o β para o Voc. (PINH O; GALDINO,2014)

Abaixo segue o coeficiente de variação da corrente de curto- circuito (α):

Eq. 5 Onde: ▪

∆Isc é conhecido como corrente de curto-circuito (Isc) com uma variação de temperatura de célula ∆T, podendo ser uti lizado a uma

equação igual à equação 4. Este coeficiente α é positivo. Um valor típico para o c -Si é de +0,004

mA/cm².°C ou +0,01%/°C, e para o a-Si pode atingir +0,013 mA/cm².°C ou +0,1%/°C. (PINHO; GALDINO,2014) A variação da potência máxima (potência de pico) do módulo fotovoltaico de acordo com a temperatura é dada pelo coeficiente (γ):

31

Eq. 6 Onde: ▪

∆PMP é a variação da potência máxima do módulo de acordo com

a modificação da temperatura da célula, podendo ser utilizado uma equação idêntica à equação 7. Este coeficiente γ é negativo e os valores típicos são de -0,5%/°C para

módulos de c-Si e -0,3%/°C para módulos de a-Si. (PINHO; GALDINO,2014) A expressão que será demonstrada abaixo tem como principal objetivo utilizar a definição do ponto de máxima potência para encontrar a variação da mesma de acordo com a temperatura, utilizando as variáveis I MP e VMP. Para esse fim, considere o coeficiente de temperatura (α) para a variável Isc e para a I MP

iguais, e que o coeficiente de temperatura V MP é βVMP. Sendo que o coeficiente deve ser expresso em porcentagem: Eq. 7 Desenvolvendo a expressão, e desprezando o termo de segunda ordem, obtém-se: Eq. 8 Dessa forma podemos escrever uma equação que é capaz de relacionar os coeficientes de temperatura da célula fotovoltaica utilizada, além de nos permitir achar o coeficiente βVMP caso não seja fornecido pelo fabricante: Eq. 9 Os coeficientes antes demonstrados variam de tecnologia para tecnologia da célula. A referência sobre os coeficientes de temperatura de cada célula pode ser encontrada nas folhas de dados técnicos fornecidos pelos fabricantes dos módulos. Os coeficientes β e γ, quando possuem um número pequeno, pode -se observar que a perda de potência do módulo é muito pequena de acordo com a temperatura. Os módulos que possuem uma menor influência da temperatura na potência de pico é o de a-Si, tendo uma redução desprezível em relação aos outros módulos. Os módulos de a-Si também possuem uma diferença considerável de

32

fabricante para fabricante nos valores dos coeficientes de temperatura. Para um cálculo simplificado da temperatura de operação de um módulo fotovoltaico em determinadas condições ambientais pode-se utilizar a seguinte equação 10.

Eq. 10 Onde: ▪

▪

▪

▪

Tmod (°C) – temperatura do módulo; Tamb (°C) – temperatura ambiente; G (W/m2) – irradiância incidente sobre o módulo; Kt(°C/W.m-2) –  coeficiente térmico para o módulo, podendo ser adotado o valor padrão de 0,03, se não for conhecido.

TEMPERATURA NOMINAL DE OPERAÇÃO Visto que as condições padrão de ensaio, são geralmente totalmente diferentes das condições de operações reais, são definidas temperaturas nominais de operação das células nos módulos, sendo que as características elétricas dessa forma podem se aproximar das características efetivas. Cada módulo fabricado possui uma temperatura nominal  nominal  para suas células, sendo essa variável adquirida a partir da exposição do módulo em circuito aberto  aberto  a uma irradiação de 800W/m2  com temperatura ambiente de 20°C, 20°C, além da ação de vento incidente com velocidade de 1m/s. 1m/s. É possível também, adquirir essa informação nas folhas de dados técnicos dos módulos fotovoltaicos, na qual esse valor é indicado pela sigla NOCT (Nominal NOCT (Nominal Operating Cell Temperature) e está entre 40 a 80°C. A NOCT é diretamente ligada às propriedades térmicas e ópticas dos materiais utilizados na produção do módulo. Por exemplo, quando os módulos estudados têm os mesmos coeficientes d e temperatura (α, β e γ), o que possuir menor NOCT terá um desempenho elevado em relação aos outros em campo, visto que o mesmo possuirá perdas muito pequenas relacionadas a temperatura. A partir da NOCT informada pelo fabricante, pode-se calcular, com auxílio da equação 11, o coeficiente Kt do módulo.

Eq. 11 Onde: ▪

Kt (°C/W.m²) – coeficiente térmico para o módulo;

33

▪

▪

▪

NOCT (°C) – Nominal Operating Cell Temperature do módulo; 20 (°C) – temperatura ambiente definida para medida da NOCT; 800 (W/m²) – irradiância definida para a medida da NOCT;

IDENTIFICAÇÃO DAS CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS As informações julgadas essenciais são normalmente encontradas na etiqueta afixada em cada módulo como observado na tabela 1. Dados técnicos complementares são encontrados nas folhas de dados ou catálogos técnicos dos módulos, como visto na tabela 2. Tabela 1 – Dados técnicos que constam na folha de dados do módulo.

34

Tabela 2 – Dados técnicos que não constam na etiqueta do módulo.

A figura 11 a seguir mostra dados reais de um painel de 36 células de fabricação da Yingli Solar, e a figura 12 mostra dados de um painél de 60 células da Canadian.

Figura 11 - Dados reais de painéis de 36 3 6 células. Fonte: Yingli Solar

35

Figura 12 - Dados reais de painéis de 60 células. Fonte: Canadian

REGISTRO INMETRO Os módulos que são vendidos no Brasil devem ser ensaiados de acordo com a RAC do Inmetro e possuir um registro que pode ser consultado na página do Inmetro, além de ter uma etiqueta como mostrado na figura 13.

Figura 13 – Modelo de etiqueta do Inmetro afixada nos módulos. Adaptado de (INMETRO, 2011 ).

36

A classificação da eficiência energética dos módulos fotovoltaicos (A a E) é realizada pelo Inmetro seguindo a eficiência do módulo em condições-padrão de teste, como observado na tabela 3. A portaria 004/2011 do Inmetro engloba essa questão de etiquetagem da eficiência energética, ela possui como objetivo estabelecer os critérios do “Programa de Avaliação da Conformidade” para

sistemas e equipamentos de energia fotovoltaica, através do mecanismo da etiquetagem, para utilização da Etiqueta Nacional de Conservação de Energia (ENCE), atendendo aos requisitos do Programa Brasileiro de Etiquetagem (PBE), visando à eficiência energética e adequado nível de segurança. A ENCE tem como propósito informar a eficiência energética e/ou o desempenho térmico de sistemas e equipamentos para energia fotovoltaica, definidos nestes requisitos de avaliação de conformidade, segundo normas brasileiras específicas e/ou internacionais. Tabela 3 – Classes de eficiência de módulos fotovoltaicos no Brasil (INMETRO,

2011) Usualmente a eficiência do módulo é uma característica considerada não muito importante no projeto do sistema fotovoltaico, com exclusão dos casos onde existe uma limitação da área disponível para realização da instalação do painel.

INVERSORES (adaptado de PINHO; GALDINO, 2014) Um inversor é um dispositivo eletrônico que fornece energia elétrica em corrente alternada (CA) usando de uma fonte de energia elétrica em corrente contínua (CC). A energia CC é proveniente, de baterias, células a combustível ou módulos fotovoltaicos. A tensão CA de saída precisa ter amplitude, frequência e conteúdo harmônico de acordo com as cargas a serem alimentadas. Complementarmente, no caso de sistemas conectados à rede elétrica a tensão de saída do inversor deve ser sincronizada com a tensão da rede. Há uma grande diferença de tipos de inversores em função das propriedades de suas aplicações. Várias vezes eles fazem parte de equipamentos maiores, como no caso de UPS (no-breaks) e acionamentos eletrônicos para

37

motores de indução. Para os sistemas fotovoltaicos, os inversores podem ser divididos em duas categorias com relação ao tipo de aplicação: SFIs e SFCRs. Mesmo que os inversores para SFCRs compartilhem os mesmos princípios gerais de funcionamento que os inversores para SFIs, eles contêm propriedades específicas para obedecer às exigências das concessionárias de distribuição em termos de segurança e qualidade da energia injetada na rede. Os inversores modernos usam chaves eletrônicas de estado sólido e o seu desenvolvimento está diretamente ligado à evolução da eletrônica de potência, tanto em termos de componentes (especialmente semicondutores) quanto das topologias de seus circuitos de potência e controle. Diferente dos primeiros inversores para uso em sistemas fotovoltaicos que eram apenas adaptações de circuitos que já existiam, os circuitos mais modernos são desenvolvidos considerando a complexidade e as exigências de sua aplicação específica. Desta maneira, no decorrer de poucas décadas, as topologias foram aperfeiçoadas e os custos de fabricação reduzidos, enquanto que as eficiências de conversão evoluíram até chegar a valores próximos a 99% em alguns inversores para conexão à rede elétrica. CLASSIFICAÇÃO DOS INVERSORES Dependendo do princípio de operação, os inversores podem ser divididos em dois grandes grupos: comutados pela rede (comutação natural) e autocomutados (comutação forçada). A figura 14, ilustra os casos citados.

Figura 14 – Tipos de inversores classificados com o princípio de funcionamento.

38

PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO DOS CONVERSORES CC-CA A figura 15a apresenta o esquema do conversor CC-CA de meia ponte para um inversor monofásico. Neste circuito, a inversão da polaridade do sinal é conseguida pelo acionamento alternado das chaves S1 e S2 numa frequência fixa, que pode ser a frequência de rede elétrica (60 Hz). Como consequência, tem-se uma tensão alternada aplicada sobre a carga. A forma do sinal de saída deste tipo de conversor é uma onda quadrada, variando de: –Vcc/2 a +Vcc/2 em 60 Hz.

Figura 15 – Inversor de (a) meia ponte e (b) ponte completa monofásica.

Se ao invés de duas, forem utilizadas quatro chaves, na topologia de circuito apresentada na figura 15b, tem-se então um conversor CC-CA de ponte completa para um inversor monofásico. Para uma mesma tensão de entrada, o conversor de onda completa faz uma saída com o dobro da amplitude do conversor de meia ponte, variando de –Vcc a +Vcc. Esta topologia permite várias estratégias de funcionamento, dependendo da forma de acionamento das chaves. A tensão Vcc representada na figura 15 para alimentação do conversor CC-CA, corresponde na verdade ao elo de corrente contínua do inversor. Se as chaves forem acionadas aos pares, de forma alternada e sincronizada, (S1 e S4, S2 e S3) em uma dada frequência (60 Hz), o sinal de tensão resultante na saída do conversor será outra vez uma onda quadrada, como a mostrada na figura 16a. Independentemente de ter como vantagem a simplicidade, este tipo de acionamento não permite o controle da amplitude nem do valor eficaz (RMS) da tensão. O uso de um diferente esquema de chaveamento, no qual os pares S1/S4 e S2/S3 sejam acionados não simultaneamente, mas defasados entre si por um determinado ângulo (tempo), causa cancelamentos de tensão em certos in tervalos do ciclo. O resultado na saída do conversor é a chamada onda quadrada modificada, cuja forma de onda está representada na figura 16b. Neste caso, a tensão RMS de saída pode ser controlada pelo ângulo de defasagem no disparo dos dispositivos de chaveamento e a forma de onda

39

apresenta menor distorção harmônica, tornando-se um pouco mais assemelhada a uma senóide. O valor eficaz da componente fundamental (60 Hz) da tensão de saída da onda senóide modificada é dado, neste caso, pela equação 12.

Figura 16 – Possíveis formas de onda da tensão de saída de um conversor c.c-CA de pon te completa: (a) onda quadrada, (b) onda quadrada modificada (c) 3 pulsos e (d) modulação por largura de pulso PWM.

Eq. 12

40

Onde: ▪

▪

▪

▪

Vrms (V) – tensão eficaz da componente fundamental; Vcc (V) – tensão cc da entrada; T (s) – período da senóide (1/60); tc (s) –  período de bloqueio (intervalo entre os pulsos ou tempo com tensão zero), cuja variação permite o controle da tensão de saída (ver figura 16b).

As saídas dos inversores de onda quadrada, assim como os de onda senoidal modificada, possuem um alto nível de distorção harmônica. A atenuação desses harmônicos geralmente é feita através de filtros, que, além de caros, complexos e volumosos, normalmente consomem muita potência, prejudicando a eficiência do inversor. Por isso, a utilização de inversores de onda quadrada e senóide modificada, que são do tipo denominado monopulso, é limitado a aplicações em SFIs e, mesmo assim, para alimentação de cargas não críticas. A figura 16c mostra, como exemplo, uma hipotética forma de onda com 3 pulsos por semiciclo. Na prática, nas aplicações nas quais a eficiência na conversão e a qualidade da energia são fatores determinantes, são utilizados os inversores multipulsos, com formas de onda como a mostrada na figura 16d com 14 pulsos por semiciclo. Nos conversores CC-CA de inversores modernos, a estratégia de controle mais usada é a PWM. Apesar de existirem vários esquemas PWM, todos eles baseiam-se no acionamento dos dispositivos de chaveamento a uma frequência constante (dezenas ou centenas de kHz), porém com um ciclo de trabalho (razão entre o tempo de condução e o período) variando durante o semiciclo proporcionalmente ao valor instantâneo de um sinal de referência. Iniciando com pulsos estreitos quando a amplitude da senóide de referência é baixa e, naturalmente, os pulsos vão se alargando conforme o valor instantâneo da senóide de referência aumenta. A figura 17 explica detalhadamente a implementação de uma das possíveis estratégias de PWM, chamada chaveamento bipolar. Na figura 17a observa-se que o controle do chaveamento é feito pela comparação de uma tensão de referência (Vcaref), que é uma senóide na frequência da rede (60 Hz), com um sinal triangular (Vtri) de frequência muito superior, ambas geradas internamente no conversor CC-CA As duas formas de onda podem ou não ser sincronizadas e as relações entre suas freqüências e amplitudes controlam os parâmetros da saída. Quando a tensão de referência tem valor superior à onda triangular, então são postas em condução as chaves S1/S4, enquanto que S2/S3 permanecem em bloqueio, aplicando assim uma tensão positiva (+Vcc) na carga.

41

Nos momentos em que a tensão de referência é inferior à da onda triangular, os estados das chaves são invertidos e a carga recebe tensão negativa.

Figura 17 – Estratégia de controle PWM para um conversor CC-CA – tensões de controle Vca REF e Vtri(a) e tensão na saída Vcarga (b).

Depois de uma filtragem adicional com filtro passa-baixa para retirar as componentes harmônicas de alta frequência, o sinal de saída é praticamente senoidal. Além de baixa THD, os inversores PWM também possuem elevada eficiência e uma excepcional regulação da tensão de saída. Esses dispositivos são indicados para equipamentos eletrônicos sensíveis. Comparados com inversores de onda quadrada, tem custo mais elevado como resultado da maior complexidade dos circuitos. CARACTERÍSTICAS DOS INVERSORES A forma da onda usualmente indica a qualidade e o custo do inversor. Conforme visto anteriormente, ela depende do método de conversão e filtragem utilizado para acabar com os harmônicos indesejáveis resultantes da conversão. Outro aspecto que determina a qualidade dos inversores é a sua eficiência de conversão. Nos inversores a eficiência não é constante e seu valor depende da potência demandada pelos equipamentos de consumo (carga), e também de seu fator de potência. Os fabricantes costumam anunciar a eficiência na carga nominal, mas nem sempre enfatizam o fato de que sob cargas parciais seus dispositivos apresentam baixas eficiências. Para os usuários de sistemas com

42

necessidades variáveis de potência, altas eficiências em cargas parciais são importantes. Um parâmetro importante a ser considerado em um inversor para SFI, especialmente para sistemas tipo SIGFI, é a potência que o dispositivo consome em condições de espera (standby). A economia de energia em modo de espera pode diminuir a capacidade de geração fotovoltaica necessária na etapa de dimensionamento do projeto e, como consequência, reduzir o custo de aquisição do sistema com um todo. O valor máximo de corrente de autoconsumo de inversores para SFIs admitido no RAC para ensaio do Inmetro é de 3% da corrente consumida em carga nominal, em toda a faixa de tensão de entrada. Alguns inversores, seja para SFIs ou para SFCRs, podem ter limitações de potência quando em operação em temperaturas ambientes elevados. Outra característica primordial é de que um inversor para SFIs deve tolerar surtos de corrente que acontecem, por exemplo, na partida de motores elétricos, os quais podem exigir valores mais de 10 vezes superiores à corrente nominal do motor em curtos períodos de tempo, antes de entrar em regime normal de trabalho. Alguns modelos de inversores conseguem tolerar altas potências de surto, como por exemplo duas vezes a potência nominal em 1 minuto ou três vezes a potência nominal em 5 segundos. A potência de surto suportada pelo equipamento varia inversamente com o tempo de duração do surto. Exemplificando, a tabela 4 abaixo mostra as especificações reais de um certo equipamento de potência nominal de 5.000 W, em relação a potência de surto e temperatura de operação, extraídas das folha de dados técnicos do fabricante.

Tabela 4 – Exemplo de especificações de potência de pico e de limitações térmicas da potência de um inversor.

Alguns modelos de inversores para SFIs permitem a operação em paralelo de mais de uma unidade e/ou podem ser integrados para criar circuitos bifásicos ou trifásicos. Para especificar um inversor é necessário primeiro considerar qual é o tipo de inversor: inversor de bateria, para SFI, ou inversor para SFCR. Os parâmetros a serem especificados são: a tensão de entrada CC e a tensão de saída CA, faixa de variação de tensão aceitável, potência nominal, potência de surto, frequência, forma de onda e distorção harmônica (THD), grau IP de proteção,

43

temperatura ambiente e umidade do local da instalação além das certificações e tempo de garantia desejados. As características a serem observadas nas especificações de um inversor fotovoltaico são apresentadas a seguir: ▪

Forma de onda e Distorção harmônica:   a forma de onda da tensão CA produzida deve ser a senoidal pura. A distorção harmônica total (THD) precisa ser inferior a 5% em qualquer potência nominal de operação.

▪

Eficiência na conversão de potência:  a eficiência é a relação entre a potência de saída e a potência de entrada do inversor. Nas especificações fornecidas pelos fabricantes há referência, usualmente, apenas à eficiência máxima. Entretanto, deve-se ter em conta que as variações na potência de entrada e saída, o fator de potência da carga, e outros fatores influenciam negativamente na eficiência do inversor. A eficiência dos inversores varia, geralmente, na faixa de 50 a 95 %, podendo diminuir quando estão funcionando abaixo da sua potência nominal. Quando operando alguns motores, a eficiência real pode ser inferior a 50 %. Na figura 18 são mostradas algumas curvas de eficiência de inversores para uso em SFIs. Segundo os critérios especificados no RAC para ensaios de equipamentos fotovoltaicos do Inmetro (INMETRO, 2011), a eficiência do inversor isolado deverá ser superior a 80% na faixa de operação entre 10% e 50% da potência nominal e igual ou superior a 85% na faixa entre 50% e 100% da potência nominal. Atualmente, tem-se no mercado inversores que apresentam eficiências bastante altas, o que permite especificações de níveis superiores a pelo menos 85 e 90%, respectivamente. (PINHO; GALDINO, 2014)

44

Figura 18 – Curvas de eficiência para cargas resistivas de alguns inversores para uso em sistemas fotovoltaicos isolados.

▪

Potência nominal de saída: indica a potência que o inversor pode prover à carga em regime contínuo. Num sistema isolado, o inversor deve ser especificado para fornecer uma potência sempre superior às necessidades máximas das cargas conectadas, considerando um aumento momentâneo da demanda de potência. Para sistemas isolados tipo SIGFI é recomendável escolher uma potência nominal que seja próxima à potência total necessária para alimentar as cargas e que esteja próxima a uma das classificações citadas na RN 493/2012 (ANEEL, 2012a). Para aplicação em MIGDIs recomenda-se utilizar um fator de diversidade que será tanto maior quanto menor for o número de unidades consumidoras a serem atendidas. Para os SFCRs, a potência do inversor está associada à potência do painel fotovoltaico utilizado. (PINHO; GALDINO, 2014)

▪

Potência de surto: indica a capacidade do inversor em exceder sua potência nominal por certo período de tempo. Aplica-se somente aos inversores para sistemas isolados. Deve-se determinar as necessidades de surtos para cargas específicas. Como já citado anteriormente, algumas cargas CA, quando acionadas, necessitam de uma corrente elevada de partida por um curto período, para entrarem em operação. (PINHO; GALDINO, 2014)

▪

Taxa de utilização:  é o número de horas que o inversor poderá fornecer energia operando com potência nominal. (PINHO; GALDINO, 2014)

▪

Tensão de entrada: é a tensão CC do inversor. Conforme já mencionado, os valores mais utilizados em SFIs no Brasil são 12V, 24V e 48 V, normalmente fornecidos por baterias, e devem ser compatíveis com os requisitos de entrada do inversor. A tensão de entrada do inversor deve ser especificada tanto maior quanto maior for a potência demandada pelas cargas ao sistema fotovoltaico, a fim de se manter as correntes CC em níveis aceitáveis. Quando a bateria se descarrega e a tensão CC do sistema cai abaixo de um valor mínimo especificado, o inversor pode ser capaz de desconectar a carga automaticamente, fazendo a função LVD do controlador de carga. Nos

45

inversores para SFCRs, os requisitos relacionados à tensão de entrada do inversor devem ser sempre atendidos pela associação em série/paralelo de módulos. (PINHO; GALDINO, 2014) ▪

Tensão de saída: é regulada na maioria dos inversores, e sua escolha nos sistemas isolados depende da tensão de operação das cargas. No Brasil, dependendo da região ou cidade são usados os valores de 127 ou 220 V, sempre na frequência de 60 Hz. A regulamentação Aneel exige que os inversores para SIGFIs operem na tensão de distribuição adotada na região. Quanto aos inversores para SFCRs, a regulamentação específica que devem operar em BT para potências de até 75 kW, enquanto que para potências superiores até 1MW, a injeção deverá ser feita na MT de distribuição (13,8kV). (PINHO; GALDINO, 2014)

▪

Regulação de tensão: indica a variação de amplitude permitida na tensão de saída CA Os melhores inversores produzem uma tensão de saída praticamente constante para uma ampla faixa de cargas. As variações na tensão de saída devem estar de acordo com os limites estabelecidos pela Aneel-PRODIST e devem considerar a queda de tensão no circuito de distribuição de energia. (PINHO; GALDINO, 2014)

▪

Frequência da tensão de saída: indica a frequência da tensão CA de saída do inversor. Os aparelhos elétricos convencionais usados como cargas CA no Brasil são fabricados para operar na frequência de 60Hz. Alguns tipos de equipamentos, como relógios e timers eletrônicos, necessitam de uma cuidadosa regulagem de frequência para não apresentarem perda de desempenho, o que deve ser atendido pelos inversores em SFIs. (PINHO; GALDINO, 2014)

▪

Fator de potência:  as cargas mais comuns, em sistemas residenciais, são indutivas com o fator de potência podendo chegar a 0,5. Os melhores inversores são projetados para compensarem as cargas indutivas e manterem o fator de potência próximo de 1, o que maximiza a transferência de potência para a carga. É desejável que a carga tenha um fator de potência elevado, uma vez que isto reduz a corrente necessária para qualquer nível de

46

potência. O inversor deve ter um fator de potência nominal compatível com o fator de potência desejado para as cargas. Se os fatores de potência das cargas não forem incluídos em suas especificações, eles poderão ser obtidos do fabricante. (PINHO; GALDINO, 2014) ▪

Consumo de potência sem carga (consumo permanente, autoconsumo, consumo em standby):  é a quantidade de potência que o inversor utiliza, mesmo quando nenhuma carga está sendo alimentada. Para reduzir o autoconsumo, alguns inversores monitoram continuamente a sua saída, detectando se alguma carga está sendo usada e passam a operar efetivamente apenas a partir do momento em que uma carga é detectada. (PINHO; GALDINO, 2014)

▪

Modularidade: em alguns sistemas, o uso de múltiplos inversores é muito vantajoso. Alguns modelos de inversores podem ser conectados em paralelo para operarem diferentes cargas. Algumas vezes é fornecido um chaveamento de carga manual para permitir que o inversor possa atender às cargas críticas em caso de falha. Esta característica aumenta a confiabilidade do sistema. (PINHO; GALDINO, 2014)

▪

Temperatura e umidade do ambiente:  Devem ser citadas a temperatura ambiente máxima do local da instalação na qual se requer a potência nominal do inversor, pois a temperatura de operação do mesmo afeta sua eficiência. Deve ser sempre especificada dissipação de calor por convecção natural (sem partes móveis, como ventoinhas, pois estas, além de consumirem energia, requerem maior manutenção), e o local de instalação deve possuir ventilação adequada. Além disso, deve também ser citada a umidade relativa do ambiente e solicitada proteção adequada quanto a este quesito (por exemplo, isolamento de resina do circuito eletrônico). (PINHO; GALDINO, 2014)

▪

Compatibilidade eletromagnética: uma vez que efetuam chaveamento em alta frequência, os inversores podem ser elementos geradores de interferência eletromagnética capaz de prejudicar outros equipamentos eletrônicos e, principalmente, de telecomunicações. Os inversores para

47

SFCRs dotados do selo CE mantém (filtragem, blindagem) os níveis de emissões abaixo dos valores máximos estabelecidos pelas normas europeias de EMC. (PINHO; GALDINO, 2014) ▪

Grau de proteção:  O grau de proteção IP (Ingress Protection) classifica e avalia o grau de proteção de pessoas contra o contato a partes energizadas sem isolamento; de proteção contra o contato as partes móveis no interior do invólucro e proteção contra a entrada de corpos estranhos (Incluindo partes do corpo como mãos e dedos) e o grau de proteção contra entrada de poeira e contato acidental com água em carcaças mecânicas e invólucros elétricos. O grau de proteção IP a ser especificado varia de acordo com o ambiente onde o inversor será instalado, se abrigado ou não. Normalmente, para ambientes desabrigados se estabelece IP54 ou melhor e para ambientes abrigados IP20 ou melhor. (PINHO; GALDINO, 2014)

▪

Proteções:  As principais proteções apresentadas pelos inversores para sistemas fotovoltaicos isolados são: ▪

Sobretensão na entrada CC:  um inversor pode ser danificado se o nível de tensão de entrada (CC) for excedido. A maioria dos inversores têm sensores que o desconectam da bateria se os limites de tensão especificados forem excedidos.

▪

▪

▪

Inversão de polaridade na entrada CC Curto circuito na saída CA Sobrecargas e elevação de temperatura:  recomenda-se incluir controles capazes de desligar a unidade, para impedir danos, se as cargas impostas ao inversor excederem sua capacidade máxima ou se a temperatura de operação do inversor exceder o seu limite. É recomendável que a proteção seja eletrônica e que tente reenergizar o sistema algumas vezes antes de desligar o inversor definitivamente (neste caso é necessária uma religação manual). Isto evita que o sistema fique desligado devido a problemas transitórios. (PINHO; GALDINO, 2014)

48

INVERSORES PARA SISTEMAS CONECTADOS À REDE Uma possível classificação de tipos de inversores para SFCRs é a apresentada a seguir. Inversores Centrais Inversores trifásicos de grande porte, com potência numa faixa que vai de centenas de kWp até MWp, utilizados em Usinas Fotovoltaicas (UFVs), conforme ilustrado na figura 19. (PINHO; GALDINO, 2014)

Figura 19 - Diagrama de Inversores Centrais

Inversores Multistring Inversores trifásicos ou monofásicos dotados de várias entradas independentes de MPPT’s para conexão de strings de módulos, ve r figura 20. São adequados a instalações urbanas (telhados, fachadas) nas quais cada string pode estar submetida a diferentes condições de irradiância e/ou sombreamento. Tem potência na faixa de dezenas de kWp. (PINHO; GALDINO, 2014)

Figura 20 - Inversor com Múltiplos MPPTs

Inversores de String

49

inversores monofásicos dotados de apenas uma entrada MPPT, adequados a instalações de microgeração (até 15kWp), conforme figura 21. (PINHO; GALDINO, 2014)

Figura 21 - Inversor com único MPPT

Microinversores (Módulo CA) O módulo fotovoltaico CA é constituído por um conjunto integrado módulo/inversor, cujos terminais de interface são unicamente CA, sem acesso ao lado CC. Podem ser conectados em paralelo (ver figura 22) para aumento da potência e são direcionados a instalações de pequeno porte (micro e minigeração distribuída). (PINHO; GALDINO, 2014) Dentre as vantagens do microinversor pode-se citar: ● ● ● ● ●

Sistema modular a partir de 1 painel Otimização e monitoramento individual dos painéis Maior segurança em Corrente Alternada (AC) Facilidade de projeto e dimensionamento Flexibilidade em caso de manutenção

Figura 22 - Microinversor ou Módulo CA

50

EFICIÊNCIA DOS INVERSORES Os inversores para SFCRs normalmente efetuam MPPT em suas entradas CC como uma forma de eficientização. A eficiência de um inversor para conexão à rede pode ser expressa pela equação 13, equação 14 e equação 15.

Onde: ▪

▪

▪

PCC (W) – potência instantânea c.c na entrada do inversor; PCA (W) – potência instantânea c.a na saída do inversor; PMP (W) – potência instantânea máxima do painel fotovoltaico nas condições de temperatura e irradiância vigentes;

▪

ηconv  (%) –  eficiência de conversão do inversor, o que inclui as perdas nos

circuitos, no transformador, nos componentes de chaveamento etc.; ▪

ηmppt  (%) –  eficiência do inversor no seguimento do ponto de máxima

potência; ▪

ηtot (%) – eficiência total do inversor;

As eficiências totais destes inversores para conexão à rede podem atingir valores de 98% para circuitos sem transformador e 94% para inversores com transformador. Estas eficiências declaradas pelos fabricantes normalmente se referem à eficiência máxima, que se verifica justamente para determinada condição de carga. Querendo permitir e facilitar a comparação entre diferentes inversores com base na sua eficiência, criou-se a eficiência europeia. É uma média ponderada da eficiência do inversor para várias condições de carregamento, de acordo com uma distribuição determinada para o clima europeu (Alemanha), segundo a equação 16. Eq. 16

51

O valor ηx% corresponde à eficiência do inversor para um  carregamento

de x%, ao mesmo tempo que os coeficientes (0,03; 0,06; 0,13; etc.) denotam as frações de tempo que o inversor é esperado funcionar naquela condição de carregamento. Grande parte dos fabricantes fornece a eficiência europeia nos dados técnicos dos inversores. Nesta mesma filosofia, no estado da Califórnia (EUA) foi também definida a eficiência californiana, de acordo com a equação 17. A eficiência californiana é considerada mais próxima às condições brasileiras, mas a maioria dos fabricantes não a fornece.

Eq. 17

CABEAMENTO A escolha da bitola dos condutores normalmente é determinada de acordo com o limite de queda tensão, além de considerar se o sistema é de corrente contínua ou alternada e as tensões nominais de operação. É comum a utilização da NBR 5410 e/ou programas para a realização da escolha da bitola do cabeamento, sendo que esses métodos indicam a bitola que melhor se adapta aos condutores em função do comprimento do ramal, da tensão nominal e do nível de perdas. De forma alternativa se utiliza a equação 18, para encontrar a seção mínima de condutor S, necessária para uma instalação em corrente contínua.

Onde: ▪

▪

ρ - resistividade do material do condutor, geralmente cobre;

d - distância total do condutor, considerando o trecho de retorno (ida e volta);

▪

▪

I - Corrente que passa pelo condutor; ΔV - queda de tensão tolerada no cabeamento para o trecho analisado.

Nos sistemas fotovoltaicos é comum utilizar condutores de cobre, material que a 20 oC que possui uma resistividade em um valor de 0,01724 Ωmm 2/m e coeficiente e variação com temperatura de 0,0039 / oC, tais informações nos

52

permite determinar a influência da temperatura na resistividade do material. Os dados reais desse tipo de material são obtidos na documentação do respectivo fabricante. Os cabos (ver figura 23) precisam ser preparados para aguentar as mudanças climáticas, pois estarão expostos a uma intensa radiação, calor, frio e chuva por um longo período de tempo. É recomendado que o dimensionamento de cabos seja de acordo com a temperatura efetiva de trabalho e que o método escolhido para proteção dos condutores utilize o fator de correção da temperatura contido na NBR 5410. Além do mais, o material utilizado para a proteção e isolamento do condutor precisa ter uma alta resistência as condições climáticas, especialmente à radiação ultravioleta.

Figura 23 - Cabos projetados para uso em sistemas fotovoltaicos – Fonte: Conduspar

Em sistemas conectados à rede é possível observar uma faixa extensa de tensão CC. A utilização de tensões maiores ou menores é relacionado ao fato do tipo de inversor utilizado, sendo implicado algumas vantagens e desvantagens em relação a instalação, proteção e principalmente a redução de perdas em CC. Quando existem baixos níveis de tensões CC, tal sistema é mais seguro e apropriado para baixas potências. No entanto, quanto maior o valor de tensão de entrada do inversor, mais simples é a instalação do sistema, sendo que os inversores são mais compactos e também mais eficientes. É importante ressaltar que a elevação do nível de tensão CC demanda cautela, tanto na instalação quanto na operação. Nos dias de hoje, as faixas de tensão CC mais utilizadas nos inversores variam entre 100 e 1000 volts, dependendo diretamente do tipo e o porte do sistema, e além disso o cabeamento deve ter o isolamento apropriado ao nível de tensão para que seja evitado futuros problemas.

53

CAIXA DE CONEXÕES Os módulos geralmente possuem uma caixa de conexões, onde são encontrados os diodos de desvio (By-pass) e as conexões dos conjuntos de células em série. A figura 24 mostra o funcionamento do diodo de desvio e a figura 25 nos mostra o interior de uma caixa de conexões de um módulo constituído por 60 células e um diagrama que mostra a posição dos diodos de desvio. No módulo observado, cada diodo de desvio está conectado a 20 células em série.

Figura 24 - No esquema vê-se (a) uma série de seis células (em curto-circuito), das quais uma está parcialmente sombreada. (b) Isto tem efeitos dramáticos na curva I-V desta string. (c) Os diodos de desvio podem resolver o problema do sombreamento parcial.

Em alguns casos, os módulos não possuem caixas de conexões ou ela não é acessível, sendo assim os cabos saem direto do módulo laminado ou de uma caixa lacrada.

Figura 25 – Caixa de conexões de um módulo, com 36 células em série (18 para cada diodo).

54

TERMINAIS Os cabos terminais dos módulos fotovoltaicos precisam ter um isolamento adequado para a máxima tensão do sistema e também seja capaz de aguentar condições climáticas desfavoráveis, como vento forte, chuva torrencial, tempestade. Nos módulos que são conectados à rede, sendo esses módulos considerados mais modernos que os demais, são fornecidos com cabos préinstalados, possuindo um comprimento adequado para a conexão do módulo em série com outro. Usualmente, os cabos são dotados de um sistema de engate rápido, para uma conexão de qualidade, além de facilitar a instalação do mesmo. A figura 26 mostra os conectores de engate rápido.

Figura 26 – Conectores de engate rápido MC4 para conexão série de módulos fotovoltaicos.

Esse tipo de conector deve ter um grau de proteção IP 67 ou superior e não podem ser colocados em canaletas ou dutos que tenham a possibilidade de acumular água. Os cabos também não podem ficar expostos ao vento excessivo. O melhor posicionamento dos cabos é quando ele é preso à estrutura do painel com auxílio de braçadeiras apropriadas.

ESTRUTURAS E TELHADOS Muitas vezes, o local mais conveniente e apropriado para colocar o gerador fotovoltaico está no telhado do edifício. As placas fotovoltaicas podem ser montadas acima e/ou paralela à superfície do telhado com um certo afastamento para fins de ventilação, conforme figura 27. Em alguns casos, como em telhados planos, uma estrutura separada com um ângulo de inclinação mais ideal é montada no telhado, também mostrada na figura 27.

55

Figura 27 - Exemplos de montagem: à esquerda, montagem paralela ao telhado e à direita, montagem em ângulo diferente da do telhado.

A montagem adequada da estrutura para fixação no telhado pode exigir horas extensas de trabalho. Deve ser dada especial atenção à estrutura do telhado e às vedações existentes no telhado para não serem danificadas. Antes da instalação, é sempre importante ter o telhado vistoriado por um engenheiro para verificar as condições da estrutura (para segurança dos instaladores) e o limite de peso que a esta suporta e, caso necessário, a estrutura do telhado deverá ser melhorada para lidar com o peso adicional do sistema fotovoltaico. Para novas construções, os suportes geralmente são fixados após a trama do telhado ser montada e antes da instalação das telhas. A equipe responsável pela montagem das placas fotovoltaicas normalmente instalam os suportes, conforme ilustra a figura 28. Cada tipo de cobertura requer um suporte específico.

Figura 28 - Exemplo de suporte para telhas cerâmicas.

56

MONITORAMENTO O primeiro lugar que a maioria dos proprietários olham para avaliar o desempenho de seu sistema fotovoltaico conectado à rede é na fatura de energia elétrica. No entanto, a análise das faturas não mostram o panorama geral do sistema, uma vez que as concessionárias fornecem apenas os dados líquidos que elas medem, i.e., a quantidade de energia elétrica consumida da rede e a quantidade que o sistema exportou para a rede. Assim, como a fatura não mostra a quantidade de energia que a instalação consumiu oriunda do sistema fotovoltaico, não é possível determinar a quantidade de energia total que seu sistema fotovoltaico produziu. Entretanto, estas e outras informações podem ser obtidas com soluções de monitoramento de dados dos fabricantes de inversores e/ou de terceiros. Monitoramento via inversores Para alguns, o display básico de um inversor é informativo o suficiente. É fácil acessar diretamente na frente do inversor e fornece um nível básico de monitoramento, que geralmente inclui saída de energia instantânea, produção diária de energia e produção total de energia atualizada. Dependendo do inversor, as leituras também podem incluir características de tensão da rede elétrica e tensão do arranjo fotovoltaico. Os proprietários do sistema podem visualizar essas informações à vontade, apenas verificando a exibição do inversor. As opções de exibição remota oferecidas com alguns inversores podem fornecer a mesma informação básica de desempenho do sistema em app, permitindo que os proprietários acessem os dados em seus celulares. Um exemplo de monitoramento no local sem fio é da fabricante Fronius que exibe gráficos simples que ilustram os dados, como potência instantânea; tensões e correntes CC e CA; energia produzida diária, anualmente e total; o valor em reais da energia produzida etc. Data Loggers e monitoramento via web Fabricantes de inversores fornecem soluções de registro de dados que podem ser armazenados sem a necessidade de um PC conectado o tempo todo aos inversores, através de registradores de dados (data loggers) e alguns fabricantes até oferecem monitoramento de dados on-line usando portais desenvolvidos para essa finalidade. Assim, proprietários de sistemas FV, instaladores e fabricantes de equipamentos podem monitorar o desempenho do sistema a partir de qualquer dispositivo conectado à Internet. Alguns pacotes podem até enviar e-mails automatizados para o instalador e/ou proprietário do sistema em caso de falhas. Se o sistema tiver múltiplos inversores ou

57

monitoramento a nível de strings, é possível receber avisos de discrepâncias nas saídas de energia. Como dito anteriormente, para esta coleta de dados, é necessário um registrador de dados e um hardware de comunicação, que pode ser instalado internamente no inversor ou simplesmente conectado ao inversor via cabeamento. Esses sistemas aprimorados de gerenciamento de dados geralmente oferecem complementos, como sensores para medir a irradiância, a temperatura do módulo e os dados do vento e estas informações também podem ser acessadas através da Internet, conforme ilustra a figura 29.

Figura 29 - Sensor Box da Fronius oferece além dos registros de dados, a coleta de irradiância, a temperatura do módulo e ambiente e dados de vento e umidade.

Este nível de monitoramento de dados raramente é necessário para sistemas de pequena escala, mas pesquisadores, “loucos por dados” e

proprietários de grandes sistemas fotovoltaicos apreciam ter essa capacidade para avaliar completamente o desempenho do sistema.

REFERÊNCIAS [1] PINHO, João Tavares; GALDINO, Marco Antonio (Org.). Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos. Rio de Janeiro: CEPEL-CRESESB, 2014. PORTAL SOLAR (Rafael Pereira). O QUE É GERAÇÃO DISTRIBUÍDA – GD.  2016. Disponível em: < http://www.portalsolar.com.br/o-que-e-geracao-distribuida.html >. Acesso em: 20 de junho 2017. [2] BRASIL. Rodrigo Lima Nascimento. Consultoria Legislativa. Energia solar no Brasil: Situação e Perspectivas. Brasília: Estudo Técnico, 2017. [3] IDEAL INSTITUTO. Potencial solar no Brasil. 2017. Disponível em: . Acesso em: 12  jun. 2017. [4] MOREIRA, José Roberto Simões (Org.). Energias renováveis, geração distribuída e eficiência energética. Rio de Janeiro: LTC, 2017.

58

4 . PROTEÇÕES ELÉTRICAS INTRODUÇÃO Uma proteção projetada, instalada e utilizada adequadamente pode evitar e/ou minimizar algumas falhas que podem ocorrer. Nos dias atuais os componentes dos sistemas fotovoltaicos estão mais tecnológicos, assim, geralmente, já possuem um sistema de proteção integrado. Como exemplo, é obrigatório encontrar em inversores para sistemas fotovoltaicos conectados à rede (SFCR) dispositivos de anti-ilhamento, isto é, dispositivos que evitam o funcionamento do sistema solar quando, por exemplo, algum defeito elétrico (na rede da concessionária) é detectado evitando que o sistema solar continue operando nessas condições. Além disso, é recomendado a instalação de dispositivos como os disjuntores, fusíveis, DPS, sistemas de aterramento e SPDA. (PINHO; GALDINO, 2014).

DISJUNTORES É o dispositivo capaz de interromper um circuito, ao comando do operador ou automaticamente, quando percorrido por níveis de corrente superiores à sua corrente nominal, sem que dessa interrupção lhe advenha dano. Os disjuntores de baixa tensão contém, basicamente, dois sistemas de proteção. O primeiro opera para correntes de sobrecarga, é uma lâmina bimetálica em série com o circuito, e se curva quando a corrente que a atravessa supera a corrente nominal, fazendo com que o disjuntor desarme. O segundo opera apenas quando elevadas correntes de curto-circuito atravessam o disjuntor excitando um dispositivo magnético (solenóide) interno, fazendo com que o disjuntor desarme. Ver figura 1.

Figura 1 - Disjuntor termomagnético. (1) Lâmina bimetálica e (2) Disparador magnético [solenoide].

59

A curva tempo-corrente de um disjuntor de baixa tensão apresenta um declive, isto é, um trecho de característica inversa (quanto maior a corrente menor o tempo de atuação) e após, uma forte queda indicando a operação do sistema de proteção magnético, conforme mostra a Figura 2.

Figura 2 - Curvas características de atuação

Para aumentar a capacidade disruptiva do disjuntor há, em seu interior, uma câmara de extinção de arco que se presta a confinar, dividir e extinguir o arco elétrico formado entre os contatos do disjuntor imediatamente após a abertura mecânica dos contatos. As principais características nominais são: ▪

Tensões nominais – Os disjuntores são caracterizados pela tensão nominal de operação, ou tensão nominal de serviço (Ue) e pela tensão nominal de isolamento (Ui)

▪

Correntes nominais – A corrente nominal (In) de um disjuntor é a corrente ininterrupta nominal (Iu) e tem o mesmo valor da corrente térmica convencional ao ar livre.

A norma IEC 60898 considera 30°C como

temperatura ambiente de referência e indica os seguintes valores preferenciais de In: 6, 10, 13, 16, 20, 25, 32, 40, 50, 63, 80, 100 e 125A. ▪

Corrente convencional de atuação – É o valor especificado de corrente que provoca a atuação do dispositivo dentro do tempo convencional que é de uma hora para disjuntores abaixo de 63A e de duas horas para os acima de 63A.

60

Tabela 1 - Tempo de atuação de disjuntores Intensidade de Corrente 1,13 In 1,45 In

▪

Tempo de Atuação t 1h (In 63A) t 2h (In > 63A) t < 1h (In  63A) t < 1h (In > 63A)

Disparo instantâneo – A IEC 60898 define, para o disparo instantâneo, em geral magnético, as faixas e atuação B, C e D ilustradas na Figura 2. Curva B:  tem como característica principal o disparo instantâneo para corrente entre 3 a 5 vezes a corrente nominal. Sendo assim, são aplicados principalmente na proteção de circuitos com características resistivas ou grandes

distâncias

de

cabos

envolvidas.

Exemplos:

lâmpadas

incandescentes, chuveiros, aquecedores elétricos, etc. Curva C: tem como característica o disparo instantâneo para correntes entre 5 a 10 vezes a corrente nominal. Sendo assim, são aplicados para proteção de circuitos com cargas indutivas. Exemplos: lâmpadas fluorescentes, geladeiras, máquinas de lavar, etc. Curva D: disparo instantâneo para correntes entre 10 a 20 vezes a corrente nominal.

FUSÍVEIS Os fusíveis têm “basicamente” as mesmas funções dos disjuntores,

embora operem normalmente contra curto-circuito podem atuar contra sobrecargas também. Em ambos os casos, depois de atuando é necessário trocálo. O seu funcionamento é da seguinte forma: com a elevação da corrente ocorre uma fusão de um elemento elo fusível, ou seja, a energia elétrica se transforma em energia térmica, esse fenômeno é denominado efeito Joule. O material do elo fusível é escolhido, levando-se em consideração, as temperaturas de fusão das ligas de cobre com o alumínio, pois são os materiais mais utilizados para a fabricação de condutores. (SIEMENS, 2009)

61

DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO CONTRA SURTOS (DPS) Os DPS são usados na proteção contra elevações repentinas de tensão (surtos). São, usualmente, dispositivos de impedância não-linear que em condições normais de operação possuem uma impedância muito elevada, evitando assim a sua interferência no circuito. Na presença de surtos de tensão, o dispositivo reduz a sua impedância criando um caminho preferencial para controlar a corrente de surto, evitando danos nos equipamentos conectados a jusante. Dentre as características mais importantes para se observar nos DPS estão: Máxima tensão de serviço contínuo da linha (Uc); Tensão de proteção do DPS (Up); Máxima tensão que o equipamento a ser protegido suporta (Uw); Corrente nominal do DPS (In); Corrente subsequente da fonte (If) e Máxima corrente subsequente que o DPS consegue interromper (Ifi). Existem três classes de DPS: Classe 1: DPS’s da classe 1 são capazes de proteger os sistemas contra sobretensões e contra altas correntes de surto, podendo ser provocados por descargas elétricas (raios) diretas ou indiretas. (FINDER, 2012) Classe 2: São para proteção contra descargas indiretas. Geralmente usados em residências, construções comerciais pequenas, na maioria das vezes protege contra tensões de manobra e ou também para auxiliar o de classe 1. São comumente instalados em quadros de distribuição. (FINDER, 2012) Classe 3: Os DPS’s da classe 3 são a combinação da classe 1 com a 2 e é normalmente utilizada no interior de edificações, imediatamente a montante do equipamento a ser protegido. (PAULINO et al., 2016)

DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO CC Os dispositivos utilizados para proteger a parte de corrente contínua são os fusíveis, disjuntores (figura 3), chaves seccionadora, DPS e caixa de combinação ou de junção.

62

Figura 3 - Disjuntores CC da schneider para uso em Sistemas fotovoltaicos

Fusíveis Como dito no tópico anterior, os fusíveis servem para proteger contra eventuais sobrecarga e correntes residuais. No sistema fotovoltaico, ele desempenha a sua função geralmente para correntes reversas proveniente dos módulos. (MELHO, 1014) Chave de seccionadora Sua função no sistema fotovoltaico consiste em conseguir desconectar as strings de módulos dos inversores mesmo sobre carga, além de conseguir aniquilar os arcos voltaicos. A possibilidade de desconectar o sistema com segurança possibilita a manutenção dos módulos fotovoltaicos, a figura abaixo ilustra um modelo da Schneider. (MELHO, 1014)

Figura 4 - Exemplo de chave seccionadora

63

DPS Para proteção contra sobretensão são utilizados os DPS para corrente contínua, como o mostrado na figura 5 e já discutidos no tópico anterior. No sistemas fotovoltaicos eles possuem a função de proteger os módulos e as entradas CC dos inversores. (MELHO, 1014)

Figura 5 - Protetor de surtos (DPS)

STRING BOX A string box   nada mais é que uma caixa onde é realizada a conexão das strings e onde são instalados os elementos de proteção citados anteriormente. A String Box é conectada ao inversor e permite isolar o sistema fotovoltaico possibilitando uma manutenção segura. A figura 6 mostra um diagrama de um sistema e o local onde a String Box   é empregada e a figura 7 traz uma String Box  comercial

Figura 6 - Diagrama esquemático de sistema fotovoltaico e seus componentes

64

Figura 7 - String Box  comercial

DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO CA Disjuntores Conforme discutido nos tópicos anteriores, os disjuntores têm como função proteger contra curto circuito e sobrecarga e, diferente dos fusíveis eles não precisam de troca após a sua atuação. São geralmente usados no lado CA dos inversores e podem ser utilizados como chave para desativar a alimentação de corrente alternada. (MELHO, 2014) Proteção contra sobre tensões De forma similar ao lado CC, a parte de entrada de corrente alternada também deve ser protegida contra sobretensões. São empregados DPS com características específicas para CA.

ATERRAMENTO / SPDA O aterramento dos sistemas fotovoltaicos acontece nos equipamentos e no circuito elétrico (denominado de aterramento funcional), consiste em proteger o equipamento contra correntes elétricas de surtos indesejáveis. Nos equipamentos, o aterramento é feito ligando a carcaça à terra e no circuito elétrico, o procedimento ocorre no lado de corrente contínua e no lado de corrente alternada. (PINHO; GALDINO, 2014). No lado CC, o procedimento do aterramento vai depender do tipo de módulo ou do inversor utilizado. No lado CA, o aterramento acontece através do condutor neutro. (PINHO; GALDINO, 2014). As caixas dos equipamentos, estruturas metálicas de suporte dos módulos e das baterias enfim, todos os metais expostos devem ser devidamente

65

aterrados. O processo de aterramento deve visar a equipotencialização de todas estruturas condutoras do sistema. (PINHO; GALDINO, 2014). O SPDA (sistema de proteção contra descarga atmosférica) consiste em proteger o gerador e o suporte onde encontra os dispositivos de condicionamento de potência contra descargas diretas e indiretas, assim como os outros dispositivos de proteção, ele deve ser aterrado apropriadamente. (PINHO; GALDINO, 2014).Sua instalação e necessidade é definida pela NBR 5419:2015.

REFERÊNCIAS [1] PINHO, João Tavares; GALDINO, Marco Antonio (Org.). Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos. Rio de Janeiro: Cepel-cresesb, 2014. [2] LENZ, André Luiz. Dispositivos de Proteção e Manobra para Comandos Elétricos. 2009. [3] SIEMENS. Guia Técnico: A ajuda teórica e prática para o Instalador Eletricista. Berlim: Siemens, 2009. [4] FINDER. Guia para aplicação de Dispositivos de Proteção contra SurtosDPS. Almese: Finder, 2012. [5] MELHO, Fernando Cardos. PROJETO E ANÁLISE DE DESEMPENHO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO à REDE ELÉTRICA DE BAIXA TENSÃO EM CONFORMIDADE COM A RESOLUÇÃO DE NORMATIVA 482 DA ANEEL. 1014. 14 f. Dissertação (Mestrado) - Curso de Pós-graduação em Engenharia Elétrica, Universidade Federal de Uberlândia, Uberlândia, 2014. [6] CHAMMA, Bruno Cordeiro. PROJETO DE UMA MICROGERAÇÃO FOTOVOLTAICA APLICADA A UMA RESIDÊNCIA.  2017. 77 f. TCC (Graduação) Curso de Engenharia Elétrica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de  Janeiro, 2017. [7] PAULINO, José Osvaldo Saldanha et al.. Proteção de equipamentos elétricos e eletrônicos contra surtos elétricos em instalações.  Lagoa Santa: Editora Clamper, 2016. 258 p. ISBN: 978-85-93065-00-2.

66

5. DIMENSIONAMENTO ORIENTAÇÃO E INCLINAÇÃO Para a máxima captação de energia ao longo do ano, as condições citadas a seguir precisam ser observadas. [1] Orientação Os módulos fotovoltaicos possuem uma eficácia maior quando estão instalados perpendicularmente aos raios solares. O posicionamento horizontal mesmo sendo mais fácil para a instalação, não é a melhor posição para a produção de energia pois, tal posicionamento faz com que os módulos fotovoltaicos acumulem sujeira e resíduos, dificultando a autolimpeza no período de chuva [2]. A figura 1 ilustra os casos com inclinação ótima e demais casos.

Figura 1 - Ângulo de inclinação dos módulos Fonte: [2]

Geradores que possuem um sistema de rastreamento do movimento aparente do sol são utilizados para melhorar a captação da radiação solar de forma mais eficiente. Esses sistemas são encontrados tanto na forma manual quanto na forma automática, com o seguimento parcial do sol (variação somente da inclinação ou do ângulo azimutal). Os sistemas manuais são mais baratos e de fácil aplicação, porém, precisam de intervenções humanas. Já os sistemas automáticos possuem melhor eficácia, no entanto possuem um preço elevado e podem apresentar falhas, devido à presença de peças móveis. Além disso, precisam estar conectados a uma fonte de energia. [1] É possível encontrar no mercado os rastreadores (figura 2) de eixo simples e rastreadores de eixo duplo que podem acompanhar o Sol de leste a oeste e o seu movimento à medida que sobe e desce no céu. [2]

67

(a)

(b)

(c)

Figura 2 - Rastreadores solar (a) eixo simples vertical, (b) eixo simples horizontal e (c) eixo duplo.

Conforme exposto no parágrafo anterior, quando utilizado o sistema de rastreamento o custo inicial do projeto fotovoltaico é elevado. É preciso balancear esses custos adicionais contra os aumentos estimados no rendimento e com a manutenção adicional. A utilização desse tipo de sistema é mais valiosa quando a aplicação requer uma carga uniforme durante o dia. Um exemplo desse caso é o bombeamento de água. [2] Geralmente, para que haja uma operação adequada e eficaz, os módulos precisam ser orientados em direção à linha do equador. Nas instalações realizadas no hemisfério Sul, a face dos módulos fotovoltaicos deve ser direcionada em relação ao Norte Verdadeiro, como visto na figura 3. Por sua vez, caso o sistema seja instalado no hemisfério Norte, a face dos módulos fotovoltaicos deve ser orientada com sua face voltada para o Sul Verdadeiro. [1]

Figura 3 - Orientação da face dos módulos fotovoltaicos para o norte verdadeiro em um dado local no hemisfério sul Fonte: [2]

68

Em muitos locais, a direção do Norte Verdadeiro (ou do Sul Verdadeiro) não é o mesmo do Norte Magnético (ou Sul Magnético) que é indicado pela bússola, sendo necessário realizar a correção do referencial magnético. Para tal correção, é utilizado a Declinação Magnética da área de instalação que é obtida facilmente através de mapas e/ou programas computacionais. O Observatório Nacional, instituto de pesquisa vinculado ao Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação, por exemplo, disponibiliza em sua homepage um mapa da declinação magnética sobre o território brasileiro para download, além de um software para sua determinação, bastando conhecer as coordenadas geográficas do local. Em nível internacional, a NOAA3, órgão dos EUA, também disponibiliza em sua página na internet os valores de declinação magnética para qualquer local do mundo. [1] A figura 4 mostra a quais valores aplicar de correção do referencial magnético para os diversos estados brasileiros.

Figura 4 – Valores para correção de orientação dos módulos em relação ao Norte

É preciso ficar atento ao fato de que a indicação da bússola pode sofrer desvios consideráveis se a mesma for manuseada nas proximidades de grandes objetos metálicos ou fontes de campos magnéticos. [1] Inclinação A Terra gira em um eixo de aproximadamente 23,5 graus. Tal inclinação provoca dias mais longos e dias mais curtos em diferentes períodos do ano. De uma parte do ano para outro a quantidade e a densidade de luz solar que uma região recebe varia muito. A rotação da Terra em seu próprio eixo e a posição da elipse provoca os dias mais curtos. Tal situação reduz drasticamente a quantidade de radiação solar. Os ângulos que os raios deveriam percorrer para que assim chegasse na Terra, são modificadas devido a órbita elíptica da Terra, fazendo com que a intensidade dos raios seja limitada. [2]

69

Se fosse possível o painel seguir a trajetória do sol, a radiação cairia perpendicularmente em sua superfície. Caso fosse utilizado um rastreador solar multiaxial tal situação seria possível, sendo que esse equipamento obteria o nível mais alto de irradiação da superfície. Entretanto, a grande maioria dos sistemas fotovoltaicos não acompanha o Sol. Logo, torna-se necessário compreender o desvio em relação à incidência perpendicular e como ela afeta a quantidade de insolação que sistema terá à disposição para produzir energia elétrica. [2] Para maximizar a geração de energia ao longo do ano, o ângulo de inclinação do módulo fotovoltaico (figura 5) deve ser igual à latitude do local onde o sistema será colocado. Contudo, mínimas variações na inclinação não ocasionam mudanças consideráveis na energia gerada anualmente e a inclinação do gerador pode estar dentro de 10o em torno da latitude da região de instalação. [1] Em localidades próximas ao equador, com latitudes variando entre ±10 o, é recomendado uma inclinação mínima de 10 o, para favorecer a autolimpeza dos módulos de acordo com a ação da chuva. Em regiões com muita poeira é preciso limpar regularmente a superfície dos módulos, visto que a sujeira diminui a captação da luz, e como consequência disso reduzindo o seu desempenho. Entretanto, é necessário tomar cuidado para não causar danos ao vidro ou qualquer outro material de cobertura do módulo. Aconselha-se usar apenas água e um pano de tecido macio. Este processo deve ser realizado no início da manhã ou no final da tarde, sendo esses períodos horários em que o gerador fotovoltaico está frio e não está com muita produção.

Figura 5 - Ângulo de inclinação dos módulos fotovoltaicos.

70

SOMBRAS As sombras diretas ocasionam uma drástica diminuição no desempenho do sistema fotovoltaico. As linhas de transmissão e/ou de distribuição são um dos tipos de sombras que podem provocar quedas no empenho do conjunto FV, conforme ilustra a figura 6.

(a)

(b)

Figura 6 – Sombreamento direto provocado por rede de distribuição urbana. (a) Aquecimento visto através de termografia e (b) vista do local.

Esse tipo de sombreamento é mais preocupante em regiões urbanas, visto que as áreas rurais possuem um espaço aberto muito maior, sendo esse uma localidade muito adequada para os sistemas fotovoltaicos. Em localidades urbanas é possível observar o sombreamento sendo causado por árvores e edificações. [2] Sombreamento Temporário Esse tipo de sombreamento ocorre devido ao acúmulo de resíduos nos módulos solares. Sujeiras, excrementos de pássaros e folhas são as causas mais frequentes de sombreamento temporário. Um pedaço de sombra que incidir sobre um ou mais módulos pode reduzir o rendimento energético de um sistema de forma significante. [2] Em regiões muito secas podemos utilizar mangueiras para realizar a remoção do pó. Para resíduos persistentes, normalmente são utilizadas esponjas macias. É também importante saber quando usar produtos de limpeza ao invés de um enxágue com água pressurizada. Os fabricantes recomendam que não se utilize detergentes fortes ou outros abrasivos que poderiam causar arranhões na superfície do módulo. [2] Autossombreamento A fileira frontal de módulos em um sistema montado em rack pode criar sombra nas fileiras posteriores. Para que seja otimizado o sistema e assim seja evitado o autossombreamento, pode-se melhorar o espaçamento entre as fileiras (figura 7). Para que seja calculado esse espaço, use como base as sombras

71

ocasionadas no período das 8 a 16h ou de 9 a 15h durante 21 de dezembro, o solstício de verão, e não para o meio-dia desta data. [2]

Figura 7 – Sombra e Distância entre os painéis

Análise do sombreamento A análise do sombreamento deve ser considerada parte integrante da fase de projeto do sistema. O contorno da sombra nos arredores é registrado em relação aos pontos exteriores no sistema. A análise das sombras precisa abordar todos os pontos no sistema. [2] As ferramentas de análise de sombras podem ser valiosas ou incômodas. Quando utilizada qualquer ferramenta de avaliação de sombras é de extrema importância considerar os seguintes pontos: ▪

O uso da ferramenta de análise de sombras para aprender sobre o sombreamento e não se basear somente nela;

▪

Quando chegar no local, o dispositivo deve funcionar. Caso não funcione, você deverá voltar e isso pode parecer pouco profissional;

▪

É fácil abusar das ferramentas de análise de sombras. Porém, é preciso dominá-las e não compreender apenas como ela funciona, mas o que os dados realmente significam. Aprenda também o valor negativo dos diferentes tipos de sombras nas diferentes horas do dia;

▪

Aprenda como fazer a localização do Norte, esboce o local adequadamente com as suas dimensões e aprenda como determinar os componentes produtores de sombra e o perfil do seu sombreamento sem as ferramentas.

▪

Nunca se esqueça dos componentes produtores de sombra que não estão lá. Considere as árvores que vão crescer ou que serão plantadas, pergunte

72

sobre mudanças nas propriedades e nas vizinhanças e investigue as futuras edificações ou estruturas. Algumas ferramentas muito conhecidas para esse tipo de propósito são os aplicativos “SunSuveyor” ou “SunSeeker” ou o software PV*SOL.

O que o sombreamento pode causar Quando uma ou mais células recebe uma quantidade de radiação solar menor do que as outras da mesma associação, sendo uma associação em série, sua corrente será limitada e assim afetará a corrente de todo o sistema. [1] A redução de radiação incidente muitas vezes acontece devido ao surgimento de um sombreamento parcial sobre o módulo, depósito de sujeira sobre o vidro, ou algo que possa ter caído sobre o módulo, dentre tantas outras possibilidades. Esse efeito de redução de corrente no conjunto de células influência todo o módulo conectado em série. [1] Além disso, é possível ocorrerem perdas de potência no gerador fotovoltaico e também há o risco de ocorrerem danificações ao módulo parcialmente sombreado, já que a potência elétrica gerada que não está sendo direcionada ao consumo é dissipada no módulo afetado, até mesmo danificando apenas algumas células. Quando ocorre tal situação, o fenômeno é conhecido como “ponto quente” (“hotspot”), sendo que produz um calor excessivo sobre a

célula prejudicada, com ruptura do vidro e fusão de polímeros e metais, ver figura 8.[1]

(a)

(b)

Figura 8 – Detecção de Pontos Quentes. (a) Termografia da traseira do painel mostrando ponto quente. (b) Vista frontal do painel mostrando que o pon to quente foi devido a sombreamento localizado. A figura 9 ilustra o efeito do sombreamento sobre células de um módulo conectado em série. Ao cobrir metade de uma das células, a corrente daquele módulo é drasticamente reduzida pela metade. Consequentemente, os módulos nele conectados também têm suas correntes reduzidas. [1]

73

Figura 9 - Curva I-V para 4 módulos conectados em série e sem sombreamento (linha contínua); curva I-V para os mesmos 4 módulos na situação de sombreamento de uma de suas células, que passa a receber 50 % da irradiância original (linha tracejada); curva I-V com o mesmo sombreamento, mas com a utilização de diodos de desvio (curvas com linha contínua e pontos). É de grande importância ressaltar que os módulos de filmes finos de uma forma geral possuem um melhor desempenho na presença de sombreamento do que os produzidos de c-Si, pois sofre reduções menores no rendimento de uma maneira geral. [1]

DIMENSIONAMENTO DO GERADOR FOTOVOLTAICO O dimensionamento da potência do sistema está diretamente ligado ao sistema de compensação regulamentado na região. No Brasil a Resolução Normativa ANEEL 482/2012 estabelece as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, o sistema de compensação de energia elétrica, e dá outras providências. Para que o gerador fotovoltaico de um sistema conectado à rede seja dimensionado de forma otimizada, é preciso levantar o consumo médio diário ao longo de um ano da edificação (Wh/dia) descontando o valor da disponibilidade mínima de energia. A potência de um microgerador que constitui um sistema fotovoltaico conectado à rede pode ser calculado utilizando a equação 1. Onde:

74

PPeak = Potência pico do painel fotovoltaico (kWp) E = Energia consumida diariamente pelas cargas (kWh/dia) Psol = Irradiância de referência (1 kW/m²) GPOA = Irradiação diária no plano dos módulos (kWh/m².dia) PR = Performance Ratio  (Taxa de Desempenho) é uma característica que mede o desempenho do sistema fotovoltaico.

A PR pode ser definida levando em conta a relação entre o desempenho real sobre o desempenho máximo teórico. Em sistemas residenciais conectados à rede, que são bem ventilados e não tem sombreamento, tem-se uma PR entre 70% e 80% aqui no Brasil devido às condições radiação solar. No entanto, esse valor de PR é diretamente influenciado pela temperatura ambiente e a tecnologia utilizada. Usualmente, para uma maior certeza sobre o desempenho do sistema, são utilizados programas computacionais. Após a realização do dimensionamento do gerador, é necessário analisar qual tecnologia que mais se adequa ao projeto, levando em conta o custo da energia gerada pelo sistema e as vantagens elétricas e estéticas (arquitetônicas). Além de considerar a credibilidade da empresa que produz o painel em relação a durabilidade e as características elétricas e a eficiência. Dando atenção também a questão da área ocupada pelo painel. É observado também que o gerador FV estabelece uma carga mecânica na cobertura à qual o mesmo está fixado. Essa carga é uma função do somatório do peso de todos os componentes do gerador fotovoltaico que estão fixados na cobertura. A tabela 1 mostra a carga de três tipos diferentes de módulos fotovoltaicos sobre a uma cobertura. É recomendado fortemente que a verificação de uma cobertura que possivelmente receberá um SFCR seja realizada por um engenheiro civil com conhecimentos sobre análise estrutural. [1]

Tabela 1 - Exemplos de cargas mecânicas impostas por três módulos FV distint os.

75

Conf. do Sistema

Eficiênci a da tecnolog ia

kgf/m² [mód. fotovoltaico ]

kgf/m² [estrutu ra]

Kgf/m² [sistem a]

aSi

Sanduíche Vidro-Vidro fixado em estrutura de alumínio

6-8%

20,0

5,0

25,0

aSi

Módulo flexível colado em manta impermeabiliza nte

6-8%

3,6

3,4

7,0

c-Si

Vidro com moldura fixada em estrutura de alumínio

14-18%

12,0

5,0

17,0

Te c.

Integração

Dimensionamento do Inversor Isolado Para que possamos estabelecer a demanda de máxima potência para dimensionamento do inversor, é necessário que seja estimado o período do dia em que os equipamentos estarão ligados para que então seja feito um levantamento de curva de carga da instalação. A potência do inversor na maioria dos casos deve ser igual ou superior a potência máxima de curva de carga. No exemplo das figura 10 e figura 11, a potência mínima do inversor deve ser de 4.5 KW. [1]

76

Figura 10 – Exemplo de uma curva de carga de uma comunidade da Amazônia. Fonte: (PINHO et al., 2008).

Figura 11 – Exemplo de curva de carga estimada para uma dada localidade.

De forma mais conservadora, a potência do inversor pode ser especificada igual ou superior à potência da carga instalada (somatório da potência de todas as cargas do usuário), caso haja a probabilidade de que estas possam operar simultaneamente. Para cargas que precisam de uma potência de pico, como motores elétricos durante a partida, é necessário ter um prévio conhecimento dessa potência, juntamente com a respectiva duração, para que seja possível estabelecer a capacidade de surto necessária no inversor. Deve-se também analisar de forma rigorosa a temperatura de operação. O inversor precisa apresentar a tensão de entrada igual à tensão CC. do sistema (tensão do banco de baterias) e tensão CA de saída conforme a

77

necessidade, corriqueiramente 127 ou 220V, 60 Hz. Geralmente, os inversores de até 5 KW são monofásicos. No entanto, alguns modelos permitem a operação em paralelo de mais de uma unidade, podendo ser integrados para criar circuitos bifásicos e trifásicos. É recomendado de uma maneira geral que se utilize inversores de forma de onda senoidal, especialmente no caso de cargas eletrônicas que são muito sensíveis a ondas com distorções harmônicas. Outra condição que deve ser verificada é a compatibilidade entre inversor e controlador de carga da bateria, pois alguns modelos não aceitam trabalhar com fabricantes distintos. [1] Dimensionamento do inversor conectados à rede Para que seja realizado dimensionamento de um inversor precisamos considerar a potência do gerador FV e a tecnologia utilizada, além de características elétricas do módulo escolhido para constituir o gerador. É de grande importância levar em conta as características ambientais do local de instalação, e o método utilizado para a instalação, como por exemplo inversor central, inversor descentralizado, micro- inversor, instalação interna ou externa etc. Os fabricantes dos inversores também devem ser levados em conta, dando atenção a credibilidade da empresa em relação à garantia do equipamento, e também a assistência técnica da mesma em território brasileiro. FDI O Fator de Dimensionamento de Inversores (FDI) descreve a relação entre a potência nominal CA do inversor e a potência do pico do gerador FV, conforme a equação 2: (eq.2) Onde: FDI (adimensional) - Fator de dimensionamento do inversor; PNca (W) - Potência nominal em corrente alternada do inversor; PFV (Wp) - Potência pico do painel fotovoltaico. A potência do gerador e do inversor são geralmente ajustadas para que o FDI do inversor possua uma melhor relação entre custo/benefício. A análise da literatura mostra que os valores inferiores de FDI recomendados por fabricantes e instaladores situam-se na faixa de 0,75 a 0,85, enquanto que o limite superior varia entre os fabricantes, chegando a até 1,20. [1]

78

TENSÃO DE ENTRADA A tensão de entrada do inversor é a soma das tensões dos módulos associados em série. Como a tensão possui forte dependência da temperatura, as condições extremas de inverno e verão  deverão ser utilizadas no dimensionamento. Dizendo de outra forma, deve-se garantir a compatibilidade entre as tensões do gerador FV com a faixa de tensão de operação do inversor. O cálculo da máxima tensão de entrada deve ser realizado com cuidado e atenção, pois ela nunca deve ser ultrapassada, sendo este um dos maiores riscos de se danificar o equipamento. A máxima tensão do sistema ocorre quando o painel FV está ainda em circuito aberto (Voc) em baixas temperaturas. Isto pode acontecer durante o período de inverno, ainda no nascer do sol, quando a tensão do sistema se eleva em função da baixa temperatura do gerador FV, e o inversor ainda não se conectou à rede. FAIXA DE TENSÃO DE OPERAÇÃO DO MPPT DO INVERSOR O número de módulos conectados em série deve resultar em tensões que atendam à faixa de tensão MPPT do inversor. Durante o verão, no Brasil a temperatura dos módulos pode atingir valores superiores a 70 °C, tendo como consequência a redução da tensão CC do sistema, em virtude do coeficiente negativo de temperatura. Deve-se, portanto, avaliar se o SFCR possui número suficiente de módulos conectados em série, de modo que a tensão do painel FV seja superior à mínima tensão de MPPT do inversor. Caso a tensão do painel se reduza abaixo da mínima tensão de MPPT do inversor, a sua eficiência ficará comprometida e poderá provocar a sua desconexão. Da mesma forma nos períodos frios, a tensão de potência máxima da série FV na mínima temperatura de operação prevista deve ser inferior a tensão máxima de operação do MPPT do inversor. CORRENTE MÁXIMA CC DO INVERSOR O inversor FV possui uma corrente máxima de entrada CC. Para garantir que este valor não seja ultrapassado, pode-se calcular o número máximo de strings conectadas em paralelo, com auxílio da equação 3:

79

Onde:  – número máximo de strings  conectadas em paralelo   (A) – Corrente máxima c.c. admitida na entrada do inversor;   (A) – Corrente de curto circuito do módulo FV nas STC.

Observar ainda se o fabricante indica o número máximo de strings em paralelo que pode ser utilizada. Há casos ainda que o inversor disponibiliza mais de uma entrada independente de MPPT. Neste caso o fabricante indica os limites que devem ser observados para cada um (podem ser iguais ou não). EXEMPLO Dimensione um sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica para atender a um consumo energético de 250 kWh por mês, em uma edificação bifásica residencial localizada em Poços de Caldas/MG. O sistema fotovoltaico será integrado em um telhado que será construído em uma expansão desta edificação, logo a inclinação e orientação do telhado poderão ser projetados para a maior geração anual de energia. Inicialmente, determina-se a potência necessária do sistema para suprir a residência através da equação 4.

Onde  , Energia consumida diariamente pelas cargas (kWh)  , Irradiância de referência (1 kW/m²) , Irradiação diária no plano dos módulos (kWh/m².dia)  , Coeficiente de desempenho (adimensional)  , Potência pico do painel fotovoltaico (kWp)

Desta forma, a Energia Consumida (equação 5) será:

          

80

Para a irradiação diária no plano dos módulos (  , e inclinação dos módulos adotou-se os parâmetros abaixo: Coordenada Poços de Caldas: Inclinação ótima do módulo1: :

21,78°S 46,57°O 21° 5,101 (kWh/m².dia)

Para as perdas, adotou-se o índice de 75% para sistemas conectados, conforme estudo [3], análise de longo prazo do P R. Finalmente, substituindo os valores na equação 4 tem-se,

Com o resultado obtido na equação 6, prossegue-se para escolha e compatibilização dos módulos e inversores. Usando por exemplo um Inversor Fronius Galvo 2.0-1, cujo catálogo é mostrado na figura 12.

Figura 12 – Catálogo Fronius Galvo

1

Para sistemas conectados à rede, a Inclinação ótima do módulo de ser igual à latitude

do local

81

Adotando um módulo FV da Canadian Solar de 260W, figura 13, temos os seguintes dados: Temperatura Referência do Módulo 2: Temperatura máxima – módulo: Elevação máxima de temperatura: Temperatura mínima na cidade: Queda máxima de temperatura: Coeficiente Voc da Placa: Voc da Placa: VMP da Placa

25°C 80°C        

-6°C (histórico anual)       

-0,34 %/°C 37,5 V 30,4 V

Figura 13 - Catálogo do módulo solar da Canadian Solar CS6P-255|260P

Prosseguimos então conferindo a tensão de entrada através do aumento de Voc no dia mais frio do ano:  

 

      

          

2

(eq.7) (eq.8)

Ver figura 13

82

Ao verificar o catálogo do inversor, a tensão máxima suportada é de 420V.  Assim, para não excedermos o limite, calculamos      Portanto podese utilizar no máximo 10 de placas em série para não danificar o inversor no dia mais frio. Para que a tensão no dia mais quente esteja dentro da faixa de tensão de operação do MPPT do inversor, fazemos:  

 

     

          

(eq.9) (eq.10)

Ao verificar o catálogo do inversor, a tensão mínima de entrada suportada  é de 120V. Assim, levando em conta os valores anteriores, temos    Logo deve-se utilizar no mínimo 5 de placas em série, para que no dia mais quente o inversor funcione na sua faixa de MPPT. Tendo-se em conta os resultados obtidos (equação 7 à equação 10), serão empregados 8 painéis em série. Por fim, deve-se verificar a corrente máxima permitida na entrada no inversor, que neste caso é de 17,8 A  (figura 12). A corrente máxima desta única string  é a corrente Impt dos módulos que é 8,56A (figura 13). Portanto, não haverá problemas. Uma sugestão de montagem é mostrada na figura 14.

Figura 14 - Sugestão de Montagem

83

PROJETO ELÉTRICO Os projetistas também possuem desafios dimensionamento de sistemas fotovoltaicos, este são: ●

em

relação

ao

Planejamento da interconexão dos diversos componentes do sistema de forma eficiente, evitando perdas de energia;

●

Adequação do projeto aos requisitos de segurança, visando torná-lo seguro sob o ponto de vista elétrico, contemplando-se segurança do próprio sistema e do usuário, bem como da rede elétrica, se for o caso;

●

Verificação da obediência às normas e aos regulamentos técnicos aplicáveis para instalações elétricas (ABNT, Aneel, distribuidora local etc.).

Os pontos citados fazem parte do projeto elétrico, que engloba desde a escolha dos condutores até o dimensionamento e especificação de dispositivos de proteção. Geralmente, os projetos com conexão em baixa tensão precisam respeitar as condicionantes da Norma NBR5410 - Instalações Elétricas de Baixa Tensão. É preciso também considerar as perdas relativas aos componentes que são considerados básicos. Isso é conhecido como Balanço do Sistema (BOS), que envolve os condutores, diodos de bloqueio, proteção, etc. [1] Cabeamento Regiões diferentes do sistema fotovoltaico têm funções e requisitos diferentes. Basicamente tem-se três categorias em um sistema FV: ●

Cabeamento das strings;

●

Cabo principal CC;

●

Cabo de conexão CA.

O mesmo tipo de cabo que é fornecido com o módulo, deve ser empregado para a interligação das strings as string box do gerador. Fios e cabos utilizados em sistemas fotovoltaicos precisam suportar uma temperatura de até 90 graus Celsius e serem fabricados especificamente para este fim. [2] No mercado é possível encontrar cabos conhecidos como cabos solares especiais sendo que esse tipo é altamente resistente ao ultravioleta (UV) e ao clima, conseguindo então suportar até 125 graus Celsius no telhado. [2]

84

A escolha da bitola dos condutores é referenciada de acordo com o limite de queda tensão, além de considerar se o sistema é de corrente contínua ou alternada e as tensões nominais de operação. É comum a utilização da NBR 5410 e/ou programas para a realização da escolha da bitola do cabeamento, sendo que esses métodos indicam a bitola que melhor se adapta aos condutores em função do comprimento do ramal, da tensão nominal e do nível de perdas. De forma alternativa se utiliza a equação 11, para encontrar a seção mínima de condutor S, necessária para uma instalação em corrente contínua.

(eq.11) Onde: ρ - resistividade do material do condutor, geralmente cobre;

d - distância total do condutor, considerando o trecho de retorno (ida e volta); I - Corrente que passa pelo condutor; ΔV - queda de tensão tolerada no cabeamento para o trecho analisado.

Nos sistemas fotovoltaicos é comum utilizar condutores de cobre, material que a 20oC que possui uma resistividade em um valor de 0,01724Ωmm 2/m e coeficiente de variação com temperatura de 0,0039/ oC, tais informações nos permite determinar a influência da temperatura na resistividade do material. Os dados reais desse tipo de material são obtidos na documentação do respectivo fabricante. Os cabos precisam ser preparados para aguentar as mudanças climáticas, pois os mesmos serão expostos a uma intensa radiação, calor, frio e chuva por um longo período de tempo. É recomendado que o dimensionamento de cabos seja de acordo com a temperatura efetiva de trabalho e o método escolhido de proteção para os condutores utilize o fator de correção da temperatura contido na NBR 5410. Além do mais, o material utilizado para a proteção e isolamento do condutor precisa ter uma alta resistência às condições climáticas, especialmente à radiação ultravioleta. Em sistemas conectados à rede é possível observar uma faixa extensa de tensão CC. A utilização de tensões maiores ou menores é relacionado ao fato do tipo de inversor utilizado, sendo implicado algumas vantagens e desvantagens em relação a instalação, proteção e principalmente a redução de perdas em CC. Quando existem níveis de tensões CC baixos, tal sistema é mais seguro e apropriado para baixas potências. No entanto, quanto maior o valor de tensão de entrada do inversor, mais simples é a instalação do sistema, sendo que os

85

inversores são mais compactos e também mais eficientes. É extremamente importante ressaltar que a elevação do nível de tensão CC demanda cautela, tanto na instalação quanto na operação. Nos dias de hoje, as faixas de tensão CC mais utilizadas nos inversores variam entre 100 e 1000 volts, dependendo diretamente do tipo e o porte do sistema, além disso o cabeamento deve ter o isolamento apropriado ao nível de tensão para que seja evitado futuros problemas. [1] Cabeamento e dispositivos de segurança Quando levamos em conta a qualidade do cabeamento, dispositivos de segurança e demais acessórios dos sistemas fotovoltaicos, é preciso que sigamos os seguintes procedimentos (consultar a NBR 16274/2014 para maiores detalhes) : ●

As conexões e condutores (como, eletrodutos, canaletas, calhas, etc) de um modo geral, que estão presentes no sistema fotovoltaico devem estar bem firmes e com o mínimo de danos. É de grande importância analisar a ocorrência de ligações frouxas, quebradas e oxidadas. Caso seja necessário, deve-se limpá-las e apertá-las. Uma conexão ruim tem como consequência o surgimento de arcos elétricos, aumentando assim a temperatura e causar defeitos aos equipamentos.

●

Deve-se realizar a verificação da existência de dispositivos de segurança, tais como fusíveis e disjuntores, que possam estar danificados.

●

Verificar também a ocorrência de curtos-circuitos entre cabos condutores de diferentes polaridades, como é observado na figura 15, ou uma falta à terra (curto-circuito entre cabo condutor e carcaça ou conduto metálico), como indicado na figura 16.

86

Figura 15 - Detectando um curto-circuito entre cabos.

Figura 16 - Detectando uma falta à terra.

●

Analisar a existência de continuidade do aterramento. É necessário que todos os objetos metálicos que estejam ligados ao sistema elétrico (caixas, condutores e eletrodutos) sejam devidamente aterrados.

●

Deve ser conferido se os cabos instalados no SFV foram devidamente dimensionados de acordo com o projeto. É preciso verificar se a queda de tensão entre os componentes do sistema não extrapole o limite de 3%.

●

Verificar a fixação do cabeamento. Inspecionar o isolamento quando houver o surgimento de desgaste, dando especial atenção às dobras e pontos de fixação.

87

●

Analisar a integridade das String Boxes. Se estas estiverem expostas ao tempo, é necessário verificar seu estado após a ocorrência de mudanças climáticas agressivas. Caso alguma caixa estiver muito danificada, ela deve ser substituída o quanto antes. [1]

Proteção As falhas nesse tipo de sistema são minimizadas se o projetista do sistema fotovoltaico realizar um correto dimensionamento além de utilizar dispositivos de proteção de qualidade. Os componentes dos sistemas fotovoltaicos tiveram grande avanço tecnológico, fazendo com que estes apresentem maior robustez e dispositivos de proteção integrados. É possível observar um exemplo no caso de sistemas fotovoltaicos conectados à rede, onde são integrados dispositivos anti-ilhamento. A implementação de dispositivos de proteção de forma integrada ao equipamento é de grande importância, no entanto, é possível realizar a instalação de outros dispositivos de proteção de forma externa. Os dispositivos de proteção externa mais comuns são disjuntores, fusíveis, DPS e SPDA. Os sistemas fotovoltaicos isolados, por operarem em regiões remotas, os defeitos e falhas inesperados muitas vezes não são detectados instantaneamente. O mesmo problema pode ocorrer com os sistemas on-grid, por funcionarem em paralelo com a rede, o defeito pode passar despercebido. Assim, para detectar falhas são utilizados dispositivos auxiliares que possuem como principal objetivo encontrar defeitos de forma mais rápida. Na ocorrência destes, é preciso notificar imediatamente operador do sistema fotovoltaico para que seja realizado a correção do problema de forma imediata. [1]

Software de dimensionamento Como é impossível existir um padrão de características de saída dos módulos fotovoltaicos, e as especificações elétricas são diretamente ligadas a tecnologia das células, é muito comum a utilização de ferramentas computacionais para a análise da viabilidade técnica e econômica do projeto. A geração fotovoltaica precisa de um investimento muito grande inicialmente, que pode ser reduzido drasticamente com um projeto de qualidade. É muito importante que as informações de entrada sejam de boa qualidade e que a pessoa que vai trabalhar nas simulações tenha total domínio sobre a ferramenta. De uma maneira geral, esses softwares podem ser utilizados para as seguintes aplicações:

88

●

Análise de viabilidade:  A partir de informações gerais e consolidadas, dão uma indicação da viabilidade técnica e econômica do projeto.

●

Dimensionamento: Auxiliam o projetista na escolha dos componentes e configuração do sistema, indicam a melhor orientação dos painéis, dentre outras funções.

●

Simulação de operação: A partir da descrição fidedigna da configuração e equipamentos escolhidos, permite a simulação da operação do sistema, dando idéia de variações sazonais, por exemplo. Alguns fabricantes dispõem de programas que já incorporam modelos de seus equipamentos. As simulações podem ocorrer com bases de tempo que vão de minutos a meses.

●

Localização: Em função das variações do recurso solar de local para local e influência de objetos e prédios vizinhos, com o consequente sombreamento do gerador fotovoltaico, é importante fazer uso de programas que permitam a análise da incidência da radiação solar sobre o plano considerado. Esses programas são especialmente úteis para sistemas instalados em ambiente urbano e/ou que ocupam áreas extensas.

●

Monitoramento e controle: Sistemas de comunicação entre os sistemas fotovoltaicos e centrais de controle permitem que os dados de desempenho sejam analisados, em alguns casos, inclusive em tempo real, e ações sejam tomadas. Os programas de monitoramento e controle permitem a análise das informações provenientes da planta monitorada e a execução de eventuais ações preventivas, corretivas ou de otimização da operação.

●

Curvas de Carga: Programas auxiliares podem ser utilizados para uma composição da curva de carga a partir das especificações técnicas das cargas e de seus regimes de utilização.

●

Cabeamento:  Em função das correntes que circulam em cada parte do circuito, das características dos condutores, dos circuitos elétricos e do

89

nível admissível de perdas, esses programas auxiliam na escolha da bitola dos condutores. ●

Dados meteorológicos: Antes de iniciar qualquer análise, é importante obter-se uma fonte confiável de dados meteorológicos e climáticos. Esses programas podem auxiliar na escolha da orientação do painel. [1]

Mesmo com a existência de diversas ferramentas próprias para a realização do dimensionamento e/ou simulação de SFV que estão disponíveis no mercado é insubstituível o conhecimento básico da área, por parte do projetista. Tal conhecimento é de grande valia para uma utilização adequada dos softwares e interpretar os resultados por eles fornecidos. [1] A seguir, são apresentadas descrições resumidas de alguns softwares disponíveis no mercado. PV-Sol O programa PV-Sol Pro, desenvolvido pela empresa Di Valentin Energy Software, é utilizado para a análise e simulação de sistemas isolados e também conectados à rede. Ele possibilita estudar a configuração de muitos geradores e possui uma ampla base de dados de módulos, baterias, inversores e grupos geradores. Permite também a criação de diferentes perfis de carga e, para ter em conta possíveis elementos que interceptam a radiação solar, possui um gerador de sombras. [1] PVSyst O PVSyst foi desenvolvido inicialmente pela Universidade de Genebra (Suíça) e é comercializado atualmente pela companhia PVSyst SA. O projetista pode trabalhar em diferentes níveis de complexidade, desde um estágio inicial de representação até um detalhado sistema de simulação. Apresenta uma ferramenta adicional, tridimensional, que leva em conta as limitações no horizonte e possíveis objetos que possam projetar sombras. O programa permite importar dados dos programas Meteonorm e TMY2, o que facilita comparar valores simulados com valores medidos. Além do mais, tem uma interface para dados e inclui base de dados de irradiação de 22 localidades na Suíça e de 200 localidades do resto do mundo. Possui uma ampla base de dados de módulos e inversores. O programa apresenta as perdas do sistema fotovoltaico e a sua taxa de desempenho. É principalmente utilizado para SFCRs. Se o projetista adicionar o custo de cada componente à base de dados

90

existente, o programa pode projetar os custos de produção de energia em adição a uma série de parâmetros técnicos, fornecidos no fim da simulação. [1] PVSIZE Desenvolvido na Universidade Federal do Rio Grande do Sul, é um programa de simulação de SFIs, com base horária, cuja versão mais recente permite inserir envelhecimento das baterias ao longo dos anos, e apresenta gráficos de estado de carga das baterias e tensão ao longo do tempo, dentre outros resultados. [1] A tabela 2 apresenta uma lista mais completa de outros softwares disponíveis no mercado. Tabela 2 - Principais características dos programas pesquisados

91

REFERÊNCIAS [1] PINHO, João Tavares; GALDINO, Marco Antonio (Org.). Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos. Rio de Janeiro: Cepel-cresesb, 2014. [2] BALFOUR, John. Introdução ao Projeto de Sistemas Fotovoltaicos. (L. C. Faria, Trad.) Rio de Janeiro: LTC-Livros Técnicos e Científicos, 2016. [3] NASCIMENTO, Lucas Rafael do. A AVALIAÇÃO DE LONGO PRAZO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO INTEGRADO À EDIFICAÇÃO URBANA E CONECTADO À REDE ELÉTRICA PÚBLICA. 2013. 103 f. Dissertação (Mestrado) - Curso de Programa de Pós-graduação em Engenharia Civil, Fotovoltaica Ufsc, Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis, 2013. Disponível em: https://repositorio.ufsc.br/handle/123456789/130919. Acesso em: 17 jul. 2017.

92

6. ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA INVESTIMENTO Para a implantação de um sistema fotovoltaico o investimento fica por conta dos custos relacionados aos painéis fotovoltaicos, do inversor, equipamentos elétricos auxiliares, estruturas mecânicas de sustentação, cabos e conexões, e serviços de engenharia para o projeto elétrico e demais custos de instalação e montagem. (EPE, 2016). Uma forma usual de comparação de custos de investimento é o preço (global com todo o sistema instalado) por watt pico (R$/Wp), na qual a potência de pico (Wp) é a potência máxima nas condições de referência.

CUSTOS OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO (O&M) Os custos de operação e manutenção (O&M) possuem uma porcentagem sobre o investimento inicial bem menor, em comparação com outros custos, variando de 1% a 2%. O valor do custo depende tanto da vida útil do sistema, como também depende da potência do sistema. Os custos de operação e manutenção englobam o salário dos operadores, reposição de peças e manutenção das estruturas comuns e os valores praticados pelo mercado variam de 0,2 a 0,3% do valor total do investimento inicial. Ainda se faz necessário prever a reposição ou, manutenção dos inversores em um período de aproximadamente 13 anos (vida útil média do equipamento), este valor pode ser significante.

ANÁLISE DE INVESTIMENTOS (PAYBACK / TIR / VPL) Em projetos de pequeno porte que são utilizados para eficientizar energia em pequenas edificações, os projetistas encontram dificuldades em relação à consciência real da quantidade de recursos financeiros necessários para a implementação dos mesmos. Na criação de projetos relacionados a energia é importante observar que os mesmos demandam um longo tempo para sua implementação final, i.e., são no geral de longa maturação. Do início do investimento até o primeiro retorno vai-se um bom tempo e, para recuperar o investimento, vários anos. Em um sistema fotovoltaico, é recomendável sempre pesquisar a legislação aplicada no local para análise da viabilidade econômica do sistema. Além disso, existem técnicas para a realização de avaliações em relação ao investimento de capital, como o Payback, TIR (Taxa Interna de Retorno) e o VPL (Valor Presente Líquido).

93

PAYBACK O PayBack   é o método utilizado para calcular o prazo para conseguir o retorno do valor empregado no investimento. Muito utilizado com o propósito de analisar a vantagem econômica em aplicações de eficiência energética e elétrica. O método do payback avalia o tempo necessário para que os fluxos de caixa esperados paguem os desembolsos do investimento. Portanto, por meio do método do payback os investimentos (ou diferentes projetos) são comparados em termos de quanto tempo se leva para recuperar o investimento inicial por intermédio do cômputo de seus retornos. Do ponto de vista do método do payback, os projetos de menor período de payback serão preferíveis aos de maior período de payback A fórmula para o seu cálculo é dada pela equação 1:

VPL O VPL (Valor Presente Líquido) é um indicador mais utilizado para avaliação econômica de projetos. Diferente do  payback , o seu resultado é dado em valor. O método de análise investimento por meio do VPL é tido como uma técnica sofisticada e seu cálculo consiste no somatório de todos os valores de fluxo do caixa no instante presente e é retirado o que foi investido inicialmente (normalmente denominado de taxa mínima de atratividade,TMA), conforme mostrado na equação 2.

Onde:

Se o valor dos cálculos der positivo, o investimento empregado foi recuperado além de saber o valor do que seria ganho caso tivesse sido aplicado na TMA. Além disso, se o valor for igual o projeto ainda é aceitável, caso for menor o projeto é inaceitável.

94

O método do VPL é considerado o mais apropriado para analisar a maioria dos projetos de investimento e também é visto como uma técnica definitiva de tomada de decisões de investimento. Isso se deve apenas ao fato de o método do VPL não apenas trabalhar com fluxos de caixa descontados, em oposição aos fluxos nominais, como visto no payback, mas também porque seu resultado, sendo em espécie (moeda corrente) e não apenas em tempo transcorrido (anos para recuperação do investimento), revela a riqueza absoluta decorrente da realização do projeto. (PARENTE, 2017) TIR A Taxa Interna de Rentabilidade ou de Retorno (TIR) é o indicador da rentabilidade sobre um investimento pelo tempo. Dito de outra forma, a TIR é definida como a taxa pela qual um investimento é recuperado por meio dos rendimentos auferidos de um projeto. A TIR representa, por esse motivo, a taxa de desconto que iguala os fluxos de entrada com os de saída de caixa, conforme mostra a equação 3. Em outras palavras, trata-se da taxa que gera um VPL para o projeto analisado igual a zero. Tal método assim como o VPL é considerado sofisticado para avaliação de propostas de investimento de capital. (PARENTE, 2017)

Em que:

A TIR representa também um limite para a variação da taxa mínima de atratividade, apesar de que possa ser utilizada como estimativa do limite superior de rentabilidade do projeto. Para uma análise do investimento o TIR é comparado com o TMA (Taxa Mínima de Atratividade), sendo que quando o TIR for maior que o TMA, o projeto é viável economicamente. (REVISTA ELETRÔNICA DE CONTABILIDADE, 2006) Assim, uma decisão é feita em prol de um projeto se o TIR for maior que o custo de capital. Seguindo então as seguintes regras: 1.

Se a TIR > custo de capital: A empresa obteria uma taxa de retorno maior que o seu custo de capital, portanto, aprovaria o projeto;

95

2.

Se a TIR = custo de capital: A empresa obteria uma taxa de retorno exatamente igual ao seu custo de capital, portanto, também aprovaria o projeto;

3.

Se a TIR < custo de capital: A empresa obteria uma taxa de retorno menor que o seu custo de capital , portanto, o projeto seria rejeitado.

OUTROS GANHOS E BENEFÍCIOS ESPERADOS Os sistemas fotovoltaicos podem operar em sinergia com o sistema de distribuição, minimizando a demanda na rede. Além disso, os impactos ambientais causados pelos sistemas fotovoltaicos são pequenos, pois não existe emissão de C02  na produção de energia desse sistema. Depois que as células fotovoltaicas atingem o limite da sua vida útil ou então apresentam perdas no processo produtivo, existem tecnologias para a sua reciclagem, porém essas não estão disponíveis em grande escala. Já o processo de reciclagem dos materiais dos módulos, como o vidro, silício, película de EVA e alumínio, estão sendo utilizados em alguns países. (Abinee, 2012)

INFLAÇÃO DE ENERGIA Quando analisamos o retorno do investimento realizado em energia solar fotovoltaica, a variável que denominamos como a mais importante é a tarifa de energia. Sendo que, quanto maior a tarifa de energia, mais viável economicamente é a instalação de energia solar, visto que, a energia produzida pelo seu sistema se traduz em economia financeira. Tarifas de energia são medidas em R$/kWh, e variam conforme: ●

A distribuidora de energia local;

●

O tipo de cliente (Grupo A ou B e suas variações);

●

A bandeira tarifária vigente no período de apuração.

Caso o cliente se encontre no Grupo B, onde estão os consumidores de energia de Baixa Tensão, certamente sua tarifa é muito alta e assim os mesmos possuem uma viabilidade financeira para instalar um sistema de energia solar. São clientes do Grupo B: ●

todas as residências (B1);

●

comércios de pequeno e médio porte (B3);

●

outros diversos (Governo, Iluminação, Rural).

As residências (B1) e comércio de pequeno e médio porte (B3) são os que maior possuem viabilidade financeira para a instalação de um sistema fotovoltaico.

96

Uma outra variável que possui ligação com a tarifa de energia, é a inflação energética, sendo que tal variável nos ajuda e realizar os cálculos do retorno do investimento em um sistema fotovoltaico. A inflação energética é conhecida como a variação da Tarifa de Energia. De acordo com informações da Aneel, IBGE e FGV (ver figura 1), o aumento médio da tarifa de energia elétrica foi de 10,6% ao ano no período de 1995-2010. Enquanto isso, a inflação média anual do mesmo período foi de 6,9%.

Figura 1 - Evolução do preço da energia comparado à inflação entre 1995-2010

Considerando a inflação registrada no período, podemos dizer que R$1,00 de 1995 valem o mesmo que R$2,73 de 2010. Por outro lado, a mesma quantidade de energia elétrica que comprávamos com R$1,00 em 1995, em 2010 custava R$4,50. Desta forma, observamos claramente um aumento real no preço da energia, bem acima da inflação. Aliado a isso, a quantidade de kWh que consumimos todo o mês também deu um grande salto nas últimas duas décadas. Vê-se então que, com o passar dos anos, a energia elétrica vai assumindo uma parcela cada vez maior do orçamento das empresas e das famílias brasileiras. EXEMPLO Para nosso exemplo de cálculo, considere os dados da tabela 1: Tabela 1- Dados para o exemplo de cálculo Potência do Sistema 5,94 kWp Índice de Geração Ideal 123 kWh/kWp*mês Investimento Total R$ 34.000,00 Tarifa de Energia 0,59 R$/kWh

22 módulos de 270 Wp Campinas - NREL, 2014 Turn-key (telhado cerâmico) CPFL Paulista, 2017

97

Inflação da Energia Custo de Manutenção Reposição dos Inversores Custo dos Inversores Perda de produção anual Taxa de Desconto

8% 0,3% 13 R$ 6.813,93 0,73% 10,00%

Ao ano Ao ano Anos 2017 Garantia de 20% em 25 anos Custo do Capital

Usando as equações citadas anteriormente e os dados da tabela 1 podese montar a tabela 2, apresentada na página seguinte com os cálculos. Na tabela 2, podemos destacar na coluna “b“ a projeção da tarifa ao longo dos 30 anos, na coluna “c” a produção estimada, na coluna “d” o custo de manutenção dentre

outros. Assim, ao aplicarmos a equação 2 na coluna “m” temos o VPL e a equação 3 temos o TIR. A coluna “j” mostra o Payback simples e a coluna “l”o payback descontado. Resumidamente, temos: VPL TIR Payback

R$ 63.455,80 24,93% 5,7 anos

Conforme dito anteriormente, com o VPL positivo, o investimento empregado foi recuperado e o valor de R$ 63.455,80 seria ganho caso tivesse sido aplicado a uma taxa de 10%. Da mesma forma, como a TIR é maior que o custo de capital, (24.93% > 10%), a taxa de retorno é maior que o seu custo de capital, portanto, o projeto é economicamente viável.

CONTA DE ENERGIA / COMPENSAÇÃO Em uma conta de energia estão contidos os custos cobrados pela transmissão, a distribuição, encargos e tributos, além disso está contido a bandeira tarifária. A bandeira pode ser das cores, verde, amarela e vermelha, tendo como função indicar o índice de geração de energia naquele mês. Os encargos setoriais e os tributos são empregados por lei na conta. Os tributos são divididos em estaduais e federais. O tributo estadual é o imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS), no qual incide sobre as operações relativas à circulação de mercadorias e serviços e é de competência de cada estado e do Distrito Federal, por isso as alíquotas são variáveis. A alíquotas de ICMS incidente sobre a energia elétrica são maiores do que as incidentes sobre produtos supérfluos. Existem também os tributos federais, Programas de Integração Social (PIS) e Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (Cofins), no qual são

98

cobrados pela União para manter programas voltados ao trabalhador e para atender a programas sociais do Governo Federal, sendo variados por mês e por distribuidora. Tabela 2 - Planilha de cálculo

99

REFERÊNCIAS [1] EPE, Empresa de Pesquisa Energética. Energia Renovável: Hidráulica, Biomassa, Eólica, Solar, Oceânica. Rio de Janeiro: EPE, 2016. [2] TOYAMA, Alain Heizo; NEVES JUNIOR, Natalino das; ALMEIDA, Nelson Geraldo de. ESTUDO DE VIABILIDADE ECONÔMICA DA IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE ELÉTRICA DE ENERGIA PARA DIFERENTES REGIÕES NO ESTADO DO PARANÁ. 2014. 113 f. TCC (Graduação) Curso de Engenharia Elétrica, Universidade Tecnológica Federal do Paraná (UTFPR), Curitiba, 2014. Disponível em: . Acesso em: 13 jul. 2017. [3] EPE, Empresa de Pesquisa Energética. SISTEMAS ISOLADOS: ENERGIA SOLAR PARA SUPRIMENTO DE SISTEMAS ISOLADOS DO AMAZONAS. Brasília: Epe, 2016. Disponível em: . Acesso em: 25 jul. 2017. [4] REVISTA ELETRÔNICA DE CONTABILIDADE: ANÁLISE DE INVESTIMENTOS. UFSM, 2006. Semestral. Disponível em: . Acesso em: 13  jul. 2017. [5] Abinee, Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica. Propostas para Inserção da Energia Solar Fotovoltaica na Matriz Elétrica Brasileira. KFDSF: Abinee, 2012. [6] PARENTE, Virginia. Análise de investimentos aplicada a projetos de energia. In: MOREIRA, José Roberto Simões (Org.). Energias Renováveis, Geração Distribuída e Eficiência Energética. Rio de Janeiro: Ltc, 2017. Cap. 16. p. 336-353. [7] Tera Solar. Preço da Energia Elétrica x Inflação. (2016). Disponível em: . Acesso em: 30 agosto 2017.

100

7. REGULAMENTAÇÃO E NORMAS INTRODUÇÃO É de extrema importância para que possamos iniciar o procedimento de instalação de um sistema fotovoltaico conhecer os aspectos legais e regulatórios relacionados aos sistemas, sendo acrescentado a legislação vigente no Brasil, tanto para os sistemas isolados individuais e com minirredes, quanto para os conectados à rede. Além do mais, é preciso conhecer as normas técnicas vigentes relativas aos Sistemas Fotovoltaicos de Conversão de Energia. Conhecer as normativas existentes facilita a instalação de sistemas fotovoltaicos sem possíveis problemas. (PINHO, 2014)

RESOLUÇÃO NORMATIVA 482/687 DA ANEEL Em 2012, foi publicada a Resolução Normativa 482 da ANEEL (posteriormente atualizada pela Resolução Normativa 687 de 2015), que permitiu aos consumidores realizarem a troca da energia gerada com a da rede elétrica, criando as regras e o sistema de compensação pela energia elétrica injetada na rede. (PINHO, 2014) Definições da REN A REN 482 traz nas disposições preliminares diversas definições. Assim, ficou definido que microgeração distribuída  é a central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 75kW e que utilize cogeração qualificada, ou fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras.   Minigeração distribuída  é a central geradora de energia elétrica, com potência instalada superior a 75kW e menor ou igual a 5MW  e que utilize cogeração qualificada, ou fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras (ANEEL, 2012). Além dessas citadas, temos as definições de melhorias e reforços de rede além da definição de empreendimento com múltiplas unidades consumidoras 1; geração compartilhada 2 e autoconsumo remoto 3. 1

Empreendimento com múltiplas unidades consumidoras (condomínios): caracterizado pela utilização da energia elétrica de forma independente, no qual cada fração com uso individualizado constitua uma unidade consumidora e as instalações para atendimento das áreas de uso comum constituam uma unidade consumidora distinta, de responsabilidade do condomínio, da administração ou do proprietário do empreendimento, com microgeração ou minigeração distribuída, e desde que as unidades consumidoras estejam localizadas em uma mesma propriedade ou em propriedades contíguas, sendo vedada a utilização de vias públicas, de passagem aérea ou subterrânea e de propriedades de terceiros não integrantes do empreendimento.

101

Compensação de Energia Para fins de compensação de energia elétrica, os consumidores que instalarem sistemas de micro e minigeração estão liberados a injetar na rede de distribuição a energia que seja excedente da produção do mesmo e assim receber créditos em kWh com validade de 60 meses para ser descontados da conta de energia. Com isso, a rede elétrica funciona como uma bateria do sistema, já que a energia produzida não precisa ser consumida instantaneamente. Há ainda a possibilidade de o consumidor utilizar esses créditos em outras unidades previamente cadastradas dentro da mesma área de concessão e caracterizada como autoconsumo remoto, geração compartilhada ou integrante de empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras (condomínios), em local diferente do ponto de consumo. Por fim, é importante ressaltar que, para unidades consumidoras conectadas em baixa tensão (grupo B), ainda que a energia injetada na rede seja superior ao consumo, será devido o pagamento referente ao custo de disponibilidade –  valor em reais equivalente a 30 kWh (monofásico), 50 kWh (bifásico) ou 100 kWh (trifásico). Já para os consumidores conectados em alta tensão (grupo A), a parcela de energia da fatura poderá ser zerada (caso a quantidade de energia injetada ao longo do mês seja maior ou igual à quantidade de energia consumida), sendo que a parcela da fatura correspondente à demanda contratada será faturada normalmente (ANEEL, 2017). Acesso ao Sistemas de Distribuição As circunstâncias de acesso ao sistema de distribuição são estabelecidas na seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST. As distribuidoras precisam obedecer às solicitações de acesso para micro e minigeradores distribuídos seguindo os termos do PRODIST e também definir as condições técnicas da instalação.

2

Geração compartilhada:  caracterizada pela reunião de consumidores, dentro da mesma área de concessão ou permissão, por meio de consórcio ou cooperativa, composta por pessoa física ou jurídica, que possua unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em local diferente das unidades consumidoras nas quais a energia excedente será compensada; 3 Autoconsumo remoto:  caracterizado por unidades consumidoras de titularidade de uma mesma Pessoa Jurídica, incluídas matriz e filial, ou Pessoa Física que possua unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em local diferente das unidades consumidoras, dentro da mesma área de concessão ou permissão, nas quais a energia excedente será compensada;

102

PRODIST O PRODIST, da ANEEL, é o instrumento regulatório que normatiza e padroniza as atividades técnicas relativa ao funcionamento e desempenho dos sistemas de distribuição de energia elétrica, aplicando-se à geração distribuída nos sistemas de baixa tensão. O conjunto de regras deseja subsidiar os agentes e consumidores do sistema elétrico nacional na identificação e classificação de suas necessidades para o acesso ao sistema de distribuição, criando padrões, condições, responsabilidades e penalidades relativas à conexão, planejamento da expansão, operação e medição da energia elétrica, sistematizando a troca de informações entre as partes, e também possui o objetivo de estabelecer critérios e indicadores de qualidade. Estão submetidas ao PRODIST todas as concessionárias, permissionárias e autorizadas dos serviços de geração distribuída e de distribuição de energia elétrica, consumidores conectados aos sistemas de distribuição em qualquer tensão, cooperativas de eletrificação rural e importador/exportador de energia conectado. Módulo 3 O Módulo 3 trata das condições de acesso, compreendendo a conexão ao sistema de distribuição, definindo critérios técnicos e operacionais, os requisitos de projeto, as informações, os dados e a implementação da conexão dos acessantes (ANEEL, 2016). Para iniciar o processo, são obrigatórias as etapas de solicitação e de parecer de acesso. A solicitação de acesso 4  deve conter o Formulário de Solicitação de Acesso para micro e minigeração distribuída, disponíveis nos Anexos II, III e IV da seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST, determinados em função da potência instalada da geração. O formulário específico para cada caso deve ser protocolado na distribuidora, acompanhado dos documentos pertinentes. Em resposta à solicitação de acesso, a distribuidora deverá emitir o parecer de acesso, em que são informadas as condições de acesso e os requisitos técnicos que permitam a conexão das instalações do acessante (consumidor) com os respectivos prazos. Caso haja necessidade de alguma obra de melhorias ou reforços no sistema de distribuição, o parecer de acesso  deve também apresentar o orçamento da obra, contendo a memória de cálculo dos custos orçados, do encargo de responsabilidade da distribuidora e da eventual participação financeira do consumidor.

4

A solicitação de acesso é o requerimento formulado pelo acessante (consumidor).

103

O prazo máximo para elaboração do parecer é de 15 dias  para microgeração e de 30 dias para minigeração. Se houver necessidade de obras, esses prazos são dobrados (ANEEL, 2016). A figura 2 apresenta um fluxograma para implantação de unidade de geração solar fotovoltaica.

Figura 2 - Síntese dos procedimentos e prazos para implantação de unidade de geração solar fotovoltaica. Fonte: (ANEEL, 2016).

NBR’s PARA TRABALHOS COM SISTEMAS FOTOVOLTAICOS NBR 5410:2008 – Instalações Elétricas de Baixa Tensão Uma instalação elétrica mais segura e com maior qualidade é o que garante a Norma Técnica ABNT NBR 5410: 2008 - Instalações elétricas de baixa tensão. Esta Norma estabelece as condições a que devem satisfazer as instalações elétricas de baixa tensão, a fim de garantir a segurança de pessoas e animais, o funcionamento adequado da instalação e a conservação dos bens. Esta Norma aplica-se principalmente às instalações elétricas de edificações, qualquer que seja seu uso (residencial, comercial, público, industrial, de serviços, agropecuário, hortigranjeiro, etc.), incluindo as pré-fabricadas.

104

NBR 5419:2015 - Proteção de estruturas contra descargas atmosféricas Fixa as condições de projeto, instalação e manutenção de sistemas de proteção contra descargas atmosféricas (SPDA), para proteger as edificações e estruturas contra a incidência direta de raios. A proteção se aplica também contra a incidência direta de raios sobre os equipamentos e pessoas no interior dessas edificações e estruturas, ou no interior da proteção imposta pelo SPDA instalado. NBR 14200:1998 A NBR 14200:1998 “Acumulador chumbo -ácido estacionário ventilado para sistema fotovoltaico – ensaios”, prescreve os métodos de ensaio aplicáveis a todos os tipos de construções de acumuladores de chumbo-ácido estacionários ventilados, para aplicação em sistemas fotovoltaicos. NBR 11704:2008 – Sistema fotovoltaicos – Classificação Aborda a classificação dos sistemas FV quanto às suas características elétricas. Os sistemas podem ser classificados em isolados ou conectados à rede. Quanto à sua configuração, os sistemas podem ser puros ou híbridos. NBR 10899:2013 – Energia Solar Fotovoltaica – Terminologia Define os termos técnicos relativos à conversão FV e aborda a nomenclatura e principais termos técnicos utilizados na área solar fotovoltaica, mas não inclui os termos gerais de eletricidade, que são definidos na NBR 5456. NBR IEC 62116:2012 A NBR IEC 62116:2012 – Procedimento de ensaio de anti-ilhamento para inversores de sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica, fornece o procedimento de ensaio para avaliar o desempenho das medidas de prevenção de ilhamento utilizadas em sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica. ABNT NBR 16149:2013 A ABNT NBR 16149:2013 “Sistemas fotovoltaicos: Características da

interface de conexão com a rede elétrica de distribuição —  Procedimento de ensaio de conformidade” estabelece as recomendações específicas para a

interface de conexão entre os sistemas fotovoltaicos e a rede de distribuição de energia elétrica e estabelece seus requisitos. Seus principais tópicos abordam a injeção de componente cc na rede; distorção harmônica; correção de fator de potência; variação de tensão; variação

105

de frequência; limitação de potência ativa/reativa e desconexão/reconexão do sistema fotovoltaico da rede. NBR 16274:2014 A NBR 16274:2014 “Sistemas fotovoltaicos conectados à rede Requisitos mínimos para documentação, ensaios de comissionamento, inspeção e avaliação de desempenho”  estabelece as informações e a documentação mínimas que devem ser compiladas após a instalação de um sistema fotovoltaico conectado à rede. Também descreve a documentação, os ensaios de comissionamento e os critérios de inspeção necessários para avaliar a segurança da instalação e a correta operação do sistema. Dentre seus tópicos principais estão a Documentação do Sistema; Verificação Inicial e Periódica; Inspeção; Ensaios de Comissionamento; Medição da Curva IV; Ensaios Adicionais; Modelo de Relatórios e a Avaliação do Desempenho e Geração de Energia. FUTURA NBR DE INSTALAÇÃO FOTOVOLTAICA Uma norma está sendo elaborada pelas comissões CE-03:064.01 5  e CE03:082.016 do comitê ABNT/CB-03 7. A nova norma definirá os requisitos de projeto das instalações elétricas de arranjos fotovoltaicos, incluindo disposições sobre os condutores, os dispositivos de proteção elétrica, os dispositivos de chaveamento, o aterramento e a equipotencialização do arranjo fotovoltaico. O escopo da norma deverá incluir todas as partes do arranjo fotovoltaico até, mas não incluindo, os dispositivos de armazenamento de energia, as unidades de condicionamento de potência ou as cargas. Dentre os principais tópicos estão as configurações do arranjo FV; a proteção contra choques elétricos; a proteção contra sobrecorrente e sobretensões; a proteção contra falhas de isolamento; a instalação de componentes elétricos; a instalação das linhas elétricas (cabos e conexões); os dispositivos de proteção, seccionamento e comando e a coordenação da proteção.

5

 Comissão de Estudo de Instalações Elétricas de Baixa Tensão  Comissão de Estudo de Sistemas de Conversão Fotovoltaica de Energia Solar 7  Comitê Brasileiro de Eletricidade 6

106

REFERÊNCIAS [1] PINHO, João Tavares; GALDINO, Marco Antonio (Org.). Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos. Rio de Janeiro: Cepel-cresesb, 2014. [2] ANEEL. Resolução Normativa nº 482, de 17 de abril de 2012. Estabelece as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, o sistema de compensação de energia elétrica, e dá outras providências. REN 482. Brasília, DF, Disponível em: . Acesso em: 02 dez. 2017. [3] ANEEL. Geração Distribuída.  2017. Disponível em: . Acesso em: 10 dez. 2017. [4] ANEEL. Micro e minigeração distribuída: sistema de compensação de energia elétrica. 2. ed. Brasília: ANEEL, 2016. 31 p. Disponível em: . Acesso em: 10 dez. 2017. [5] ABNT. Sistemas fotovoltaicos (FV). Disponível em: . Acesso em: 18 agosto 2017.

107

8. OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO (O&M) COMISSIONAMENTO Depois da instalação dos equipamentos é preciso vistoriar o projeto, através de testes e inspeções, para certificar que os componentes estejam trabalhando adequadamente, atendendo às especificações de projeto e as normas aplicáveis. Todo esse processo é denominado de comissionamento. O comissionamento deve ser realizado antes do sistema fotovoltaico ser colocado em operação e deve ser executado com equipamentos e profissionais aptos. Deve ser feito um relatório contendo todos os processos que serão realizados na inspeção, além de informações claras dos procedimentos a serem aplicados e dos valores de tolerâncias máximas. NBR 16274 A NBR 16274:2013, estabelece as informações e a documentação mínimas que devem ser compiladas de um sistema fotovoltaico conectado à rede. Também descreve a documentação, os ensaios de comissionamento e os critérios de inspeção necessários para avaliar a segurança da instalação e a correta operação do sistema. A Norma pode ainda ser utilizada para verificações periódicas ou avaliação do desempenho de sistemas fotovoltaicos conectados à rede. Seus principais tópicos são: ● ● ● ● ● ● ● ●

Documentação do Sistema Verificação Inicial e Periódica Inspeção Ensaios de Comissionamento : Categoria 1 e 2 Medição da Curva IV – Interpretação dos resultados Ensaios Adicionais Modelo de Relatórios Avaliação do Desempenho e Geração de Energia

Inspeção Visual No comissionamento, a inspeção visual analisará os equipamentos e os componentes, coletando informações como quantidade, qualidade e localização, além de algumas sugestões para prevenção e adequação. Analisa-se ainda, se os componentes de proteção (tanto para o sistema em si, quanto para as pessoas que vão utilizá-lo ou operá-lo) estão presentes, como por exemplo o aterramento elétrico e o SPDA, além de verificar se os avisos de advertência de choque elétrico e demais placas de informação, foram

108

colocados. Ainda na parte de segurança, a inspeção deve verificar se os painéis fotovoltaicos, os bancos de baterias, a estrutura de suporte e bandejas para retenção de ácido (se for o caso) estão corretamente instalados. Observa-se também se a orientação e a inclinação do gerador fotovoltaico está conforme o projeto e se os módulos e outras estruturas estão sem nenhum dano. Assim, é de praxe averiguar o invólucro das baterias, que devem estar sem vazamentos e as estruturas de suporte das bandejas que devem estar em ótimo estado. Se, por acaso, houver estruturas em telhados é preciso analisar se o peso está adequado de acordo com a cobertura e se a mesma não está danificada. Por fim, deve-se verificar se a limpeza e organização do local da instalação estão perfeitas. (PINHO; GALDINO, 2014) Documentação A inspeção também é realizada sobre a documentação do projeto verificando se estão contidas informações como a capacidade do sistema, a sua localização, datas de instalação e comissionamento, características e capacidades dos equipamentos principais. Deve conter, além das informações sobre o projetista e do instalador do sistema, a anotação de responsabilidade técnica (ART) e dados do proprietário do sistema. Faz parte da documentação, os manuais de manutenção e operação e as garantias dos principais equipamentos. No caso da potência instalada ser superior a 75 kW, o documento deve conter o prontuário de instalações elétricas, conforme especifica a NR 10. (PINHO; GALDINO, 2014) Além dos dados do sistema, a documentação deve incluir os diagramas unifilares, os quais devem abordar as especificações gerais do arranjo fotovoltaico, informações da série fotovoltaica, detalhes elétricos do arranjo fotovoltaico, aterramento e proteção contra sobretensão e diagramas sobre o sistema CA. Ensaios e testes Outro processo é o de testes operacionais, mecânicos e elétricos, no qual os sistemas de seccionamento devem permanecer fechados, diferente do processo anterior de inspeção visual. O processo consiste em realizar uma série de testes e medições para verificar se o sistema está comportando como o esperado. Verifica-se a continuidade dos circuitos de aterramento e equipotencialização e faz-se o ensaios de resistência de isolamento dos circuitos CC. Também devem ser incluídos nesse processo, a análise da polaridade do

109

gerador fotovoltaico e a medição da curva IxV do gerador fotovoltaico. (PINHO;GALDINO, 2014) Deve-se analisar se a operação do sistema está conforme o esperado. Para isso pode ser realizado o teste de qualidade de energia, analisando basicamente a distorção harmônica de corrente e o fator de potência no lado CA do sistema. Além disso, em relação aos parâmetros elétricos, é apropriado certificar-se que a tensão e a frequência do inversor estão em acordo com as especificações das cargas e/ou da rede elétrica. Este processo deve ser repetido no controlador de carga das baterias (se houver), porém analisando sua corrente. Para sistemas de grande porte, deve-se realizar também a avaliação de desempenho ( performance ratio) e tem como objetivo analisar o comportamento dos principais componentes do sistema para estimar parâmetros anuais de desempenho, bem como a produção de energia. Esses dados são relevantes para investidores e operadores do sistema. Por fim, faz-se a averiguação de pontos quentes nos módulos, caso ocorra e não tiver sombreamento, o módulo deve ser trocado. Além de analisar a temperatura dos módulos, deve ser analisado se as temperaturas de operação do controlador, inversor e baterias estão conforme foi informado pelo fabricante ou pelo projeto. A NBR 16274 agrupa todos estes procedimentos descritos acima segundo categorias. Assim, a Categoria 1 fica com conjunto padrão de ensaios que deve ser aplicado a todos os sistemas. Engloba: Ensaio dos circuitos CA; Continuidade da ligação à terra; Ensaio de Polaridade; Ensaio da série fotovoltaica (curto-circuito ou operacional); Ensaio da tensão de circuito aberto das séries fotovoltaicas; Ensaios Funcionais; Ensaio de resistência de isolamento dos circuitos CC.  Já a Categoria 2, seria a sequência expandida de ensaios que assume que todos os ensaios da Categoria 1 já foram realizados. Destina-se a sistemas maiores ou mais complexos e englobam o Ensaio de curva IxV da série fotovoltaica e a Inspeção com câmara infravermelha. ● ● ● ● ● ● ●

Por fim, a NBR 16274, define como Ensaios Especiais os procedimentos de verificação de Tensão ao Solo – sistemas com aterramento resistivo; do ensaio do diodo de bloqueio; do ensaio de resistência de isolamento úmido e a avaliação de sombreamento .

110

Fonte: HT Instruments Figura 1 – Equipamentos para ensaios e testes do sistema fotovoltaico.

Relatório Após toda a inspeção, um relatório de comissionamento deve ser feito e apresentado, contendo o período do comissionamento, a data do relatório, assinaturas dos responsáveis do projeto e do responsável pelo comissionamento. Devem constar todos os processos citados nesse tópico com os resultados, descrição de eventuais erros encontrados e possíveis soluções dos testes feitos e uma estimativa sobre algum problema que pode chegar a ocorrer. (PINHO;GALDINO, 2014)

LIMPEZA A poeira, fezes de aves ou outros tipos de sujeira podem acabar prejudicando a geração de energia de um sistema fotovoltaico, visto que podem causar sombreamento pontuais. Assim, é preciso realizar uma limpeza dos painéis com água, com o auxílio de uma esponja macia que não cause riscos no painel. Em alguns casos pode ser utilizado o sabão neutro, porém é muito arriscado pois pode causar reações químicas indesejadas. Além disso, o processo de limpeza deve ser realizado com o sistema desligado e com o módulo frio. Dependendo do local e da frequência de chuvas a limpeza pode ser semanal, mensal ou até anual. Em casos em que o sistema esteja instalado em locais próximos de construções ou com muita incidência de poeira e/ou poluição, a limpeza pode ser até semanal. Já em locais de pouca incidência de poeira ou então com muitas chuvas, a limpeza é casualmente realizada entre 3 ou 4 meses, chegando a ser anual em alguns casos. (PINHO;GALDINO, 2014)

111

MANUTENÇÃO PREVENTIVA/CORRETIVA A manutenção preventiva ou corretiva de um sistema garante que o seu funcionamento será adequado, sem perdas significativas de eficiência. Assim, a NBR 16274 recomenda que o sistema seja passado por uma inspeção periódica, garantindo que problemas sejam detectados a tempo de não influenciar na operação do sistema. Manutenção Preventiva A manutenção de módulos fotovoltaicos costuma ser coberto pela garantia, sendo ela no período de 5 a 10 anos para problemas de fabricação e 25 anos para rendimento especificado. A manutenção dos módulos fotovoltaicos consiste em verificar se os módulos estão limpos, se as células não possuem descoloração ou algum risco, se a fixação e dispositivos de proteção do painel estão adequados e se não possui corrosão. Também deve ser verificado a tensão de circuito aberto e corrente de curto-circuito, levando em conta os procedimentos de segurança previstos na NR 10. (PINHO;GALDINO, 2014) Através de uma câmera termográfica infravermelha é possível detectar pontos quentes (hot spots) no módulo, caso seja detectado é preciso analisar se não existe sombreamento, sujeira, ou célula com algum defeito, seja ele de polarização inversa ou na solda dos condutores ou erro no diodo de desvio. Caso ocorra no módulo inteiro é possível que o mesmo não esteja instalado corretamente. A irradiação solar deve ser superior a 600 W/m² e a inspeção pode ser tanto na parte frontal do módulo quanto na traseira. A câmera também pode verificar se ocorrem temperaturas elevadas nos cabos e conexões que podem ser frutos sobrecarga ou mau contato, precisando assim ser corrigido. (PINHO;GALDINO, 2014) Em sistemas autônomos, um dos componentes que causam mais problemas é a bateria. Elas possuem vida útil menor e ainda precisam de mais manutenção que o sistema. Baterias que necessitam de troca água, (por exemplo as abertas, as OPzS, entre outras) precisam de uma atenção maior pois, é necessário certificar-se que o nível da água e a densidade do eletrólito estão adequados para não diminuir a sua vida útil. Dependendo das condições do ambiente, de uso e do estado da bateria, a verificação da água pode ser de seis meses a um ano. O local onde as baterias ficarão deve ter uma ventilação apropriada, os furos ou abertura no compartimento devem estar abertos, porém com uma tela

112

para proteção contra insetos, animais pequenos e vegetação. Outros cuidados devem ser tomados em relação a bateria tais como limpeza, verificação do desempenho, suas condições e aperto de conectores. No caso de banco de baterias deve ser analisado a tensão de cada bateria e tensão total no banco, além da densidade de cada bateria. Para a medir a carga da bateria deve se ter o maior cuidado para não prejudicar o controlador de carga, o processo deve ser realizado desconectando a carga, depois o gerador fotovoltaico e só assim desconectar o banco de baterias. É recomendável que seja realizado o processo depois de um dia ensolarado, pois assim garante-se que as baterias estarão totalmente carregadas. (PINHO;GALDINO, 2014) Os componentes de condicionamento de potência como os inversores, conversores de corrente contínua para contínua, controladores de cargas e de bombas devem ser inspecionados conforme as especificações do fabricante para o seu perfeito funcionamento. Em situações que o equipamento apresentar alguma falha é preciso que o mesmo seja retirado para análise e assim substituído. A inspeção deve verificar se as conexões não estão corroídas ou se existem insetos ou qualquer outra sujeira no compartimento dos equipamentos de potência. No inversor deve se verificar a frequência, tensão e distorção harmônica total da tensão de saída com carga máxima e sem carga para garantir que ele esteja alimentando as cargas de corrente alternada. O mesmo deve se fazer tanto para o lado de corrente contínua como para o lado de corrente alternada. Outros equipamentos e dispositivos como os cabeamentos e dispositivos de segurança devem ser analisados também. A análise deve certificar se estão em funcionamento perfeito, sem danos ou com conexões ruins. No caso de segurança, deve-se verificar se os dispositivos não estão danificados. Também deve verificar se tem curtos-circuitos nos cabos condutores e se ocorreu o chamado falta à terra, quando o cabo condutor encosta na carcaça ou em algum condutor metálico. Certificar se todo o sistema elétrico está devidamente aterrado. Atestar se os cabos não estão com falhas no isolamento, principalmente nas dobras e nos pontos de conexão. Certificar se as caixas de controle e junção estão em perfeito estado, no caso de ocorrer algum evento climático, verificar se não agrediu a caixa e se não está com água, caso o evento for uma tempestade. (PINHO;GALDINO, 2014) Verificar se os dispositivos responsáveis por fornecer informações e dados do sistema estão em funcionamento adequado. Manutenção Corretiva Diferente da manutenção preventiva, a corretiva consiste em consertar falhas já ocorridas e assim prevenir que aconteçam novamente. Além disso, a

113

manutenção corretiva realiza a troca de equipamentos com defeitos de fabricação, olhando sempre se o equipamento está na garantia para acioná-la caso for necessário. No caso de não estar na garantia, deve-se planejar o orçamento para a manutenção do sistema. (BALFOUR; SHAW; NASH, 2016)

MONITORAMENTO Em um sistema sem um monitoramento completo, a identificação de um problema pode demorar muito tempo, ultimamente a tecnologia tem avançado cada vez mais nessa área de testes e monitoramento ajudando a reconhecer um problema mais rápido. Em alguns casos, as informações oferecidas pela concessionária não são suficientes para a inspeção e nem sempre o proprietário realiza uma vistoria. Existem alguns monitoramentos comumente usados hoje em dia, facilitando o acesso frequente dos dados, por exemplo, como a maioria dos inversores possui um controle acoplado ao equipamento, as informações podem ser obtidas no sistema e, para alguns itens é colocado alarmes que são disparados se ocorrer alguma falha. Outro monitoramento possível é o remoto, no qual o instalador acompanha os dados através da internet fazendo com que o proprietário tenha menos trabalho para ficar verificando o sistema. (BALFOUR; SHAW; NASH, 2016) Para maiores informações, ver o capítulo 3.

REFERÊNCIAS [1] PINHO, João Tavares; GALDINO, Marco Antonio (Org.). Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos. Rio de Janeiro: Cepel-cresesb, 2014. [2] BALFOUR, John; SHAW, Michael; NASH, Nicole Bremer. Introdução ao projeto de sistemas fotovoltaicos. Rio de Janeiro: Ltc, 2016. [3] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR 16274:  Sistemas fotovoltaicos conectados à rede - Requisitos mínimos para documentação, ensaios de comissionamento, inspeção e avaliação de desempenho. 1 ed. Rio de Janeiro: ABNT, 2014. 52 p.

114

9. DEMAIS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS SISTEMA FOTOVOLTAICO COM BACKUP DE BATERIAS Podemos utilizar os painéis fotovoltaicos de diversas formas, uma delas, cada vez mais requisitada devido constantes faltas de energia, é o sistema fotovoltaico conectado na rede elétrica com um back-up de baterias. De uma forma simples, ele funciona exatamente como o sistema tradicional fotovoltaico conectado à rede, porém, utiliza um banco de baterias para suprir a residência quando faltar energia da rede. [1] Para o caso de quando houver falta de energia, o sistema com backup de baterias será isolado automaticamente da rede elétrica e a casa terá energia por um determinado número de horas de acordo com o tamanho do seu banco de baterias e capacidade do inversor. A figura 1 ilustra um sistema fotovoltaico com backup de baterias.

Figura 1 – sistema fotovoltaico com backup de baterias.

Características Durante as horas do dia o sistema fotovoltaico produz energia, parte da energia gerada pelo sistema vai direto para as cargas (parte de cor rosa na figura 2) , entretanto outra parte é utilizada para carregar completamente as baterias (cor roxa na figura 2) para uso nas cargas críticas ou em momentos de indisponibilidade da energia solar, como a noite por exemplo (cor azul na figura 2). Se o dia estiver ensolarado e o consumo próprio baixo, a energia excedente é  jogada na rede (cor cinza na figura 2).

115

Figura 2 - Curva de carga do sistema híbrido. Fonte: Adaptado de Sharp Co.

Se houver uma carga crítica como, por exemplo, um sistema de computador que seria afetado por variações de tensão, desligamento parcial da rede elétrica ou falta total de energia, um sistema como armazenamento em baterias pode fazer sentido, mesmo se não houver uma interrupção substancial da quantidade de energia na rede. [2]

SISTEMA HÍBRIDO No inverno a energia solar disponível pode ser insuficiente para atender o consumo de eletricidade de uma residência, entretanto no verão temos a situação inversa. Dessa forma, surgiu no mercado de sistemas fotovoltaicos a ideia de que a combinação com uma outra fonte de energia, poderia constituir uma boa solução para manter os níveis de produção. [4] Qualquer sistema fotovoltaico que integre hidroturbinas ou turbinas eólicas ou até mesmo geradores a diesel é considerado um sistema híbrido. Isso quer dizer que o sistema utiliza mais de um método para criar eletricidade. [2] A combinação com um gerador eólico (ver figura 3)poderá ser uma ótima solução caso exista constância de ventos na região, além de um espaço sem prédios nem árvores na área circundante. A energia solar e a energia eólica podem com muita frequência complementarem-se entre si. [4]

116

Figura 3 - Esquema eléctrico de uma instalação híbrida com gerador eólico

É possível observar uma solução mais eficiente para combinar um gerador de apoio nos sistemas FV, o inversor e o controlador de carga da bateria são combinados numa única unidade (ver figura 4), e o gerador de apoio entrará automaticamente quando for preciso, por meio de um controlador central.

Figura 4 - Conversores para sistemas híbridos.

117

Os sistemas híbridos em alguns casos não são uma opção econômica para os sistemas conectados à rede. Porém, os sistemas híbridos são uma ótima escolha quando se projeta sistemas de energia independentes, visto que podem ser combinados dois ou mais fontes de energia para suprir as cargas. [2]

SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ISOLADOS Existem dois tipos de sistemas isolados conhecidos como individuais ou em minirredes. Sendo que, no primeiro caso, a geração é exclusiva para atender uma unidade consumidora. No caso de minirredes, a geração é dividida para um grupo de unidades consumidoras que se localizam perto uma das outras. [3] SISTEMAS ISOLADOS EM MINIRREDE Em regiões rurais de comunidades isoladas a eletrificação pode ser realizada por meio de sistemas coletivos, conhecidos como MIGDI 1, conforme a RN 493/2012, ou minirredes. Em alguns locais isolados no Brasil se utilizam sistemas com minirredes de distribuição para o fornecimento de eletricidade, onde a fonte de geração de energia mais comum é o grupo gerador a diesel. Este tipo de sistema possui um alto custo operacional, visto que é preciso realizar manutenções periódicas no grupo gerador, gerenciar o consumo e o transporte do óleo diesel. Estes custos são maximizados quando as comunidades atendidas se localizam em regiões afastadas dos centros urbanos, vivendo em situações precárias de acesso. Por ter um alto custo operacional, alguns sistemas operam em situações precárias de manutenção e fornecimento do combustível. Uma outra desvantagem ligada aos grupos de geradores a diesel são as questões socioambientais, relacionado ao transporte do óleo diesel, à possíveis vazamentos, à emissão de gases poluentes e à produção de ruídos. [3] Por esses motivos são aplicados sistemas fotovoltaicos isolados e/ou híbridos de geração de energia elétrica. Sendo que o objetivo desse tipo de sistema é fornecer energia elétrica de forma confiável e diminuir a dependência de recursos externos. O dimensionamento correto dos geradores de energia elétrica através de fontes renováveis, do banco de baterias, e o uso de uma estratégia de operação que melhore os recursos disponíveis, deve tentar ao máximo minimizar ou eliminar a necessidade do uso do grupo gerador a diesel e aumentar a vida útil do

1

 Microssistema Isolado de Geração e Distribuição de Energia Elétrica - MIGDI

118

banco de baterias, fazendo com que seja minimizado os custos de operação e manutenção. [3] A figura 5 mostra um diagrama básico de um sistema isolado híbrido Fotovoltaico-Eólico-Diesel, onde a carga representada pode ser uma minirrede com as unidades consumidoras de uma comunidade.

Figura 5 – Exemplo de sistema isolado híbrido.

Os tipos de fontes de geração usadas, devem privilegiar a utilização dos recursos energéticos locais. Usar mais de uma fonte de energia, mesmo indicando um maior custo na implementação do sistema híbrido, em alguns casos pode contribuir para uma maior confiabilidade no atendimento dos consumidores, já que a probabilidade de que todas as opções de geração de energia estejam inoperantes, ou momentaneamente indisponíveis, é menor, quando comparada com o caso de geração por uma única fonte de energia. [3] Um sistema híbrido possui a vantagem de poder ser modular em sua instalação, adequando sua capacidade de geração à disponibilidade de recursos financeiros. Por outro lado, os sistemas híbridos aumentam a complexidade do projeto, instalação e operação do sistema de geração que pode se tornar crítica em comunidades isoladas remotas. [3] A figura 6 apresenta os painéis fotovoltaicos e a edificação onde ficam os inversores, controladores, baterias e equipamentos de monitoramento do sistema

119

MIGDI fotovoltaico de 13,5 KWp, que atende a 19 unidades consumidoras da comunidade de Sobrado, no município de Novo Airão, no Amazonas. O MIGDI foi instalado em 2011, junto a outros 11 sistemas similares em diversas comunidades do estado, pela Eletrobras Amazonas Energia, no âmbito do Programa Luz para Todos. [3]

Figura 6– Sistema MIGDI fotovoltaico da comunidade de Sobrado no Amazonas. Fonte: (Eletrobras. Apresentação na 1 o INOVA FV, 2011).

Os MIGDIs possuem um gasto maior de implantação por unidade atendida por causa dos gastos com o abrigo para os equipamentos, com a minirrede de distribuição e devido à necessidade de implantar uma maior capacidade em painéis fotovoltaicos e baterias para compensar as perdas energéticas na distribuição. Ao se optar por sistemas coletivos, é recomendável a utilização de algum tipo de controle para impedir que um usuário consuma mais que o devido e prejudique os demais, situação não aplicada em sistemas individuais. Os MIGDIs apresentam vantagem em relação à reposição de inversores e controladores, visto que utilizam menor quantidade destes componentes por unidade consumidora (UC) atendida e utilizam inversores maiores e mais robustos, fazendo com que o custo das visitas de manutenção seja menor. Estas são determinadas pelas falhas de inversores, controladores e ocorrências de outra natureza, normalmente mais pertinentes aos sistemas individuais do que aos sistemas coletivos. Os MIGDIs são beneficiados com o aumento do número de UCs, porque isto diminui o custo de manutenção da rede e aumenta a diferença no número de controladores e inversores dos sistemas individuais em relação à central. [3] As principais cargas atendidas pelos sistemas SIGFI e MIGDI são lâmpadas e TV/antena parabólica. O Programa Luz para Todos determina que o sistema

120

possa também alimentar um refrigerador. Outros eletrodomésticos encontrados geralmente nas comunidades são: ventilador, aparelho de som, carregador de celular, liquidificador ou similar para bater polpas. [3]

REFERÊNCIAS [1] PORTALSOLAR (São Paulo). Como funciona o sistema fotovoltaico com backup de baterias.  baterias.   Disponível em: . Acesso em: 20 julho 2017. [2] BALFOUR, John.  John.  Introdução ao Projeto de Sistemas Fotovoltaicos.  Fotovoltaicos.   Rio de  Janeiro: LTC-Livros Técnicos e Científicos, 2016. [3] PINHO, João Tavares; GALDINO, Marco Antonio (Org.). Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos. Rio Fotovoltaicos.  Rio de Janeiro: CEPEL-CRESESB, 2014. [4] GREENPRO. Energia fotovoltaica:  fotovoltaica:  manual sobre tecnologias, projeto e instalação. 2004.

121

10. SEGURANÇA DO TRABALHO NR 10 A norma regulamentadora estabelecida pelo Ministério do Trabalho e Emprego, denominada NR 10, consiste em designar condições e exigências mínimas para a segurança e saúde dos trabalhadores que trabalham com instalações elétricas ou qualquer serviço que envolve a eletricidade, implementando sistemas de prevenção e medidas de controle. A NR 10 abrange desde a geração até a manutenção das instalações elétricas, incluindo a transmissão, distribuição, construção, montagem, operação e consumo, além de trabalhos realizados próximos a essas áreas, aplicando-se normas técnicas de acordo com os órgãos órgã os responsáveis. Podemos citar como elemento fundamental da NR 10 as medidas de controle, a qual determina que uma empresa, responsável por executar os serviços de instalações elétricas, deve incluir as medidas de prevenção contra os riscos elétricos nas iniciativas da empresa, visando a segurança e saúde do trabalhador. Além disso, a empresa deve manter os diagramas unifilares atualizados, que devem especificar o nível de curto-circuito e as informações do sistema de aterramento e outros equipamentos para a proteção. (NR 10, 2016) Em estabelecimentos que possuem cargas superiores a 75 kW tem como dever apresentar um Prontuário com informações sobre os procedimentos, orientações técnicas e administrativas sobre a saúde e a segurança, além de especificar sobre os equipamentos, ferramentais, individuais ou coletivos de proteção. O prontuário também deve conter documentos com dados do aterramento elétricos e sistemas de proteção contra descargas atmosféricas, comprovantes de autorização, capacitação, qualificação, habilitação e dos treinamentos executados pelos trabalhadores. Resultados de ensaios, como o teste de qualificação dos equipamentos de proteção, devem ser incluídos no prontuário e também relatórios acerca das supervisões devem estar atualizados com cronogramas de adequações e recomendações. Para cada tipo de empresa é especificado um prontuário adequado. Os mesmos devem ser realizados por profissionais legalmente habilitados, de acordo com a NR 10 (2016). A NR 10 abrange as medidas de proteção coletiva, que visam a proteção e segurança dos trabalhadores nas atividades que serão desenvolvidas, como exemplo, “a isolação das partes vivas, obstáculos, barreiras, sinaliza ção, sistema de seccionamento automático de alimentação, bloqueio do religamento automático”

(NR 10, 2016). Especifica também medidas de proteção proteção individual, como como vestimentas adequadas para o trabalho, com inflamabilidade, condutibilidade e influências eletromagnéticas adequadas. (NR 10, 2016)

122

A NR estabelece que um projeto elétrico deve englobar medidas de segurança nos equipamentos, como o de garantia que o circuito não irá ser reenergizado, para isso deve-se instalar um dispositivo de seccionamento de ação simultânea; e medidas de segurança para os trabalhadores, como o de garantir um espaço seguro para a manutenção e construção. (NR 10, 2016) O projeto deve estabelecer uma representação da configuração do aterramento e de outros equipamentos de proteção, tal como a conexão entre o condutor neutro e o de proteção (PE), e a ligação à terra das peças metálicas. (NR 10, 2016) Em relação a segurança na construção, montagem, operação e manutenção, os equipamentos utilizados devem estar devidamente adequados à segurança do funcionário, aqueles que possuem isolamento, deve ser verificado se é compatível com a tensão aplicada no local do seu manuseio, além de serem testados. Locais de riscos, como por exemplo, risco de explosão, altura, confinamento, entre outros, devem ser sinalizados e locais de serviços elétricos não podem ser usados para guarda objetos. A empresa é responsável por garantir ao funcionário um local de iluminação adequado, e uma posição apropriada de trabalho. (NR 10, 2016) Para atuar em instalações elétricas energizadas, os trabalhadores devem ser especializados e com experiência de acordo com a tensão. Ao implementar tecnologias novas ou ao fazer uma nova instalação, deve-se, sempre que possível, desenergizar o circuito e analisar os riscos novamente. Quando ocorre algo ou uma condição não prevista de riscos, o operador deve suspender as atividades naquele local, caso não seja possível um controle imediato. (NR 10, 2016)

NR 35 A Norma Regulamentadora NR 35 determina medidas de segurança para trabalhos realizados em alturas acima de dois metros, tais medidas vão desde o planejamento até a execução do trabalho, assegurando assim a saúde e segurança do trabalhador. O empregador deve realizar análises de risco e aplicar as medidas necessárias para a segurança do funcionário, além disso a empresa deve manter o trabalhador informado sobre os riscos e medidas de controle acerca de suas atividades. O trabalhador também deve cumprir com os procedimentos de segurança de sua empresa e, ao se submeter a uma condição de risco, o funcionário tem o direito de suspender suas atividades comunicando à empresa sobre o risco. (NR 35, 2016) A empresa deve oferecer capacitação para os funcionários que irão trabalhar em altura, com uma carga horária mínima de oito horas, na qual deve

123

ser informado sobre os regulamentos e normas cabíveis ao serviço realizado em altura, além de instruir sobre os equipamentos e dispositivos de segurança e proteção, apresentar sobre os acidentes possíveis em altura e ensinar sobre os primeiros procedimentos de emergência caso ocorra um.  (NR 35, 2016) O empregador deve oferecer ao funcionário exames médicos para garantir que ele está apto a trabalhar em altura. A empresa tem o compromisso desenvolver procedimentos para a execução, como por exemplo, detalhes sobre o trabalho a ser realizado, providenciar os equipamentos de proteção individual e/ou coletiva, entre outros definidos pela NR 35. (NR 35, 2016) O trabalhador deve usar sistemas de proteção contra queda seguindo as condições previstas pela norma, sendo adequado para o seu serviço e revisado por profissionais adequados. No caso dos dispositivos a serem utilizados, deve-se consultar as normas técnicas nacionais se os mesmos podem ser reutilizados, os equipamentos também devem ser adequados ao peso e altura da pessoa, além de suportar a força da queda. (NR 35, 2016)

REFERÊNCIAS [1] MINISTÉRIO DO TRABALHO. NR 10: SEGURANÇA EM INSTALAÇÕES E SERVIÇOS EM ELETRICIDADE. 2016. Disponível em: . Acesso em: 25 ago. 2017. [2] MINISTÉRIO DO TRABALHO. NR 35: TRABALHO EM ALTURA. 2016. Disponível em: < http://trabalho.gov.br/images/Documentos/SST/NR/NR35/ NR-35-2016.pdf>. Acesso em: 25 ago. 2017.

124

ANEXO 1 - BATERIAS INTRODUÇÃO Na instalação de sistemas fotovoltaicos isolados da rede elétrica é comum a utilização de dispositivos de armazenamento de energia para que seja atendido a demanda em períodos onde a geração é nula ou insuficiente, sendo observado tal situação à noite ou em dias chuvosos ou nublados, com baixos níveis de irradiação solar. Dessa forma, a energia solar convertida em energia elétrica pelos módulos durante o dia é armazenada para ser utilizada em outros momentos. [1] É possível observar que alguns sistemas fotovoltaicos conectados à rede também possuem baterias, para o caso de operação ilhada do sistema de geração, caso ocorra falta da energia da rede elétrica. Sistemas dessa forma são encontrados na Europa e nos Estados Unidos. No Brasil, para o caso de micro e minigeração, regulamentado pela RN 482/2012 (ANEEL, 212b) não há regulamentação pressupondo este tipo de operação e as distribuidoras não o aceitam, sendo exigido, proteção para desligamento da geração em casos de ilhamento. [1] Existem diversas formas de armazenamento de energia, tais como campo elétrico (supercondutores), campo magnético (indutores com supercondutores, SMES – Superconducting Magnetic Energy Storage), energia mecânica (volantes de inércia - flywheels, ar comprimido, bombeamento de água), vetores energéticos (como o Hidrogênio) etc. no entanto a bateria eletroquímica é o dispositivo mais usado em sistemas fotovoltaicos isolados, visto que a mesma é considerada uma forma conveniente e eficiente de armazenamento de energia elétrica. [1] A bateria é um conjunto de células ou vasos eletroquímicos, conectados em série e/ou em paralelo, que armazenam energia elétrica na forma de energia química através de um processo eletroquímico de oxidação e redução que acontece no seu interior. Quando uma bateria carregada é conectada a uma carga elétrica, ocorre o processo reverso, isto é, uma corrente contínua é produzida pela conversão de energia química em energia elétrica. [1] As baterias são classificadas, de acordo com o tipo de célula que as compõem, em recarregáveis e não recarregáveis. Há dois tipos básicos de células: as primárias e secundárias. As baterias que são compostas por células primárias podem ser utilizadas apenas uma vez, assim, estas baterias são conhecidas como não recarregáveis. Quando as células primárias se descarregam totalmente, sua vida útil acaba e a mesma deve ser descartada. As baterias não recarregáveis são geralmente utilizadas como fonte de energia de baixa potência. No mercado é possível

125

encontrar baterias constituídas de células primárias que admitem recargas leves. [1]  Já as células secundárias compõem as baterias recarregáveis, isto é, as baterias que podem ser carregadas com a utilização de uma fonte de tensão ou corrente, e assim podendo ser reutilizada várias vezes. São corriqueiramente conhecidas como “acumuladores“ ou “baterias de armazenamento” e são as que

satisfazem os sistemas fotovoltaicos. [1] Dos vários tipos de baterias eletroquímicas existentes, a bateria de Chumbo-ácido (Pb-ácido) continua sendo a tecnologia mais utilizada. Baterias com tecnologias mais modernas, tais como Níquel-Cadmio (NiCd), Níquel-hidreto metálico (NiMH), íon de Lítio (Li-ion), dentre outras, embora apresentando vantagens (maior eficiência, maior vida útil, maior profundidade de descarga), geralmente não são ainda economicamente viáveis na maioria dos sistemas fotovoltaicos. A tabela 1 mostra as principais características de alguns tipos de baterias recarregáveis disponíveis comercialmente. [1] Tabela 1 – Dados técnicos de catálogos de baterias recarregáveis disponíveis comercialmente. Fonte: [1]

As baterias possuem inúmeras vantagens para sistemas fotovoltaicos compostos com baterias de armazenamento, no entanto, elas apresentam os seguintes riscos: ●

●

●

A carga de baterias de chumbo-ácido libera gás hidrogênio; As baterias de armazenamento têm correntes de curto-circuito elevadas; Muitas baterias possuem eletrólitos ácidos ou cáusticos perigosos;

126

●

As baterias trazem o risco de choque elétrico se forem manipuladas inadequadamente. [2]

As baterias de chumbo-ácido produzem gás hidrogênio sob algumas condições. O gás hidrogênio é explosivo e deve ser ventilado adequadamente. As baterias seladas não são exceção. O hidrogênio é uma molécula leve e difícil de controlar. O volume criado pela bateria depende dos seguintes fatores: ●

Corrente de carga;

●

Tensão;

●

Tamanho do banco de baterias;

●

Temperatura da bateria;

O hidrogênio pode se acumular rapidamente. É recomendado que seja seguido todas as recomendações do fabricante quanto ao modo de ventilação adequada do banco de baterias. A utilização de controladores de carga não diminui a produção de hidrogênio e assim não exclui a ventilação. [2] Recomenda-se também que não se coloque dispositivos que sejam capazes de iniciar uma centelha no mesmo ambiente não ventilado ou pouco ventilado de uma bateria. É preciso considerar a recomendação acima no projeto e no posicionamento do equipamento no caso de: ●

Controladores de carga;

●

Relés;

●

Interruptores;

●

Outros equipamentos;

POSICIONAMENTO DAS BATERIAS Caso haja um curto entre as baterias pode ser gerado milhares de ampères. Para isso, são utilizados dispositivos de proteção contra sobrecorrente para ajudar a diminuir o risco de: ●

Derretimento de ferramentas;

●

Derretimento de cabos das baterias;

●

Derretimento dos terminais das baterias;

●

Potencial para o metal quente derretido ser lançado no ambiente a partir de uma explosão de chumbo e ácido.

Apenas os técnicos altamente qualificados ou os proprietários treinados podem ter acesso às baterias. Os terminais, conexões e partes vivas expostas devem ser protegidas. Uma caixa de bateria ventilada e dedicada ou uma sala

127

dedicada às baterias que permaneça trancada são as melhores opções para proteção.

PERIGOS Em grande parte das baterias é possível observar a formação de uma película de eletrólitos ácidos ou cáusticos em cima ou em volta da mesma. O contato desses eletrólitos com a pele provoca queimaduras químicas graves. Além do eletrólito causar risco de choque, pois é um condutor de eletricidade. [2] A limpeza esporádica da bateria e da área circundante reduz os riscos. É de extrema importância a utilização de agentes de limpezas adequados. Sendo que este depende do tipo de bateria utilizada. [2] As luvas sempre devem ser utilizadas pelo técnico que faz a limpeza, além da utilização de proteção dos olhos. O equipamento de proteção a ser utilizado durante a manutenção das baterias de armazenamento inclui luvas; máscara facial e avental de borracha. Uma solução lava-olhos ou uma estação de lava-olhos autocontida devem estar à mão se o local de trabalho não tiver uma estação integrada. Caso ocorra o acidente de receber ácido ou eletrólito nos olhos a pessoa deve enxaguar bem com água e procurar ajuda médica urgentemente. As graxas e sprays de terminal de bateria protegem contra corrosão. Isso diminui a necessidade de manutenção da bateria. Outro fator que diminui o acúmulo de eletrólitos no exterior da bateria é o uso de controladores de carga que mantém a tensão da bateria abaixo da gama de gaseificação principal. Os cabos flexíveis são permitidos entre as células de bateria e até a caixa de ligação. Eles precisam ser resistentes a umidade e serem certificados para uso em serviços pesados. Nem todos os terminais são produzidos para aceitar cabos flexíveis. [2]

BATERIAS RECARREGÁVEIS Como visto anteriormente, baterias recarregáveis são aquelas que apresentam uma constituição química que permite reações reversíveis. Com o auxílio de uma fonte externa, pode-se recuperar a composição química inicial e deixá-la pronta para um novo ciclo de operação. De acordo com a aplicação, elas podem ser classificadas como: Automotivas - também conhecidas em língua inglesa como SLI (starting, lighting, ignition), são baterias projetadas fundamentalmente para descargas rápidas com elevadas taxas de corrente e com reduzidas profundidades de descarga. Esta condição é típica na partida de motores de combustão interna. T em maior número de placas e estas placas são mais finas, em relação aos outros tip os.

128

Não são adequadas ao uso em sistemas fotovoltaicos, pois tem baixa vida útil para operação em regime de ciclagem. [1] Tração - indicadas para alimentar veículos elétricos como, por exemplo, empilhadeiras, e são projetadas para operar em regime de ciclos diários com descarga profunda e taxa de descarga moderada. Possuem liga de Chumbo com alto teor de antimônio e apresentam alto consumo de água. [1] Estacionárias - são direcionadas tipicamente para aplicações em que as baterias permanecem em regime de flutuação e são solicitadas ocasionalmente para ciclos de carga/descarga. Esta condição é típica de sistemas de nobreak ou UPS. Tem baixo teor de antimônio e baixo consumo de água. [1] Fotovoltaicas - são projetadas para ciclos diários de profundidade rasa a moderada com taxas de descarga reduzidas e devem suportar descargas profundas esporádicas devidas à ausência de geração (dias nublados). As baterias recarregáveis também podem ser diferenciadas quanto à forma de confinamento do eletrólito em: Baterias abertas - também denominadas algumas vezes de ventiladas. São baterias que necessitam de verificação periódica e eventual correção do nível do eletrólito. Seu eletrólito é líquido e livre (não é confinado no separador) e, por esta razão, devem trabalhar na posição vertical. As baterias Chumbo-ácido desta tecnologia são denominadas em língua inglesa de FLA – flooded lead acid, ou de FVLA – free vented lead acid, ou ainda apenas de VLA. [1] Baterias seladas - possuem o eletrólito confinado (absorvido) no separador ou sob a forma de gel. Elas também são conhecidas como “livres de manutenção” porque não necessitam de adição de água. As baterias chumbo

ácido desta tecnologia são denominadas em língua inglesa de VRLA –  valve regulated lead acid, sendo que, quando o eletrólito é absorvido numa manta de vidro porosa que serve de separador, são denominadas AGM – absorbed glass matt . Os principais atributos para avaliação de baterias recarregáveis são: densidade de energia (volumétrica ou por peso), eficiência, capacidade, vida cíclica, taxa de autodescarga, reciclabilidade dos materiais e custo. A eficiência das baterias recarregáveis depende de muitos fatores, dentre os quais se destacam: estado de carga, temperatura de operação, taxas de carga e descarga, além da idade. Os fatores mais importantes que afetam o desempenho, a capacidade e a vida útil de qualquer bateria recarregável são: profundidade de descarga (por ciclo), temperatura, número de ciclos, controle da carga/descarga e manutenção periódica. [1]

129