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i

UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ CENTRO DE TECNOLOGIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA

AVALIAÇÃO DO FATOR DE DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR EM SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

CONECTADOS À REDE

Higor José Serafim da Costa

Fortaleza

Novembro de 2010

ii

HIGOR JOSÉ SERAFIM DA COSTA

AVALIAÇÃO DO FATOR DE DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR EM SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

CONECTADOS À REDE

Monografia submetida à Universidade Federal

do Ceará como parte dos requisitos para

obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.

Orientador: Prof. Dr. Fernando Luiz Marcelo

Antunes

Fortaleza Fevereiro de 2010

iii

HIGOR JOSÉ SERAFIM DA COSTA

AVALIAÇÃO DO FATOR DE DIMENSIONAMENTO DO

INVERSOR EM SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE

Esta monografia foi julgada adequada para obtenção do título de Engenheiro Eletricista, Área de Eletrônica de Potência e Fontes Alternativas e aprovada em sua forma final pelo Departamento de Engenharia Elétrica na Universidade Federal do Ceará.

Banca Examinadora:

Fortaleza Fevereiro de 2010

iv

“Toda glória deriva da ousadia para começar” (Eugene F. Ware)

v

A Deus,

Aos meus pais, José Airton e Fátima, A meu irmão,

A todos os familiares e amigos.

vi

AGRADECIMENTOS

Inicialmente a Deus por me ter dado a maravilhosa oportunidade da vida, com a

qual tanto me alegro e valorizo. Por sua provisão e cuidado. Pela saúde física e mental a mim

concedida durante cada dia que tenho atravessado. Sou eternamente grato ao autor e

consumador da vida.

À minha mãe que sempre foi o meu braço forte em todos os momentos da vida.

Aquela que tem sido uma verdadeira companheira nas horas de dificuldades, uma conselheira

na hora da dúvida, uma ardente torcedora na hora da luta e sobretudo uma mãe em todas as

horas da vida. Aquela que foi a origem de tudo em minha vida, por quem devo toda a gratidão

nas minhas conquistas.

A meu pai que sempre me apoiou nas minhas decisões dando-me todo suporte

necessário para alcançar os meus objetivos. Que muito se empenhou para me oferecer as

melhores condições dentro de suas limitações, que não poupou esforço algum para me ajudar

a construir os meus sonhos.

A meu irmão que com sua paciência e prontidão muito me ajudou. Sendo um

verdadeiro cooperador nas minhas necessidades. Sendo uma pessoa de quem me alegro muito

em tê-lo por perto.

Ao meu orientador Pr. Dr. Fernando Luiz Marcelo Antunes que me instruiu para a

realização deste trabalho e que me foi um verdadeiro professor lecionando-me para a vida.

A meus parentes, primos e primas, tios e tias que contribuíram direto ou

indiretamente para a concretização deste trabalho.

vii

Costa, H. J. S. “Avaliação do fator de dimensionamento do inversor em sistemas fotovoltaicos

conectados à rede”, Universidade Federal do Ceará – UFC, 2010, 69p.

Esta monografia apresenta uma avaliação no fator de dimensionamento de inversores (FDI)

para sistemas fotovoltaicos conectados à rede. Sendo observada as características de radiação

local afim de se estabelecer a melhor relação de potência entre o painel solar e o inversor, de

maneira que haja uma ótima transferência de potência, minimizando as perdas e avaliando sua

viabilidade econômica. Esta análise se fará através das curvas de radiação local que

determinará qual relação de potência deve ser utilizada para se obter um maior

aproveitamento da energia com o menor custo. Será feito um estudo de caso da usina solar de

Tauá localizada no estado do Ceará.

Palavras-Chave: Fator de dimensionamento do inversor, sistemas fotovoltaicos, inversores.

viii

Costa, H. J. S. “Evaluation of the inverter sizing factor in gried-tied photovoltaic sistems”,

Universidade Federal do Ceará – UFC, 2010, 69p.

This work presents an evaluation in the inverter sizing factor (ISF) in gried-tied photovoltaic

systems. As observed the characteristics of the local radiation in order to establish a better

balance of power between the photovoltaic array and inverter, so that there is an optimal

power transfer minimizing the losses and evaluating their economic viability. This analysis

will be done through the curves of the local radiation to determine which relationship of

power must be used to obtain the better use of the energy at the lowest cost. There will be a

case study of the solar plant Tauá located in state of Ceará.

Keywords: Inverter sizing factor, photovoltaic systems, inverter.

ix

SUMÁRIO

SUMÁRIO

LISTA DE FIGURAS ............................................................................................................. xi LISTA DE TABELAS ............................................................................................................ xii SIMBOLOGIA ....................................................................................................................... xiv INTRODUÇÃO ....................................................................................................................... 1 CAPÍTULO 2 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE ................................................... 6

2.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS ..................................................................................... 6 2.2 DESCRIÇÃO DOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE (SFCR) ................................................................................................................................ 6 2.3. RADIAÇÃO SOLAR ................................................................................................... 8 2.4. EFEITO FOTOVOLTAICO ........................................................................................ 10

2.4.1 ESTRUTURA E FUNÇÃO DE UMA CÉLULA SOLAR DE SILÍCIO ................ 12 2.5 COMPONENTES DOS SFCR ...................................................................................... 13

2.5.1 MÓDULO FOTOVOLTAICO .............................................................................. 13 2.5.1.1 AGRUPAMENTO DE CÉLULAS ................................................................ 13 2.5.1.2 TIPOS DE MÓDULOS ................................................................................. 14

2.5.1.2.1 MÓDULOS MONOCRISTALINOS ..................................................... 14 2.5.1.2.2 MÓDULOS POLICRISTALINOS ....................................................... .15 2.5.1.2.3 MÓDULOS DE FILMES FINOS ......................................................... 16

2.5.1.3 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS .................................. 17 2.5.1.3.1. FATORES QUE INFLUENCIAM AS CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS .......................................................................... 18

2.5.1.4 INTERLIGAÇÃO ENTRE MÓDULOS ...................................................... 19 2.5.1.4.1 INTERLIGAÇÃO SÉRIE .................................................................... 19 2.5.1.4.2. INTERLIGAÇÃO PARALELO .......................................................... 21

2.5.1.5 MODELO ELÉTRICO PARA O MÓDULO FOTOVOLTAICO ................ 22 2.5.2. CAIXA DE JUNÇÃO GERAL ............................................................................ 24 2.5.3. INVERSOR ......................................................................................................... 25

2.5.3.1 - INVERSORES COMUTADOS PELA REDE ............................................ 26 2.5.3.2 - INVERSORES AUTO-CONTROLADOS .................................................. 28 2.5.3.3 - INVERSORES CENTRAIS ........................................................................ 29 2.5.3.4 - INVERSORES DE CADEIA DE MÓDULOS ............................................ 30

x

SUMÁRIO

2.5.3.5 - INVERSORES INTEGRADOS .................................................................. 31 CAPÍTULO 3 DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR BASEADO NAS CARACTERÍSTICAS DE GERAÇÃO ............................................................................................................................. 33

3.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS ..................................................................................... 33 3.2. FATOR DE DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR ................................................. 33 3.3. ESTIMATIVA DE GERAÇÃO DE ENERGIA ........................................................... 35 3.4. DIMENSIONAMENTO DO GERADOR FOTOVOLTAICO ..................................... 37 3.5. PROCEDIMENTOS PARA ESTABELECER O FDI ÓTIMO ..................................... 38 3.5.1. SOFTWARE UTILIZADO ....................................................................................... 38 3.5.2. ENERGIA LOCAL DISPONIBILIZADA ................................................................ 39 3.5.3. DIMENSIONAMENTO DO PAINEL SOLAR ........................................................ 43 3.5.4. POTÊNCIA RECEBIDA PELO INVERSOR ........................................................... 43 3.5.5. ANÁLISE DE DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR ......................................... 44 3.5.6. ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA ........................................................ 49 3.5.7. ESCOLHA DO FDI PARA DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR ..................... 51

CAPÍTULO 4 ESTUDO DE CASO (USINA SOLAR DE TAUÁ) ............................................................... 52

4.1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS .................................................................................... 52 4.2. A USINA SOLAR DE TAUÁ ..................................................................................... 52 4.3. ESTIMATIVA DE GERAÇÃO DE ENERGIA ........................................................... 54 4.4. DIMENSIONAMENTO DOS INVERSORES ............................................................. 56 4.5. CONCLUSÃO ............................................................................................................. 61

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................................... 63 APÊNDICE A – ENERGIA DIÁRIA PERDIDA POR LIMITAÇÃO DE POTÊNCIA DO INVERSOR ...................................................................................................................... 65 APÊNDICE B – CURVA DIÁRIA DE RADIAÇÃO DO MUNICÍPIO DE TAUÁ .............. 72

xi

LISTA DE FIGURAS

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 – Sistema fotovoltaico conectado à rede ................................................................ 7

Figura 2.2 – Usina solar fotovoltaica ...................................................................................... 7

Figura 2.3 – Radiação solar direta,difusa e refletida ............................................................... 8

Figura 2.4 – Padrão diário de radiação direta e difusa em Lisboa ............................................ 9

Figura 2.5 – Estrutura cristalina do silício e processo de auto-condução ............................... 10

Figura 2.6 – Condução extrínseca do silício dopado com impurezas tipo p e n ..................... 11

Figura 2.7 – Criação da barreira de potencial........................................................................ 11

Figura 2.8 – Estrutura e função da célula solar ..................................................................... 12

Figura 2.9 – Interligação em série de células cristalinas solares ............................................ 13

Figura 2.10 – Células monocristalinas quadrada, semi-quadrada e redonda. ......................... 15

Figura 2.11 – Células policristalinas com camadas anti-reflexão .......................................... 15

Figura 2.12 – Módulos de filmes finos ................................................................................. 16

Figura 2.13 – Curva característica de corrente-tensão do painel solar ................................... 17

Figura 2.14 – Efeito causado pela variação do nível de radiação ........................................... 18

Figura 2.15 – Efeito causado pela variação de temperatura ................................................... 18

Figura 2.16 – Ligação série de painéis solares ..................................................................... 19

Figura 2.17 – Ligação paralelo de painéis solares ................................................................. 21

Figura 2.18 – Interligação mista dos painéis solares ............................................................. 22

Figura 2.19 – Representação elétrica de uma célula solar em escuridão ................................ 23

Figura 2.20 – Representação elétrica de uma célula solar irradiada ....................................... 23

Figura 2.21– Representação elétrica completa de uma célula solar ...................................... 24

Figura 2.22 – Caixa de Junção.............................................................................................. 25

Figura 2.23– Acoplamento de inversores monofásicos e trifásicos à rede ............................ 26

Figura 2.24 – Inversor comutado pela rede ........................................................................... 27

Figura 2.25 – Inversor auto-controlado por PWM ................................................................ 28

Figura 2.26 – Inversor central (Uop <120V) .......................................................................... 29

Figura 2.27 – Inversor central (Uop > 120V) ......................................................................... 30

Figura 2.28 – Inversores em cadeia de módulos................................................................... 31

Figura 2.29 – Inversor integrado .......................................................................................... 32

Figura 3.1 – Radiação média mensal da cidade de Fortaleza ................................................ 40

xii

LISTA DE FIGURAS

Figura 3.2 – Energia produzida ............................................................................................ 42

Figura 3.3 – Potência média recebida pelo inversor .............................................................. 43

Figura 3.4 – Curva de radiação do dia 15 de setembro .......................................................... 44

Figura 3.5 – Potência de saída do inversor com efeito de corte ............................................. 45

Figura 3.6 – Potência de saída do inversor sem o efeito de corte .......................................... 45

Figura 3.7 – Energia perdida por limitação de potência ........................................................ 46

Figura 3.8 – Potência total anual perdida no inversor em função do FDI .............................. 48

Figura 3.9 – Rendimento anual............................................................................................. 49

Figura 3.10 – Valor presente líquido .................................................................................... 50

Figura 4.1 – Maquete eletrônica da usina solar de Tauá ........................................................ 53

Figura 4.2 – Configuração dos módulos solares.................................................................... 53

Figura 4.3 – Configuração dos inversores ............................................................................. 54

Figura 4.4 – Estimativa mensal de energia produzida ........................................................... 56

Figura 4.5 – Perda de energia no inversor por limitação de potência ..................................... 57

Figura 4.6 – Perda de energia em função do FDI .................................................................. 59

Figura 4.7 – Rendimento anual de Tauá ............................................................................... 60

Figura 4.8 – Valor presente líquido ...................................................................................... 61

Figura A.2 – Curvas diárias de radiação do município de Tauá............................................. 73

xiii

LISTA DE TABELAS

LISTA DE TABELAS

Tabela 2.1 – Características dos módulos monocristalinos .................................................... 14

Tabela 2.2 – Características dos módulos policristalinos ...................................................... 15

Tabela 2.3 – Características dos módulos de filmes finos ..................................................... 16

Tabela 2.4 – Classificação da proteção elétrica ..................................................................... 29

Tabela 3.1 – Dados de entrada para simulação ..................................................................... 39

Tabela 3.2 – Parâmetros de cálculo ...................................................................................... 42

Tabela 3.3 – Potência e energia calculada............................................................................. 42

Tabela 3.4 – Parâmetros financeiros ..................................................................................... 50

Tabela 4.1– Parâmetros do painel solar ................................................................................ 54

Tabela 4.2 – Dados metereológicos ...................................................................................... 55

Tabela A.1 – Energia perdida por limitação de potência do inversor ..................................... 66

xiv

SIMBOLOGIA

SIMBOLOGIA

Símbolo Significado Receitas líquidas

Ager Área do módulo fotovoltaico

Ep(ideal) Energia ideal produzida

Ep(real) Energia real produzida pelo módulo fotovoltaico

ERG Energia total recebida pelo módulo fotovoltaico

h Horas de funcionamento do sistema fotovoltaico

Heq Número de horas de sol equivalente

Href Radiação nas condições de referência

Hsol Número de horas de sol

Ht,β Radiação incidente no plano do módulo fotovoltaico

I Corrente de saída do módulo fotovoltaico

i Taxa de atratividade financeira

ID Radiação direta

Id Radiação difusa

ID Corrente que flui no diodo

Iméd Irradiação média

Iph Corrente oriunda do efeito fotovoltaico

Ir Radiação refletida

ISC Corrente de curto-circuito

IT Radiação total que incide numa superfície

n Dopagem tipo “n’’ incremento de fósforo

N Período de capitalização

nmin Número mínimo de módulos em série

p Dopagem tipo “p’’ incremento de boro

P0FV Potência de saída do módulo sem o efeito da temperatura e inclinação

Pcons Potência de consumo do sistema fotovoltaico

Pcor Potência corrigida do sistema fotovoltaico

Pger Potência máxima do módulo fotovoltaico

Pinv Potência nominal do inversor

Pmp Potência de saída do módulo com o efeito da temperatura e inclinação

xv

SIMBOLOGIA

Símbolo Significado

PRG Potência total recebida pelo gerador

RP Resistência equivalente em paralelo do módulo fotovoltaico

RS Resistência equivalente em série do módulo fotovoltaico

TC Temperatura de operação da célula

TC,ref Temperatura na condição de referência

U Tensão de saída do módulo fotovoltaico

UD Tensão no diodo

UMPP(inv Min) Tensão mínima suportada pelo inversor UMPP(Módulo

70°C) Produto das áreas do núcleo magnético

UOC(CTS) Tensão de saída do módulo nas condições padrão

Uop Tensão de operação do inversor

VOC Tensão de circuito aberto

XO Investimento total

γmp Coeficiente de temperatura do ponto de máxima potência

ΔU Variação de tensão de saída do módulo fotovoltaico

ηinv Rendimento do inversor

θ Ângulo de incidência solar

Acrônimos e Abreviaturas:

Símbolo Significado AM Massa de Ar BID Banco Interamericano de Desenvolvimento CA Corrente Alternada CC Corrente Contínua

CdTe Telureto de Cádmio CIS Disseleneto de Cobre e Índio CTS Condiction Test Standard DC Direct Current FDI Fator de Dimensionamento do Inversor

FUNCEME Fundação Cearense de Metereologia e Recursos Hídricos ID Índice de Desempenho do Sistema Fotovoltaico

MOSFET Metal-Oxide-Semiconductor Field-Effect Transistor

xvi

SIMBOLOGIA

Símbolo Significado MPP Ponto de Máxima Potência ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico PWM Pulse Width Modulation SFCR Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede

SWERA Solar and Wind Energy Resource Assesment TBJ Transistor Bipolar de Junção VPL Valor Presente Líquido

1

INTRODUÇÃO

INTRODUÇÃO

A utilização de energia elétrica pelo homem tem se desenvolvido cada vez mais

na história de nossa sociedade. O homem tem a utilizado amplamente para suas atividades

cotidianas. A energia elétrica tem tomado um papel vital na sociedade contemporânea. Onde

podemos perceber facilmente a presença da eletricidade aonde quer que estejamos, seja na

indústria, no campo, nos grandes centros urbanos ou até mesmo nos lugares mais remotos e

inóspitos.

A maioria de nossas atividades estão vinculadas a essa forma de energia. Sejam

elas no nosso ambiente de trabalho, ou junto aos nossos familiares ou até mesmo no nosso

momento de lazer. Desde o simples fato de ascender uma lâmpada até o acionamento

automático de uma indústria. Precisamos da energia para utilizar os nossos televisores,

computadores, celulares, ferros de passar, ventiladores, condicionadores de ar, câmeras,

aparelhos de som, impressoras, enfim, uma inúmera quantidade de objetos utilizados por nós

são dependentes desse tipo de energia. E com o passar do tempo mais e mais equipamentos

elétricos são desenvolvidos para contribuir com uma melhor qualidade de vida para o ser

humano. A sociedade atual criou uma forte dependência à energia elétrica. Não conseguimos

desenvolver nossos trabalhos com tanta eficiência sem sua utilização, não conseguimos ser

tão velozes e dinâmicos sem seu auxílio, não conseguimos promover um ambiente

aconchegante e agradável sem seu aparecimento e não conseguimos promover a emancipação,

o desenvolvimento sem sua presença. Estamos num patamar que viver sem energia elétrica

seria algo extremamente impraticável e impensável. Atualmente a média anual do consumo

de energia elétrica do brasileiro é de 1.760kWh, e em alguns países europeus esse valor pode

ultrapassar a 2.200kWh por habitante[1]. Cada vez mais o ser humano cria uma necessidade à

utilização da eletricidade. Em face a essa crescente demanda por energia elétrica surge a

necessidade da criação de fontes geradoras de energia elétrica.

Em contrapartida a esse cenário temos a preocupação urgente e necessária com o

meio ambiente, onde cuidá-lo e preservá-lo é uma postura exigida para nossa própria

existência. Desta forma, temos o desafio de gerar energia elétrica com o menor impacto

ambiental possível. Surge desta maneira um cenário propício ao desenvolvimento das fontes

alternativas de energia. As fontes alternativas de energia são formas de geração de energia

elétrica que visam complementar a geração principal. No caso do Brasil, a geração principal

de energia elétrica é a hidroelétrica e as fontes que auxiliam essa geração seriam as gerações

2

INTRODUÇÃO

térmicas, nucleares, eólicas, solares e outras. No entanto em virtude da preservação ambiental

tem se valorizado muito as chamadas fontes limpas de energia, onde gerar eletricidade com a

menor agressividade ao meio ambiente tem alcançado uma grande aceitação mundial.

Em virtude dessas necessidades, uma fonte alternativa de energia que tem

alcançado grande destaque é a geração solar fotovoltaica. Essa fonte alternativa de energia

elétrica do ponto de vista ambiental é altamente limpa, pois não promove grandes impactos ao

meio ambiente e utiliza como fonte de geração a própria radiação solar. A geração

fotovoltaica é uma fonte de energia praticamente inesgotável, visto que a existência humana é

dependente da existência do sol.

A energia solar fotovoltaica é a energia oriunda da conversão direta da radiação

solar em eletricidade, a essa conversão dá-se o nome de Efeito Fotovoltaico. Este efeito foi

observado em 1839 por Edmond Becquerel, onde constatou-se uma diferença de potencial nas

extremidades de um material semicondutor produzido pela absorção da luz solar[2]. Em 1876

foi concebido o primeiro aparato fotovoltaico advindo do estudo das estruturas de estado

sólido, e apenas em 1956 iniciou-se a produção industrial, seguindo o desenvolvimento da

microeletrônica. O desenvolvimento das células solares foi impulsionado pela corrida

espacial, pois a célula solar era, e continua sendo o meio mais adequado (menor custo e peso)

para fornecer a quantidade de energia necessária para longos períodos de permanência no

espaço[3]. A crise energética em 1973 foi um outro acontecimento que promoveu o interesse

à utilização das células solares em aplicações terrestres, no entanto naquele período era

necessário haver uma redução de até 100 vezes o custo de produção das células solares. Com

o passar do tempo estes custos foram caindo e em 1978 a produção da indústria no mundo já

ultrapassava 1MW p/ano. Já em 1998 a produção de células fotovoltaicas atingiu a marca de

150MW p/ano, e no início de 2007 a capacidade instalada total era de 3,7GW sendo o silício o

material mais utilizado na produção das células[4].

O custo dos painéis fotovoltaicos é, ainda hoje, um grande desafio para a indústria

e o principal empecilho para a difusão dos sistemas fotovoltaicos em produção industrial.

Porém a tecnologia fotovoltaica está se tornando mais competitiva, tanto porque seus custos

estão decrescendo, quanto porque a avaliação dos custos das outras formas de geração está se

tornando mais real, levando em conta fatores que anteriormente eram ignorados, como a

questão dos impactos ambientais.

Especialistas dizem que no início do século XXI os custos da energia solar serão

de 1US$/Wp. Um desafio paralelo para a indústria fotovoltaica é o desenvolvimento de

3

INTRODUÇÃO

acessórios e equipamentos complementares para sistemas fotovoltaicos, com qualidade e vida

útil comparáveis com às dos módulos que variam de 10 à 25 anos[5].

A redução de custos na geração fotovoltaica tem se configurado fortemente em

aspectos de projeto, como dimensionamentos que levam a um melhor condicionamento de

potência reduzindo dessa forma maiores gastos. Os sistemas fotovoltaicos conectados à rede

vem contribuindo significativamente para tal redução. Nesses sistemas a corrente gerada pelo

painel fotovoltaico é na forma contínua (CC), porém na rede elétrica convencional a corrente

apresenta-se na forma alternada (CA). Desta forma, para que seja possível realizar a

interconexão do painel com a rede elétrica é necessário a utilização de um conversor CC-CA,

conversor este mais conhecido como inversor. O inversor é o equipamento elétrico

responsável pela transformação da forma de onda da tensão de contínua para alternada,

promovendo uma adequação das características da saída do gerador fotovoltaico aos padrões

da rede elétrica local.

Este acoplamento entre o painel fotovoltaico e o inversor é um ponto que deve ser

muito bem dimensionado, visto que um mau dimensionamento acarretará em perdas de

potência do sistema ou aumento nos custos de geração. Portanto, esta conexão painel

fotovoltaico/inversor deve ser observada com muito critério de dimensionamento para se

obter um bom aproveitamento energético com os menores custos possíveis.

A literatura faz uso de um intervalo no qual a potência dos inversores deve

permanecer. Este intervalo vai de 75% à 120% da potência do arranjo fotovoltaico[6]. Nessas

condições, para um arranjo fotovoltaico de 5KW, seria recomendado a utilização de um

inversor de 3750W ou um de 6000W. Constatando-se que esse intervalo abrange uma faixa

muito extensa de valores para grandes potências, gerando dessa forma uma certa indecisão

que provavelmente culminará num sobredimensionamento ou num subdimensionamento dos

inversores . Para dizimar essa indecisão, os especialistas utilizam um valor próximo à média,

fixando a potência do inversor em 90% da potência do arranjo fotovoltaico. Isso é feito pelo

fato de que os painéis fotovoltaicos dificilmente alcançam sua capacidade nominal de

geração, devido a variações de radiação solar. E também porque os inversores não devem

operar em baixa carga. No entanto, observa-se que este subdimensionamento não pode ser

encarado como uma regra geral. Pois quando se leva em consideração características locais

onde o sistema fotovoltaico será instalado e das condições de operação dos equipamentos,

esse subdimensionamento pode comprometer o aproveitamento ótimo do gerador

4

INTRODUÇÃO

fotovoltaico, onde sistemas dimensionados para operar em Berlim podem apresentar perdas se

submetidos às condições de Fortaleza.

Portanto surge o seguinte problema: se o inversor tiver sua potência

consideravelmente menor que a potência do painel fotovoltaico, o sistema pode estar com

uma ineficiência de potência, pois o painel fotovoltaico pode estar gerando potência na qual

não está sendo totalmente convertida pelo inversor, ocasionando assim perda de potência. E

ainda os componentes do inversor estarão trabalhando sobrecarregados, fato esse redutor da

vida útil do inversor. Por outro lado, se o inversor utilizado tiver sua potência maior, um

maior aproveitamento de potência estará sendo utilizado porque o inversor poderá converter

mais energia gerada. Porém não se pode apenas aumentar a potência do inversor acoplando

inversores maiores. Pelo fato de que depois de um certo ponto o rendimento de potência

começa a declinar, visto que o inversor passa a funcionar com apenas parte de sua capacidade

resultando numa redução de sua eficiência, sendo ainda agravado o caso de inversores

maiores possuírem custos maiores culminando num aumento de gastos para o sistema.

Observa-se que essa razão deve resultar num ponto de equilíbrio ótimo. Onde os

parâmetros a serem equilibrados são: a eficiência e o custo do sistema. Este ponto é

alcançado no limite quando o custo de um inversor maior excede o rendimento adicional de

potência que ele provê ao sistema.

Portanto, a razão entre a potência do inversor e a potência do arranjo fotovoltaico

constitui-se um dimensionamento importantíssimo tanto para a eficientização quanto para a

redução de custos dos sistemas fotovoltaicos conectados à rede.

Constata-se dessa forma que utilizar uma razão de potência de 90%, conforme

ditado por alguns textos nessa área pode acarretar um subdimensionamento excessivo para

determinados sistemas fotovoltaicos conectados à rede, principalmente se esses tiverem

localização próxima à Linha do equador, onde os níveis de radiação solar são maiores. Faz-se

necessário uma avaliação minuciosa das condições locais de geração tais como posição

geográfica, nível de irradiação solar e outros parâmetros climáticos que predefinem as

características nominais de operação do sistema e consequentemente o dimensionamento ideal

do inversor.

Avaliação esta que será o objetivo do presente trabalho, onde será retratado o

ajuste ideal da potência dos inversores em sistemas fotovoltaicos conectados à rede

verificando o impacto desse dimensionamento sobre a quantidade de energia gerada. E será

5

INTRODUÇÃO

feito um estudo de caso para se observar que o subdimensionamento dos inversores acarretará

em perdas de geração de energia em cidades localizadas no nordeste brasileiro.

No capítulo 2 serão descritas a estrutura e o funcionamento dos sistemas

fotovoltaicos conectados à rede elétrica. Retratando sua configuração e descrevendo suas

etapas de operação. E ainda analisando os equipamentos envolvidos nesses sistemas. Serão

também avaliados os aspectos geográficos e climáticos necessários ao funcionamento

eficiente do sistema.

No capítulo 3 serão abordadas as características do dimensionamento do inversor

nos sistemas fotovoltaicos conectados à rede avaliando os aspectos de geração local com o

intuito de se alcançar a razão ótima das potências dos inversores e a do arranjo fotovoltaico de

forma a não ocorrer um subdimensionamento excessivo levando a perdas desnecessárias ao

sistema.

No capítulo 4 será feito um estudo de caso. Onde serão utilizados os conceitos

apresentados no capítulo anteriores afim de se obter um dimensionamento dos inversores que

leve a uma maior eficientização de energia produzida com o menor custo possível. Este

estudo de caso será feito na primeira usina de geração solar fotovoltaica no Brasil, localizada

no nordeste brasileiro, mais precisamente no município de Tauá no estado do Ceará. E por

fim, serão apresentadas as conclusões.

6

CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede

CAPÍTULO 2

SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE

2.1 - CONSIDERAÇÕES INICIAIS

Este capítulo apresenta a estrutura dos sistemas fotovoltaicos conectados à rede,

fazendo uma descrição dos equipamentos elétricos utilizados bem como sua funcionalidade

para o sistema.

Também será feita uma descrição do efeito fotovoltaico assim como uma

abordagem dos parâmetros inerente à radiação solar importantes para a geração fotovoltaica.

2.2 - DESCRIÇÃO DOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE

Os sistemas fotovoltaicos são sistemas de geração de energia que utilizam o sol

como fonte primária de energia. É um sistema de geração descentralizada pelo fato de que

diferentemente das grandes usinas geradoras onde se geram enormes quantidades de energia

numa região normalmente distante dos grandes centros consumidores, esses sistemas

normalmente tem suas unidades de consumo próximas à sua área.

Esses sistemas utilizam a rede pública de distribuição de energia como um

acumulador de energia elétrica, pois a energia gerada por ele é posta na rede constantemente.

Isso faz com que em locais de grande demanda diurna, sejam evitadas sobrecargas na rede

uma vez que é nesse período onde ocorre a geração máxima do sistema fotovoltaico. Num

SFCR, em situações onde a demanda é maior do que a capacidade de geração a carga passa a

consumir energia da rede convencional. Em situações onde a demanda das cargas é menor do

que a geração do arranjo fotovoltaico, o sistema injeta energia na rede, permitindo assim esse

fluxo mútuo de potência, onde os medidores comerciais de energia permitem esse fluxo.

Todavia, se utilizam dois equipamentos distintos para essa situação, visto que as tarifas são

diferentes para a compra e venda de energia. Esse balanço de energia depende das dimensões

do sistema instalado, do perfil de consumo e das condições de geração local. A figura 2.1

mostra a estrutura de um sistema fotovoltaico conectado à rede.

7


Figura 2.1 – Sistema fotovoltaico conectado à rede.

Primeiramente as instalações de arranjos fotovoltaicos eram feitas nos telhados

dos edifícios, posteriormente passaram a serem postos em diferentes tipos de construção como

apartamentos, escolas, centros comerciais e outros. A evolução na tecnologia fotovoltaica tem

possibilitado uma grande variedade de utilização desses painéis, como por exemplo, a criação

de painéis anti-ruído para diversas aplicações.

Grandes projetos fotovoltaicos interligados à rede estão em crescente expansão.

Eles são construídos próximos à superfície do solo formando grandiosas centrais fotovoltaicas

ligadas à rede. A figura 2.2 demonstra uma usina solar fotovoltaica.

Figura 2.2 – Usina solar fotovoltaica.

8


2.3 - RADIAÇÃO SOLAR

O sol é a principal fonte de energia do nosso planeta. Essa energia é transmitida

pela radiação. Apenas uma pequena parte da energia solar alcança nosso planeta. Essa

radiação corresponde a uma quantidade de energia de 1,5x1018 KWh/ano, sendo que o ser

humano precisaria apenas de 0,01% desse valor[7].

A radiação é a quantidade de potência solar por metro quadrado, dado por W/m2

ou kW/m2. A média na superfície terrestre é de 1000W/m2 ao meio dia. Em um período de um

ano podemos quantificar a radiação solar incidente através da irradiação global anual medida,

dada em KWh/m2. Esta grandeza tem uma variação considerável de região para região.

A radiação total incidente num corpo é composta por três componentes, a radiação

direta, a difusa e a refletida. Conforme ilustrado na figura 2.3.

Figura 2.3 – Radiação solar direta, difusa e refletida.

A radiação direta é a parcela da radiação total que incide diretamente no objeto,

ela representa cerca de 70 à 80% da radiação total. Enquanto a radiação difusa é a

componente da radiação que sofreu uma difusão ao incidir sobre outros objetos. A radiação

difusa em dias nublados é normalmente responsável por cerca de 45% da radiação total. E a

radiação refletida é a parcela da radiação total que é refletida ao incidir sobre um objeto.

Em algumas localidades a radiação difusa é maior do que a direta, como

demonstra a figura 2.4.

9


Figura 2.4 – Padrão diário da radiação direta e difusa em Lisboa (Wh/m2/dia).

A equação (2.1) define que a radiação total em uma superfície é dada por[8]:

IT = ID.cosθ + Id + Ir (2.1)

Onde:

IT: radiação total que incide numa superfície (W/m2).

ID: radiação direta do sol (W/m2).

θ: ângulo de incidência (°C).

Id: radiação difusa do céu (W/m2).

Ir: radiação refletida (W/m2).

Um outro conceito muito importante envolvendo a radiação solar é o número de

horas de sol equivalente (Heq). O Heq é a quantidade em horas durante o dia em que o nível de

irradiação pode ser considerado como constante. Ou seja, em uma localidade que possui uma

irradiação média de 1000W/m2 e tem o valor de horas de sol equivalente de 6h/dia significa

que essa localidade tem uma radiação constante de 1000W/m2 durante 6 horas por dia. Esse

parâmetro varia de região para região, tendo valores maiores para regiões de pequenos valores

de latitude (próximas ao Equador).

10


2.4 - EFEITO FOTOVOLTAICO

O efeito fotovoltaico consiste na transformação direta da radiação solar em

eletricidade. Ele é obtido com a utilização de materiais semicondutores como o silício, o

telureto de cádmio, arseneto de gálio e o índio. Sendo o silício o elemento mais utilizado

nesse processo devido à sua abundância e consequentemente um baixo custo[8].

Os átomos de silício apresentam quatro elétrons na sua camada de valência

precisando se agrupar a outros quatro átomos para formar uma rede cristalina estável

conforme figura 2.5.

Figura 2.5 – Estrutura Cristalina do silício e processo de auto-condução.

Com a incidência da luz ou do calor essas ligações podem ser quebradas fazendo

com que os elétrons se movam em total liberdade gerando dessa forma uma lacuna ou um

vazio no retículo cristalino. Este processo é denominado de auto-condução.

A auto-condução não pode gerar energia. Para que o material de silício funcione

como um gerador de energia, faz-se um processo de dopagem. Que consiste na introdução de

impurezas no retículo. Essas impurezas são átomos que possuem um elétron a mais (fósforo)

ou um a menos (boro) do que o silício na sua camada de valência (figura 2.6) causando

imperfeições na rede. Caso o elemento adicionado seja o fósforo diz-se ocorrer uma dopagem

tipo n, ficando a rede com elétrons em excesso. Caso seja o boro, ocorre uma dopagem tipo p,

deixando a rede com lacunas. Dessa forma podendo os elétrons vizinhos dos átomos de silício

preencherem este orifício, dando origem a uma nova lacuna em outro lugar. Esse processo de

condução chama-se condução extrínseca. No entanto, se virmos individualmente o material de

impureza p ou n, as cargas livres não têm uma direção definida durante o movimento.

11


Figura 2.6 – Condução extrínseca do silício dopado com impurezas tipo p e n.

Se juntarmos as camadas dos semicondutores p e n impuros, haverá uma região de

transição p-n. Isso faz com que os elétrons do semicondutor n fluam para o semicondutor p na

junção, criando uma barreira de potencial nessa junção (figura 2.7).

Figura 2.7 – Criação da barreira de potencial.

Se um semicondutor p-n for exposto à luz, os elétrons absorverão esses fótons e

essas ligações serão quebradas por este fornecimento de energia. Os elétrons liberados são

acelerados pelo campo elétrico para a região n, e as lacunas seguem para a região p. Este

deslocamento de cargas dá origem a uma diferença de potencial ao qual chamamos de Efeito

Fotovoltaico.

2.4.1 - ESTRUTURA E FUNÇÃO DE UMA CÉLULA SOLAR DE SILÍCIO

12


Uma célula solar de silício é composta por duas camadas de silício dopado com

impurezas tipo n e p. A camada orientada para o sol está dopada com o fósforo (tipo n), e a

camada inferior está dopada com boro (tipo p). É produzido um campo elétrico na junção das

duas camadas que conduz à separação das cargas devido aos fótons da luz solar. Com o

intuito de gerar energia, são impressos contatos metálicos nas partes frontal e inferior da

célula a fim de estabelecer um caminho para os elétrons.

Figura 2.8 – Estrutura e função da célula solar.

A radiação provoca a separação dos portadores de cargas, onde através dos

contatos metálicos flui uma corrente elétrica. Porém nem toda energia oriunda da radiação é

integralmente convertida em energia elétrica. Pois existem diversas perdas nesse processo. As

perdas individuais numa célula solar de silício, contém o seguinte balanço energético: De

100% de energia solar irradiada[8].

- 3% de reflexão e sombreamento dos contatos frontais (4) (Figura 2.8)

- 23% insuficiente energia no fóton na radiação de onda longa (3) (Figura 2.8)

- 32% excedente de energia do fóton na radiação de onda curta (3) (Figura 2.8)

- 8,5% na recombinação (2) (Figura 2.8)

- 20% gradiente elétrico numa célula, sobretudo na região da barreira de potencial

- 0,5% resistência em série (perdas térmicas da condução elétrica)

Ocasionando assim em cerca de 13% de energia elétrica utilizável.

13


2.5 - COMPONENTES DO SFCR

Os SFCR são em geral constituídos pelos principais componentes abaixo:

- Módulos Fotovoltaicos;

- Caixa de Junção Geral;

- Inversores;

2.5.1 - MÓDULO FOTOVOLTAICO

2.5.1.1 - AGRUPAMENTO DE CÉLULAS

O módulo fotovoltaico é a unidade básica de todo sistema. É nele onde ocorre o

processo da conversão de energia através do efeito fotovoltaico como descrito no item 2.4.

Ele é composto por diversas células solares, que em virtude da baixa potência dessas células,

faz-se necessário agrupá-las em módulos a fim de se obter uma potência maior. Esse

agrupamento pode ser feito de forma que as células fiquem em série. Neste tipo de ligação, os

contatos frontais de cada célula são soldados aos contatos posteriores da célula seguinte, de

modo que fique ligado o pólo negativo com o pólo positivo da célula seguinte conforme

demonstra a figura 2.9.

Figura 2.9 – Interligação em série de células cristalinas solares.

14


2.5.1.2 - TIPOS DE MÓDULOS

Os módulos fotovoltaicos comercialmente podem receber diversas classificações.

Eles podem ser classificados em função do material de encapsulamento, ou da tecnologia de

encapsulamento, ou do substrato, ou da estrutura de armação ou até mesmo de funções

específicas de construção. No entanto uma forma de classificação bastante utilizada é quanto

ao material celular utilizado em sua fabricação. Em virtude dessa classificação os módulos

podem ser[8]:

- Monocristalinos

-Policristalinos

-Filmes Finos

2.5.1.2.1 - MÓDULOS MONOCRISTALINOS

Os módulos fotovoltaicos construídos com um único cristal são chamados de

monocristalinos. Eles são feitos por meio de um processo chamado extração de cadinho.

Nesse processo o núcleo do cristal com orientação definida, é imerso num banho de silício

fundido cujo ponto de fusão é 1420°C e é retirado enquanto roda lentamente. Produzindo

assim cristais únicos redondos com diâmetros de trinta centímetros e vários metros de largura.

As características dessas células estão descritas na tabela abaixo[8].

Tabela 2.1 – Características dos módulos monocristalinos

Cores Gama (com anti-reflexão), cinza

Estrutura Homogênia

Espessura 0,3 mm

Tamanho Usualmente 10x10 cm2 ou 12x12 cm2

Forma Redondas,quadradas ou semi-quadradas

Eficiência 15 – 18%

Fabricantes Astro Power,Shell Solar,BP Solar,Sharp.

15


Figura 2.10 – Células monocristalinas quadrada,semi-quadrada e redonda.

2.5.1.2.2 - MÓDULOS POLICRISTALINOS

Figura 2.11 – Células policristalinas com camadas de anti-reflexão.

Os módulos policristalinos são produzidos através do processo de fundição de

lingotes. Onde o silício em estado bruto é aquecido no vácuo até uma temperatura de 1500°C

e depois arrefecido numa temperatura próxima de 800°C. São assim criados os blocos de

silício. Depois é colocado a impureza, o fósforo e por último os contatos elétricos fixados no

lado frontal juntamente com a camada de anti-reflexão. A tabela abaixo faz uma descrição das

características desses módulos[8].

Tabela 2.2 – Características dos módulos monocristalinos

Cores Azul e cinza prateada

Estrutura Cristais com várias orientações

Espessura 0,3 mm

Tamanho 10x10 cm2; 12,5x12,5 cm2 e 15x15cm2

Forma Quadrada

Eficiência 13 – 15%

Fabricantes BP Solar,Eurosolare,Sharp,Shell solar.

16


2.5.1.2.3 - MÓDULOS DE FILMES FINOS

Os módulos de filmes finos foram desenvolvidos na década de 90 com a

utilização de processos que fazem uso de películas finas para fabricar células solares. Nesses

módulos os semicondutores fotoativos são aplicados em finas camadas num substrato, na

grande maioria dos casos, o vidro. Os métodos utilizados podem ser por vaporização,

disposição catódica ou banhos eletrolíticos. O silício amorfo, o disseleneto de cobre e índio

(CIS) e o telureto de cádmio (CdTe) são utilizados como materiais semicondutores.

As células de película fina têm um melhor aproveitamento para baixos níveis de

radiação e para radiações do tipo difusa. Outra vantagem das películas finas resulta da sua

forma celular (longas e estreitas fitas) conferindo-lhes uma menor sensibilidade aos efeitos de

sombreamento. A tabela abaixo descreve as características desses módulos[8].

Tabela 2.3 – Características dos módulos de filmes finos Cores Preto, castanho e verde escuro

Estrutura Homogênea

Espessura 0,3 mm

Tamanho Máximo de 1,20x0,6 m2

Forma Escolha livre

Eficiência 7,5 – 9,5%

Fabricantes Shell solar,Würth Solar, Solar Cells.

Figura 2.12 – Módulos de filmes finos.

17


2.5.1.3 - CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS

Os módulos fotovoltaicos possuem sua curva conforme figura 2.13.

Figura 2.13 – Curva característica de corrente-tensão do painel solar.

Os módulos fotovoltaicos possuem a curva conforme descrito acima. Para cada

ponto da curva o produto tensão e corrente representa a potência gerada para aquela

determinada condição de operação. Conforme a figura, para um módulo fotovoltaico existe

somente uma tensão e corrente na qual a potência máxima pode ser extraída.

O ponto de potência máxima (MPP) corresponde, ao produto máximo de tensão e

corrente em determinadas condições de radiação, temperatura de operação e massa de ar. A

potência máxima de um painel solar em Watt-pico (Wp) é referenciada a valores padrões de

radiação, temperatura da célula e massa de ar.

Esses valores são normalizados pelas condições de teste Standard (CTS). Estas

condições estão de acordo com a norma IEC 60904 / DIN EM 60904. E ela admite a potência

máxima fornecida pelo módulo fotovoltaico será aquela da especificação desde que o mesmo

seja submetido as seguintes condições[8]:

- haja uma irradiância de 1000W/m2;

- a célula esteja operando a uma temperatura de 25°C, com tolerância de ±2%;

- um espectro de luz definido com uma massa de ar AM=1,5;

18


2.5.1.3.1 - FATORES QUE INFLUENCIAM AS CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

DOS MÓDULOS

Existem dois fatores que influenciam fortemente o desempenho dos módulos

fotovoltaicos: a intensidade luminosa e a temperatura das células. A intensidade luminosa

altera linearmente o valo da corrente nos módulos, conforme pode ser observado na figura

2.14.

Figura 2.14 – Efeito causado pela variação do nível de radiação.

A temperatura das células é um outro fator que altera as características elétricas

dos módulos. A figura 2.15 demonstra esse efeito.

Figura 2.15 – Efeito causado pela variação de temperatura.

19


A incidência de um nível alto de insolação implica num aumento de temperatura

das células dos módulos. Conforme é observado pela figura 2.15, uma maior temperatura das

células tende a reduzir a tensão do módulo e por conseqüência diminui a sua potência de

saída, reduzindo a sua eficiência.

2.5.1.4 - INTERLIGAÇÕES ENTRE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Os módulos são combinados entre si por meio de ligações em série ou em paralelo

a fim de maximizar os valores de tensão, corrente e conseqüentemente de potência do sistema.

E também essas ligações conferem uma maior resistência mecânica a eles. No entanto, para

evitar perdas de potência faz-se necessário o uso de módulos iguais nessas ligações.

2.5.1.4.1 - INTERLIGAÇÃO SÉRIE

A figura 2.16 ilustra a conexão de três módulos e as resultantes curvas de

corrente-tensão.

Figura 2.16 – Ligação série de painéis solares.

Quando painéis solares são conectados em série, a corrente total permanece

constante e a tensão total será a soma das tensões individuais de cada módulo.

Nos SFCR o número de módulos conectados em série depende da temperatura a

que eles estão submetidos e das características do inversor, pois para locais de elevados níveis

de radiação o sistema ficará com sua tensão reduzida devido às elevadas temperaturas a que

está sujeito se a tensão do módulo cair abaixo do ponto de máxima potência, a eficiência do

sistema ficará comprometida podendo até levar a um corte do inversor. Esses módulos ficam

20


com suas temperaturas acima de 70°C, assim costuma-se usar 70° como base. Por esse

motivo, o sistema deverá ser dimensionado de tal modo que o número mínimo de módulos

ligados em série derive do quociente entre a tensão mínima de entrada do inversor e a tensão

do módulo à temperatura de 70°C[8].

A equação 2.2 permite calcular o número mínimo de módulos que seja possível

ligar em série numa fileira.

(2.2)

Onde:

UMPP(INV Min): é a tensão mínima suportada pelo inversor.

UMPP(INV Módulo 70°C): é a tensão do módulo a 70°C.

2.5.1.5.2 - INTERLIGAÇÃO PARALELO

Uma outra forma de se conectar os módulos é em paralelo. A figura 2.17 ilustra

esse tipo de conexão e mostra as curvas de tensão e corrente originadas dessa configuração.

Figura 2.17 – Ligação paralelo de painéis solares.

Essa forma de conexão permite manter constante a tensão e obter o nível de

corrente acrescido de cada valor individual de corrente dos módulos. As ligações em paralelo

entre módulos individuais são utilizadas tipicamente em sistemas autônomos em virtude das

baixas tensões e consideráveis valores de correntes de operação.

21


Nos SFCR para se alcançar níveis ainda maiores de potência são feitas

interligações mistas, série e paralelo dos módulos, de acordo com a figura 2.18.

Figura 2.18 – Interligação mista dos painéis solares.

Esse tipo de conexão permite multiplicar o ponto de máxima potência de operação

do sistema. Uma vez que tanto a corrente quanto a tensão ficam multiplicados pelas

quantidades individuais de cada módulo, gerando um fator multiplicativo na potência do

sistema.

2.5.1.6 - MODELO ELÉTRICO DO MÓDULO FOTOVOLTAICO

O circuito equivalente de um módulo fotovoltaico é descrito conforme suas

características de construção. As células são formadas por silício dopado com impurezas (item

2.4), tendo portanto a mesma representação de um diodo comum de silício. Desta forma, a

célula solar não iluminada comporta-se como um diodo, possuindo sua curva igual a deste,

tendo portanto sua representação elétrica conforme ilustrado na figura 2.19[8].

22


Figura 2.19 – Representação elétrica de uma célula solar em total escuridão.

Ao incidir luz solar na célula, os fótons geram portadores de carga elétrica livres.

Fato esse representado por uma fonte de corrente conectada em paralelo com o diodo. Essa

fonte gera a corrente fotoelétrica da célula, que depende da irradiância solar. A curva do diodo

sofre um desvio no sentido de polarização inversa devido a magnitude dessa fotocorrente,

como ilustrado na figura 2.20.

Figura 2.20 – Representação elétrica de uma célula solar irradiada.

Na célula solar ocorre uma queda de tensão devido o fluxo de corrente que migra

do semicondutor para os contatos elétricos, sendo este fato representado por uma resistência

em série ao modelo (RS). Essa resistência tem alguns poucos miliohms por célula. Uma outra

queda de tensão existente no módulo é devido a correntes de fuga inversa, ocasionada por

paralelismo das células. Sendo representado por uma resistência em paralelo ao circuito.

23


Agora temos uma representação elétrica completa para os módulos fotovoltaicos, ilustrada na

figura 2.21.

Figura 2.21 – Representação elétrica completa de uma célula solar.

2.5.2 - CAIXA DE JUNÇÃO GERAL

As caixas de junção são equipamentos elétricos que têm a função de proteção e

corte do sistema. Em geral contém aparelhos de corte, terminais, fusíveis de fileira e diodos

de bloqueio das fileiras. Em alguns casos elas contêm também um descarregador de

sobretensões, aliviando o sistema nesse tipo de falta. A figura 2.22 descreve este

equipamento.

Figura 2.22 – Caixa de junção.

24


Os fusíveis de fileira protegem os cabos e os módulos contra sobrecargas e devem

portanto ter seu regime operacional em corrente contínua (DC). Os diodos de bloqueio

promovem o desacoplamento das fileiras dos módulos individuais. Em caso de curto-circuito

ou sombreamento de uma fileira o restante funcionará normalmente sem alterações dos seus

parâmetros elétricos. No entanto, uma falha nesses diodos pode ser muito problemática, pois

são de difíceis detecção. Por esse motivo atualmente são suprimidos diodos de bloqueio em

SFCR. Conforme estabelecido por norma diodos de bloqueio não são necessários se forem

utilizados módulos de mesmo tipo com proteção de classe II, certificados para suportar 50%

da corrente nomimal de curto-circuito reversa[9].

2.5.3 - INVERSOR

O inversor é o elo de ligação entre os módulos fotovoltaicos e a rede elétrica. Eles

têm a função de transformar a tensão elétrica gerada na sua forma alternada (CA)

possibilitando o ajuste da energia gerada aos padrões da rede.

Eles constituem uma parte de grande atenção do sistema.Visto serem responsáveis

por aproximadamente 19% do custo total do SFCR e 23% dos problemas de operação.

Agravante a isso constituem num ponto onde ocorre todo fluxo de potência, tendo a

responsabilidade de dar maior eficiência ao sistema[10].

Nos SFCR o inversor é ligado à rede elétrica principal de forma direta, injentando

potência direta na rede. Em usinas de geração fotovoltaicas a alimentação é trifásica sendo

portanto o inversor trifásico. Os inversores trifásicos utilizados são equipados com tiristores

na grande maioria desses sistemas. Também é comum a utilização de vários inversores

monofásicos distribuídos de forma equilibrada nas três fases do sistema. A figura 2.23 mostra

o acoplamento dos sistemas fotovoltaicos conectados à rede com inversores monofásicos e

trifásicos.

25


Figura 2.23 – Acoplamento de inversores monofásicos e trifásicos à rede.

Os inversores devem proporcionar o maior fluxo de potência na conversão.

Devendo, portanto, estarem operando no ponto máximo de potência da geração (MPP). Estes

dispositivos tem um mecanismo de rastreio desse ponto. Por meio de um conversor DC ligado

em série com o inversor que ajusta a tensão de entrada do inversor à tensão correspondente ao

MPP.

Quanto ao princípio operacional os inversores podem ser de duas formas:

inversores comutados pela rede ou inversores auto-controlados.

2.5.3.1 - INVERSORES COMUTADOS PELA REDE

Figura 2.24 – Inversor comutado pela rede.

26


Esses inversores são construídos basicamente por pontes comutadas de tiristores.

Onde um par de tiristores recebe da rede um impulso alternado sincronizado com a frequência

da rede. Pelo fato de os tiristores não poderem se auto desligar, faz-se necessário a

intervenção da rede para forçar esse desligamento (estado de bloqueio). Este fato origina sua

nomeclatura. A onda gerada por esses dispositivos é uma onda quadrada com um alto teor de

harmônicos, levando a um alto consumo de potência reativa ao sistema. Faz-se necessária

utilização de filtros e equipamentos de compensação para limitar esse conteúdo harmônico[8].

2.5.3.2 - INVERSORES AUTO-CONTROLADOS

Os inversores auto controlados são construídos também em forma de ponte e

dependendo dos níveis de tensão e do desempenho do sistema podem ser utilizados como

componentes semicondutores MOSFET, TBJ, IGBT e GTO.

Esses dispositivos permitem uma boa representação da onda senoidal. Devido a

utilização de modulações por largura de pulso (PWM). Conforme é mostrado na figura 2.25.

Figura 2.25 – Inversor auto-controlado por PWM.

27


A utilização de PWM gera uma comutação com elevadas freqüência para a

formação dos pulsos de modulação. Este fato gera perturbações eletromagnéticas que devem

ser avaliadas para não gerarem problemas na rede. Como solução a este fato costuma-se fazer

uso de circuitos de proteção adequados e blindagem do equipamento. Quando esses inversores

são conectados à rede eles devem fornecer impulsos de disparo dos comutadores eletrônicos

em conformidade com a freqüência fundamental da rede.

Nos SFCR são utilizadas algumas configurações dos inversores para a operação

do sistema procurando uma melhor eficientização de energia. Podemos destacar três

configurações de inversores adotadas. São elas os inversores centrais, inversores de cadeia de

módulos e inversores integrados.

2.5.3.3 - INVERSORES CENTRAIS

Nos SFCR que utilizam tensões de operação reduzidas (Uop<120V) um número

reduzido de módulos devem ser ligados por fileiras, afim de não se ultrapassar o nível de

tensão desejado. Cerca de 3 a 5 módulos em série, dependendo da tensão desejada.

O inversor então fica centralizado ao arranjo dos módulos fotovoltaicos, segundo

figura 2.26.

Figura 2.26 – Inversor Central (Uop<120V).

Nessa configuração o inversor fica submetido a uma tensão reduzida devido ao

baixo número de módulos conectados em série. No entanto, o mesmo fica sujeito a correntes

elevadas devido ao número de módulos em paralelo. Já em sistemas de tensões maiores

28


(Uop>120V), são utilizados equipamentos de classe II e o inversor central, Conforme figura

2.27.

Figura 2.27 – Inversor central (Uop≥120V).

A grande vantagem dessa configuração reside no fato de se ter menores correntes

nos cabos podendo diminuir suas seções. Uma grande desvantagem é que grandes fileiras são

bastante afetadas por sombreamentos.

2.5.3.4 - INVERSORES DE CADEIA DE MÓDULOS

Existem sistemas fotovoltaicos sujeitos a diferentes orientações ou até mesmo a

condições de sombreamento. Sendo eficaz colocar inversores para cada campo ou fileira de

módulos, proporcionando assim um melhor aproveitamento de potência em virtude das

condições de irradiação. Faz- se necessário agrupar módulos que estão submetidos às mesmas

condições de irradiação ou sombreamento. A figura 2.28 ilustra essa configuração.

29


Figura 2.28 – Inversores em cadeia de módulos.

Nessa configuração há uma maior facilidade na instalação do SFCR. E também

pode até reduzir os custos visto que há uma redução nas potências dos inversores.Variando

normalmente entre 500 e 3000 Watts. Inversores em cadeia de módulos tem a vantagem de

não necessitar da caixa de junção geral do gerador e do cabo DC principal.

2.5.3.5 - INVERSORES INTEGRADOS

Esta configuração utiliza os inversores individualmente acoplado aos seus

módulos promovendo assim uma maior compatibilidade módulo/inversor. Essa configuração

proporciona o sistema funcionar permanentemente no MPP, culminando numa maior

transferência de potência ao sistema. Estas unidades módulo/inversor são atualmente

disponíveis no mercado chamadas por módulos AC. A ilustração dessa configuração é

mostrada na figura 2.29.

30


Figura 2.29 – Inversor integrado (módulo AC).

Na realidade não há uma diferença muito significativa na eficiência dessa

configuração em comparação à configuração com inversor central.

31

CAPÍTULO 3 - Dimensionamento do Inversor Baseado nas Características de Geração

CAPÍTULO 3

DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR BASEADO NAS CARACTERÍSTICAS DE GERAÇÃO


Neste capítulo é apresentado o conceito e a representatividade do fator de

dimensionamento do inversor nos SFCR, bem como a necessidade de um bom ajuste dessa

grandeza para o sistema. Serão feitos, previamente, alguns procedimentos como a estimativa

de geração fotovoltaica a partir de dados de irradiação solar, o dimensionamento do painel

solar e por fim a relação ótima entre as potências do inversor e do arranjo fotovoltaico.

3.2 - FATOR DE DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR

O fator de dimensionamento do inversor (FDI) é a relação entre a potência

máxima do gerador fotovoltaico e a potência do inversor. O seu ajuste ótimo permite ao

SFCR utilizar ao máximo a energia gerada com uma maior eficiência. O FDI é uma grandeza

adimensional dada pela equação 3.1.

(3.1)

Onde:

: Potência nominal do inversor (kW)

: Potência máxima do gerador fotovoltaico (kWp)

A conexão gerador fotovoltaico e inversor constitui-se o ponto principal de fluxo

de potência dos SFCR, visto que toda energia gerada é entregue ao inversor para ser posta na

rede. E se não houver um bom fluxo de potência o sistema pode operar com uma baixa

eficiência.

Os sistemas fotovoltaicos apresentam uma característica peculiar de geração: a

variação contínua do nível de irradiação. Essa variação tem uma origem metereológica, pois o

céu em determinados dias pode apresentar-se totalmente limpo, em outros dias pode estar

parcialmente nublado ou até totalmente nublado. A própria época do ano promove alterações

32


no nível de irradiação. Pois a irradiação média no verão é maior do que a irradiação média no

inverno que também diverge da irradiação média de outono e primavera. Além disso, a

variação da temperatura local também promove uma variação na potência de saída do

módulo. Portanto é um sistema cuja fonte primária de energia sofre variações constantes e

isso conseqüentemente reflete na geração, fazendo com que haja uma sazonalidade na energia

gerada.

Essa variação faz com que o painel fotovoltaico mude, a cada variação do nível de

irradiação, o seu ponto de máxima potência (MPP), fazendo com que ele gere continuamente

potências variantes. Essas potências devem ser processadas pelo inversor que deve estar

adequadamente dimensionado para converter toda, ou ao menos, a maior parte da potência

entregue a ele.

Teoricamente o inversor deve converter toda potência do arranjo fotovoltaico.

Devendo ter, portanto, praticamente a mesma relação de potência. No entanto, o arranjo

dificilmente opera em condições nominais resultando numa potência média gerada inferior à

sua potência nominal. Isso faz com que o inversor sofra um subdimensionamento sem perda

de eficiência e diminuindo os custos. Todavia se o inversor tem sua potência bem inferior a

potência do arranjo fotovoltaico (subdimensionamento excessivo), em picos de potência mais

elevados ele não processará toda a potência gerada pelo arranjo, culminando em perdas de

potência. Nesse regime de operação há também a problemática de que os componentes do

inversor estarão praticamente trabalhando em sobrecarga, fato esse que compromete

drasticamente a vida útil do inversor. Por outro lado, a utilização de inversores maiores

promove um maior aproveitamento de potência, no entanto, ele irá operar em baixo regime de

carregamento diminuindo sua eficiência e conseqüentemente a potência total do sistema além

do fato de aumentar os custos do mesmo. Dessa forma deve-se encontrar um ponto de

equilíbrio entre custo e eficiência do sistema.

Portanto, o inversor deve estar numa faixa de dimensionamento que não leve o

sistema a perder potência seja por subdimensionamento ou por sobredimensionamento do

inversor. Especialistas definem uma faixa de potência do inversor de 75% a 120% da potência

nominal do gerador solar. Todavia, para projetos envolvendo grandes potências essa é uma

faixa muito extensa. Pois para um gerador solar de 6 kWp o inversor poderia ser de 4,5kW ou

de 7,2kW, abrangendo uma margem muito grande de valores, cerca de 36% de variação.

[11] É comum a utilização de valores médios dessa faixa de potência, utilizando

assim inversores com 90% da capacidade máxima do gerador fotovoltaico. Contudo, devido

33


as características da geração fotovoltaica terem uma considerável variação de local para local

acredita-se que fixar um FDI para projetos em diferentes localidades gera um

dimensionamento impreciso dos inversores nos SFCR.

Em regiões de baixas latitudes (próximas à linha do Equador) os picos de radiação

são mais freqüentes fazendo com que o gerador fotovoltaico opere mais próximo de sua

potência nominal exigindo assim uma maior potência de operação por parte dos inversores.

Em virtude desse fato não é interessante subdimensionar os inversores em SFCR em locais de

alto nível de irradiação. Pelo fato de que esse subdimensionamento pode levar a decréscimos

consideráveis de potência.

Esses decréscimos de potência podem ser quantificados fazendo uma análise de

geração baseado em dados locais, afim de se estabelecer com maior fidelidade os níveis ideais

de condicionamento de potência e conseqüentemente encontrar o FDI ideal baseado nas

peculiaridades locais. Dessa forma, para que os inversores sejam dimensionados de maneira

mais precisa faz-se necessário estimar as características locais de geração fotovoltaica com

considerável precisão, para que se tenha conhecimento das variações de potência fornecida

por uma determinada localidade.

3.3 - ESTIMATIVA DA GERAÇÃO DE ENERGIA

A estimativa de geração de energia em SFCR é dependente de vários fatores de

projeto. Variando desde parâmetros climatológicos tais como nível de irradiação, número de

horas de sol equivalente, latitude, temperatura local e até características ótimas de projeto

como inclinação ótima do gerador, tecnologia utilizada e eficiência dos equipamentos. As

equações que serão desenvolvidas abaixo utilizarão valores médios, sem perda expressiva de

precisão.

A potência total recebida pelo gerador fotovoltaico é dada pela equação (3.2):

(3.2)

Onde:

: Potência total recebida pelo gerador (W)

: Irradiação média (W/m2)

34


: Área do gerador fotovoltaico (m2)

Multiplicando-se essa potência total pelo número de horas de insolação do

sistema, temos a quantidade de energia total recebida pelo módulo fotovoltaico, conforme

equação (3.3):

(3.3)

Onde:

: Energia total recebida pelo módulo fotovoltaico (kWh)

: Número de horas de sol (h/dia)

Incluindo o rendimento do painel, podemos calcular a energia ideal produzida, de

acordo com a equação (3.4):

(3.4)

: Energia ideal produzida (kWh)

: rendimento do módulo fotovoltaico

Para obtermos a energia real produzida, devemos incluir na equação o índice de

desempenho do sistema (ID). Esse índice representa a qualidade do SFCR, considerando as

perdas durante todo processo. Este índice assume normalmente valores entre 70 e 85%. Para

sistemas de boa qualidade esse índice pode assumir valores ainda maiores cerca de 88%.

Portanto a energia realmente produzida pelo módulo fotovoltaico é dada pela

equação (3.5):

(3.5)

: Energia real produzida pelo módulo fotovoltaico (kWh)

: Índice de desempenho do sistema fotovoltaico

35


Todavia a equação 3.5 não contempla a influência da temperatura das células do

módulo fotovoltaico conforme descrito no item 2.5.1.4.1. Uma outra influência

desconsiderada pela equação 3.5 é inclinação do gerador. Pois inclinações do gerador iguais

aos valores de latitude local aumentam a potência recebida pelo gerador e por conseqüência

aumenta sua potência de saída.A equação 3.6 faz essa correção na potência de saída do

módulo fotovoltaico[12].

(3.6)

Onde:

Pmp : Potência de saída do módulo com o efeito da temperatura e da inclinação

P0FV : Potência de saída do módulo sem o efeito da temperatura e da inclinação

Ht,β : Radiação incidente no plano do módulo fotovoltaico

Href : Radiação nas condições de referência (1000W/m2)

γmp : Coeficiente de temperatura do ponto de máxima potência

TC : Temperatura de operação da célula

TC,ref : Temperatura de referência (25°C)

Essa equação fornece a potência de saída do gerador de maneira mais precisa, no

entanto, diminui a velocidade dos cálculos pelo fato de ela utilizar parâmetros não tanto

convencionais.

3.4 - DIMENSIONAMENTO DO GERADOR FOTOVOLTAICO

Para dimensionar o gerador fotovoltaico é necessário conhecer a potência a ser

consumida pelo mesmo (Pc). Essa potência deve ser corrigida em virtude das perdas do

sistema. Devido o fato dos SFCR terem como fonte de perdas a jusante do painel apenas o

inversor então essa potência sofre a correção conforme equação 3.7.

(3.7)

Onde:

36


: Potência corrigida do sistema fotovoltaico (kW)

: Potência de consumo do sistema (kW)

: rendimento do conversor (inversor)

O valor corrigido corresponde a potência que o sistema deve fornecer para que

seja garantida a potência especificada de consumo. Multiplicando esse valor pelas horas de

funcionamento do sistema, obtemos a energia requerida pelo sistema. E multiplicando essa

energia por uma margem de segurança e dividindo-a pelas horas de sol pleno, obtemos a

potência do gerador fotovoltaico em kWp, conforme mostra a equação 3.8.

(3.8)

Onde:

Pger : Potência do gerador fotovoltaico (kWp)

h: Horas de funcionamento do sistema (h)

Pcor : Potência corrigida (kW)

Heq : Número de horas de sol pleno (h)

3.5 - PROCEDIMENTOS PARA ESTABELECER O FDI ÓTIMO

O dimensionamento ótimo do inversor e conseqüentemente a escolha de um bom

FDI dependerá da sazonalidade da potência de saída do gerador fotovoltaico. Com isso, faz-se

necessário calcular a energia que será disponibilizada no local, a potência que será gerada

pelo gerador fotovoltaico e por fim a potência final que o inversor disponibilizará.

3.5.1 - SOFTWARE UTILIZADO

Para a utilização das curvas médias de irradiação solar utilizou-se o software

RADIASOL, desenvolvido pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul. Este software

permite a geração de curvas de irradiação para diversas cidades do Brasil.O radiasol contém

em seu banco de dados uma compilação de dados climatológicos do atlas solarimétrico do

37


Brasil e de estações utilizadas no projeto SWERA (Solar and Wind Energy Resource

Assesment),[14] projeto esse que tem por objetivo compilar e tornar disponível para acesso

público informações confiáveis sobre os recursos solar e eólico nos países em

desenvolvimento. Este programa permite ao usuário entrar com dados mensais relativos à

localidade desejada, tais como irradiação média, temperatura máxima, média, mínima,

umidade relativa do ar e outros e faz uma inferência estatística horária de irradiação solar[13].

3.5.2 - ENERGIA LOCAL DISPONIBILIZADA

O cálculo da energia disponibilizada em determinada localidade depende do nível

de irradiação local e da quantidade de horas de sol, conforme descreve a equação 3.3.

Por meio do software RADIASOL gerou-se a curva de irradiação média mensal

da cidade de Fortaleza através da entrada de dados descrito na tabela 3.1(FUNCEME).

Tabela 3.1 – Dados de entrada para simulação.

Latitude: 3,77 ° Sul Longitude: 38,6° Oeste

Energia média irradiada (kWh/m2.dia)

Umidade relativa do ar (%)

Temperatura. Max (°C)

Temperatura. Méd (°C)

Temperatura. Mín(°C)

Janeiro 5,7 78 31,1 27,8 25,1 fevereiro 5,7 80 30,9 27,5 24,8 março 5,62 83 30,5 27,1 24,4 abril 4,91 84 30,5 27 24,2 maio 4,75 82 30,6 27,1 24,2 junho 4,94 80 30,3 26,8 23,7 julho 5,1 78 30,2 26,6 23,3 agosto 5,7 75 30,5 26,9 23,6 setembro 6,32 74 30,7 27,2 24,3 outubro 6,4 74 30,9 27,5 24,8 novembro 5,89 74 31,2 27,8 25,5 dezembro 5,7 76 31,3 27,9 25,3

38


Analisando os gráficos, percebe-se que o mês de outubrobro apresenta a maior

média de radiação, cerca de 462,92 W/m2. E o mês de maio a menor média de radiação do

ano, cerca de 398,82 W/m2. Portanto, maio será o mês escolhido para o dimensionamento do

sistema. Visto ser o mês de menor radiação média. Para os cálculos de energia foram

utilizados os seguintes parâmentros:

Tabela 3.2 – Parâmetros de cálculo.

Radiação média 398,82 W/m2

Área do módulo fotovoltaico 1 m2

Número de horas de sol 12 h

Rendimento do módulo 10%

Índice de desempenho (ID) 80%

Os valores calculados segundo as equações 3.2, 3.3, 3.4, 3.5 e 3.6 encontram-se

na tabela 3.3. Tabela 3.3 – Potência e energia calculada.

Potência média recebida pelo

módulo 462,92 W

Energia média recebida pelo

módulo 5,555 kWh

Energia média ideal produzida 0,555 kWh

Energia média real produzida 0,487 kWh .

A figura 3.2 mostra os valores médios mensais de energia produzida para o

sistema.

39


Figura 3.2 – Energia produzida.

3.5.3 - DIMENSIONAMENTO DO PAINEL SOLAR

O painel solar terá de produzir uma energia média de 0,444 kWh, portanto, segundo a

equação 3.9 será de 90Wp.

3.5.4 - POTÊNCIA RECEBIDA PELO INVERSOR

A potência média mensal que o inversor receberá do painel, considerando os efeitos de

temperatura de operação das células do módulo e inclinação do mesmo é dada pela equação

3.6. Para os cálculos utilizou-se a temperatura de operação das células constante de 40°C e o

coeficiente de temperatura do módulo de 0,005 °C-1. A figura 3.2 mostra o resultado para o

mês de menor e maior radiação média (maio e setembro).

40


Figura 3.3 – Potência média recebida pelo inversor.

3.5.5 - ANÁLISE DE DIMENSIONEMENTO DO INVERSOR

Analisando a figura 3.3, o inversor para processar toda potência recebida do

gerador fotovoltaico no menor e maior mês de irradiação média (maio e setembro) sua

potência nominal deve estar no intervalo:

60W < Pinv ≤ 77W

Portanto, podemos perceber que um inversor com a potência de 80W converteria

toda energia recebida do painel fotovoltaico. Tanto no pior (maio) quanto no melhor

(setembro) mês do ano em relação ao nível de irradiação.

Desta forma, escolhendo a potência de 77W, o inversor terá um FDI de :

FDI = 77/90 = 0,86

Todavia, se utilizarmos ao invés de médias, curvas de irradiação diária teríamos

uma representação mais fiel à realidade local. No entanto, esta análise fica um tanto

trabalhosa. Assim é necessário definir qual relação de compromisso se pretende estabelecer

entre a velocidade de cálculo e a precisão na análise.

Fazendo uma análise diária nas curvas de irradiação, por exemplo, no dia 15 de

setembro, obtemos a curva dada na figura 3.4.

41


Figura 3.4 – Curva de radiação do dia 15 de setembrona cidade de Fortaleza.

Utilizando o procedimento descrito nos itens 3.5.1, 3.5.2, 3.5.3 e 3.5.4 obteremos

a curva de potência disponibilizada pelo inversor conforme figura 3.5.

Figura 3.5 – Potência de saída do inversor com efeito de corte.

Analisando a figura 3.5, observamos que a curva de saída de potência do inversor

apresemta um efeito de corte de potência. Isso ocorre pelo fato de o gerador fotovoltaico ter

gerado uma quantidade de potência que o inversor não é capaz de processar, pois ultrapassou

seu limite de potência (< 77W). Desta forma, todo valor de potência excedente a sua potência

nominal de saída, será grampeado para seu valor nominal de saída. Caso o inversor tivesse

potência o suficiente para processar toda potência que recebesse do gerador fotovoltaico, sua

curva de potência de saída seria conforme a figura 3.6.

42


Figura 3.6 – Potência de saída do inversor com e sem o efeito de corte.

Verifica-se que quando a irradiação tiver um valor maior do que 920 W/m2 a

potência de saída do inversor excederá seu valor nominal de operação e consequentemente

haverá um efeito de corte. Analisando os gráficos diários de irradiação, constata-se que, para

Fortaleza, tem-se geralmente valores de pico durante vários dias do ano, superior a 920 W/m2,

gerando assim uma perda de energia anual. Essa energia perdida foi contabilizada durante o

periodo de um ano segundo descreve a figura 3.7.

43


Figura 3.7 – Energia perdida por limitação de potência.

44


Verifica-se que durante um ano 1,25% de energia deixou de ser gerada, por ter

utilizado um inversor de 86% da capacidade nominal do gerador solar, ou seja, o sistema

operou com um FDI de 0,86.

Através do procedimento utilizado no item 3.55, construiu-se o gráfico mostrado

na figura 3.8 que para diferentes valores de FDI, mostra a perda de potência total no inversor.

Figura 3.8 – Potência total anual perdida no inversor em função do FDI.

Através da figura 3.8, o valor do FDI que diminue ao máximo a perda de energia

no inversor é aproximadamente 1,1. Isso se deve ao fato de o inversor quando está com um

baixo FDI há perda tanto de limitação de potência quanto de eficiência. A proporção que

aumenta seu FDI as perdas por limitação tende a zero, no entanto, com o aumento excessivo,

sua eficiência começa a ter um declínio, aumentando levemente as perdas totais.

Portanto, o dimensionamento ótimo do inversor é aquele que gera o maior

rendimento de potência do sistema. Com base nessa afirmação, construi-se o gráfico de

rendimento anual do sistema em kWh por valor de potência do gerador em kWp

em função do FDI. Esse gráfico é mostrado na figura 3.9.

45


Figura 3.9 – Rendimento anual.

Em conformidade à figura 3.9, o valor de FDI que gera o maior rendimento anual

para o sistema é o valor de 1,1. Isso significa que para o sistema proposto operando na cidade

de Fortaleza, o inversor terá um rendimento máximo de potência se tiver 10% a mais de

potência do gerador fotovoltaico. Com isso, um subdimensionamento do inversor não

promoveria um rendimento máximo de potência.

3.5.6 - ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA

Por outro lado, faz-se necessário avaliar os impactos econômicos gerados pela

escolha do dimensionamento do inversor segundo item 3.5.5.

O custo em moeda nacional de inversores em função de sua potência nominal é de

aproximadamente R$ 1170/kW[15].

Uma forma de avaliar a viabilidade econômica com considerável segurança, é

através do cálculo do valor presente líquido (VPL). Este cálculo financeiro permite avaliar o

nível de atratividade financeira de um determinado projeto. A equação 3.10 mostra o cálculo

do VPL.

(3.10)

Onde:

46


: Investimento total (compra do equipamento)

N : Período de capitalização (vida útil do equipamento)

: Receitas líquidas (Economia obtida)

i : Taxa de atratividade financeira (Referenciada a taxa CELIC)

Dessa maneira, utilizaram-se como parâmetros para o cálculo do VPL os valores

descritos na tabela 3.4[1].

Tabela 3.4 – Parâmetros financeiros.

Custo da Energia (R$/kWh) 0,7

Custo do inversor (R$/kW) 1170

Taxa de atratividade financeira (%

a.a) 12

Vida útil do inversor (anos) 20

Através da equação 3.10 e a utilização da tabela 3.4, gerou-se o gráfico do VPL

para o sistema fotovoltaico proposto em função do FDI. O resultado foi mostrado na figura

3.10.

Figura 3.10 – Valor Presente Líquido.

Podemos observar que o valor do FDI que gera uma maior viabilidade econômica,

cerca de R$ 640,00 por período de vida útil do inversor (20 anos) a uma taxa de 12% ao ano

é de 0,86.

47


3.5.7 - ESCOLHA DO FDI PARA DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR

Finalmente o dimensionamento do inversor que gerará um rendimento anual

ótimo a uma boa atratividade financeira é obtido analisando-se os gráficos das figuras 3.9 e

3.10. Conforme a figura 3.9, a partir de um FDI de 0,9 obtenhe-se um rendimento anual

máximo e praticamente constante. Todavia, se utilizarmos com um FDI maior que 0,9 o VPL

começa a declinar diminuindo assim sua atratividade financeira. Dessa forma o FDI ótimo

seria para esse sistema 0,9. Portanto, para que o inversor opere com um ótimo rendimento a

uma boa atratividade financeira sua potência deveria ser:

48

CAPÍTULO 4 – Estudo de Caso (Usina Solar de Tauá)

CAPÍTULO 4

ESTUDO DE CASO (USINA SOLAR DE TAUÁ)


Neste capítulo será feito um estudo de caso com a usina solar localizada no estado

Ceará, no município de Tauá. Será aplicada a metodologia desenvolvida no capítulo 3 para o

dimensionamento dos inversores dessa usina, afim de se obter o maior rendimento de potência

com o menor custo possível de acordo com as condições de radiação local.

4.2 - A USINA SOLAR DE TAUÁ

A usina solar de Tauá será localizada no município de Tauá à 344 km de

Fortaleza, no do estado do Ceará. Ela será a primeira usina comercial da América Latina. Foi

escolhido esse município para localização da usina pelo fato de ele apresentar os melhores

índices de radiação do nordeste brasileiro.

Com uma potência instalada inicial de 1MW em corrente contínua, a usina solar

de Tauá terá a capacidade de fornecer energia elétrica para 1500 residências, com projetos de

expansão para 5MW.

49


Figura 4.1 – Maquete eletrônica da usina solar de Tauá.

Serão utilizados 4.400 painéis fotovoltaicos fabricados pela empresa chinesa

Yingli Solar, numa área de 12 mil metros quadrados. Eles serão distribuídos em 20 módulos,

onde cada módulo terá 220 painéis solares, conforme é ilustrado na figura 4.2.

Figura 4.2 – Configuração dos módulos solares.

Os inversores serão fornecidos pela empresa Ingeteam, onde será utilizado um

inversor para cada par de módulos, totalizando assim 10 inversores. A ilustração pode ser

vista na figura 4.3.

50


Figura 4.3 – Configuração dos inversores.

Tabela 4.1 – Parâmetros do painel Solar.

Painel Fotovoltaico

Potência 280 Wp

Eficiência 0,144

Coeficiente de

temperatura 0,0045 1/°C

Dimensões 1970/990/50 mm

4.3 - ESTIMATIVA DE GERAÇÃO DE ENERGIA

Para os cálculos da geração de energia e estimativa das curvas diárias de radiação

solar foram utilizados os dados fornecidos pela Fundação Cearense de Meteorologia e

Recursos Hídricos (FUNCEME), no período de setembro de 2009 a setembro de 2010 para o

município de Tauá, conforme descreve a tabela 4.2[16].

Tabela 4.2 – Dados Metereológicos.

51


Cidade: Tauá

Latitude -6 Longitude 40,42

Mês Energia

(kWh/m2.dia)

Umidade

relativa (%)

Temperatura (°C)

Mínima Média Máxima

Janeiro 5,34 68 20,0 26,6 33,1

Fevereiro 4,50 69 22,4 26,8 31,1

Março 5,74 75 20,6 25,9 31,1

Abril 5,61 78 21,3 26,3 31,3

Maio 5,91 71 20,3 25,8 31,3

Junho 5,74 66 20,5 26,0 31,5

Julho 6,30 59 20,1 25,9 31,7

Agosto 6,49 54 20,0 26,2 32,3

Setembro 7,05 44 21,6 27,5 33,4

Outubro 6,72 51 22,2 27,2 32,2

Novembro 6,17 50 22,7 27,4 32,1

Dezembro 5,08 54 22,9 28,2 33,5

Simulou-se no programa Radiasol, através dos dados da tabela 4.2, as curvas de

radiação diária para os doze meses do ano. Essas curvas estão no apêndice B.

Construiu-se o gráfico da energia mensal produzida para a usina de Tauá em

conformidade com as características descritas no item 4.2 e a tabela 4.2, sendo visualizado na

figura 4.4.

52


Figura 4.4 – Estimativa mensal de Energia Produzida.

4.4 - FATOR DE DIMENSIONAMENTO DOS INVERSORES

Cada inversor processará a energia de dois módulos. E como cada módulo terá

220 painéis de 280Wp, então o inversor estará sujeito a potência do módulo de:

Pmod = 220 x 280 x 2 = 123,2 kW

Para encontrarmos o fator de dimensionamento do inversor que levará a um

melhor rendimento do sistema, avaliou-se as perdas por limitação de potência do inversor

para diferentes valores de FDI durante os doze meses do ano. Os gráficos podem ser vistos na

figura 4.5.

53


54


Figura 4.5 – Perda de energia no inversor por limitação de potência.

55


Através dos valores de perda de energia, construiu-se o gráfico de perda de

energia em função do FDI, conforme observado na figura 4.6.

Figura 4.6 – Perda de energia em função do FDI.

Observa-se que a partir do FDI unitário as perdas de energia anual é praticamente

igual e de valor mínimo. Em contra partida valores do FDI menores de que a unidade passam

a gerar perdas significativas para o sistema.

Para avaliar qual o melhor fator para dimensionar o inversor de modo a gerar uma

maior eficiência energética, construiu-se o gráfico de rendimento anual do sistema de Tauá,

em função do FDI, o resultado foi plotado na figura 4.7

56


Figura 4.7 – Rendimento Anual de Tauá.

A figura 4.7 demonstra que para valores de FDI maiores que 1 (um) o rendimento

é praticamente constante e máximo. A medida que decresce do valor unitário o rendimento

anual passa a decrescer abruptamente. Observa-se que o valor de FDI que gera um rendimento

máximo é de 1,1. Dessa forma, do ponto de vista de eficiência do sistema o FDI ótimo seria

de 1,1.

No entanto, simplismente aumentar a potência do inversor faz com que os custos

sejam aumentados. Portanto, faz-se necessário avaliar os impactos econômicos que essa

atitude gera. A figura 4.8 mostra a viabilidade econômica do sistema de Tauá em função do

FDI, através do valor presente líquido (VPL).

57


Figura 4.8 – Valor Presente Líquido.

Constata-se que o valor de FDI que gera uma viabilidade econômica máxima ao

sistema de Tauá, conforme ponto máximo da figura 4.8, é praticamente 1 (um). Antes do

valor unitário o sistema apresenta uma queda abrupta no valor do VPL e depois deste valor,

também tem um declínio no VPL, sendo portanto, o valor unitário do FDI o mais indicado

para o sistema de Tauá, visto que esse fator geraria um melhor aproveitamento de energia

com a melhor relação custo benefício. Desta maneira a potência do inversor seria:

4.5 – CONCLUSÃO

A necessidade de se avaliar a relação de potência do painel fotovoltaico e do inversor

caracteriza-se um importante passo em projetos fotovoltaicos. Em virtude de se obter maiores

ganhos de energia com custos reduzidos.

Apesar de o painel fotovoltaico apresentar oscilações na geração de energia,

oriunda das condições climáticas, subdimensionar os inversores, ou seja, utilizar um valor de

FDI inferior à unidade em cidades com elevados picos de radiação solar como Tauá, pode

comprometer muito a eficiência do sistema. Pois nessas regiões alcançam-se valores de pico

superiores a 1000W/m2 (radiação padrão) muito freqüentemente em horários de 10hs às 14hs.

58


No caso de Tauá, observou-se que o nível de radiação solar ultrapassou os

1000W/m2, cento e quarenta e nove vezes durante um ano por pelo menos três horas a cada

dia, totalizando uma freqüência de 40,82% ao ano. Nos meses de maiores índices de

radiação, como setembro e outubro, esses picos alcançavam até 1300W/m2 .

Conforme mostraram os gráficos da figura 4.6, a utilização de inversores

subdimensionados geram perdas consideráveis para o sistema fotovoltaico, algo em torno de

1,3% ao ano. Pode até parecer um valor irrisório, mas quando se tem grandes sistemas

fotovoltaicos como o de Tauá (1MW), essa porcentagem passa a ter expressivo valor. À

medida que se aumenta a potência dos inversores (aumento do FDI), essas perdas por

limitação de potência tendem a serem anuladas restando somente as perdas ocasionadas pelo

rendimento do inversor (figura 4.6).

Esse fato é comprovado no gráfico de rendimento anual do sistema de Tauá,

conforme figura 4.7. O sistema apresenta um rendimento crescente para valores crescentes do

FDI, até praticamente saturar, ou seja, não apresentar mais um aumento de rendimento anual

com o aumento do FDI. Isso acontece pelo fato de o inversor já ter potência suficiente para

processar toda energia do painel fotovoltaico. A partir do FDI unitário o sistema não apresenta

ganhos consideráveis de rendimento anual. Assim aumentar o FDI apenas geraria mais gastos

para o sistema. Dessa forma fez-se necessário avaliar até que ponto a potência o inversor

poderia ser aumentada de maneira que processe o máximo de energia com o menor custo. A

figura 4.8 ilustra essa viabilidade econômica por meio do VPL. Analisando-a, observamos

que para valores crescentes de FDI o sistema apresenta uma boa viabilidade até atingir um

máximo (FDI unitário), a partir daí o sistema passa a ter uma viabilidade decrescente. Esse

fato ocorre porque o acréscimo de potência do inversor, conseqüentemente do custo do

inversor, não é compensado pelo acréscimo no rendimento da energia gerada.

Portanto, o sistema tem um rendimento anual praticamente máximo com um

rendimento financeiro praticamente máximo no valor de FDI unitário. Deve haver um

equilíbrio entre eficiência e rentabilidade. Pois o ideal é que o sistema opere com a maior

eficiência e rentabilidade.

Assim observamos que um subdimesionamento para o sistema de Tauá geraria

perdas de eficiência e de rentabilidade. Estas observações podem ser estendidas sem perdas de

generalidades para localidades que apresentam condições de radiação semelhantes à cidade de

Tauá, como por exemplo, a cidade de Fortaleza. Portanto para localidades com elevados picos

de radiação solar a melhor relação de potência entre o painel solar e o inversor é a unitária.

63

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS


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Acesso em 8 de setembro de 2010.

[2] GTES- Grupo de Trabalho de Energia Solar, Manual de Engenharia para Sistemas

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Mestrado, Programa de Pós-Graduação em Energia. Universidade de São Paulo.

[4] Siemens Solar Industries, Photovoltaic Technology and System Design, 1990, 4ª Edição.

[5] Wenham, S.R., Green, M.A., Silicon Solar Cells, Progress in Photovoltaics: Researc and

Aplication, 1996, Vol 4.

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Dissertação de mestrado, 1995, Universidade Federal do Rio de Janeiro.

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Springer.

[11] Spirito, G.F., Curso de Produção de Energia Elétrica de Fontes Renovéveis de Energia:

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64


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Fontes Alternativas de Energia – UFPE. Recife, Ed. Universitária da UFPE, 2000.

[14] SWERA. Solar and Wind Energy Resource Assesment. Disponível em:

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[15] Hemmann, B., Problematic of rules, artigo publidado na revista pv magazine. Disponível

em <HTTP://www.pvmagazine.com>. Acesso em 29 de Agosto de 2010.

[16] FUNCEME – Fundação Cearense de Metereologia e Recursos Hídricos. Disponível em:

<HTTP://www.funceme.com.br>.

65

APÊNDICE A - (Energia Diária Perdida por Limitação de Potência do Inversor)

APÊNDICE A (ENERGIA DIÁRIA PERDIDA POR LIMITAÇÃO DE

POTÊNCIA DO INVERSOR)


66

A.1 - CONSIDERAÇÕES INICIAIS

A tabela A1 quantifica a energia em KWh perdida pelo fato da limitação de potência do inversor

nos meses mais expressivos em um período de um ano para a cidade de Tauá. Para este cálculo utilizou-

se as curvas geradas pelo software RADIASOL.

Tabela A1- Energia perdida por limitação de potência do inversor.

mês dia FDI (0,5) FDI (0,7) FDI (0,9) FDI (1,1) FDI (1,5)

Agosto

1 3,012 1,635 0,438 0,116 0

2 1,124 0,385 0 0 0

3 0,775 0,004 0 0 0

4 1,722 0,684 0,001 0 0

5 2,744 1,145 0,147 0 0

6 0 0 0 0 0

7 3,029 1,728 0,523 0,068 0

8 3,031 1,731 0,525 0,074 0

9 3,022 1,713 0,509 0,068 0

10 2,999 1,726 0,526 0,224 0

11 1,965 0,736 0,001 0 0

12 2,573 1,375 0,246 0,016 0

13 0,231 0 0 0 0

14 3,501 1,826 0,553 0,251 0

15 2,913 1,912 0,412 0,123 0

16 0 0 0 0 0


67

17 0 0 0 0 0

18 3,075 1,884 0,589 0,223 0

19 1,738 0,465 0 0 0

20 2,856 1,523 0,362 0,056 0

21 0 0 0 0 0

22 0,926 0 0 0 0

23 0,023 0 0 0 0

24 1,012 0,326 0 0 0

25 3,182 1,826 0,623 0,226 0

26 3,191 1,882 0,589 0,284 0

27 3,182 1,832 0,586 0,285 0

28 3,539 1,856 0,601 0,301 0

29 0 0 0 0 0

30 2,156 0,958 0,029 0 0

31 2,924 1,552 0,411 0,126 0


68


Setembro

1 3,252 1,825 0,599 0,216 0

2 3,331 1,901 0,651 0,268 0

3 3,341 2,001 0,701 0,301 0

4 3,331 1,912 0,589 0,225 0

5 2,178 0,987 0,143 0 0

6 2,256 1,087 0,152 0 0

7 2,229 1,052 0,123 0 0

8 1,821 0,748 0,038 0 0

9 1,722 0,523 0 0 0

10 2,189 1,578 0,466 0,121 0

11 2,012 0,754 0,0321 0 0

12 1,986 0,814 0 0 0

13 1,873 0,776 0,045 0 0

14 2,601 1,546 0,356 0,052 0

15 3,501 2,199 0,853 0,459 0

16 2,529 1,324 0,249 0,001 0

17 2,601 1,387 0,268 0,001 0

18 2,956 1,621 0,421 0,123 0


69

19 2,931 1,612 0,422 0,128 0

20 3,152 1,721 0,543 0,229 0

21 2,536 1,125 0,241 0,012 0

22 2,241 1,027 0,127 0,001 0

23 0,485 0 0 0 0

24 0,348 0 0 0 0

25 0,189 0 0 0 0

26 1,235 0,387 0 0 0

27 1,201 0,514 0 0 0

28 0,891 0,321 0 0 0

29 0,801 0,231 0 0 0

30 0,156 0 0 0 0


70


Outubro

1 3,412 2,023 0,751 0,352 0

2 1,956 0,854 0,154 0,001 0

3 0,972 0,123 0 0 0

4 2,531 1,226 0,226 0,001 0

5 3,142 1,745 0,523 0,228 0

6 0,812 0,289 0 0 0

7 0,253 0 0 0 0

8 3,378 2,089 0,782 0,236 0

9 3,125 1,826 0,523 0,156 0

10 2,514 1,236 0,213 0,019 0

11 1,342 0,345 0 0 0

12 0,385 0,012 0 0 0

13 1,311 0,321 0 0 0

14 0,789 0,281 0 0 0

15 1,322 0,489 0 0 0

16 3,012 1,748 0,562 0,213 0

17 2,501 1,269 0,289 0,028 0

18 2,001 0,925 0,069 0 0

19 3,235 1,998 0,716 0,213 0


71

20 2,785 1,575 0,312 0,045 0

21 0 0 0 0 0

22 0,212 0 0 0 0

23 0,532 0,012 0 0 0

24 2,401 1,201 0,236 0,001 0

25 0,998 0,189 0 0 0

26 3,124 1,823 0,724 0,325 0

27 0,652 0,162 0 0 0

28 0,301 0,054 0 0 0

29 2,411 1,224 0,236 0,009 0

30 0,128 0 0 0 0

31 2,423 1,336 0,211 0,004 0

72

APÊNDICE B – (Curvas Diária de Radiação do Município de Tauá)

APÊNDICE B (CURVAS DIÁRIA DE RADIAÇÃO DO MUNICÍPIO DE

TAUÁ)


73

A.2 - CONSIDERAÇÕES INICIAIS

As curvas de radiação diária mostradas na figura A2, foram geradas através de dados fornecidos

pela Fundação Cearense de Meteorologia e Recursos Hídricos e simulados no software RADIASOL. A

figura A2 mostra algumas dessas curvas para o mês de maior índice de radiação para Tauá (Outubro).


74

Figura A2- Curvas de radiação diária do município de Tauá.

universidade federal do cearÁ centro de tecnologia departamento de … josÉ serafim da... ·...

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