Smart Energy Anais 2018 by NPEnergia

ANAIS

Curitiba 2018

ANAIS V CONFERÊNCIA INTERNACIONAL DE ENERGIAS INTELIGENTES - SMART ENERGY; CONFERÊNCIA INTERNACIONAL & EXPO E FÓRUM DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA DA ASHRAE BRASIL CHAPTER

Curitiba 2018

THULIO CÍCERO GUIMARÃES PEREIRA (Organizador)

V Conferência Internacional de Energias Inteligentes - Smart Energy; Conferência Internacional & Expo e Fórum de Eficiência Energética da ASHRAE Brasil Chapter

Promoção Rede Brasileira para o Desenvolvimento da Metrologia, Tecnologia e Qualidade - Paraná Metrologia Instituto de Tecnologia do Paraná – TECPAR Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR Núcleo de Pesquisa em Energia- NPEnergia

Curitiba – PR 2018

C749a 2018

Conferência Internacional de Energias Inteligentes (5. : 2018 nov. 5-7 : Curitiba, PR) Anais da 5. Conferência Internacional de Energias Inteligentes [Recurso eletrônico]; Conferência Internacional & Expo e Fórum de Eficiência Energética da ASHRAE Brasil Chapter / organização, Thulio Cícero Guimarães Pereira. – Curitiba : TECPAR ; PARANÁ METROLOGIA, 2018 260 p. : il. ; 21cm x29,7 cm Bibliografia ISBN 978- 85-89461-13-9 1. Energia - Fontes alternativas. 2. Recursos naturais renováveis. 3. Geração de energia fotovoltaica. I. Pereira, Thulio Cícero Guimarães. II Rede Paranaense de Metrologia e Ensaios. III. Instituto de Tecnologia do Paraná. V. Título. CDD 621.042

Esta publicação é parte das atividades do projeto Políticas Públicas, Planejamento e Desenvolvimento de Fontes Renováveis de Energia no Paraná (NPEnergia), desenvolvidas no âmbito do Núcleo de Pesquisa em Energia: Políticas Públicas, Finanças e Tecnologia (NPEnergia) da Universidade Tecnológica Federal do Paraná (UTFPR). As opiniões expressas pelos autores nos artigos não representam necessariamente a opinião institucional da UTFPR. Esta publicação não pode ser comercializada – distribuição gratuita. Copyright © 2018. Rede Paranaense de Metrologia e Ensaios - Paraná Metrologia e Instituto de Tecnologia do Paraná – Tecpar. Todos os direitos reservados. Permitida a reprodução, armazenamento e transmissão de partes deste livro desde que citada a fonte.

Governo do Estado do Paraná Secretaria de Ciência, Tecnologia e Ensino Superior Instituto de Tecnologia do Paraná - Tecpar Rede Brasileira para o Desenvolvimento da Metrologia, Tecnologia e Qualidade - Paraná Metrologia Comitê Gestor João Carlos Gomes Secretário da Ciência, Tecnologia e Ensino Superior Presidente Júlio C. Felix Diretor presidente do Instituto de Tecnologia do Paraná Secretário Executivo Organização operacional Celso Romero Kloss Diretor-superintendente da Rede Paranaense de Metrologia e Ensaios Colaboração TECPAR Wellington Wagner Dias Vechiatto Diego Cesar de Alcântara Leonardo Carlesso Luiz Fernando Rocha Cavalotti Coordenação e Organização Thulio Cícero Guimarães Pereira Conselho Editorial: Dr. Thulio Cícero G. Pereira - UTFPR Dr. Clodomiro Unsihuay-Vila – UFPR Dr. Gerson Máximo Tiepolo - UTFPR

Dr. Paulo Afonso Bracarense Costa – UFPR Dr. Roberto César Betini – UTFPR Dr. Vilson Roiz Gonçalves Rebelo da Silva - UFPR

Comitê Científico Coordenador Thulio Cícero Guimarães Pereira

UTFPR

Krystiane Maria Lanziani Bergamo

Membros Annemarlen Gehrke Castagna Clodomiro Unsihuay-Vila Daniel Rodrigues Poit Fabrizio Nicolai Mancini Gerson Máximo Tiepolo

Jair Urbanetz Junior Jefferson Augusto Cardozo Matias

UTFPR UFPR UTFPR F. Estácio UTFPR

Paulo Afonso Bracarense Costa Roberto César Betini Sara Rachel Orsi Moretto Sergio Abu Jamra Misael Vilson R. G. Rebelo da Silva

UFPR UTFPR

PLATÃO ENERGIA

UFPR UTFPR UTFPR COPEL UFPR

Apoio Técnico e Científico: Núcleo de Pesquisa em Energia: Políticas Públicas, Finanças & Tecnologia (NPEnergia). Capa: elaborada por Thulio Cícero Guimarães Pereira. Endereço: Universidade Tecnológica Federal do Paraná – UTFPR Departamento Acadêmico de Gestão e Economia – DAGEE Rua Sete de Setembro, 3165 - Bairro Centro CEP 81200-240 - Curitiba – Paraná – Brasil. Telefone: [41] 3310-4612 / [41] 99191-2074 E-mail: thuliopereira@utfpr.edu.br Página: www.UTFPR.edu.br Publicado no endereço: https://smartenergy.org.br/2018/ iii

TOKAMAK Fonte: By K. Kim et al. - (2015). "Design concept of K-DEMO for near-term implementation". Nuclear Fusion 55 (5): 053027. DOI:10.1088/0029-5515/55/5/053027. ISSN 0029-5515. Figure 1, CC BY 3.0. https://commons.wikimedia.org/w/index.php?curid=71620538

SUMÁRIO 1

Verificação computacional das recomendações da norma NBR 15.220- parte 3/2005 para conforto térmico na cidade de Curitiba. ................................................................................................................ 8 Aloísio Schmid & Mariana Martins

Gestão da energia na indústria energo-intensiva: desenvolvendo um mapa conceitual ........................... 16 Vilson Roiz Gonçalves Rebelo da Silva, Eduardo de Freitas Rocha Loures, Edson Pinheiro de Lima & Sergio Eduardo Gouvêa da Costa

Políticas públicas a serem implementadas para incentivo à utilização de fontes renováveis de energia na área rural paranaense..................................................................................................................... 32 Alexandre Batista, Roberto C. Betini, Maria Luiza E. Bareta, Álvaro A. Sandim & Natália R. S. Souza

Gerenciador de demanda para sistemas consumidores de energia elétrica com armazenamento local e microgeração .................................................................................................................. 39 Marcos Schreiber, Lúcio de Medeiros, Zeno L. Iensen Nadal & Solivan A. Valente

Metodologia de classificação de consumidores residenciais para instalação de sistemas de armazenamento de energia .................................................................................................................................... 46 Jefferson A.C. Matias, Thaís M. Blasi, Pedro A. B. Block, Felipe J. Lachovicz, Bruna V. Hoffmann, Victor B. Riboldi & Alexandre R. Aoki

Análise de sensibilidade para determinação do fator de dimensionamento de inversores em usinas fotovoltaicas. ......................................................................................................................................... 53 Cristiano Andrade de Alencar & Jair Urbanetz Junior

Integração de fontes de energias renováveis para funcionamento em ilha em áreas rurais ..................... 60 Maria Luiza E. Bareta, Natália R. S. Souza, Álvaro A. Sandim, Alexandre G. Batista, Roberto C. Betini

Implementação do biogás e biomassa em meios rurais para geração de energia ........................................ 64 Álvaro Sandim, Natália Souza, Maria Luiza Bareta, Alexandre Batista & Roberto Betini

Barreiras e desafios para a implementação de veículos comerciais híbridos e elétricos no Brasil .......................................................................................................................................................................... 67 Alexandre Gerent Linhares, Cassiano Ricardo Pelliciari de Lima & Manolo Lutero Gipiela

Estudo da gestão de energia na migração para o mercado livre de consumidores públicos: estudo de caso na UFPR ......................................................................................................................................... 75 Mauro Obladen de Lara Filho , Luis Fernando Lang, Clodomiro Unsihuay-Vila &Vilson Gonçalves Rebelo da Silva

Monitoramento de painel fotovoltaico através de computação em névoa integrado à rede GSM. .......................................................................................................................................................................... 84 Winderson Eugenio dos Santos, Jair Urbanetz Junior & Danilo Carvalho de Gouvêa

Atlas de energia solar do estado do Paraná - comparação do potencial do Paraná com outros estados e Europa .......................................................................................................................................... 90 Gerson Máximo Tiepolo & Jair Urbanetz Junior

Caracterização e estratificação dos SFVCR no Brasil: cenário atual e perspectivas futuras ...................... 95 Diego Plazza Hilgert & Jair Urbanetz Junior

Uma análise comparativa da estratificação por potência e classe dos sfvcr entre o estado do Paraná e o Brasil .................................................................................................................................................... 103 v

Diego Plazza Hilgert & Jair Urbanetz Junior 15

Balanço social: principais modelos e aplicabilidade na Universidade Tecnológica Federal do Paraná................................................................................................................................................................. 110 Danilo Durski & Vanessa Ishikawa Rasoto

Panorama atual e cenário 2025 da energia solar fotovoltaica no Brasil ....................................................... 116 Isabela Valpecovski Urbanetz, Allana de Moura Netto, Bruno Scolari, Vicente Leite & Jair Urbanetz Junior

Ônibus elétricos carregados por sistemas fotovoltaicos e a contribuição para reduzir as emissões de GEE no transporte público de Curitiba ...................................................................................... 121 Juliano da Silva Pereira, Jair Urbanetz Juniorz & Tatiana Gadda

Estudo do potencial da microgeração e minigeração fotovoltaica a partir dos SFVCR instalados na UTFPR – Câmpus Curitiba ......................................................................................................... 128 Camila de Oliveira Silveira, Larissa Barbosa Krasnhak, Édwin Augusto Tonolo & Jair Urbanetz Junior

Edificação de energia positiva: análise de geração e consumo de energia elétrica no escritório verde da UTFPR em Curitiba ............................................................................................................ 135 Elis Almeida Medeiros de Mello, Larissa Barbosa Krasnhak, Jair Urbanetz Junior & Eloy Casagrande Junior

Estudo de redução no consumo de energia e geração fotovoltaica em um dos blocos da UTFPR – Câmpus Curitiba .................................................................................................................................. 140 Larissa Barbosa Krasnhak & Jair Urbanetz Junior

Termografia em sistemas fotovoltaicos como ferramenta para identificação de falhas que afetam a produtividade ........................................................................................................................................ 147 Paulo César dos Santos, Édwin Augusto Tonolo & Jair Urbanetz Junior

Análise do potencial da geração de energia fotovoltaica em reservatórios de hidrelétricas brasileiras através da implantação de painéis flutuantes .............................................................................. 154 Francielle da Rocha Santos, Juliana D’Angela Mariano, Jonas Abílio Sestrem Junio & Jair Urbanetz Junior

Algoritmo computacional para análise de estabilidade em redes de distribuição com geração distribuída................................................................................................................................................ 162 Gabriela Rosalee Weigert, Erico Gurski & Raphael Augusto de S. Benedito

Algoritmo computacional para análise de fluxo de potência diário com inserção de geração distribuída fotovoltaica. ........................................................................................................................ 169 Erico Gurski, Fillipe Alexandre Moraes, Paulo Cicero Fritzen & Raphael Augusto de S Benedito

Desenvolvimento de um padrão operacional para instalação de estações solarimétricas padrão sonda no estado do Para ......................................................................................................................... 176 Rafael de Freitas Gasparelo Danderfer, Camila Scotti Pinto, Nicole Polityto Cremasco, Sarah Beatriz Gruetzmacher, Jorge Assade Leludak, Gerson Máximo Tiepolo, Renan de Oliveria Bronhara & Caio Jorge Martins Sodré

Determinação da irradiação difusa a partir da irradiação global horizontal – estudo para a cidade de Curitiba ................................................................................................................................................. 184 Muriele Bester de Souza, Édwin Augusto Tonolo, Renata Lautert Yang, Gerson Maximo Tiepolo & Jair Urbanetz Junior

Estimação da temperatura em células fotovoltaicas para sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica em Curitiba ................................................................................................................................... 191 Renata Lautert Yang, Gerson Máximo Tiepolo, Édwin Augusto Tonolo, Jair Urbanetz Junior & Muriele Bester de Souza vi

Uma fachada de vidro fotovoltaico de silício amorfo no Brasil.................................................................... 198 Reinaldo Escada Chohfi

Análise de desempenho de sistemas fotovoltaicos de microgeração on-grid. ........................................... 206 André Tsuyoshi Hioki, Vilson Roiz Gonçalves Rebelo da Silva, João Américo Vilela Junior & Eduardo de Freitas Rocha Loures

Método não intrusivo de classificação de cargas baseadas em Power Signature ...................................... 214 Hellen Cristina Ancelmo, Bruna Machado Mulinari, Elder Oroski, André Eugênio Lazzarretti, Robson Ribeiro Linhares, Carlos Raimundo Erig Lima, Douglas Paulo Bertrand Renaux & Fabiana Pöttker

Estado da arte da aplicação dos sistemas de armazenamento de energia em edifícios fotovoltaicos ........................................................................................................................................................... 221 Juliana D’Angela Mariano & Jair Urbanetz Junior

Proposta de um sistema de monitoramento de redes rurais abastecido por meio de geração alternativa de energia ........................................................................................................................................... 228 Natália Souza, Maria Bareta, Álvaro Sandim, Alexandre Batista & Roberto Cesar Betini

Eficiência energética na indústria de alimentos: uma revisão sistemática da literatura .......................... 232 Angela Morandini Pradella, Eduardo de Freitas Rocha Loures, Sergio E. Gouvea da Costa & Edson Pinheiro de Lima

Microgeração a partir de um aerogerador: monitoramento e análise de dados ......................................... 239 Wanderson Francisco Lopes, Julio Shigeaki Omori, Leonardo Gomes Tavares & Fabrízio Nicolai Mancini

Sistema de carregamento de baterias para caminhões utilizando a energia solar .................................... 247 Cassiano Porcides, Felipe Luciano da Silva, Leandro Siqueira Kudla, Marlon Subtil Pazinato, Rodrigo Octavio da Cruz Amaral, Rafael Martins & José Frederico Rehme

Potencial energético de resíduos animais no estado do Paraná .................................................................... 254 Fabrízio Nicolai Mancini, Joilson Gonçalves de Araújo, Karen Techy Iastrenski, Rodrigo Creuz Pertile; Nicolli Sperança Silveira & Jackson Milano

Dispositivos de aproveitamento da energia dos oceanos .............................................................................. 260 Ana Helena Karpovisch & Fabrizio Nicolai Mancini

Estudo de viabilidade técnica e econômica da instalação de minigeração distribuída hibrida solar e eólica na indústria: aplicação na industria Novvalight ....................................................... 268 Filippo Centemero, Pedro Zanatelli Brasil Bastos, Mauro Obladen de Lara Filho & Clodomiro Unsihuay Vila

Estudo de viabilidade econômica para implementação de sistemas fotovoltaicos em habitações populares ............................................................................................................................................ 278 Annemarlen Gehrke Castagna, Marcelo C. R. Faria, Ricardo L. Silva & Rodolpho L. Silva

Avaliação de Potencial de Redução do Aquecimento Global com a substituição da Energia Elétrica fornecida pela Concessionária local por fonte renovável Solar. .................................................... 285 Luiz Amilton Pepplow, Vander Luiz da Silva, Roberto Cesar Betinir & Thulio Cícero G. Pereira

Indicador para previsão do consumo de energia elétrica em função da área construída e da população em uma instituição de ensino superior.......................................................................................... 294 Luiz Amilton Pepplow, Roberto Cesar Betini & Thulio Cícero G. Pereira

Conversão de um veículo convencional para VE ............................................................................................ 302 Jardel Eugenio da Silva & Jair Urbanetz Junior

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VERIFICAÇÃO COMPUTACIONAL DAS RECOMENDAÇÕES DA NORMA NBR 15.220- PARTE 3/2005 PARA CONFORTO TÉRMICO NA CIDADE DE CURITIBA. Aloísio Schmid1 & Mariana Martins2 Universidade Federal do Paraná - UFPR, Curitiba, Brasil 1aloisio.schmid@gmail.com & 2mariana@ghome.com.br

Resumo A Norma Brasileira de Desempenho Térmico e Zoneamento Bioclimático (NBR 15.220-3) estabelece doze estratégias para atingir o conforto térmico no interior dos edifícios, considerando a temperatura de bulbo seco e a umidade predominante em cada clima. Estas estratégias são visualizadas nas Cartas Bioclimáticas das principais cidades. Este estudo busca, através de simulação computacional pelo software EnergyPlus, testar a estratégia bioclimática proposta pela Norma para Curitiba através da adição de massa térmica. O objetivo é conferir a fundamentação dos limites de temperatura relativos às diretrizes construtivas descritas. O artigo se restringe à análise da Zona Bioclimática 01, na qual está inserida Curitiba, cidade objeto de estudo. Para este fim, a unidade de análise foi um apartamento padrão localizado no município. Ele foi usado como modelo para simulações com materiais construtivos de diferentes espessuras e propriedades térmicas. Os índices dos materiais correspondem aos descritos em Norma. A partir da comparação dos resultados obtidos de temperatura interna do edifício em relação aos dados de temperatura externa, foi verificada a aplicabilidade da estratégia de Adição de Massa Térmica nos intervalos de 14 a 21 Graus Celsius de Temperatura de Bulbo Seco. Em conclusão, parcialmente confirmaram-se os limites estipulados em Norma para esta Zona. Palavras chave: diagrama bioclimático, NBR 15.220-3, zona de massa térmica, desempenho térmico. 1.

Introdução

É natural a busca do ser humano, em situação de repouso, pela sensação de conforto e, também em outras atividades, pela sensação de conforto térmico. Mesmo de forma instintiva, o homem procura manter-se protegido das intempéries e variações bruscas de temperatura. Ao longo do tempo, mecanismos como roupas e abrigos foram desenvolvidos no sentido de amenizar tais variações. Apenas com a adequação do projeto arquitetônico ao clima local e a adoção de materiais coerentes é possível se atender grande parte da necessidade de conforto térmico com mínimo, senão nulo gasto de energia para o condicionamento de ar. Tem-se, assim, a arquitetura passiva, assunto que tem por um dos principais autores Baruch Givoni, pioneiro do estudo sobre conforto térmico em climas quentes. Dentre sua produção a Carta Bioclimática,

apresentada em 1992, é uma das principais referências para o projeto bioclimático aplicadas no Brasil [1]. A Carta, também denominada Diagrama Bioclimático, é usada como base para a principal norma vigente referente ao desempenho térmico dos edifícios no país. A referida Norma, NBR 15.220, estabelece diretrizes para cada clima no Brasil que buscam atingir o conforto térmico no interior dos edifícios. Desta norma é possível explicar as estratégias de projeto para climas quentes pelo já citado trabalho de Givoni [1]. No entanto, para estratégias de projeto para climas frios que figuram na norma não é evidente qual a fundamentação. A cidade de Curitiba, objeto desta pesquisa, enquadra-se na Zona Bioclimática 01 [2]. Essa é uma Zona particular na qual apenas doze municípios brasileiros são incluídos. Eles possuem clima ameno durante grande parte do ano, o que difere da maior parte do país.

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A sua situação climática particular em relação ao conjunto de climas brasileiros e de zonas bioclimáticas apresenta desafios para urbanistas locais e poucos pontos de referência na literatura técnico-científica nacional. [3]

que proveu conforto pela maior quantidade de horas durante o ano.

Para esta Zona são recomendadas as seguintes estratégias: Aquecimento Artificial, Massa Térmica para Aquecimento, Aquecimento Solar da Edificação e Desumidificação. E neste artigo será avaliada apenas a adição de massa térmica para aquecimento. 2.

Objetivos

A pesquisa tem como objetivo averiguar se os limites propostos na Norma 15.220-3 para a adição de massa térmica correspondem à realidade. Partiu-se da hipótese que os limites de temperatura para a estratégia de Zona de Massa Térmica estabelecidos pelo Diagrama Bioclimático para a Zona Bioclimática 01 estivessem incorretos. 3.

Método

Através de simulação computacional no software EnergyPlus versão 8.3, utilizando como unidade de análise um apartamento padrão de aproximadamente 70 m² de uso exclusivamente residencial, foram averiguados os limites de temperatura para a adição de massa térmica proposta pela Carta Bioclimática da NBR 15.220-3 para a cidade de Curitiba. A escolha do software se deu por ele ser validado pela ASHRAE Standard 140, conforme estipula a Norma [4]. O apartamento possui os seguintes ambientes: hall de entrada, salas de estar e jantar, cozinha, área de serviço, quarto de casal, quarto de solteiro e banheiros, dispostos conforme a Figura 1. Para fins de simulação eles foram agrupados da seguinte forma: Z7: Salas, Cozinha, Área de Serviço; Z2: Dormitório Casal; Z4: Dormitório Solteiro. Os banheiros foram desconsiderados na simulação por não se tratar de locais de permanência. (Figura 1). Ainda, para melhor interpretação dos dados foram considerados adiabáticos o teto, o piso e a parede de divisa com a área comum do prédio. Considerando que a orientação solar é a estratégia recomendada para temperaturas mais baixas (10,5° C a 14° C), foi simulado inicialmente o apartamento considerando as orientações 0°, 90°, 180° e 270° para a fachada principal com a mesma parede interna de 12 cm de alvenaria. A orientação 0° foi a

Figura 1- Planta Apartamento- Orientação 0° Fonte: Elaborado pelos autores

Com o resultado obtido do melhor desempenho foram alterados o material e espessura das paredes internas com o objetivo de averiguar o efeito sobre a temperatura interna do edifício. Foram avaliadas alvenaria tradicional de 12 e 15 cm de espessura e drywall de 7 e 10 cm de espessura com e sem lã de rocha. Nas alvenarias o que se alterou foi o tamanho do tijolo. Na parede de 12 cm de espessura foi considerado o tijolo de 9 cm e na parede com espessura de 15 cm foi considerado o tijolo de 12 cm. Nas paredes dry-wall apenas foi alterado o espaço interno dotado de ar. Dados Climatológicos A base de dados para as condições climáticas foi extraída do INPE (Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais). O ponto de coleta dos dados é no Aeroporto Afonso Pena, localizado no município de São José dos Pinhais, região metropolitana de Curitiba. Foram inseridos os dados no programa EnergyPlus utilizando a própria base contida no sítio do software. [5] [6] O valor médio do índice de umidade relativa do ar em Curitiba, de acordo com os dados históricos, foi de 81,19% considerando o período entre os anos de

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1961 e 2016 e, a título de simplificação do dado, foi adotada a umidade de 80%. Portanto, para todos os gráficos mostrados nesse estudo foi considerada a umidade relativa do ar de 80%, inclusive na comparação com os limites de temperaturas estabelecidos pelo Diagrama. Dados dos usuários São considerados geradores de calor no interior do edifício as pessoas (usuários), iluminação e equipamentos elétricos. Os valores adotados procuram representar um comportamento genérico, não inferindo a um determinado público o uso desta unidade habitacional. Considera-se que quatro pessoas sejam usuárias deste apartamento e distribuídas de forma igual. Isso resulta em aproximadamente 17,5 m²/ pessoa. A ocupação considerada foi que todos os moradores estão no local entre 18h00 e 9h00 do dia seguinte em atividades de repouso ou dormindo. Entre 9h00 e 12h00 apenas uma pessoa ocupa o apartamento. No horário de almoço, considerado entre 12h00 até 13h30, três pessoas se encontram no local. Entre 13h30 e 18h00 duas pessoas permanecem no apartamento e isso se repete diariamente, inclusive finais de semana. A ventilação é considerada ininterrupta com o valor adotado de 0,25 trocas de ar/ hora. A iluminação adotada nos modelos teve consumo de energia de 10 W/ m² de área do apartamento sendo ela utilizada apenas do período das 17h00 às 24h00 diariamente. A mesma taxa/área foi considerada para os equipamentos elétricos, porém o uso é distribuído de forma diferente, considerando usos intermitentes. O comportamento dos usuários foi simulado de maneira fixa, pois assim os resultados variam apenas em relação aos materiais construtivos. Afirma-se assim o resultado desejado da pesquisa, que é de avaliar o efeito da adição de massa térmica para as paredes internas do apartamento. Dados dos materiais construtivos Os sistemas construtivos considerados das paredes internas foram apenas dois: alvenaria tradicional e dry-wall. No caso do dry-wall foram simuladas duas opções: a primeira com apenas ar entre as duas lâminas e a segunda com o emprego de

uma manta de lã de rocha no interior da parede. O objetivo foi de simular condições reais, pois esse material (lã de rocha) é frequentemente aplicado nas paredes de dry-wall com a função de absorção acústica na cavidade entre as duas lâminas de gesso. As propriedades dos materiais foram definidas conforme referência na mesma NBR 15.220 (Tabela 1) para aplicação nos modelos simulados. Tabela 1: Propriedades térmicas dos materiais considerados nos modelos Material

Esp. Cm

Massa esp. kg/m³

Calor Esp. J/kgK

Abs. Solar

1,5 12 3,5 12

Cond. Térmic a W/mK 1,15 1,75 0,14 0,90

Argamassa Concreto Madeira Tijolo de 9 furos Tijolo 6 furos Gesso (drywall) Lã de Rocha

2000 2300 600 1500

1000 1000 2300 920

0,01 0,01 0,01 0,01

0,90

1500

920

0,01

1,5

0,60

1500

1000

0,01

3,5

0,04

1000

0,1

Fonte: NBR 15.220-2, ABNT, 2005

Resultados

Os resultados de simulação para ano inteiro foram registrados em planilhas hora a hora e organizados por médias mensais. A escolha se deu por acompanhar a forma de representação adotada pela Norma. Os resultados foram reordenados em ordem crescente da temperatura de bulbo seco do ar externo, para que se possa observar a partir de qual temperatura externa, tanto limite inferior quanto superior, atinge-se o conforto térmico no interior do edifício. Os resultados das temperaturas internas do edifício foram comparados ao esperado na Zona de Conforto Térmico, que em todos os gráficos está representada pela região hachurada. Os valores considerados são no intervalo de 17° C e 25° C, conforme a Norma estabelece [2]. O objetivo do emprego das estratégias recomendadas é de fazer o ar interno, na sua média diária, permanecer dentro dos limites de conforto térmico pelo maior número de horas possível.

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Zona de Massa Térmica para Aquecimento A Zona de Massa Térmica para aquecimento, de acordo com a NBR 15.220, é aquela compreendida entre as temperaturas de bulbo seco de 14 °C a 17 °C com umidade relativa do ar de 80% (Figura 2). Para esta simulação foram mantidas as características da parede externa e cobertura, mas alteradas as características das paredes internas. Na simulação do apartamento com adição de massa nas paredes internas foram adotados como materiais aqueles da alvenaria tradicional (tijolos cerâmicos furados) e o dry-wall (gesso acartonado). Figura 2- Carta Bioclimática Zona Bioclimática 01 adaptada Fonte: Adaptação ABNT, 2005

A zona de massa térmica considerada para a análise é uma das estratégias bioclimáticas recomendadas para a Zona Bioclimática 01, na qual Curitiba está inserida. Para a cidade são determinadas, como pode se verificar pela Figura , as seguintes cinco estratégias: a) Zona de Aquecimento Artificial, onde o uso de aquecimento artificial será necessário, representada pela letra "A”; b) Zona de Aquecimento Solar da Edificação, representada pela letra "B", onde a forma, orientação e a implantação da edificação, além da correta orientação das superfícies envidraçadas, podem contribuir para aperfeiçoar o seu aquecimento no período frio pela radiação solar; c)

Zona de Massa Térmica para Aquecimento, com a adoção de paredes internas pesadas, representada pela letra "C” e;

d) Zona de Desumidificação, onde a renovação de ar interno por ventilação ajuda na sensação de conforto, esta, representada pela letra "F". Para este artigo simulações foram realizadas apenas para aquelas relacionadas às estratégias de adição de massa térmica para aquecimento.

No caso da simulação com paredes em alvenaria tradicional, foi comparada a performance térmica da parede interna de 12 centímetros com a de 15 centímetros. As dimensões foram mantidas dentro de um padrão de normalidade, pois se entende que a adição excessiva de massa nas paredes internas poderia acarretar em uma sobrecarga da estrutura do edifício e, portanto, não seria viável do ponto de vista financeiro. Na simulação da alvenaria tradicional com espessura total de 12 cm, se obteve conforto térmico para as temperaturas do ar externo maiores que 14,25 °C (Gráfico 1). Na simulação para alvenaria interna de 15 cm (Gráfico ), o conforto foi atingido quando a temperatura do ar externo era de 14,50 °C. Em ambas o limite superior não foi encontrado, pois mesmo sob a maior temperatura média mensal (21 °C) não foi ultrapassada a faixa de conforto. O que se verificou, portanto, é que a adição de massa (3 centímetros) da alvenaria interna pouco influenciou no resultado, sendo que mesmo com a parede de 12 centímetros o conforto no espaço interno foi atingido nas áreas de permanência com TBS externo de 14,25 °C de média mensal, quando simulado com orientação 0°, portanto aproximadamente dentro da faixa esperada pelo Diagrama. (Figura 2) A segunda simulação realizada para esta Zona foi a com alteração de material e espessuras. Usando o mesmo conceito de adição de massa térmica para aquecimento, ou seja, aumento da massa das paredes internas para aumento da inércia térmica utilizou-se dry-wall, conhecido também como gesso acartonado. Foram simuladas as espessuras de 7 cm (Gráfico ) e 10 cm (Gráfico ).

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Gráfico 1- Temperaturas médias mensais do edifício com paredes internas em alvenaria interna de espessura de 12 cm e rotação de 0° Fonte: Elaborado pelos autores

Gráfico 2- Temperaturas médias mensais do edifício com paredes internas em alvenaria interna de espessura de 15 cm e rotação de 0° Fonte: Elaborado pelos autores

Gráfico 3 - Temperaturas médias mensais do edifício com paredes internas em Dry-wall de espessura de 7 cm e rotação de 0° Fonte: Elaborado pelos autores ______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

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Gráfico 4 - Temperaturas médias mensais do edifício com paredes internas em Dry-wall de espessura de 10 cm e rotação de 0° Fonte: Elaborado pelos autores

Gráfico 5 - Temperaturas médias mensais do edifício com paredes internas em Dry-wall de espessura de 7 cm com lã de rocha e rotação de 0° Fonte: Elaborado pelos autores

Gráfico 6 - Temperaturas médias mensais do edifício com paredes internas em Dry-wall de espessura de 10 cm com lã de rocha e rotação de 0° Fonte: Elaborado pelos autores

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Diferentemente da simulação para alvenaria, a simulação com dry-wall, na Z7, atingiu uma ligeira faixa de temperatura acima da Zona de Conforto Térmico. O que indica que a adoção de paredes de dry-wall com espessuras maiores do que 10 cm ultrapassam a faixa de conforto térmico, ou 25°C interno. Um terceiro grupo de simulação foi feito. Foram simuladas as paredes de dry-wall com a cavidade interna preenchida de lã de rocha. Foi mantida a massa e espessura total das paredes internas. A função da lã de rocha é acústica, porém se obteve algum resultado no âmbito do conforto térmico devido a este material, conforme se verifica no Gráfico , para parede de 7 cm de espessura e Gráfico , para parede de 10 cm de espessura. Ao se comparar o resultado para a Z7 (salas e cozinha) com as paredes de dry-wall com 7 cm e 10 cm ambas preenchidas com lã de rocha o que se encontra são valores semelhantes às demais simulações, o que indica que a adição dos 3 cm de lã de rocha das cavidades não tem influência relevante para a inércia térmica. Em média a diferença da temperatura com a adição dos 3 cm de parede é de 0,08 °C. O mesmo pode ser inferido entre a diferença da adição da lã de rocha para cada espessura. A presença ou não da lã incorre em uma diferença média de apenas 0,09 °C para as duas espessuras A faixa da Zona de Massa para Aquecimento Térmico descrita em Norma, portanto é parcialmente conferida. A tabela resumo dos resultados mostra que o limite máximo não se aplica para as espessuras de parede simuladas já que o estipulado no Diagrama é 17 °C para 80% de umidade, conforme considerado neste trabalho (Tabela ). 5.

Discussão dos Resultados

Os resultados de temperatura dos ambientes internos foram avaliados em comparação com as temperaturas esperadas pelo Diagrama Bioclimático estabelecido em Norma. Os limites encontrados na simulação foram diferentes dos esperados e a adição de massa térmica, recomendada pela Norma não se mostrou eficiente. As propriedades térmicas dos materiais são a maior influência nos modelos simulados. Deve se

destacar, no entanto, que os valores considerados podem possuir imprecisão. Isso se deve ao grande intervalo que a Norma estabelece para cada propriedade do material e também pela falta de informação sobre as características por parte dos fabricantes. Tabela 2 - Limites inferior e superior da Zona de Massa Térmica para Aquecimento Construção Alvenaria Tradicional Alvenaria Tradicional Dry-wall Dry-wall Dry-wall com lã de rocha Dry-wall com lã de rocha

Espessura Total da Parede (cm) 12

Limite Inferior (°C) 14,25

14,50

7 10 7

14,50 14,50 14,25

Limite Superior (°C) Não conclusivo Não conclusivo 21 21 21

14,25

20,75

Fonte: Elaborado pelos autores

Paralelamente a isso, os geradores de calor e a ventilação que foram considerados igualmente para todos os modelos podem ter influenciado no resultado. De acordo com Balvedi (2018), a ocupação dos ambientes de longa permanência pode ser destacada por sua influência sobre o desempenho térmico, visto que além de afetar a carga térmica interna, a ocupação é condicional por manter as janelas abertas, por exemplo. Ou seja, a ocupação influencia significativamente no desempenho térmico do edifício. 6.

Conclusão

O que se conclui dessa análise é que a adição de massa térmica dentro de parâmetros reais não significou uma relevante diferença no desempenho térmico do edifício, conforme indica a NBR 15.2203, pois todos os resultados foram similares. A média de diferença entre todos os materiais é de apenas 0,12 °C. A maior diferença que se observa nos resultados é entre o uso de alvenaria tradicional e dry-wall, sendo possível concluir que a utilização do dry-wall nas paredes internas do modelo simulado demonstrou ser mais adequado, do que a alvenaria tradicional mesmo quando essa tiver maior espessura. Ressalta-se aqui que a diferença de

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massa entre o dry-wall e alvenaria. O dry-wall é aproximadamente quatro vezes mais leve do que a alvenaria. Os melhores resultados obtidos na simulação foram para a construção com parede leve externa, cobertura leve isolada e paredes internas de drywall com a cavidade preenchida com lã de rocha e espessura total da parede de 7 cm. O que se observa, no entanto, é que na maior parte do ano a temperatura média mensal do ar interno do edifício está dentro da Zona de Conforto Térmico. Apenas entre os meses de junho e agosto a temperatura fica abaixo do limite inferior de conforto (17 °C) e ainda assim não chegam à média de 15 °C. A pequena diferença de temperatura interna entre todos os tipos de construção simulados indica que a utilização de paredes de 12 e 15 cm de alvenaria ou de 7 e 10 cm de dry-wall com ou sem lã de rocha são adequadas à Zona Bioclimática 01, usando como base do estudo o município de Curitiba.

[4] ABNT NBR 15575-1. Edificações habitacionais – Desempenho Parte 1: Requisitos gerais. 2013 [5] ABNT NBR 15575-4. Edificações habitacionais – Desempenho Parte 4: Requisitos para os sistemas de vedações verticais internas e externas. 2013 [6] BANCO DE DADOS DE TEMPERATURA E UMIDADE. Disponível em: http://www.inmet.gov.br/portal/index.php?r=clima /. INMET, 2018. Acesso em março, 2018. [7] U.S. DEPARTMENT OF ENERGY. Energy Plus, v.8.3 Weather Data. Disponível em https://energyplus.net/weatherlocation/south_america_wmo_region_3/BRA//BRA Curitiba-Afonso.Pen.838400_SWERA, 2016 [8] BALVEDI, Bruna Faitão et al. Identificação de perfis de comportamento do usuário para edificações residenciais multifamiliares e naturalmente ventiladas em Florianópolis. Ambiente Construído, Porto Alegre, v. 18, n. 3, p. 149-160, Set. 2018.

O aspecto mais relevante da conclusão é que o edifício, com paredes externas leves e cobertura leve isolada [2], já apresenta capacidade térmica suficiente para se caracterizar como dentro da zona de massa térmica para aquecimento, independendo de usar paredes internas pesadas ou leves. Isto contraria a recomendação da norma NBR 15.220 de “paredes internas pesadas” para a Zona Bioclimática 01. 7.

Agradecimento

Os autores agradecem ao Programa de Mestrado de Construção Civil da UFPR pela oportunidade de desenvolver a presente pesquisa. 8.

Referências

[1] GIVONI, B. Comfort, climate analysis and building design guidelines. Energy and Building, v.18: p. 11-23. 1992 [2] ABNT NBR 15220-3. Desempenho Térmico de Edificações- Parte 3: Zoneamento Bioclimático Brasileiro e diretrizes construtivas para habitações unifamiliares de interesse social. 2005 [3] KRUGER, Eduardo Leite et al. Calibração do índice de conforto para espaços externos Physiological Equivalent Temperature (PET) para Curitiba. Ambiente Construído, Porto Alegre, v.18, n. 3, p.135148, Set. 2018. ______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

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GESTÃO DA ENERGIA NA INDÚSTRIA ENERGO-INTENSIVA: DESENVOLVENDO UM MAPA CONCEITUAL

Vilson Roiz Gonçalves Rebelo da Silva1, Eduardo de Freitas Rocha Loures2, Edson Pinheiro de Lima3 & Sergio Eduardo Gouvêa da Costa4. Universidade Federal do Paraná (UFPR), Curitiba, Brasil 1vilroiz@eletrica.ufpr.br, Pontifícia Universidade Católica do Paraná (PUC-PR), Curitiba, Brasil 2eduardo.loures@pucpr.br, 3e.pinheiro@pucpr.br & 4s.gouvea@pucpr.br

Resumo Este artigo apresenta o desenvolvimento de um mapa conceitual sobre a gestão da energia aplicada à indústria. A questão energética assume atualmente grande relevância, em especial para as designadas indústrias energo-intensivas, relacionadas a um elevado consumo energético associado a diversos impactos ambientais. A presente pesquisa, quanto à sua natureza, caracteriza-se como básica, de abordagem exploratória justificada pela necessidade de construir conhecimento sobre o tema da gestão da energia na indústria. A metodologia prevê a utilização de uma ferramenta computacional designada CMap Tools, que auxilia na representação gráfica do mapa conceitual proposto. O mapa conceitual - fundamentado na norma ISO 50001 e práticas bem sucedidas da gestão da energia descritas na literatura científica, está direcionado a uma concepção de processo, abrangida pela disciplina gerencial designada Business Process Management. O mapa conceitual tem como propósito explicitar as relações que se estabelecem entre as partes interessadas, intraorganizacional e os principais atores externos envolvidos em um sistema de gestão da energia. Devido à forma como as áreas internas e organizações externas se relacionam, a estrutura de representação em “Spider” é a mais adequada. O trabalho desenvolvido representa um sistema de gestão da energia para a indústria energo-intensiva de forma clara (conceitual e visualmente), ordenada, unificada, harmoniosa e com equilíbrio na distribuição de seus elementos, funcionando como um passo inicial na criação de uma ontologia para esta área de conhecimento. Palavras chave: Sistema de gestão da energia, Indústrias energo-intensivas, Mapa conceitual. 1.

Introdução

As questões econômicas, ambientais e energéticas têm impulsionado principalmente as indústrias a adotarem novas práticas e melhor gestão da energia. As empresas tem o objetivo de reduzir custos, ganhar competitividade, atender os anseios dos consumidores e stakeholders (grupos de interesse) por uma imagem amigável com relação a questões ambientais e a sustentabilidade do planeta. As indústrias de uso intensivo de energia também designadas Indústria Energo-Intensiva (IEI) (cimento, ferro e aço, papel e celulose, petroquímica, química, alumínio e vidro) são empresas de grande porte desempenhando papel

relevante no desenvolvimento dos países. Entretanto, estão relacionadas a um grande consumo da energia e sujeita a grandes impactos ambientais. A energia referida neste trabalho de pesquisa é adotada nas suas diversas formas, tais como: eletricidade, combustíveis, vapor, calor, ar comprimido e outras formas análogas que podem ser compradas, armazenadas, processadas, utilizadas em equipamentos ou em um processo, ou recuperadas. A gestão da energia é um campo de conhecimento interdisciplinar, relativamente novo e pouco explorado na literatura científica com relação a aspectos organizacionais. As pesquisas

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sobre a gestão da energia nas indústrias estão preponderantemente focadas em melhorias de sistemas e aspectos tecnológicos relativos à eficiência energética. As dificuldades descritas na literatura científica para uma bem sucedida gestão da energia na indústria apresentam-se na forma de barreiras que podem ser de origem: (i) externa, tais como: mercado, governo/política, fornecedores, tecnologia/serviços, projetistas, fabricantes, fornecedores de energia e financiadores; (ii) intraorganizacional: na perspectiva econômicocomportamental e organizacional. Em relação às barreiras organizacionais destacam-se diferentes aspectos: (i) falta de um efetivo gerenciamento interno na empresa; (ii) complexa cadeia de decisão; (iii) ausência de poder e influência do gestor energético; (iv) cultura organizacional que conduz à negligência de aspectos energéticos e ambientais; (v) pequena importância do programa de eficiência energética (não é o negócio principal da empresa). [1], [2], [3], [4], [5], [6]. Recentemente, foi publicada a norma padrão de gestão da energia ABNT NBR ISO 50001:2011 Sistemas de gestão da energia - Requisitos com Orientação para Uso [7], com diretrizes e especificações de requisitos para o estabelecimento, implementação, manutenção e melhoria de um sistema de gestão da energia. Além disso, há na indústria um histórico que remonta à década de 1980, de algumas iniciativas e práticas bem sucedidas de gestão da energia que precisam ser atendidas. A necessidade da elaboração do mapa conceitual surge do anseio de se aglutinar os requisitos previstos na norma internacional ISO 50001, com as iniciativas e as práticas bem sucedidas, realizadas na indústria e descritas na literatura científica, a fim de possibilitar um melhor entendimento e permitir a realização de uma análise granular da gestão da energia na indústria. O mapa também está sendo apresentado como um desdobramento de pesquisa sobre um Sistema de Gestão da Energia (SGE) em IEI e atendendo a uma proposição de concepção de processo conforme disciplina gerencial designada de Business Process Management (BPM).

Metodologia

A presente pesquisa, quanto à sua natureza, caracteriza-se como básica, de abordagem exploratória, justificada pela necessidade de construir conhecimento sobre a gestão da energia na indústria. A metodologia prevê a utilização de uma ferramenta computacional designada CMap Tools, que auxilia na representação gráfica do mapa conceitual proposto. O mapa conceitual está amparado em uma concepção de processo para o SGE, fundamentado na norma ISO50001, atendendo as boas práticas citadas na literatura cientifica. Os objetivos específicos estabelecidos são: (i) descrever o diagrama básico de um SGE atendendo requisitos da norma ISO 50001 práticas bem sucedidas da gestão da energia e concepção de processo; (ii) analisar e categorizar os dados de um SGE para as IEI; (iii) elaborar um mapa conceitual de um sistema de gestão da energia, explicitando as relações existentes entre os atores principais. Fundamentação O objetivo de um Sistema de Gestão da Energia (SGE) é habilitar organizações a estabelecerem sistemas e processos necessários para melhorar o desempenho energético, incluindo eficiência energética, uso e consumo de energia. Com respeito às barreiras organizacionais, anteriormente citadas, as mesmas podem ser melhor estudadas e compreendidas em uma abordagem de engenharia organizacional (EO). Em estudos prévios [8] foi realizada uma proposição de concepção (desenho) de processo para um SGE nas IEI, conforme a disciplina gerencial designada Business Process Management (BPM). Dessa forma, tendo-se como guia e fundamentos : (i) a necessidade de se aglutinar e facilitar a visualização e o entendimento dos requisitos previstos na norma ISO 50001 (ii) incorporar as iniciativas e práticas de gestão da energia bem-sucedidas já realizadas na indústria e descritas na literatura científica (iii) a concepção de processo para o sistema de gestão da energia, surge a necessidade de se desenvolver um mapa conceitual A finalidade do mapa conceitual é identificar e explicitar as relações existentes entre os principais atores envolvidos na implantação de um SGE na IEI.

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Mapa Conceitual Mapas Conceituais são estruturas hierárquicas representadas de forma gráfica que apresentam um conjunto de conceitos inter-relacionados. Por meio desta estrutura, é possível enfatizar as relações mais importantes entre estes conceitos [9], [10]. Como representações gráficas, os mapas conceituais indicam as relações existentes entre conceitos que se conectam por meio de palavras-chave. Os conceitos são incluídos em caixas (ou outras formas geométricas), e linhas fazem a ligação entre conceitos por meio de palavras ou frases de ligação. Recomenda-se que o Mapa conceitual seja elaborado após a maturidade da ideia. Construção de Mapas Conceituais A construção de um mapa conceitual envolve a identificação dos conceitos ou ideias pertencentes a um assunto e a descrição das relações existentes entre essas ideias na forma de um desenho esquemático [9]. Os conceitos devem se relacionar de forma coerente (segundo um ordenamento lógico), e as palavras ou frases utilizadas para relacionar estes conceitos devem permitir a construção de frases com significado lógico e proposicional. Assim, a estrutura do mapa conceitual permitirá explorar eficientemente todas as relações existentes entre os conceitos. Frases comuns utilizadas para relacionar os conceitos de mapas conceituais são: é composto por, depende de, é influenciado por, inclui, causa, entre outros [9]. Existem diferentes tipos de mapas conceituais, que podem ser classificados de acordo com sua estrutura básica ou forma de apresentação. As classificações estruturais para os mapas conceituais são: • Estrutura em teia (spider): Organiza a informação de forma radial, onde o tema principal é colocado no centro do mapa; • Estrutura hierárquica (hierarchical): Apresenta a informação em ordem hierárquica, de acordo com o nível de importância dos conceitos (a informação mais relevante é colocada no início da cadeia hierárquica); • Estrutura Flowchart: Organiza a informação em formato linear, ordenando os conceitos em uma sequência lógica (semelhante a um livro);

• Estrutura Conceitual (Systems): Organiza a informação em forma de fluxograma, mantendo a possibilidade de inserção e exclusão de conceitos. Quanto à forma de apresentação, os mapas conceituais podem ser classificados como: • Paisagem: Utilizados em situações onde há a necessidade de apresentar a informação em contextos panorâmicos; • 3D (multidimensional): Apresenta as relações entre conceitos de forma tridimensional. Permite representar e explorar relações não atendidas pelos mapas conceituais em duas dimensões; • Mandala: Apresenta as informações em formatos geométricos, proporcionando um efeito visual que permite representar o processo de pensamento do indivíduo. Ferramentas Computacionais Conceituais

para

Mapas

Ferramentas computacionais (softwares) são utilizadas para a criação de mapas conceituais nas suas diversas formas. Tais ferramentas permitem que mapas conceituais sejam concebidos de maneira rápida e intuitiva. Entre as diversas ferramentas para mapas conceituais disponíveis atualmente no mercado, destacam-se: A. CMap Tools: Software gratuito desenvolvido pelo Institute for Human Machine Cognition da Universidade do Oeste da Flórida sob a supervisão do Dr. Alberto J. Cañas, referência mundial neste campo de conhecimento. Possui aplicações na elaboração e representação gráfica de mapas conceituais. Por ser gratuito e largamente utilizado no meio acadêmico, foi o software adotado para a elaboração do mapa conceitual neste trabalho; B. Inspiration: Desenvolvido pela Inspiration Software, é similar ao CMap Tools, porém é necessário adquirir a licença para utilizá-lo [10], [11]; C. Mind Meister: Ferramenta online utilizada na elaboração de mapas conceituais. Possui versões gratuitas e pagas, de acordo com a aplicação e o perfil do utilizador [12]. 3.

Desenvolvimento

Mapa conceitual para o SGE Descrição do Diagrama Básico

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O projeto (concepção) de um processo de gestão da energia na dimensão BPM aplicado nas IEIs, fundamentado na norma ISO50001 e em boas práticas descritas na literatura científica, conduz à necessidade de caracterizar os principais atores envolvidos, ou seja, as áreas funcionais internas e organizações externas. Os atores selecionados internamente foram às áreas funcionais que têm maior contribuição, da afinidade e do envolvimento com o processo da gestão da energia. São eles: (i) Alta Direção - AD (diretoria selecionada); (ii) Equipe de Gestão da Energia (EGE) /gestor energético, (iii) engenharia; (iv) manutenção; (v) produção; (vi) administração. Também foram identificadas externamente empresas, concessionária de energia elétrica e gás, comercializadora de energia elétrica e empresas de serviços de conservação de energia (ESCO). As áreas da Alta Direção - AD (diretoria selecionada) e Equipe de Gestão da Energia (EGE) /gestor energético são proposições formuladas pela norma ISO 50001. As organizações externas e áreas funcionais internas foram categorizadas e representadas em função de seu nível hierárquico para a gestão da energia (sentido horário a partir da área funcional alta direção), conforme mostrado na Figura1.

Figura 1: Diagrama de Representação Geral de Áreas Funcionais do Sistema de Gestão da Energia Proposto. Fonte: Elaborado pelos autores.

Analisar e Categorizar Dados A análise e categorização dos dados que compõem o mapa conceitual da gestão da energia nas IEI foram realizadas seguindo a concepção do processo de gestão da energia anteriormente citado, descrevendo os principais atores e as partes interessadas em um arranjo conforme as

organizações externas e as áreas funcionais internas (intraorganizacional). Os conceitos referentes às organizações externas às áreas funcionais intraorganizacionais serão descritas detalhadamente a seguir, e o mapa conceitual completo está apresentado na Figura 4 do Apêndice A deste trabalho. Organizações Externas As organizações externas envolvidas no SGE, propostas por [8], para a composição do modelo de gestão da energia para as IEI e que constarão no mapa conceitual, estão listadas a seguir [7], [13], [14], [15]: Concessionária de energia: Agente titular de serviço público federal, delegado pelo poder concedente mediante licitação. Pode ser geradora, distribuidora ou transmissora de energia elétrica [16]. Quando atua como distribuidora de energia elétrica, é responsável por estabelecer a conexão física dos consumidores de energia com o sistema elétrico; Concessionária de gás: Agente titular de serviço público federal, delegado pelo poder concedente mediante licitação. Explora o serviço público de fornecimento de gás natural canalizado para indústrias, residências, estabelecimentos comerciais e veículos. Comercializadoras de energia: São pessoas jurídicas especialmente constituídas para comprar e vender energia elétrica para concessionárias, autorizadas ou para consumidores livres [16]. Diferentemente dos agentes de geração, comercializadoras não possuem usinas para produzir energia elétrica, assim, adquirem energia elétrica de diferentes fornecedores de forma a oferecer um portfólio diversificado de produtos a seus consumidores, reduzindo os custos de transação e, consequentemente, promovendo o encontro eficiente entre geradoras e consumidores de energia elétrica. Portanto, a comercializadora atua gerindo riscos de volume e preço para geradores e consumidores do mercado livre de energia. O ambiente de contratação livre é o segmento do mercado no qual se realizam as operações de compra e venda de energia elétrica, objeto de contratos bilaterais livremente negociados conforme regras e procedimentos de comercialização específicos. Apesar de não

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possuírem ativos de geração, a operação das comercializadoras é fortemente regulada pela ANEEL [17]; ESCO (Energy Services Company): Empresa de engenharia especializada em serviços de conservação de energia nas suas diversas formas (elétrica, térmica), que pode também incluir utilidades, tais como água e gás [18]. Tem como principal função promover a eficiência energética nas instalações de seus clientes [15]. As ESCOs atendem os mais diversos segmentos de mercado (público, industrial, comercial e residencial), atuando no desenvolvimento de projetos de eficiência energética e de redução de emissões, também na instalação e manutenção de equipamentos e no monitoramento e verificação da economia energética gerada por estas ações [19]. Entre as várias atividades que podem ser realizadas por uma ESCO, destaca-se a revisão energética (realizar ou auxiliar na realização da mesma), quantificar o consumo energético de uma indústria e identificar as oportunidades de eficiência energética a fim de reduzir gastos e melhorar o desempenho energético da planta [14]. As ESCOs podem também desenvolver atividades sob a forma de contratos de desempenho (modalidade “no cure, no pay”), onde os serviços prestados pela ESCO são pagos com base em um percentual (definido em contrato) da economia energética gerada pelas ações de eficiência energéticas aplicadas a determinada organização [20]. Dependendo do tipo de indústria abordado, as organizações externas envolvidas no SGE podem sofrer alterações, principalmente no que diz respeito a concessionárias de utilidades, como gás.

de cada área funcional são apresentadas de acordo com seu nível de importância (da maior importância para a menor) e em função da ordem de precedência das ações durante a implementação e condução do SGE. Intraorganizacional – AF Alta direção A área funcional alta direção (AD) originalmente proposta na norma ISO 50001 é composta por uma diretoria escolhida pela organização, ligada à área industrial, responsável por estabelecer a estratégia para a gestão da energia [16]. A alta direção de uma empresa são as pessoas que efetivamente tomam as decisões sobre o destino de uma organização e têm um papel fundamental no sistema de gestão [21]. As responsabilidades da área funcional AD para o SGE, em ordem de precedência e relevância são [7]: •

Demonstrar comprometimento em apoiar o SGE a melhorar continuamente sua efetividade;

•

Definir, estabelecer, implementar e manter uma política energética (política energética diz respeito à declaração da organização sobre suas intenções e diretrizes gerais relacionadas com seu desempenho energético) [22];

•

Considerar estratégias energéticas de longo prazo;

•

Designar um representante e aprovar formação da equipe de gestão da energia;

•

Identificar o escopo e as fronteiras a serem tratados pelo SGE (o escopo diz respeito à abrangência do SGE, cujas fronteiras referem-se aos limites físicos e organizacionais estabelecidos para o SGE);

•

Prover recursos para estabelecer, implementar, manter e melhorar o SGE;

•

Aprovar a revisão energética, objetivos, metas energéticas e planos de ação estabelecidos no SGE;

•

Garantir o estabelecimento de objetivos e metas energéticas e planos de ação para o SGE (objetivos energéticos referem-se aos resultados ou realizações estabelecidos para atender à política energética) [22];

Intraorganizacional: Áreas Funcionais As áreas internas à organização são os principais atores envolvidos no SGE. Culturalmente, as indústrias brasileiras estão internamente divididas em áreas funcionais (AF), cujos papéis e responsabilidades são bem definidos dentro das organizações. Para que o modelo proposto possa ser aplicado em organizações com outros tipos de divisões internas, são necessárias adaptações. As atribuições

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•

Conduzir revisões gerenciais, auditorias internas e análises críticas do SGE, a fim de verificar se os objetivos e metas estabelecidos estão sendo/serão cumpridos;

•

Comunicar a importância da gestão da energia para a organização.

utilidades, que corresponde à administração da energia elétrica, gás, água, etc.

Como forma de incentivo, a AD pode também oferecer recompensas, bônus e prêmios à EGE em resposta ao bom desempenho do SGE. Intraorganizacional – AF Equipe de Gestão da Energia / Gestor Energético A Equipe de Gestão da Energia (EGE) originalmente proposta pela norma ISO 50001 é composta pelas pessoas responsáveis pela efetiva implementação das atividades de gestão da energia e pela obtenção de melhorias de desempenho energético. As principais normas de gestão da energia preconizam a utilização de equipes de gestão da energia, por ser esta a estrutura menos onerosa para a implementação e manutenção de um SGE [7], [23], [24]. Inicialmente, o Gestor Energético nomeado pela AD seleciona funcionários de toda a empresa para compor uma equipe multifuncional, designada EGE. Esta equipe pode ser composta por elementos (pessoas) de quaisquer áreas funcionais da organização, sendo recomendadas, conforme o relatório “Teaming up to Save Energy” [25], as seguintes categorias funcionais: (i)

Engenharia elétrica / mecânica;

(ii)

Engenharia de processos;

(iii)

Administrativo e Compras;

(iv)

Financeiro/Contabilidade;

(v)

Operação e Manutenção;

(vi)

Serviços Gerais;

(vii)

Recursos Humanos;

(viii)

Saúde e Segurança Ocupacional;

(ix)

Supervisor Elétrico mostradas na Figura 2.

que

estão

Em várias organizações, também pode ser empregado um responsável pela área de

Figura 2: Proposição de Formação para a Equipe de Gestão da Energia. Fonte: Adaptado pelos autores com base em EPA, 2006 [25].

A EGE, juntamente com o gestor energético, compõe a área funcional EGE/gestor energético. As atribuições da área funcional EGE/gestor energético no SGE são: •

Definir os papéis, responsabilidades, posições e autoridades, bem como coordenar o funcionamento da EGE. Tais atividades são de exclusiva responsabilidade do gestor energético [26], [7].

•

Elaborar o plano de trabalho, incorporando o acompanhamento das faturas de energia elétrica, gás, combustíveis e água [27], [28];

•

Documentar o SGE, incluso o manual de energia, e comunicar as ações tomadas a toda a organização [7], [27];

•

Conduzir cursos e treinamentos, bem como ações relacionadas à segurança ocupacional e saúde do trabalho [28]. Os aspectos relacionados a questões de segurança ocupacional e saúde do trabalho no trato com as diversas formas de energia (eletricidade, calor, vapor, ar comprimido, entre outros) requerem especial atenção por parte de empresas privadas e públicas, aos padrões e normas reguladoras vigentes. No Brasil, as normas regulamentadoras (NR) relativas à

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segurança e saúde do trabalho são de observância obrigatória, e entre elas destacamse: (i) NR10 – Segurança em instalações e serviços em eletricidade; (ii) NR12 – Segurança no trabalho em máquinas e equipamentos; (iii) NR13 – Caldeiras, vasos de pressão e tubulações. O não cumprimento das disposições legais e regulamentares acarretará ao empregador a aplicação das penalidades previstas na legislação vigente [29], [30], [31], [32]; •

Conduzir a definição dos objetivos, metas energéticas e planos de ação [27] e [28];

•

Conduzir uma revisão energética inicial detalhada, estilo auditoria energética, que pode ser apropriadamente desenvolvida pela AF Engenharia [26];

•

Coordenar atividades relacionadas às certificações energéticas [8], [28], [33]. A EGE pode acrescentar às atividades do SGE, além da análise do desempenho energético dos sistemas de produção (onde estão disponíveis as maiores oportunidades para a realização de eficiência energética), atividades de certificações energéticas (Leed, AQUA, etc.) para outros tipos de edificações existentes na organização. Tais atividades têm o intuito de melhorar o desempenho energético das instalações da organização como um todo, demonstrando para a comunidade, parceiros e fornecedores a preocupação da organização com questões energéticas. No Brasil, o selo Procel de economia de energia (criado pelo Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica – Procel) permite ao consumidor conhecer, entre os equipamentos e eletrodomésticos à disposição no mercado, os mais eficientes e que consomem menos energia. Da mesma forma, o selo Procel Edificações mede o grau de eficiência energética das edificações brasileiras [34];

•

Coordenar a contabilização de emissões de gases de efeito estufa (GEE) [18], [24], [19]. A contabilização de emissões de Gases de Efeito Estufa possibilita melhorias na gestão operacional e na eficiência energética da planta, pois o conhecimento gerado pela gestão das emissões pode servir de base para o planejamento estratégico, possibilitando

melhorias nas gestões administrativa, operacional e financeira, bem como na racionalização do uso de insumos e na otimização do consumo de energia em uma empresa [35]; •

Coordenar o Benchmarking energético [8], [28], [33]. Benchmarking é o processo contínuo de avaliação de produtos, processos ou serviços em relação aos principais competidores ou às práticas habituais de mercado, ou seja, define um nível típico de consumo, permitindo a rápida comparação, avaliação e identificação de potencial para melhorias. Conforme o Energy Star Guidelines for Energy Management, as principais etapas do benchmarking incluem: (i) Determinar o nível de benchmarking (por exemplo - equipamento, linha de processo, fabril ou organizacional); (ii) desenvolver métricas; (iii) conduzir comparações; (iv) acompanhar o desempenho ao longo do tempo [36], [37]. O benchmarking do uso industrial de energia, ou benchmarking energético, realiza-se ao comparar o consumo energético de plantas com características semelhantes em função de seus volumes totais de produção, ou em função do número total de plantas que operam com o mesmo nível de eficiência ou inferior [38]. O benchmarking energético pode ser usado como uma ferramenta para comparar o desempenho energético de determinada empresa com o de seus concorrentes, de forma a estimar o potencial de economia de energia, favorecendo reduções no consumo energético e na emissão de gases do efeito estufa (GEE), sendo assim uma importante ferramenta para a implantação de programas de eficiência energética em qualquer tipo de indústria [37], [39], [40], [41];

•

Coordenar atividades de implementação/ operação e verificação, adotando procedimentos de medição através do protocolo internacional de medição e verificação de desempenho (PIMVP) ou normas específicas, como a ISO 50015:2014 [2], [42];

•

Coordenar o atendimento a requisitos legais com relação a aspectos energéticos. Trata-se de requisitos internacionais, nacionais, regionais e locais relacionados à energia que se aplicam ao escopo de um sistema de gestão da energia. Exemplos de requisitos legais podem incluir

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uma lei ou regulamentação nacional de conservação de energia. Exemplos de outros requisitos podem incluir acordos com clientes, princípios ou códigos de boas práticas, programas voluntários e outros. Intraorganizacional – AF Engenharia A área funcional da engenharia, entre outras atividades, tem atribuições de: (i) estudo; (ii) planejamento; (iii) projeto; (iv) especificação; (v) execução; (vi) instalação; (vii) montagem; (viii) fiscalização de obras em várias técnicas especializadas (elétrica, mecânica, produção, civil, ambiental, etc.). A engenharia no que se refere ao SGE deve realizar uma etapa fundamental para a implementação do sistema de gestão da energia proposto, que é a implementação do processo da revisão energética. A revisão energética, também designada auditoria energética ou diagnóstico energético, constitui-se de um “processo chave” que “abre as portas” para a organização analisar o uso e consumo de energia de suas instalações, identificar as áreas de uso significativo de energia, determinar seu desempenho energético atual, estimar o uso e consumo de energia futuros, identificar e registrar as oportunidades de melhoria de desempenho energético existentes. As informações obtidas na etapa da revisão energética são fundamentais para as etapas posteriores do SGE, e auxiliarão no estabelecimento da linha de base energética (LBE), na identificação de indicadores de desempenho energético (IDE) e na definição dos objetivos, metas e planos de ação para o SGE [7]. Inicialmente, a engenharia deve verificar a necessidade de contratação de uma empresa de serviços de conservação da energia (ESCO) para dar apoio às atividades de revisão energética. Caso não haja a necessidade de contratação de ESCO para tal, a engenharia deve assumir a responsabilidade de realizar a revisão energética (RE). Também é responsabilidade da engenharia, analisar e definir quais simuladores (Software Tools) são adequados para auxiliar na diagnose, modelagem, e análise estatística do sistema energético onde será implementado o SGE.

Simuladores são ferramentas computacionais utilizados como auxiliares no planejamento energético, na procura por oportunidades de eficiência energética e na realização de projetos de eficiência [2]. Os softwares Tools podem ser disponibilizados gratuitamente por entidades governamentais em países que possuem sistemas desenvolvidos de gestão da energia (Japão, Estados Unidos, Dinamarca, Brasil, Reino Unido, entre outros), entre os quais se destacam o DOE AMO (Department of Energy Advanced Manufacturing Office) e Energy Star nos Estados Unidos e o Procel (Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica) no Brasil. Tais ferramentas computacionais podem também ser desenvolvidas e comercializadas por empresas privadas atuantes na área de melhorias do desempenho energético de organizações. Entre os simuladores que podem ser aplicados a indústrias, disponibilizados pelo DOE AMO nos Estados Unidos, destacam-se [43]: •

•

AIRMaster+: Ferramenta on-line que auxilia na análise do uso da energia e permite identificar oportunidades de melhorias em sistemas industriais de ar comprimido; Energy Performance Indicator Tool: Ferramenta de análise que permite estabelecer a linha de base de consumo energético, bem como mapear o progresso anual de melhoria da eficiência energética em plantas industriais; Fan System Assessment Tool: Ferramenta on-line que permite avaliar o consumo energético e identificar oportunidades de melhorias em sistemas industriais de ventilação.

Entre os simuladores disponibilizados pelo PROCEL que possuem aplicações na indústria, destacam-se [44]: i. BDmotor: Programa para avaliação de comparação e dimensionamento de motores elétricos; ii. DiaLUX: Software para cálculo luminotécnico, permite avaliar a eficiência energética dos sistemas de iluminação em edificações residenciais, comerciais e industriais; iii. Domus: software de simulação higrotérmica e energética para edificações (comerciais e industriais).

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Durante a realização da revisão energética, a engenharia deve, inevitavelmente, envolver duas áreas de especialidades: engenharia elétrica e engenharia mecânica, podendo também contar com a engenharia de produção/produtos como auxílio na realização das tarefas desta etapa. A área funcional da engenharia com especialidade no campo da engenharia elétrica encarrega-se de avaliar o suprimento de energia elétrica na forma do contrato de fornecimento com a concessionária de energia local. Caso a empresa adquira energia no mercado livre, os contratos da comercializadora de energia elétrica devem ser revisados [14]. Nestes contratos, os riscos e a segurança no suprimento devem ser previstos e, se possível, deve-se buscar a renegociação de preços e modalidades tarifárias. A análise do suprimento energético de grandes indústrias impõe a necessidade da instalação de sistemas eletrônicos de medição e monitoramento (SEMMEs), avaliação da qualidade da energia utilizada e o gerenciamento de utilidades (água, gás, combustíveis) e de parâmetros ambientais. Os SEMMEs são equipamentos capazes de medir e monitorar as diversas formas de energia consumidas pela planta, realizando medições em tempo real e com recursos totais via web. No caso da organização não dispor destes equipamentos, a área funcional da engenharia deverá relatar tal situação ao gestor energético e solicitar ao departamento de compras a aquisição dos mesmos. A fim de fornecer análises automáticas em tempo real do consumo energético e de utilidades em instalações industriais, os SEMMEs operam em conjunto com softwares próprios e específicos que monitoram os processos existentes de forma a permitir a verificação da evolução do consumo energético ao longo do tempo. A utilização de SEMMEs permite: •

Acompanhar com precisão os consumos e correspondentes custos aos insumos energéticos;

•

Evitar eventuais multas relacionadas à ultrapassagem de consumo em contratos de demanda;

•

Medir parâmetros elétricos (tensão, corrente, frequência, potência consumida, fator de potência, entre outros);

•

Avaliar a qualidade da energia;

•

Quantificar e gerenciar emissões de poluentes e resíduos (parâmetros ambientais);

•

Quantificar precisamente o consumo energético por setor (medição setorial).

A medição setorizada, do inglês sub-metering, diz respeito à medição individual do consumo energético de cada uma das unidades ou processos da planta, seja para fins de rateio de consumo, atribuindo a parcela correta de consumo energético para cada centro de custo, ou para fins de verificação setorial de índices essenciais para a compreensão das variações no consumo energético diário e anual. Alguns dos sistemas eletrônicos de medição e monitoramento disponíveis no mercado podem realizar a medição setorial, se instalados individualmente nos painéis elétricos que alimentam os diversos processos ou unidades da planta. Assim, pode-se identificar e monitorar os setores que possuem maior consumo energético, que requerem atenção especial ao tomar ações de melhoria da eficiência energética, e acompanhar a evolução do consumo energético resultante de tais ações. Segundo [6], “um sistema de monitoramento que utiliza medição setorial no nível da planta é um dos principais pré-requisitos para a alocação adequada de custos de energia e adoção de um sistema de gestão da energia bem sucedido”. A partir dos dados e medidas obtidos pelos SEMMEs, é possível analisar o uso e consumo de energia na planta. Tal análise deve ser realizada pela área funcional da engenharia com especialidade no campo da engenharia elétrica, por meio de balanços energéticos, gráficos de Pareto ou análises de risco e prioridades de custo, e permite identificar o uso significativo de energia e as oportunidades de eficiência energética existentes na planta. Após a análise do suprimento energético, verifica-se a viabilidade de geração distribuída e

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cogeração nas suas diversas possibilidades na planta. Geração Distribuída (GD) é a expressão utilizada para designar a geração de energia elétrica de forma descentralizada, realizada junto ou próxima de onde a energia será utilizada, estando regulamentada no Brasil através do decreto nº 5.163/04 [45]. A GD engloba as tecnologias de geração: (i) solar; (ii) eólica; (iii) hidrelétrica com potência menor ou igual a 30 MW; (iv) termelétrica com rendimento superior ou igual a 75%; (v) termelétrica que utilize biomassa ou resíduos de processo como combustível; (vi) Armazenamento de Energia. No escopo do domínio da geração distribuída pode-se incluir o armazenamento de energia nas suas diversas formas, tais como: baterias, capacitores e volantes (flywheels). A área funcional da engenharia com especialidade no campo da engenharia mecânica deve analisar o suprimento de gás e outros combustíveis relevantes, com foco nos contratos de fornecimento (envolvendo a análise de segurança e riscos no suprimento energético). A busca por renegociações nos preços destes insumos também faz parte das responsabilidades do campo da engenharia mecânica [14]. Além disso, a área funcional da engenharia com especialidade no campo da engenharia mecânica deve avaliar os consumos significativos de gás, vapor, calor e ar comprimido, utilizando-se de planilhas eletrônicas e demais ferramentas disponíveis (software tools semelhantes aos utilizados pela área funcional da engenharia com especialidade no campo da engenharia elétrica). Nesta etapa, a possibilidade da instalação de sistemas de cogeração também deve ser avaliada. A cogeração de energia é um processo de geração combinada de calor e eletricidade, que permite elevar o aproveitamento da energia contida nos combustíveis utilizados nesse processo. Os sistemas de cogeração mais utilizados são turbinas a gás ou vapor, motores de combustão interna, caldeiras de recuperação e trocadores de calor. Nos sistemas convencionais de geração térmica, cerca de sessenta e cinco por cento da energia contida nos combustíveis (geralmente fósseis) é dissipada na forma de calor, e apenas trinta e cinco por cento é de fato convertida em

energia elétrica. Ao implantar um sistema de cogeração, por meio de processos de aproveitamento de calor, é possível aproveitar até oitenta e cinco por cento da energia contida nos combustíveis. A utilização de sistemas de cogeração permite aliar benefícios econômicos e ambientais ao gerar eletricidade e calor com baixo custo e perdas reduzidas, alta confiabilidade e baixas emissões de GEE. Durante a realização da RE, a área funcional engenharia pode também envolver o campo da engenharia de produção/processos para relatar as oportunidades de minimização de perdas nos processos industriais e possibilidades de otimização. A engenharia de produção pode ainda se responsabilizar pela Análise do Ciclo de Vida – ACV. Segundo a norma ISO 14040 [46], a ACV é uma técnica para avaliar aspectos ambientais e impactos potenciais ao longo do ciclo de vida de um produto, desde a aquisição das matériasprimas, passando pela produção e uso até a disposição (“do berço ao túmulo”). A ACV auxilia na identificação de oportunidades de melhorias nos aspectos ambientais de produtos ao longo de seu ciclo de vida, na tomada de decisões na indústria, na seleção de indicadores de desempenho ambiental (incluindo técnicas de medição) e no marketing. A utilização da ACV permite ainda avaliar os insumos e os resultados dos processos individuais em toda a planta, de forma que os processos e projetos de eficiência energética sejam coordenados com os objetivos e metas energéticas (planejamento energético) do SGE [1]. Intraorganizacional – AF Manutenção A área funcional da manutenção possui importância fundamental na operação e gestão da energia na indústria. Segundo [47], uma eficiente equipe de manutenção pode gerar grande economia ao reduzir perdas energéticas, além de evitar custos adicionais provenientes da necessidade de substituição de equipamentos em decorrência de quebra (manutenções preventiva e preditiva). Para objeto de estudo deste trabalho, a área funcional manutenção foi dividida em duas áreas

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de especialidades: elétrica e mecânica. No entanto, de acordo com o tipo, necessidades e características de cada indústria, esta área funcional pode ser subdividida de diferentes formas. A manutenção mecânica é responsável pelos processos industriais que envolvem calor, vapor, ar comprimido e gás, enquanto a manutenção elétrica é responsável pela operação e manutenção dos sistemas elétricos de potência, tais como subestações transformadoras, quadros de distribuição de energia, etc. A especialidade elétrica também é responsável pelo acompanhamento diário dos dados obtidos pelos sistemas eletrônicos de medição e monitoramento de energia – SEMMEs. Constitui-se de responsabilidade da área funcional manutenção, além das atribuições rotineiras de intervenções corretivas, preventivas e preditivas, tarefas como a verificação das condições operativas e identificação de perdas energéticas nas suas mais diversas formas nos equipamentos da planta. Esta situação requer instrumentos manutenção específicos para o SGE.

Tais instrumentos de manutenção possuem duas funções básicas: auxiliar na verificação das condições operativas e no monitoramento on-line de equipamentos [47]. Os instrumentos são classificados de acordo com as grandezas que são capazes de medir e detectam anormalidades de operação em dispositivos e equipamentos, como: trepidações, variações de velocidade, pressão, temperatura, parâmetros elétricos, entre outros. No que diz respeito à eficiência energética, são relevantes os instrumentos capazes de detectar perdas energéticas como quedas de tensão, fugas de corrente elétrica, vazamentos de ar comprimido, vapor, gás, água, calor, entre outros [48]. Os instrumentos de manutenção utilizados para a gestão da energia na indústria são mostrados na Tabela 1. Aos instrumentos de manutenção regularmente utilizados, dispostos na Tabela 1, podem ser acrescentados outros tipos específicos para aplicações de processos industriais nas indústrias energo-intensivas.

Tabela 1 - Instrumentos de Manutenção. Sistema Instrumento Parâmetro Medido Estrutura civil Termovisor Perdas de calor (envoltória) Vapor e aquecimento Termômetro Temperatura de água Estetoscópio Ruídos Flow Hood e tubo Fluxo de ar de Pitot Aquecimento, Manômetro e tubo Pressão Ventilação e de Bourdon Condicioname Termômetro Temperatura nto de ar Medidor de vazão Vazões de ar ou de orifício vapor Psicrómetro Umidade Tensão, corrente e Multímetro alicate; resistência ôhmica; wattímetro; potência ativa medidor de fator consumida; fator de de potência potência Potência elétrica Analisador de (aparente, ativa e Elétrico qualidade de reativa), fator de energia elétrica / potência, tensão, medidor de corrente, frequência, energia elétrica distorções multifunção (power harmônicas, analyzer) transitórios, entre outras grandezas Luxímetro Iluminação Iluminância industrial Manômetro Pressão de óleo e ar Estetoscópio e Compressores Desgaste de câmera de ar rolamentos infravermelha Estroboscópio Vibração Fonte: Elaborado pelos autores.

Intraorganizacional – AF Produção A área funcional da produção é uma das áreas centrais de uma organização, pois produz os bens e serviços que são a razão da sua existência [49]. A produção, além de se ocupar com suas atribuições rotineiras, tais como estratégia e planejamento de produção, projetos de produtos e serviços, sistemas de produção, estudo de tempos e movimentos, arranjos produtivos, ergonomia, etc., passa também, no cenário de um sistema de gestão da energia, a analisar, quando necessário, a otimização dos processos industriais [48].

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A otimização dos processos industriais diz respeito à melhoria contínua de todas as etapas dos processos, de forma a melhorar índices de desempenho locais e globais, maximizar produtividade e segurança e minimizar custos operacionais. A melhoria da eficiência energética de um sistema ou processo é um passo essencial para o controle do consumo de energia e dos custos energéticos [50].

que a utilização desta estrutura implique em uma maior complexidade para a conexão (entendimento) dos conceitos das diferentes áreas funcionais envolvidas no SGE. A Figura 3 ilustra, de maneira generalizada, um exemplo de mapa conceitual com estruturação spider.

As atividades de otimização precisam envolver ao menos os seguintes sistemas industriais, quando existentes: (i) elétrico; (ii) calor; (iii) vapor; (iv) ar comprimido; (v) gás. Intraorganizacional – AF Administração A área funcional da administração atua no planejamento, organização, gestão e controle da organização. É a área funcional responsável pela divulgação da criação da equipe de gestão da energia para toda a empresa. As atribuições da área funcional da Administração, no que se refere a questões energéticas, estão relacionadas às atividades de: Recursos Humanos: Contratar profissionais capacitados para realizar a educação (treinamento) e garantir a segurança e saúde ocupacionais dos colaboradores da organização [28]; Compras: Possuir profissionais com capacitação técnica suficiente para especificar e gerir os contratos de compra de energia e equipamentos para o SGE [7], [14], [51]; Serviços gerais (Housekeeping) em instalações prediais (elétricas, hidráulicas, entre outros) [26], [34]; Administração da frota de veículos com fins de otimização de desempenho energético: veículos elétricos, híbridos e utilização de combustíveis alternativos (células combustíveis, biodiesel, etanol, entre outros). Elaboração do Mapa Conceitual Ao mapear o processo da gestão da energia, verificou-se que um mapa conceitual estruturado em teia (spider) é o mais adequado para explicitar as relações existentes entre os atores (organizações externas e áreas intraorganizacionais) envolvidos no sistema de gestão da energia proposto, ainda

Figura 3: Mapa Conceitual Estruturado em Teia (spider). Fonte: Adaptado de Novak e Cañas, 2006 [9]

O mapa conceitual completo na Figura 4 (Apêndice A), aglutina e explicita as relações existentes entre as áreas funcionais internas e externas envolvidas no processo de gestão da energia nas IEI. 4.

Discussão

O presente trabalho foi concebido de forma a atender os principais requisitos da norma ISO 50001, inclusive quanto ao papeis e responsabilidades dos órgãos envolvidos no SGE. Assim, define-se uma diretoria designada “alta direção” que será responsável pela implementação do SGE e de uma EGE.A EGE adota um formato de estrutura organizacional “ad hoc”, com o trabalho compartilhado por colaboradores de várias áreas da organização, liderada por um gestor energético como responsável pela condução deste processo. Esta estrutura adotada cria dificuldades para conduzir um sistema de gestão da energia eficiente, em função de problemas relacionados à autoridade, responsabilidades, etc. Entretanto, essa configuração de estrutura organizacional é menos onerosa para a organização quando comparada a uma estrutura formal departamentalizada para a gestão da energia (com órgãos formalmente estabelecidos com propósito único de realizar a gestão da energia na indústria).

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As demais áreas internas de uma empresa industrial majoritariamente envolvida com atividades de gestão energética foram determinadas pela afinidade e o relacionamento com questões energéticas. Essas áreas são: áreas funcionais da engenharia, manutenção, produção e administração. A forma de apresentação do mapa conceitual considera a hierarquia de responsabilidades para o SGE, de forma que os atores de maiores responsabilidades são apresentados na parte superior do mapa (áreas funcionais com atribuições gerenciais: Alta Direção, EGE/Gestor Energético e Administração) e os atores com menores responsabilidades na parte inferior do mapa (áreas funcionais com atribuições técnicas, relacionadas ao chão de fábrica: engenharia, manutenção e produção). As ações e atribuições dos atores envolvidos no SGE foram apresentadas no mapa conceitual de forma a atender o ciclo PDCA previsto na norma ISO 50001, seguindo um encadeamento lógico, tendo como critérios para a ordem de apresentação o nível de importância de cada ação para o SGE (maior peso) e a ordem cronológica de precedência das ações (menor peso). 5.

Conclusão

O primeiro objetivo específico foi atendido com criação de um diagrama básico de um SGE. O diagrama básico foi elaborado atendendo a norma ISO 50001, práticas bem sucedidas da gestão da energia e concepção de processo.

dispostas apropriadamente permitindo um pleno entendimento dos conceitos envolvidos. O mapa conceitual desenvolvido, resultado do trabalho de mapeamento, representa um SGE para a IEI de forma clara (conceitual e visualmente), ordenada, unificada, harmoniosa e com equilíbrio na distribuição de seus elementos, funcionando como um passo inicial na criação de uma ontologia para esta área de conhecimento. Como limitação da pesquisa destaca-se o fato de que, devido à complexidade envolvida na análise, algumas áreas funcionais que participam do processo de gestão da energia (ainda que com menor intensidade, como jurídico, contabilidade/financeiro e marketing) não foram consideradas neste artigo. Tais áreas funcionais podem ser incorporadas ao estudo em trabalhos futuros. Também como sugestão para trabalhos futuros pode-se realizar o mapeamento para outros tipos e tamanhos (portes) de industrias para uma melhor compreensão dos diversos conceitos envolvidos. 6.

Agradecimentos

O presente trabalho foi realizado com apoio da Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - Brasil (CAPES) - Código de Financiamento 001. 7.

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Apêndice A

Figura 4: Mapa Conceitual para um Sistema de Gestão da Energia na Indústria. Fonte: Elaborado pelos autores.

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POLÍTICAS PÚBLICAS A SEREM IMPLEMENTADAS PARA INCENTIVO À UTILIZAÇÃO DE FONTES RENOVÁVEIS DE ENERGIA NA ÁREA RURAL PARANAENSE

Alexandre Batista1, Roberto C. Betini2, Maria Luiza E. Bareta3, Álvaro A. Sandim4 & Natália R. S. Souza5 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil

1alejjunior@gmail.com, 2betini@utfpr.edu.br, 3mlbareta1460@gmail.com, 4alvaroafonso10@gmail.com 5nataliasouza@alunos.utfpr.edu.br

Resumo Ao redor do mundo há um interesse crescente na instalação de fontes renováveis de energia devido à suas vantagens ambientais, econômicas, políticas e sociais. Neste trabalho se estuda em especifico o caso do incentivo à instalação dessas fontes na área rural do Estado do Paraná, onde estas seriam não só interessantes ambientalmente, como também auxiliariam na melhoria das condições de vida dos produtores rurais, promoveriam distribuição de renda e causariam um aumento da oferta de energia elétrica, dessa forma reduzindo as tarifas. Porém a dificuldade surge na aquisição do sistema de geração de energia, uma vez que, mesmo sendo interessantes para os produtores rurais, as fontes são em sua maioria caras e acabam sendo superiores ao poder aquisitivo desses consumidores. A partir disto, este artigo traz uma seleção de políticas públicas que poderiam viabilizar a utilização dessas fontes na área rural do estado, baseado nas experiências de outros países que enfrentam ou enfrentaram dificuldades similares, como por exemplo a China e a Índia, e países que se tornaram referência no assunto, como a Alemanha. Palavras chave: energia renovável, meio rural, políticas públicas. 1.

Introdução

Energia e segurança ambiental são problemas de primeira grandeza enfrentados por nossa economia global [12]. Atualmente vivemos no Paraná uma situação de um sistema energético baseado quase que totalmente em geração por usinas hidrelétricas com 89% de matriz energética sendo ocupada por esse tipo de fonte [4], porém as usinas hidrelétricas, principalmente as de grande porte como a Itaipu, causam uma quantidade expressiva de danos ambientais tanto pelas emissões de Gases do Efeito Estufa (GEE), quanto o dono causado a toda a região que necessita ser alagada, matando a biodiversidade local. Além desse problema, há ainda a questão da grande distância que muitas vezes separa as subestações dos consumidores rurais, causando dessa forma perdas nas linhas de transmissão assim como perda de qualidade da energia entregue a

esses consumidores. Assim, surge a importância da ampliação e criação de novas unidades de micro/mini geração no meio rural do estado do Paraná que operem a partir de fontes renováveis de energia. O problema Acerca das usinas hidrelétricas, temos a questão do seu não tão sustentável sistema de geração, que é o assunto do projeto BALCAR, executado pela Eletronorte, Furnas e Chesf, sob supervisão técnica da COPEL. O projeto teve como objetivo criar um documento com os dados decorrentes das análises e modelagens realizadas a partir das medições de fluxos de gases de efeito estufa e variáveis relacionadas, obtidas em 44 campanhas de campo, entre 2011 e 2012, em 11 hidrelétricas, entre elas a Itaipu e a Segredo, ambas localizadas no Paraná.

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No documento do projeto consta o balanço das emissões e remoções de gases do efeito estufa (GEE) de cada uma das hidrelétricas visitadas medido em toneladas por dia de CO2 , ou seja, as medições envolvem CH4 e outros gases do efeito estufa e na apresentação dos dados os valores são multiplicados por um fator de conversão que leva em conta a magnitude da contribuição para o efeito estufa de cada gás em comparação com o CO2. Dessa forma, em Itaipu foi registrado um balanço do equivalente à emissão de 645,12 t/dia de CO2, enquanto que em Segredo foi registrado um balanço do equivalente à emissão de 28,86 t/dia de CO2. Para efeito de comparação, de acordo com o Sistema de Registro Nacional de Emissões (SIRENE), as emissões por dia do setor industrial brasileiro em 2010 foram de 246.430 t/dia de CO2 equivalente. Dessa forma, fica evidente que, por mais que as usinas hidrelétricas provoquem menos emissões que usinas termoelétricas, elas ainda causam uma quantidade bem expressiva de emissão de GEE. A partir disso, fica clara a importância do incentivo ao uso de fontes renováveis de energia no meio rural, incluindo formas alternativas de explorar o potencial hidrelétrico. Para tanto, é necessário que se façam aprovar medidas governamentais com esse objetivo, uma vez que se trata de um assunto de interesse tanto para a concessionária (uma vez que se reduzem as perdas nas linhas assim como problemas com qualidade de energia), como para o governo e a sociedade (Além da redução do impacto ambiental já mencionado, também existe a possibilidade de uma fonte adicional de renda para os produtores que venderem o excesso de sua geração). Políticas públicas vigentes Uma das definições de políticas públicas utilizadas pela ENAP (Escola Nacional de Administração Pública) na coletânea de políticas públicas, as define como “um sistema de decisões públicas que visa a ações ou omissões, preventivas ou corretivas, destinadas a manter ou modificar a realidade de um ou vários setores da vida social, por meio da definição de objetivos e estratégias de atuação e da alocação dos recursos necessários para atingir os objetivos estabelecidos”, ou seja, o objetivo aqui é a utilização do poder estatal para

cumprir a agenda exigida pela sociedade através de uma sequência de medidas governamentais. Ainda de acordo com a ENAP, cada política pública passa por sete etapas: 1) A etapa da agenda, um conjunto de fatos sociais passa a ser considerado um problema de cunho público devido às suas implicações e passam a justificar uma intervenção pública. 2) A elaboração, que consiste na delimitação do problema, determinação de possíveis soluções e avaliação dos custos e efeitos de cada uma delas. 3) A formulação, que seleciona a alternativa considerada mais conveniente e define seus objetivos e outros detalhes. 4) A implementação, constituída pelo planejamento e organização do aparelho administrativo e dos recursos humanos, financeiros, materiais e tecnológicos necessários para executar uma política 5) A execução, que é o conjunto de ações destinado a atingir os objetivos estabelecidos pela política. É pôr em prática efetiva a política. 6) O acompanhamento, que é o processo sistemático de supervisão da execução de uma atividade, que tem como objetivo fornecer a informação necessária para introduzir eventuais correções a fim de assegurar a consecução dos objetivos estabelecidos. 7) A avaliação, que consiste na mensuração e análise posterior dos efeitos produzidos. No caso estudado, já existem políticas públicas executadas, as quais tomaram a forma de várias resoluções da Agencia Nacional e Energia Elétrica (ANEEL) e leis federais. A seguir temos uma relação das leis e resoluções mais importantes nesse âmbito em vigor atualmente: 1) Lei federal nº 9.074, de 7 de julho de 1995, que estabelece que o aproveitamento de potenciais hidráulicos, iguais ou inferiores a 1.000 kW, e a implantação de usinas termelétricas de potência igual ou inferior a 5.000 kW estão dispensados de concessão, permissão ou autorização, devendo apenas ser comunicados ao poder concedente. Seu artigo 10 atribui à ANEEL, poder de declarar a utilidade pública, para fins de desapropriação ou instituição de servidão administrativa, das áreas necessárias

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à implantação de instalações de concessionários, permissionários e autorizados de energia elétrica. 2) Lei federal 9.427, de 26 de dezembro de 1996, que inclui diversas disposições que favorecem as fontes alternativas renováveis. Seu artigo 26 institui descontos nas tarifas de transmissão e distribuição, não inferiores a 50%, para as pequenas centrais hidrelétricas, para os empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a 1.000 kW e para aqueles baseados em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada, cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 30.000 kW. A lei isenta ainda as PCHs do pagamento da compensação financeira pela exploração dos recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica. Além disso, estabelece que as PCHs, os empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a 1.000 kW e aqueles com base nas fontes solar e eólica, na biomassa e na cogeração qualificada cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 50.000 kW poderão comercializar energia elétrica com consumidor ou conjunto de consumidores, cuja carga seja maior ou igual a 500 kW, se atendidos pelo Sistema Interligado Nacional – SIN, ou maior ou igual a 50 kW quando o consumidor ou conjunto de consumidores estiverem situados em áreas atendidas por sistemas isolados. 3) Lei federal nº 9.648, de 27 de maio de 1998, prevê que a geração de energia elétrica a partir de PCHs ou de fontes eólica, solar, de biomassa e de gás natural, que venha a ser implantada em sistema elétrico isolado e substitua a geração termelétrica que utilize derivado de petróleo ou desloque sua operação para atender ao incremento do mercado poderá receber recursos da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), destinada a ressarcir os custos adicionais de geração de eletricidade nos sistemas isolados. Cabe aqui observar que a redação do inciso I do § 4º dessa lei não incluiu entre os beneficiários da sub-rogação do direito de recebimento de recursos da CCC os empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a 1.000 kW.

4) Lei federal nº 10.847, de 15 de março de 2004, que autorizou a criação da Empresa de Pesquisa Energética – EPE, é de se ressaltar que, entre as competências dessa empresa pública, estão várias atribuições relacionadas às fontes alternativas de energia, como identificar e quantificar os potenciais de recursos energéticos; desenvolver estudos de impacto social, viabilidade técnico-econômica e socioambiental para os empreendimentos de energia elétrica e de fontes renováveis; desenvolver estudos para avaliar e incrementar a utilização de energia proveniente de fontes renováveis; elaborar e publicar estudos de inventário do potencial de energia elétrica proveniente de fontes alternativas. 5) Resolução Normativa ANEEL nº 077/2004, que estabelece os procedimentos vinculados à redução das tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, para empreendimentos hidrelétricos de geração, caracterizados como Pequena Central Hidrelétrica, e aqueles com fonte solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada, com potência instalada menor ou igual a 30.000 kW 6) Resolução Normativa ANEEL nº 109/2004, institui a Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, estabelecendo a estrutura e a forma de funcionamento da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE 7) Resolução Normativa ANEEL n° 482/2012, que “estabelece as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, o sistema de compensação de energia elétrica, e dá outras providências.”. No texto da norma é regulamentado o sistema de compensação, onde a energia injetada no sistema ficará como crédito em energia para utilização no mesmo mês ou em até 60 meses subsequentes em uma unidade sobre o mesmo titular. 8) Resolução Normativa ANEEL n° 506/2012, que “Estabelece as condições de acesso ao sistema de distribuição por meio de conexão a instalações de propriedade de distribuidora e dá outras providências.”. No texto da norma é regulamentada a comercialização de energia de forma que a energia pode ser comercializada no ambiente de contratação

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regulada (leilões de energia) ou no ambiente de contratação livre (contratos bilaterais com clientes livres / especiais ou comercializadoras, ou ainda com a liquidação no mercado de curto prazo - PLD). Além disso também existem programas governamentais para incentivo ao uso de fontes renováveis com os principais listados a seguir, retirados de [15]: a) Descontos na Tarifa de Uso dos Sistemas de Transmissão (TUST) e na Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição (TUSD) / - Desconto de 80% na Tarifa de Uso dos Sistemas de Transmissão (TUST) e na Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição (TUSD) para empreendimentos cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 30.000 kW e que entrarem em operação até 31 de dezembro de 2017; - O desconto passa a ser de 50% a partir do 11º ano de operação da usina solar e para empreendimentos que começarem a operar a partir de 1º de janeiro de 2018. b) Venda Direta a Consumidores: • - Permissão para que geradores de energia de fonte solar, e de outras fontes alternativas, com potência injetada inferior a 50.000 kW comercializem energia elétrica, sem intermediação das distribuidoras, com consumidores especiais, com carga entre 500 kW e 3.000 kW. - Na aquisição da energia, os consumidores especiais são beneficiados com desconto na TUSD, o que estimula a substituição, como fornecedor da energia, da distribuidora pelo gerador da fonte alternativa. Convênio nº 101, de 1997, do Conselho Nacional de Política Fazendária (CONFAZ), isenta do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) as operações envolvendo vários equipamentos destinados à geração de energia elétrica por células fotovoltaicas e por empreendimentos eólicos. Dessa forma, vemos que já temos mais de 20 anos de conquista e realizações políticas para o incentivo do uso das fontes renováveis de energia em todo o Brasil. Porém, de acordo com dados fornecidos pela COPEL, o consumo mensal médio

na área rural atendida pela concessionária é de 279.552 MWh, enquanto que, 202.308 kWh foram injetados na rede por unidades de micro/minigeração, provenientes da potência instalada de 34.734 kW de energia solar, 6399 kW de energia proveniente da biomassa, 500 kW de PCHs e 33,5 kW de energia eólica. Esse consumo representa em aproximadamente 17,5% do consumo total do estado, enquanto que a energia injetada por essas unidades representa menos de 0,1% do consumo rural. Assim fica evidente que, por mais que já tenham ocorrido vários avanços nessa área, ainda existe muito espaço para crescimento, considerando que, de acordo com [13], o estado do Paraná apresenta um potencial de geração de 30 TWh/ano a partir de biomassa, 10 TWh / ano por geradores elétricos, de até 49 TWh/ano para geração fotovoltaica e de 74 TWh/ano para geradores hidrelétricos, mostrando aqui que não podemos descartar os vários tipos de aproveitamentos hídricos, principalmente através das Pequenas centrais hidrelétricas (PCHs). Políticas públicas em outros países Uma vez apresentada a situação atual no Paraná acerca das fontes renováveis de energia, assim como processo de criação e execução das políticas públicas, o próximo passo é um estudo das políticas públicas implementadas no exterior, principalmente em países de referência, como a Alemanha. Na Alemanha está atualmente vigente o Renewable Energy Sources Act, um decreto cujo objetivo é possibilitar que a oferta de energia se desenvolva de maneira a reduzir o impacto ambiental, reduzir os custos da oferta de energia para a economia, conservar os recursos de energia fóssil e promover o desenvolvimento das tecnologias de geração de energia a partir de fontes renováveis [5]. Esse decreto foi realizado com a intenção de aumentar a proporção de energia gerada por fontes sustentáveis dos atuais 36.1%, de acordo com o site “Agora Energiewende”, para algo entre 40% e 45% até 2020. Para tanto foi instaurado um sistema de venda direta de energia similar a nossa Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), onde

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os produtores podem realizar acordos e leilões diretamente com os consumidores interessados, sendo que a diferença entre o valor da energia vendida pelo produtor e o valor de mercado dela é repassado a ele pela concessionária sob a denominação de Market Premium. Esse sistema de venda direta com compensação deu suporte para aproximadamente 112TW de energia renovável em 2015 de acordo com o “Fifth Monitoring Report ‘The Energy of the Future’ 2015”. Com essas medidas a Alemanha conseguiu elevar a participação das fontes renováveis de energia em sua matriz energética em 31,8% entre 2000 e 2017, demonstrando a eficácia dessas políticas em conjunto com múltiplos programas de informação para a população acerca das possibilidades e benefícios dessas fontes. Além da Alemanha, é interessante analisar países em situação econômica mais similar à brasileira, por exemplo a China que adota o sistema de feed-in tariff, que são tarifas estabelecidas com contratos de longo prazo, geralmente maiores que 15 anos, para a geração por fonte renovável de energia, independentemente de sua utilização (autoconsumo ou para exportação). O valor da tarifa (em unidades monetárias por kWh) é estabelecido com base no custo de geração, a depender da fonte, do tipo de instalação, etc. O incentivo à produção de energia vem do fato de que o valor pago pela energia injetada na rede é maior que o da energia comprada da distribuidora. Além disso, o país também anunciou em março desse ano seu plano de instaurar um sistema de cotas de energia renovável compulsória para agentes incluindo grandes consumidores e empresas de transmissão, distribuição e venda de energia. Esse sistema é caracterizado pela obrigação de certas empresas e entidades a ter uma parcela de sua energia proveniente de fontes renováveis, podendo ser essa energia produzida por esses agentes ou então comprada no mercado de energia. O controle dessas quotas é realizado a partir de um sistema de Certificados de Energia Renovável (RECs) emitidos para cada MWh de energia produzida de fontes renováveis. Ao final do ano, agentes com quantidade insuficiente de RECs são obrigados a comprar certificados substitutos, que

são regulamentados pela Comissão Nacional de Desenvolvimento e Reforma e tem seus preços propostos pelas concessionárias de energia, para atingir a cota. Essas cotas variam de província a província e também varia com os anos. Outro país interessante de se analisar seguindo essa linha é a Índia, onde foi instaurado em 2014 um sistema de depreciação acelerada como incentivo fiscal. Essa política se baseia em uma taxação reduzida sobre a receita recebida a partir de certas fontes renováveis de energia, como painéis solares e biogás. Essa redução na taxação ocorre a partir de uma redução do valor real da receita no momento do cálculo do que seria no Brasil algo similar ao imposto de renda, no caso da Índia temos o cálculo baseado no valor da receita menos o valor do gerador multiplicado por 80%. Por exemplo, se um produtor instala um biodigestor de 1 milhão que lhe rendeu 1,5 milhão no primeiro ano em uma situação de imposto de 30%, temos: Imposto = 0,3 * (1,5 – 0,8*1) = 0,21 milhões (1) Dessa forma aumentando a margem de lucro desse produtor em 0,24 milhões em seu primeiro ano. Dessa forma é incentivada a utilização dessas fontes ao auxiliar a melhorar a renda principalmente nos primeiros anos onde a dificuldade financeira da compra dessas fontes é maior. Após a implementação, a geração de energia renovável na Índia de acordo com o levantamento da IRENA (International Renewable Energy Agency) passou de 70.560 GWh em 2014 para 90.748 GWh em 2016. 2.

Objetivos

A partir dos dados analisados, pretende-se realizar uma proposta de possíveis políticas públicas que poderiam levar a uma melhoria na matriz energética paranaense ecologicamente falando, um aumento na oferta de energia no campo, uma melhor qualidade de vida dos produtores rurais, um aumento da possibilidade de produção desses produtores visto o aumento de seu poder aquisitivo para investimentos, o que acarreta também um aumento na oferta de trabalho no campo, uma vez que com aumento de sua

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produção esses produtores iram necessitar de mais mão de obra em suas propriedades. 3.

Métodos

Para alcançar tais objetivos, foi utilizado um levantamento de outros artigos que estudaram a área, assim como um estudo das políticas em vigor nos países selecionados, por fim sendo levantado um paralelo com a situação no estado do Paraná para determinação de quais as políticas são interessantes de serem implementadas.

Além disso é possivel, visando produtores que não participam do CCEE, a atualização do sistema de conpensação de energia em créditos regulamentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 482/2012, de forma à oferecer a opção de receber uma porcentagem desses creditos em dinheiro, por exemplo algo por volta de 20%.

Uma vez realizado o levantamento, resta apresentar as políticas públicas que foram selecionadas e como elas seriam aplicadas no Paraná.

Dessa forma, produtores que não pretendem entrar no CCEE e que ainda assim possuem uma produção de energia maior do que seu consumo podem ter uma fonte de renda a partir de suas fontes renováveis de energia sem depender de negócios envolvendo arranjos com outros produtores na criação de consórcios ou cooperativas como previsto pela Copel no sistema de geração compartilhada.

A começar pela feed-in tariff, aplicada na Índia, Alemanha e praticamente toda a União Europeia. Essa política no Paraná poderia ser utilizada para alavancar as instalações de fontes renováveis, principalmente nos casos de PCHs e painéis solares (que possuem maior potencial gerador no estado de acordo com [13]), uma vez que vários produtores rurais possuem um potencial interessante para PCHs que é desperdiçado assim como um grande potencial solar não aproveitado.

Por fim, temos o sistema de cotas, aplicado na China e no Chile por exemplo, que no caso do Paraná dependeria de um processo nacional de criação de cotas e estipulação de valores para os RECs, sem falar que num primeiro momento em que existe uma situação de poucos agentes produtores, como visto ao analisar a proporção entre energia produzida de fontes renovaveis no meio rural e o consumo nessa região, essa medida não seria efetiva.

A seguir temos a depreciação acelerada implementada na Índia, Argentina, Indonesia e varios outros. Essa medida, assim como a feed-in tarrif, é muito interessante no contexto paranaense de grande potencial não explorado, onde há possibilidade de uma grande quantidade de novas fontes serem instaladas, uma vez que ela reduz os gastos iniciais dos produtores que forem usar essas fontes para completar sua renda e acelara o tempo de PRI (payback) do investimento.

Portanto, é sugerido a implantação dessa politica dentro de mais alguns anos, quando a produção renovável tiver uma participação maior no mercado de energia não só paranaense como tambem brasileiro.

Resultados

Outra politica proposta, tambem aplicado na Alemanha, é o Market Premium poderia ser implementado de uma maneira adaptada. Primeiramente, é possivel incrementar esse sistema no CCEE de forma à repassar ao produtor que vender sua energia por um valor inferior ao valor de mercado algo por volta de 50% dessa diferença, dessa forma não só incentivando mais produtores à participar desse mercado, mas também mantendo um valor acessivel de energia que incentive o crescimento desse mercado como um todo.

Discussão

Essas propostas caracterizam um trabalho em andamento, uma vez que elas apenas direcionam o trabalho de um proximo trabalho de pesquisa que busque determinar quais dessas propostas são mais interessantes paras os agentes envolvidos nessa discussão assim como a definição de detalhes como o o tempo de duração dos acordos de feed-in tariff. Ainda assim, seria interessante comparar esse trabalho com outros nesse tema, porém no ambito Paraná existem poucos trabalho que discutem politicas publicas para fontes renovaveis em si, sendo que a grande maioria realiza estudos de viabilidade e potencial gerador, tanto que a fonte dessa pesquisa para as propostas de politicas publicas é proveniente de outros paises.

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Conclusão

Após a pesquisa concluida concluisse que o Paraná apresenta um potencial de expansão da capacidade instalada de fontes renováveis de energia muito expressivo, como apresentado no final da seção 1.2. Portanto é necessário e possivel criar novas politicas publicas de incentivo à instalação dessas fontes, assim como a atualização de politicas já vigentes. Levando, dessa forma, à prosta de 3 novas medidas governamentais assim como a proposta de atualização da Resolução Normativa ANEEL n° 482/2012. Por fim foi discutida a necessidade de se levar esse trabalho em frente realizando um estudo mais aprofundado para definir detalhes dessas políticas para que possa um dia ser implementadas. 7.

Agradecimentos

Os autores agradecem à UTFPR (Universidade Técnológica Federal do Paraná) pela infraestrutura oferecida para o desenvolvimento desta pesquisa, e à COPEL pelo apoio fornecido através da troca de emails realizada e pelos dados fornecidos em seu site. 8.

Referências

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GERENCIADOR

DE DEMANDA PARA SISTEMAS CONSUMIDORES DE ENERGIA ELÉTRICA COM ARMAZENAMENTO LOCAL E MICROGERAÇÃO

Marcos Schreiber¹, Lúcio de Medeiros², Zeno L. Iensen Nadal3 & Solivan A. Valente4. Institutos Lactec, Curitiba, Brasil ¹marcos@cidade300.com.br & ²lucio.medeiros@lactec.org.br COPEL Distribuição S.A., Curitiba, Brasil ³zeno.nadal@copel.com Universidade Positivo, Curitiba, Brasil 4solivan@up.edu.br

Resumo A realidade atual do mercado de energia exige que a geração, controle, distribuição e consumo sejam cada vez mais eficientes. Arranjos recentes com energia elétrica armazenada em acumuladores despontam como ferramentas estratégicas no ambiente onde o custo da energia fornecida pelas concessionárias e permissionárias tem acumulado aumentos sucessivos, viabilizando assim as aplicações de controle e gestão de micro e minigeração local, a partir de fontes renováveis em geral. Em sistemas com armazenamento de energia (ex., baterias) e gerenciamento da demanda local (cargas das unidades consumidoras) pode-se alcançar grande eficiência através do consumo otimizado da energia disponibilizada, tanto pela rede elétrica local conforme o horário como pela acumulada. Outras vantagens se apresentam, em especial para as distribuidoras, como o alívio da rede elétrica, remunerando o investimento realizado em intervalos de tempo reduzidos. Há de se considerar a possibilidade de autonomia local, mesmo que parcialmente, ao prover energia a partir do armazenamento às cargas locais em eventuais faltas no fornecimento de energia pela rede de distribuição ou em momentos onde o fornecimento tem o seu custo maior. Palavras-chave: Armazenamento de energia, gerenciamento pelo lado da demanda, microgeração semiautônoma, microgeração intermitente, energia renovável, minigeração. 1.

Introdução

Atualmente, a gestão do consumo de energia elétrica tem se apresentado como um grande desafio, intensivamente no controle e distribuição de energia, integrado à geração distribuída, além da necessidade do seu uso ser cada vez mais eficiente. Aumenta a presença e importância do uso de fontes renováveis, limpas e ambientalmente favoráveis, porém intermitentes na sua maioria (como a solar e a eólica), inserindo assim novos desafios para um fornecimento contínuo de energia. Diversos países já têm buscado alternativas, não só para o aumento da geração de energia, como também na sua forma de produção, na busca de

viabilidade econômica para novas fontes e nas melhorias da eficiência destas. Neste cenário, um elemento já muito conhecido retoma a sua importância e se torna fundamental para equacionar estes novos desafios: o armazenamento local de energia, próximo ou junto ao ponto de consumo. Armazenar energia elétrica em acumuladores permite que sejam criados sistemas de controle, tanto para um suprimento contínuo, compensando a intermitência de uma microgeração local (caso da maioria das fontes renováveis), como para o suprimento de energia em falhas eventuais de fornecimento da rede elétrica concessionária.

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O gerenciamento da demanda das cargas consumidoras, em um cenário de aumento contínuo na linha do tempo, traz grande eficiência ao consumo de toda a energia disponibilizada, tanto pela rede elétrica local como pela acumulada. Nesse caso, uma tabela de custos conforme a hora do dia, considerando as diferentes tarifas, permite um consumo mais inteligente e eficiente através do uso de acumuladores, carregando-os nas horas de menor custo e utilizando-os nas horas de maior custo, com benefícios para os dois lados da rede elétrica: o provedor/distribuidor e o consumidor. Codemo; Ersegue; Zanella, (2013) afirmam que o uso de baterias de grande porte nas instalações dos usuários finais pode reduzir o custo médio do fornecimento de energia com esse tipo de procedimento, mostrando o impacto direto do uso das baterias como redutor de custos da energia. Um sistema de acumulação local de energia elétrica garante o suprimento em momentos de eventuais falhas no fornecimento local, sendo que é normalmente dimensionado para suprir às cargas consumidoras por um determinado período, classificadas como essenciais, porém, intrinsecamente faz a compensação da intermitência da microgeração, se esta estiver presente. Torna-se também um elemento aglutinador de diferentes fontes de energia intermitente, incluindo a própria rede elétrica local, que pode ser considerada intermitente se fizer uso desta somente nos momentos de menor custo ou de microgeração insuficiente e armazenamento exaurido. Importante lembrar que esse tipo de consumidor (chamado de prosumer, ou prosumidor, produtor e consumidor) mitiga novos investimentos das concessionárias de energia na ampliação de seus sistemas de geração e distribuição, melhorando o fator de carga de suas instalações. 2.

Objetivo

Prover um incremento de economia e autonomia para o consumidor de energia elétrica e alívio de carga e melhora dos indicadores DEC e FEC para as distribuidoras de energia. Desenvolver um controle eletrônico com um microcontrolador programável para o gerenciamento do armazenamento local de energia elétrica, através da demanda de cargas

consumidoras, do controle da profundidade de descarga do banco de baterias e da injeção de excedente na rede elétrica concessionária local, havendo ou não a presença de uma microgeração local, seja ela intermitente, renovável ou não. Otimizar o uso de acumuladores de energia elétrica, como um banco de baterias, acessível às novas tecnologias de armazenamento de energia elétrica e associado ao uso concomitante de outros acumuladores com diferentes características, como supercapacitores, por exemplo. Avaliar situações de fornecimento isolado de energia na ocorrência de uma falha na rede elétrica concessionária local, eventualmente extrapolando para um sistema completamente autônomo. 3.

Metodologia

Uma microgeração de energia elétrica no próprio local de consumo pode adquirir características distintas, conforme a sua conexão às cargas e à rede local. Para o uso de fontes renováveis é preciso um elemento conversor de energia (por exemplo, solar fotovoltaica para elétrica), e um elemento armazenador, seja um banco de baterias ou outro tipo qualquer de acumulador de energia. Numa microgeração autônoma (desconectada de qualquer rede de distribuição) toda a energia produzida é armazenada e consumida no próprio local. Em geral é a única opção para locais distantes das redes de distribuição. Na microgeração conectada, a energia gerada é consumida no local e a eventual excedente é lançada na rede de distribuição, conforme as regras estabelecidas que permitem a obtenção de créditos de energia, pelo saldo contabilizado no fim de cada período. A rede elétrica local realiza o papel do elemento armazenador para uma geração intermitente, ora recebendo e ora provendo energia. A abordagem escolhida é desenvolvida sobre a terceira possibilidade: a microgeração semiautônoma. Assim, de forma qualitativa o chaveamento de qual das fontes disponíveis será a provedora de energia para as cargas se dá por um microcontrolador programado que monitora a situação de carga das baterias, direcionando de forma escalonada as cargas da unidade consumidora ora para a acumulação local, quando

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essa é suficiente, ora para rede concessionária local, quando essa acumulação é insuficiente.

elétrica concessionária, pois essa é direcionada ao consumo e armazenamento local.

Essa configuração requer um chaveamento reversível de diferentes cargas em corrente alternada (CA) e uma programação específica que monitora essas duas fontes em CA, eventualmente não sincronizadas entre si e ainda com formas de onda diferentes. Essas três configurações descritas são apresentadas na Figura 1, com destaque para a última, que é proposta em desenvolvimento.

A acumulação de energia escolhida foi um banco de baterias do tipo chumbo-ácido, pelo seu relativo baixo custo. Destaca-se que essas baterias podem receber energia de uma microgeração local como também da própria rede elétrica local concessionária, através de um conversor CA/CC (corrente alternada para corrente contínua), comandado pelo Gerenciador, por uma hierarquia programada entre essas fontes.

FIGURA 1 – CONFIGURAÇÕES DE MICROGERAÇÃO E A VARIAÇÃO SEMIAUTÔNOMA.

Como exemplo, no caso de uma ultrapassagem do limite estabelecido da profundidade de descarga das baterias, mesmo com as cargas em CA já todas revertidas à rede elétrica local, então o conversor CA/CC é acionado pelo Gerenciador, mas no momento onde o custo da energia fornecida é mais baixo, dado pela tabela da Tarifa Branca, contida em sua própria programação, que pode ser atualizada através da consulta dada pela funcionalidade IoT (Internet of Things, ou Internet das Coisas) à rede de dados.

Fonte: Elaborado pelos autores.

O conceito para essa semiautonomia se dá pelo chaveamento reversível entre fontes geradoras: ora vinda da rede local concessionária, ora vinda da microgeração local. É uma das formas do que se pode chamar de sistema híbrido. Neste caso usouse um inversor off-grid com banco de baterias e um chaveamento com relés e/ou SSRs, comandados por microcontroladora com funcionalidades IoT.

A partir dos terminais deste banco de baterias pode-se conceituar um Barramento CC (corrente contínua), mais para fins esquemáticos do que por sua própria existência física, como um elemento concentrador, armazenador e distribuidor de energia, conforme mostrado na Figura 2. FIGURA 2 – BARRAMENTO CC – CONCENTRADOR E DISTRIBUIDOR DE ENERGIA

Em um segundo momento, pode-se acrescentar um segundo inversor, este agora do tipo on-grid, para injetar na rede local o excedente de energia gerado pela microgeração local, como uma das alternativas para o seu uso. Nessa proposta semiautônoma, é desenvolvido um elemento para estabelecer o controle da demanda do consumo de energia, escolhendo os momentos para reverter entre a própria acumulação e a rede elétrica local, nominado aqui como Gerenciador de Armazenamento e Demanda. Observa-se que, num primeiro momento, não há injeção de energia da microgeração na rede

Fonte: Elaborado pelos autores.

Neste barramento estão conectadas todas as formas de microgeração, se houver, como também as cargas consumidoras de energia, sejam de forma direta em CC ou através de inversores CC/CA.

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Neste projeto se tem dois inversores distintos, um do tipo on-grid, conectado à rede local concessionária, que atuará somente nos momentos para os excedentes de energia acumulada e outro do tipo off-grid, que atuará de forma contínua, garantindo fornecimento às cargas consumidoras em CA (corrente alternada) que forem revertidas sobre ele pelo Gerenciador, inclusive nos momentos de falha de fornecimento na rede concessionária local. O Gerenciador, monitorando a situação de carga das baterias, irá acrescentar mais cargas em CA a este inversor, tirando-as da rede elétrica local, ou então retirá-las dele, colocando-as de volta à rede elétrica. Este processo de reversão de cargas é realizado chaveando nos momentos de completa sincronia em CA entre as fontes em questão, permitindo um tempo mínimo de cargas sem corrente se for utilizado relés ou nulo se for usado SSRs. Isso acontece pelo elemento denominado Chaveador CA Multicanal. Neste projeto está previsto a reversibilidade de até oito canais, ou seja, de até oito conjuntos de cargas em CA. No exemplo de uma microgeração a partir de painéis solares, o gerenciamento da demanda dessas cargas em um sistema já implementado de três canais (cargas LEVE, MÉDIA e COMPLEMENTAR) é apresentado pela Figura 3, para um dia de insolação total. FIGURA 3 – GERENCIAMENTO DE DEMANDA PARA UM DIA DE INSOLAÇÃO TOTAL – 3 CANAIS

considerados: Cargas essenciais, de baixo consumo, como iluminação a LED por exemplo, podem estar permanentemente conectadas ao armazenamento, através do inversor CC/CA ou diretamente ao barramento CC, se permitirem. Por outro lado, cargas não essenciais de alto consumo podem estar permanentemente conectadas à rede concessionária local, evitando assim um alto custo de armazenamento, microgeração e inversores para provê-las de energia, questão de peso importante no custo dos sistemas híbridos. Observa-se que, no período do amanhecer até que a insolação produza energia para levar a 100% a carga das baterias, a energia vai sendo armazenada e ao mesmo tempo consumida. Conforme as cargas vão sendo sobrepostas ao inversor pelo gerenciador de demanda, mais energia é consumida. No processo reverso, à medida que a insolação vai diminuindo, como no entardecer, as cargas vão sendo revertidas de volta à rede local, até chegar a um valor pré-estabelecido aqui de 75% da carga nas baterias, que assim irá prover energia não só às cargas essenciais permanentemente conectadas ao inversor como para todas as demais quando houver falha na rede local, pois neste caso o gerenciador rapidamente irá repassá-las para ao inversor. Para um dia com nebulosidade variada, o Gerenciador de Demanda pode ter um comportamento como o mostrado na Figura 4. As cargas são gradualmente colocadas e retiradas da microgeração, conforme a insolação do dia varia. Importante lembrar que, para uma eficiência maior deste projeto, o excedente de energia acumulado pode ser injetado na rede concessionária local, através de um segundo inversor, do tipo on-grid ou grid-tie, mediante contrato e homologações necessários.

Fonte: Elaborado pelos autores.

Mesmo quando os três canais de comutação atribuírem diferentes fontes de energia para as suas cargas, mais dois canais podem ainda ser

Esta é a essência da metodologia proposta, um sistema semiautônomo, que busca a maior economia possível além de uma autonomia controlada. Permite o uso de fontes intermitentes e renováveis de energia, que podem ser personalizadas ao perfil do consumidor, de forma combinada.

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Para se chegar a uma metodologia operacional e quantitativa, usou-se nesse gerenciamento um microcontrolador programável de baixo custo (tipo open source, da série Arduíno), que pode se moldar à geração e ao perfil de consumo do usuário, programado para atuar sobre o controle de demanda, realizando as reversões conforme mostrado na Figura 5. FIGURA 4 - GERENCIAMENTO DE DEMANDA – CURVA DE INSOLAÇÃO – DIA NUBLADO

A programação do microcontrolador permite ainda a escolha das cargas essenciais que permanecerão conectadas prioritariamente às baterias. Todas as decisões são dadas pela medição indireta da geração e consumo de energia sobre o barramento CC, durante um espaço de tempo prédeterminado. Indireta, pois a partir da medição da tensão no barramento se calcula o percentual de carga das baterias. Dessa forma, tem-se sempre uma consolidação dos valores que representam o que está sendo gerado e consumido. O segundo passo, após a decisão tomada, é a comutação (reversão) dessas cargas, de uma fonte para outra, num processo bastante preciso que minimiza qualquer surto de corrente e centelhamento nos contatos dos relés, pois busca o momento de sincronismo de fase e a passagem por zero de ambos os sinais para efetuar essa comutação.

Fonte: Elaborado pelos autores.

A escolha de qual fonte as cargas serão supridas é feita com base no monitoramento das baterias e parâmetros temporais, entre outros. FIGURA 5 – DISTRIBUIÇÃO DAS CARGAS PARA O GERENCIAMENTO DA DEMANDA.

A geração solar fotovoltaica injeta sua energia ao barramento CC através do controlador de carga tipo MPPT (maximum power point tracking) ou ponto de máxima potência (ponto otimizado de funcionamento para o conjunto fotovoltaico). Este tipo de controle está embutido no próprio inversor off-grid, assim como o carregador (conversor CA/CC), que é conectado à rede elétrica e acionado somente na situação de descarga muito profunda das baterias. Por definição no projeto, este sistema deve operar com qualquer tipo de inversor CC/CA ou gerador CA, considerando um não sincronismo destes com a rede local uma situação comum. Assim, a programação desenvolvida busca o momento de sincronismo das fontes CA exatamente no transitório de saída de tensão zero e o início da rampa ascendente das duas fontes. Se o inversor for do tipo sincronizado com a rede CA local então não há nenhuma espera para a reversão, esta acontece imediatamente.

Fonte: Elaborado pelos autores.

Comparado com um sistema fotovoltaico ongrid, a instalação é um pouco mais complexa, pois demanda uma intervenção expressiva no quadro de distribuição de energia do imóvel, mas ainda assim mais simples do que as necessárias em instalações de automação residencial.

Com o uso de SSRs (Solid State Relay), esta reversão acontece no momento em que o sinal passa por zero na geração em corrente alternada, de forma que o tempo que a carga ficará sem corrente é nulo. Na situação das cargas desligadas, a área da curva de energia disponível se amplia consideravelmente.

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Por isso, considerou-se uma solução híbrida, já prevista na programação do gerenciador de demanda, que aciona um inversor on-grid e este injeta o excedente na rede de distribuição local. A montagem eletrônica ficou dividida em três partes: comutador, central microcontroladora e fonte, mostrados na Figura 6. Central Microcontroladora

Fonte

Comutador

local, agora contabilizada em custo monetário do kWh gerado e consumido. Essa é a principal diferença para uma geração fotovoltaica conectada comum, pois diminui a desvantagem dada pelos encargos contabilizados unilateralmente na troca de energia. A outra, não menos relevante, é a autonomia, mesmo que parcial, que acontece nos momentos de falha de fornecimento de energia na rede concessionária. Isso representa um custo importante a ser considerado, especialmente para uma atividade econômica dependente de energia elétrica. O gerenciamento de demanda já é bem conhecido e consolidado, o que se propõe aqui é uma tomada de decisões a partir do monitoramento do armazenamento local, com um chaveamento reversível entre a rede local e a energia armazenada por uma microgeração e/ou pela rede elétrica local.

Figura 6 - Montagem eletrônica Fonte: Elaborado pelos autores.

Resultados

Dentre os resultados alcançados, pode-se destacar uma economia média de 190 a 245 kWh por mês, isto é, uma economia de 42% a 54%, num sistema de 1.320 Wp em painéis fotovoltaicos, um gerador eólico de 300W, um gerador a gasolina de 350W e uma bicicleta ergométrica com gerador CC de 200W, instalado em uma residência em Curitiba, Paraná, cujo consumo médio é de 450 kWh mensais. A estatística da economia obtida foi realizada em um período de 28 meses, passando por toda a sazonalidade, levantando também os parâmetros de comportamento do banco de baterias. 5.

Discussão

O sistema apresentado é essencialmente híbrido, trazendo economia e autonomia para o consumidor. A maior parte da contabilização de troca de energia se dá em kWh, uma vez que a economia gerada se dará pelo que deixou de ser consumido da rede concessionária local. Somente nos momentos de excedente de energia é que haverá uma troca com injeção à rede

Conclusão

Este projeto abre espaço para a otimização da eficiência no uso de fontes intermitentes de energia renovável, permitindo que tais fontes estejam simultaneamente conectadas, funcionando de forma complementar entre si, além de um controle ótimo da demanda. Mesmo sendo semiautônomo, o sistema pode operar em autonomia completa, viabilizando-se inclusive em locais remotos ou de pouca disponibilidade de redes de distribuição. Comparado com um sistema híbrido, que exige uma capacidade de armazenamento e geração que suporte toda a carga, além de um chaveamento único de grande porte, necessário para a situação de ilhamento, esse projeto atua em cargas já préqualificadas em sua instalação, permitindo que tanto a microgeração como o armazenamento sejam dimensionados somente para as cargas qualificadas como essenciais. As baterias serão cada vez mais eficientes e, numa produção em larga escala, mais baratas. As possibilidades criadas podem ir muito além, permitindo um amplo controle dentro do conceito das redes inteligentes Smartgrid (atualmente já se construiu este mesmo sistema com microcontrolador IoT - internet das coisas), com a integração em grande escala dos sistemas inteligentes de armazenamento distribuído de

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energia (usinas virtuais de energia – Virtual Power Plants). 7.

Agradecimentos

Os autores agradecem, em especial, ao suporte técnico ao Projeto P&D 02866-0442/2018, executado pelos Institutos LACTEC e a COPEL Distribuição S.A., no âmbito do programa P&D ANEEL. 8.

Referências

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METODOLOGIA DE CLASSIFICAÇÃO DE CONSUMIDORES RESIDENCIAIS PARA INSTALAÇÃO ARMAZENAMENTO DE ENERGIA

SISTEMAS

Jefferson A.C. Matias1, Thaís M. Blasi2, Pedro A. B. Block3, Felipe J. Lachovicz4, Bruna V. Hoffmann5, Victor B. Riboldi6 & Alexandre R. Aoki7 Institutos Lactec & Universidade Federal do Paraná - UFPR, Curitiba, Brasil 1jefferson.matias@lactec.org.br & 2thais.blasi@lactec.org.br Institutos Lactec, Curitiba, Brasil 3pedro.block@lactec.org.br, 4felipe.lachovicz@lactec.org.br & 5bruna.hoffmann@lactec.org.br CPFL Energia, Campinas, Brasil 6riboldi@cpfl.com.br Universidade Federal do Paraná - UFPR, Curitiba, Brasil 7aoki@ufpr.br

Resumo O Brasil possui uma grande capacidade de geração de energia através de fontes renováveis. Dentro desta oportunidade de geração proveniente de fontes limpas, uma das tecnologias aplicáveis para sistemas residenciais é o sistema solar fotovoltaico, comumente instalado nos telhados das residências. Dito isto, tais sistemas apresentam alta geração solar em momentos de baixo consumo residencial, condição que pode levar ao fluxo de potência reverso. Um exemplo do impacto do fluxo de potência reverso é a variação nos níveis de tensão, o que pode prejudicar os níveis de qualidade de energia. Desta forma, a metodologia de classificação, nesse caso uma matriz esforço x impacto, irá indicar os melhores consumidores residenciais a receber o sistema de armazenamento de energia (SAE) que poderá operar mitigando o fluxo de potência reverso injetado na rede de baixa tensão, conforme apresentado nas simulações computacionais, atendendo a demanda local por geração de energia no horário de pico, melhorando a qualidade de energia elétrica, além de aumentar a confiabilidade para os usuários de tais tecnologias. Neste contexto a Companhia Paulista Força e Luz (CPFL) vêm desenvolvendo um projeto de pesquisa e desenvolvimento (P&D) que inclui a alocação de sistemas de armazenamento com baterias junto a consumidores que possuam sistemas de geração solar fotovoltaica. Palavras-Chave: Sistema Fotovoltaico, Armazenamento de Energia em Baterias, Fluxo de Potência Reverso, Matriz Esforço x Impacto. 1.

Introdução

A instalação de sistemas de geração distribuída nos centros urbanos é uma realidade em cidades de diferentes países e no Brasil não tem sido diferente. Segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), em agosto de 2018 o país apresentava mais de 35 mil unidades consumidoras (UCs) com sistemas de geração distribuída, sendo 99,4% dessas constituídas por sistemas de geração solar fotovoltaica [1]. Em

conjunto com os sistemas de geração distribuída, verifica-se a possibilidade de inserção de sistemas de armazenamento de energia (SAEs) junto à rede elétrica. A utilização de sistemas solares fotovoltaicos (SFV) apresenta benefícios para os usuários desta tecnologia e as vantagens da utilização de tais sistemas são: redução dos custos na fatura de energia, eficiência energética uma vez que a geração de energia está próxima à carga e a redução na utilização de combustíveis fósseis.

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No entanto tais sistemas em determinados momentos de alta irradiação e baixo consumo de energia, apresentam impactos na rede de baixa tensão, como por exemplo: fluxo de potência reverso [2] e variações no perfil de tensão. Uma característica dos SFV é o momento de pico de geração, que ocorre entre 12h00 e 14h00, e que não é simultâneo com o horário de pico de consumo residencial, o qual geralmente ocorre entre 14h00 e 16h00 no verão e 18h00 e 21h00 no inverno. Esta condição que pode levar a injeção da potência excedente gerada na rede, processo esse chamado de fluxo reverso de potência no secundário do transformador da rede de distribuição, passa a ser mais preocupante quando a mesma apresenta elevados índices de penetração desses sistemas. Um exemplo do impacto do fluxo de potência reverso, ou seja, quando há energia injetada nas redes de distribuição da carga para a subestação, é relacionado às variações nos níveis de tensão, às quais podem prejudicar os níveis de qualidade de energia garantidos pelas concessionárias de energia [2]. Tendo em vista a existência dos sistemas de geração distribuída, passa a ser relevante estudar a aplicação de SAEs, os quais podem ser alocados na rede junto aos sistemas de geração ou de modo concentrado diretamente junto às subestações ou em pontos críticos dos alimentadores de acordo com a aplicação desejada. Esses sistemas apresentam uma série de possibilidades de aplicações, dentre as quais se destacam: o controle de tensão, regulação de frequência, a redução da intermitência de fontes renováveis, nivelamento de carga, do inglês load leveling, redução do pico de carga, do inglês peakshaving e o reestabelecimento de energia no caso de blackout, denominado black start [3] , além de serem capazes de atuar como reserva para o sistema elétrico [4]. Os sistemas de armazenamento podem ser classificados de acordo com o modo como a energia é armazenada, sendo divididas em potencial, elétrica, térmica, mecânica, química e termoquímica [4]. Dentre as tecnologias existentes,

o armazenamento por baterias tem se destacado, por serem compatíveis com sistemas de grande porte, na ordem de MW (megawatts) [5], e com sistemas de pequeno porte, nesse caso na ordem de kW (quilowatts) [2], uma vez que apresentam elevadas densidades de potência e de energia, associados a custos cada vez menores comparativamente a outras tecnologias de SAEs [6]. Neste contexto a Companhia Paulista Força e Luz (CPFL) vêm desenvolvendo o projeto de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) “Implementação, Desenvolvimento e Análise de aplicações de Tecnologias de Armazenamento de Energia na Operação de Redes de Distribuição da CPFL” da Chamada Estratégica nº 21 da Aneel, em conjunto com os Institutos Lactec e a Unicamp. O projeto engloba dentre outras aplicações, a alocação de sistemas de armazenamento de pequeno porte com baterias junto a consumidores que possuam sistemas de geração solar fotovoltaica, buscando atender a demanda por geração no horário de pico de consumo e melhorias na qualidade de energia elétrica. 2.

Objetivo

Neste artigo, pretende-se demonstrar o processo de avaliação de possíveis unidades consumidoras com sistemas de geração solar fotovoltaica candidatas a receberem a instalação de SAE de pequeno porte, por meio da avaliação de critérios de esforço e impacto dos sistemas em cada localidade. Bem como, busca estudar o comportamento do SAE como ferramenta de mitigação quanto ao fluxo de potência reverso. 3.

Métodos

Esta pesquisa faz parte do estudo de caso sobre as Unidades Consumidoras (UCs) de interesse para a instalação de um SAE de pequeno porte. A qual se caracteriza com uma pesquisa quantitativa de análise dos dados baseada na matriz Esforço x Impacto para orientar a decisão de quais locais são tecnicamente relevantes para instalação do SAE. A metodologia adotada consiste em dar notas para critérios de esforço e de impacto avaliando as características de cada uma das UCs, dados estes

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Potência do Inversor Fotovoltaico;

obtidos por meio de medições realizadas em campo.

Relação Energia Exportada pela Energia Total;

Neste trabalho os critérios de impacto refletem as melhorias que o SAE pode oferecer para o sistema a montante do seu ponto de conexão e os critérios de esforço refletem a dificuldade de realizar a operação deste SAE. Em outras palavras, a análise da matriz Esforço x Impacto busca os pontos de conexão que apresentem condições favoráveis para a operação do SAE (menor esforço), ao mesmo tempo em que possa fornecer melhorias técnicas para este sistema (maior impacto). A fim de se verificar o comportamento da rede elétrica nos pontos com a inserção dos sistemas de baterias, foram realizadas simulações quase dinâmicas de fluxo de potência utilizando a ferramenta computacional DIgSILENT PowerFactory, considerando o horizonte de um dia para análise. Nessas simulações foi levada em consideração a curva de carga do consumidor com sistema de geração solar fotovoltaica, de modo que parte de sua demanda é atendida pela geração local e o excedente é atendido pela rede elétrica. Na sequência realizou-se a mesma simulação de modo a verificar o comportamento do fluxo de potência quando a residência apresentar, além do sistema de geração o sistema de armazenamento. Para esse tipo de análise convém realizar a simulação do fluxo de potência a partir do ponto de conexão da carga com a rede, uma vez que a mesma permite verificar o sentido da potência entre a carga e a rede, ou seja, identificando os instantes em que pode ocorrer fluxo reverso de potência e como as baterias devem operar para reduzir esse efeito. 3.1 Definições das regras e critérios a serem analisados pela matriz de Esforço x Impacto Tendo como base os dados medidos nas unidades consumidoras, é possível definir as regras para a avaliação de cada critério de comparação escolhido para classificar cada possibilidade de solução na matriz. Os critérios utilizados estão apresentados abaixo:

Demanda máxima; Potência máxima de geração; Tensão Máxima; Tensão Mínima; DRP 1: 0; DRC 2: 0. Para cada critério são definidas regras, as quais são pontuadas de acordo com cada um dos níveis possíveis de classificação: muito baixo (1 ponto), baixo (2 pontos), médio (3 pontos), alto (4 pontos) e muito alto (5 pontos). Convém destacar que uma nota cinco para o esforço é algo ruim, uma vez que o melhor esforço é o menor possível, enquanto para o impacto a mesma nota representa a melhor situação, uma vez que está sendo avaliado o impacto do sistema junto à rede elétrica e o impacto do mesmo é desejado pela concessionária. Desta forma serão apresentadas as definições das regras de dois critérios: potência do inversor e energia exportada total e seus níveis de classificação a fim de exemplificar o processo de definição do melhor ponto a ser instalado o SAE. 3.2. Potência do Inversor Quanto maior a penetração de geração fotovoltaica maior são os efeitos negativos na rede em que estão conectados como, por exemplo, sobretensão, fluxo de potência reverso, flutuação de injeção de potência, entre outros [2]. Desta forma, é de interesse deste trabalho que o ponto de conexão apresente a maior quantidade de geração fotovoltaico possível. Esta característica contribuirá para garantir que a instalação do SAE irá fornecer melhorias para a correção dos desafios citados. Em outras palavras, quanto maior a penetração de geração fotovoltaico maior será o impacto na melhoria da qualidade de energia no ponto de conexão fornecida pelo SAE, ao mesmo tempo em 1 2

DRP: Duração relativa da transgressão de tensão precária DRC: Duração relativa da transgressão de tensão crítica

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que garantirá a possibilidade de diversos tipos de operação do SAE. [8]. No diagrama da Figura 1 é possível verificar as regras de pontuação definidas. Os valores utilizados neste diagrama (3kW e 10kW) é o range de potência dos inversores instalados nas UCs candidatas a receberem o SAE.

Pois, se o carregamento estiver abaixo de 25% ou acima de 75% o esforço do sistema será alto e o impacto será baixo [2]. Desta forma, no diagrama da Figura 2 é possível verificar as regras de pontuação definidas para este quesito.

Figura 2 – Regras de esforço e impacto - Razão entre energia excedente exportada pela energia total. Figura 1 – Regras de esforço impacto para a potência dos inversores. Fonte: Elaborado pelos autores.

Onde: E = Esforço operativo do SAE, representado de 1 até 5 em letra vermelha. 1- Muito baixo; 2 – Baixo; 3 – Médio; 4 – Alto; 5 – Muito alto. I = Impacto representado de 1 até 5 em letra verde. 1- Muito baixo; 2 – Baixo; 3 – Médio; 4 – Alto; 5 – Muito alto.

Razão entre a energia excedente exportada pela energia total A energia gerada pelos SFV instalados junto aos consumidores deve ser capaz de atender parte da demanda energética do mesmo. Em alguns instantes, quando a geração do sistema é superior a demanda existente pelo consumidor, essa energia passa a ser exportada para a rede de distribuição. Desta forma, através do conhecimento científico apresentado em [9], [10] [11] observou-se a possibilidade de armazenamento desta energia através de um SAE, possibilitando benefícios técnicos e econômicos tanto para a rede (concessionária) quanto para o proprietário do sistema (consumidor). Assim, foi desenvolvido um conceito para análise deste critério, uma vez que a razão entre a energia excedente exportada pela energia total representa a quantidade de energia fotovoltaica excedente injetada na rede de baixa tensão. Para este quesito, foi identificado que o menor esforço operativo do SAE e o maior impacto ocorrem quando a razão entre a energia excedente exportada e a energia total está próxima a 50%.

Fonte: Elaborado pelos autores.

Onde: E = Esforço operativo do SAE, representado de 1 até 5 em letra vermelha. 1- Muito baixo; 2 – Baixo; 3 – Médio 4 – Alto; 5 – Muito alto. I = Impacto representado de 1 até 5 em letra verde. 1- Muito baixo; 2 – Baixo; 3 – Médio; 4 – Alto; 5 – Muito alto.

Resultados

Com a definição dos critérios técnicos de avaliação para os SAEs, os mesmos recebem pontuações de acordo com seu esforço e impacto. Na sequência é realizada a soma das pontuações, atribuindo a cada candidato uma nota final referente ao esforço e ao impacto. Ao todo 17 UCs candidatas foram avaliadas seguindo esta metodologia. A partir dos resultados de avaliação das UCs é possível construir uma matriz de avaliação esforço e impacto, apresentada na Figura 3. Deseja-se buscar as UCs que apresentem o menor esforço e o maior impacto possível, sendo essas as que se encontram dentro das regiões destacadas na matriz da Figura 3. Considerando a área de maior interesse, maior impacto e menor esforço, destacam-se portanto, as UCs: • UC 09 • UC 03. (Figura 3 - destaque superior esquerdo) 5.

Discussão

A UC 09 possui uma conexão elétrica trifásica e está classificado como consumidor do tipo B3 – Industrial. A seguir são apresentados os dados técnicos levantados deste consumidor e utilizados nos quesitos da análise de esforço versus impacto. Potência do Inversor Fotovoltaico: 8,50 kWp

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27%

Relação Energia Exportada pela Energia Total: Demanda máxima: 6,28 kW Potência máxima de geração: 1,49 kW Tensão Máxima: 1,012 pu Tensão Mínima: 0,952 pu DRP: 0 DRC: 0

Figura 4 - Simulação – (UC 09) – SAE 2kW/6kWh. Fonte: Elaborado pelos autores.

Figura 3 - Classificação das 17 UCs avaliadas Fonte: Elaborado pelos autores.

A fim de avaliar a redução do fluxo reverso de energia existente na rede de distribuição de baixa tensão quando o mesmo apresenta geração fotovoltaica, são realizadas as simulações quase dinâmicas de fluxo de potência na ferramenta DIgSLIENT PowerFactory, considerando os cenários ex ante e ex post a inserção de SAEs para as UCs 09 e 03. Na UC 09 foi realizada a simulação cujos resultados estão apresentados nas Figuras 4 e 5. Para modelagem do consumidor foi utilizado o perfil de potência diário sem baterias (Carga da Residência – cenário ex ante retratado na curva em verde), e foi avaliada a aplicação da operação de deslocamento de carga realizada pelo SAE (Linha – cenário ex post retratado na curva em vermelho). Com o intuito de embasar também a avaliação do dimensionamento do SAE de pequeno porte para cada consumidor, as simulações foram realizadas considerando dois tamanhos do SAE: • 2kW/6kWh; • 5kW/15kWh.

Figura 5 - Simulação – (UC 09) – SAE 5kW/15kWh. Fonte: Elaborado pelos autores.

Apesar dos valores de potência não serem elevados, o SAE de 5kW/15kWh demonstrou uma aplicação mais adequada para o consumidor avaliado devido à redução da demanda nos horários fora da geração fotovoltaica (destaques nas Figuras 4 e 5) e também por apresentar menor injeção de energia decorrente da geração fotovoltaica na rede, ou seja, menos fluxo reverso, em comparação com a aplicação do sistema de 2kW. No caso da UC 03, este consumidor possui uma conexão elétrica bifásica e está classificado como consumidor do tipo B1 – Residencial. A seguir são apresentados os dados técnicos levantados deste consumidor e utilizados nos quesitos da análise de esforço versus impacto.

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Potência do Inversor Fotovoltaico: 5,00 kWp Distância até a Subestação: 4,04 km Relação Energia Exportada pela Energia Total: 71% Demanda máxima: 10,61 kW Potência máxima de geração: 4,09 kW Tensão Máxima: 1,023 pu Tensão Mínima: 0,994 pu DRP: 0 DRC: 0

Avaliando os resultados para a UC 03, verificase que o SAE mais adequado é o de 2kW/6kWh, uma vez que não apresenta fluxo reverso de energia para a rede de baixa tensão. 6.

Conclusão

O presente artigo descreve as atividades realizadas para avaliação técnica das UCs candidatas a receber os SAEs de pequeno porte. Os estudos introduziram o conceito de matriz esforço x impacto, e de como esta ferramenta auxilia na seleção dos melhores candidatos. A avaliação detalhada do desempenho das UCs com melhor desempenho é realizada através de simulações no software DIgSILENT PowerFactory com base nos dados de monitoramento das UCs com relação à carga e a geração do SFV, além de contemplar a modelagem do SAE na mesma ferramenta.

Figura 6 - Simulação – UC 03 – SAE 2kW/6kWh. Fonte: Elaborado pelos autores.

Com o intuito de embasar também a avaliação do dimensionamento do SAE de pequeno porte para este consumidor foi realiza a análise semelhante ao caso da UC 09, cujos resultados estão apresentados nas Figuras 6 e 7.

Adicionalmente esta simulação auxilia na avaliação do dimensionamento dos SAEs, visto que os impactos foram avaliados para diferentes potências e capacidades dos sistemas de armazenamento. As simulações de fluxo de potência quase dinâmico permitiram verificar a redução do fluxo reverso quando as baterias são instaladas no SFV, além de contribuir para o atendimento da demanda em horários fora da geração fotovoltaica. 7.

Esse trabalho foi desenvolvido dentro do projeto de P&D da ANEEL (PD- 02937-3018 / 2016) proposto pela CPFL Energia em parceria com os Institutos Lactec e com a Unicamp. 8.

Figura 7 - Simulação – UC 03 – SAE 5kW/15kWh. Fonte: Elaborado pelos autores.

Agradecimentos

Referências

[1] ANELL, “Unidades Consumidoras com Geração Distribuída.” 2018. [2] F. MARRA, G. YANG, C. TRÆHOLT, J. OSTERGAARD, E. LARSEN, “A decentralized storage strategy for residential feeders with photovoltaics,” IEEE Transections on Smart Grid, 2014. [3] W. SUN, C. LIU, and S. LIU, “Black Start Capability Assessment in Power System Restoration,” IEEE Energy Societ General Meeting, 2011. [4] N. et al. HATZIARGYRIOU, “The impact of battery energy storage systems on distribution networks,” Electra, vol. 297, pp. 81–89, 2018. [5] X. HAN, T. Ji, Z. ZHAO, and H. ZHANG, “Economic evaluation of batteries planning in energy storage

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ANÁLISE DE SENSIBILIDADE PARA DETERMINAÇÃO DO FATOR DE DIMENSIONAMENTO FOTOVOLTAICAS.

INVERSORES

USINAS

Cristiano Andrade de Alencar1 & Jair Urbanetz Junior2 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil 1 calencar@alunos.utfpr.edu.br & 2urbanetz@utfpr.edu.br

RESUMO O fator de dimensionamento do inversor deve ser estimado em função de uma análise técnica e econômica da relação de potência instalada de módulos com a potência nominal do inversor. Aspectos como a curva de eficiência do inversor e em que patamar de potência se espera que ele opera também influenciam na obtenção do fator de sobrecarregamento. Sendo assim o presente artigo tem por objetivo estimar o fator de sobrecarregamento de forma otimizada a partir de um estudo de caso proposto com cenários distintos para duas diferentes localidades. A metodologia consta em levantar o potencial solar de cada local, definir as características técnicas da planta e estimar a geração de energia; analisando-se a influência de diferentes variáveis na obtenção do fator de dimensionamento ótimo. Foram considerados fatores como as características técnicas do inversor e dos módulos empregados, aspectos climáticos para o local de instalação e a discretização do tempo para a análise. Foi possível observar que as limitações de potência do inversor, bem como o nível de irradiância do local, influenciam de forma mais significativa da determinação do fator de dimensionamento do inversor. Palavras chave: fator de dimensionamento do inversor, desempenho, plantas fotovoltaicas. 1.

Introdução

A partir da otimização e do aumento da relação entre a potência instalada de módulos e a potência em corrente alternada dos inversores é possível, de forma geral, se obter uma melhor relação técnico/econômica tendo em vista que se otimiza indicadores importantes de projeto como o custo nivelado de energia (LCOE) e a taxa interna de retorno (TIR). O custo dos módulos fotovoltaicos, até poucos anos atrás, era relativamente alto contemplando um pouco mais de 50% do custo total de implantação de um sistema fotovoltaico. Sendo assim, o dimensionamento dos sistemas buscava maximizar a geração de energia por módulo fotovoltaico instalado. A diminuição do custo dos módulos, em conjunto com o contínuo aumento da eficiência de conversão das células fotovoltaicas, tem motivado a otimização do

dimensionamento em busca de se reduzir custos como de estruturas metálicas e inversores, que também são parcelas significativas no custo total de implantação (CAPEX). Logo, esta otimização busca não mais se maximizar a produção específica e sim uma melhor relação entre a geração de energia e os custos desta geração. Dentro deste contexto um dos maiores desafios se encontra em obter-se uma relação de sobrecarregamento ótima para o inversor, que não penalize de forma excessiva a produção energética e que também proporcione reduções de custo substanciais que melhorem os indicadores de projeto. Em função do fator de escala em que se encontra uma usina solar, esta relação ganha uma importância ainda maior quanto maior for a potência da usina solar. O fator de

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sobrecarregamento deve levar em consideração as características climáticas do local de instalação, o tipo de tecnologia de módulo empregado, os limites de operação do inversor e outros fatores que levam a obtenção deste fator uma tarefa não tão simples e genérica. Outros fatores como, limitações da margem de escoamento da rede que está sendo interligada, a demanda de potência reativa imposta pela rede, a degradação anual dos módulos e vida útil considerada para a planta, também devem ser considerados durante a determinação do fator de sobrecarregamento. 1.

Objetivos

Ao se aumentar a relação entre a potência de inversor e a potência de módulos aumenta-se, além da potência que o inversor é submetido, mas também o nível de curto-circuito que é imposto ao inversor. Destaca-se, porém que a potência de módulo considerada para o sobrecarregamento faz referência a valores nas condições ideais de operação (STC), que muitas vezes são atingidas somente durante intervalos de tempo muito restritos ao longo do dia.

A curva de potência dos inversores obedece a sua relação com a temperatura de operação, em que quanto mais elevada for esta temperatura menor será sua potência podendo chegar inclusive a interromper por completo a conversão de potência. Este aumento de temperatura do inversor pode ser resultado tanto condições climáticas mais severas quanto de uma operação do próprio inversor em uma faixa da curva de eficiência não adequada em virtude da definição de um fator de dimensionamento incorreto. Temperaturas maiores implicam em perdas também maiores por degradação de potência, onde assim, a escolha da tecnologia de módulo empregado e, consequentemente sua influência do desempenho de geração, impacta diretamente na definição prévia do fator de dimensionamento do inversor. Além disso, grande parte das numéricas feitas para se estimar a energia é feita considerando-se uma índices de irradiação em uma base medição.

simulações geração de média dos horária de

As diferenças observadas entre os índices de irradiação, ao se comparar com uma base de minuto a minuto, podem chegar a valores por exemplo de 5% [3]. Isto implica em desprezar uma quantidade significativa de energia que também será descartada na limitação de potência por parte do inversor.

Fonte: Blue Oak Energy 2019

Do ponto de vista econômico-financeiro, um ponto ótimo do fator de dimensionamento do inversor busca minimizar o custo nivelado de energia (LCOE) e maximizar a taxa de retorno (TIR). O aumento da relação de CC/CA pode levar a uma redução significativa de custos uma vez que promove a diminuição da relação do custo em função do kWh gerado.

Esta limitação de potência ocorre devido ao inversor deslocar o ponto de máxima potência na curva I x V para um nível de corrente inferior àquele que seria resultante a uma potência superior.

Sendo assim, o objetivo é se maximizar estes parâmetros a partir da tratativa de alguns fatores que são primordiais para que se permita escolher um fator de carregamento adequado para cada planta solar.

O inversor passa então a limitar a potência de saída em corrente alternada, provocando assim perdas por limitação de potência (clipping loss).

Estes fatores são as especificações técnicas do inversor e dos módulos empregados, as características climáticas para o local de instalação e

Figura 1. Curva de geração com FDI de um dia típico

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a resolução temporal que foi considerada para as estimativas de perdas de energia

- Comparação entre tecnologia de módulos fotovoltaicos de filme fino e policristalino. Para tal, foram escolhidos, portanto dois locais de características distintas no Brasil. Um dos locais está localizado no interior do estado da Bahia, onde se têm índices de irradiação elevados e altas temperaturas. O segundo local fica na região Sul do país dentro da cidade de Curitiba, que possui temperaturas mais amenas e índices de irradiação comparativamente menores.

Figura 2. Otimização do fator de dimensionamento Fonte: Sujoy Gosh 2016

Metodologia

Para o presente estudo a proposta de metodologia apresenta uma pesquisa descritiva com uma abordagem quantitativa a partir da coleta e tratamento de dados reais de campo obtidos por instrumentos de medição de irradiância. A partir do tratamento e da análise destes dados foi feita uma análise de diferentes cenários propostos e obtidos os valores de geração de energia de forma analítica. Assim foi possível ser observada a influência de algumas variáveis chaves na produção de energia em função da característica de cada cenário, para se obter o fator de sobrecarregamento mais adequado para este cenário. No total foram traçados 04 cenários, sendo estes a combinação de duas tecnologias distintas de módulos, policristalino e filme fino, em duas localidades com índices de irradiância distintos. Os cenários foram traçados em função de: Condições climáticas (temperatura e índice de irradiação);

diferentes

- Discretização da base do tempo das medições (1 minuto e 1 hora);

Foram obtidos dados reais de medição em campo para ambas as localidades e posteriormente tratados estes dados para se obter as médias horárias de irradiação, bem como as medições de minuto a minuto para cada região. Em seguida definiu-se um arranjo típico para cada cenário, tanto para a tecnologia de filme fino quanto para os módulos de silício policristalino, e variou-se o fator de sobrecarregamento analisando-se a obtenção do seu ponto ótimo. No total foram obtidos 04 diferentes cenários que contemplam duas localidades e tecnologias de módulos diferentes. A construção dos cenários e a estimativa de geração de energia para cada um obedeceu ao seguinte procedimento: 1. Identificação do local de instalação: Levantamento do recurso solar a partir do tratamento de dados de irradiância obtidos por estações solarimétricas instaladas no próprio local. Sendo assim, foram obtidos os índices de irradiação para cada minuto e para cada hora média do mês durante o período de medição referente há 01 ano. 2. Definição de um arranjo típico em estrutura do tipo fixa para cada cenário e suas características como inclinação, potência, distância entre fileiras. 3. Definição do inversor a ser utilizado e suas características de operação em função de diferentes valores de sobrecarregamento, comportamento em carga máxima para o buscador de máxima potência e

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curva característica de potência em função da temperatura.

5. energia.

Por último, estima-se a geração de

A partir dos resultados obtidos de geração para cada cenário foi então realizada uma análise de sensibilidade variando-se a potência nominal do inversor, o índice de irradiação em função da sua discretização do tempo e o PR para fatores de dimensionamento que variaram de 100% a 160% e quantificou-se em termos percentuais a influência do valor de perda de energia para cada uma destas variáveis. 3.

Resultados

Os locais escolhidos para serem feitas as análises possuem características climáticas distintas, em que para Curitiba os índices de irradiância são menores e as temperaturas mais amenas quando comparadas com a região do interior da Bahia, próximo ao município de Irecê. Tabela 1. Identificação dos locais Local Curitiba – EV Irecê – Bahia

16% 14% 12%

6% 4% 2% 0% 1

1,1

1,2

1,3

1,5

1,4

1,6

FDI 85%

80%

75%

70%

Figura 3. Perdas por sobrecarregamento em função da variação de PR - Irecê Fonte: Elaborado pelos autores

A Tabela 2 mostra os valores em termos percentuais destas perdas de energia em função de fatores de sobrecarregamento desde 100% até 160% para cada PR distinto. Tabela 2. Análise quantitativa das perdas em função da variação de PR para diferente FDI - Irecê Perda

0,68%

85% 80% 75% 70%

1,1

0,26% 0,08% 0,02% 0,00%

1,01% 0,45% 0,15% 0,03%

1,2

2,86% 1,43% 0,61% 0,21%

FDI 1,3

5,54% 3,43% 1,73% 0,71%

1,4

8,52% 6,05% 3,74% 1,84%

1,5

11,54% 8,87% 6,22% 3,74%

1,6

14,49% 11,71% 8,87% 6,05%

Fonte: Elaborado pelos autores

A Figura 4 ilustra as curvas de perda de energia para diferentes potências de inversores ao se variar o fator de sobrecarregamento 20%

Perdas por sobrecarregamento em função da limitação de potência do inversor (Irecê-BA)

18% 16% 14%

Fonte: Elaborado pelos autores

Com os dados tratados foi feita uma análise de sensibilidade para cada região variando-se o PR (Performance Ratio) para diferentes fatores de dimensionamento de inversor. A Figura 3 ilustra esta variação para a região de Irecê para uma resolução de minuto a minuto de irradiância.

10% 8%

GHI (kWh/m².dia) 4,619 5,527

12%

Perdas

Foram coletados os dados medidos nas estações solarimétricas de cada local e em seguida estes dados foram tratados a fim de serem obtidos os valores de irradiância tanto para uma resolução temporal de minuto a minuto quanto de hora em hora.

Perdas por sobrecarregamento em função da variação de performance (Irecê-BA)

18%

Perdas

4. Em seguida foram levantadas as características específicas de cada cenário, tais como as tecnologias de módulo a serem empregadas, os índices estimados de perdas em função de sujeira, perdas por elevação de temperatura, perdas em função da qualidade e degradação do módulo para assim ser possível definir-se um valor de Performance Ratio (PR) típico para cada cenário.

20%

10% 8% 6% 4% 2% 0% 1

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6 FDI

800 kW

900 kW

1000 kW

1100 kW

1200 kW

Figura 4. Perdas por sobrecarregamento em função da variação de potência do inversor - Irecê Fonte: Elaborado pelos autores

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A Tabela 3 mostra os valores em termos percentuais estas perdas de energia em função de fatores de sobrecarregamento desde 100% até 160% para cada limite distinto de potência do inversor

elevados para locais com índices de irradiância menores, quando comparamos as mesmas perdas assumidas para locais com índices de irradiância maiores.

Tabela 3. Análise quantitativa das perdas em função da variação de potência do inversor para diferentes FDI

Tabela 4. Análise quantitativa das perdas em função da variação de PR para diferentes FDI - Curitiba

Perda

0,68%

Potência máxima do inversor (kW)

800 900 1000 1100 1200

1,1

1,05% 0,18% 0,02% 0,00% 0,00%

3,17% 0,78% 0,15% 0,02% 0,00%

1,2

6,22% 2,32% 0,61% 0,13% 0,02%

FDI 1,3

9,54% 4,81% 1,73% 0,49% 0,11%

1,4

12,85% 7,69% 3,74% 1,33% 0,41%

1,5

16,06% 10,65% 6,22% 2,93% 1,05%

1,6

19,11% 13,58% 8,87% 5,06% 2,32%

Perda

0,41%

85% 80% 75% 70%

0,17% 0,06% 0,01% 0,00%

1,1

0,59% 0,27% 0,10% 0,03%

1,2

1,33% 0,78% 0,36% 0,14%

FDI 1,3

2,38% 1,55% 0,91% 0,42%

1,4

1,5

3,71% 2,59% 1,66% 0,95%

5,29% 3,88% 2,67% 1,66%

1,6

7,04% 5,39% 3,88% 2,59%

Fonte: Elaborado pelos autores

A Figura 5 e 6 e as Tabelas 4 e 5 mostram, de forma análoga, os mesmos gráficos das Figuras 3 e 4 e suas respectivas tabelas, porém mostrando a influência destes fatores para a região de Curitiba. É possível observar, portanto, que para locais com índices menores de irradiância as perdas serão menores quando se compara fatores de sobrecarregamento iguais para estas localidades distintas.

20%

Perdas por sobrecarregamento em função da limitação de potência do inversor (EV-Curitiba)

18% 16% 14% 12%

Perdas

A partir de uma análise comparativa dos gráficos é possível observar que a limitação do inversor, devido à inclinação da curva muito mais acentuada, influencia de forma muito mais significativa as perdas por sobrecarregamento quando comparamos as perdas ao se variar o PR (performance ratio).

10% 8% 6% 4% 2% 0% 1

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

FDI 800 kW

900 kW

1000 kW

1100 kW

1200 kW

Figura 6. Perdas por sobrecarregamento em função da variação de potência do inversor – Curitiba Fonte: Elaborado pelos autores

20%

Perdas por sobrecarregamento em função da variação de performance (EV-Curitiba)

18% 16%

Tabela 5. Análise quantitativa das perdas em função da variação de potência do inversor para diferentes FDI Curitiba

14%

Perdas

12% 10% 8%

Perda

6% 4%

Potência máxima do inversor (kW)

2% 0% 1

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

FDI 85%

80%

75%

70%

Figura 5. Perdas por sobrecarregamento em função da variação de PR – Curitiba Fonte: Elaborado pelos autores

Esta análise leva a conclusão de que podemos assumir fatores de sobrecarregamento mais

0,59%

800 900 1000 1100 1200

0,60% 0,12% 0,01% 0,00% 0,00%

1,1

1,45% 0,46% 0,10% 0,01% 0,00%

1,2

2,67% 1,13% 0,36% 0,09% 0,01%

FDI 1,3

4,22% 2,08% 0,91% 0,30% 0,08%

1,4

6,05% 3,32% 1,66% 0,74% 0,25%

1,5

8,04% 4,80% 2,67% 1,36% 0,60%

1,6

10,13% 6,48% 3,88% 2,18% 1,13%

Fonte: Elaborado pelos autores

Em seguida foram comparados os valores de perdas para cada cenário, porém com diferentes resoluções temporais dos dados de irradiância para cada cenário. De forma simplificada, foi adotado um valor de PR constante para os cálculos de perdas, em que para a tecnologia de silício cristalino este valor

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imposto foi de 75% e para a tecnologia de filme fino de 80%. Sendo assim os gráficos ilustram as diferenças observadas quando as perdas consideram uma base horária ou de minuto a minuto para os dados de irradiância do modelo.

uma base horária para os dados de irradiância, em que conforme visto perdas significativas de energia podem estar sendo desprezadas na estimativa de geração. 12% 11%

12%

10%

9% 8%

8,87%

Perdas

7% 6,22%

6% 5%

5,60%

3,88%

2,67%

3,74%

3,36%

2% 1% 0,02% 0,00% 1

0,01% 0,00% 0,10% 0,00% 1

0,35%

0,01%

1,1

1,55%

0,36% 0,01%

0,15%

0,97% 0,44%

0,61% 0,15% 0,00%

0,91%

1,73%

1,75%

1,66%

Perdas de energia por sobrecarregamento para c-Si - EV/Curitiba ( PR = 75% )

10%

Perdas de energia por sobrecarregamento para c-Si - Irecê/BA ( PR = 75% )

11%

1,1

1,2

1,3

1,5

1,4

1,6

FDI

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

Dados de 1 min

FDI Dados de 1 min

Dados de 60 min

Figura 7. Perdas em função de diferentes resoluções temporais - Irecê – cSi

Figura 9. Perdas em função de diferentes resoluções temporais - Curitiba – cSi

Fonte: Elaborado pelos autores

12%

11,71%

12%

Perdas de energia por sobrecarregamento para CdTe - Irecê/BA (PR = 80%)

11% 10%

10% 8,87%

Perdas de energia por sobrecarregamento para CdTe - EV/Curitiba (PR = 80%)

11%

9% 8,19%

Perdas

7% 6,05%

5,60%

5,39%

5% 4%

3,43%

1,43%

1% 0,08% 0,00%

0% 1

0,45% 0,00%

1,1

3,88%

4% 3,23%

3% 1,35%

1,75%

1,55%

1% 0,22%

2,83%

2,59%

0,06%0,00%

0,27% 0,00%

0,78% 0,11%

0,92% 0,39%

0% 1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

1,1

1,2

1,3

1,4

Dados de 1 min

Dados de 60 min

1,5

1,6

FDI

FDI Dados de 1 min

Dados de 60 min

Figura 8.Perdas em função de diferentes resoluções temporais - Irecê - CdTe

Figura 10. Perdas em função de diferentes resoluções temporais - Irecê – CdTe

Fonte: Elaborado pelos autores

Destaca-se que para uma análise quantitativa mais completa seria necessária a incorporação dos custos tanto de equipamentos quanto de instalação, para assim ser possível juntar as curvas de perdas de energias com as de custo global, ambas em função do aumento do fator de dimensionamento do inversor, para se avaliar qual o ponto ótimo a partir de uma análise técnica e econômica. A grande maioria dos softwares de simulação de energia utilizados considera somente

Sendo assim os resultados ilustram que a escolha do fator de sobrecarregamento ótimo é dependente de fatores como de condições climáticas do local, principalmente temperatura e irradiância, características de instalação e de projeto, que influenciam na taxa de desempenho da planta, e também a discretização temporal escolhida. Foi possível observar, que fatores como a limitação de potência do inversor; que depende do

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seu modo de operação, bem como a irradiância são fatores que influenciam de forma mais significativa nas perdas por sobrecarregamento quando comparado com a taxa de desempenho da planta, por exemplo. 4.

Conclusão

Para o contexto do Brasil, que em sua extensão possui em diversos locais altos índices de irradiância, a escolha de um correto fator de dimensionamento do inversor se torna fundamental para a otimização da planta solar.

connected photovoltaic systems, Solar Energy 80, 2006, pp. 1517-1539. [8] BLUE OAK ENERGY, 2019; Disponível em https://support.renvu.com/hc/enus/articles/217475938-DC-to-AC-Ratio-or-howmany-watts-fit-on-my-inverter-, Acesso em 29/07/2019. [9] GHOSH S.; Development of Power Plants – Opportunities and Challenges, CII – Greenco Summit Hyderabad, Jun. 2016.

Outros fatores como as condições de operação, em altas temperaturas por exemplo, as características da curva de operação do inversor, a taxa de degradação anual dos módulos, dentre outros também devem ser considerados durante o processo da escolha do sobrecarregamento. Seu ponto ótimo deve ser definido em conjunto com uma análise dos indicadores econômicos que buscam otimizar a escolha do FDI em função do melhor custo-benefício. 5.

Referências

[1] KRATZENBERG G. M.; DESCHAMPS M. E.; NASCIMENTO L.; RUTHER R.; ZURN H. H., 2013, Optimal photovoltaic inverter sizing considering different climate conditions and energy prices, ISES Solar World Congress, pp. 226-234. [2] MOUNETOU R.; ALCANTARA I. B.; INCALZA A.; JUSTINIANO J. P.; LOISEAU P.; PIGUET G.; ABENE A., 2014, Oversizing array-to-inverter (DC-AC) ratio: What are the criteria and how to define the optimum?, 29th European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition. [3] BURGER B.; RUTHER R., 2006, Inverter Sizing of grid-connected photovoltaic systems in the light of local solar resource distribution characteristics and temperature, J. Solar Energy nº 80, pp. 32-45. [4] NOTTON G.; LAZAROV V.; STOYANOV L.; Optimal sizing of a grid-connected PV system for various PV module technologies and inclinations, inverter efficiency characteristics and locations, Renewable Energy 35, 2010, pp. 541-554. [5] GOOD J.; JOHNSON J. X.; Impact of inverter loading ratio on solar photovoltaic system performance, Applied Energy 177, 2016, pp. 475-486. [6] CHEN S.; LI P.; BRADY D.; LEHMAN B.; Determining the optimum grid-connected photovoltaic inverter size, Solar Energy 87, 2013, pp. 96-116. [7] MONDOL J. D.; YOHANIS Y. G.; NORTON B.; Optimal sizing of array and inverter for grid______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

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INTEGRAÇÃO DE FONTES DE ENERGIAS RENOVÁVEIS PARA FUNCIONAMENTO EM ILHA EM ÁREAS RURAIS

Maria Luiza E. Bareta1, Natália R. S. Souza2, Álvaro A. Sandim3, Alexandre G. Batista4, Roberto C. Betini5 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil

1mlbareta1460@gmail.com, 2nataliasouza@alunos.utfpr.edu.br, 3alvaroafonso10@gmail.com, 4alejjunior@gmail.com 5betini@utfpr.edu.br

RESUMO Em um mundo onde a tecnologia é cada vez mais indispensável, a qualidade e confiabilidade do sistema elétrico são fundamentais. No Brasil, país em que a maior parte da energia é produzida por usinas hidrelétricas, enfrenta-se um cenário de sobrecarga da rede existente e crescente necessidade da consolidação da geração distribuída. A geração solar, eólica, proveniente da biomassa e outras fontes de energias renováveis são uma alternativa às hidrelétricas, que requerem grandes áreas e massivos investimentos. As fontes de energias renováveis citadas podem ser arranjadas de forma a gerar energia de qualidade e confiável para áreas afastadas, como as zonas rurais, locais onde muitas vezes, a energia das concessionárias não chega. A geração distribuída permite o desenvolvimento acelerado da agropecuária brasileira e garante ao produtor autonomia em relação à produção energética. Os microgrids estruturados com fontes renováveis são uma alternativa sustentável e benéfica para o aspecto econômico e social brasileiro. Palavras chave: Microgrid, energias renováveis, meio rural, geração distribuída, potencial energético. 1.

Introdução

Alguns anos se passaram desde que o Brasil possuía um dos sistemas de produção energético mais confiável, flexível, limpo e barato do mundo. O desenvolvimento da infraestrutura para produção de energia não acompanhou o crescimento do país, no momento o setor energético do Brasil precisa de várias melhorias. Apesar de recursos naturais abundantes, acarretando em uma maior facilidade de geração, a tarifa elétrica no Brasil está entre as maiores do mundo. No estado do Paraná a tarifa convencional cobrada pela copel em 2018 é 0,53827 reais por kWh, dos quais 0,18301 (34%) são referentes aos impostos. O alto preço cobrado pela energia elétrica encarece os processos, com isso, a competitividade brasileira no cenário internacional diminui e causa desemprego. Conhecido por ser grande exportador de produtos provenientes da agropecuária, o Brasil precisa modernizar o campo para aumentar a

produtividade, o emprego rural e a renda dos trabalhadores desse setor. Com as redes de distribuição já operando com demanda máxima, a expansão das mesmas é um projeto que requer alto investimento governamental e são obras a longo prazo. A solução a curto prazo, benéfica em diversos aspectos, é a implementação de microgrids nas propriedades rurais. Os microgrids a serem implantados utilizam como fonte de energia recursos naturais e renováveis como biomassa, vento, sol e calor. A Figura 1 mostra um esquemático da composição de um microgrid ideal. 2.

Objetivos

Essa pesquisa tem por objetivo mostrar formas de aproveitar o potencial energético existente nas propriedades rurais visando à autossuficiência dos produtores e uma possível nova fonte de renda através da venda de energia. Algumas das formas de energia a serem exploradas no artigo são: eólica, solar e proveniente de biomassa.

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radiação solar no território. Segundo levantamento do Atlas Solar, realizado em 2006, o Estado brasileiro que possui maior incidência solar é a Bahia e, por sua vez, o Estado que recebe menor irradiação solar é Santa Catarina [1]. O Paraná possui um enorme potencial a ser explorado, no site do Atlas Solar Paraná é possível visualizar o índice de radiação em todas as partes do Estado, por exemplo, em Curitiba, o índice de irradiação global horizontal é 1500-1600 kWh/m2.ano [2]. 1.2. Energia Eólica Figura 1: Esquemático de Microgrid Ideal Fonte: Elaborado pelos autores

Métodos

Para o levantamento da situação apresentada foi feito um estudo bibliográfico em artigos publicados em revistas internacionais. A verificação da viabilidade de implantação dos microgrids no Brasil deu-se pelo estudo do potencial de cada fonte de energia citados e de microgrids que já operam com sucesso no mundo. 4.

Resultados 1.1. Energia Solar

Além de ser uma forma de energia limpa e renovável a energia solar é uma ótima opção de produção energética próxima ao local de utilização. Ainda é uma tecnologia cara, no entanto, com o avanço das pesquisas e investimentos na área, a tendência é que se torne cada vez mais acessível. Esta forma de produção energética também exige pouca manutenção e permite armazenar o excedente da produção. Existem duas formas de produção de energia solar: heliotérmica e fotovoltaica. A primeira converte a energia solar em térmica, a segunda converte diretamente em energia elétrica. Uma problemática da produção fotovoltaica é o descarte das placas, uma vez que não funcionem mais demandam tratamento apropriado, entretanto são inúmeras vantagens em comparação com algumas poucas desvantagens [1]. O Brasil, por estar em grande parte localizado próximo a linha do Equador, possui enorme potencial energético, devido à alta incidência de

Da mesma forma que a energia solar, pode-se afirmar que a energia eólica também é limpa e renovável. Existem diferentes modelos de aerogeradores para produção eólica. O mais conhecido é o aerogerador de eixo horizontal, amplamente utilizado em fazendas eólicas para geração de grandes quantias de energia elétrica. Esse modelo é mais restrito á esse tipo de aplicação devido ao tamanho e custo do equipamento. Existem outros modelos de aerogeradores indicados para usos em menor escala. Os aerogeradores verticais são menores e mais baratos, podem ser montados mais rentes ao solo e são mais resistentes á turbulências. Apesar dessas vantagens os aerogeradores de eixo vertical perdem em rentabilidade em relação aos de eixo horizontal [3]. O Atlas do Potencial Eólico Brasileiro, realizado em 2013, disponibiliza a velocidade e direção do vento em todo o território nacional em diferentes alturas. Com essas informações é possível estudar previamente o melhor local para instalação do aerogerador [4]. 1.3. Energia de Biomassa A biomassa é a forma de produção energética com maior potencial de crescimento no Brasil e no mundo, sendo umas das principais alternativas para a geração concentrada de energia. Biomassa por definição é qualquer matéria de origem animal ou vegetal que possa ser transformada em energia térmica ou elétrica. Existem diversos modelos de biodigestores para a produção de energia através da biomassa. Alguns biodigestores funcionam através do aquecimento da biomassa para produção de vapor,

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que irá gerar energia. Os biodigestores também podem operar por digestão anaeróbica, que é a decomposição do material pela ação de bactérias em um ambiente sem ar. O processo utilizado também pode ser a fermentação, na qual os açúcares de plantas são convertidos em álcool. O Brasil por ter extensa área de produção agrícola possui também enorme potencial de produção energética através deste recurso [5]. 1.4. Microgrids em funcionamento Implementar um microgrid em uma propriedade rural demanda estudo do potencial no local bem como a melhor forma de aproveita-lo. O pequeno arquipélago Islas Secas localizado na costa do Panamá possui 90% de sua energia fornecida por um microgrid. A instalação no arquipélago é composta de painéis solares que produzem energia durante o dia e o excedente carrega as baterias que funcionarão durante a noite de forma silenciosa, ininterrupta e sem emissão de gases. Para casos de imprevistos estão acoplados ao microgrid geradores a diesel que podem ser acionados a qualquer momento. Outro projeto de microgrid também em vigor acontece em um hospital no Haiti, em uma vila remota. Estudantes Americanos desenvolveram o projeto com placas solares em que a capacidade de geração é de 7,2 kW. A instalação também conta com um gerador a diesel para eventuais problemas [7]. 1.5. Parâmetros de qualidade Para garantir que a propriedade rural alimentada pelo microgrid possa confiar no suprimento de energia elétrica sob quaisquer circunstâncias é necessário atentar para manter os parâmetros de qualidade dentro de índices aceitáveis. Alguns dos aspectos que se deve ter atenção são as harmônicas, fator de potência, frequência, variações de tensão, flutuação de tensão, transitórios, tensão em regime permanente entre outros [6]. A constância da energia produzida garante que equipamentos não serão danificados e permite a venda da energia sobressalente para outros

produtores ou para a concessionária. É muito importante para assegurar os parâmetros de qualidade, a escolha de equipamentos de qualidade para compor o microgrid e a sua adequada instalação. 5.

Discussão

As fontes de energias renováveis expostas anteriormente são um exemplo do quanto o sistema elétrico brasileiro pode crescer sem demandar grandes investimentos por parte do governo. É importante salientar que tais fontes não são altamente controláveis, por dependerem de recursos naturais. Por isso a solução ideal é a integração destas fontes para minimizar as chances de esgotamento do recurso. Por exemplo: durante um dia ensolarado pode-se explorar a energia solar, na falta de sol explora-se a energia eólica e, faltando ambos os recursos, é possível utilizar os biodigestores. No entanto, esses três recursos estão fadados ao esgotamento, por isso a necessidade de um gerador a diesel ou ter o microgrid conectado a rede para eventuais emergências. Também é importante ter baterias ou banco de capacitores conectados ao microgrid, para poder armazenar a energia que não tem aplicação no momento. No Brasil, a instalação de um microgrid em propriedade particular ainda é muito caro e não acessível para todos. E fundamental a criação de políticas públicas que incentivem essa forma de produção energética. 6.

Conclusão

A implementação de microgrids nas zonas rurais brasileiras é um passo para acelerar o desenvolvimento do país beneficiando governo, concessionária e produtor rural. Para o produtor rural proporciona independência dos grandes centros de geração e ainda possibilita a venda do excedente da produção para a concessionária. Para que isso seja possível, é fundamental que exista um controle da energia produzida para garantir todos os parâmetros de qualidade. Do aspecto governamental poupa grandes investimentos em infraestrutura, os quais podem ser convertidos em subsídios para a instalação do

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microgrid. Também impulsiona a economia do país, gerando emprego, desenvolvimento e com foco na sustentabilidade. Para as concessionárias de energia possibilita ampliar as vendas para os grandes polos urbanos, uma vez que a rede não ficará mais sobrecarregada. Também abre novos negócios com os produtores rurais, em que a concessionária pode comprar a energia e revende-la obtendo lucro e sem demandar muitos investimentos. A Figura 2 representa resumidamente os benefícios de um microgris e o que demanda.

[2]

[3]

[4] [5]

[6]

[7]

Disponível em: < https://www.itaipu.gov.br/salade-imprensa/noticia/atlas-inedito-mostra-potencialenergetico-do-parana >. Acesso em: set. 2018. TIEPOLO, G. M.; PEREIRA, E. B.; URBANETZ JR, J.; PEREIRA, S. V.; GONCALVES, A. R.; LIMA, F. J. L.; COSTA, R. S., ALVES, A. R. "Atlas de Energia Solar do Estado do Paraná". 1a Edição. Curitiba: UTFPR, 2017. TIPOS DE AEROGERADORES PARA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA. Disponível em: < http://www.cresesb.cepel.br/index.php?section=pub licacoes&task=livro&cid=1>. Acesso em: set. 2018. NEIVA, A. DUTRA, R. MELO, S. GUEDES, V. CABRERA, A. ALMEIDA, W. BRAZ, R. Atlas do Potencial Eólico Brasileiro. Rio de Janeiro. 2017. ATLAS DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL. Biomassa. Disponível em: < http://www2.aneel.gov.br/arquivos/pdf/atlas_par2 _cap4.pdf>. Acesso em: set. 2018. ROCHA, J. Qualidade da Energia Elétrica. 2016. Disponível em: < file:///C:/Users/Maria%20Luiza/Downloads/Quali dade%20da%20Energia%20Eletrica%20_%20Apostila. pdf>. Acesso em: set. 2018. MICROGRID PROJECTS. Disponível em: < http://microgridprojects.com/>. Acesso em: set. 2018.

Figura 2: Demandas e Benefícios do Microgrid Fonte: Elaborado pelos autores

Agradecimentos

Os autores agradecem à UTFPR (Universidade Tecnológica Federal do Paraná) pela infraestrutura oferecida para o desenvolvimento destas pesquisas, e à COPEL-DIS pelo apoio e financiamento dos recursos para realização deste projeto de P&D. 8.

Referências

[1] ITAIPU BINACIONAL. ATLAS INÉDITO MOSTRA POTENCIAL ENERGÉTICO DO PARANÁ. ______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

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IMPLEMENTAÇÃO DO BIOGÁS E BIOMASSA EM MEIOS RURAIS PARA GERAÇÃO DE ENERGIA Álvaro Sandim1, Natália Souza2, Maria Luiza Bareta3, Alexandre Batista4 & Roberto Betini5 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil

1alvaroafonso10@gmail.com, 2nataliasouza@alunos.utfpr.edu.br, 3mlbareta1460@gmail.com, 4alejjunior@gmail.com 5betini@utfpr.edu.br

Resumo O avanço da demanda energética no meio rural não pode ser dissociado da modernização agrícola, do latifúndio, da mecanização do trabalho e o reduzido investimento na pequena produção. O uso do biogás juntamente com a biomassa são as formas com melhor custo benefício, para o pequeno produtor, pois tem um alto poder calorífico, no caso do biogás o procedimento é realizado através da associação de um compressor e um resfriador, permitindo que o gás entre no reator e sofra combustão juntamente com a corrente de ar. O uso dessas técnicas é uma forma auxiliar de diminuir o custo do produtor para produzir determinada cultura, além disso possibilita uma participação na oferta final de energia, assim a as concessionárias de energia tem a uma alternativa de distribuir a energia excedente para outra região, atendendo assim uma gama maior na área rural. Palavras chave: Biogás, biomassa, redes rurais, energia elétrica. 1.

Introdução

Ao longo do século XX, foram implementados, no Brasil, programas de eletrificação rural públicos e privados. Esses programas ampliaram o acesso à prestação do serviço, mas não conseguiram atender ao conjunto das famílias residentes nos bairros rurais e interessadas no fornecimento. O fornecimento de energia elétrica para os bairros urbanos apresenta as menores complexidades e custos econômicos quando comparado com os bairros rurais. O Brasil, está entre os países que cobra as maiores taxas por eletricidade. No estado do Paraná a tarifa que é cobrada pela Copel em 2018 é 0,53827 reais por kWh, dos quais 0,18301 34% são referentes aos impostos. Com as atividades rurais a cada dia mais automatizadas e produtivas, é necessário aumentar a demanda por energia elétrica e o preço da energia pesa no orçamento dos agropecuaristas, principalmente a irrigação tendo sendo metade do gasto na produção. O crescente interesse pela utilização de energia limpa e renovável e a preocupação com os impactos ambientais acarretados pela emissão de poluentes

na atmosfera e pelo descarte inapropriados de resíduos, tem incentivado o desenvolvimento de pesquisas em torno da utilização consciente desses dejetos [2] 2.

Objetivo

Esse trabalho tem por objetivo mostrar os gastos envolvidos na produção rural do Paraná e como aproveitar os resíduos da produção para auxiliar a demanda energética, através de biomassa, biogás, os quais tem alto poder calorífico e baixo custo. 3.

Métodos

Para estudo, avaliação e discussão do problema, foi realizado um estudo bibliográfico na CAPES, juntamente com o Google acadêmico. Os resultados mais expressivos advêm de artigos que tratam de forma específica do potencial energético do biogás e biomassa para produzir energia elétrica de forma eficiente. 4.

Resultados

O consumo energético nacional está ficando cada vez maior, no setor rural por exemplo, consumiu em 2015 90,89 GWh sendo o terceiro

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maior no país. A produção de energia elétrica a partir do biogás pela Figura1. O biogás é obtido através de uma estação de tratamento de esgoto (ETE). Este procedimento foi realizado através de um compressor e um cooler, permitindo que o gás entre em um reator, onde sofre combustão. Parte

desse ar é utilizada para aquecer a água que alimenta a caldeira. O vapor por sua vez é direcionado para quatro turbinas, que em paralelo fornecem energia mecânica a um gerador, que por sua vez produz energia elétrica. [3]

Figura 1 - Diagrama de fluxo Fonte: [3] GOMES, SUDA e RODRIGUES, 2017

A Tabela 1 apresenta os valores percentuais de produção excedentes de energia elétrica do biogás obtido pelo ETE. Sendo seu custo de investimento próximo a 14 milhões de dólares e custo de operação pouco maior de 2 milhões de dólares. [3] Tabela 1 – Energia e percentual de produção excedente Descrição

Valores

Energia Útil Total (MJ.dia-1) Energia Útil Total (MJ.dia-1) Energia Útil Total (MJ.dia-1)

78.168 5.709 72459

Percentual Energético (%) 7 93

Fonte: [1] CHRISTO, SANQUETTA, PIVA, CORTE, MAAS, 2018

Já no município de Colombo-PR foram levantados dados significativos em terrenos de pequenos e médios produtores de área rural, para

produção de biogás e potencial elétrico teórico, a partir de resíduos de frutas e vegetais. Bagaço de fruta gerando 520 e 93,6 ambos m³/t de massa fresca (MF) e massa seca (MS) respectivamente. Resíduos de frutas 550 e 74,93 ambos m³/t de MF e MS. Resíduos vegetais 450 e 72 ambos m³/t de MF e MS. [1] 5.

Discussão

Os resultados estudados, mostram uma grande diferença na produção da energia elétrica pelo biogás. Sendo os primeiros comparados para uma grande produção e alto investimento para ser realizado. Ambas são alternativas para melhorar os restos produzidos no dia-a-dia a fim de diminuir os impactos ambientais. uso

Mostram também um futuro promissor para o do biogás, sendo possível conseguir

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quantidades de energia elétrica significativa para se utilizar ou devolver à rede os valores de custo de investimento e operação. 6.

Conclusão

O crescente interesse pela utilização da energia renovável e preocupação com os impactos ambientais, promove a melhoria de reutilização do excedente produzido para auxiliar na produção de forma indireta. Porém com os valores de custo de investimento e operação não geram uma produção de energia com valor competitivo comparada com a nacional, sendo necessária uma ação de subsídios para facilitar sua imersão no mercado. Já por outro lado a geração de energia elétrica a partir dos resíduos de hortifruticultura tem viabilidade para pequenos e médios produtores, sendo possível aproveitar essa energia em outras atividades. 7.

Referências

[1] GIOVANNA LUNKMOSS DE CHRISTO; CARLOS ROBERTO SANQUETTA; LUANI ROSA DE OLIVEIRA PIVA; ANA PAULA DALLA CORTE; GREYCE CHARLLYNE BENEDET MAAS. Potencial de produção de biogás e energia elétrica a partir de resíduos de hortifruticultura em Colombo-pr. Disponível em: <https://webcache.googleuser content.com/search?q=cache:LAoEiJHQpygJ:https:// revistas.ufpr.br/biofix/article/download/56058/349 16+&cd=1&hl=pt-BR&ct=clnk&gl=br&client=firefoxb-ab> Acesso em: set, 2018 [2] ALEXANDRE COSME JOSE JERONYMO; SINCLAIR MALLET-GUY GUERRA. Caracterizando a evolução da eletrificação rural brasileira. Disponível em: <https://online.unisc.br/seer/index.php/redes/artic le/view/9816 > Acesso em: set, 2018 [3] G. V. GOMES; S. J. SUDA; A. P. ROSA; F. A. RODRIGUES. Estudo da Produção de Energia Elétrica a partir de biogás em e sem purificação de estação de tratamento de esgoto. Disponível em: <https://www.researchgate.net/publication/321787 228_ESTUDO_DA_PRODUCAO_DE_ENERGIA_ELE TRICA_A_PARTIR_DE_BIOGAS_COM_E_SEM_PUR IFICACAO_DE_ESTACAO_DE_TRATAMENTO_DE _ESGOTO> Acesso em: set, 2018

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BARREIRAS E DESAFIOS PARA A IMPLEMENTAÇÃO DE VEÍCULOS COMERCIAIS HÍBRIDOS E ELÉTRICOS NO BRASIL Alexandre Gerent Linhares1, Cassiano Ricardo Pelliciari de Lima2 & Manolo Lutero Gipiela3 Faculdade de Tecnologia SENAI – CIC – Curitiba - PR & 3manolo.gipiela@sistemafiep.org.br

1alexandre.glinhares@gmail.com, 2cassiano.lima@outlook.com

Resumo Devido a pressões ambientais e aos impactos causados pela utilização de veículos movidos a combustíveis fósseis, a eletrificação veicular evolui ano após ano globalmente. No Brasil, tal evolução é mais lenta, especialmente no caso de dos veículos comerciais. Este artigo visa analisar o panorama global e brasileiro dos veículos elétricos comerciais e de passeio e listar as principais barreiras à disseminação de veículos comerciais elétricos no Brasil. Através de uma revisão bibliográfica, foi possível concluir que as principais barreiras são: altos custos operacionais, alto custo de aquisição, incertezas em relação à vida útil de baterias, baixa autonomia, alto tempo de carregamento, existência e foco local nos biocombustíveis e falta de incentivos governamentais. Tais barreiras, no entanto, são mais brandas no caso dos ônibus urbanos, que deverão ser os alvos das próximas evoluções e aplicações de eletrificação comercial veicular. Palavras chave: veículos híbridos, veículos elétricos, barreiras, mobilidade e eletrificação veicular. 1.

Introdução

No âmbito da mobilidade, fontes alternativas de energia têm ganhado destaque em debates relacionados à sustentabilidade, já que o cenário mundial apresenta uma dependência energética do petróleo, uma fonte de energia não renovável e com alto impacto ambiental. Por isso, os veículos elétricos representam uma alternativa sustentável aos veículos convencionais tracionados por motores a combustão. Entretanto, diversos fatores impactam na ampla disseminação de tais veículos [1]. Dentre suas vantagens estão a eficiência, zero emissões em operação, ausência de ruído na operação, condução agradável e eventual incentivo a aquisições. Já em relação às suas barreiras, podese salientar o custo de aquisição, a baixa autonomia, o custo do aluguel ou troca da bateria, o alto tempo de recarga e a aceitação e status [1]. No caso dos veículos comerciais, tais barreiras são ainda mais latentes, já que tais veículos apresentam um perfil de trabalho e requerimentos bastante diferentes e em muitas vezes mais exigentes do que veículos de passeio [1].

Objetivo

O objetivo do presente artigo é traçar um panorama dos veículos elétricos (de passeio e comerciais) no Brasil e no mundo e, a partir disso, listar as principais barreiras à adoção e expansão do uso de veículos comerciais elétricos no Brasil. 3.

O estado da arte

3.1 Os veículos elétricos globalmente A tecnologia dos veículos híbridos e elétricos não representa uma inovação tecnológica recente, já que o conceito básico de funcionamento se mantém desde o fim do século XIX. Naturalmente, houve avanços tecnológicos importantes nos veículos atuais, como por exemplo as baterias de íon lítio e os sistemas eletrônicos. No entanto, nem os motores elétricos nem a maneira de utilização da energia elétrica gerada pelo movimento do veículo tiveram mudanças radicais. Apesar disso, desde 1930 os veículos elétricos tiveram pequena participação na história do automóvel. Apenas em 1997, a partir do lançamento do Toyota Prius nos Estados Unidos, verifica-se um número cada vez maior de

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lançamentos de automóveis híbridos e elétricos e também de unidades em circulação ao redor do globo [2] e [3]. Globalmente, as vendas de novos carros elétricos ultrapassaram a marca de 1 milhão de unidades 2017, chegando a 1,1 milhões. Na Noruega, os carros elétricos representaram 39% das vendas de carros novos. Também em 2017, o número total de veículos elétricos em circulação no mundo ultrapassou a marca de 3 milhões de veículos, chegando a 3,1 milhões – a marca de 1 milhão foi ultrapassada em 2015 e a de 2 milhões em 2016. 40% de todos os veículos elétricos encontram-se na China [4]. 3.2 Os veículos elétricos no Brasil A frota de veículos brasileira, que em 2010 era de aproximadamente 37 milhões de automóveis, tem projeção de chegar a aproximadamente 84 milhões até 2030. Tal aumento demandará mais energia nos próximos anos, tornando o uso da eletricidade no setor de transportes uma interessante alternativa aos combustíveis fósseis. Além disso, o fato de o Brasil ter um alto percentual de geração de energia a partir de fontes renováveis colabora ainda mais para tornar a eletrificação um interessante caminho para o país [2]. Atualmente não há políticas governamentais de estímulo à produção ou venda de veículos elétricos, restringindo a produção a pequenos fabricantes de biciclos, ônibus e veículos industriais e militares, em baixa escala. A parceria entre Gurgel e Furnas no final dos anos 1970 foi a primeira tentativa de produção em escala de veículos elétricos no país, resultando no desenvolvimento do Itaipu Elétrico e do Itaipu 400. Nenhum deles ganhou espaço no mercado devido a políticas de incentivo à substituição do petróleo, altos custos dos veículos e, também, baixa autonomia [5]. A única política existente é isenção do imposto de importação para veículos elétricos e a redução do mesmo de 35% para 7% no caso de veículos híbridos [6]. Observando-se a dinâmica da difusão do automóvel a etanol e do carro flex fuel e fazendo um paralelo aos veículos elétricos, é possível supor que estes veículos têm potencial para uma difusão em poucos anos, desde que haja incentivos do governo, como o que ocorre em outros países (e.g.

desoneração fiscal, disseminação de pontos de recarga ou garantia de preço competitivo) [5]. Além disso, a estimativa para o Brasil é de apenas absorver 150 mil carros elétricos por ano, o que é aproximadamente 5% das vendas anuais de veículos no país [7]. Em 2016 o país contava com apenas 6 mil veículos elétricos e híbridos, vendidos entre 2011 até 2016. O modelo híbrido Toyota Prius, com preço de 120 mil BRL respondeu por quase 80% das vendas de 2016, que atingiu a marca de 2.079 veículos [6]. Já em 2018, aproximadamente 7 mil veículos elétricos e híbridos circulam nas ruas brasileiras, de acordo com o Denatran. Apenas seis modelos estão disponíveis no país: os BMW i3 e i8, o Lexus CT200h, o Toyota Prius, o Ford Fusion Hybrid e o Mitsubishi Outlander PHEV [8]. 3.3 Os globalmente

veículos

comerciais

elétricos

Os ônibus elétricos atingiram a marca de 370 mil unidades em circulação, 99% destes na China e o 1% restante na União Europeia, Estados Unidos e Japão. A maioria das vendas destes veículos foi feitas por fabricantes chineses para o mercado doméstico. A China atinge tais números principalmente devido a programas de subsídio para a compra de veículos comerciais elétricos. Os principais players fabricantes de ônibus híbridos e elétricos são: BYD e Yutong na China; Volvo, Solaris e VDL na Europa; e Proterra nos Estados Unidos [4]. Os principais parâmetros que determinam o design de um ônibus elétrico são os materiais da carroceria e a estratégia de recarga. A escolha dos materiais da carroceria influencia na tara do veículo. Há fabricantes que usam uma estrutura de aço, que garante uma boa resistência mecânica e um baixo custo. Materiais como alumínio ou fibra de carbono são alternativas para reduzir a massa. Um exemplo de ônibus com estrutura de alumínio pesa entre 10,5 e 12t, enquanto outros modelos com estrutura de aço podem pesar até 14t. Em relação à estratégia de recarga, tais ônibus podem ser projetados para ter apenas uma carga por dia, o que requer baterias com energia acima de 250kWh. A estratégia alternativa depende de

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carregadores rápidos ou ao longo da rota do veículo. Tal estratégia exige baterias menores, em torno de 80kWh. Um desafio específico dos ônibus elétricos é o impacto de sistemas de ar condicionado (HVAC - Heating, Ventilation, and Air Conditioning) especialmente em países frios. Tais cargas consomem uma parte considerável da energia gerada ou acumulada [4]. Já os caminhões elétricos estão atualmente limitados a frotas demonstrativas e a programas específicos desenvolvidos por empresas devido a ações de responsabilidade social corporativa, com a maioria dos projetos suportada por governos locais ou nacionais, parceiros industriais e grupos de pesquisa e de lobistas. A maioria dos veículos introduzidos até o momento são caminhões médios (MD – Medium Duty) – com um peso bruto total (PBT) entre 3,5t e 15t. Já para os caminhões pesados (HD – Heavy Duty), com PBT acima de 15t, um pequeno número de modelos tem sido desenvolvido, especialmente com tecnologias puramente elétricas, híbridos elétricos a bateria com extensores de autonomia de células de combustível e puramente a células de combustível. De 2017 em diante uma série de fabricantes (OEM Original Equipment Manufacturer) anunciaram modelos elétricos. Como exemplo, há o Tesla Semi e a Daimler [4]. A figura 1 apresenta os modelos de caminhões HD anunciados e suas datas para início de comercialização. Na figura, o eixo vertical representa a autonomia (range) do veículo, o eixo horizontal representa o ano do início da comercialização do veículo e o tamanho dos círculos, o PBT (Gross Vehicle Weight) em toneladas.

Figura 1: Caminhões elétricos HD (PBT > 15t) anunciados para comercialização

3.4 Os veículos comerciais elétricos no Brasil Entre 1918 e 1928, ônibus elétricos a bateria já rodavam no Rio de Janeiro, em uma linha que passava pela Avenida Rio Branco, entre a Praça Mauá e o Palácio Monroe. Já em 1947, chegavam ao Brasil os primeiros trólebus, com início das operações de 20 unidades em 1949 pela Companhia Municipal de Transportes Coletivos (CMTC) [9]. Já em 2013, começavam a rodar em Curitiba os primeiros ônibus híbridos B215RH com sistema de tração híbrida paralela, fabricados pela Volvo do Brasil, com baterias de íon-lítio de 600V, aliados a um motor diesel de 5 litros e 215cv e um motor gerador elétrico de 120kW [10]. Em 2016, a Volvo iniciou testes com passageiros do primeiro ônibus elétrico híbrido plug-in em Curitiba. A carga do veículo era feita em estações de carregamento rápido (carga completa em até 6 minutos) em um ponto de ônibus [11]. Finalmente em 2017, ônibus fabricados pela chinesa BYD iniciaram operações na cidade de São Paulo. Tais ônibus têm uma autonomia de 250km a 300km [12]. Os caminhões elétricos no Brasil tiveram seu início em 2009, quando a Iveco, em parceria com a Itaipu Binacional, apresentou um protótipo de um caminhão Delivery Elétrico, baseado na plataforma de um Iveco Daily 55C. Tal veículo tinha 50kW de potência nominal e torque de 129 Nm, potência de pico de 80kW e torque de pico de 300Nm, uma velocidade máxima de 70km/h com carga e 85km/h sem carga, 6,9 metros de comprimento, PBT de 5,5 toneladas, uma carga útil de 2,5 toneladas, com 3 baterias tipo Zebra Z5, autonomia de 100km e tempo de recarga de 8 horas a partir da bateria totalmente descarregada [13] e [14]. Em 2017, a MAN Latin America apresentou o eDelivery, um protótipo 100% elétrico da Volkswagen Caminhões e Ônibus, veículo com autonomia de 200km. Este veículo, que estará disponível em versões de 9 e 11 toneladas, é equipado com um motor elétrico WEG AL160 de 80kW de potência e bancos de bateria de íon-lítio LiFePO4. Sua recarga poderia ser de modo rápido, onde é possível carregar 30% de carga em 15 minutos, ou de modo lento, que carrega totalmente o veículo em 3 horas [15].

Fonte: adaptado de [4] ______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

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3.5 As barreiras aos veículos comerciais elétricos no Brasil Nos últimos anos, diversos países desenvolvidos e emergentes, têm anunciado planos de proibir a venda de veículos movidos a motores de combustão interna em um futuro a curto e médio prazo [16]. Como exemplos: • Índia: fixou objetivo de pôr fim à comercialização de veículos movidos a motores de combustão interna (ICE – Internal Combustion Engines) em 2030; • China: recentemente anunciou que se prepara para proibir a venda de veículos movidos a ICE, ainda sem data definida; • França e Reino Unido: anunciaram o fim da venda de veículos Diesel e gasolina novos até 2040; a Áustria já em 2020; na Noruega, o prazo previsto é 2025 e na Holanda, 2030. O Brasil, no entanto, ainda caminha lentamente na direção de tal proibição. A nova política industrial para o setor automotivo, o Rota 2030, não deve apresentar em sua primeira fase regras para estimular o desenvolvimento de veículos híbridos e elétricos no país [16]. Em relação aos caminhões, um desafio a ser vencido é a viabilidade econômica de tais veículos. Apesar de os custos das baterias estarem diminuindo - de acima de 1.000 USD/kWh para 410 USD/kWh na indústria em geral e para até 300 USD/kWh nos líderes de mercado de veículo elétricos a bateria (BEV – Battery Electric Vehicles) – ainda há incertezas em relação aos custos passados, presentes e futuros da tecnologia dominante de Liíon [17]. Adicionalmente, os packs de acumuladores continuam sendo caros, representando até 50% do valor total do veículo. Finalmente, o preço atual de um automóvel elétrico é o dobro ou mais do que o preço de um modelo similar convencional (e.g. sedan da BYD elétrico tem um preço de venda de 230 mil BRL enquanto que o modelo convencional com motor flex tem um preço de venda de 100 mil BRL). Considerando que o VW Delivery 9.160 a Diesel custa 170 mil BRL e conhecendo-se a lógica dos veículos elétricos, o e-Delivery custaria aproximadamente 340 mil BRL [18].

Outro ponto de atenção é a vida útil das baterias. Apesar de alguns fabricantes estimaremna como sendo de 5 a 10 anos, experiências como a da Eletra mostram que tais baterias têm vida útil de 5 anos. Aliando-se tal informação ao ainda elevado preço de tais componentes, chega-se a um alto custo de intervenção em um período relativamente pequeno. Por fim, o preço da energia elétrica para consumidores residenciais vem crescendo no Brasil, apresentando uma alta média de 31,5% entre 2014 e 2017 [19]. Apesar dos ganhos ambientais em relação à emissão de poluentes dos veículos movidos a combustíveis fósseis, pouco se sabe em relação aos impactos ambientais de veículos elétricos. Das baterias (especialmente as de íon-lítio), sabe-se que sua produção, uso e descarte das baterias, representam 15% de todo o impacto causado por um veículo elétrico. A extração do lítio em si representa 2,3%. O maior impacto causado pelas baterias, no entanto, ocorre durante o fornecimento de cobre e alumínio para o ânodo, cátodo e para os cabos do sistema de gerenciamento da bateria (BMS – Battery Management System). Finalmente, o contribuidor dominante aos impactos ambientais é o mesmo na operação de tais veículos, já que no mundo em geral a geração de energia não é feita com fontes renováveis [20]. No Brasil, tais impactos relacionados à operação são menores pois 43,5% da matriz energética são de fontes renováveis, contra uma média mundial de 14,1% (valores de 2016) [21]. O Brasil adicionalmente apresenta soluções alternativas de combustíveis, como o Etanol, Diesel de cana de açúcar, Biodiesel e gás natural, com reduzido impacto ambiental, porém maior viabilidade econômica do que os veículos elétricos [18]. A introdução da fase P8 do Programa de Controle de Poluição do Ar por Veículos Automotores (PROCONVE) do Conselho Nacional do Meio Ambiente (CONAMA) no Brasil (equivalente à regulação Euro 6 na Europa) que está prevista para 2022, representa uma grande evolução nas regulações de emissões. A entrada de tal fase representa uma redução de 0,36 g/kWh de material particulado para 0,01 g/kWh e uma

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redução de 8 g/kWh de NOx para 0,4 g/kWh em relação à norma fase P3 (equivalente à Euro 1). O problema, no entanto, está no fato de que, em 2012, apenas 5% dos veículos atendiam a fase P6 do PROCONVE. 7% atendiam à fase P0 (pré-índice K e Euro 0), 3% à fase P1 (índice K, pré Euro 0), 10% à fase P2 (Euro 0), 9% à fase P3 (Euro 1), 21% à fase P4 (Euro 2) e 45% à fase P5 (Euro 3). Ou seja, 50% dos veículos pesados no Brasil ainda circulavam com níveis de emissões anterior às regulações Euro 3. Portanto, ainda que mais veículos elétricos sejam vendidos, a circulação dos veículos pré-EURO 3 traz altíssimos impactos ambientais ao país [22] e [23].

até 8 horas. Por fim, a escassez de pontos de recarga no país configura mais um obstáculo a ser transpassado [20] e [23]. 4.

Discussões

Apesar da eletrificação veicular ser considerada um caminho sem volta, um avanço na mobilidade, quando se trata de veículos comerciais, tal mudança ainda deve tardar a acontecer. Uma série de perguntas ainda deve ser respondida e, muitos avanços tecnológicos e de infraestrutura devem ocorrer para que veículos comerciais – caminhões e ônibus – deixem de ser tracionados por ICEs e passem a ser tracionados por veículos híbridos ou elétricos, especialmente no Brasil. Tal fato ocorre por uma série de razões locais e, também, globais. Globalmente falando, o custo de aquisição de um veículo elétrico, especialmente devido às baterias, ainda é muito alto, especialmente no caso dos veículos comerciais que normalmente já têm um elevado custo de aquisição (na faixa de centena de milhares de reais).

Fonte: adaptado de [24]

Ou seja, apenas com um considerável barateamento de componentes (especialmente as baterias) e de custos de produção, será possível equiparar os custos totais de propriedade (TCO – Total Cost of Ownership) de veículos comerciais elétricos aos de veículos comerciais convencionais. Consequentemente, os custos de operação de veículos comerciais elétricos ainda são muito maiores do que os custos de operação de veículos convencionais.

Outro desafio é a autonomia de tais veículos, tanto nos seus primeiros anos de operação quanto após um período de depreciação, onde as baterias passam a perder gradativamente sua capacidade de acumular energia.

Adiciona-se a este fato a ainda modesta autonomia de veículos comerciais elétricos, que chega atualmente a 500 ou 600km por recarga, representando apenas a metade de um veículo convencional.

Apesar da publicação de alguns caminhões com autonomia média de 600km por carga e de até 1000km, atualmente se fala em autonomias na faixa de 200 a 300km por carga. Caminhões a diesel com tanque de combustível com capacidade de 300 litros e com consumo de 3 km/l tem uma autonomia por volta de 900 km com um tanque.

Apesar de carros de passeio ser menos sensíveis a tal questão (normalmente usuários de carros rodam menos de 200km diariamente), tal ponto é crítico para veículos comerciais, já que o caminhão ou ônibus parado em recarga significa menos operação e consequentemente, menos faturamento. Pelo mesmo motivo, os longos de tempos de recarga são um importante desafio a ser sobreposto.

Figura 2: Comparação dos padrões de emissões da união europeia (euro 1 a euro 6) em relação ao NOx e material particulado

Além disso, os tempos de reabastecimento, que estão na faixa de poucas dezenas de minutos, são significativamente menores do que o tempo de recarga, que em veículos elétricos, que pode levar

Já no Brasil, é importante salientar que ainda não há incentivos suficientes para a adoção de

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veículos elétricos, especialmente para os comerciais. Tais incentivos têm se mostrado essenciais para maior adoção de automóveis deste tipo nos países com as maiores frotas elétrica do mundo. Soma-se a esta questão o fato de o Brasil ser pioneiro no uso de biocombustíveis como o Etanol e o Biodiesel, que se apresentam como alternativas ou complementos à eletrificação veicular. Tabela 1. Barreiras, desafios e oportunidades de solução para implementação de veículos híbridos e elétricos no Brasil. Barreiras e desafios Viabilidade econômica

Criação de empresas nacionais de veículos híbridos e elétricos Desenvolvimento de baterias de íon lítio nacionais

Vida útil e tempo de recarga de baterias Pontos para recarga de baterias Custo de energia elétrica

Oportunidades de solução Redução drástica de impostos para tornar atrativa a aquisição de veículos híbridos e elétricos importados e nacionais. Isenção de IPVA por tempo determinado. Recolhimento de IPVA sob baixo percentual do valor total do veículo depois de terminado o tempo de isenção. Incentivos fiscais e financiamento facilitado pelo BNDES para que pequenas empresas do ramo da eletrificação veicular possam desenvolver seus próprios veículos. Criar normas para a homologação dos produtos nacionais. Como o Brasil domina somente a tecnologia referente a baterias de chumbo ácido, se faz necessário incentivar mais os estudos por parte de universidades e demais institutos de tecnologia para o desenvolvimento de baterias de íon lítio. Aquisição de novas tecnologias desenvolvidas em outros países para que as baterias se mostrem mais eficientes no tempo de carga e durabilidade. Criação de rede de eletropostos em perímetro urbano e rodoviário pelas concessionárias de energia elétrica. Redução do valor do kWh para recarga de veículos elétricos.

Fonte: Elaborado pelos autores

Neste panorama, é possível estimar que dentre os veículos comerciais, os ônibus são os que têm maior potencial de eletrificação em um futuro próximo. Pode-se concluir isto pois os ônibus

urbanos percorrem distâncias menores, reduzindo o impacto da ainda baixa autonomia; ficam em garagens, mitigando os efeitos dos altos tempos de recarga; rodam em zonas urbanas com diversas paradas e acelerações, aumentando o carregamento das baterias por regeneração de energia e, podem ser carregados nas próprias paradas. A tabela 1 apresenta de forma geral as barreiras à implementação de veículos comerciais híbridos e elétricos no Brasil, bem como elenca oportunidades de solução para o assunto. 5.

Conclusão

Este artigo teve como propósito apresentar as principais barreiras e obstáculos à introdução de veículos comerciais elétricos no Brasil, através de uma revisão bibliográfica. Conforme mostrado, existem muitas dificuldades para a ampla utilização de tais veículos elétricos, como alto custo operacional, incertezas em relação aos impactos ambientais, incentivos aos biocombustíveis, falta de políticas de incentivos do governo brasileiro, alta massa e custo das baterias, alto custo de aquisição, falta de infraestrutura de carregamento, altos tempos de recarga e baixas autonomias. Portanto, pode-se concluir que os veículos comerciais movidos a combustíveis fósseis devem predominar, especialmente no Brasil, por algumas décadas antes de sua completa substituição por veículos elétricos. Porém, devido ao fato de os ônibus urbanos terem uma série de requisitos diferentes dos caminhões, provavelmente os próximos passos serão dados através deles. 6.

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ESTUDO DA GESTÃO DE ENERGIA NA MIGRAÇÃO PARA O MERCADO LIVRE DE CONSUMIDORES PÚBLICOS: ESTUDO DE CASO NA UFPR Mauro Obladen de Lara Filho1 , Luis Fernando Lang2, Clodomiro Unsihuay-Vila3 &Vilson Gonçalves Rebelo da Silva4 Universidade Federal do Paraná - UFPR, Curitiba, Brasil

1mauroobladen4@gmail.com, 2nando_sbs@yahoo.com.br, 3clodomiro@eletrica.ufpr.br

& 4vilroiz@eletrica.ufpr.br

Resumo O mercado livre de energia passou por uma grande expansão nos anos de 2016 e 2017 no Brasil: ao final de 2015, existiam 1.826 consumidores registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), enquanto no junho de 2018 este número triplicou, chegando a 5.500 consumidores. Esta movimentação se deu pelos grandes e constantes aumentos nas tarifas de energia do ambiente regulado, que tiveram reajustes muito acima da inflação neste período. Sendo assim, esse trabalho teve como objetivo analisar a viabilidade econômica, técnica e regulatória para realizar a migração de prédios públicos ao ambiente de contratação livre (ACL). Para isto, foram realizadas simulações da possível migração da Universidade Federal do Paraná (UFPR) ao ACL. Os resultados obtidos foram uma economia de 25,32% no custo final de energia anual da UFPR, sendo o período de recuperação do investimento (PRI) (payback) do investimento necessário para adequar o sistema de medição ao ACL de apenas dois anos, com taxa interna de retorno de 60%. Os resultados demonstram a grande viabilidade econômica da migração ao ACL, podendo significar economia de milhões de reais para os cofres públicos. Palavras chave: Ambiente de contratação livre, setor público, comercialização de energia, migração para o mercado livre. 1.

Introdução

No modelo atual do setor elétrico brasileiro, em vigência desde 2004, a compra de energia por parte dos consumidores pode ocorrer em dois ambientes de contratação: o Ambiente de Contratação Regulado (ACR) e o Ambiente de Contratação Livre (ACL) [1]. O decreto 5.163 de 30 de julho de 2004 estabelece as condições para a comercialização de energia no Brasil. [2]. No mercado regulado, o consumidor possui apenas uma opção de contratação de energia: por meio da empresa distribuidora que atua em sua região geográfica. A distribuidora, por sua vez, compra a energia dos agentes geradores por meio dos leilões, sendo a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) a responsável pelo estabelecimento das tarifas a

serem cobradas, de acordo com os custos de operação da empresa distribuidora, como o uso do sistema de transmissão [3], e o custo da energia adquirida. Já no mercado livre, os consumidores podem comprar sua energia diretamente de qualquer agente gerador ou comercializador, não necessitando de leilões, mas sim utilizando de contratos bilaterais com cláusulas livremente negociáveis quando ao preço, volume de contratação, prazos, etc.[4], pagando à distribuidora local apenas as tarifas de uso dos sistemas de transmissão (TUST) e distribuição (TUSD). Os consumidores aptos a negociar no ACL são denominados livres ou especiais. Os consumidores livres são aqueles que possuem demanda contratada acima de 3000 kW. Os consumidores especiais, por sua vez, são aqueles que possuem

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demanda contratada entre 500 e 3000 kW, estando estes restritos à compra de fontes incentivadas de energia, como a energia solar, eólica, biomassa, pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e empreendimentos com potência instalada inferior a 50 MW. Ou seja, o mercado livre de energia no Brasil ainda é restrito aos grandes consumidores. Nos últimos anos, entretanto, levando em conta os grandes aumentos de tarifa ocorridos no ambiente regulado, houve um crescimento exponencial no número de consumidores contratando energia no mercado livre, conforme mostra a Figura 1[5].

também detém grande parte do mercado, mas todos os consumidores podem escolher seu fornecedor, fato que também ocorre no Reino Unido e desde 2006 em Portugal [11]. Após o acidente nuclear de Fukushima, o Japão passou por reformas no Setor Elétrico que agora permitem a qualquer consumidor a escolha do fornecedor [12]. A Rússia tem progressivamente avançado na liberalização do mercado, possuindo atualmente apenas 18% de sua energia no mercado regulado [13]. Os Estados Unidos possuem estados como Ilinois onde se tem 100% de liberdade, apesar da existência do mercado regulado, todos os consumidores podem ser livres. Ou seja, praticamente todos os países desenvolvidos têm acesso ao mercado livre menos restrito que o brasileiro [14]. Segundo a Associação Brasileira de Comercializadores de Energia (ABRACEEL) [4], algumas das vantagens proporcionadas pelo mercado livre de energia são:

Figura 1: Evolução do ACL no Brasil Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

Vale ressaltar também que a expansão do mercado livre de energia é uma tendência global. Na Europa, a Alemanha desde a Law on the Fuel and Electricity Industries [6] de 1998 estabelece e liberdade de escolha de fornecedores para todos os consumidores [7]. A Espanha segue modelo similar, baseado na lei 24/2013 [8], porém separa os consumidores entre aqueles que contratam energia exclusivamente de comercializadores e aqueles que podem negociar livremente com os geradores. No entanto, nenhum consumidor é restrito a uma concessionária como acontece no mercado regulado brasileiro. A França, apesar de ser um mercado também desregulado pela Nouvelle Organisation du Marché de l’electricité de 2010 [9], possui na EDF (empresa estatal) 95% do mercado de distribuição de energia. Já na Itália [10], a Enel

- Poder de escolha do consumidor, que no mercado regulado fica completamente restrito às negociações feitas por sua concessionária local e pelas determinações de tarifa da ANEEL, enquanto no ACL possui uma grande gama de produtores, de diferentes fontes de energia. - Competitividade, promovida pela intensa competição entre agentes geradores no ACL, tornando no geral os preços mais competitivos em relação ao ambiente regulado. Segundo a ABRACEEL, entre 2003 e 2015, os consumidores do ACL economizaram 18% (ou R$ 45 bilhões de reais) em relação ao que teriam gasto no ACR. - Flexibilidade, pois os termos do contrato podem ser mais facilmente negociados, podendo incluir inclusive diferentes preços para cada época do ano. - Previsibilidade, pois as tarifas no ambiente regulado são reajustadas periodicamente sem possibilidade de um planejamento prévio por parte do consumidor, ao contrário do mercado livre em que contratos de longo prazo podem ser estabelecidos com preços previamente definidos no momento da assinatura.

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Apesar de todas estas vantagens, o setor público brasileiro ainda é regido pelo mercado regulado. Sendo assim, torna-se interessante realizar um estudo sobre as possibilidades de aproveitamento da oportunidade de contratação no ambiente livre, visando à redução de custos com energia elétrica, que representam uma parcela significativa dos custos de instituições públicas: apenas no âmbito da UFPR, a energia elétrica representa um custo de aproximadamente R$ 13 milhões na Lei Orçamentária Anual de 2018, estando entre as três maiores despesas de custeio da universidade no período [15]. 2.

Metodologia

O presente trabalho tem por finalidade realizar uma análise da migração para aquisição de energia elétrica no mercado livre de consumidores do poder público. Dentre os objetivos específicos estão (i) Estudar as possibilidades de migração para aquisição de energia elétrica em toda Universidade Federal do Paraná; (ii) Analisar a viabilidade econômica simulando os investimentos e verificando as vantagens econômicas. 3.

Materiais e métodos

É importante ressaltar que, o marco regulatório atual, ainda não permite que empresas do poder público no Brasil realizem a migração ao mercado livre de energia. Alem do entrave regulatório há outros desafios a serem considerados tais como, a necessidade de abertura de uma conta corrente junto ao agente de liquidação e custódia da CCEE, que atualmente é o Banco Bradesco, sendo que o poder público utilizase apenas dos bancos públicos Caixa Econômica e Banco do Brasil [16], e também as limitações impostas pela lei 8.666/1993, que determina que as contratações realizadas pelo setor público devem ser realizadas mediante licitações [17]. No entanto, desde fevereiro de 2017, o governo federal desenvolve junto à consultoria Prime Energy um projeto para migração de 34 unidades consumidoras localizadas no Distrito Federal para o mercado livre de energia [18]. Sendo assim, fica configurada uma tendência de evolução neste mercado, sendo desde já relevante a realização de estudos que facilitem tomadas de decisão futuras.

O presente estudo considerou para análise, as faturas de energia elétrica agrupadas da Universidade Federal do Paraná no período de um ano, de abril de 2016 até março de 2017. A universidade possuía neste período demanda contratada total de 5.104 kW, podendo assim já ser enquadrada como consumidora livre. Ainda, constatou-se que a UFPR possui um total de 61 unidades consumidoras diferentes, sendo 38 delas alimentadas em baixa tensão (tarifa convencional do grupo B3) e 23 alimentadas em tensão de 13,8 kV, enquadradas na tarifa horo-sazonal Verde (grupo tarifário A4). Segundo a regulamentação para migração ao ACL, cada unidade consumidora que deseje realizar a migração deve custear a adequação do sistema de medição de energia ao Sistema de Coleta de Dados de Energia (SCDE), com um medidor que atenda ambos os sentidos de fluxo de energia, possua aprovação do INMETRO e atenda os requisitos metrológicos da classe 0 e classe 2 da norma NBR 14519. Considerando que o custo médio para adequação deste sistema de medição é de R$ 20.000,00 por unidade consumidora [19], optou-se por realizar o estudo apenas para as 23 unidades consumidoras alimentadas em 13,8 kV, pois estas representam 97% do consumo de energia da universidade. Outra consideração feita é a necessidade de adequação de tensão: pelo decreto 5163/04, caso as unidades consumidoras tenham sido conectadas à rede antes de 07 de julho de 1995, a migração ao mercado livre só é possível caso a tensão de alimentação seja igual a 69 kV ou superior, o que não é verdade no caso analisado, já que a maioria das instalações foi conectada à rede antes desta data e possui tensão de alimentação de 13,8 kV. Porém, a lei 9074/1995 estipula que a partir de 01 de janeiro de 2019, esta obrigatoriedade de tensão de alimentação mínima de 69 kV não estará mais em vigor, estando todos os consumidores do grupo A com demanda contratada acima de 3000 kW liberados para migração ao mercado livre, independentemente da tensão de alimentação. Assim, considerando que as restrições atuais referentes à migração da UFPR para o mercado livre sejam resolvidas (sendo que há perspectiva de

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resoluĂ§ĂŁo brevemente), foram realizadas simulaĂ§Ăľes de migraĂ§ĂŁo, utilizando em princĂpio trĂŞs cenĂĄrios: foram calculados os custos anuais em energia elĂŠtrica das 23 unidades consumidoras consideradas para o ambiente regulado, migrandose para o ambiente livre como consumidor especial, jĂĄ que apesar de neste caso haver restriĂ§Ăľes quanto Ă fonte primĂĄria utilizada para geraĂ§ĂŁo da energia elĂŠtrica, a compra das chamadas energias incentivadas usualmente confere descontos ao consumidor nas tarifas de uso dos sistemas de transmissĂŁo e distribuiĂ§ĂŁo, e por fim, migrando-se para o ACL como consumidor livre, podendo aproveitar de energia mais barata de fontes jĂĄ consolidadas que possuem uma alta competitividade econĂ´mica como as usinas eĂłlicas, hĂdricas, etc. Por fim, a alternativa considerada mais adequada foi selecionada e foi realizada a anĂĄlise de viabilidade econĂ´mica considerando o PRI (payback), a taxa interna de retorno e o valor presente lĂquido, considerando o investimento total de R$ 460.000,00 para adequaĂ§ĂŁo do sistema de mediĂ§ĂŁo das 23 unidades consumidoras a serem migradas. 4.

Resultados

Utilizando os dados das faturas de energia da UFPR para o perĂodo analisado, na Tabela 1 apresenta o consumo e demanda registrados para o conjunto de unidades analisada. Tabela 1: Dados de consumo e demanda da UFPR

Para a anĂĄlise econĂ´mica, foi considerado um perĂodo de anĂĄlise de 25 anos, o investimento total foi de R$ 460.000,00, que corresponde o custo estimado na adequaĂ§ĂŁo dos medidores das unidades consumidoras da UFPR a ser migradas ao mercado livre e foi assumido que o preĂ§o da energia elĂŠtrica se mantĂŠm constante ao longo dos anos. a.

Ambiente de ContrataĂ§ĂŁo Regulado (ACR) Para o ACR, foram consideradas as tarifas vigentes para a concessionĂĄria local, a Copel, para o grupo A4 e tarifa horo-sazonal verde para o perĂodo estipulado. Estas tarifas estĂŁo evidenciadas na Tabela 2.

Tabela 2: Tarifas aplicĂĄveis para o ACR. TARIFAS DEMANDA FORA PONTA (R$/kW) ULTRAPASSAGEM PONTA (R$/kW) ULTRAPASSAGEM FORA PONTA TUSD Ponta (R$/kWh) TUSD Fora Ponta (R$/kWh) TUSD Demanda Ponta (R$/kW) TUSD Demanda Fora Ponta (R$/kW) PIS (%) COFINS (%) ICMS (%) IRPJ (%) CSLL (%) CONSUMO PONTA (R$/kWh) â&#x20AC;&#x201C; SEM CONSUMO FORA PONTA (R$/kWh) â&#x20AC;&#x201C; SEM IMPOSTOS

VALOR 22,67 28,34 28,34 0,80855 0,03953 14,17 14,17 1,52 6,98 29,0 1,35 1,125 0,36491 0,23881

Fonte: Elaborado pelos autores (2018).

Os impostos foram adicionados considerando fĂłrmula fornecida pela concessionĂĄria COPEL: đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;&#x17D;đ?&#x2018;&#x;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x201C;đ?&#x2018;&#x17D; =

đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;&#x17D;đ?&#x2018;&#x;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x201C;đ?&#x2018;&#x17D;đ?&#x2018; đ?&#x2018; đ?&#x2018;&#x2019;đ?&#x2018;&#x161;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x161;đ?&#x2018;?đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018; đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;&#x153; 1 â&#x2C6;&#x2019; đ?&#x2018;&#x192;đ??źđ?&#x2018;&#x2020; â&#x2C6;&#x2019; đ??śđ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x201C;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018; â&#x2C6;&#x2019; đ??źđ??śđ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x2020;

(1)

AlĂŠm disso, a demanda contratada, mas nĂŁo utilizada deve ser tarifada sem a incidĂŞncia de ICMS.

Fonte: Elaborado pelos autores (2018).

Com isso, foi possĂvel estimar os custos anuais da UFPR com a energia no ACR, conforme a Tabela 3.

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Tabela 3: Custos estimados no ACR da UFPR

Fonte: Elaborado pelos autores (2018).

Concluiu-se então que o custo anual para esta modalidade é de R$ 10.786.938,91 para o período analisado. b. ACL - Consumidor Especial Para este caso, neste trabalho assumimos um preço de energia de 0,22 R$/kWh o que corresponde à média dos preços de energia incentivada no período analisado [21]. Tabela 4: Tarifas a serem consideradas no ACL Especial. TARIFAS VALOR DEMANDA FORA PONTA (R$/kW) 22,67 ULTRAPASSAGEM PONTA (R$/kW) 28,34 ULTRAPASSAGEM FORA PONTA (R$/kW) 28,34 TUSD PONTA (R$/kWh) 0,40428 TUSD FORA PONTA (R$/kWh) 0,01977 TUSD DEMANDA PONTA (R$/kW) 7,085 TUSD DEMANDA FORA PONTA (R$/kW) 7,085 PIS (%) 1,52 COFINS (%) 6,98 ICMS (%) 29,0 IRPJ (%) 1,35 CSLL (%) 1,125 CONSUMO PONTA – SEM IMPOSTOS 0,2233 CONSUMO FP – SEM IMPOSTOS 0,2233 ENCARGOS CCEE (%) 0,5 Fonte: Elaborado pelos autores (2018).

Considerou-se também um desconto de 50% na TUSD pelo fato da compra ser proveniente de energia incentivada. Adicionaram-se também os impostos e encargos a serem pagos, resultando nos valores apresentado da Tabela 4. Aplicando o consumo e demanda registrados durante o período analisado e os impostos conforme realizado anteriormente, os custos estão representados na tabela 5. Concluiu-se então que o custo anual para esta modalidade é de R$ 8.044.032,60 para o período analisado. Este resultado representa uma redução percentual do custo em energia da UFPR de 25.42% comparado ao caso onde a UFPR está enquadrada atualmente (ACR). c.

ACL - Consumidor Livre

Para este cenário, considerou-se a compra de fontes de energia convencionais em contratos de longo prazo. Ou seja, não foi aplicado o desconto de 50% na TUSD, porém o custo da energia em kWh proveniente deste tipo de fontes já consolidadas é bem menor, neste trabalho foi considerado igual a 0,12 R$/kWh, o que corresponde a media dos preços de energia no ACL.

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Tabela 5: Custos estimados no ACL - Especial

Fonte: Elaborado pelos autores (2018).

As tarifas para esta situação estão representadas na Tabela 6. Tabela 6: Tarifas a serem consideradas no ACL - Livre. TARIFAS DEMANDA FORA PONTA (R$/kW) ULTRAPASSAGEM PONTA (R$/kW) ULTRAPASSAGEM FORA PONTA (R$/kW) TUSD PONTA (R$/kWh) TUSD FORA PONTA (R$/kWh) TUSD DEMANDA PONTA (R$/kW) TUSD DEMANDA FORA PONTA (R$/kW) PIS (%) COFINS (%) ICMS (%) IRPJ (%) CSLL (%) CONSUMO PONTA (R$/kWh) – S/IMPOSTOS CONSUMO F. PONTA (R$/kWh) - S/IMPOSTOS ENCARGOS CCEE (%)

VALOR 22,672 28,34 28,34 0,80855 0,03953 14,17 14,17 1,52 6,98 29,0 1,35 1,125 0,12 0,12 0,5

Fonte: Elaborado pelos autores (2018).

Os custos resultantes da aplicação, após inclusão dos impostos, destas tarifas estão explicitados na tabela 7. Assim sendo, o custo anual para esta modalidade é de R$ 7.321.212,11 para o período analisado. Este resultado representa uma redução percentual do custo em energia da UFPR de 32,12%

comparado ao caso onde a UFPR está atualmente enquadrada (ACR). Apesar de a modalidade livre ter sido aquela que representou a maior economia para a UFPR, existem restrições. Até janeiro de 2019, apenas podem ingressar como consumidores livres consumidores alimentados em tensão igual ou acima de 69 kV, sendo que todas as unidades

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consumidoras da UFPR avaliadas possuem tensão de 13,8 kV. Como uma adaptação da estrutura da Universidade para esta tensão maior demandaria investimentos elevados em transformadores, dentre

outros equipamentos, foi escolhida como mais atrativa a opção ACL - Especial, que dispensaria adequação das instalações elétricas da universidade para alimentação em um novo nível de tensão.

Tabela 7: Custos para o ACL - Livre

Fonte: Elaborado pelos autores (2018).

Por fim, o investimento obteve um PRI (payback) estimado em apenas dois anos, com taxa interna de retorno de 60% e valor presente líquido de R$ 15.198.203,22, ou seja, valores extremamente atrativos, conforme mostra a Figura 2. 5.

Discussão

Outros trabalhos relativos à migração ao mercado livre em universidades já foram realizados, obtendo resultados semelhantes. Em todos os estudos a migração ao mercado livre mostrou-se viável economicamente, com PRIs (payback) inferiores há um ano. Destaca-se o trabalho de conclusão de curso desenvolvido por Felipe Farage Rizkalla na Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ): com a migração ao mercado livre foi atingida uma economia acima de R$ 200.000,00 mensais. [20]

Figura 2: PRI (payback) do investimento. Fonte: Elaborado pelos autores (2018).

Porém, alguns dos riscos do ACL devem ser apontados: como o consumidor torna-se responsável por prever sua demanda de energia para fazer a compra, é necessário ter atenção à gestão de energia, pois caso haja subcontratação, o consumidor se expõe ao mercado de curto prazo e ao Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), que pode ser mais alto até que os custos do mercado

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regulado. A figura 3 mostra o histórico do PLD no ano de 2018., em R$/MWh.

especial e R$ 0,2388/kWh como consumidor cativo, considerando a tarifa fora de ponta).

Tomando como exemplo o mês de agosto, a energia no mercado de curto prazo custaria R$ 0,5018/kWh, valor muito superior a todas as tarifas consideradas no estudo (R$ 0,12/kWh como consumidor livre, R$ 0,22/kWh como consumidor

Ou seja, uma contratação errada de energia pode fazer com que o mercado livre tenha o efeito contrário ao esperado, pois a exposição ao mercado de curto prazo pode fazer inclusive os custos aumentarem.

Figura 3: Histórico do PLD em 2018. Fonte: CCEE.

Conclusão

Em um contexto geral, o trabalho mostrou claramente a viabilidade da migração ao mercado livre de parte dos consumidores do poder público. Neste trabalho foi estudada a migração da UFPR ao mercado livre. A mesma metodologia de análise pode ser realizada para qualquer consumidor apto a comprar energia neste mercado livre. No entanto, há de ressaltar que a migração ao ACL demanda uma grande atenção à gestão de energia, pois erros na previsão de demanda de energia podem levar a contratação excedente ou em falta de energia, expondo o consumidor ao mercado de curto prazo, onde os preços de negociação da energia podem ser muito superiores até mesmo ao preço do mercado regulado.

um futuro próximo, tornando as restrições à adesão mais brandas, permitindo a um número maior de consumidores terem a possibilidade de escolha de seu fornecedor de energia elétrica. Tomando como referência os países da União Europeia, a tendência é de que no futuro 100% dos consumidores sejam livres, e estudos como este são fundamentais para que os consumidores consigam aproveitar ao máximo das vantagens oferecidas pelo ACL. 7.

Referências

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Anais da V Conferência Internacional de Energias Inteligentes - Smart Energy / CIEI&EXPO / ASHRAE - Brasil 2018 [8] ESPANHA. Ley 24/2013. Madrid, 2013, disponível em https://www.boe.es/boe/dias/2013/12/27/pdfs/B OE-A-2013-13645.pdf [9] FRANÇA. Loi 2010-1488. Paris, 2010, disponível em https://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidT exte=JORFTEXT000023174854&categorieLien=id [10] GESTORE MERCATI ENERGETICI. http://www.mercatoelettrico.org/En/Default.aspx [11] ENTIDADE REGULADORA DOS SERVIÇOS ENERGÉTICOS http://www.erse.pt/pt/electricidade/Paginas/defau lt.aspx [12] ELP. Japan New Electricity Market, disponível em https://www.elp.com/articles/powergrid_internatio nal/print/volume-19/issue-7/features/japan-s-newelectricity-market.html [13] IEA (2014) Energy Policies beyond IEA Countries: Russia 2014. [14] CPFL Energia. CARACTERÍSTICAS DOS SISTEMAS ELÉTRICOS E DO SETOR ELÉTRICO DE PAÍSES E / OU ESTADOS SELECIONADOS. 2014. Disponível em: <https://www.cpfl.com.br/energiassustentaveis/inovacao/projetos/Documents/PB3002 /caracteristicas-de-sistemas-eletricos-de-paisesselecionados.pdf>. Acesso em: 14 set. 2018. [15] BRASIL. Lei Orçamentária Anual: Unidade 26241 – UFPR, Curitiba, 2018. [16] CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA. Procedimentos para Adesão, disponível em https://www.ccee.org.br/portal/faces/acesso_rapid o_header_publico_nao_logado/faq/faq_detalhe?cate goriaFaqId=CCEE_383107&contentId=CCEE_386124 &assuntoFaqId=CCEE_383105&_adf.ctrlstate=aafgn99km_56&_afrLoop=301997031176230#!% 40%40%3FcategoriaFaqId%3DCCEE_383107%26_afrL oop%3D301997031176230%26contentId%3DCCEE_38 6124%26assuntoFaqId%3DCCEE_383105%26_adf.ctrlstate%3Daafgn99km_60 [17] BRASIL. Lei 8.666, Brasília, 1993, disponível em http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/LEIS/L8666c ons.htm [18] CANAL ENERGIA. Prime Energy é escolhida para avaliar migração do Governo Federal ao ACL, 2017, disponível em https://www.canalenergia.com.br/noticias/46095277 /prime-energy-e-escolhida-para-avaliar-migracao-dogoverno-federal-ao-acl [19] SOUZA, Gabriel Paulo de. Análise da viabilidade técnica e econômica de migração de consumidores cativos para o mercado livre de energia: estudo de caso em indústrias da cerâmica vermelha localizadas no município de Sombrio/SC. 2016. 31 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia Elétrica, Universidade Federal de Santa Catarina, Araranguá, 2016.

[20] RIZKALLA, Felipe Farage. Migração para o Mercado Livre de Energia: estudo de caso do Centro de Tecnologia da Universidade Federal do Rio de Janeiro. TCC – Curso de Engenharia Elétrica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2018. [21] LANG, Luiz Fernando. Análise De Viabilidade Do Potencial De Geração Distribuída Solar Fotovoltaica E Da Migração Para O Mercado Livre De Energia Para Universidade Federal Do Paraná. 2017. 91 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia Elétrica, Universidade Federal do Paraná, Curitiba, 2017.

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MONITORAMENTO DE PAINEL FOTOVOLTAICO ATRAVÉS DE COMPUTAÇÃO EM NÉVOA INTEGRADO À REDE GSM. Winderson Eugenio dos Santos1, Jair Urbanetz Junior2 & Danilo Carvalho de Gouvêa3 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil & 3danilocgou@gmail.com

1winderson@utfpr.edu.br, 2urbanetz@utfpr.edu.br

Resumo Este trabalho apresenta os resultados de um estudo referente ao monitoramento da potência gerada por painéis fotovoltaicos. Os autores iniciam o artigo destacando a importância em se realizar pesquisas na área de monitoramento da microgeração fotovoltaica. Apresenta-se o caso de estudo de análise comparativa do ganho energético obtido através do uso de um seguidor solar monoaxial implantado na cidade de Curitiba (Brasil). Então descrevem, com maior detalhamento, os métodos e tecnologias computacionais empregados para se realizar o monitoramento de longo prazo, o qual totalizou 12 meses de coleta on-line de dados. Discutem-se os resultados obtidos neste caso de estudo, bem como o comparativo de outros trabalhos similares realizados neste tema. E, ao final os autores sugerem exemplos de como aplicar este know-how em grande escala, salientando alguns dos benefícios advindos. Palavras chave: monitoramento, microgeração fotovoltaica, computação em névoa, MQTT, GSM. 1.

Introdução

As fontes de energia alternativa como, eólica, biomassa e fotovoltaica vêm desde a virada do último século, conquistando de forma significativa um maior espaço na matriz energética nacional; impulsionadas principalmente por pressão de caráter ambiental, que culmina em mecanismos de incentivo ao uso de tais fontes. Neste cenário as Centrais de Microgeração 3 fotovoltaicas apresentam um grau de importância significativo. E, isto se dá pela relativa facilidade que consumidores de pequeno porte (residências, condomínios, pequenas empresas, produtores rurais) têm para instalar micro usinas deste modal energético, tornando-os assim em prossumidores (produtor e consumidor) [2]. Ainda que no atual cenário brasileiro, a matriz energética tenha nas fontes eólicas sua maior participação na fatia de fontes alternativas, com aproximadamente 8,2% da produção de energia elétrica nacional, frente aos 0,8% oriundo de Microgeração distribuída são as centrais geradoras de energia elétrica, com capacidade de fornecimento menor ou igual a 75kW, conforme Resolução 687/2015 da ANEEL [1].

fotovoltaicas (dados do 2º quadrimestre de 2018 do extraídos do site do Operador Nacional de Energia [3]), não se pode subestimar o potencial que estas últimas têm para crescimento. Há uma demanda reprimida de consumidores ávidos por terem sua própria microgeração fotovoltaica. Hipoteticamente, basta imaginar um cenário com alguns milhares de prossumidores conectados ao grid da concessionária de energia, para vislumbrar o potencial problema nos sistemas de gestão de energia. Caso não haja um mínimo de possibilidade de predição destas fontes, muita confusão poderá ocorrer no planejamento das manobras de despacho energético. Com o monitoramento e criação de um histórico, da contribuição das diversas microgerações, a concessionária terá ao seu alcance uma nova componente estratégica para o planejamento e para gestão de fontes de energia [4]. Some a isto, possíveis cenários de políticas de tarifação mais dinamicamente atreladas à demanda, e também os prossumidores auferirão maiores benefícios.

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Entretanto, um monitoramento em larga escala das microgerações fotovoltaicas não é exatamente uma empreitada simples de ser realizada. Há uma diversidade de configurações de plantas (com ou sem backup de energia), de diferentes tipos de células [5] e [6], conectadas à rede por diferentes tecnologias de inversores (principalmente no que tange aos protocolos de comunicação). E, para mais além, há no monitoramento destes dados um enorme desafio em garantir um mínimo de segurança da informação (disponibilidade, confiabilidade e privacidade). Estes argumentos já bastam para se ter uma noção da importância em se realizar esforços de pesquisa e desenvolvimento, no tema de monitoramento da microgeração fotovoltaica. 2.

Métodos

Os princípios de solução para o problema em questão podem ser elencados pelos seguintes princípios de solução:

Objetivo

Assim, o objetivo geral deste trabalho é o de analisar um caso bem sucedido, para monitoramento do desempenho da geração de painéis fotovoltaicos com rastreador solar, através da rede de telefonia móvel GSM (Global Systems For Mobile Communications). Mais especificamente, o monitoramento ocorreu numa plataforma de testes, para comparação do ganho obtido na geração a partir de um painel fotovoltaico, fixado sobre uma base móvel de grau de liberdade rotacional, instalado na cidade de Curitiba. Com este caso inicial para estudo do monitoramento de painéis fotovoltaicos os autores propõem, ao final do artigo, um modelo generalizado para o monitoramento da microgeração fotovoltaica, através de redes GSM. De forma específica, investigar o desempenho de um sistema fotovoltaico dotado de mecanismo seguidor solar de um eixo foi o objetivo principal da pesquisa realizada. Para tanto foi necessário coletar dados de potência gerada, tanto de um painel solar móvel como por outro painel solar fixo (de referência), ao longo do período de um ano. Foi, a partir de pesquisa anterior onde questões do acionamento e movimentação do painel haviam sido resolvidas [7], que se apresentou como desafio resolver problemas quanto à configuração da instrumentação e à escolha do método de coleta e armazenamento de dados em longo prazo.

Figura 1: Curvas IxV (A) e de Potência (B) Fonte: Adaptado de Wilhem Frieb [11]

3.1. A curva IxV de um painel fotovoltaico O comportamento elétrico de painéis fotovoltaicos é descrito pela curva característica IxV, onde uma dada situação de irradiância, determina quais seriam os possíveis pontos de operação do painel em termos de geração [8]. Estes pontos situam-se ao longo da curva B, mostrada na Figura 1, a qual exibe uma típica curva característica IxV, bem como a curva de potência gerada que a acompanha. 3.2. Estimativa da máxima energia Dentre os diversos pontos possíveis de operação ao longo da curva IxV apenas um em particular é capaz de gerar a maior quantidade de potência instantânea [9]. Este ponto de máxima potência (Pm) ocorre exatamente no instante em que a derivada da curva de potência torna-se nula. E, a ele correspondem os valores de tensão de máxima potência Vmp e de corrente de máxima potência Imp, todos mostrados no gráfico da Figura 1, onde a curva A mostra a potência e a curva B mostra os possíveis pontos de operação do painel fotovoltaico. A relação entre os valores de Vmp e Voc (tensão de circuito aberto), assim como entre Imp e Isc (corrente de curto circuito), podem ser obtidas

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através de ensaios; por exemplo através do método explicado e realizado por [14]. Desta forma, tornase possível inferir o valor de máxima energia gerada pelos painéis a partir das diversas medições de Voc e Isc, ao longo de várias amostragens obtidas no intervalo de tempo de interesse. Para o caso de análise de desempenho de sistemas com rastreador solar, adotou-se um período de amostragem de 3 minutos (realizadas diariamente entre 5h e 20h). 3.3. Computação em Névoa O termo Computação em Névoa (Fog Computing) é utilizado como referencia do processamento, aplicável ao fluxo de dados que atravessa a fronteira entre a camada de borda, dos processos industriais e o ambiente virtual, formado pelos sistemas de nuvem da internet [10]. O conceito, apoia-se principalmente em estruturas de hardware com capacidade tanto para comunicação em canais digitais de diversos padrões (ModBus, TCP/IP, RS-232/485, USB, etc.) assim como para entradas e saídas de sinais discretos / analógicos oriundos dos processos. Neste sentido, plataformas computacionais de pequeno porte (para instalação no interior de quadros elétricos) representam uma inovação nesta área. Como exemplo deste tipo de computador pode-se citar a CPU ST-One da empresa curitibana Smart-Tech Ltda [11]. Nesta pequena CPU, de razoável poder de processamento, há canais para comunicação em rede cabeada ou em rede sem fio, portas USB, canal de comunicação serial, e pontos de entrada e saída de sinais discretos; um arsenal de recursos, que a tornou adequada para utilização no projeto. 3.4. O protocolo MQTT O protocolo de comunicação MQTT (Message Queuing Telemetry Transport), padronizado pela norma ISO/IEC PRF 20922, é destinado para operar acima do protocolo TCP/IP, em redes de baixa disponibilidade (de alta latência) [12]. Neste protocolo a troca de mensagens é baseada num modelo denominado publicadorsubscritor, o qual quando devidamente configurado, garante que os dados do publicador sejam entregues ao subscritor, mesmo que ocorram interrupções na disponibilidade de rede; ou seja, no

retorno da conexão os dados que não alcançaram o destino são reenviados. Esta característica de confiabilidade de comunicação fez com que este protocolo, proposto em 1999 pela IBM, tenha tido uma elevada aceitação na comunidade de desenvolvedores para internet. Sistemas como Facebook Messenger, Amazon Web Services, Microsoft Azure e NodeRed incluem tal protocolo em seus serviços. O MQTT encontra-se disponível tanto através do fornecimento via plataformas pagas como outras de natureza open-source. No trabalho em questão foi utilizado o servidor RabbitMQ, um servidor gratuito. 3.5. Redes GSM Uma das principais características das redes GSM é o uso de SIM-cards (Subscriber Identity Module), ou Cartão com Módulo de Identidade para Assinante [13]. O SIM é um cartão inteligente, destacável, que contém as informações de assinatura do usuário e de seu catálogo telefônico. Do ponto de vista de segurança da informação, as redes GSM foram concebidas para ser um sistema de comunicação seguro. Nelas se incluem uma autenticação do usuário usando uma chave pré-compartilhada e uma contrarresposta. E, também inclui criptografia. No entanto, GSM pode ser vulnerável a diferentes tipos de ataques, principalmente quando estes se destinam a uma parte diferente da rede. Mesmo assim, GSM pode ser considerado como um sistema de média alta confiabilidade em termos de privacidade para sistemas de monitoramento; afinal SIM-card pode ser violado (hackeado) ou pela quebra de sigilo na operadora ou quando o mesmo fica exposto à utilização com diversos assinantes (algo que dificilmente ocorre num sistema de monitoramento). Quanto a questões de confiabilidade na transmissão dos dados, pode-se considerá-las como de elevada qualidade. Porém o mesmo não se pode afirmar quanto a questões de disponibilidade. Esta particular dimensão da segurança da informação está diretamente relacionada à política de garantia de qualidade na prestação de serviços por parte da operadora. E irá impactar diretamente na latência da rede, ou de alterações da banda de transmissão contratada.

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Resultados

Por questões de disponibilidade logística, o sistema foi instalado no Quartel do Exército do 20o Batalhão de Infantaria, localizado nas coordenadas: Latitude (-25°24'1.80"S) e Longitude (-49°14'56.40” O), operante no período de Agosto/2017 até Julho/2018.

região microclimática periférica. Na Figura 3 é possível visualizar, a título de exemplo, a curva de potência, para os dois painéis, obtida no dia 14 de Agosto de 2017.

Figura 3: Potência gerada pelo painel fixo e móvel Fonte: Extraído de Ayabe [15] Figura 2: Diagrama esquemático do sistema Fonte: Elaborado pelos autores.

O monitoramento operou de forma ininterrupta. Sua configuração final consistiu na topologia geral ilustrada pelo diagrama na Figura 2. O diagrama de aquisição utilizou o conversor analógico-digital modelo PenDAq (4 canais - [0 a 5]V - 10bits - 2kHz), da empresa Smart-Tech Ltda [11], para leitura dos sinais da tensão Voc e corrente Icc. Para medir tensão se utilizou divisor resistivo, previamente calibrado em instrumento de bancada laboratorial com 6,5 dígitos de precisão. Enquanto para a corrente realizou-se a aquisição através sensor de efeito Hall. A massa de dados adquirida, com 300 amostras diárias, foi suficiente para estimar, de forma inédita e com boa precisão, qual o ganho ao se utilizar um sistema de rastreamento solar de um eixo para painéis fotovoltaicos na microrregião de Curitiba. Foi realizada uma primeira análise estatística, referente ao período compreendido entre os meses de Agosto e Novembro de 2017 [15], onde os resultados obtidos permitiram extrapolar um ganho médio anual de 23,0% no desempenho de sistemas de geração fotovoltaico, dotado de um seguidorhorário, de eixo polar, para a cidade de Curitiba e

Discussão

Na literatura é possível encontrar diversas pesquisas investigativas quanto ao ganho de desempenho de geração fotovoltaica, a partir do uso de sistemas moveis de um eixo. Entretanto, poucas se estendem por longos períodos de análise. Assim neste particular, em [16] foi realizado um ensaio de 12 meses na cidade de Toscana (Itália), onde se relatou um acréscimo de 17,0% na geração de energia. Em [17], numa pesquisa de 24 meses realizada em Taipei (Taiwan) os autores chegaram ao valor de 24,2% de ganho. E, em [18], num trabalho elaborado em Boca Raton (EUA), pelo período de 12 meses os autores relataram um acréscimo de 15,0% na energia gerada. Durante todo período de aquisição, ocorreram algumas poucas interrupções na coleta de dados válidos. Estas foram causadas primariamente pelo subsistema de movimentação do painel móvel. Mesmo assim, apesar da parada para manutenção, o sistema de aquisição continuou a operar normalmente, trazendo dados válidos apenas para o painel fixo. Por outro lado, ocorreram também situações perda de comunicação esporádica com a rede GSM, porém nenhum dado foi perdido, uma vez que o

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protocolo MQTT enviou adequadamente os dados para a nuvem tão logo a conexão se restabelecera. 6.

Conclusão

O sistema de monitoramento através do uso de computação em névoa integrada à rede GSM, mostrou-se robusto, seguro e confiável. Não obstante as distintas regiões do globo ou os diferenciados períodos de análise, foi possível verificar que os dados de ganho energético, oriundo do uso de seguidor solar monoaxial em painel fotovoltaico, estimado para a cidade de Curitiba como 23,0% ficou bastante próximo do mesmo resultado obtido por Huang et al. [17] em Taipei (Taiwan). O fato de que as duas cidades se encontram na latitude 25º corrobora para o conceito da influência das latitudes na eficiência da geração solar fotovoltaica.

depositam em sistemas de gestão baseados em tecnologia da informação; ou ainda nas políticas públicas de regulamentação do setor de energia. Estes, e outros desafios, convertem-se em motivação aos autores, para que pesquisas nesta área continuem sendo levadas adiante. 7.

Referências

[1] RUFINO, R. D., Resolução Normativa Nº 687, Agencia Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, Brasil, 2015. [2] BONGIOLLO, Guilherme G. et MIRANDA, Tiago A., Análise de Norma para Smart-Grid. Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Departamento Acadêmico de Eletrotécnica – DAELT da Universidade Tecnológica Federal do Paraná – UTFPR. Curitiba, Brasil, 2013. [3] ONS, site do Operador Nacional do Sistema Elétrico: ons.org.br, acessado em 10/08/2018. [4] THOMAS, Mini S. et MCDONALD, John D., Power A conclusão exitosa do experimento dá aos System SCADA and Smart Grids. CRC Press Taylor & autores a segurança para afirmar que foi dado um Francis Group. EUA, 2015. importante salto na direção de um amplo [5] WANG, Guangyu, Technology, Manufacturing and Grid Connection of Photovoltaic Solar Cells. John monitoramento da microgeração fotovoltaica. Willey & Sons, EUA, 2018. Com o uso de novas CPUs, para computação [6] CONIBEER, Gavin et WILLOUGHBY, Arthur, Solar em névoa (tais como o ST-One), associado à Cell Materials Developing Technologies. John Willey comunicação GSM e protocolos com modelo & Sons, Inglaterra, 2014. [7] PETRUZZIELLO, M; PINHEIRO, F. S; ZADURSKI, A. publicador-subscritor (tais como o MQTT), será R. Projeto e Construção de Cinematismo possível coletar dados de microgeração diretamente Automatizado para Comparação Energética entre dos inversores, sem a necessidade de sensores Painel Solar Móvel e Fixo. Trabalho de Conclusão de adicionais. Atualmente quase todos os modelos de Curso apresentado ao Departamento Acadêmico de inversores para microgeração fotovoltaica Eletrotécnica – DAELT da Universidade Tecnológica apresentam algum canal de comunicação Federal do Paraná – UTFPR. Curitiba, Brasil, 2013. padronizado, ou mesmo comunicação direta com a [8] WÜRFEL, Peter et WÜRFEL, Uli, Physics of Solar internet. É desta massa de dados que concessionária Cells – From Basic Principles to Advanced Concepts. de energia poderá, então, aplicar algoritmos Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. Alemanha, 2016. [9] BISQUERT, Juan. The Physics of Solar Cells – adequados a uma estimação confiável de estados da Perovskites, Organics, and Photovoltaic microgeração fotovoltaica. Fundamentals. CRC Press Taylor & Francis Group. Adicionalmente, inversores com potência EUA, 2018. nominal acima de 5kVA já dispõem de recursos [10] PRIEB, Wilhem Massen César, Desenvolvimento de um Sistema de ensaio de módulos Fotovoltaicos, para ajuste do fator de potência gerado. Este Dissertação de Mestrado da Faculdade de Engenharia recurso, associado a uma adequada API (Application Mecânica da UFRS, Porto Alegre – Rio Grande do Sul, Programming Interface) interligada ao controle Brasil 2002. fasorial de rede, na concessionária, permitiria um [11] SMART-TECH, site do fabricante: netsmarttech.com substancial acréscimo na qualidade de energia acessado em 08/08/2018. entregue aos consumidores. Neste sentido, ainda há [12]HILLAR, Gastón C., MQTT Essentials – A vários desafios a serem vencidos, principalmente Lightweight IoT Pr0000otocol. Packt Publishing. no que tange à falta de um padrão no protocolo de Inglaterra, 2017. comunicação empregado pelos diferentes [13] SAUTER, Martin, From GSM to LTE-ADVANCED PRO and 5G – An Introduction to Mobile Networks fabricantes de inversores; no grau de confiança que and Mobile Broadband. John Wiley & Sons, EUA, as concessionárias, consumidores e prossumidores 2017. ______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

Anais da V Conferência Internacional de Energias Inteligentes - Smart Energy / CIEI&EXPO / ASHRAE - Brasil 2018 [14] AYABE, Murilo S., DA SILVA, Sidnei A et LOVATO, Tuane G., Análise de Desempenho de um Gerador Fotovoltaico Dotado de um Seguidor Solar de Eixo Polar. Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Departamento Acadêmico de Eletrotécnica – DAELT da Universidade Tecnológica Federal do Paraná – UTFPR. Curitiba, Brasil, 2017. [15]HANES, David et al.li, IoT Fundamentals – Networking Technologies, Protocols, and Use Cases for the Internet of Things. Cisco Systems Inc. EUA, 2017. [16] FARANDA, R. et al. Analysis of a PV system with single-axis tracking energy production and performances. 3rd International Conference on Clean Electrical Power: Renewable Energy Resources Impact, ICCEP 2011, v. 2, p. 130-136, 2011. ISSN 9781424489282. [17] HUANG, B. J. et al. Improving solar PV system efficiency using one-axis 3-position sun tracking. Energy Procedia, v. 33, p. 280-287, 2013. ISSN 18766102. [18] MORADI, H.; ABTAHI, A.; MESSENGER, R. Annual Performance Comparison between Tracking and Fixed Photovoltaic Arrays. IEEE 43rd Photovoltaic Specialists Conference (PVSC), 2016. 3179-3183.

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ATLAS DE ENERGIA SOLAR DO ESTADO DO PARANÁ COMPARAÇÃO DO POTENCIAL DO PARANÁ COM OUTROS ESTADOS E EUROPA Gerson Máximo Tiepolo1 & Jair Urbanetz Junior2 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil 1tiepolo@utfpr.edu.br & 2urbanetz@utfpr.edu.br

Resumo Pesquisas recentes têm mostrado o excelente potencial de energia solar no estado do Paraná, abrindo-se uma nova porta de oportunidades para pesquisas e negócios no estado, visto as várias aplicações desta fonte. Os dados até então foram baseados no Atlas Brasileiro de Energia Solar (2006), necessitando o estado de informações mais precisas e atualizadas da radiação solar. Com esta visão foi desenvolvido o Atlas de Energia Solar do Estado do Paraná - 1ª Edição, projeto desenvolvido através da parceria entre a Universidade Tecnológica Federal do Paraná, o Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais e a Itaipu Binacional através do Parque Tecnológico Itaipu, publicado em dezembro de 2017. As informações da irradiação solar estimada na superfície foram obtidas fazendo-se uso do modelo de transferência radiativa BRASIL-SR do INPE. O objetivo deste artigo foi o de comparar o potencial do Paraná com outros estados da federação e com a Europa. Os resultados mostram que o potencial de energia solar apresentado pelo Estado do Paraná é superior a grande parte dos países europeus, superior ao encontrado na maioria dos estados da região Norte do Brasil e comparável aos estados das regiões Nordeste e parte das regiões Sudeste e Centro-Oeste. Palavras chave: Potencial Solar, Atlas de Energia Solar, Estado do Paraná, Política Pública. 1.

Introdução

A energia solar é uma energia limpa e silenciosa disponível em todo o planeta, onde o Brasil apresenta valores elevados de irradiação em praticamente todo o seu território [1] [2]. Inesgotável, o aproveitamento da energia solar é uma das mais importantes alternativas energéticas deste novo milênio, tanto na geração de calor em processos heliotérmicos, como na geração de energia elétrica através de sistemas fotovoltaicos conectados à rede [3]. Em função da distância do Sol até a Terra, apenas uma pequena parcela da radiação solar atinge a superfície do planeta [4] [5]. A radiação solar que entra na atmosfera do planeta é constituída por duas componentes: a radiação direta que chega à superfície sem sofrer desvio em sua trajetória e que é capaz de produzir

sombras nítidas, e a radiação difusa que é proveniente de todas as direções devido ao espalhamento ocorrido na atmosfera para fora do feixe direto em função de moléculas, aerossóis e nuvens [3] [6]. Em dias de céu claro, sem nuvens, a quantidade da radiação difusa que chega à superfície é da ordem de 20%, sendo o restante da radiação direta. Em um dia totalmente nublado, 100% da radiação que chega à superfície é difusa [3]. Caso a superfície esteja inclinada em relação à horizontal, haverá uma terceira componente refletida pelo ambiente de entorno como edificações, solo, vegetação, onde o coeficiente de reflexão destas superfícies é denominado de Albedo. Na Figura 1 é mostrada a representação básica das componentes da radiação solar.

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A energia solar fotovoltaica tem tido uma taxa de crescimento global bastante elevada, e se entre 1996 e 1998 a capacidade instalada crescia a taxa de 100 MW ao ano, onde em 1999 já alcançava 1 GW, em 2017 a capacidade instalada total global já alcançava 402 GW [8].

condições ideais de geração) apresentados pelo Atlas mostram o excelente potencial do estado. O objetivo deste artigo é fazer uma comparação do potencial fotovoltaico do Estado do Paraná com outros estados da federação (incluindo o Distrito Federal), e com a Europa onde esta tecnologia já está consolidada. Desta forma será possível visualizar de forma mais clara o potencial existente no estado, o que devera auxiliar na elaboração de políticas públicas específicas de incentivo a disseminação desta tecnologia no estado, assim como aprofundar pesquisas nesta área nos diversos setores da sociedade que se beneficiam através da fonte solar, como em processos industriais para geração de calor e também no agronegócio onde o Paraná é referência nacional. 3.

Métodos

Para a determinação das estimativas da irradiação incidente na superfície do estado do Paraná, foi utilizado o modelo radiativo BRASIL-SR do INPE (Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais). Figura 1: Representação das componentes da Radiação Solar. Fonte: [7]

Pesquisas recentes [9] [2] já mostravam o excelente potencial existente no estado, com média de radiação solar superior a maior parte dos países europeus, onde está concentrada a maior parte da capacidade instalada mundial. Entretanto, as informações disponibilizadas até então se basearam nos dados fornecidos pelo Atlas Brasileiro de Energia Solar (2006), necessitando o estado de informações atualizadas e de maior precisão. 2.

Objetivo

O Atlas de Energia Solar do Estado do Paraná publicado em dezembro de 2017, apresenta os valores da radiação solar estimada em superfície para o Paraná das componentes: Global Horizontal, Direta Normal, Difusa e Inclinada na Latitude. Segundo [7], os valores de irradiação e de produtividade (capacidade de geração de energia elétrica por um painel fotovoltaico de 1 kWp de potencia e taxa de desempenho de 75% nas

O modelo BRASIL-SR é um modelo físico que combina a utilização da aproximação de “Dois fluxos”, adotado para solucionar de forma rápida a equação de transferência radiativa, onde se baseia na decomposição do campo de radiação em dois fluxos de radiação perpendiculares à superfície – um fluxo no sentido do topo da atmosfera e outro incidente na superfície – e assim chegar à solução da equação de transferência radiativa com o auxílio de parâmetros determinados de forma estatística a partir de imagens de satélite [10] [7]. Para validação dos dados de irradiação estimados em superfície gerados pelo modelo BRASIL-SR para o Paraná, utilizou-se os dados de irradiação coletados em 24 estações meteorológicas automáticas de superfície operadas pelo Instituto Nacional de Meteorologia (INMET) e 3 estações de superfície operadas pela Rede SONDA do INPE (Sistema de Organização Nacional de Dados Ambientais) [7]. Os valores de irradiação diária apresentados no Atlas do Paraná e no Atlas Brasileiro foram estimados pelo modelo BRASIL-SR, com base em 134.966 imagens do satélite GOES (Geostationary

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Operational Environmental Satellite) da NOAA (National Oceanic and Atmospheric Administration), compreendendo o período entre 1999 e 2015 [10] [7]. Com base nas informações geradas pelo Atlas do Paraná e pelo Atlas Brasileiro de Energia Solar – 2a Edição, foi realizada a comparação entre o valor de irradiação médio no plano inclinado na latitude encontrado no Estado do Paraná em relação a cada unidade federativa, o mesmo sendo realizado com os 33 países europeus pesquisados neste estudo.

Resultados

Com base nos dados de irradiação encontrados nas unidades federativas, encontrou-se os valores apresentados na Tabela 1. Tabela 2: Comparação dos valores médios de irradiação e de produtividade do Estado do Paraná em relação aos países europeus.

Tabela 1: Comparação dos valores médios de irradiação no Estado do Paraná em relação às demais unidades federativas e regiões do Brasil.

Fonte: Adaptado de [7]

Fonte: Autores, adaptado de [10] e [7]

Com relação à Europa, foi realizada comparação com 33 países, alguns dos quais considerados como referência em capacidade instalada de sistemas fotovoltaicos, onde se chegou aos seguintes resultados conforme apresentado na Tabela 2. Na Figura 2 são mostrados os mapas de irradiação no plano inclinado do Paraná e da Europa, ambos desenvolvidos com a mesma escala de cores e de valores, que apresenta ainda

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simultaneamente os valores de irradiação e de produtividade média anual.

Figura 2: Apresentação dos mapas de irradiação e de produtividade no plano inclinado na latitude do Paraná e da Europa, desenvolvidos com a mesma escala de cores e de valores. Fonte: [7]

Discussão

Com relação às médias apresentadas pelas regiões, a média apresentada pelo Paraná é superior às médias das regiões Norte (+5,09%) e Sul (+2,64%) do Brasil, sendo inferiores às regiões Centro-Oeste (-5,86%), Nordeste (-11,26%) e Sudeste (-6,65%). Em relação às Unidades Federativas, a média apresentada pelo Paraná é superior à média encontrada no Rio Grande do Sul e Santa Catarina (Região Sul), e também superior a todos os estados da região Norte (exceção ao estado de Tocantins com 8,27% inferior). As médias apresentadas no Paraná são inferiores a todos os demais estados pertencentes às regiões Centro-Oeste, Nordeste e Sudeste, variando estas diferenças entre -0,19% (Rio de Janeiro) e -15,05% (Rio Grande do Norte). Em comparação à Europa, os valores encontrados são ainda mais relevantes, onde a média encontrada no estado é inferior ao Chipre, Malta, Portugal, Espanha, Grécia e Turquia, e superior a todos os demais 27 países que fizeram parte desta pesquisa, variando entre +2,22% (Itália) a +88,43% (Islândia). Outro fato importante a se notar, é que o valor médio de irradiação no plano inclinado no Estado do Paraná é somente -1,94% inferior ao valor médio encontrado no Brasil, o que demonstra mais uma vez o grande potencial do estado.

Mesmo analisando Curitiba, capital do Estado do Paraná, a qual não apresenta os maiores valores de irradiação do estado, o valor médio encontrado é expressivo quando comparado à média de alguns países Europeus. A irradiação média no plano inclinado na latitude de Curitiba (1.609 kWh/m².ano) é inferior a somente 9 dos 33 países pesquisados, com valores que variam entre -27,43% (Chipre) a -1,33% (Bulgária), sendo -8,06% inferior a da Itália. Entretanto possui média superior aos demais 24 países, variando entre +2,46% (Croácia) a +69,47% (Islândia), sendo ainda +6,35% superior à França, +28,61% superior à Alemanha e +39,51% superior ao Reino Unido. 3.

Conclusão

Os valores da irradiação média encontrados no Estado do Paraná são expressivos, tanto quando comparados a outras unidades federativas, como quando comparado às médias das regiões, e ainda mais em relação às estimativas apresentadas pelos países europeus, o que auxilia a desmistificar o conceito de que na região Sul, mais especificamente no Paraná, não há potencial solar a ser aproveitado, o que não é a realidade. Prova disto são os inúmeros SFVCR já instalados no estado, mesmo sendo o Paraná um dos últimos a aderir a ao Convenio ICMS 16 (cujo benefício foi concedido no prazo máximo de 48 meses, na forma de legislação estadual). As estimativas da irradiação incidente na superfície apresentadas no Atlas Brasileiro de Energia Solar – 2a Edição e no Atlas de Energia Solar do Estado do Paraná – 1a Edição, foram geradas com o que há de mais moderno em termos de metodologia nesta área no Brasil, fazendo-se uso do modelo BRASIL-SR que segue em constante aprimoramento pelo Laboratório de Modelagem e Estudos de Recursos Renováveis de Energia do Centro de Ciência do Sistema Terrestre (LABREN / CCST / INPE) com o apoio de outras importantes instituições de pesquisa nacionais e internacionais. Prova disto é a diferença encontrada entre os valores de irradiação no plano inclinado publicadas pelo Atlas de 2006 em relação ao de 2017. Em termos gerais, as estimativas de irradiação apresentadas no Brasil pelo novo Atlas (2017) é 8,84% inferior às encontradas no Atlas de 2006,

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sendo na região Norte -12,29%, Sul -9,93%, CentroOeste -8,74%, Sudeste -6,61% e Nordeste -2,11% (no Paraná foi de -10,02%). As estimativas apresentadas pelo novo Atlas Brasileiro (2017), embora de forma geral inferiores ao do Atlas de 2006, são reflexo das diversas melhorias implementadas nas parametrizações do modelo BRASIL-SR, como a metodologia para identificação de cobertura de nuvens, perfis atmosféricos, conteúdo de água precipitável, aerossóis atmosféricos, dentre outras [10] [7], as quais refletem com maior precisão os valores de irradiação medidos em superfície através de estações meteorológicas e solarimétricas (estas últimas fazem parte da rede SONDA do INPE) utilizadas durante o processo de validação dos dados gerados pelo modelo. 4.

Agradecimentos

Os autores agradecem a UTFPR pelo apoio e infraestrutura disponibilizada para o desenvolvimento destas pesquisas realizadas pelo Grupo de Pesquisa em Energia Solar e Sistemas Fotovoltaicos, e pelo Laboratório de Energia Solar – LABENS. 5.

Referências

[1] URBANETZ, J. "Sistemas fotovoltaicos conectados a redes de distribuição urbanas: sua influência na qualidade da energia elétrica e análise dos parâmetros que possam afetar a conectividade", Tese de doutorado - Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC), Programa de Pós-Graduação em Engenharia Civil - PPGEC, 2010. [2] TIEPOLO, G. "Estudo do potencial de geração de energia elétrica através de sistemas fotovoltaicos conectados à rede no Estado do Paraná", Tese (doutorado), Pontifícia Universidade Católica do Paraná, Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção e Sistemas - PPGEPS, Curitiba, 2015. [3] PINHO, J. T.; GALDINO, M. A. “Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos”, 2014. Disponível em <http://www.cresesb.cepel.br/publicacoes/downloa d/Manual_de_Engenharia_FV_2014.pdf>. Acessado em Fevereiro 2014. [4] GREENPRO. “Energia Fotovoltaica – Manual sobre Tecnologias, Projeto e Instalação”, Comissão Europeia, Fontes de Energia Renováveis, 2004. Disponível em <http://paginas.fe.up.pt/~ee03097/ficheiros/manua l-fotovoltaico.pdf>. Acessado em Abril 2014.

[5] DGS. “Planning and installing photovoltaic systems: a guide for installers, architects, and engineers”, Deutsche Gesellschaft fur Sonnenenergie, ISBN-13: 978-1-84407-442-6, Second Edition, 2008. [6] NREL. “Glossary of Solar Radiation Resource Terms: National Renewable Energy Laboratory”, 2014. Disponível em: http://rredc.nrel.gov/solar/glossary/gloss_s.html. Acessado em Julho 2014. [7] TIEPOLO, G. M.; PEREIRA, E. B.; URBANETZ JR, J.; PEREIRA, S. V.; GONCALVES, A. R.; LIMA, F. J. L.; COSTA, R. S., ALVES, A. R. "Atlas de Energia Solar do Estado do Paraná". 1a Edição. Curitiba: UTFPR, 2017. [8] REN21, “Renewable 2018 – Global Status Report”, 2018. Disponível em <http://www.ren21.net/wpcontent/uploads/2018/06/178652_GSR2018_FullReport_web_final.pdf>. Acessado em Agosto 2018. [9] PEREIRA, E. B.; MARTINS, F. R.; ABREU, S. L.; RUTHER, R. “Atlas Brasileiro de Energia Solar”, São José dos Campos, 1ª Edição, 2006, Disponível online em http://www.ccst.inpe.br/wpcontent/themes/ccst-2.0/pdf/atlas_solarreduced.pdf. Acessado em Setembro 2016. [10] PEREIRA, E. B.; MARTINS, F. R.; GONCALVES, A. R.; COSTA, R. S.; LIMA, F. J. L.; RUTHER, R.; ABREU, S. L.; TIEPOLO, G. M.; PEREIRA, S. V.; SOUZA, J. G. “Atlas Brasileiro de Energia Solar”, São José dos Campos, 2ª Edição, 2017, Disponível online em http://www.ccst.inpe.br/wp-content/themes/ccst2.0/pdf/atlas_solar-reduced.pdf. Acessado em Setembro 2018.

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CARACTERIZAÇÃO E ESTRATIFICAÇÃO DOS SFVCR NO BRASIL: CENÁRIO ATUAL E PERSPECTIVAS FUTURAS Diego Plazza Hilgert1 & Jair Urbanetz Junior2 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil 1diegoph86@gmail.com & 2urbanetz@utfpr.edu.br

Resumo Este documento apresenta uma análise das informações contidas no banco de dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) sobre as instalações de geração distribuída amparadas pela resolução normativa (REN) Nº482/2012. Apresenta-se um breve histórico da referida resolução e da evolução das instalações desde 2012, na sequência é ilustrada a metodologia utilizada no trabalho e a definição das faixas de potência a serem usadas na estratificação, originada de um levantamento dos modelos de inversores disponíveis no Brasil. Nas seções de resultados e discussões, são apresentados os gráficos obtidos com a aplicação da metodologia e uma análise dos mesmos, procurando entender como se dá a expansão dos SFVCR de acordo com a classe do consumidor, comparando este comportamento com a estratificação utilizada, e buscando encontrar tendências futuras. Palavras-chave: Energia Solar Fotovoltaica, Resolução Normativa ANEEL Nº482/2012, Geração Distribuída. Introdução

A resolução normativa nº 482 da ANEEL, de 17 de abril de 2012, que foi posteriormente atualizada pela REN nº 687 de 24 de novembro de 2015, define a microgeração distribuída como “central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 75 kW e que utilize cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, ou fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras” [1]. Na prática, esta resolução permite que o consumidor seja recompensado através dos descontos concedidos em sua conta de energia elétrica utilizando como base o mesmo valor que os clientes finais pagam pelo kWh, limitado pelo seu consumo, valor este que é superior ao pago em leilões. Este é um dos fatos que fez com que o crescimento do número de consumidores que têm aderido a esta opção tenha crescido de forma exponencial desde 2012, hoje já são mais de 32.816 unidades consumidoras com uma potência total instalada de 396,90 MW, segundo dados da ANEEL

considerando sistemas incluídos até o dia 30 de junho de 2018. A Figura 1 detalha este crescimento ano a ano, considerando os dados do Banco de Dados de Unidades Consumidoras de Micro e Minigeração Distribuída amparadas pela REN Nº 482/2012 [2]. Potência total acumulada de geração distribuída por fonte de geração Potência Acumulada (MW)

450,00 400,00 350,00 300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 -

2012

2013 CGH

2014 EOL

2015 UFV

2016

2017

2018*

UTE

Figura 1- Potência instalada de geração distribuída amparada pela REN Nº482/2012 no Brasil. Fonte: Compilação de dados com base na referência [2]

A fonte com grande destaque dentre as amparadas pela REN Nº 482/2012 é a solar,

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representando 99,38% dos sistemas instalados e 78,10% da potência instalada. A Figura 2 representa o crescimento apenas dos sistemas em que a fonte de geração é a solar, ou seja, sistemas fotovoltaicos conectados à rede (SFVCR). A potência adicionada até o meio do ano de 2018 já é superior a 2017. Um dos fatores que contribuiu de forma relevante para este aumento exponencial é a forte queda dos preços dos kits fotovoltaicos entre 2012 e 2017, sendo que o mesmo apresenta uma alta no segundo semestre de 2017 devido à relação cambial entre o Real e o Dólar, conforme estudo do mercado fotovoltaico brasileiro [3] apresentado na Figura 3. Potência acumulada e adicionada dos SFVCR por ano

Segundo EPE [4], a tarifa média no Brasil para consumidores do grupo B (valores sem impostos) em 2013 era de 272,67 R$/MWh, já em 2016 este valor era de 434,32 R$/MWh, um aumento de 59,3%, já o IPCA acumulado do período foi de 25,17% [5], menos da metade da inflação energética. 2.

Objetivo

Se comparados aos valores totais de potência instalada da matriz energética brasileira estes valores ainda são irrisórios, já que os 0,36 GW instalados de geração distribuída representam apenas 0,24% da potência total instalada no final de 2016 no Brasil, mais importação, de 156,3 GW, conforme Figura 4.

300.000,00

Potência (MW)

250.000,00 200.000,00 150.000,00 100.000,00 50.000,00 -

2012

2013

2014

Potência Acumulada

2015

2016

2017

2018*

Potência Adicionada

Figura 2 - Potência acumulada e instalada por ano dos SFVCR amparados pela REN Nº482/2012 no Brasil. Fonte: Compilação de dados com base na referência [2]

Outro fator é o aumento dos valores do kWh cobrado pelas distribuidoras, também conhecida como inflação tarifária de energia, que nos últimos anos têm obtido altas acima da inflação.

Figura 4 – Oferta de potência de geração elétrica. Fonte: Ministério de Minas e Energia [7]

De qualquer forma, devido a fatores como a maior importância que as energias renováveis vêm obtendo mundialmente e ao grande crescimento da potência instalada, que deve continuar nos próximos anos, o estudo da caracterização destes sistemas, bem como a forma como se dá o crescimento, como a potência media e a distribuição entre os tipos de sistema, é de fundamental importância e o momento é propicio já que está aberta a Consulta Pública 010/2018 pela ANEEL, que tem como objetivo “obter subsídios ao aprimoramento das regras aplicáveis à micro e minigeração distribuída, estabelecidas pela Resolução Normativa nº 482/2012” [6]. 3.

Figura 3 – Preço médio dos kits fotovoltaicos no Brasil. Fonte: Greener [3]

Métodos

A análise apresentada neste documento foi feita com base nos relatórios sobre as Unidades Consumidoras com Geração Distribuída, disponibilizados pela Aneel, que é o banco de

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dados oficial de todas as Unidades Consumidoras cadastradas no sistema de compensação de energia de acordo com a REN Nº482/2012 [2]. Portanto, por tratar-se da análise dos dados coletados utilizando técnicas estatísticas, trata-se de uma pesquisa quantitativa [8].

Ao se considerar as 9 empresas com maior percentual é atingido um índice de capilaridade de 82,27% do mercado nacional. De posse desta lista de fabricantes, o próximo passou foi pesquisar junto a cada fabricante as potências dos modelos vendidos no Brasil, ao que se chegou a Tabela 1.

Todas as informações disponibilizadas foram introduzidas em uma planilha do Excel, filtradas para considerar apenas as usinas a qual a fonte de geração é “Radiação solar”, e a partir deste ponto demais filtros e fórmulas foram aplicadas ao banco de dados para obtenção dos dados necessários.

Por esta tabela pode-se ver que os valores mais comuns, com mais de 3 fabricantes com a mesma potência, são 3 kW, 5 kW, 20 kW e 25 kW. Parte-se destes valores para definir os limites da estratificação, incluindo os valores de 1,5 kW e de 7,5 kW devido à alta representatividade de potências próximas a estes valores.

Importante ressaltar que, devido a este banco de dados ser constantemente atualizado, o estudo se limitou a considerar as informações inseridas até o dia 30 de julho de 2018, e realizou um corte no banco de dados para considerar apenas sistemas incluídos até o dia 30 de junho de 2018. Para escolha dos limites de estratificação dos sistemas fotovoltaicos, primeiramente foram pesquisados quais as marcas de inversores com maior representatividade no mercado nacional.

Figura 5 – Índice de capilaridade de diferentes fabricantes de inversores.

Como não existe um dado oficial sobre “market share” dos inversores para sistemas fotovoltaicos, foi considerado como base para definição dos fabricantes mais relevantes o estudo realizado pela Greener [3], com mais de 550 empresas integradoras de todo o Brasil, onde um dos itens avaliados é o “% de empresas que utiliza a marca de inversor”, conforme Figura 5.

Fonte: Greener [3]

Tabela 1 – Potência nominal dos inversores fotovoltaicos por fabricante presentes no mercado nacional. Potência Nominal do Inversor (kW) Fabricante

1,2 1,5 1,6

2,5

ABB

5,8

7,5 8,2 8,5

12 12,5 14

15 17,5 20

27 27,6 30

B&B

X X

100 120 X

X X

SMA

Eco Solys SOMATÓRIO

4,6

PHB

4 X

Canadian

AP Systems

3,3 3,6

Fronius

Renovigi

X 1

Fonte: Compilação de dados feita pelo autor.

O valor de 10 kW também será incluído por ser um dos limites da ANEEL/INMETRO (sistemas com potência superior a 10 kW necessitam de documentação extra, bem como os inversores acima deste valor não são validados pelo Inmetro e devem

ser apresentados os certificados), assim como o valor de 75 kWp, que define o limite para microgeração [1]. Distribuindo uniformemente os valores faltantes tem-se a Tabela 2, que será a estratificação a ser considerada.

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Tabela 2 – Estratificação da potência a ser considerada para o estudo.

Intervalo

Limite inferior (acima de)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1,5 3,0 5,0 7,5 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 50,0 75,0

Limite superior (inferior ou igual a) 1,5 3,0 5,0 7,5 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 50,0 75,0 5.000,0

maioria dos sistemas instalados hoje é residencial (77,1%), mas o setor comercial representa a maior parte da potência instalada (43,6%), pois a potência média de um sistema comercial é 5,48 vezes maior que a de um residencial, e, juntas, estas duas classes representam 93,2% do número de sistemas instalados e 81,7% da potência total instalada.

Distribuição % da potência instalada de geração distribuída de acordo com a fonte de geração 100,00% 90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00%

Fonte: Elaborado pelos autores.

2012

2013

2014 UFV

Resultados

2015 CGH

EOL

2016

2017

2018*

UTE

Figura 6 – Distribuição do % da potência instalada por ano de acordo com a fonte de geração.

A fonte que mostra maior adesão às regras impostas pela REN Nº482/2012, tanto em número de sistemas como potência instalada, devido às facilidades e menores custos, é a energia fotovoltaica, conforme Figura 6, onde se observa que a fonte “radiação solar” tem se mantido entre 70 e 80% do total da potência instalada, com um valor de 78% até junho de 2018.

Fonte: Compilação de dados com base na referência [2]

As classes Rural e Industrial possuem uma menor representatividade devido à suas tarifas mais baixas que as tarifas residências e comerciais, tornando os SFVCR menos atrativos para estas classes.

Considerando apenas a geração solar, os dados podem ser separados de acordo com a classe ao qual se enquadram. Conforme a Tabela 3, a grande Tabela 3 – Distribuição dos SFVCR por classe.

Quantidade de Sistemas Comercial 5.244 Iluminação Pública 7 Industrial 799 Poder Público 267 Residencial 25.142 Rural 1.108 Serviço Público 45 TOTAL 32.612 Classe

Potência Total (kW) 135.115,65 80,70 27.011,15 10.591,59 118.256,57 17.385,36 1.543,11 309.984

Potência % em número % em potência Média (kW) de sistemas total 25,77 16,1% 43,6% 11,53 0,0% 0,0% 33,81 2,5% 8,7% 39,67 0,8% 3,4% 4,70 77,1% 38,1% 15,69 3,4% 5,6% 34,29 0,1% 0,5% 9,51 100,0% 100,0%

Fonte: Elaborado pelos autores..

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Estratificação dos SFVCR por sua potência 12000 10179 10000

6000

3068

2854 2690 1833 999

582

543

25 < x ≤ 30

4000 2000

Divisão % da potência total instalado por classe

873

531

252

75 < x ≤ 5000

50 < x ≤ 75

30 < x ≤ 50

15 < x ≤ 20

10 < x ≤ 15

7,5 < x ≤ 10

5 < x ≤ 7,5

3<x ≤5

1,5 < x ≤ 3

0 < x ≤ 1,5

Potência do sistema (kW)

Figura 8 – Estratificação dos SFVCR por sua potência.

35,00% 30,00% 25,00% 20,00% 15,00% 10,00% 5,00%

50 < x ≤ 75

0,00%

75 < x ≤ 5000

A estratificação de sistemas comerciais concentra-se em faixas de potências maiores que nas residenciais, como 10 a 15 kW (14,71%) e 30 a 50 kW (11,31%), enquanto nos sistemas residências 54,16% dos sistemas estão na faixa de até 3 kW. Esta faixa coincide com a que possui maior quantidade de inversores, pois se observa da Tabela 2 que 7

Estratificação dos SFVCR por classe por sua potência 40,00%

30 < x ≤ 50

Aplicando a estratificação proposta tem-se o resultado apresentado na Figura 8, onde é possível ver que aproximadamente 75% dos sistemas instalados até 30 de junho tem uma potência de até 7,5 kW, enquanto os sistemas enquadrados em minigeração (acima de 75 kW) representam apenas 0,77% do total de sistemas instalados. Realizando a mesma estratificação, mas agora para as classes residenciais e comerciais, é possível visualizar a distribuição dos sistemas entre as potências conforme Figura 9.

25 < x ≤ 30

Fonte: Compilação de dados com base na referência [2]

20 < x ≤ 25

Figura 7 – Distribuição do % da potência instalada por classe de consumo.

Na faixa maior de potência, a concentração dos fabricantes está nas potências nominais de 20 kW (7 fabricantes) e 25 kW (5 fabricantes), e olhando a tabela acima, nota-se que uma estratégia interessante para estas faixas é focar no público comercial.

15 < x ≤ 20

Outros

Fonte: Compilação de dados com base na referência [2]

10 < x ≤ 15

Rural

2018*

7,5 < x ≤ 10

Industrial

2017

5 < x ≤ 7,5

Residencial

2016

3<x ≤5

2015

1,5 < x ≤ 3

Comercial

2014

0 < x ≤ 1,5

2013

Número de sistemas

100,00% 90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00%

8208 8000

20 < x ≤ 25

Também é interessante analisar como esta divisão das classes evolui ao longo do tempo, conforme Figura 7. Pode-se ver que desde 2015 existe pouca variação na distribuição dos percentuais, o que indica uma tendência de que estas classes continuem sendo as grandes responsáveis pelo aumento da potência instalada. Devido a este fato as próximas análises se limitaram principalmente a estas duas classes.

fabricantes possuem inversores de valor nominal de 3 kW e 6 fabricantes possuem inversor de valor nominal de 5 kW, além de ter-se 10 valores nominais diferentes na faixa de 1,5 a 5 kW e do fato de que a maioria dos fabricantes possui um inversor desta faixa.

Número de sistemas

A Tabela 3 também mostra a baixa relevância de instalações públicas deste universo, representando apenas 1% das instalações e 3,9% da potência instalada, indicando que poderia haver um incentivo maior do governo com um maior número de instalações.

Potência do sistema (kW) Residenciais

Comerciais

Figura 9 – Estratificação dos SFVCR por potência e classe. Fonte: Compilação de dados com base na referência [2]

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Outro fato que merece destaque é a falta de opções de inversores na faixa de 7,5 a 10 kW, que está entre as 5 mais representativas tanto dos sistemas residenciais como de sistemas comerciais, e possui apenas 4 opções de potência de três fabricantes distintos. Estratificação dos SFVCR por sua potência por data

Um fator preponderante para esta migração dos sistemas para faixas maiores é a diminuição do preço para instalação dos sistemas. A Tabela 4 detalha a evolução dos valores médios para instalação de sistemas de 2 e 4 kWp, que são o ponto médio das faixas mais representativas. Pode-se ver que em janeiro de 2018 o valor pago para um sistema de 4 kWp é apenas um pouco maior que o valor pago por um sistema de 2 kWp em junho de 2016.

35,00% 30,00%

Número de sistemas

até 3 kW. Mesmo sendo a faixa de 1,5 a 3 kW a com maior representatividade, está também foi a que apresentou maior diminuição.

25,00% 20,00% 15,00% 10,00% 5,00%

75 < x ≤ 5000

50 < x ≤ 75

30 < x ≤ 50

25 < x ≤ 30

20 < x ≤ 25

15 < x ≤ 20

10 < x ≤ 15

7,5 < x ≤ 10

5 < x ≤ 7,5

3<x ≤5

1,5 < x ≤ 3

0 < x ≤ 1,5

0,00%

Potência do sistema (kW) Até 2017

2018*

Figura 10 – Estratificação dos SFVCR por sua potência e por sua data de instalação. Fonte: Compilação de dados com base na referência [2]

Discussão

Quanto às perspectivas futuras para os SFVCR, separando as instalações em até final de 2017 e as realizadas em 2018, conforme Figura 10, percebe-se uma tendência de crescimento da potência dos sistemas, destacando-se o forte crescimento de todas as faixas entre 7,5 até 75 kW, que representam crescimento expressivo, enquanto há uma diminuição considerável da representatividade, em percentual de sistemas instalados, nas faixas de 0

Tabela 4 – Distribuição dos SFVCR por classe. Preço médio do sistema instalado

Potência (kWp)

jun/16

jan/17

jun/17

jan/18

R$ 20.900,00

R$ 18.860,00

R$ 15.620,00

R$ 14.260,00

R$ 35.080,00

R$ 30.960,00

R$ 26.080,00

R$ 23.320,00

Fonte: Elaborado pelos autores com base na referência [3]

Em relação ao crescimento do número de sistemas instalados a cada ano, ao avaliar o número de sistemas e a potência instalada mês a mês, chega-se a Figura 11 e 12. Observar-se que tanto 2016 como 2017 apresentavam uma clara tendência de crescimento no número de sistemas instalados a cada mês, o mesmo não pode ser dito de 2018. Entretanto, como os dados de 2018 não estão completos, não é possível afirmar que isto indica uma desaceleração do mercado nacional.

Potência instalada em cada mês 30.000,00 25.000,00 20.000,00 15.000,00 10.000,00 5.000,00 -

Potência adicionada em 2016

Potência adicionada em 2017

Potência adicionada em 2018

Figura 11 – Potência instalada de SFVCR por mês. Fonte: Compilação de dados com base na referência [2] ______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

100

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Número de sistemas instalados em cada mês 2500 2000 1500 1000 500 0

Sistemas adicionados em 2016

Sistemas adicionados em 2017

Sistemas adicionados em 2018

Figura 12 – Número de SFVCR instalados por mês Fonte: Compilação de dados com base na referência [2]

Os dados de potência adicionada de geração distribuída mês a mês, no geral, acompanham os dados de número de sistemas instalados. Neste gráfico, apesar de não haver uma indicação clara de crescimento, destaca-se o fato de que todos os meses de 2018 ficaram acima do mês de novembro de 2017, que até então havia sido o mês com maior potência instalada. 6.

Conclusões

Através das análises realizadas foi possível identificar a distribuição da potência dos SFVCR de geração distribuída amparados pela REN Nº 482 de 2012 dentro de faixas de estratificação prédefinidas, bem como analisar suas perspectivas futuras. Verificou-se que, dentre as possíveis fontes de geração amparadas pela REN Nº 482/2012, a geração fotovoltaica corresponde a 78% da potência instalada, e dentro destes 78%, 93,2% dos sistemas instalados são da classe “comercial” ou “residencial”, já a potência total instalada destas duas classes são muito similares apesar da diferença na potência média do sistema, de 4,70 kW e 25,77 kW respectivamente. Ao mapear como se distribui a potência dos inversores dos maiores fabricantes disponíveis no mercado brasileiro e criar uma estratificação baseada nesta distribuição, foi possível identificar em quais casos a concentração de sistemas fotovoltaicos corresponde à maior opção de inversores disponíveis e em quais casos existe uma “falta” de opções disponíveis no mercado. Por fim, a análise das perspectivas futuras para SFVCR no Brasil indicou uma possível desaceleração no

número de sistemas instalados e uma manutenção do aumento da potência média dos sistemas instalados. Estes fatores são importantes para se ampliar a compreensão de como se dá a evolução do mercado de geração distribuída no Brasil, permitindo tanto que empresas possam tomar decisões estratégicas em relação a seus produtos como que o governo possa ter uma base de dados para implementação de políticas públicas de incentivo ao setor, e os dados obtidos deixam clara a tendência de forte crescimento. 7.

Referências

[1] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTICA (ANEEL). Resolução Normativa Nº 482, de 17 de abril de 2012. ANEEL, Brasília, 2012. [2] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTICA (ANEEL). Outorgas e registros de geração: unidades consumidoras com geração distribuída. ANEEL, Brasília, 2018. [3] GREENER. Estudo estratégico: mercado fotovoltaico de geração distribuída 1º semestre 2018. Enova Solar Energia LTDA, São Paulo, 2018. [4] EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA (EPE). Anuário estatístico de energia elétrica 2017, ano base 2016. EPE, Brasília, 2017. [5] INSTITUTO BRASILEIOR DE GEOGRAFIA E ESTATÍSTICA (IBGE). Séries históricas IPCA. Disponível em: < https://ww2.ibge.gov.br/home/estatistica/indicado res/precos/inpc_ipca/defaultseriesHist.shtm>. Acesso em: 20 jun. 2018. [6] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTICA (ANEEL). Consulta 010/2018. ANEEL, Brasília, 2018. [7] MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA (MME). Resenha energética brasileira, exercício de 2016, edição junho de 2017. MME, Brasília, 2017.

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Anais da V Conferência Internacional de Energias Inteligentes - Smart Energy / CIEI&EXPO / ASHRAE - Brasil 2018 [8] MICHEL, M. H. Metodologia e pesquisa científica em ciências sociais: um guia prático para acompanhamento da disciplina e elaboração de trabalhos monográficos. 1 ed. São Paulo, Atlas, 2005.

102

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UMA ANÁLISE COMPARATIVA DA ESTRATIFICAÇÃO POR POTÊNCIA E CLASSE DOS SFVCR ENTRE O ESTADO DO PARANÁ E O BRASIL Diego Plazza Hilgert1 & Jair Urbanetz Junior2 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil 1diegoph86@gmail.com & 2urbanetz@utfpr.edu.br

RESUMO Este documento apresenta uma análise quantitativa comparativa entre o cenário atual das instalações de geração distribuída amparadas pela resolução normativa (REN) da Nº482/2012, com foco nos sistemas fotovoltaicos conectados à rede (SFVCR), entre o estado do Paraná e o Brasil. Utilizando técnicas estatísticas, analisa-se o histórico da evolução das instalações a partir da entrada em vigor da REN Nº 482/2012, realizando uma estratificação por potência, baseada nos inversores disponíveis no mercado brasileiro, tanto para o estado do Paraná como para todo território nacional, e por classe de consumo. Os gráficos obtidos através da análise são apresentados e discutidos, buscando uma maior compreensão do cenário atual, e das particularidades do estado do Paraná com relação aos demais estados do Brasil. Por fim é apresentada uma análise da representatividade energética e financeira destas instalações. Palavras-chave: Energia Solar Fotovoltaica, Resolução Normativa ANEEL Nº482/2012, Geração Distribuída. Introdução

Com a aprovação do projeto de lei 378/2015, que “institui benefícios para incentivar o aproveitamento de energia elétrica produzida por microgeradores e mineradores” [1], o Paraná se tornou um dos últimos estados brasileiros, junto com Amazonas e Santa Catarina [2], a aprovar a isenção do ICMS incidente sobre a energia elétrica injetada na rede de distribuidora pela unidade consumidora aderente à resolução normativa nº 482 da ANEEL [3], conforme convênio 16, de 22 de Abril de 2015, do CONFAZ [2]. O crescimento do número de consumidores que têm aderido a esta opção, e a potência instalada, se expandem de forma exponencial desde 2012, tanto no Brasil como no estado do Paraná, conforme Figura 1, e a expectativa é que esta ação venha a contribuir para que o Paraná continue na lista dos seis estados com maior número de unidades consumidoras com geração distribuída de fonte solar, conforme Figura 2.

Potência total acumulada de geração distribuída por fonte de geração no Paraná Potência Acumulada (MW)

25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 -

2012

2013

2014 CGH

EOL

2015 UFV

2016

2017

2018*

UTE

Figura 1- Potência instalada de geração distribuída amparada pela REN Nº482/2012 no Paraná. Fonte: Compilação de dados com base na referência [4]

Segundo os dados do Banco de Dados de Unidades Consumidoras de Micro e Minigeração Distribuída amparadas pela REN Nº 482/2012 [4], considerando sistemas incluídos até o dia 30 de junho de 2018, o Brasil possui 32.816 unidades consumidoras com uma potência total instalada de 396,90 MW, deste total, o estado do Paraná representa 5,77% da potência instalada, com 22,91 MW, e 6,31% dos sistemas instalados, com 2.070

103

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sistemas cadastrados. Tanto no Brasil como no Paraná, a fonte com grande destaque dentre as amparadas pela REN Nº 482/2012 é a solar. Esta fonte representa 71,8% da potência instalada e 99,13% do total de sistemas no Paraná, conforme tabela 1, percentuais similares ao do Brasil.

6.197

6.000 5.000

1.000 RS

Figura 2- Número de SFVCR por estado. Fonte: Compilação de dados com base na referência [4]

Objetivo

O objetivo deste trabalho é explorar, através dos dados disponibilizados pela ANEEL [4], a evolução do mercado paranaense de GD, considerando as diferentes classes de consumidor, realizar uma estratificação dos sistemas instalados baseado em sua potência e qual o impacto financeiro destes sistemas na economia do Paraná. Estes dados serão comparados com os dados dos sistemas instalados em todo o território nacional. Também são abordados os impactos dos SFVCR em outras áreas, como qual o valor deste mercado no ano de 2018, qual seu impacto na economia do estado, uma estimativa da geração total de energia destes sistemas e qual o impacto financeiro da isenção do ICMS sobre esta energia. Tabela 1 – Distribuição das instalações de geração distribuída por fonte de geração no Paraná. Número de sistemas Potencial hidráulico Cinética do vendo Radiação solar Biogás/Residuos florestais TOTAL

6.000,00

2.052

2.000

8.000,00

2.341

10.000,00

2.000,00

3.115

3.000

12.000,00

4.000,00

3.970

4.000

16.000,00

Potência (MW)

6.501

Potência acumulada e adicionada dos SFVCR por ano no Paraná 18.000,00

14.000,00

Quantidade de Sistemas por estado 7.000

A Figura 3 representa o crescimento dos sistemas fotovoltaicos conectados à rede (SFVCR) no estado do Paraná em potência instalada.

1,00 5,00 2.052,00 12,00 2.070,00

Potência instalada (kW) 15,00 35,00 16.450,98 6.410,80 22.911,78

Fonte: Compilação de dados com base na referência [4]

2012

2013

2014

Potência Acumulada

2015

2016

2017

2018*

Potência Adicionada

Figura 3 - Potência acumulada e instalada por ano dos SFVCR amparados pela REN Nº482/2012 no Paraná. Fonte: Compilação de dados com base na referência [4]

Métodos

A análise apresentada neste documento tratase de uma pesquisa quantitativa, pois se baseia em análises estatísticas dos dados numéricos dos relatórios sobre as Unidades Consumidoras com GD, disponibilizados pela ANEEL, que é o banco de dados oficial de todas as Unidades Consumidoras cadastradas no sistema de compensação de energia de acordo com a REN Nº482/2012 [4]. Importante ressaltar que, devido a este banco de dados ser constantemente atualizado, o estudo se limitou a considerar as informações inseridas até o dia 30 de julho de 2018, e realizou um corte no banco de dados para considerar apenas sistemas incluídos até o dia 30 de junho de 2018. Todas as informações disponibilizadas foram introduzidas em uma planilha do Excel, filtradas para considerar apenas as usinas a qual a fonte de geração é “Radiação solar” e a unidade federativa é o estado do Paraná. A partir deste ponto demais filtros e fórmulas foram aplicadas ao banco de dados para obtenção dos dados necessários. Portanto, por tratar-se da análise dos dados coletados utilizando técnicas estatísticas, trata-se de uma pesquisa quantitativa [5].

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Os limites de estratificação dos sistemas fotovoltaicos considerados são apresentados na tabela 2. Estes limites foram adotados por representarem os valores onde há maior representatividade de inversores de diferentes fabricantes, com exceção dos valores de 10 e 75 kW, que representam, respectivamente, em geral limite de inversores monofásicos / trifásicos e a linha divisória entre micro e minigeração.

Tabela 2 – Estratificação da potência a ser considerada para o estudo.

Intervalo

Limite inferior (acima de)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1,5 3,0 5,0 7,5 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 50,0 75,0

Limite superior (inferior ou igual a) 1,5 3,0 5,0 7,5 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 50,0 75,0 5.000,0

Fonte: Elaborado pelos autores..

Resultados

A Figura 4 mostra a divisão entre as diferentes fontes de energia amparadas pela REN Nº 482 desde o ano de 2013, onde as primeiras unidades de geração distribuída foram instaladas no Paraná. Destaca-se no gráfico o ano de 2014, onde duas usinas de Biogás foram instaladas, com uma potência somada de 110 kW, e o ano de 2018, onde ocorreu a entrada de uma usina, também de biogás, de 4.900,00 kW. Distribuição % da potência instalada de geração distribuída de acordo com a fonte de geração 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

2013

2014

2015 UFV

CGH

2016 EOL

2017

2018*

UTE

Figura 4 – Distribuição do % da potência instalada por ano de acordo com a fonte de geração. Fonte: Compilação de dados com base na referência [4]

Considerando apenas a geração solar, pode-se separar estes dados de acordo com a classe ao qual se enquadram, conforme tabela 3.

Tabela 3 – Distribuição dos SFVCR por classe no Paraná.

Classe Comercial Iluminação Pública Industrial Poder Público Residencial Rural Serviço Público TOTAL

Quantidade de Sistemas 402 3 116 6 1.458 65 2 2.052

Potência Potência % em número % em Total (kW) Média (kW) de sistemas potência total 7.468,33 18,58 19,6% 45,4% 28,20 9,40 0,1% 0,2% 1.703,92 14,69 5,7% 10,4% 160,90 26,82 0,3% 1,0% 5.998,07 4,11 71,1% 36,5% 1.023,84 15,75 3,2% 6,2% 67,72 33,86 0,1% 0,4% 16.451 8,02 100,0% 100,0%

Fonte: Compilação de dados com base na referência [4]

Esta tabela nos mostra que juntas, as classes residenciais e comerciais correspondem a 90,6% dos sistemas instalados, bem como que a potência média de um sistema comercial é 4,52 vezes maior que a de um sistema residencial. As classes Rural e

Industrial possuem uma menor representatividade possivelmente devido à suas tarifas mais baixas que as tarifas residências e comerciais, tornando os SFVCR menos atrativos para estas classes.

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O destaque negativo da tabela fica por conta do poder público. Existe grande discussão sobre como o mesmo poderia adotar medidas para incentivar o crescimento do setor, mas estas em geral focam em incentivos intervencionistas como financiamentos com linhas de crédito com menores juros e

regulações do setor, e pouco se fala sobre o papel do estado em instalar SFVCR em prédios públicos com incentivo ao setor. Comparando os números da tabela 3 com os dados do Brasil, vemos que em valores % os números são muito próximos, conforme tabela 4.

Tabela 4 – Comparativo da distribuição dos SFVCR por classe Paraná x Brasil.

Brasil Paraná Classe % em número % em potência % em número % em potência de sistemas total de sistemas total Comercial 19,59% 45,40% 16,08% 43,59% Iluminação Pública 0,15% 0,17% 0,02% 0,03% Industrial 5,65% 10,36% 2,45% 8,71% Poder Público 0,29% 0,98% 0,82% 3,42% Residencial 71,05% 36,46% 77,09% 38,15% Rural 3,17% 6,22% 3,40% 5,61% Serviço Público 0,10% 0,41% 0,14% 0,50% TOTAL 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Fonte: Compilação de dados com base na referência [4]

653

600 476

500 400

211

201 127 59

50 < x ≤ 75

15 < x ≤ 20

10 < x ≤ 15

7,5 < x ≤ 10

5 < x ≤ 7,5

3<x ≤5

1,5 < x ≤ 3

75 < x ≤ 5000

146

100

30 < x ≤ 50

200

25 < x ≤ 30

300

0 < x ≤ 1,5

100,00% 90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00%

Estratificação dos SFVCR por sua potência 700

20 < x ≤ 25

Divisão % da potência total instalado por classe

Aplicando a estratificação proposta na metodologia tem-se o seguinte resultado apresentado na Figura 6.

Número de sistemas

Também é interessante analisar como esta divisão das classes vem evoluindo ao longo do tempo, conforme Figura 5. Pode-se ver que desde 2016 a classe que apresenta maior crescimento é a rural, seguida da classe industrial, mas que a predominância é das classes comercial e industrial. Devido a este fato as próximas análises se limitaram principalmente a estas duas classes.

Potência do sistema (kW)

2013 Comercial

2014

2015

Residencial

2016 Industrial

2017 Rural

2018*

Figura 6 – Estratificação dos SFVCR por sua potência.

Outros

Figura 5 – Distribuição do % da potência instalada por classe de consumo. Fonte: Compilação de dados com base na referência [4]

Fonte: Compilação de dados com base na referência [4]

É possível ver que aproximadamente 75% dos sistemas instalados até 30 de junho tem uma potência de até 7,5 kW, enquanto os sistemas

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35,00% 30,00% 25,00% 20,00% 15,00% 10,00% 5,00%

30,00%

Paraná

25,00% 20,00%

75 < x ≤ 5000

50 < x ≤ 75

30 < x ≤ 50

25 < x ≤ 30

20 < x ≤ 25

15 < x ≤ 20

Brasil

Figura 8 – Comparativo da estratificação dos SFVCR por sua potência.

15,00% 10,00% 5,00%

Fonte: Compilação de dados com base na referência [4] 75 < x ≤ 5000

Estratificação dos SFVCR por sua potência por data

Potência do sistema (kW) Comerciais

Na comparação com o cenário nacional, conforme Figura 8, nota-se que as diferenças são mínimas. Discussão

Quanto às perspectivas futuras para os SFVCR, considerando todas as classes, separando as instalações em até final de 2017 e todas as realizadas em 2018, conforme Figura 9. Este gráfico mostra claramente uma tendência de crescimento da potência dos sistemas fotovoltaicos, destacandose uma “migração” bem distribuída da faixa de 1,5 até 3 kW para as demais.

20,00% 15,00% 10,00% 5,00%

75 < x ≤ 5000

50 < x ≤ 75

30 < x ≤ 50

25 < x ≤ 30

20 < x ≤ 25

15 < x ≤ 20

10 < x ≤ 15

0,00%

7,5 < x ≤ 10

Como esperado, pode-se ver que a estratificação de sistemas comerciais se concentra em faixas de potências maiores que nas residenciais, com uma distribuição mais uniforme. Enquanto as faixas acima de 10 kW são pouco representativas nas instalações residências (apenas 3,77%) estas são maioria nos sistemas comerciais, com 54,73% dos sistemas possuindo uma potência igual ou superior a 10 kW.

25,00%

3<x ≤5

Fonte: Compilação de dados com base na referência [4]

30,00%

0 < x ≤ 1,5

Figura 7 – Estratificação dos SFVCR por sua potência e por classe.

35,00%

Número de sistemas

Residenciais

40,00%

5 < x ≤ 7,5

50 < x ≤ 75

30 < x ≤ 50

25 < x ≤ 30

20 < x ≤ 25

15 < x ≤ 20

10 < x ≤ 15

7,5 < x ≤ 10

5 < x ≤ 7,5

3<x ≤5

1,5 < x ≤ 3

0 < x ≤ 1,5

0,00%

1,5 < x ≤ 3

Número de sistemas

10 < x ≤ 15

Potência do sistema (kW)

35,00%

7,5 < x ≤ 10

5 < x ≤ 7,5

3<x ≤5

Estratificação dos SFVCR por classe por sua potência 40,00%

1,5 < x ≤ 3

0,00%

0 < x ≤ 1,5

Realizando a mesma estratificação, mas desta vez apenas para as classes residenciais e comerciais, é possível visualizar, em percentuais, a distribuição dos sistemas entre as potências conforme Figura 7.

Comparativo da estratificação dos SFVCR por classe por sua potência Número de sistemas

enquadrados em minigeração (acima de 75 kW) representam apenas 0,5% do total de sistemas instalados, com apenas um sistema de 76,65 kW na cidade de Planalto.

Potência do sistema (kW) Até 2017

2018*

Figura 9 – Estratificação dos SFVCR por sua potência e por sua data de instalação. Fonte: Compilação de dados com base na referência [4]

Um fator preponderante para esta migração dos sistemas para faixas maiores é a diminuição do preço para instalação dos sistemas, conforme Figura 10. Nesta é possível visualizar que o preço médio para o cliente final apresentou uma redução média de 33,77% [6]. Até a data limite do estudo, em 2018 648 SFVCR foram instalados no Paraná, com uma potência total de 5.823,68 kW. Assim, a potência média dos sistemas é de 8,99 kW. Com base no preço apresentado na Figura 10 para sistemas de 8 kWp, estima-se que o custo de instalação destes 648 sistemas foi de R$ 30.341.372,80.

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após inclusão dos impostos, sobe para R$ 0,76897/kWh. Ou seja, o valor dos impostos por kWh é de R$ 0,26145. Multiplicados pelos 22,08 GWh (ou 22.080.000 kWh), temos um valor total de isenção de R$ 5.772.816,00. A arrecadação total da Receita Federal no Paraná em 2017 foi de R$ 63,688 bilhões [10], portanto, o valor de isenção concedido aos consumidores com geração distribuída representa menos de 0,01%da arrecadação total. Figura 10 – Variação dos preços médios para o cliente final. Fonte: [6]

Considerando que este valor corresponde às instalações realizadas até o meio do ano, e considerando que para o segundo semestre este número deve apresentar um crescimento, é possível estimar que no ano de 2018 o setor de instalações de SFVCR corresponderá a um mercado de pelo menos R$ 61 milhões. Mesmo com este crescimento acelerado, a potência total instalada quando comparada com outras fontes de energia presentes no estado do Paraná ainda é baixa. Por exemplo, este valor representa 0,24% dos 7 GW de potência instalada do lado brasileiro da Itaipu. Ainda, considerando que a produtividade anual no plano inclinado na latitude estimada de um SFVCR no estado do Paraná é de 1.342 kWh/kWp.ano [7], a potência instalada atual possuiu uma produção estimada anual de 22,08 GWh, enquanto que a metade da produção de Itaipu no ano de 2017 foi de 48.193,68 GWh [8]. Ou seja, os SFVCR do Paraná em um ano geram 0,046% da energia gerada no lado brasileiro da Itaipu. Com a geração estimada anual é possível também estimar qual o impacto da isenção do ICMS e do PIS/COFINS sobre a geração distribuída para o estado do Paraná (ICMS, imposto estadual) e para o Brasil (PIS/COFINS, imposto federal). Segundo a resolução ANEEL Nº2.402, de 19 de junho de 2018 [9], a tarifa convencional do subgrupo B1 (que engloba a maioria dos consumidores das classes residenciais e comerciais) é de R$ 0,50752/kWh. Este valor,

Multiplicando o valor estimado de geração de energia dos SFVCR pelo valor da tarifa paga à Copel, tem-se o valor total de R$ 11.206.041,60. Ou seja, a Copel deixou de vender aproximadamente R$ 11,2 milhões às unidades consumidoras que aderiram à REN Nº482. Comparando este valor com a receita operacional líquida da Copel Distribuição, que foi de R$ 9.358,7 milhões [11], o mesmo representa 0,12% das receitas. 5.

Conclusões

As análises realizadas comprovaram que, com a acentuada queda dos preços para o cliente final, houve um aumento significativo na potência média dos sistemas instalados, bem como ficou claro a redistribuição dentro das faixas de estratificação consideradas, com um favorecimento das faixas de potência superiores a 3 kW. Na questão dos percentuais de instalações por faixa de potência, o estado do Paraná em comparação com o Brasil apresenta uma distribuição similar, com uma distribuição um pouco inferior nas faixas de 3 a 5 kW e 7,5 a 10 kW, mas com presença maior nas faixas 10 a 15 kW e 50 a 75 kW. Já na faixa acima de 75 kW, que representa a minigeração, o Paraná possui apenas uma instalação, que representa aproximadamente 0,05% do número total de instalações, enquanto que no Brasil a minigeração representa 0,77% do número de instalações. Apesar do crescimento acelerado do número de sistemas instalados e da potência total instalada dos SFVCR de geração distribuída amparados pela REN Nº 482, os valores de energia gerada, isenção de impostos concedida e diminuição de receita da concessionária ainda são relativamente baixos se comparado aos valores gerais.

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Referências

[1] ASEMBLÉIA LEGISLATIVA DO ESTADO DO PARANÁ (ALEP). Projeto de lei 378/2015. ALEP, Curitiba, 2015. [2] CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA FAZENDARIA (CONFAZ). Convênio ICMS 16, DE 22 DE ABRIL DE 2015. CONFAZ, Brasília, 2015. [3] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTICA (ANEEL). Resolução Normativa Nº 482, de 17 de abril de 2012. ANEEL, Brasília, 2012. [4] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTICA (ANEEL). Outorgas e registros de geração: unidades consumidoras com geração distribuída. ANEEL, Brasília, 2018. [5] MICHEL, M. H. Metodologia e pesquisa científica em ciências sociais: um guia prático para acompanhamento da disciplina e elaboração de trabalhos monográficos. 1 ed. São Paulo, Atlas, 2005. [6] GREENER. Estudo estratégico: mercado fotovoltaico de geração distribuída 1º semestre 2018. Enova Solar Energia LTDA, São Paulo, 2018. [7] TIEPOLO, G.M.; PEREIRA, E. B.; URBANETZ, J.; et. al. Atlas de Energia Solar do estado do Paraná. 1 ed., Curitiba, UTFPR, 2017. [8] ITAIPU. Produção anual de energia – GWh. Disponível em <https://www.itaipu.gov.br/energia/geracao>. Acesso em 07/09/2018. [9] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTICA (ANEEL). Resolução Normativa Nº 2.402, de 19 de junho de 2018. ANEEL, Brasília, 2018. [10] RECEITA FEDERAL. Arrecadação por UF, jan / dez 2017. MINISTÉRIO DA FAZENDA, Brasília, 2018. [11] COPEL. Release de resultados 4T17. COPEL, Curitiba, 2018. Disponível em < http://ri.copel.com/ptb/central-deresultados#2017>. Acesso em 07/09/2018.

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BALANÇO SOCIAL: PRINCIPAIS MODELOS E APLICABILIDADE NA UNIVERSIDADE TECNOLÓGICA FEDERAL DO PARANÁ Danilo Durski¹ & Vanessa Ishikawa Rasoto² Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil ¹danilodurski@utfpr.edu.br & ²ishikawa@utfpr.edu.br

Resumo Dada a crescente preocupação da sociedade com a sustentabilidade e a responsabilidade social, é cada vez maior o número de organizações que passaram a adotar a divulgação do balanço social entre os seus relatórios nos últimos anos. Apesar de não existir um modelo padrão do relatório, e nem legislação que obrigue sua publicação no Brasil, existem três modelos que são mais amplamente utilizados no país, são eles o modelo do IBASE, o modelo do Instituto Ethos e o modelo do GRI. O objetivo principal deste artigo é fazer uma breve apresentação dos três modelos, realizar a análise comparativa deles e explicar a importância para a Universidade Tecnológica Federal do Paraná – UTFPR, adotar o balanço social. Palavras-chaves: Balanço Social, Responsabilidade Social, Sustentabilidade. 1.

Introdução

As transformações sociais e tecnológicas impactaram as rotinas administrativas, tanto de empresas privadas quanto de organizações públicas, nos últimos anos. Um tema recorrente e que temos percebido muito na mídia é o da sustentabilidade e o da responsabilidade social. A ideia de responsabilidade social é bastante abrangente envolvendo a preocupação com os funcionários, preservação do meio ambiente, respeito à diversidade social, entre outras (APOLINÁRIO, 2017). O tema responsabilidade social tem se tornado um dos temas mais debatidos e propagados para a gestão organizacional responsável (BORGER, 2001). Atualmente as empresas estão voltando sua preocupação para as exigências da sociedade que procura não só qualidade de produtos ou serviços, mas também se ao produzir a empresa se preocupou com o meio ambiente e com as ações sociais perante a comunidade. Uma resposta à sociedade pode ser dada através da publicação do Balanço Social, que traz informações que possibilitam essa análise (MATTOS et al., 2011). O balanço sustentabilidade

social foram

e o relatório de criados devido à

necessidade da prestação de contas por parte das empresas para com a sociedade, quanto à forma como os recursos humanos e naturais são utilizados em seu cotidiano. Nesse sentido, o balanço social é um relatório contábil que disponibiliza as informações sociais da organização (IGARASHI et al., 2010). A Universidade Tecnológica Federal do Paraná – UTFPR, por ser uma instituição pública de educação, tem um importante papel social na comunidade. Como podemos observar na descrição de parte do seu planejamento estratégico, divulgado no seu Plano de Desenvolvimento Institucional 2018-2022 (PDI, 2017) , a sua missão é desenvolver a educação tecnológica de excelência por meio do ensino, pesquisa e extensão, interagindo de forma ética, sustentável, produtiva e inovadora com a comunidade para o avanço do conhecimento e da sociedade; a sua visão é ser modelo educacional de desenvolvimento social e referência na área tecnológica; e seus valores são a ética; o desenvolvimento humano; a integração social; a inovação; a qualidade e excelência e a sustentabilidade. 2.

Objetivos

Este trabalho tem por objetivo, demonstrar, comparativamente, qual o modelo de balanço social

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mais apropriado para a UTFPR, tendo como método de escolha a comparação entre os modelos mais difundidos no Brasil. Além de, dentre o modelo escolhido, demonstrar como este poderia ser aplicado na realidade da Instituição, observando as suas peculiaridades e objetivos, considerando o seu Plano de Desenvolvimento Institucional – PDI 2018-2022. Espera-se que o artigo possa ser um item incentivador para que a UTFPR busque um maior aprofundamento no entendimento do balanço social de forma a aplica-lo na sua gestão, o trabalho busca este objetivo apresentando um modelo que seja o mais indicado para uma instituição pública de ensino superior, de acordo com a sua realidade e suas necessidades específicas, utilizando, para isso, o método de análise comparativa entre os modelos de relatório identificados e a demonstração da sua aplicabilidade. 3.

Métodos

Este trabalho tem caráter descritivo e a técnica de pesquisa adotada é bibliográfica e documental, baseando-se em pesquisa em referencial bibliográfico abordando, principalmente, os temas do Balanço Social, da Responsabilidade Social e da Sustentabilidade, além de pesquisa em relação aos modelos de relatórios de balanço social que são mais utilizados no Brasil (a saber, o modelo IBASE, o modelo GRI e o modelo do Instituto Ethos). 4.

Resultados

Após análise comparativa dos modelos de relatório de balanço contábil existentes, concluiu-se que, dentro do objetivo de internacionalização da Instituição e obedecendo ao seu planejamento estratégico, o modelo mais indicado do relatório é o do Global Report Institute – GRI, com adaptações para a instituição. O modelo GRI é, de acordo com o demonstrado ao longo deste trabalho, o mais indicado para a UTFPR e foi escolhido por ser mundialmente conhecido, além de permitir a adesão da UTFPR ao Pacto Global da Organização das Nações Unidas – ONU 5.

Discussão

O Balanço Social se constitui uma consequência das pressões sociais realizadas pela sociedade às empresas, materializando a transparência das ações socioambientais e econômicas realizadas por essas

instituições (APOLINARIO, 2017). O autor Barbieri (2007) acrescenta que o Balanço Social é um instrumento para tornar transparente a responsabilidade social da empresa. Nesse sentido, o Balanço Social é um relatório contábil que disponibiliza informações sociais. No Brasil, conforme aponta Prochera (2015), existem três modelos que são mais comumente adotados pelas organizações. São eles, os modelos brasileiros do IBASE e do Instituto Ethos, e o modelo internacional, GRI. O que observamos atualmente, porém, é que muitas instituições públicas não elaboram o balanço social anualmente, apesar de já adotarem a publicação dos demais relatórios contábeis (obedecendo, obviamente, ao que já está imposto em legislação). No Brasil, a exigência do Balanço Social ainda não está prevista em legislação, diferente do que ocorre, por exemplo, em muitos países europeus. A França foi o primeiro país do mundo a ter uma lei que obriga as empresas com mais de 300 funcionários a elaborar o Balanço Social. Depois da França, países como Inglaterra, Portugal e Espanha passaram a discutir sobre o tema e também exigem sua publicação atualmente (MATTOS et al., 2011). Um dos modelos do relatório é elaborado pelo Instituto Brasileiro de Análises Sociais e Econômicas – IBASE, que é uma organização de cidadania ativa, sem fins lucrativos, fundado em 1981, por Herbert de Souza, o Betinho, Carlos Afonso e Marcos Arruda. O instituto promove projetos que incentivam a cidadania, desenvolvimento sustentável, a democracia e a universalização de políticas públicas entre outros (IBASE, 2015). Por se basear em relatórios financeiros, o modelo do IBASE é de relativo fácil entendimento dentro da organização. Conforme explica Prochera (2015), as suas principais abordagens são a identificação da organização; a origem e a aplicação dos recursos; indicadores sociais internos; projetos, ações e contribuições sociais; outros indicadores. O Instituto Ethos é uma Organização da Sociedade Civil de Interesse Público – OSCIP, criada em 1998. De acordo com o descrito em seu sítio oficial, é um polo de organização de conhecimento, troca de experiências e desenvolvimento de ferramentas para auxiliar as empresas a analisar suas práticas de gestão e

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aprofundar seu compromisso com a responsabilidade social e o desenvolvimento sustentável (ETHOS, 2016). Sharf e Pachi (2012), relatam que o modelo Ethos vem seguindo guia de orientação para a sua elaboração, publicado pelo Instituto Ethos desde 2001. Assim como os outros, o modelo visa definir as informações mínimas que devem ser publicadas para dar transparência às atividades da organização. O modelo Ethos incorpora a planilha proposta pelo IBASE e sugere um detalhamento maior do contexto de tomada de decisões, dos problemas encontrados e dos resultados obtidos (SHARF e PACHI, 2012). Os autores apontam que o Instituto Ethos defende a necessidade de os balanços sociais adquirirem credibilidade e consistência comparáveis a dos balanços financeiros. O último modelo do relatório mais difundido no país é da Global Reporting Initiative – GRI (ou, Iniciativa Global para a Apresentação de Relatórios, em tradução livre). Conforme descrito em seu sítio oficial, trata-se de uma organização internacional independente que auxilia empresas, governos e outras organizações a entender e comunicar os impactos de seus negócios em pontos críticos de Itens Fornece um modelo próprio para instituições de ensino? É reconhecido e adotado internacionalmente?

Detalhamento do relatório

Natureza do relatório Permite adesão ao Pacto Global?

sustentabilidade, tais como as mudanças climáticas, direitos humanos, corrupção e outros. A GRI foi lançada em 1997 pelo Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente (PNUMA) e pela Coalizão por Economias Ambientalmente Responsáveis (CERES, do inglês, Coalition for Environmentally Responsible Economies). Sharf e Pachi (2012) observam que, apesar de, no exterior existir tanta ou mais diversidade de modelos de balanços sociais, o modelo desenvolvido pela Global Reporting Initiative – GRI é o que tem ganhado mais importância. Os autores observam também que o objetivo da GRI é desenvolver um modelo-padrão internacional, além de ser o modelo exigido para a adesão das organizações ao Pacto Global da ONU. Prochera apud Basseto (2015) comenta que o importante modelo disponibilizado pelo (GRI), cuja estruturação se dá embasada em dois pressupostos básicos, um deles é a comparabilidade e o outro a flexibilidade, "a primeira liga-se à meta de desenvolver uma estrutura paralela aos relatórios financeiros. A segunda considera as diferenças legítimas entre organizações e entre setores da economia, atuando de modo flexível o suficiente para acomodar essas diferenças".

IBASE

ETHOS

GRI

Sim.

Não.

Sim.

Incorpora aos dados propostos pela planilha do modelo Ibase, os indicadores Ethos de Responsabilidade Social Empresarial, com um grau de detalhamento maior.

Relatório mais completo e abrangente. É considerado o padrão internacional.

Contábil e social.

Predominantemente social.

Não.

Sim.

Reúne informações sobre folha de pagamentos, gastos com encargos sociais, participação nos lucros, despesas com controle ambiental, investimentos sociais externos etc. em forma de planilha. Predominantemente contábil. Não.

Quadro 1 – Modelo comparativo dos relatórios do balanço social. Fonte: Elaborado pelos autores

Pode-se concluir que o modelo Ibase é o de mais baixa complexidade. O modelo Ethos, que abrange os dados do modelo Ibase e incorpora alguns indicadores próprios, já é um modelo de complexidade média. E,por fim, o modelo GRI,

mais abrangente ainda, complexidade dos três.

mais

alta

No quadro 1, buscou-se demonstrar os pontos positivos e os pontos negativos de cada modelo apresentado ao longo deste trabalho.

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Dentre os indicadores propostos para o relatório Balanço Social, todos os modelos abordam, principalmente, indicadores sociais internos, externos, econômicos e ambientais, com algumas Modelo

ETHOS

IBASE

GRI

diferenças nas abordagens entre si, conforme segue no quadro 2:

Indicadores 01 – Valores, Transparência e Governança 02 – Público Interno 03 – Meio Ambiente 04 – Fornecedores 05 – Consumidores e Clientes 06 – Comunidade 07 – Governo e Sociedade 01 – Base de Cálculo 02 – Indicadores Sociais Internos 03 – Indicadores Sociais Externos 04 – Indicadores Ambientais 05 – Indicadores de Corpo Funcional 06 – Informações Relevantes 01 – Indicadores de Desempenho Econômico 02 – Indicadores de Desempenho do Meio Ambiente 03 – Indicadores de Desempenho Referentes a Práticas Trabalhistas e Trabalho decente 04 – Indicadores de Desempenho Referentes a Direitos Humanos 05 - Indicadores de Desempenho Referentes à Sociedade 06 – Indicadores de Desempenho Referentes à Responsabilidade pelo Produto

Quadro 2 – Modelo comparativo dos indicadores considerados pelos modelos de balanço social. Fonte: elaborado pelos autores.

Na esfera social, os aspectos apresentados se dividem em Indicadores Trabalhistas e de Trabalho Decente, abrangendo Emprego; Relações entre Trabalhadores e a Governança; Saúde e Segurança no Trabalho; Treinamento e Educação; e Diversidade e Igualdade de Oportunidades. Indicadores de Direitos Humanos, que abrangem Práticas de Investimento e de Processos de Compra; Não discriminação; Liberdade de Associação e Negociação; Abolição do Trabalho Infantil; Prevenção de Trabalho Forçado/Escravo; Práticas de Segurança; e Direitos dos Indígenas. Indicadores da Sociedade, que abrangem Comunidade; Corrupção; Políticas Públicas; Concorrência Desleal; e Conformidade E, por fim, Indicadores da Sociedade, que abrangem Saúde e Segurança do Cliente; Rotulagem de Produtos e Serviços; Comunicações de Marketing; e Privacidade do Cliente. A esfera social tende a ser a mais sensível para a UTFPR, dada a sua natureza. Sendo uma instituição pública da área de educação, a sua responsabilidade social tende a ser muito mais

sensível para a sociedade e para os seus usuários, sejam os trabalhadores como os alunos. Para Ferreira et al. (2009), cada empresa pode definir como deseja relatar suas ações socioambientais já que não existe lei específica que determine um padrão único para todas. Contudo problema da falta de padronização está na dificuldade em comparar informações entre diferentes entidades e também pelo fato de que um demonstrativo elaborado de acordo o que a empresa “acredita” que deva divulgar pode omitir informações relevantes para a transparência das atividades empresariais. Como foi explicado no artigo, com a adoção do balanço social, a instituição poderia alcançar maiores níveis de produtividade de seus servidores, além de fortalecer a sua imagem na sociedade e poder ter uma ferramenta para o planejamento estratégico e maior controle de suas ações sociais, a adoção do relatório também pode auxiliar na internacionalização da marca UTFPR, foco defendido pela atual gestão.

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A UTFPR embasa o seu planejamento estratégico, na definição da sua missão, da sua visão e dos seus valores na sustentabilidade e na responsabilidade social, esse fator também deve impulsionar a instituição a adotar o balanço social. Mais do que isso, por ser uma instituição pública de educação e possuir diversas ações sociais, que atualmente funcionam sem possuir muito controle da gestão, teria no balanço social um meio de proceder ao controle, facilitando assim, o direcionamento de investimentos e até a criação de mais ações que poderiam vir a beneficiar a sociedade onde a instituição está localizada. Cada modelo traria benefícios se utilizados e todos se encaixariam no perfil organizacional da UTFPR, mas o modelo GRI, por ser internacional e por buscar se tornar um modelo padrão em nível mundial para o relatório, pode ser um diferencial, uma vez que a instituição está em busca da internacionalização da sua marca – um dos objetivos da atual gestão, e consequente maior reconhecimento da universidade, dentro e fora do Brasil. Considerando que a UTFPR já possui algumas ações na área da sustentabilidade e da responsabilidade social, além de ter a publicação do relatório de sustentabilidade entre seus documentos anuais, a publicação do Balanço Social viria a somar para a instituição, trazendo benefícios para si mesma e também para a sociedade em geral, já que a adoção do relatório poderia servir de estímulo para que outras organizações possam vir a adotar o relatório, estimulando-as, também, a tornar a sociedade mais social e sustentavelmente responsáveis. 6.

Conclusão

Definir o conteúdo do relatório não é uma tarefa fácil, pois ele deve assegurar uma apresentação equilibrada do desempenho da organização, para isso tanto os pontos positivos quanto negativos precisam ser abordados, para que haja transparência nas informações apresentadas (FERREIRA et al., 2009). Apesar de o Ibase fornecer um modelo próprio para instituições de ensino, ele considera muitas informações contábeis, que não devem ser o foco desta publicação, uma vez que já são divulgados em outros relatórios da UTFPR. Portanto, o modelo a ser escolhido para a adoção. do balanço social, dentre os apresentados neste artigo, deve ser o GRI.

Mas vale ressaltar que nada impede que a instituição opte por desenvolver um modelo próprio, adequando a divulgação do balanço social às suas demandas próprias. O modelo do GRI é o mais trabalhoso para ser aplicado, justamente por ser também, o mais abrangente. Por se tratar de um modelo que é elaborado pensando com mais foco para empresas privadas, serão necessárias algumas adaptações para que possa se adequar à realidade da UTFPR. 7.

Referencias

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Anais da V Conferência Internacional de Energias Inteligentes - Smart Energy / CIEI&EXPO / ASHRAE - Brasil 2018 [11] MATTOS, Aliomar Lino; SILVA, Iris Bento da; ZATTA, Fernando Nascimento; GONZALEZ, Inayara Valeria Defreitas Pedroso. Balanço social: sua contribuição para as instituições financeiras. SEGET – VIII Simpósio de Excelência em Gestão e Tecnologia, Florianópolis-SC, 2011. [12] UFPR. Plano de Desenvolvimento Institucional da Universidade Tecnológica Federal do Paraná – UTFPR. Disponível em http://portal.utfpr.edu.br/comissoes/consulta/cons ulta-publica-pdi-2018-2022. [13] IBASE. Prestação de contas do Ibase – Balanço Social. Disponível em http://ibase.br/pt/prestandocontas/balanco-social/. [14] PROCHERA, Antônio Rafael. Balanço social: estudo de caso em uma universidade federal. Monografia apresentada no curso de pós-graduação em nível de especialização em gestão contábil e financeira da Universidade Tecnológica Federal do Paraná, Pato Branco-PR, 2015. [15] SHARF, Regina; PACHI, Fernando. O balanço social e a comunicação da empresa com a sociedade. Instituto Ethos, São Paulo-SP, 2012. [16] UNITED NATIONS – Global Compact. Disponível em https://www.unglobalcompact.org

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PANORAMA ATUAL E CENÁRIO 2025 DA ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA NO BRASIL Isabela Valpecovski Urbanetz1, Allana de Moura Netto2, Bruno Scolari3, Vicente Leite4 & Jair Urbanetz Junior5 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil & 5urbanetz@utfpr.edu.br Instituto Politécnico de Bragança, Bragança, Portugal 4avtl@ipb.pt

1isabela_valp@hotmail.com, 2allana@alunos.utfpr.edu.br, 3brunoengutfpr@gmail.com

Resumo A energia solar fotovoltaica no Brasil teve seu crescimento impulsionado pela Resolução Normativa nº 482/2012 da ANEEL, onde foi regulado os sistemas de micro e minigeração no sistema de compensação, e pelos leilões específicos para usinas fotovoltaicas realizadas pelo governo federal. Porém, o país ainda possui pouca representatividade da energia solar em sua matriz elétrica, cerca de 0,13%, com aproximadamente 1% da capacidade instalada de geradores de energia elétrica considerando todas as fontes, ambos os valores são referentes ao ano de 2017. Nos momentos iniciais de uma tecnologia, seu crescimento se dá de forma irregular e por existir pouca capacidade instalada, qualquer valor adicionado pode ocasionar saltos nas variações percentuais de um ano para outro, ou seja, seu crescimento ainda não segue um padrão sustentável, o que deve se regularizar em torno do ano de 2025, seguindo a tendência mundial de crescimento de aproximadamente 30% a cada ano. Como cenário para 2025, a potência total dos SFVCR no Brasil será de aproximadamente 75,6 GWp o que representará 98,3 TWh de energia elétrica produzida por esta fonte, considerando a demanda de energia elétrica estimada para 2025 de 800 TWh, resultará na contribuição de 12,3% da energia por fonte solar fotovoltaica. Palavras chave: Energia Solar Fotovoltaica, Cenário Energético, Capacidade Instalada. 1.

Introdução

A partir de 2012, com a Resolução Normativa nº 482/2012 da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a energia solar fotovoltaica passou a figurar como uma importante opção de produção de energia elétrica de forma limpa e sustentável. Especialmente, os Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica (SFVCR) possuem total aproveitamento da energia gerada por não necessitar de equipamentos armazenadores de energia, tais como as baterias. Os SFVCR utilizam a concessionária como fornecedora em horários sem produção e como armazenadora em horários de alta produtividade [1] [2]. O crescimento da utilização dos SFVCR no Brasil se deu de forma tímida nos primeiros anos, seguido de um crescimento expressivo nos anos

seguintes. Este crescimento foi de tal intensidade que superou as expectativas feitas em relação à geração distribuída pela ANEEL em sua Nota Técnica n° 0056/2017-SRD. O valor real da potência instalada até o dia 31/07/2018, data de corte definida para análise do artigo, foi superior à prevista para o ano inteiro [3] [4] [5]. É importante salientar que no ano de 2017, ano da publicação da Nota Técnica, também foi ultrapassado o valor de potência instalada previsto para micro e minigeração fotovoltaica amparados pela Resolução Normativa nº 482/2012 da ANEEL. Devido às inconsistências dos estudos anteriormente citados, torna-se necessário e importante a realização de uma nova análise do estado atual e do crescimento desta fonte de energia que se encontra em constante expansão.

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Objetivo

O presente artigo tem a finalidade de apresentar a capacidade instalada atual dos Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica (SFVCR) no Brasil. O estudo apresentado engloba tanto a mini e micro geração, amparadas pela Resolução Normativa nº 482/2012, quanto a geração centralizada. A fim de caracterizar o cenário atual brasileiro são demonstrados os dados de energia produzida anualmente, quanto esta energia representa percentualmente na matriz energética brasileira e a proporção desta fonte frente às demais fontes geradoras de energia elétrica no país. Posteriormente, através de uma análise crítica e cuidadosa dos dados atuais e das previsões, é apresentado um possível cenário com as estimativas para os anos seguintes até o ano de 2025. 3.

Método

Para o desenvolvimento desta pesquisa serão utilizados dados dos SFVCRs disponibilizados pela ANEEL no Banco de Informações de Geração (BIG) e nos relatórios sobre as Unidades Consumidoras com Geração Distribuída cadastradas como micro ou minigeração, além de relatórios da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) que apresentam cenários de consumo de energia elétrica no Brasil para os próximos anos.

energia produzida por esta fonte na demanda anual do país. 4.

Resultados e discussões

Para início desta análise torna-se imporante perceber que o aumento da quantidade de SFVCRs no país não ocorreu espontaneamente. Este foi impulsionado pela Resolução Normativa nº 482/2012 da ANEEL que regulamentou o sistema de compensação de energia, similar ao net metering. Aliado a este fato, o aumento massivo de estudo e informação neste tema contribuiu para a criação de incentivos governamentais e o desenvolvimento científico acerca de temas relacionados, como geração de energia limpa e sustentável. Estes progressos são extremamente relevantes para toda a sociedade brasileira. A capacidade instalada de SFVCRs de mini e micro geração tem triplicado, como é mostrado no gráfico da Figura 1, levando-se em consideração a potência instalada desde 2012, ano em que surgiu a possiblidade de geração distribuída. Apesar da geração distribuída englobar outras fontes energéticas além da fotovoltaica, esta última é a que possui maior influência no montante de geração distribuída devido a sua baixa manutenção de operação e relativa facilidade de instalação.

Com base nestas informações são apresentados gráficos com os dados compilados, expondo o cenário atual da energia solar fotovoltaica no Brasil, de maneira a entender como ocorre o desenvolvimento desta tecnologia no país. Na formação do cenário futuro é considerado uma previsão de potência instalada com base no crescimento atual. Posteriormente, para uma expectativa de produção de energia condizente com a potência esperada, sabendo-se que o YIELD anual no território brasileiro varia de 1.100 kWh/kWp a 1.800 kWh/kWp [6], foi atribuído um YIELD anual de 1.300 kWh/kWp a fim de obter um valor estimado de energia que será produzido em cada ano analisado. Estes valores, juntamente com as previsões totais de carga no Brasil nos estudos da EPE, resultarão nos percentuais da participação da

Figura 1 – Evolução da potência instalada de micro e minigeração fotovoltaica no Brasil. Fonte: Dados compilados pelos autores com base em [4].

Por sua vez, nas usinas de geração centralizada o aumento da potência instalada é mais irregular, dado que está vinculado a existência dos leilões de energia por parte do governo federal. Ocorreu um grande aumento destas usinas no ano de 2017,

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resultando em um impacto na potência total superior ao da geração distribuída. Esta mudança abrupta no ano de 2017 está explicitada no gráfico da Figura 2.

instalada de fontes geradoras de energia elétrica conectadas ao Sistema Interligado Nacional (SIN). Um conceito importante a ser definido neste momento do estudo é a diferenciação de percentual de potência instalada e percentual de energia fornecida para a matriz elétrica. Em 2017, a quantidade ofertada de energia elétrica no SIN foi de 624,3 TWh. Deste valor, 832 GWh foi gerado pelos sistemas fotovoltaicos, o que representou aproximadamente 0,13% do total [7]. O ano de 2018, apesar de estar ainda em curso, também apresenta um aumento considerável no valor da potência fotovoltaica adicionada.

Figura 2 - Evolução da potência instalada na geração fotovoltaica centralizada no Brasil. Fonte: Dados compilados pelos autores com base em [5].

A Figura 4 apresenta a participação percentual da energia elétrica disponibilizada no Brasil no ano de 2017 por tipo de fonte.

Com a junção destes dois gráficos pode-se obter a situação atual desta fonte de energia, observada no gráfico da Figura 3. O valor da capacidade adicionada de SFVCRs apresentado para o ano de 2018 refere-se até a data de 31/07/2018, resultando em uma potência instalada total no Brasil, até esta data, de 1,65 GWp.

Figura 4 – Distribuição percentual da energia elétrica no Brasil por tipo de fonte. Fonte: [7]

Figura 3 - Evolução da potência instalada fotovoltaica no Brasil. Fonte: Dados compilados pelos autores com base em [4] e [5].

Segundo [4], a potência total instalada no Brasil, englobando todas as fontes geradoras de energia elétrica, é de 159,97 GW. Considerando a potência instalada de SFVCRs, esta resulta em aproximadamente 1% em relação à potência

Como observado na Figura 4, o percentual de utilização da energia solar fotovoltaica ainda é pouco significativo na matriz elétrica brasileira em relação à outras fontes, tais como hidráulica e térmica. Com isto, a energia solar fotovoltaica possui grande potencial de crescimento no país. A partir da data de 31/07/2018 os valores ilustrados correspondem a um possível cenário para a energia solar fotovoltaica no Brasil. O aumento da energia solar fotovoltaica no Brasil, como se pode observar nos gráficos das Figuras 1, 2 e 3, que relatam o cenário atual, ainda não segue um padrão fixo ou um crescimento sustentável.

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Observa-se grandes variações nos percentuais de crescimento ao longo dos anos, tanto nos sistemas de geração distribuída como nas usinas. Este fato é mais visível na geração centralizada, pois quando são construídas usinas de grande porte, como de 2016 para 2017, a quantidade adicionada de potência tem um grande salto em relação ao ano anterior. Essa característica de crescimento irregular, aparentemente imprevisíveis da energia solar fotovoltaica no Brasil pode ser explicada devido a esta tecnologia ter sido recentemente regulamentada. Nos momentos iniciais, qualquer valor adicionado de potência causa grande variação no valor total. Por isso, ocorrem os saltos observados nos gráficos, que correspondem a variações percentuais acentuadas de um ano para outro. Porém, em âmbito mundial, a tecnologia já segue estabelecida e com crescimento estável. O percentual adicionado da potência instalada anualmente segue em torno de 30% em relação ao valor anterior [8]. A tendência é que ao longo dos anos os países nos quais a tecnologia ainda está iniciando atinjam esse percentual de crescimento sustentável. Particularmente, no Brasil, o percentual de crescimento ainda é bem elevado por ter baixa potência instalada em seu território. Porém, à medida que a energia solar fotovoltaica no Brasil vai ganhando representatividade frente ao parque energético, seu crescimento passará a se estabilizar, seguindo a tendência mundial. Desta forma, é esperado que o percentual diminua gradativamente para os anos seguintes, até chegar em 2025. No gráfico da Figura 5 é mostrado o valor estimado de potência instalada no Brasil até 2025 e o quanto seria adicionado anualmente. No gráfico da Figura 5 é projetada uma potência instalada no Brasil para os SFVCRs de 75,6 GWp em 2025. Com isso, utilizando-se um YIELD médio de 1.300 kWh/kWp.ano atribuído neste estudo, obtém-se o valor de energia a ser produzida naquele ano, resultando em 98,3 TWh de energia elétrica.

Figura 5 – Cenário de previsão da evolução do total de SFVCR no Brasil no horizonte 2025. Fonte: Elaborado pelos autores..

Segundo [9], a estimativa da energia elétrica que será demandada pelo país em 2025 será em torno de 800 TWh. Se deste montante de energia, 98,3 TWh for produzida pela energia solar fotovoltaica, isso representará 12,3% do total de energia elétrica demandada no país naquele ano, uma parcela expressiva, porém factível de ser atingida. Entretanto, com o aumento expressivo de demanda, a produção de energia também deve aumentar na mesma proporção. Devido ao seu grande potencial de crescimento, a energia solar fotovoltaica deve ser considerada como uma opção extremamente viável de fornecimento de energia elétrica. 5.

Considerações finais

Através do desenvolvimento deste trabalho foi possível caracterizar o panorama atual e criar um cenário com a previsão até o ano de 2025 dos SFVCRs no Brasil. Atualmente, nota-se que a capacidade instalada de SFVCRs de mini e micro geração tem aumentado de maneira regular, enquanto que nas usinas de geração centralizada o aumento da potência instalada é mais descontínuo. Portanto, o crescimento da energia solar fotovoltaica no Brasil, representado pela soma das capacidades de SFVCRs de mini e micro geração e usinas de geração centralizada, ainda não segue um padrão fixo ou um crescimento sustentável. Esse

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cenário é justificado por tratar-se de uma tecnologia nova e recentemente regulamentada. Outro aspecto relevante deste estudo, foi identificar que as previsões de crescimento dos SFVCRs no Brasil divulgadas pelos órgãos oficiais brasileiros foram superadas, principalmente nos anos de 2016 e 2017, ano em que não só atingiu a marca de 1 GWp de capacidade instalada, como também neste mesmo ano foi adicionado mais de 1 GWp como se observa no gráfico da Figura 3. No que diz respeito à previsão do crescimento de SFVCR no Brasil, espera-se que com o amadurecimento dessa tecnologia o crescimento da potência instalada torne-se relativamente estável. Apesar da pouca expressividade da energia solar fotovoltaica na matriz elétrica brasileira atual, essa fonte possui grande potencial de crescimento no país. A previsão realizada indica que a energia proveniente dessa fonte poderá alcançar em torno de 12,3% da energia elétrica total demandada em 2025 no Brasil. 6.

[6]

[7]

[8]

[9]

em :< http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/capa cidadebrasil/capacidadebrasil.cfm >. Acesso em: 10/08/2018. PEREIRA, E. B., MARTINS, F. R., GONÇALVES, A. R., COSTA, R. S., LIMA, F. J. L., RUTHER, R., ABREU, S. L., TIEPOLO, G. M., PEREIRA, S. V., SOUZA, J. G. Atlas Brasileiro de Energia Solar. São José dos Campos, 2017. MME, Ministério de Minas e Energia. Balanço Energético Nacional 2018: Relatório Síntese: Ano Base 2017. Disponível em < http://www.epe.gov.br/sitespt/publicacoes-dadosabertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicaca o-303/topico397/Relat%C3%B3rio%20S%C3%ADntese%202018ab%202017vff.pdf > Acesso em: 12/08/2018. REN21, Renewables 2018 - Global Status Report. Disponível em < http://www.ren21.net/wpcontent/uploads/2018/06/178652_GSR2018_FullReport_web_final_.pdf> Acesso em: 06/08/2018. TIEPOLO, G. M., PEREIRA, E. B., URBANETZ JR. J., PEREIRA, S. V., GONÇALVES, A. R., LIMA, F. J. L., COSTA, R. S., ALVES, A. R. Atlas de Energia Solar do Estado do Paraná. Curitiba, 2017.

Referências

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ÔNIBUS

ELÉTRICOS CARREGADOS POR SISTEMAS FOTOVOLTAICOS E A CONTRIBUIÇÃO PARA REDUZIR AS EMISSÕES DE GEE NO TRANSPORTE PÚBLICO DE CURITIBA Juliano da Silva Pereira1, Jair Urbanetz Juniorz2 & Tatiana Gadda3 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil & 3tatianagadda@utfpr.edu.br

1julianosp.pereira@gmail.com, 2urbanetz@utfpr.edu.br

Resumo No mundo, o setor de transportes é responsável por 24% das emissões de gases de efeito estufa (GEE). No Brasil, este percentual é de 45%, devido à forte dependência da malha rodoviária para transporte de cargas e passageiros. Recentemente, a utilização de veículos elétricos (VE) tem aumentado, tornando-se pauta das discussões mundiais enquanto futuro da mobilidade e como solução sustentável. Porém, a sustentabilidade está relacionada ao fator de emissão da matriz elétrica de cada país. A dependência de uma matriz baseada na queima de combustíveis fósseis reduziria o caráter sustentável dos VE. Graças a grande participação de fontes renováveis na matriz elétrica brasileira, essa característica de baixas emissões se mantém. No médio e longo prazo, entretanto, é necessário identificar como suprir a nova demanda por energia destes veículos, mantendo o fator de emissão do setor elétrico baixo. Com isso, este artigo visa identificar o potencial de redução das emissões de GEE da frota viária de transporte público de Curitiba, através da utilização de ônibus elétricos supridos energeticamente por sistemas solares fotovoltaicos. Curitiba é integrante do grupo C40, que visa adotar medidas sustentáveis, dentre elas, o desenvolvimento de uma malha de transporte público de emissão baixa, ou nula, de GEE. Palavras-chave: Veículos elétricos, emissão de GEE, Energia solar fotovoltaica, energias renováveis, mobilidade 1.

Introdução

A discussão sobre a relação entre a atividade humana e as alterações climáticas tiveram início na década de 70. Desde então, estes debates têm se consolidado através de uma série de conferências e convenções, de forma a promover a interação entre os diversos agentes da sociedade. Mais recentemente, em 2015, ocorreu em Paris a 21a Convenção do Clima (COP-21), onde 195 países apresentaram metas para limitar suas emissões de gases de efeito estufa (GEE) até 2030, com objetivos fixados já para 2020. Dentre os objetivos, destaca-se a busca por limitar o aumento da temperatura a 1,5°C acima dos níveis anteriores à Revolução Industrial [1]. Segundo o Ministério de Ciência Tecnologia e Inovação – MCTIC [2], o Brasil se comprometeu a reduzir as emissões dos gases de efeito estufa em

37% abaixo dos níveis de 2005, em 2025, e em 43% abaixo dos níveis de 2005, em 2030. No Brasil, o maior emissor de GEE é o setor de mudanças do uso da terra, devido ao desmatamento e ao alto índice de atividade agropecuária. O setor de energia é o terceiro maior responsável pelas emissões, com uma taxa de participação de 19%. Fazendo uma comparação global, o Brasil é o sétimo país que mais libera GEE no meio ambiente [3]. Apesar do baixo índice de participação do setor energético, Rovere [1] aponta que existe um potencial elevado para redução das emissões nacionais de GEE através da implantação de uma série de medidas de mitigação, incluindo: eficiência energética, energias renováveis e mudanças de modais de transportes. A Figura 1, evidencia a grande dependência brasileira dos combustíveis

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fósseis na modalidade de transporte, comparação com o restante do mundo.

Figura 1 – Emissões Brasileiras de GEE devido à queima de combustíveis em 2014. Fonte: SEEG, 2017 [3].

A demanda de energia no setor de transporte é caracterizada pela predominância do modo rodoviário, que correspondeu por 93% do consumo em 2015, e pela dependência excessiva do petróleo, que contava com 77% do consumo em 2015 [3]. Dentro do transporte rodoviário, 51% das emissões estão atreladas ao transporte de carga. De fato, 65% do transporte de carga no Brasil é realizado através do modal rodoviário, enquanto países como a Rússia, EUA e Canadá contam, respectivamente, com uma dependência de 8%, 32% e 43% respectivamente. Essa dependência gera ineficiência e altas perdas para o setor produtivo brasileiro. Já o transporte de passageiros, representa 19,7% das emissões do setor de Energia no Brasil em 2016, de [3]. Desse montante, o transporte coletivo através de ônibus urbanos é responsável por 17% das emissões. Dessa forma, como alternativa para descarbonizar o segmento de transporte, os veículos elétricos têm conquistado presença no debate entre a comunidade científica. Por outro lado, de acordo com o Plano Decenal de Expansão de Energia – PDE 2026 do MME [4], o cenário brasileiro indica que essa transição energética da indústria automotiva poderá ser um processo lento e tardio, devido a fatores como custo elevado, necessidade de infraestrutura elétrica para suprir a demanda, indefinição da política de descarga das baterias e, principalmente, a necessidade de incentivos governamentais. Um dos pontos de preocupação, referente à adoção de veículos elétricos em larga escala no

Brasil está relacionado ao aumento da demanda por energia elétrica. A expansão do setor elétrico, tanto em termos de geração quanto de transmissão, é um tema sensível em função das diversas dificuldades atreladas ao setor. Aumentar a capacidade de geração e transmissão de energia elétrica, implica em um estudo exaustivo dos recursos disponíveis no país, bem como do benefício econômico, social e ambiental intrínsecos a cada projeto. Além do mais, o desenvolvimento de novos projetos demanda tempo e recursos consideráveis. Em função da necessidade de diversificação da matriz elétrica brasileira, para minimizar os impactos e recursos necessários para expansão da capacidade produtiva, além do próprio interesse do consumidor em reduzir seus gastos com eletricidade, a geração distribuída (GD) foi regulamentada em 2012, através da Resolução n° 482, da ANEEL. Desde então, o número de conexões à rede de sistemas solares fotovoltaicos tem crescido continuamente. O Brasil possuía em 2016 uma matriz com capacidade instalada de 150.338 MW [5]. No mesmo ano, a capacidade instalada de GD, através da fonte fotovoltaica, era de 59,58 MWp. Esse valor representa somente 0,0396% da capacidade total da matriz elétrica brasileira. Apesar do aumento expressivo do número de conexões desde a regulamentação em 2012, ainda existe um potencial extremamente elevado para a exploração deste recurso. O cenário brasileiro para a utilização desses sistemas é potencializado devido à existência de condições climáticas favoráveis no país. A irradiação solar anual média no Brasil, é de 1.986 kWh/m².ano, ao passo que a Alemanha, um dos líderes mundial em capacidade de sistemas fotovoltaicos instalada, é de somente 1.251 kWh/m².ano [6]. A Alemanha terminou o ano de 2016 com 40,85 GWp de potência instalado deste tipo de sistema, ou seja, uma capacidade quase 685 vezes superior. Além do mais, a utilização da energia através dos sistemas fotovoltaicos, possui a vantagem de não emitir gases de efeito estufa (GEE) durante sua geração. Devido a sua característica modular, os sistemas fotovoltaicos podem ser aplicados em meios urbanos, o que resulta em outro ponto positivo, pois, devido à proximidade entre a fonte de geração e o consumo (o que caracteriza a geração

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distribuĂda) reduzem-se as perdas em funĂ§ĂŁo da transmissĂŁo de energia [6]. Finalmente, sistemas fotovoltaicos podem, quando comparados com outras fontes de energia como a de hidroelĂŠtricas, ser implantados em um curto perĂodo de tempo [7]. GraĂ§as as suas caracterĂsticas, a energia solar fotovoltaica pode, entĂŁo, se tornar uma alternativa para suprir a demanda de veĂculos elĂŠtricos, contribuindo para a diversificaĂ§ĂŁo do setor elĂŠtrico e reduĂ§ĂŁo dos gases de efeito estufa. 2.

Objetivos

Tendo em mente a necessidade de reduzir as emissĂľes de GEE no Brasil, de forma a atingir as metas acordadas pelo governo brasileiro, este artigo tem como objetivo, analisar o potencial de reduĂ§ĂŁo das emissĂľes de GEE devido Ă utilizaĂ§ĂŁo de Ă´nibus elĂŠtricos carregados por energia solar fotovoltaica na rede viĂĄria de transporte pĂşblico de Curitiba. Curitiba, capital do estado ParanĂĄ, juntou-se ao grupo C40, que reĂşne as maiores cidades no mundo buscando a reduĂ§ĂŁo das emissĂľes dos gases de efeito estufa atravĂŠs de aĂ§Ăľes sustentĂĄveis [8]. Dentro do escopo do C40, Curitiba assinou, tambĂŠm, o â&#x20AC;&#x153;C40 Cities Clean Bus Declaration of Intentâ&#x20AC;?, com o objetivo de reduzir as emissĂľes do setor de transporte e melhorar a qualidade do ar, atravĂŠs da introduĂ§ĂŁo de Ă´nibus com fatores baixos ou nulos de emissĂľes. 3.

Metodologia

A metodologia adotada ĂŠ uma pesquisa bibliogrĂĄfica e documental, com o intuito de embasar teĂłrica e tecnicamente o trabalho. Segundo GIL [9] relatos de pesquisa, relatĂłrios e boletins, entre outros, podem ser considerados ora bibliogrĂĄficos, ora documentais. Foram levantados os dados de consumo de combustĂvel dos Ăńibus de Curitiba no ano de 2016. Com isso foi calculado as emissĂľes de GEE da frota. Na sequĂŞncia, foi identificado o consumo elĂŠtrico necessĂĄrio para a mesma frota, para simulaĂ§ĂŁo de uma rede composta por Ăńibus elĂŠtricos. Com este consumo, estimou-se a emissĂŁo de GEE considerando o fator de emissĂŁo da matriz elĂŠtrica brasileira e, por fim, considerando o fator de emissĂŁo atravĂŠs do uso de sistemas fotovoltaicos para carregar a frota de Ăńibus. Todos os dados foram tabulados e avaliados.

Resultados

Na Tabela 1, ĂŠ apresentado a distribuiĂ§ĂŁo da frota de Ă´nibus de Curitiba, e as distĂ˘ncias percorridas diariamente (dias Ăşteis) em 2016. Para a anĂĄlise que se segue, foram excluĂdos os Ă´nibus do tipo hĂbridos e de turismo, uma vez que o objetivo ĂŠ estabelecer uma comparaĂ§ĂŁo com os veĂculos Ă base de diesel. Dessa forma, a anĂĄlise compreende 97% da frota. Tabela 1 â&#x20AC;&#x201C; ComposiĂ§ĂŁo da Frota de Curitiba Categoria Expresso LigeirĂŁo Expresso Linha Direta Interbairros Alimentador

Troncal

Convencional Circular

Tipo Biarticulado Biarticulado Articulado Articulado Padron Articulado Padron Articulado Comum Micro especial Articulado Comum Micro especial Comum Micro especial Micro Micro

Subtotal 44 97 30 39 184 92 1 71 324 29 5 62 3 99 102 3 5

Total 44 127 223 103 424

214 5

Fonte: URBS, 2018 [10].

O cĂĄlculo das emissĂľes anuais da frota de veĂculos a diesel (em tCO2/ano) ĂŠ feito com base na fĂłrmula abaixo: đ??¸đ?&#x2018;&#x201C;đ?&#x2018;&#x;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;&#x17D;_đ?&#x2018;&#x2018;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2019;đ?&#x2018; đ?&#x2018;&#x2019;đ?&#x2018;&#x2122; =

â&#x2C6;&#x2018;đ?&#x2018;&#x2013; đ??śđ?&#x2018;&#x2013; . đ??šđ??¸đ?&#x2018;&#x2018;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2019;đ?&#x2018; đ?&#x2018;&#x2019;đ?&#x2018;&#x2122; . đ?&#x2018;&#x2021; 1.000

(

Onde: Ci â&#x20AC;&#x201C; consumo diĂĄrio da linha i (l/dia); FEdiesel â&#x20AC;&#x201C; fator de emissĂŁo de GEE do diesel: 2,7 kgCO2/l; T â&#x20AC;&#x201C; tempo de anĂĄlise: 240 dias. Considerou-se 240 dias por ano, pois sĂł foi possĂvel ter acesso ao percurso diĂĄrio mĂŠdio das linhas de Ă´nibus de dias Ăşteis. Por sua vez, o cĂĄlculo do consumo diĂĄrio de cada linha foi feito com base na fĂłrmula 2: đ??śđ?&#x2018;&#x2013; = đ??ˇđ?&#x2018;&#x2013; . đ?&#x2018;&#x2026;

(2)

Onde: Di â&#x20AC;&#x201C; distĂ˘ncia mĂŠdia percorrida da linha i (km/dia); R â&#x20AC;&#x201C; rendimento do modelo de Ă´nibus (l/km).

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O rendimento de cada modelo de Ă´nibus ĂŠ apresentado na Tabela 2: Tabela 2 â&#x20AC;&#x201C; ComposiĂ§ĂŁo da Frota de Curitiba Modelo Comum Padron Micro Micro especial Articulado Biarticulado

Fonte: URBS, 2018 [11].

Rendimento (l/km) 0,360021867 0,540953697 0,230662327 0,31248335 0,762437277 0,908840587

As distĂ˘ncias percorridas foram obtidas atravĂŠs dos dados estatĂsticos do transporte de coletivo de Curitiba da URBS [12], empresa responsĂĄvel pelo atendimento na regiĂŁo. O resultado das emissĂľes para o ano de 2016 pode ser visualizado na Tabela 3. Ao todo, a frota de transporte coletivo de Curitiba emitiu, em 2016, 77,86 milhĂľes de toneladas de CO2 para a atmosfera. Esse montante representa 4% das emissĂľes de transporte de passageiros do estado do ParanĂĄ de 2016, e 0,0034% das emissĂľes totais brasileiras do mesmo ano [3].

Tabela 3 â&#x20AC;&#x201C; EmissĂŁo de GEE da frota de Curitiba em 2016 Categoria Expresso LigeirĂŁo

Tipo Biarticulado Biarticulado Articulado Articulado Padron Articulado Padron Articulado Comum Micro especial Articulado Comum Micro especial Comum Micro especial Micro Micro TOTAL

Expresso Linha Direta Interbairros Alimentador

Troncal

Convencional Circular

DistĂ˘ncia (km/dia) 5.993,98 20.279,59 6.272,04 7.012,84 33.086,24 18.624,23 202,44 14.560,73 66.446,16 5.947,34 803,29 9.960,84 481,98 18.246,66 18.799,59 552,93 607,82

Consumo (l/dia) 5.447,57 18.430,92 4.782,04 5.346,85 17.898,12 14.199,81 109,51 11.101,64 23.922,07 1.858,45 612,46 3.586,12 150,61 6.569,20 5.874,56 127,54 140,20

EmissĂŁo (tCO2/ano) 3.530,03 11.943,23 3.098,76 3.464,76 11.597,98 9.201,48 70,96 7.193,87 15.501,50 1.204,27 396,87 2.323,81 97,59 4.256,84 3.806,71 82,65 90,85 77.862,16

Fonte: Elaborado pelos autores.

Para fazer a equivalĂŞncia com as emissĂľes desta frota, considerando a utilizaĂ§ĂŁo de Ă´nibus elĂŠtricos, calculou-se a demanda elĂŠtrica de cada linha (MWh/ano) da seguinte forma: đ??ˇđ??¸đ?&#x2018;&#x2013; =

đ??śđ?&#x2018;&#x2013; . đ?&#x2018;&#x2018;. đ??¸đ?&#x2018;&#x192;. đ?&#x2018;&#x2021; 1.000.000

(3)

Onde: Ci â&#x20AC;&#x201C; consumo diĂĄrio da linha i (l/dia); d â&#x20AC;&#x201C; densidade do diesel: 837 g/l; EP â&#x20AC;&#x201C; energia especĂfica do diesel: 12 kWh/kg; T â&#x20AC;&#x201C; tempo de anĂĄlise: 240 dias. Com a demanda elĂŠtrica anual de cada linha de Ă´nibus foi possĂvel, entĂŁo, estimar as emissĂľes de GEE da frota elĂŠtrica. Para isso, foi usado o fator de

emissĂŁo da matriz de energia elĂŠtrica em 2016, com base nos fatores individuais de cada fonte identificado por Miranda [13], calculado atravĂŠs da metodologia de AnĂĄlise de Ciclo de Vida â&#x20AC;&#x201C; ACV, levando em consideraĂ§ĂŁo as emissĂľes de fontes renovĂĄveis. O fator utilizado ĂŠ de 0,1693 tCO2eq/MWh. Da mesma forma, utilizou-se a metodologia ACV para estimar as emissĂľes ao considerar a energia solar fotovoltaica enquanto ferramenta para atender a demanda elĂŠtrica dos Ă´nibus, de forma a obter um resultado mais concreto em relaĂ§ĂŁo ao potencial de contribuiĂ§ĂŁo ao meio ambiente.

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Caso contrário, estas emissões seriam nulas, e o potencial de redução seriam os próprios 77,86 milhões de toneladas de CO2. O fator de emissão da tecnologia solar é de 0,0707 tCO2eq/MWh, relacionado aos sistemas fotovoltaicos com módulos monocristalino [13]. Apesar de hoje a

tecnologia de silício policristalino ser mais aplicada, no futuro, a redução dos custos tornará viável a utilização em larga escala dos módulos monocristalinos. A Tabela 4 resume os resultados obtidos, como segue.

Tabela 4 – Análise das emissões de GEE da frota de Curitiba em 2016, comparando ônibus a diesel, elétricos e elétricos alimentados por sistemas fotovoltaicos Categoria Expresso Ligeirão

Tipo

Biarticulado Biarticulado Expresso Articulado Articulado Linha Direta Padron Articulado Interbairros Padron Articulado Alimentador Comum Micro especial Articulado Troncal Comum Micro especial Comum Convencional Micro especial Micro Circular Micro TOTAL

Emissão Diesel (tCO2/ ano) 3.530,03 11.943,23 3.098,76 3.464,76 11.597,98 9.201,48 70,96 7.193,87 15.501,50 1.204,27 396,87 2.323,81 97,59 4.256,84 3.806,71 82,65 90,85 77.862,16

Demanda Elétrica (MWh/ ano) 13.131,70 44.428,83 11.527,38 12.888,91 43.144,50 34.229,49 263,98 26.761,18 57.665,58 4.479,89 1.476,37 8.644,56 363,05 15.835,44 14.160,97 307,44 337,96 289.647,25

Emissão Matriz Elétrica (tCO2/ano)

Emissão Energia Solar (tCO2/ano)

2.223,20 7.521,80 1.951,59 2.182,09 7.304,36 5.795,05 44,69 4.530,67 9.762,78 758,45 249,95 1.463,52 61,46 2.680,94 2.397,45 52,05 57,22 49.037,28

928,41 3.141,12 814,99 911,25 3.050,32 2.420,02 18,66 1.892,02 4.076,96 316,73 104,38 611,17 25,67 1.119,57 1.001,18 21,74 23,89 20.478,06

Fonte: Elaborado pelos autores.

Com o uso de ônibus elétricos, sendo carregados pela matriz elétrica brasileira, identificase uma possibilidade de redução de 37% das emissões de gases de efeito estufa da frota de transporte público de Curitiba. Por outro lado, ao considerar que esta frota seria alimentada por sistemas fotovoltaicos, seria possível obter uma redução de até 74% das emissões. 5.

Discussões

Ao incorporar ônibus elétricos na frota de transporte público de Curitiba, alimentados por sistemas fotovoltaicos, propõem-se reduzir o nível de emissões de GEE do sistema viário da cidade, permitindo assim, que a mesma atinja suas metas firmadas ao integrar o grupo C40. Além do mais, para a produção de 1 litro de diesel são necessários 4 mil litros de água. A frota

de transporte público de Curitiba, consome por ano 28,84 milhões de litros de diesel, ou seja, seria possível poupar 115,35 bilhões de litros de água por ano. Vale ressaltar a contribuição para a saúde pública local ao fazer a transição para uma frota viária menos dependente de combustíveis fósseis. Em um estudo do IPEA [14], foi identificado 200 doenças e 3.000 mortes por ano, associados às emissões dos gases de efeito estufa atreladas ao transporte veicular na rede metropolitana de São Paulo. Dentre os impactos, destacam-se as irritações, asma, bronquite e câncer de pulmão, podendo reduzir expectativa de vida das vítimas em até 12 anos.

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Por fim, os gastos evitados com combustíveis permitiriam reduzir o custo da tarifa técnica referente ao ano de 2016 em 15,05% [15]. 6.

Conclusões

Através desta pesquisa, identificou-se a possibilidade de contribuição expressiva de redução dos gases de efeito estufa da frota pública de transporte da cidade de Curitiba, ao substituir a mesma, atualmente dependente de recursos fósseis, por ônibus elétricos. Duas alternativas são apresentadas, a primeira, considerando que estes ônibus seriam alimentados pela própria matriz elétrica nacional e, a segunda, considerando que esta demanda seria atendida por sistemas fotovoltaicos de energia solar. Com o aumento da frota de veículos elétricos, consequentemente, o sistema elétrico brasileiro terá que lidar com o aumento da demanda por eletricidade. Aumentar a capacidade de geração e, consequentemente, de transmissão e distribuição do sistema elétrico de potência implica no desenvolvimento de projetos de grande porte, normalmente custosos, de longo prazo, e com diversos impactos socioambientais. Dessa forma, a geração distribuída é uma opção viável para atender a demanda de forma descentralizada, sendo a energia solar fotovoltaica a que mais têm avançado nos últimos anos. Os sistemas solares fotovoltaicos conectados à rede possuem um nível reduzido de emissão de gases de efeito estufa durante sua operação, proporcionam redução de custo com energia, geram empregos e podem ser implantados rapidamente. Na pesquisa realizada, foi constatado o potencial de redução de 37% dos gases de efeito estufa ao utilizar ônibus elétricos na frota de transporte de passageiros de Curitiba, e 74% de redução ao suprir a demanda energética destes ônibus com sistemas solares fotovoltaicos. Isso representaria uma redução de 28,8 milhões de toneladas de CO2 no primeiro caso, ou de 57,4 milhões para o segundo. Além disso, os gastos evitados com combustíveis permitiriam reduzir o custo da tarifa técnica em 15,05%.

Finalmente, o uso de ônibus elétricos permitiria a cidade de Curitiba a alcançar as metas com as quais se comprometeu ao juntar-se ao grupo C40 de cidades sustentáveis. Em consequência, esta redução dos GEE também contribuiria para que o Brasil atingisse as metas por ele estipuladas com o acordo de Paris. 7.

Agradecimentos

Agradeço ao meu colega Thiago Silveira por suas contribuições para obtenção dos dados estatísticos da rede de transporte público de Curitiba. 8.

Referências

[1] ROVERE, Emilio Lèbre La. O Brasil e a COP-21. Cadernos Adenauer xvii, nº 2. Mudanças climáticas: o desafio do século. Rio de Janeiro: Fundação Konrad Adenauer, agosto 2016. [2] MCTIC – MINISTÉRIO DA CIÊNCIA, TECNOLOGIA, INOVAÇÕES E COMUNICAÇÕES. Trajetórias de mitigação e instrumentos de políticas públicas para o alcance das metas brasileiras no Acordo de Paris. MCTIC, 2017. [3] SEEG – SISTEMA DE ESTIMATIVAS DE EMISSÕES E REMOÇÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA. Estimativas de emissões de gases de efeito estufa do Brasil 1970-2016. Observatório do Clima. SEEG Coleção 5, São Paulo, 26 de outubro de 2017. [4] MME – MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA. Plano Decenal de Expansão de Energia 2026. Disponível em:<http://www.mme.gov.br/documents/10584/0/ PDE2026.pdf/474c63d5-a6ae-451c-8155ce2938fbf896>. Acesso em: 28 de junho de 2018. [5] ANEEL - AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Banco de informações de geração. Atualizado em 03 jul. 2017. Disponível em: <http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadeb rasil/capacidadebrasil.cfm>. Acesso em: 5 de julho de 2018. [6] CAMPOS, Henrique Marin Van de Broocke. Geração distribuída de energia solar fotovoltaica na matriz elétrica de Curitiba e região: um estudo de caso. 2016. 161f. Dissertação (Mestrado em Engenharia Civil) Programa de Pós-Graduação em Engenharia Civil, Universidade Tecnológica Federal do Paraná (UTFPR), Curitiba, 2016. [7] ALENCAR, C. A., URBANETZ JR, J. Usinas solares fotovoltaicas no Brasil: panorama atual e perspectivas futuras. INDUSCON 2016, Curitiba. [8] DREIER, D.; SILVEIRA, S.; KHATIWADA, D.; et al. Well-to-Wheel analysis of fossil energy use and greenhouse gas emissions for conventional, hybridelectric and plug-in hybrid-electric city buses in the BRT system in Curitiba, Brazil. Transportation

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Anais da V Conferência Internacional de Energias Inteligentes - Smart Energy / CIEI&EXPO / ASHRAE - Brasil 2018 Research Part D: Transport and Environment, v. 58, p. 122–138, 2018. [9] GIL, Antonio Carlos. Como elaborar projetos de pesquisa. São Paulo, SP: Atlas, 2010. [10] URBS. Composição da Frota de Curitiba. Disponível em: <https://www.urbs.curitiba.pr.gov.br/images/rit/C omposicao_da_Frota_2018.jpg>. Acesso em: 28 de junho 2018. [11] URBS. Anexo III – Metodologia Tarifária. Disponível em:<http://multimidia.curitiba.pr.gov.br/2013/0013 3865.pdf>. Acesso em: 28 de junho 2018. [12] URBS. Dados Estatísticos do Transporte Coletivo de Curitiba. Disponível em: <https://www.urbs.curitiba.pr.gov.br/pdf/transport e/rit/Relatorio_Estatistico_Empresa_Linha_Maio2016.pdf>. Acesso em: 28 de junho 2018. [13] MIRANDA, Mariana Maia de. Fator de emissão de gases de efeito estufa da geração de energia elétrica no Brasil: implicações da aplicação da avaliação do ciclo de vida. 2012. 162f. Dissertação (Mestrado em Ciências da Engenharia Ambiental) Programa de PósGraduação em Ciências da Engenharia Ambiental, Escola de Engenharia de São Carlos da Universidade de São Paulo, São Carlos, 2012. [14] IPEA – INSTITUTO DE PESQUISA ECONÔMICA APLICADA. Comunicado N° 113: Poluição Veicular Atmosférica. IPEA, 2011. [15] URBS. Resolução DIR/007/2017. Disponível em:< http://urbs.curitiba.pr.gov.br/uploads/legislacaoAr quivo/e100822209b242a01e980c2dbfa2efe15fabfe44.p df>. Acesso em: 07 de setembro de 2018.

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ESTUDO

DO POTENCIAL DA MICROGERAÇÃO E MINIGERAÇÃO FOTOVOLTAICA A PARTIR DOS SFVCR INSTALADOS NA UTFPR – CÂMPUS CURITIBA

Camila de Oliveira Silveira1, Larissa Barbosa Krasnhak2, Édwin Augusto Tonolo3 & Jair Urbanetz Junior4 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil & 4urbanetz@utfpr.edu.br

1camila.osilveira@hotmail.com, 2larissabarbosakrasnhak@gmail.com, 3edwintonolo@gmail.com

Resumo A humanidade está cada vez mais dependente da energia, cuja demanda cresce a cada ano. Fontes de energia renováveis são alternativas consolidadas no mercado, antes instaladas em pequena escala, mas agora já pensada como grandes usinas. O correto funcionamento, aproveitando ao máximo o potencial de geração, depende de estudos do local de implantação, como níveis de irradiação, temperatura, latitude, etc. Foram estudados dois sistemas fotovoltaicos instalados na cidade de Curitiba, a fim de acompanhar seus respectivos desempenhos. Palavras chave: sistema fotovoltaico, capacidade instalada, geração de energia, índices de mérito. 1.

Introdução

A constante preocupação com a preservação do meio ambiente aliada a busca pela diversificação da matriz elétrica e o crescente aumento da demanda por energia, impulsionou a geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis, como a fonte solar. O Brasil possui expressivo potencial para geração de energia elétrica a partir da energia solar, contando com níveis de irradiação solar superiores aos de países onde projetos para aproveitamento de energia solar são amplamente disseminados, como Alemanha, França e Espanha [1]. Visando explorar o potencial de energia solar, a Resolução Normativa 482 de 2012 da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) estabeleceu as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, por meio da compensação de energia elétrica [2]. Em 2015 foi lançada a Resolução Normativa 687, atualização da norma anterior. Denominou-se microgeração distribuída qualquer central geradora com potência instalada de até 75 kWp, e minigeração, aquela com potência acima de 75 kWp e menor ou igual a 5 MWp. Caso

a geração de energia elétrica seja maior que o consumo, a unidade consumidora ficará com créditos de energia com um prazo de 60 meses de validade. Implantou-se também a modalidade de autoconsumo remoto, onde um consumidor pode abater o valor do consumo em outra unidade consumidora, desde que seja atendida pela mesma distribuidora [3]. De acordo com o Gráfico 1, a região sudeste se destaca com a maior porcentagem da potência instalada, seguido da região sul. Ambas, juntas, representam quase 70% da potência instalada no Brasil. Analisando a região sul, o estado do Paraná ocupa a última posição. Este fato pode ser explicado pela não isenção do ICMS no Paraná até então. Na análise a nível nacional, o estado de Minas Gerais se destaca como o maior em potência instalada, com aproximadamente 75 MWp, enquanto o segundo colocado, o Rio Grande do Sul, detém aproximadamente 48 MWp. São Paulo, Santa Catarina, Paraná, Ceará, Rio de Janeiro, Goiás, Bahia e Pernambuco completam a lista com os 10 estados de maior potência instalada.

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Até o início de agosto de 2018, mais de 35 mil unidades consumidoras com geração distribuída fotovoltaica constavam nos registros da ANEEL, com aproximadamente 330 MWp de potência instalada [4]. Em 2026, estimam-se cerca de 770 mil adotantes de sistemas fotovoltaicos sob o regime da Resolução 482, totalizando 3,3 GWp, suficiente para atender 0,6% do consumo total nacional [5].

Gráfico 1. Potência instalada por região do Brasil. Fonte: Elaborado pelos autores com base na referência [4]

O Gráfico 2 apresenta a capacidade instalada de geração de energia fotovoltaica na cidade de Curitiba, quase 1,9 MWp até julho de 2018. É possível observar a existência de SFVCR (Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica) antes da Resolução 482 de 2012, correspondente ao Escritório Verde (EV), primeiro SFVCR instalado no Paraná na área de concessão da COPEL (Companhia Paranaense de Energia) [6].

Objetivos

Acompanhar a capacidade instalada de microgeração e minigeração fotovoltaica em Curitiba e estudar a sua contribuição no cenário nacional por meio dos índices de mérito, índices de irradiação e geração de energia de dois SFVCR instalados na UTFPR. 3.

Métodos

3.1. Descrição dos Sistemas A UTFPR possui dois SFVCR, ambos localizados no Câmpus Curitiba. Um deles está instalado na Sede Centro, na cobertura do Escritório Verde e entrou em operação em dezembro de 2011, anterior à Resolução nº 482/2012 da ANEEL, sendo o primeiro SFVCR do Paraná. Com um inversor monofásico em 220V de 2 kW de potência nominal e uma potência instalada de 2,1 kWp, ocupa uma área de 15 m², acompanha a inclinação do telhado (15º) e possui desvio azimutal de 22º oeste em relação ao norte. O outro sistema entrou em operação em fevereiro de 2016 e está instalado na Sede Neoville, possui um inversor trifásico sem transformador em 380V, de alto rendimento com potência nominal de 10 kW e potência instalada de 10,2 kWp, com inclinação de 25º e orientado para o norte [7]. 3.2. Irradiação Solar As médias anuais do total diário da irradiação solar são relativamente altas no Brasil e, apesar do extenso território com diferentes características climáticas, apresenta certa uniformidade na média anual de irradiação global, conforme ilustra a Figura 1. A região Nordeste apresenta a maior média anual do total diário de irradiação global horizontal (5,483 kWh/m²), seguida pelas regiões CentroOeste (5,082 kWh/m²) e Sudeste (4,951 kWh/m²). A região Norte possui índice igual a 4,825 kWh/m² e, por fim, a região Sul com irradiação de 4,444 kWh/m² [8].

Gráfico 2. Potência instalada e acumulada em Curitiba Fonte: Elaborado pelos autores com base na referência [4]

O estado do Paraná, apesar de pertencer à região com menor média anual de irradiação global, apresenta média total anual de irradiação global horizontal de 1.705 kWh/m².ano e os maiores valores diários são durante o verão (5,88 kWh/m².ano) e a primavera (5,10 kWh/m².ano). Os menores valores são durante o inverno (3,47

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kWh/m².ano) e o outono (4,25 kWh/m².ano). Dentre as mesorregiões pertencentes ao Estado do Paraná, Curitiba está inserida na Metropolitana de Curitiba, que apresenta média do total anual de irradiação global horizontal igual a 1.492 kWh/m².ano, irradiação direta normal de 1.105 kWh/m².ano, irradiação difusa de 736 kWh/m².ano e irradiação inclinada na latitude igual a 1.565 kWh/m².ano [8].

inversores. Os dados apresentados no Gráfico 3 são referentes ao período em que os dois sistemas se encontram em operação. Em uma análise anual, pode-se perceber que a energia gerada no Neoville é no mínimo cinco vezes superior quando comparada à do EV.

Gráfico 3. Geração de energia média mensal para cada ano de operação Fonte: Elaborado pelos autores

Considerando a média de produção de energia elétrica de cada sistema, o EV gerou 2.364 kWh/ano no período de 2012 a 2017, enquanto o Neoville produziu 12.491 kWh/ano ao longo de 2016 e 2017. Em uma análise mensal, verifica-se que os meses com maior e menor geração de energia se concentram nas estações de verão e inverno, respectivamente, fato que se justifica pela variação da incidência solar nestas épocas do ano, conforme Tabela 1.

Figura 1. Total diário da irradiação global média anual Fonte: [8]

3.3. Análise Operacional Para a análise operacional dos sistemas foi necessário coletar os dados de geração de energia, os quais são disponibilizados mensalmente a partir da memória de massa dos seus respectivos

Tabela 1. Geração máxima e mínima de energia dos SFVCR EV e Neoville Descrição Geração mínima Geração máxima

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Junho (112 kWh)

Junho (133 kWh)

Julho (130 kWh)

Neoville

Janeiro (273 kWh)

Outubro (258 kWh)

Janeiro (304 kWh)

Janeiro (249 kWh)

Neoville

Maio (131 kWh) Agosto (775 kWh) Setembro (258 kWh) Abril (1.329 kWh)

Maio (139 kWh) Julho (753 kWh) Novembro (258 kWh) Setembro (1.347 kWh)

Fonte: Elaborado pelos autores

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Resultados

A fim de avaliar o desempenho dos sistemas EV e Neoville, adotaram-se os índices de mérito, os quais permitem a comparação de SFVCR instalados em localidades distintas através dos índices de irradiação no plano do painel fotovoltaico e a energia produzida pelo sistema com base na sua potência instalada. Essa análise apresenta um histórico de desempenho anual e é complementar aos estudos realizados por [9], além de confrontálos com outros SFVCR em operação no país. 4.1. Fator de Capacidade

estabelece a relação entre a energia gerada, em kWh, por cada kWp de potência instalada do sistema [10]. YF =

Energia Gerada kWh � � Potência instalada kWp

As produtividades dos sistemas são calculadas mensalmente e o Gráfico 5 apresenta os resultados anuais deste índice para o EV e o Neoville, referente aos anos em que ambos se encontram em operação.

O Fator de Capacidade (FC) de um SFVCR, indicado na Equação 1, representa a razão entre a energia de fato gerada pelo sistema e a energia que poderia ser gerada caso o sistema operasse 100% do tempo na sua potência nominal em um determinado período, geralmente um ano, ou seja, 8.760 horas [10]. FC =

Energia Gerada [%] Potência ∙ Tempo

Os fatores de capacidade dos sistemas são calculados mensalmente e o Gráfico 4 apresenta as médias anuais deste índice para o EV e o Neoville, referente aos anos em que ambos se encontram em operação.

Gráfico 5. Resultados anuais de YF para EV e Neoville Fonte: Elaborado pelos autores

Em seis anos de operação, o EV apresentou uma YF média de 1.125,48 kWh/kWp. Para o Neoville, a média foi de 1.224,66 kWh/kWp, considerando os anos de 2016 e 2017. 4.3. Taxa de Desempenho

Gráfico 4. Médias anuais de FC para EV e Neoville Fonte: Elaborado pelos autores

Em seis anos de operação, o EV apresentou um FC médio de 12,85%. Para o Neoville, a média foi de 13,97%, considerando os anos de 2016 e 2017. 4.2. Produtividade A Produtividade, ou Final Yield (YF), de um SFVCR pode ser calculada conforme a Equação 2 e

A Taxa de Desempenho, ou Performance Ratio (PR), de um SFVCR corresponde à capacidade do sistema converter a energia solar disponível sobre o plano dos painéis fotovoltaicos em energia elétrica, considerando as perdas ocorridas neste processo de conversão de energia [10]. Este índice é expresso em porcentagem, conforme a Equação 3. PR =

YF [%] Irradiação/1000

As taxas de desempenho dos sistemas são calculadas mensalmente e o Gráfico 6 apresenta as médias anuais deste índice para o EV e o Neoville, referente aos anos em que ambos se encontram em operação.

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onde a região Nordeste apresenta o maior potencial solar, viabilizando a geração de energia por tecnologia fotovoltaica [8]. Tabela 2. FC e YF esperados para cada região do país

Região Norte

Fonte: Elaborado pelos autores

Em seis anos de operação, o EV apresentou uma PR média de 71,24%. Para o Neoville, a média foi de 78,48%, considerando os anos de 2016 e 2017. 5.

Discussão

O fator de capacidade esperado no Brasil compreende as porcentagens entre 13% e 18%, variando de acordo com a disponibilidade do recurso solar, da tecnologia empregada no sistema fotovoltaico e do dimensionamento adotado [10]. Existe uma diferença significativa dos índices que avaliam a performance de um SFVCR dependendo da região do Brasil. As estimativas dos fatores de capacidade e das produtividades para cada região do país estão apresentadas na Tabela 2. A diferença de estimativas é justificada pela variação da incidência solar no território brasileiro,

Produtivida de [kWh/kWp]

17,1

1.500

18,1

1.580

CentroOeste

16,6

1.460

Sudeste

14,8

1.300

Sul

14,2

1.250

Gráfico 6. Médias anuais de PR para EV e Neoville

Fator de Capacidade [%]

Nordest

Fonte: Elaborado pelos autores com base na referência [11]

Foram considerados alguns estudos de caso, um em cada região do país, com o intuito de verificar se os índices de mérito dos SFVCR estão dentro do esperado conforme as suas localidades de instalação. A Tabela 3 apresenta os principais parâmetros de avaliação de desempenho de tais sistemas, todos instalados com módulos policristalinos, a fim de confrontá-los com os resultados obtidos dos SFVCR instalados na UTFPR Câmpus Curitiba.

Tabela 3. Parâmetros de avaliação de SFVCR instalados em diferentes localidades Região

Estado

Sistema

Potência instalada [kWp]

Fator de Capacidade [%]

Produtividade [kWh/kWp]

Norte

Belém (UFPA)

2,4

20,98

1.838

Taxa de Desempenho [%] 74,3

Nordeste

Floriano (IFPI)

171,6

17,13

1.493

74,0

Centro-Oeste

Itiquira

17,2

1.514

74,9

Sudeste

São Paulo (IFSP)

13,9

1.115

65,8

Sul

Aratiba

13,8

1.214

78,7

Fonte: Elaborado pelos autores com base nas referências [12], [13], [14] e [15]

Analisando a Tabela 3, pode-se perceber que os resultados referentes ao fator de capacidade e a produtividade estão adequados quando comparados aos índices esperados para cada região

do país. As diferenças que ocorrem podem ser justificadas pelas condições de instalação, eficiência dos inversores e pela própria natureza do recurso solar, o qual sofre variações climáticas significativas

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ao longo do dia, como a presença de nebulosidade, fazendo com que um SFVCR seja capaz de operar em sua potência nominal durante poucas horas [16]. Os resultados da UTFPR Câmpus Curitiba também contribuem para a afirmação dessa discussão, pois apontam fatores de capacidade que variam de 11,60% a 14,06%, e produtividades entre 1.015,24 kWh/kWp e 1.237,29 kWh/kWp. Ambos os índices destes dois SFVCR indicam que as suas operações ocorrem dentro da expectativa, uma vez que o fator de capacidade esperado em Curitiba é de 12,1% [17] e o total anual da produtividade no plano inclinado da latitude compreende a faixa de 1.125 kWh/kWp a 1.200 kWh/kWp [18]. Em relação à taxa de desempenho, o valor de 75% é o mais adotado para efeitos de projeto, sendo utilizado internacionalmente na elaboração de mapas fotovoltaicos [18]. As médias dos SFVCR da UTFPR, bem como as encontradas na Tabela 3, podem ser consideradas adequadas, pois compreendem valores entre 70 e 80%, exceto a micro usina localizada em São Paulo, que apresentou um valor inferior à média padrão. 6.

Conclusão

A crescente evolução da capacidade instalada por central geradora fotovoltaica no Brasil indica que os SFVCR podem ser amplamente instalados em edificações como opção para produzir eletricidade. No cenário de microgeração e minigeração, o sistema de compensação de energia elétrica garante vantagens ao proprietário da unidade consumidora desde que a Resolução Normativa nº 482 entrou em vigor. Embora o maior potencial solar para geração de energia fotovoltaica esteja concentrado em regiões onde os índices de irradiação são elevados, o mercado de geração distribuída com fonte solar tem uma representatividade maior em regiões brasileiras que apresentam grande desenvolvimento econômico, como sul e sudeste. Diante do crescimento da energia fotovoltaica gerada a partir de SFVCR em Curitiba, o acompanhamento dos sistemas implantados na UTFPR torna-se relevante à medida que os dados coletados são atualizados a fim de aumentar a confiabilidade do estudo e manter um histórico desde o início do seu respectivo funcionamento.

Na análise dos índices de mérito, pode-se perceber que o índice de irradiação no local de instalação, as inclinações dos módulos e orientações azimutais têm interferência no recurso solar disponível para os sistemas, ou seja, o plano do painel e a orientação geográfica onde o SFVCR está localizado refletem na sua produtividade final. Além destas justificativas, a tecnologia do inversor e os índices de sombreamento e sujidade são fundamentais na comparação de desempenho entre os SFVCR analisados, em que o Neoville apresenta condições ótimas de instalação, como melhor orientação ao norte geográfico e inclinação dos painéis fotovoltaicos equivalente à da latitude do local. 7.

Referências

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Anais da V Conferência Internacional de Energias Inteligentes - Smart Energy / CIEI&EXPO / ASHRAE - Brasil 2018 [9] SILVEIRA, C. O; MOREIRA, A. R.; MOREIRA, B. L. P; URBANETZ JR, J. Estudo de Viabilidade da Geração Distribuída por Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica em Curitiba. Anais da IV Conferência Internacional de Energias Inteligentes – Smart Energy CIEI&EXPO, 1. Ed, Curitiba, 2017. [10] BENEDITO, R. S. Caracterização da Geração Distribuída de Eletricidade por meio de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede, no Brasil, sob os Aspectos Técnico, Econômico e Regulatório, Dissertação (Mestrado em Ciências) – Universidade de São Paulo, São Paulo, SP, 2009. [11] QUAGLIA, R. B. Incentivo à Geração Distribuída com Sistemas Fotovoltaicos: cenários para o setor elétrico brasileiro, Dissertação (Mestrado em Energia) – Universidade Federal do ABC, Santo André, SP, 2010. [12] RAIMO, P. A.; SOBREIRA, R. L.; BUENO, E. A. Análise de Desempenho da Usina Fotovoltaica de 70 Kwp Estudo de Caso: Instituto Federal – Campus São Paulo, VII CBENS, Gramado, 2018. [13] TELES, M. B.; RODRIGUES, M. J. S.; CAVALCANTE, R. L.; PINHO, J. T.; MACÊDO, N.; OLIVEIRA, L. G. M. Análise do Desempenho de dois Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica instalados na Região Norte do Brasil, VI CBENS, Belo Horizonte, 2016. [14] LIMA, J. B.; GONÇALVES, J. A. Análise Comparativa de Performance entre Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede instalados no Piauí e na Europa através de Índices De Mérito, VII CBENS, Gramado, 2018. [15] DOLLA, R. Comparação de Desempenho de um Sistema Fotovoltaico composto por seis Tecnologias em Clima Tropical e Subtropical. Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação em Engenharia Elétrica) – Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis, SC, 2017. [16] ALMEIDA, M. P. Qualificação de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede, Dissertação (Mestrado em Energia) – Universidade de São Paulo, São Paulo, SP, 2012. [17] NAKABAYASHI, R. K. Microgeração Fotovoltaica no Brasil: Condições Atuais e Perspectivas Futuras, Dissertação (Mestrado em Ciências) – Universidade de São Paulo, São Paulo, SP, 2014. [18] TIEPOLO, G. M.; PEREIRA, E. B.; URBANETZ JR, J.; PEREIRA, S. V.; GONÇALVES, A. R.; LIMA, F. J. L.; COSTA, R. S., ALVES, A. R. Atlas de Energia Solar do Estado do Paraná, 1. Ed, Curitiba, 2017.

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EDIFICAÇÃO DE ENERGIA POSITIVA: ANÁLISE DE GERAÇÃO E CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA NO ESCRITÓRIO VERDE DA UTFPR EM CURITIBA Elis Almeida Medeiros de Mello¹, Larissa Barbosa Krasnhak², Jair Urbanetz Junior³ & Eloy Casagrande Junior4

Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil ¹elisalmeidamedeiros@hotmail.com, ²larissabarbosakrasnhak@gmail.com, ³urbanetz@utfpr.edu.br & 4eloy.casagrande@gmail.com

Resumo A crescente demanda de energia elétrica e a escassez de recursos naturais exigem fontes de energia renovável e limpa, como também a utilização de equipamentos e técnicas eficientes que reduzam o consumo de energia elétrica. O Escritório Verde (EV) da Universidade Tecnológica Federal do Paraná (UTFPR) é uma edificação sustentável construída com diversas estratégias que visam reduzir os impactos ao meio ambiente. Uma das estratégias utilizadas é o Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica (SFVCR), que gera energia através da radiação solar e no local de consumo. Este artigo apresenta uma comparação entre o consumo de energia elétrica do EV e a geração de energia pelo SFVCR. O consumo de energia elétrica no EV foi identificado por meio de medições no período de um ano, de maio de 2017 a abril de 2018. A média do consumo mensal no período de análise foi de 102 kWh e a média mensal de energia gerada pelo SFVCR foi 211 kWh, ou seja, o EV é um edificação energia positiva, pois gera muito mais energia do que consome. Palavras-chave: Energia Solar Fotovoltaica, Eficiência energética, Construções Sustentáveis, Escritório Verde. 1.

Introdução

A energia fotovoltaica vem apresentando um crescimento constante no Brasil, segundo [1], estão instaladas mais de 30 mil unidades consumidoras de energia fotovoltaica do sistema de mini e micro geração de energia, com uma potência instalada no Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica (SFVCR) de 322 MW enquanto a estimativa para este primeiro semestre de 2018 era de 214 MW, somente no Sistema de Compensação de Energia. No Paraná são 2.138 de unidades consumidoras de energia fotovoltaica no sistema de mini e micro geração e 23 MW de potência instalada em SFVCR [1]. Neste contexto, a Universidade Tecnológica Federal do Paraná (UTFPR) idealizou o Escritório Verde (EV), uma edificação sustentável onde se utilizam tecnologias que impulsionam a sustentabilidade.

O EV está localizado na sede Centro do campus Curitiba da UTFPR e possui 150 m² distribuídos em 2 pavimentos, sendo o segundo pavimento um mezanino. Na sua construção foram utilizadas diversas estratégias de sustentabilidade como materiais reciclados, certificados e de baixo impacto ao meio ambiente, produção de energia solar fotovoltaica, sistema de coleta da água da chuva, telhado verde, sistema construtivo em Wood frame, isolamento térmico e acústico, dentre outras estratégias [2]. Na Figura 1 está ilustrada a fachada do EV. No Escritório Verde (EV) estão instalados dois modelos de sistema fotovoltaico, sendo um o conectado à rede e o outro isolado. O Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica (SFVCR) é baseado na interação da concessionária e o gerador fotovoltaico, havendo incidência solar sobre o painel fotovoltaico a energia é gerada e disponibilizada para a utilização.

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Quanto ao Sistema Fotovoltaico Isolado (SFVI), é composto por um banco de baterias que são alimentadas durante o período que o painel está gerando energia e no período que não há geração, as baterias alimentam cargas específicas. Utilizam-se estratégias de projeto para reduzir o consumo de energia da edificação com a iluminação natural e emprego de lâmpadas LED [3].

Figura 2: Inversor e medidores Fonte: Elaborado pelos autores.

Figura 1: Fachada do Escritório Verde Fonte: Elaborado pelos autores.

Neste artigo foram comparados dados de geração de energia com os dados de consumo de energia no EV, através da medição de consumo real e dados de geração do SFVCR coletados. 2.

Dados de consumo de energia elétrica

O Escritório Verde possui um medidor de consumo exclusivo da edificação e o monitoramento dos dados de consumo vem sendo realizado desde o mês de maio de 2017. As medições são realizadas geralmente no primeiro dia útil do mês.

Características do sfvcr do escritório verde

O Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica está instalado na cobertura do Escritório Verde e é composto por 10 módulos fotovoltaicos de silício policristalino ligados em série da marca KYOCERA, modelo KD210GX-LP e um inversor monofásico em 220V de 2kW de potência nominal da marca PVPOWERED modelo PVP2000. O sistema dispõe uma potência instalada de 2,1 kWp [3]. Na Figura 1 está ilustrado o inversor e os medidores de consumo e geração de energia. Na Figura 2 estão ilustrados os dois painéis do EV, ambos aplicados na cobertura da edificação. O painel mais abaixo do SFVCR e o mais acima do SFVI. O SFVCR ocupa uma área de 15 m² na cobertura, possui inclinação de 15º e desvio azimutal de 22º Oeste em relação ao Norte [3].

Figura 3: SFVCR e SFVI do EV Fonte: Elaborado pelos autores.

A análise apresentada no artigo contemplou o consumo de energia elétrica no período de 1 ano, dos meses de maio de 2017 a abril de 2018. Na Figura 3 está ilustrada a medição de consumo de energia acumulada até o dia 01/05/2017, que foi 4076,94 kWh.

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Curitiba, desde a implantação do SFVCR no Escritório Verde, em dezembro de 2011 e compilados para que seja possível realizar diversas análises.

Tabela 1: Consumo de energia do EV

Figura 4: Consumo acumulado em 01/05/2018 Fonte: Elaborado pelos autores.

A medição realizada no dia 02/05/2018, apresentou o consumo acumulado de 5300,32 kWh, conforme Figura 4. Então, no período de análise de 1 ano, entre maio de 2017 a abril de 2018, o EV consumiu 1223,39 kWh, resultado da diferença entre o consumo acumulado de abril de 2018 e maio de 2017.

Fonte: Elaborado pelos autores.

Figura 5: Consumo acumulado em 02/05/2018 Fonte: Elaborado pelos autores.

Foram realizadas medições do consumo acumulado nos meses compreendidos entre o período de análise. Em média, o Escritório Verde consumiu 102 kWh/mês e o consumo de energia por mês está discriminado na Tabela 1. 4.

Dados de geração do sfvcr

Os dados de irradiação são coletados no site do INMET, relativos à estação A-807 existente em

Gráfico 1: Geração de energia do EV Fonte: Elaborado pelos autores.

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Tabela 2: Geração e consumo de energia do EV

Fonte: Elaborado pelos autores.

O piranômetro do INMET está instalado na posição horizontal, por isso é necessário utilizar um software para determinar a irradiação real no plano inclinado dos módulos. Assim, optou-se pelo uso do software Radiasol, disponível gratuitamente pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul [4]. São coletados também os dados de geração de energia elétrica do SFVCR do EV e desde 2012 é realizado o acompanhamento do sistema. O Gráfico 1 apresenta a geração do SFVCR mês a mês desde janeiro de 2012 até o mês de abril de 2018. 5.

Resultados

Comparando os resultados obtidos no decorrer período de análise que é de maio de 2017 a abril de 2018, a média mensal de geração de energia pelo SFVCR foi de 211 kWh e a de consumo do EV foi 102 kWh/mês. Com isso foi elaborado a Tabela que indica os dados de geração SFVCR comparado com o consumo. Com os resultados obtidos, conclui-se que o Escritório Verde é uma edificação de energia positiva, pois segundo [3] construções energia zero (Zero Energy Building), são onde energia gerada é igual à energia necessária para atender a demanda existente na edificação, e isto é superado no EV pois a produção de energia gerada no SFVCR é maior que o consumo do EV. No Gráfico 2 é ilustrado a diferença entre o consumo e a geração de energia elétrica no período de análise, e com isso a energia acumulada nesse período de geração de energia SFVCR. Também é possível verificar que os meses que mais contribuem para o excedente de energia são os meses de maior irradiação.

Gráfico 2: Representação da geração e consumo de energia do EV Fonte: Elaborado pelos autores.

O mês de Janeiro de 2018 apresentou um recorde de excedente de energia, igual a 201,46 kWh, mas em contrapartida, o mês de Maio de 2017 apresentou menor produção de energia (139 kWh) e com um maior consumo de energia no EV (155,73 kWh) com isso não injetou energia na rede elétrica, e sim precisou da energia da concessionária (16,73 kWh) para suprir a demanda de consumo. 6.

Conclusão

Com todos os resultados obtidos e analisados, é possível concluir que o Escritório Verde vai além dos conceitos de uma edificação Zero Energy Building (ZEB), ele é efetivamente uma construção de energia positiva, ou seja, é gerado mais energia SFVCR do que se consome. A produção de energia através do SFVCR é superior ao consumo do Escritório Verde, onde foi gerado um excedente acumulado de 1305,61 kWh no período de maio de 2017 a abril de 2018. O resultado desse baixo consumo de energia se deve ao emprego de lâmpadas LED e a utilização de técnicas que privilegiam a luz natural, reduzindo a necessidade da utilização da luz artificial.

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Outro ponto importante que vale considerar é a não necessidade de ventilação forçada ou resfriamento/aquecimento artificial, pois a edificação possui boa carga térmica resultante dos materiais isolantes e técnicas de ventilação cruzada empregadas na construção da edificação. Por fim, o estudo no artigo apontou que o SFCVR possui resultados de ótima eficiência energética do EV, é uma alternativa para minimizar impactos ambientais e a geração de energia elétrica supre totalmente a demanda e, ainda excede a energia necessária para o funcionamento do EV. O EV é um laboratório vivo que além de um estudo de caso é uma ferramenta de ensino, além de estudos energéticos há outras possibilidades de pesquisa e análise cujos estudos futuros possam contemplar. 7.

Referências

[1] BRASIL. Agência Nacional de Energia Elétrica. “Geração Distribuída”. 2018. Disponível em <http://www2.aneel.gov.br/scg/gd/GD_Fonte.asp> . Acesso em: 02 ago. 2018. [2] CASAGRANDE JUNIOR, Eloy Fassi. Relações Sustentáveis entre Universidade e Empresa: O projeto do Escritório Verde da UTFPR. In: PHILIPPI JUNIOR, Arlindo; SAMPAIO, Carlos Alberto Cioce; FERNANDES, Valdir. Gestão Empresarial e Sustentabilidade. Barueri: Manole, 2017. [3] URBANETZ JR, Jair; CASAGRANDE JUNIOR, Eloy Fassi; TIEPOLO, Gerson Máximo. Acompanhamento Do Desempenho Do Sistema Fotovoltaico Conectado À Rede Elétrica Do Escritório Verde Da UTFPR. Congresso Brasileiro de Planejamento Energético, Florianópolis, ago. 2014. [4] LABSOL – Laboratório de Energia Solar da UFRGS. Programa Radiasol. Porto Alegre, RS. Disponível em:< http://www.solar.ufrgs.br/>.

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ESTUDO DE REDUÇÃO NO CONSUMO DE ENERGIA E GERAÇÃO FOTOVOLTAICA EM UM DOS BLOCOS DA UTFPR – CÂMPUS CURITIBA Larissa Barbosa Krasnhak1 & Jair Urbanetz Junior2 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil 1larissabarbosakrasnhak@gmail.com & 2urbanetz@utfpr.edu.br

Resumo Este trabalho apresenta uma proposta de redução de consumo de energia no bloco I-J do campus Curitiba da UTFPR com a substituição de alguns equipamentos utilizados atualmente no sistema de iluminação. O estudo também apresenta a expectativa de geração de energia de um sistema solar fotovoltaico integrado ao bloco I-J, o qual é capaz de gerar energia elétrica com a utilização de módulos fotovoltaicos, contribuindo com a eficiência energética do edifício. Palavras chave: energia solar fotovoltaica, eficiência energética, construções sustentáveis. 1.

Introdução

Segundo o Balanço Energético Nacional de 2018, o Brasil gerou 587.962 GWh de energia em 2017, acréscimo de 1,6% em relação ao ano de 2016. Desse total de geração, 832 GWh advindos da geração fotovoltaica, que apresentou um acréscimo de 875% em relação ao ano anterior, o maior percentual de aumento entre as fontes energéticas [1]. Até o final do século passado, a predominância da capacidade fotovoltaica mundial instalada era proveniente dos sistemas isolados. As aplicações no Brasil visavam atender sistemas remotos viabilizados através de programas federais como o Programa de Desenvolvimento Energético de Estados e Municípios (PRODEEM) e posteriormente o LUZ PARA TODOS [2]. Porém, ao longo da última década, a redução de custos e programas de incentivo, possibilitou a inserção em sistemas conectados à rede, de forma que em 2012 cerca de 99% da potência acumulada total correspondia a este tipo de aplicação. Destes, mais de 60% são de sistemas distribuídos [3]. A expectativa é que essa tendência de crescimento continue e conforme a projeção da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a

capacidade fotovoltaica distribuída instalada no Brasil até o ano de 2050 será 75 GWp [3]. A geração de energia elétrica convencional é centralizada e distante do ponto de consumo. Com a distribuição da energia ocorrem perdas que ocasionam o aumento nos custos de produção e causam danos às concessionárias e ao meio ambiente. Devido a esses fatores, uma boa estratégia para solucionar alguns dos problemas enfrentados pelas concessionárias e pelo meio ambiente é aumentar a eficiência energética, pois ela reduz a taxa de crescimento de demanda por energia sem diminuir os bens e serviços fornecidos [4]. Sistemas de iluminação artificial O desempenho nas atividades, o estado emocional e o bem-estar das pessoas está diretamente relacionado com a qualidade da luz nas edificações. Porem, alguns estudos realizados no Brasil indicam que existem problemas frequentes nos sistemas de iluminação artificial, dentre eles: iluminação em excesso, falta de aproveitamento da iluminação natural, uso de equipamentos com baixa eficiência luminosa, falta de comandos nas luminárias, ausência de manutenção e hábitos de uso inadequados [5].

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A Pesquisa de Posse de Equipamentos e Hábitos de Consumo realizada por [6] identificou os percentuais de cada sistema no consumo de energia das Instituições de Ensino. O sistema de iluminação artificial representa 26% desse consumo e por apresentar grande parte do consumo de energia, possui grande potencial para aumentar a eficiência nessas edificações, Figura 1 [6].

Figura 1: Consumo de energia em Instituições de Ensino Fonte: [6]

A eficiência dos sistemas de iluminação artificial está diretamente ligada às características técnicas, ao rendimento e eficiência de um conjunto de elementos, dentre eles: lâmpadas, luminárias, reatores, circuitos de distribuição e controle, iluminação natural, cores das superfícies internas e mobiliário [5].

ou mais de uma fonte, denominado sistema híbrido. Para definir qual sistema será utilizado, deve ser feito um estudo levando em consideração qual a aplicação, a disponibilidade de recursos, as restrições de cada projeto (investimento inicial, custo de manutenção, área ocupada pelo SFV, etc.), entre outros [7]. Os SFVIs são normalmente instalados em locais que não possuem acesso à rede elétrica e necessitam de um elemento que armazene energia elétrica. Os equipamentos básicos do sistema são: painel fotovoltaico, controlador de carga, bateria e inversor [9]. Atualmente, os SFVCRs correspondem, em escala global, a mais de 95% do total de FV instalados [10]. Os SFVCRs são basicamente constituídos pelo painel FV, inversor e medidores, Figura 2. Segundo [9], a rede elétrica da concessionária é vista como elemento armazenador, pois toda a energia gerada é inserida em paralelo com a energia da rede. O sistema apresenta diversas vantagens, sendo as principais: elevada produtividade (toda energia gerada é utilizada) e ausência de baterias, que são consideradas um elo frágil no SFVI devido à baixa vida útil se comparada aos módulos FV e aos inversores.

1.2. Sistemas fotovoltaicos Sistema Fotovoltaico (SFV) é um conjunto de elementos necessários para converter diretamente energia solar em energia elétrica. O processo de conversão ocorre pelo efeito fotovoltaico, no qual as células fotovoltaicas, dispositivos fabricados com um material semicondutor, receptam os fótons despertando os elétrons. O movimento dos elétrons, presente no material semicondutor, gera corrente elétrica e consequentemente eletricidade [7]. O processo ocorre de modo silencioso, sem emitir gases, sem necessidade de um operador no sistema e somente a componente luminosa da energia solar (fótons) é utilizada na conversão fotovoltaica [8]. Os SFVs podem ser classificados em duas categorias principais: Sistemas Fotovoltaicos Isolados (SFVI) e Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica (SFVCR). Nos dois casos pode operar com apenas uma fonte energética

Figura 2: Esquema de um SFVCR Fonte: [11]

Objetivo

Reduzir o consumo de energia do sistema de iluminação artificial do bloco I-J da sede Ecoville, campus Curitiba, da UTFPR. Também elaborar o

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pré-dimensionamento de um sistema fotovoltaico conectado a rede elétrica na sede da Universidade. 3.

Métodos

A metodologia adotada no trabalho foi dividida em dois casos de estudos, um referente ao sistema de iluminação e outro a geração fotovoltaica, descritos nos itens 3.1 e 3.2. A escolha do bloco I-J deu-se pelo fato da edificação ser utilizado pelos alunos e professores do Departamento de Construção Civil e do Programa de Pós-Graduação em Engenharia Civil da UTFPR. A edificação possui 4.646 m² de área construída e foi inaugurada em 2011, possui salas e laboratórios multidisciplinares, salas para os professores, salas de aula e um terraço agradável.

Figura 3: Luminária de sobrepor Fonte: Elaborado pelos autores.

Os refletores (tipo orientáveis) estão presentes nos laboratórios multidisciplinares, dispostos na altura indicada de 4 metros, Figura 4. Cada refletor é composto por uma lâmpada de vapor metálico com potência de 250W e por um reator. O conjunto consome 264W e possui fluxo luminoso de 18.000 lm.

3.1. Caso de estudo no sistema de iluminação Os pontos de destaque para atender o objetivo de reduzir o consumo no sistema de iluminação foram: Identificar e quantificar os equipamentos de iluminação artificial existentes na edificação; Identificar problemas recorrentes; Sugerir a modernização (retrofit) em equipamentos que reduzam o consumo de energia; Proporcionar um fluxo luminoso similar ao atual. Com a leitura e interpretação dos projetos e um levantamento visual e fotográfico in loco, foi possível a identificação dos principais equipamentos de iluminação utilizados atualmente. Verificou-se que o bloco segue um padrão de iluminação. Dentro desse padrão, identificou-se a presença em todas as salas e áreas de circulação do bloco a luminária de sobrepor para 2 lâmpadas fluorescentes tubulares de 32W com refletor e aletas refletivas fabricados em alumínio, sendo a luminária mais utilizada. O conjunto que compõe a luminária de sobrepor possui 2 lâmpadas fluorescentes tubulares T8 com potência nominal de 32W e um reator eletrônico. O conjunto consome 69W, conforme especificação dos fabricantes, e o fluxo luminoso corresponde a 4.700 lm, Figura 3.

Figura 4: Refletor Fonte: Elaborado pelos autores.

Em todos os banheiros está presente a luminária circular de embutir com 2 lâmpadas fluorescentes compactas, conforme Figura 5. As lâmpadas fluorescentes compactas utilizadas nesta luminária possuem potência de 20W e fluxo luminoso igual a 1.200 lm.

Figura 5: Luminária circular Fonte: Elaborado pelos autores.

A partir das luminárias e equipamentos auxiliares especificados anteriormente, foi possível elaborar a Tabela 1, que apresenta a quantidade de luminárias existentes na edificação e a potência total instalada.

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Tabela 1: Quantidade e potência das luminárias

Fonte: Elaborado pelos autores.

Com a quantificação dos principais equipamentos de iluminação, chegou-se ao número total de luminárias existentes e a carga instalada. Com a identificação das principais características do sistema de iluminação artificial, iniciou-se a pesquisa para encontrar soluções que reduzam o consumo de energia. A fim de tornar o presente estudo mais prático e identificar a redução de consumo que a modernização (retrofit) proporcionaria, foi criado um cenário de utilização do sistema de iluminação, pois não se teve acesso ao consumo real da edificação, e o tempo para realização do estudo não foi suficiente para realizar esse tipo de medição. O cenário orienta que as salas de aula, demais salas e área de circulação utilizam 10 horas de iluminação diária e os laboratórios e banheiros 6 horas diárias. A consideração também define o uso em dias úteis, de segunda a sexta-feira e 22 dias úteis mensais.

eficientes, além de ganho em durabilidade (as LED têm duração especificada em 40.000 horas e as fluorescentes 16.000 horas), garantem uma redução de 3,09 MWh no consumo mensal de energia. Outra pesquisa foi realizada a fim de encontrar um equipamento que substitua os refletores utilizados, sendo a tecnologia LED mais adequada para a situação novamente. O refletor de LED encontrado, Figura 7, apresenta menor consumo de energia e fluxo luminoso de 19.500 lumens, superior ao fornecido pelo sistema atual, que é 18.000 lumens. Além disso, a durabilidade da lâmpada de vapor metálico varia de 5.000 a 20.000 horas, já para o refletor a estimativa são 50.000 horas [13]. A substituição traz uma economia de 321 kWh/mês e redução de 24% no consumo de energia.

Figura 7: Refletor de LED Fonte: [13]

Para as lâmpadas fluorescentes tubulares utilizadas nas luminárias de sobrepor, encontrou-se disponível no mercado lâmpadas LED que se encaixam perfeitamente na luminária e ainda, não necessitam de reator para o acionamento e nem alteração no sistema. A lâmpada LED, Figura 6, é mais eficiente que as lâmpadas fluorescentes utilizadas atualmente. O fluxo luminoso passaria de 4.700 para 4.200 lm, podendo ser similar, porem necessita estudos para avaliar [12].

A lâmpada escolhida para substituição das lâmpadas das luminárias circulares presentes nos sanitários é de LED. A lâmpada fluorescente compacta utilizada atualmente possui 1.200 lm, porém, pelo fato da lâmpada de LED ser muito superior, considerou-se como substituta uma lâmpada de LED com potência de 9W e 900 lm, Figura 8 [14].

Figura 6: Lâmpada tubular de LED

Figura 8: Lâmpada de LED

Fonte: [12]

Fonte: [14]

O atual sistema consome 69W e com a substituição das lâmpadas por LED, o sistema consumiria 40W. Com redução de 42% no consumo de energia, a substituição por lâmpadas LED mais

A proposta de modernização (retrofit) definida anteriormente propõe a substituição dos sistemas utilizados atualmente pela tecnologia LED. A Tabela 2 resume as diferenças de consumo de

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energia para o cenário estimado no sistema atual e na proposta de modernização (retrofit). Tabela 2: Consumo de energia estimado

Fonte: Elaborado pelos autores.

A estimativa é economizar aproximadamente 3.484 kWh/mês, uma redução de 39% no consumo de energia comparado ao sistema utilizado atualmente na edificação. Além da redução no consumo de energia, a durabilidade também é outra grande vantagem, pois assim o custo de manutenção e operação reduziria, tendo em vista que as lâmpadas possuem vida útil muito superior as atuais. Na Tabela 3 é apresentada a durabilidade das lâmpadas especificada pelos fabricantes. Tabela 3: Durabilidade das lâmpadas

O módulo adotado para compor o sistema foi o HR-315P da marca ELCO, um modelo atualizado do módulo que está presente no SFVCR da sede Neoville da UTFPR [15]. Além disso, as células que compõe o módulo são de silício policristalino, tecnologia mais comercializada atualmente. O módulo possui potência especificada de 315 Wp e dimensões 1952x992x40mm. O painel compõe-se com 143 módulos, borda livre de 1,35m e 1,825m. Com o Google Earth foram encontradas as coordenadas da sede Ecoville (-25,44º, -49,35º), então foi encontrado no banco de dados do Projeto SWERA a coordenada que mais se aproxima do local (-25,43º, -49,37º). A distância entre as duas coordenadas é aproximadamente 2,22 km. Da planilha global horizontal do Projeto SWERA foram retirados os dados de irradiação solar incidente na coordenada (-25,43º, -49,37º) e criada a estação UTFPR ECOVILLE no programa Radiasol. A próxima etapa foi encontrar os valores de irradiação no plano do painel fotovoltaico. Para isso, admitiu-se uma inclinação de 10º para a instalação do painel, mínima definida para autolimpeza através da chuva. No programa RADIASOL, foram inseridas as informações sobre as condições de instalação do painel, inclinação de 10º e o desvio azimutal de 64º Leste em relação ao Norte. Com o uso do programa obteve-se os valores de irradiação no plano do painel FV, Tabela 4. Tabela 4: Irradiação solar diária no plano do painel

Fonte: [12], [13] e [14]

Fonte: Adaptado de [16]

3.2. Caso de estudo da geração fotovoltaica

Baseado na potência de 45.045 Wp (315Wp multiplicado por 143 módulos) e uma taxa de desempenho de 75% obteve-se os valores de energia que o SFVCR geraria, utilizando a Equação 1.

O ponto de partida para o estudo de prédimensionamento do sistema solar fotovoltaico conectado à rede foi identificar a cobertura do bloco I-J, a área disponível e as condições para instalação dos módulos. O telhado possui 3 águas e com o AutoCAD encontrou-se a área de cada uma e desvio azimutal em relação ao Norte de 64º Leste. Optou-se pela maior água, pois possui melhores condições para a implantação, e a inclinação do telhado favorece a instalação, não possui sombreamento e conta com a maior disponibilidade de área dentre as 3.

(1)

Os dados de geração de energia mensal para o SFVCR estão descritos na Tabela 5, sendo a geração média mensal 4.935 kWh e anual 60 MWh.

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Tabela 5: Expectativa de geração de energia

Fonte: Adaptado de [16]

Por fim, para ilustrar o referido painel, foi criada uma imagem perspectiva com uma foto retirada do Google Earth. Na Figura 9 está ilustrada a situação atual da cobertura do bloco I-J e na Figura 11 uma perspectiva da cobertura da edificação com o painel FV proposto.

A iluminação artificial é responsável por grande parte do gasto energético das edificações, principalmente nas Instituições de Ensino. Diante disso, uma ótima alternativa para reduzir tais gastos com energia elétrica consiste em utilizar novas tecnologias de lâmpadas, as quais estão disponíveis com menor consumo energético e fluxo luminoso equivalente. O SFVCR sugerido para a UTFPR está nos moldes da Resolução Normativa nº 482 de 17 de abril de 2012 da ANEEL, utilizando-se o sistema de compensação de energia, permitindo o beneficiamento de toda a Universidade. 6.

Figura 9 e 10: Cobertura do bloco I-J Fonte: Adaptado de [17]

Resultados

O presente estudo mostrou que a substituição das lâmpadas e refletores proporcionou para o cenário proposto uma redução de mais de 39% no consumo energético do sistema de iluminação da edificação. Além disso, outro aspecto relevante foi em relação à durabilidade das lâmpadas de LED propostas, no qual em determinado caso chega a ser 4 vezes mais durável que a lâmpada utilizada atualmente. Nesse sentido, os benefícios são diversos, dentre eles a redução de gastos com manutenção e reparo do sistema. Visando aumentar a eficiência energética da Universidade, foi proposta a instalação de um SFVCR na cobertura do bloco analisado. Estima-se que o SFVCR é capaz de gerar em média 4.935 kWh/mês, representando 60 MWh/ano, sendo que esta quantidade de energia representa 56% do cenário de consumo considerado para as lâmpadas existentes na edificação atualmente e 93% do consumo de energia do cenário considerado com as luminárias propostas na modernização (retrofit).

Discussão

Conclusão

Quando se observa a composição da modernização (retrofit) no sistema de iluminação artificial em conjunto com o SFVCR, verifica-se que eles representam mais de 95% de economia de energia face à situação atual do sistema de iluminação, porém este percentual ainda poderia ser ampliado com a utilização de sensores de presença em mais ambientes analisados, haja vista que no levantamento in loco visualizou-se uma baixa utilização de tais equipamentos. Por tratar-se de um ambiente universitário, com formadores de opinião, constata-se que além dos benefícios com a redução do consumo de energia elétrica, a inserção de equipamentos mais eficientes e a instalação de um SFVCR irão trazer benefícios de caráter intangível para todos, diante da otimização e eficientização do edifício público de maneira geral. 7.

Referências

[1] EPE. Balanço Energético Nacional 2018: Relatório síntese – ano base 2017. Rio de Janeiro, RJ, 2018. 62 p. [2] IEA. Photovoltaic Power Systems Programme. Trends 2013 in photovoltaic applications. Survey Report of Selected IEA Countries between 1992 and 2012. Report IEA-PVPS T1-23:2013. [3] EPE. Demanda de energia 2050. Rio de Janeiro, RJ, 2016. 244 p. [4] SALAMONI, I. T.; RÜTHER, R. Sistema fotovoltaico integrado à edificação e interligado à rede elétrica: Eficiência energética e Sustentabilidade. In: ENCAC – COTEDI 2003, Curitiba. 2003. [5] RODRIGUES, P. Manual de Iluminação Eficiente. 1ª ed. 2002.

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Anais da V Conferência Internacional de Energias Inteligentes - Smart Energy / CIEI&EXPO / ASHRAE - Brasil 2018 [6] PROCEL. Pesquisa de posse de equipamentos e hábitos de consumo: ano base 2005. PROCEL – ELETROBRAS, 2008. [7] PINHO, J. T.; GALDINO, M. A.; Grupo de Trabalho de Energia Solar. CEPEL - GTES. Manual de engenharia para sistemas fotovoltaicos. Rio de Janeiro, 2014, 529 p. [8] LAMBERTS, R.; GHISI, E.; PEREIRA, C. D.; BATISTA, J. O. Casa eficiente: consumo e geração de energia. Florianópolis: UFSC/LabEEE, 2010. 76 p. [9] URBANETZ JUNIOR, J. Sistemas Fotovoltaicos Conectados a Redes de Distribuição Urbanas: sua influência na qualidade da energia elétrica e análise dos parâmetros que possam afetar a conectividade. 2010. 189 p. Tese de Doutorado em Engenharia Civil – UFSC, Florianópolis – SC, 2010. [10] EPE. Inserção da Geração Fotovoltaica Distribuída no Brasil – Condicionantes e impactos. Rio de Janeiro, 2014. [11] TIEPOLO, G. M.; PEREIRA, E. B.; URBANETZ JR, J.; PEREIRA, S. V.; GONÇALVES, A. R.; LIMA, F. J. L.; COSTA, R. S., ALVES, A. R. Atlas de Energia Solar do Estado do Paraná, 1. Ed, Curitiba, 2017. [12] PHILIPS. Catálogo de produtos. 2016. [13] BOSS COMPUTER. Refletor LED 200W Super Branco Bivolt. 2016. [14] TASCHIBRA. Catálogo de produtos. Brasil, 2016. [15] URBANETZ JUNIOR, J.; TIEPOLO, G. M.; CASAGRANDE JUNIOR, E. F.; TONIN, F. S.; MARIANO, J. D. Geração Distribuída Fotovoltaica: O Caso dos Sistemas Fotovoltaicos da UTFPR em Curitiba. In: XCBPE 2016, Gramado. 2016. [16] LABSOL – Laboratório de Energia Solar UFRGS. Software RADIASOL. [17] GOOGLE EARTH. Program Google Earth. 2016.

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TERMOGRAFIA

EM SISTEMAS FOTOVOLTAICOS COMO FERRAMENTA PARA IDENTIFICAÇÃO DE FALHAS QUE AFETAM A PRODUTIVIDADE Paulo César dos Santos1, Édwin Augusto Tonolo2 & Jair Urbanetz Junior3 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil & 3urbanetz@utfpr.edu.br

1paulo@efienergy.com.br, 2edwintonolo@gmail.com

Resumo Este artigo apresenta como a inspeção termográfica pode ajudar a identificar falhas que afetam a produtividade dos sistemas fotovoltaicos. A inspeção termográfica é um método de ensaio não destrutivo o qual é realizado sem necessidade de desligamento e sem contato direto com os componentes do sistema fotovoltaico. Defeitos nos módulos, conectores e cabos podem ser identificados e registrados em imagens termográficas sem a necessidade de utilização de métodos complicados e de alto custo. A correção dos defeitos levantados após a inspeção termográfica aumenta a confiabilidade e a produtividade, este ensaio é recomendado também no momento de comissionamento das plantas para identificar falhas advindas de problemas durante a montagem. Um estudo de caso com o resultado da inspeção termográfica em duas plantas fotovoltaicas conectadas a rede elétrica, em operação será apresentado. Ambos os sistemas apresentaram anomalias nos módulos, fazendo-se notar variações de mais de 6ºC de uma célula para outra adjacente Palavras chave: Energia Solar, termografia, produtividade. 1.

Introdução

Nos últimos anos o Brasil tem apresentado um forte crescimento na instalação de usinas fotovoltaicas conectadas à rede, para as enquadradas como microgeração (até 75 kW) e minigeração (de 75 kW até 5 MW) distribuída dados cadastrados na Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) mostram um crescimento de 146,11% na capacidade instalada de 2016 para 2017 [1]. Com relação à geração centralizada, dados do Banco de Informações de Geração (BIG) da ANEEL indicam que o Brasil possui 1.877 centrais geradoras fotovoltaicas em operação com capacidade instalada de 1.195,163 MW, sendo que esta capacidade irá aumentar significativamente nos próximos anos, tendo em vista que existem 21 empreendimentos em construção e 38 que ainda não tiveram a construção iniciada, estas 59 novas usinas totalizam 1.468,511 MW em geração fotovoltaica que será adicionado ao sistema elétrico brasileiro [2].

Com o crescimento das UFV, surge a necessidade de estabelecer procedimentos de comissionamento, operação e manutenção para aumentar a disponibilidade e confiabilidade destas usinas. Segundo [3], vários métodos de inspeção foram desenvolvidos, sendo os mais comuns a inspeção visual, medição de parâmetros elétricos, eletroluminescência e termografia infravermelha. A termografia infravermelha é um método não destrutivo, rápido e confiável para detecção de falhas [4]. O olho humano é capaz de enxergar uma pequena parte do espectro eletromagnético, conforme apresentado na Figura 1. As radiações ultravioletas e infravermelhas, por exemplo, são invisíveis. De acordo com a lei de radiação do corpo negro de Planck, a radiação infravermelha é emitida por todos os objetos proporcionalmente a sua temperatura. Em [6] é destacado que a

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termografia infravermelha é uma técnica não destrutiva, que utiliza a radiação na faixa infravermelha do espectro eletromagnético (aproximadamente 0,9 – 14 μm) para produzir imagens de um padrão de temperatura específico.

Em UFV, a termografia realizada é a passiva, onde o principal objetivo é obter as imagens térmicas para avaliar possíveis anomalias nos módulos fotovoltaicos que compõem o sistema. A recomendação para executar a inspeção termográfica em geradores fotovoltaicos pode ser visto em [9]. Segundo o referido guia, a inspeção termográfica deve ser executada sob radiação e condições de tempo estável, isto é, uma irradiância solar de pelo menos 600 W/m² (no módulo fotovoltaico), velocidade do vento de no máximo de 7,9 m/s (grau 4 da escala de Beaufort) e uma cobertura de nuvens não superior a 2/8 Cumulus. Para o equipamento utilizado na inspeção, é recomendado que a câmera trabalhe na região de ondas grandes 8 – 12 μm, faixa de medição de temperatura de -20ºC a +120ºC e com resolução geométrica para garantir o mínimo de 5 x 5 pixel de cobertura em cada célula do módulo FV.

Figura 1 - Espectro Eletromagnético Fonte: [5]

Para transformar a radiação infravermelha em uma imagem visível ao olho humano, é necessário a utilização de uma câmera com sensor de infravermelho, ou simplesmente câmera termográfica. A câmera termográfica é capaz de processar algoritmos complexos, com dados de radiação infravermelha, e construir uma imagem térmica (termograma) que corresponde a uma matriz de pixels onde cada um possui uma intensidade de cor proporcional ao sinal de temperatura adquirido dos sensores térmicos [7].

A Figura 2 mostra o exemplo de falhas comumente encontradas em módulos fotovoltaicos, a primeira imagem (superior à esquerda), traz um módulo com uma célula sobreaquecida, a imagem ao lado mostra um módulo com uma string inativa em modo bypass, a imagem inferior à esquerda mostra uma serie de módulos em curto circuito e a imagem ao lado mostra módulos que foram conectados com polaridade invertida.

Segundo [8], embora a imagem térmica mostre a temperatura de um objeto, a câmera está usando várias fontes de dados com base nas áreas ao redor do objeto para determinar esse valor. Existem dois métodos ou abordagens para se realizar a termografia de uma amostra. O primeiro método é a termografia passiva e o segundo a termografia ativa. Conforme [6], a termografia passiva tem objetivo de detectar anomalias, comparando altas e baixas temperaturas, sendo que uma temperatura anormal indica um problema potencial e a chave de comparação é a diferença de temperatura comparada a uma referência. Já a termografia ativa é realizada após estimular termicamente a amostra.

Figura 2 - Imagens térmicas em UFV Fonte: Adaptado de [9]

Objetivo

O objetivo principal do artigo é realizar a análise termográfica nos sistemas fotovoltaicos da Universidade Tecnológica Federal do Paraná

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(UTFPR), a fim de identificar os padrões de temperatura dos módulos e células fotovoltaicas e assim estabelecer parâmetros de comparação. As variações de temperatura atípicas ou a distribuição não uniforme da temperatura podem indicar defeitos ou condições que influenciam no desempenho da planta fotovoltaica. 3.

Métodos

Foi realizada a inspeção termográfica em duas plantas fotovoltaicas, a primeira planta localizada no Escritório Verde (EV) da UTFPR, Figura 3, possui 2,1 kWp formada por 10 módulos de silício policristalino conectada à rede elétrica da concessionária através de um inversor monofásico em 220V, de 2 Kw. Neste mesmo prédio existe um sistema isolado de 870 Wp composto por 10 módulos sendo 8 módulos de 87 Wp de silício policristalino ligados a um barramento CC de 12 V e 2 módulos de 87 Wp de mesma tecnologia ligados a outro barramento CC também de 12 V.

Figura 3 - Planta Fotovoltaica Escritório Verde Fonte: Elaborado pelos autores.

A segunda planta fotovoltaica está localizada no campus Neoville da UTFPR, Figura 4, e é composta por 34 módulos fotovoltaicos de 300 Wp, totalizando 10,2 kWp conectados à rede elétrica da concessionária através de um inversor trifásico de 10 kW. O equipamento utilizado para as inspeções foi a câmera termográfica da marca FLIR modelo E6, Figura 5, com resolução infravermelha de 19.200 pixels, sensibilidade de 60 mK, resolução espacial de 5,2 mrad, faixa espectral de 7,5 a 13 µm e com faixa de medição de temperatura de – 20º C a + 250º C.

Figura 4 - Planta Fotovoltaica Neoville Fonte: Elaborado pelos autores.

Devido às limitações de resolução do termovisor a inspeção foi realizada a no máximo um metro do módulo fotovoltaico, para garantir o maior número de pixels possíveis cobrindo cada célula fotovoltaica. Para tratamento das imagens foi utilizada a ferramenta fornecida pelo fabricante da câmera termográfica, FLIR Tools baseada em MS Windows.

Figura 5 - Termovisor Flir E6 Fonte: Elaborado pelos autores.

Alguns parâmetros devem ser ajustados para uma medição mais precisa de temperatura, mesmo que o foco deste trabalho seja a comparação qualitativa. O principal parâmetro que influencia nas medições de temperatura é a emissividade do material inspecionado, levando em consideração que o material frontal do módulo fotovoltaico é o vidro, foi utilizada a emissividade típica deste material, que é 0,85. Segundo [10], a emissividade é a medida da radiação emitida pelo objeto em comparação com a de um perfeito corpo negro, portanto um número adimensional limitado à unidade.

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Outro parâmetro ajustado foi da temperatura ambiente, 25 ºC, umidade relativa 41 % e a distância em 1 metro. Os parâmetros de emissividade, temperatura ambiente e umidade relativa podem ser ajustados diretamente na câmera termográfica ou após a realização da inspeção através do software FLIR Tools. A inspeção foi realizada no dia 11 de maio de 2018, os dados de temperatura ambiente, velocidade do vento e radiação. Os dados são obtidos da base de dados do INMET e apresentados na Tabela 1. Tabela 6 – Dados climáticos do dia da inspeção Hora

Vento (m/s)

Rad.

Inst. Máx. Mín. Vel.

Dir. (°)

Raj.

(Wh/m²)

22,7

22,9

21,5

4,3

322

10,2

535,28

23,3

24,4

22,5

6,3

307

13,3

584,17

24,4

24,8

23,4

4,4

308

13,3

618,33

25,7

24,2

5,5

294

11,7

659,44

24,4

25,2

24,2

3,9

310

12,8

441,39

23,8

24,6

23,7

3,7

323

13,4

246,19

UTC -3

Temperatura (°C)

Figura 6 – Foto térmica - Módulo 01 – EV - Conectado Fonte: Elaborado pelos autores.

Na Figura 7, é apresentado um módulo com acúmulo de sujeira em uma célula. A diferença de temperatura entre o ponto central do módulo e o ponto inferior foi de 6,1ºC, assim fica evidente que o acúmulo de sujeira causa um aumento da temperatura.

Fonte: Elaborado pelos autores.

Resultados e discussões

Foram inspecionados, no total 54 módulos fotovoltaicos nas duas plantas avaliadas, sendo que 5 módulos (9,26%) apresentaram temperaturas que indicam potenciais problemas. Na Figura, 6 é apresentado um módulo com uma célula fotovoltaica com ponto quente, apresentando uma temperatura de 3,7ºC superior à célula imediatamente ao lado. Este pequeno sobreaquecimento pode ter sido provocado por uma microfissura.

Figura 7 - Foto térmica - Módulo 03 - EV – Conectado Fonte: Elaborado pelos autores.

Na Figura 8 está representado um módulo com distribuição não uniforme de temperatura, o que pode indicar um defeito na célula ou em uma string do módulo, sendo necessário avaliar os parâmetros elétricos.

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Figura 8 - Foto térmica - Módulo 07 - EV – Isolado

Figura 10 - Foto térmica - Módulo 20 – Neoville

Fonte: Elaborado pelos autores.

Na Figura 9 está representado um módulo com distribuição não uniforme de temperatura na parte inferior, onde a diferença de temperatura entre o centro do módulo e a parte inferior foi de 4,8ºC.

Comparando as imagens térmicas, os padrões de distribuição e os níveis de temperatura nos módulos Neoville (esquerda) e do Escritório Verde (direita), fica evidente a influência no modo de instalação na distribuição do calor. O sistema do Escritório Verde está instalado próximo ao telhado, acompanhando a inclinação do telhado, o que dificulta a circulação de ar e a dissipação do calor, que por via de regra, ficou concentrado no centro, o qual atingiu temperaturas acima de 36ºC e na extremidade inferior de cada módulo, onde as temperaturas ultrapassaram 37ºC.

Figure 9 – Foto térmica - Módulo 18 – Neoville Fonte: Elaborado pelos autores.

Por fim, na Figura 10 é apresentado mais um módulo com distribuição não uniforme de temperatura, que pode ser causada por acumulo de sujeira ou defeitos em algumas células do módulo.

Na instalação do campus Neoville, a qual foi realizada com estrutura metálica para a correção de inclinação para atingir um ângulo de 25º, pois o telhado do prédio é com telha metálica com inclinação mínima, a temperatura apresentou níveis inferiores, com a borda atingindo pouco mais de 31ºC e o centro pouco mais de 28,1ºC. Na Figura 11 é apresentada essa comparação. 5.

Conclusão

Tendo em vista os resultados obtidos, concluise que a termografia é uma poderosa ferramenta de análise de plantas fotovoltaicas para identificar defeitos ou erros de montagem, tendo como principal vantagem a de que pode ser realizada sem necessidade de desligamento e sem contato e de maneira rápida.

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Figura 11 - Neoville e Escritório Verde. Fonte: Elaborado pelos autores.

Essa ferramenta pode ser utilizada na fase de comissionamento da usina fotovoltaica com o objetivo de identificar problemas logo no início da operação da planta e, desta forma, garantir que a usina gere energia de acordo com o projetado. A inspeção na planta de geração distribuída do Escritório Verde apresentou uma quantidade maior de pontos de sobreaquecimento, notou-se também que a temperatura máxima nos módulos, tanto do sistema conectado como do sistema isolado, ficou acima da temperatura máxima, quando comparado com o sistema instalado no campus Neoville, porém não foram encontrados pontos quentes com temperaturas elevadas, sendo que as diferenças de temperatura encontradas ficaram inferior a 7 ºC. Aconselha-se um estudo comparativo entre a performance do sistema do Escritório Verde e do campus Neoville com a finalidade de verificar o quanto essa diferença de temperatura, apresentada na Figura 11, afeta a geração de energia.

Referências

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ANÁLISE DO POTENCIAL DA GERAÇÃO DE ENERGIA FOTOVOLTAICA EM RESERVATÓRIOS DE HIDRELÉTRICAS BRASILEIRAS ATRAVÉS DA IMPLANTAÇÃO DE PAINÉIS FLUTUANTES Francielle da Rocha Santos1, Juliana D’Angela Mariano², Jonas Abílio Sestrem Junio³ & Jair Urbanetz Junior4 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil & 4urbanetz@utfpr.edu.br

1francielleroch@hotmail.com, 2julianadangela@gmail.com, 3jsestrem@gmail.com

RESUMO A sustentabilidade, um conceito usado para explorar recursos planetários sem prejudicar as futuras gerações, está sendo usada para gerar eletricidade. No Brasil, a principal fonte de energia elétrica é proveniente de hidrelétricas, devido aos abundantes recursos hídricos. No entanto, a implementação dessas usinas causa impactos irreversíveis ao meio ambiente e à sociedade. Porém, os impactos causados pela energia fotovoltaica são consideravelmente menores na fase de construção e zero na fase de operação. Este artigo descreve os impactos gerados por usinas hidrelétricas e dá uma visão geral da energia gerada por painéis fotovoltaicos flutuantes utilizando 10% da área dos reservatórios das maiores usinas hidrelétricas do Brasil. Os resultados demonstram um maior efici6encia dos painéis fotovoltaicos na água, o que os resfria, aumentando sua eficiência. Ainda assim, a geração de energia de painéis fotovoltaicos é maior em comparação com a geração anual de energia de três das quatro usinas hidrelétricas analisadas. Além disso, a adição de energia solar aos reservatórios economizaria em custos de infraestrutura, considerando que a energia pode ser disponibilizada por meio de infraestrutura de subestação e sistemas de transmissão de energia existentes. Palavras-chave: usina hidrelétrica, energia fotovoltaica, painel flutuante. 1.

Introdução

O termo sustentável vem sendo empregado nos últimos anos e definido como uma maneira de suprir as necessidades atuais, sem prejudicar os recursos das gerações futuras. Neste sentido, para considerar algo sustentável, é preciso projetar as necessidades atuais e futuras, relacionando com a forma como os recursos foram utilizados no passado, como eles estão sendo usados agora e como eles serão utilizados no futuro [1]. Aliado a esse conceito de preservação e avanço dos seres vivos, pode-se considerar que a energia tem-se engajado para obter desenvolvimento sustentável, através dos recursos renováveis. A energia é essencial para erradicar a pobreza, aumentar o bem-estar humano e elevar os padrões de vida [2].

No cenário mundial, o setor de energia está sofrendo um momento de transição, com o aumento do desenvolvimento sustentável. Nas últimas décadas a sustentabilidade vem sendo uma preocupação em vários países e setores, e esse novo fator já desempenha um papel fundamental quando se trata de avaliar e comparar diferentes fontes de energia e tecnologias para o sistema elétrico do país. Nos últimos anos o Brasil passou a inserir fontes alternativas de energia elétrica, como a biomassa oriunda principalmente do bagaço da cana de açúcar, assim como a energia eólica proveniente dos ventos e em escalas menores a energia fotovoltaica originária da radiação solar. Entretanto, usinas hidrelétricas, provenientes de fonte primária renovável, são as maiores fontes

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de energia no Brasil, devido ao grande potencial hídrico.

causados na sua construção e gerar ainda mais energia elétrica.

As usinas hidrelétricas apresentam diversos benefícios, principalmente o baixo custo operacional e trata-se de uma fonte de energia renovável. Contudo, as hidrelétricas demandam grandes áreas para a construção do reservatório, assim como impactos ambientais e sociais causados pela inundação de terras, deslocamento da população, perda de fauna e flora, proliferação de insetos, emissão de gases de efeito estufa.

Nesse trabalho foram utilizadas quatro usinas brasileiras. As usinas de Sobradinho, Tucuruí, Balbina e Itaipu, e suas áreas serão utilizadas no estudo proposto.

As adversidades causadas pelas construções das barragens de usinas hidrelétricas são elevadas, e a análise desses impactos deveriam ser realizados de forma a representar melhor os interesses da sociedade [3]. Embora se acredita que hidrelétricas geram energia sem emissão de gases do efeito estufa, isso vem sendo mudado. [4] fizeram um levantamento e verificaram que os reservatórios cobrem 500.000 km2 em todo o mundo e emitem anualmente 20 milhões de toneladas de metano (CH4). Barragens em áreas tropicais emitem mais CH4 que as barragens em áreas temperadas, devido ao clima e o tipo de vegetação. A liberação de carbono (CO2) ocorre quando o reservatório já estiver cheio, com o início da decomposição da vegetação, impactando na geração da energia elétrica. Assim, parte do CO2 é transformado em metano por bactérias e a outra parte pode ser oxidado na zona de deplecionamento, ou seja, uma área pantanosa que é exposta ao redor da borda do reservatório sempre que a água é retirada para geração de energia durante a estação seca, intensificando o aquecimento global [5]. Os grandes reservatórios e maiores níveis de potência das hidrelétricas concentram-se em quatro regiões do Brasil: sul, sudeste, norte e nordeste. No que se refere ao tamanho do reservatório, os maiores concentram-se na região norte e nordeste, entretanto a maior usina em geração de energia está localizada no sul do país. Visando o aproveitamento dessas áreas dos reservatórios para a produção de energia elétrica, existe a possibilidade de aplicação da tecnologia de painéis fotovoltaicos flutuantes nos reservatórios, com o intuito de otimizar os impactos ambientais já

Usina de sobradinho A usina de sobradinho iniciou sua obra na década de 70, no Estado da Bahia, na região nordeste do Brasil. Possui seis turbinas geradoras de energia elétrica e um potencial de 1.050 megawatts (MW). O Lago cobriu uma área de 4.214 km2, com a desapropriação de 26 mil propriedades e deslocamento compulsório de mais de 72 mil pessoas, incluindo a realocação de quatro cidades [6]. Estudos relacionados ao clima da cidade de Sobradinho antes e após a construção do reservatório foram realizados por [7], indicando que os parâmetros climáticos sofreram variações substanciais nos anos seguintes de formação do lago. Além disso, as alterações mais significativas foram de umidade do ar e intensidade dos ventos. Considerando assim que o lago de Sobradinho é um fator determinante e, que influencia na variação climática na região. A situação se torna mais crítica nos períodos de estiagem, levando a um aumento da demanda [8]. Usina de Tucuruí Usina Hidrelétrica de Tucuruí, no Estado do Pará possui um reservatório de 2.850 km² e capacidade instalada de 8.370 MW. Foi construída entre os anos de 1975 a 1984, quando não havia grande preocupação com o meio ambiente. Esta usina foi construída sobre uma floresta que se encontra submersa, e após o alagamento passou a liberar toxinas que corroem as turbinas, além de produzir metano e gerar condições para a ocorrência da metalização do mercúrio; a decomposição da vegetação provocou, ainda, a emissão de gás carbônico, contribuindo para o agravamento do efeito estufa [9]. Ocorreram impactos causados por mosquitos do gênero Mansoni, que podem transmitir várias

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arboviroses e serem vetores de vermes parasitas que causam elefantíase. Geralmente as populações locais sofrem os principais impactos, enquanto as recompensas beneficiam principalmente, os grandes centros urbanos [10]. A barragem inundou parte de três reservas indígenas, suas linhas de transmissão isolaram outras quatro tribos, além de prejudicar as áreas indígenas a jusante do rio, devido à poluição das águas [11]. Usina de Balbina A Usina Hidrelétrica de Balbina iniciou sua construção nos anos 80, entrando em operação em 1989, no Rio Uatumã, no Amazonas, inundando 2360 km2, produzindo 250 MW. A construção de Balbina originou inúmeros impactos ambientais, inundando uma extensa área de floresta nativa; alterando a composição química da água, gerando a corrosão das turbinas, além da decomposição da matéria orgânica; e por fim a interrupção do ciclo biológico de várias espécies de fauna e flora [12]. A bacia hidrográfica de Balbina é oito vezes maior que a área da represa, isso demonstra uma incapacidade para o desenvolvimento hidrelétrico. Fazendo uma comparação com a usina de Itaipu, cuja área do reservatório é de 1350 km², a bacia hidrográfica do Rio Paraná, que abastece a Usina, possui uma área de 820.000 km² [13], ou seja, 600 vezes maior que o reservatório. Usina de Itaipu A maior usina do mundo em geração de energia está localizada entre o Brasil e o Paraguai, denominada Usina Hidrelétrica Binacional Itaipu, com potência instalada de 14.000 MW, fornecendo cerca de 15% da energia consumida no Brasil e 75% do consumo no Paraguai. Os impactos decorrentes da construção e formação do reservatório da Usina de Itaipu Binacional gerou deslocamento da população, perda de patrimônio natural com a inundação de Salto das Sete Quedas e efeitos negativos na fauna e flora. O reservatório tem 1.350 km² com 20 unidades geradoras em atividade. Em 2016 superou a Usina

de Três Gargantas na China, voltando a ser a maior Usina geradora de energia no mundo, produzindo mais de 98,8 milhões de megawatts/hora. Apesar de todos os impactos que os reservatórios causam essa usina difere das demais citadas, pois conseguiu trazer vantagens para a população local, melhorando a qualidade de vida e, beneficiando de modo geral, o Brasil e o Paraguai. O tamanho da área inundada para a obtenção do reservatório geralmente ocupa muitos quilômetros (Km), entretanto, mais importante que a área, são as terras férteis que abrigam diversos ecossistemas que serão submergidos, destruindo habitats naturais de inúmeras espécies, além de invalidar as rotas migratórias. Muitas dessas espécies da fauna e até mesmo da flora, não sobrevivem em outros ambientes. Uma opção renovável para a geração de energia é através da radiação solar. Diferente da energia hidrelétrica, a fotovoltaica pode ser instalada em construções já existentes, como telhados e fachadas. [14] afirma que um dos problemas para o desenvolvimento da energia fotovoltaica em grande escala no Brasil, são os altos custos dos equipamentos para a implementação, pois a maioria é obtida através de importações; a falta de consciência das melhorias que uma fonte limpa e renovável proporciona e a falta de incentivos de políticas públicas para promover a integração da energia gerada nas empresas de rede de eletrificação. Em pesquisas recentes a energia fotovoltaica está sendo empregada em usinas através de painéis flutuantes, gerando energia mesmo nos períodos de estiagem. Painéis fotovoltaicos flutuantes Os painéis fotovoltaicos flutuantes podem ser usados para preservar grandes áreas de terra, sendo instalado em corpos d'água como oceanos, lagos, lagoas, reservatórios e outros corpos hídricos. Quanto ao material constituinte destes geradores, estes utilizam polietileno, ou seja, um material totalmente reciclado, que suporta corrosão e níveis altos de radiação solar [15].

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Os painĂŠis solares fotovoltaicos de tipo flutuante tĂŞm inĂşmeras vantagens em comparaĂ§ĂŁo com painĂŠis solares instalados convencionais, incluindo menos obstĂĄculos para bloquear a luz solar, eficiĂŞncia de energia conveniente, maior eficiĂŞncia de geraĂ§ĂŁo de energia devido Ă sua menor temperatura debaixo dos painĂŠis [15].

Existe ainda, o benefĂcio de instalar painĂŠis flutuantes em reservatĂłrios artificiais de usinas hidrelĂŠtricas, pois a energia pode ser distribuĂda usando a infraestrutura de transmissĂŁo existente. A conexĂŁo de uma matriz solar Ă rede elĂŠtrica existente economizaria os custos de infraestrutura de transmissĂŁo [16].

A temperatura dos painĂŠis solares tem uma alteraĂ§ĂŁo diĂĄria no funcionamento e a falta de limpeza tambĂŠm pode influenciar, causando perdas em sua eficiĂŞncia. Entretanto, a ĂĄgua de lago proporciona a limpeza dos painĂŠis fotovoltaicos, levando a uma melhor eficiĂŞncia.

A relaĂ§ĂŁo entre a ĂĄgua e os painĂŠis fotovoltaicos ĂŠ mutuamente benĂŠfica. AlĂŠm dos painĂŠis fotovoltaicos sofrerem resfriamento e limpeza das ĂĄguas, e assim gerar mais eletricidade, tambĂŠm reduzem a evaporaĂ§ĂŁo e o crescimento de algas, consequĂŞncia do sombreamento (Figura 1).

Figura 1: Plantas de energia solar flutuante Fonte: [15].

A eficiĂŞncia mĂŠdia de painĂŠis solares do tipo flutuante sĂŁo 11% mais elevados comparados aos painĂŠis solares comuns [17] devido ao resfriamento dos mĂłdulos provocado pelas ĂĄguas.

A projeĂ§ĂŁo de geraĂ§ĂŁo de energia fotovoltaica foi realizada considerando apenas 10% da ĂĄrea dos reservatĂłrios de grandes usinas hidrelĂŠtricas brasileiras em relaĂ§ĂŁo Ă ĂĄrea alagada.

Diante de todas as vantagens apresentadas considerando que usinas hidrelĂŠtricas apresentam desvantagens nos perĂodos de estiagem, quando hĂĄ a reduĂ§ĂŁo dos nĂveis dos reservatĂłrios e visando uma melhoria do potencial energĂŠtico, este artigo faz uma perspectiva da aplicaĂ§ĂŁo de sistemas fotovoltaicos flutuantes para geraĂ§ĂŁo de energia instalados em 10% dos reservatĂłrios de grandes usinas hidrelĂŠtricas no Brasil, apresentadas a seguir, destacando seu potencial para utilizaĂ§ĂŁo desta tecnologia.

Para realizaĂ§ĂŁo dos cĂĄlculos utilizou mĂłdulos de silĂcio policristalino de 320 Wp e ĂĄrea de 1,95m da AXITEC de fabricaĂ§ĂŁo alemĂŁ. A equaĂ§ĂŁo 1 ĂŠ descrita por [18].

Metodologia

đ?&#x2018; đ?&#x2018;&#x161;Ăłđ?&#x2018;&#x2018; =

Ă đ?&#x2018;&#x;đ?&#x2018;&#x2019;đ?&#x2018;&#x17D;đ?&#x2018;&#x2018;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018; đ?&#x2018;? Ă đ?&#x2018;&#x;đ?&#x2018;&#x2019;đ?&#x2018;&#x17D;đ?&#x2018;&#x161;Ăłđ?&#x2018;&#x2018;

(1)

Onde N ĂŠ o nĂşmero de mĂłdulos, Ă readisp ĂŠ a ĂĄrea da usina sobre a ĂĄrea de cada mĂłdulo, Ă reamĂłd.

______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da IndĂşstria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | ParanĂĄ | Brasil

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ApĂłs o resultado do nĂşmero de mĂłdulos calcula-se a potĂŞncia de pico do painel (EquaĂ§ĂŁo 2). De acordo com [18] a potĂŞncia de cada mĂłdulo ĂŠ multiplicada pelo nĂşmero de mĂłdulos. (2)

đ?&#x2018;&#x192;đ??šđ?&#x2018;Ł = đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x161;Ăłđ?&#x2018;&#x2018; đ?&#x2018;Ľ đ?&#x2018; đ?&#x2018;&#x161;Ăłđ?&#x2018;&#x2018;

Onde PFv ĂŠ o potencial fotovoltaico, PmĂłd ĂŠ a potĂŞncia de cada mĂłdulo e NmĂłd ĂŠ o nĂşmero de mĂłdulos. A energia anual pode ser calculada atravĂŠs da equaĂ§ĂŁo 3 baseada no trabalho de [16].

Pđ??šđ?&#x2018;&#x2030; x Htot x PR G

(3)

x 365

Onde E ĂŠ a energia anual a ser gerada (kWh/dia), Htot ĂŠ a irradiaĂ§ĂŁo solar incidente em (kWh/mÂ˛.dia), PR ĂŠ a Performance Ratio (tipicamente entre 70% a 80%), G ĂŠ a irradiĂ˘ncia nas condiĂ§Ăľes padrĂŁo de teste, (1.000 W/mÂ˛) e 365 ĂŠ a quantidade total de dias dentro de um ano. Em relaĂ§ĂŁo aos valores de Htot, foram usados os valores de irradiaĂ§ĂŁo solar no plano horizontal de cada planta, de acordo com a latitude de cada local. Como resultado, aplicou-se os valores mĂŠdios anuais apresentados do Htot para as cidades de TucuruĂ no estado do ParĂĄ, Sobradinho, no estado

da Bahia, Presidente Figueiredo, no estado Amazonas e Foz do IguaĂ§u, no estado do ParanĂĄ, que foram coletados atravĂŠs do Atlas Brasileiro de Energia Solar [19]. A performance ratio considerada para este estudo foi de 75%, valores tipicamente usados em desenvolvimento de sistemas fotovoltaicos [20]. 3.

Resultados e discussĂľes

Com as ĂĄreas dos reservatĂłrios das usinas foi possĂvel extrair os 10% para realizar o cĂĄlculo de ĂĄrea usando a equaĂ§ĂŁo 1. Para o cĂĄlculo da perspectiva de energia anual gerada pelos painĂŠis flutuantes, utilizou-se os dados do Atlas Brasileiro de Energia Solar [19] no plano horizontal, identificando o Htot de acordo com a localizaĂ§ĂŁo das usinas. Os valores de Htot foram de 5,95; 4,68; 4,52; 4,78 kWh/mÂ˛.dia para Sobradinho, TucuruĂ, Balbina e Itaipu, respectivamente. Estes valores foram aplicados na equaĂ§ĂŁo 3 e estĂŁo descritos na Tabela 1. A Tabela 1 tambĂŠm reĂşne as caracterĂsticas das hidrelĂŠtricas analisadas, bem como a energia produzida nos anos de 2015 e 2016. A energia gerada nos anos de 2015 e 2016 pelas usinas de Sobradinho, TucuruĂ, Balbina e Itaipu sĂŁo comparadas com a perspectiva de energia gerada pelos painĂŠis fotovoltaicos flutuantes, e apresentados na Figura2.

Tabela 1: Potencial Fotovoltaico nos reservatĂłrios das hidrelĂŠtricas

HidrelĂŠtrica Sobradinho TucuruĂ Balbina Itaipu

Ă rea do reservatĂłrio (KmÂ˛)

PotĂŞncia instalada (MW)

4,214 2,850 2,360 1,350

1,050 8,370 250 14,000

Energia Gerada em 2015 (GWh) 25,080 35,497 1,080 89,215

Energia Gerada em 2016 (GWh) 20,831 25,792 479 103,098

Ă rea de 10% (mÂ˛)

PotĂŞncia FV instalada (GWp)

Energia gerada (GWh)

421,400,000 285,000,000 236,000,000 135,000,000

69.15 46.76 38.72 22.15

112,632 59,906 47,910 28,983

Fonte: Elaborado pelos autores.

Os resultados mostram que na Usina de Sobradinho, TucuruĂ e Balbina, poderiam apresentar um crescimento bastante significativo na produĂ§ĂŁo de energia com a inserĂ§ĂŁo dos painĂŠis flutuantes fotovoltaicos propostos por este estudo,

o que poderia superar os valores reais de energia gerada anualmente. O melhor resultado da geraĂ§ĂŁo fotovoltaica foi para a Usina de Balbina, tendo em vista que ela possui um dos maiores reservatĂłrios do Brasil, entretanto gera pouquĂssima energia

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elétrica. Porém, a Usina de Itaipu, maior usina do mundo em geração de energia, mesmo tendo um acréscimo na sua produção de energia elétrica, apenas o Sistema Fotovoltaico proposto não

ultrapassaria a geração da própria usina, como ocorria nas demais hidrelétricas analisadas, isto se deve ao fato do reservatório da Usina de Itaipu ser proporcionalmente menor que as demais.

Figura 2: Energia anual nas Usinas e a perspectiva da energia fotovoltaica Fonte: Elaborado pelos autores.

Conclusão

As usinas hidrelétricas são fontes de energia renováveis e possuem baixo custo em sua fase de operação, porém é necessário um grande investimento na fase de instalação, além de causar diversos impactos sociais e ambientais. Se o projeto de uma usina hidrelétrica não for bem estruturado, esses impactos podem ser ainda maiores. Neste sentido, estas usinas hidrelétricas são de vital importância para o sistema elétrico brasileiro, porém, estas e outras hidrelétricas de grande porte, apresentam impactos bastantes relevantes, principalmente nas construções, e portanto, tornar estas usinas mais produtivas, com a instalação de painéis fotovoltaicos flutuantes em parte dos seus

reservatórios, é uma forma de mitigar o impacto causado, além de diminuir as necessidades de inundação de novas áreas. O Brasil é um país com grande disponibilidade de fontes hídricas, mas algumas usinas possuem enormes reservatórios, que, no entanto, geram níveis baixos de energia. Assim, para um melhor aproveitamento dessas áreas, a implementação de painéis flutuantes nos reservatórios das usinas hidrelétricas, além de apresentar-se como socioeconômica e ambientalmente sustentável é também uma opção que se mostra bastante favorável na produção de energia, devido às características sustentáveis dessa fonte.

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Conforme resultados mostrados nesta pesquisa, na usina hidrelétrica de Balbina, haveria um aumento de sessenta vezes em relação aos índices reais de energia gerada anualmente. As usinas de Sobradinho e Tucuruí teriam um aumento de quatro e duas vezes o valor real respectivamente. Cabe ressaltar que esses valores correspondem a apenas 10% dos reservatórios, podendo ter números mais elevados em porcentagens maiores dessas áreas. Contudo, outro benefício da instalação dos painéis flutuantes seria com o custo evitado com a infraestrutura relativa a linhas de transmissão e subestações, tendo em vista, que já estão em funcionamento nas hidrelétricas. No caso da usina de Itaipu teria um aumento significativo na produção de energia, mas não seria superior aos níveis de energia real. Isso se deve pelo fato dessa usina ter sido bem planejada e projetada, e com isso tornou-se a maior usina em geração de energia elétrica do mundo. Portanto, os resultados apresentados por este estudo mostram que mesmo com o aproveitamento de apenas 10% das áreas dessas usinas analisadas, considerando a aplicação de sistemas fotovoltaicos flutuantes, como estratégia de expansão da produção de energia elétrica, o uso dessa tecnologia apresenta vantagens técnica e econômica quando comparara a construção de grandes usinas hidrelétricas. 5.

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Anais da V Conferência Internacional de Energias Inteligentes - Smart Energy / CIEI&EXPO / ASHRAE - Brasil 2018 Bachelor of Arts Degree in Environmental. Pomona College,  Claremont,  California. 2013. [17] CHOI, Young-kwan. A Study on Power Generation Analysis of Floating PV System Considering Environmental Impact. International Journal of Software Engineering and Its Applications, [s.l.], v. 8, n. 1, p.75-84, 31 Jan. 2014. Science and Engineering Research Support Society. http://dx.doi.org/10.14257/ijseia.2014.8.1.07. [18] URBANETZ JR, J. Dimensionamento de sistemas fotovoltaicos. Curitiba, p. 11. 2015. [19] PEREIRA, E. B.; MARTINS, F. R.; GONÇALVEZ, A. R.; COSTA, R. S.; LIMA, F. J. L. de.; RÜTHER, R.; ABREU, S. L. de.; TIEPOLO, G. M.; PEREIRA, S. V.; SOUZA, J. G. de.. Atlas Brasileiro de Energia Solar. 2ª edição. São José dos Campos: 2017. [20] PINHO, João T.; GALDINO, Marco A.; Grupo de Trabalho de Energia Solar (GTES). CEPEL - GTES. Manual de engenharia para sistemas fotovoltaicos. Rio de Janeiro, 2014, 529 p. .

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ALGORITMO

COMPUTACIONAL PARA ANÁLISE DE ESTABILIDADE EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO COM GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Gabriela Rosalee Weigert1, Erico Gurski2 & Raphael Augusto de S. Benedito3 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil & 3raphaelbenedito@utfpr.edu.br

1weigert@alunos.utfpr.edu.br, 2ericogurski@alunos.utfpr.edu.br

Resumo Com a inserção da geração distribuída nas redes de distribuição, torna-se crucial a análise de segurança dinâmica desses sistemas, seja de maneira ilhada, ou conectada à rede de uma concessionária. Análises de estabilidade dinâmica são necessárias para que se chegue a padrões mínimos de segurança e confiabilidade. Tais análises são feitas a partir da solução de sistemas algébrico-diferenciais, que modelam a rede de distribuição e os geradores inseridos nessa rede, sendo necessária a implementação de soluções numéricas. Dessa maneira, este trabalho apresenta uma ferramenta computacional direcionada à análise de estabilidade rotórica e de frequência a grandes perturbações para sistemas de distribuição que possuam unidades de geração distribuída (com ou sem regulação de frequência) a partir da energia proveniente de biomassa. A ferramenta apresentada pode ser empregada para a obtenção de diversos indicativos, como a severidade de uma perturbação, índices qualitativos de determinada condição de operação e a resposta dos geradores e do sistema ante ajustes dos reguladores de velocidade. Palavras chave: geração distribuída, biomassa, estabilidade dinâmica, regulador de frequência e operação ilhada. 1.

Introdução

A geração distribuída (GD) pode se apresentar como um caminho de progresso no que diz respeito à confiabilidade e flexibilidade dos Sistemas Elétricos de Potência (SEP) [1]. No entanto, a inserção de unidades geradoras nas redes de distribuição próximo às cargas, além de numerosas contribuições operacionais, traz também diversos desafios; seja no aspecto estrutural da implantação de variados meios de geração, ou no aspecto operacional, no que diz respeito a questões de segurança, estabilidade e qualidade [2]. As centrais de geração distribuída podem se valer de diferentes fontes de energia, como fontes hídricas, gás natural, energia solar fotovoltaica, energia eólica e energia de biomassa, que se apresenta como uma vantajosa opção, uma vez que é uma fonte de notável flexibilidade, no que concerne a locais de instalação e limitações

operativas, sendo dependente de matérias primas facilmente manuseáveis e armazenáveis [3]. A biomassa é considerada como qualquer matéria orgânica que, a partir de uma transformação, pode fornecer energia mecânica, térmica ou elétrica [4]. Ela pode ser encontrada na forma de madeira, rejeitos agrícolas, como a casca de arroz e o sabugo de milho, ou até como rejeitos urbanos e industriais [3]. Crucial para a diversificação da matriz elétrica brasileira, sua integração se dá de maneira oportuna com outras fontes de energia, como é o caso da hídrica, uma vez que a oferta de algumas matérias primas (como a cana de açúcar) coincide com períodos de estiagem em algumas regiões do Brasil [4]. Esse tipo de geração recorre ao uso de turbinas térmicas a vapor e pode funcionar a partir de um ciclo simples, ou ciclos mais complexos com etapas de reaquecimento e variação de pressão [3].

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O uso de turbinas tĂŠrmicas sem reaquecimento e sem o estĂĄgio de baixa pressĂŁo pode ser justificado para mĂĄquinas menores que nĂŁo exijam altos Ăndices de eficiĂŞncia [3]. Para a anĂĄlise de geraĂ§ĂŁo distribuĂda deste trabalho, adota-se essa premissa. Do ponto de vista da seguranĂ§a da operaĂ§ĂŁo, a inserĂ§ĂŁo de unidades de GD em uma rede de distribuiĂ§ĂŁo traz algumas preocupaĂ§Ăľes de estabilidade dinĂ˘mica, como o sincronismo entre todas as mĂĄquinas do sistema, que deve ser mantido, o nĂvel de tensĂŁo nas barras durante perĂodos transitĂłrios e atĂŠ mesmo a estabilidade de frequĂŞncia, que deve atingir critĂŠrios mĂnimos de operaĂ§ĂŁo inclusive para os casos de operaĂ§ĂŁo ilhada de uma microrrede [5] [6]. Nesse contexto, anĂĄlises de seguranĂ§a dinĂ˘mica sĂŁo cruciais para que se mantenha a rede em um estado operativo seguro, buscando fornecer um serviĂ§o ininterrupto e de qualidade [7]. 2.

Objetivo

Tendo em vista a necessidade da anĂĄlise de estabilidade dinĂ˘mica no contexto de sistemas de geraĂ§ĂŁo distribuĂda, o objetivo deste trabalho ĂŠ apresentar a estrutura de uma ferramenta computacional voltada para anĂĄlise dinĂ˘mica de redes de distribuiĂ§ĂŁo, assim como as suas aplicabilidades, a partir da inserĂ§ĂŁo de unidades termelĂŠtricas de biomassa de GD, que consistem em estudos de estabilidade rotĂłrica para sistemas on grid e off grid e tambĂŠm de estabilidade de frequĂŞncia a grandes perturbaĂ§Ăľes para os cenĂĄrios de operaĂ§ĂŁo ilhada. 3.

MĂŠtodos

Esta seĂ§ĂŁo apresenta as premissas de equacionamento e modelagem do sistema, assim como a metodologia de anĂĄlise da ferramenta computacional desenvolvida. 3.1 Modelagem do sistema A anĂĄlise de estabilidade transitĂłria dinĂ˘mica de um sistema de distribuiĂ§ĂŁo com inserĂ§ĂŁo de unidades de GD ĂŠ modelada a partir de um conjunto de equaĂ§Ăľes algĂŠbrico-diferenciais [1] [8] [9], representado pelas EquaĂ§Ăľes (1) e (2). Nesse sistema a funĂ§ĂŁo do tipo đ?&#x2018;&#x201D; modela a rede de distribuiĂ§ĂŁo, a partir de equaĂ§Ăľes

algĂŠbricas, possuindo uma dinĂ˘mica de aĂ§ĂŁo â&#x20AC;&#x153;instantĂ˘neaâ&#x20AC;?. As funĂ§Ăľes do tipo đ?&#x2018;&#x201C; sĂŁo referentes Ă modelagem das Unidades Geradoras (UG), representando a dinĂ˘mica de seus elementos atravĂŠs de equaĂ§Ăľes de espaĂ§o de estado (equaĂ§Ăľes diferenciais), possuindo assim uma dinĂ˘mica de aĂ§ĂŁo mais lenta que a da rede. đ?&#x2018;&#x2018;đ?&#x2018;Ľ = đ?&#x2018;ĽĚ&#x2021; = đ?&#x2018;&#x201C;(đ?&#x2018;Ľ, đ?&#x2018;Ś) đ?&#x2018;&#x2018;đ?&#x2018;Ą 0 = đ?&#x2018;&#x201D;(đ?&#x2018;Ľ, đ?&#x2018;Ś)

1) 2)

Nesse equacionamento, đ?&#x2018;Ľ representa o vetor de variĂĄveis de estado e đ?&#x2018;Ś o vetor de variĂĄveis algĂŠbricas. Esse conjunto de equaĂ§Ăľes ĂŠ resolvido de maneira particionada, alternando a soluĂ§ĂŁo algĂŠbrica com a soluĂ§ĂŁo das equaĂ§Ăľes diferenciais ordinĂĄrias (EDOâ&#x20AC;&#x2122;s). Assim, na soluĂ§ĂŁo particionada, inicia-se o cĂĄlculo das variĂĄveis algĂŠbricas, considerando que as variĂĄveis đ?&#x2018;Ľ permanecem constantes. Com base nos valores obtidos das variĂĄveis algĂŠbricas đ?&#x2018;Ś, parte-se para a soluĂ§ĂŁo das equaĂ§Ăľes diferenciais das variĂĄveis đ?&#x2018;Ľ, agora considerando que as variĂĄveis algĂŠbricas sĂŁo constantes, o que leva o algoritmo Ă prĂłxima soluĂ§ĂŁo particionada do sistema algĂŠbrico-diferencial, repetindo as mesmas premissas de anĂĄlise para as duas dinĂ˘micas das funĂ§Ăľes đ?&#x2018;&#x201C; e đ?&#x2018;&#x201D;. As equaĂ§Ăľes algĂŠbricas sĂŁo referentes Ă rede de distribuiĂ§ĂŁo, sendo modeladas a partir das Leis de Kirchhoff e anĂĄlise nodal aplicada ao sistema de distribuiĂ§ĂŁo em questĂŁo afim de calcular as tensĂľes complexas nas barras [8].

As equaĂ§Ăľes de espaĂ§o de estados modelam especificamente as dinĂ˘micas das unidades geradoras, possibilitando a anĂĄlise de todas as variĂĄveis de estado no domĂnio do tempo [8] [10]. Para a ferramenta computacional proposta neste trabalho, considera-se os seguintes modelos matemĂĄticos de geraĂ§ĂŁo, baseados em [3], [8] e [10]. Modelo 1, composto somente pela equaĂ§ĂŁo de swing da mĂĄquina, sem considerar aĂ§Ăľes de controle; representado pelas equaĂ§Ăľes (3) e (4). Modelo 2, anĂĄlogo ao Modelo 1, porĂŠm com a representaĂ§ĂŁo de uma turbina tĂŠrmica a vapor sem reaquecimento, equaĂ§ĂŁo (5), regulaĂ§ĂŁo primĂĄria,

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( (

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equaĂ§ĂŁo (6), e secundĂĄria de velocidade, equaĂ§ĂŁo (7), com a aĂ§ĂŁo de um integrador com ganho K.

Ě&#x2021; = â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x153;&#x201D;

đ?&#x203A;żĚ&#x2021; = â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x153;&#x201D;

(đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x161;0 + â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x161; ) â&#x2C6;&#x2019; đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x2019; â&#x2C6;&#x2019; đ??ˇâ&#x2C6;&#x2020;đ?&#x153;&#x201D; đ?&#x2018;&#x20AC; â&#x2C6;&#x2020;đ??´ â&#x2C6;&#x2019; â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x161; â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;Ě&#x2021;đ?&#x2018;&#x161; = đ?&#x2018;&#x2021;đ??ťđ?&#x2018;&#x192;

â&#x2C6;&#x2020;đ??´Ě&#x2021; = ďż˝

â&#x2C6;&#x2019;â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x153;&#x201D; 1 + â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x203A;ž â&#x2C6;&#x2019; â&#x2C6;&#x2020;đ??´ďż˝ đ?&#x2018;&#x2026;. đ?&#x153;&#x201D;đ?&#x2018;? đ?&#x2018;&#x2021;đ??ş â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x203A;žĚ&#x2021; =

â&#x2C6;&#x2019;đ??žâ&#x2C6;&#x2020;đ?&#x153;&#x201D; đ?&#x153;&#x201D;đ?&#x2018;?

(3) (4) (5) (6) (7)

Sendo đ?&#x203A;ż a variaĂ§ĂŁo do Ă˘ngulo do rotor (rad), â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x153;&#x201D; a variaĂ§ĂŁo da velocidade angular do gerador (rad/s), đ?&#x2018;&#x20AC; a constante de inĂŠrcia da mĂĄquina (pu.s2/rad), đ??ˇ a constante de amortecimento, â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x161; a variaĂ§ĂŁo da potĂŞncia mecĂ˘nica da turbina (pu), com relaĂ§ĂŁo a um referencial do ponto de equilĂbrio, đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x2019; a potĂŞncia elĂŠtrica transferida pelo gerador (pu), â&#x2C6;&#x2020;đ??´ o sinal da variaĂ§ĂŁo da abertura do regulador de velocidade e â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x203A;ž o sinal referente Ă saĂda do regulador secundĂĄrio. As constantes đ?&#x2018;&#x2021;đ??ťđ?&#x2018;&#x192; e đ?&#x2018;&#x2021;đ??ş sĂŁo constantes de tempo (s) referentes Ă resposta caracterĂstica do estĂĄgio de alta pressĂŁo da turbina e do regulador de velocidade, respectivamente. A constante đ?&#x2018;&#x2026; se refere ao estatismo da mĂĄquina e đ??ž ĂŠ o ganho do integrador do regulador secundĂĄrio. A variĂĄvel đ?&#x153;&#x201D;đ?&#x2018;? ĂŠ a velocidade angular sĂncrona, e entra no equacionamento com o intuito de transformar variaĂ§Ăľes na frequĂŞncia de rad/s para p.u. na modelagem do sistema de controle. 3.2 Sistema utilizado para anĂĄlise A anĂĄlise da ferramenta computacional foi feita utilizando um sistema de rede de distribuiĂ§ĂŁo de 33 barras amplamente conhecido na literatura, apresentado em [1], ilustrado na Figura 1. 19 20 21 22 1

26 27 28 29 30 31 32 33 G3

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

â&#x2C6;&#x17E;

G2 23 24 25

Figura 1. Sistema de 33 barras. Fonte: Adaptado de [11].

Para esse modelo considerou-se que a barra 1 ĂŠ alimentada por uma subestaĂ§ĂŁo, sendo modelada por um gerador de altĂssima inĂŠrcia, o que ĂŠ visto pelo sistema como um barramento infinito. Inseriram-se tambĂŠm mais duas unidades de geraĂ§ĂŁo distribuĂda, ambas as mĂĄquinas sĂncronas, posicionadas nas barras 6 e 33, injetando energia elĂŠtrica no sistema a partir da queima de bagaĂ§o de cana de aĂ§Ăşcar. As duas unidades geradoras sĂŁo modeladas como turbinas tĂŠrmicas a vapor sem reaquecimento. Nesse contexto ĂŠ possĂvel analisar cenĂĄrios onde o sistema de distribuiĂ§ĂŁo estĂĄ conectado Ă rede da concessionĂĄria (on grid), o que ĂŠ representado pelo barramento infinito da barra 1; ou cenĂĄrios onde esse sistema de distribuiĂ§ĂŁo opera de maneira ilhada, abrindo a linha 1-2 e simulando o comportamento do sistema de distribuiĂ§ĂŁo sem o fornecimento de energia a partir da concessionĂĄria (off grid). Assim, de acordo com a classificaĂ§ĂŁo de modelos de geradores realizada na subseĂ§ĂŁo 3.1, o gerador G1 ĂŠ representado pelo Modelo 1, sendo o valor de M suficientemente elevado, representando um barramento infinito. O gerador G2 ĂŠ a mĂĄquina que executa aĂ§ĂŁo de regulaĂ§ĂŁo na operaĂ§ĂŁo ilhada do sistema, sendo definida pelo Modelo 2. Nos cenĂĄrios onde ela opera conectada Ă rede da concessionĂĄria, os reguladores nĂŁo atuam (ou sĂŁo bloqueados), assim essa mĂĄquina ĂŠ representada pelo Modelo 1. O gerador G3 nĂŁo possui capacidade regulatĂłria, sendo representado somente pelas equaĂ§Ăľes do swing, exprimidas atravĂŠs do Modelo 1. 3.3 Algoritmo de simulaĂ§ĂŁo Com base nas premissas operativas do sistema de distribuiĂ§ĂŁo analisado e dos modelos de cada gerador, desenvolveu-se um programa computacional para anĂĄlise de estabilidade dinĂ˘mica. O algoritmo de soluĂ§ĂŁo para o presente estudo ĂŠ apresentado no fluxograma da Figura 2. A partir dos dados de entrada do programa, obtidos a partir do fluxo de potĂŞncia do sistema para a configuraĂ§ĂŁo prĂŠ-determinada da rede, fazse a modelagem das mĂĄquinas do sistema, a partir das definiĂ§Ăľes e do equacionamento da subseĂ§ĂŁo

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3.1, e o cálculo inicial das variáveis algébricas e de estado para o sistema na situação de equilíbrio.

A ferramenta computacional aqui apresentada foi implementada em MATLAB 4. A maneira com que o código foi desenvolvido torna possível sua replicação em outras linguagens de programação amplamente utilizadas nas análises em SEP, como C e Fortran.

Início Dados de entrada G1: Modelo 1 (M→∞)

G2: Modelo 1 G3: Modelo 1

Sim

Sistema está on grid?

Não

G2: Modelo 2 G3: Modelo 1

Cálculo dos valores iniciais

Solução algébrico-diferencial

Previsão: Método de Euler

Solução algébrica Correção: Método de Newton no Trapezoidal

Critério de parada foi satisfeito? Sim

Atualização de variáveis

Resultados e discussões

Com base na metodologia de análise exposta, apresenta-se os resultados para a análise de estabilidade rotórica e de frequência a grandes perturbações, examinando-se também a oscilografia de outras variáveis, como a tensão eficaz nas barras e as potências elétrica e mecânica dos geradores.

Solução algébrica

Não

solução particionada do previsor-corretor até que se encerre o tempo de simulação da análise.

Fim do tempo de simulação?

Não

Sim

Fim

Figura 2. Fluxograma do algoritmo de simulação. Fonte: Elaborado pelos autores.

A partir da perturbação, seja ela advinda de uma falta trifásica ou da variação de um bloco de carga, inicia-se a solução da resposta das variáveis de estado do sistema, executando-se de maneira particionada inicialmente a solução das variáveis algébricas e logo após a solução das equações diferenciais. A solução dessas equações na forma de espaço de estados é realizada através de um método numérico implícito, a saber o método trapezoidal, que utiliza uma técnica de previsão-correção, chegando a resultados corrigidos linearmente, pelo método de Newton, a partir de valores aproximados obtidos pelo método explícito de Euler. Realizada a etapa de correção para todas as variáveis de estado do sistema, atualiza-se os valores previstos pelo método de Euler, seguindo para a próxima solução do sistema, repetindo a

Para todos os cenários simulados foram executados previamente fluxos de potência a partir do método Newton-Raphson. Para o estado inicial de operação no regime permanente todos os fluxos possuem pontos de equilíbrio, não havendo violação de limites operativos [5] nas tensões das barras. Adotam-se os limites operativos definidos em [5], sendo que os valores de frequência, em regime permanente, devem operar dentro da faixa 59,9 Hz ≤ f ≤ 60,1 Hz e os limites de tensão devem respeitar os valores apresentados na Tabela 1. Tabela 1. Limites operativos de tensão Classificação da faixa Adequada Precária Crítica

V (pu) 0,93 ≤ V ≤ 1,05 0,90 ≤ V < 0,93 V < 0,90 ou V > 1,05

Fonte: Elaborado pelos autores com base em [5].

4.1 Estabilidade rotórica para falta temporária O primeiro cenário escolhido para a análise se inicia com o sistema em equilíbrio, com os geradores operando conforme a Tabela 2. Os dados utilizados para as máquinas da GD foram baseados em um gerador existente [12]. No instante t = 0 ocorre um curto-circuito trifásico e temporário na linha 1-2, próximo à barra 1. Esse caso representa um cenário extremamente severo, uma vez que o

4 Licença acadêmica nº 40685084. ______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

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curto ocorre muito prĂłximo Ă subestaĂ§ĂŁo. Nesse caso, utilizam-se geradores somente do Modelo 1. Tabela 2. Dados dos geradores UG G1 G2 G3

Barra 1 6 33

đ?&#x2018;żâ&#x20AC;˛đ?&#x2019;&#x2026; (pu) 0,250 4,930 4,930

M 50.000 0,0003 0,0003

đ?&#x2018;ťđ?&#x2018;Żđ?&#x2018;ˇ (s) 0,3 -

đ?&#x2018;ťđ?&#x2018;Ž (s) 0,2 -

K 10 -

Fonte: Elaborado pelos autores.

A Figura 3 apresenta a anĂĄlise de estabilidade rotĂłrica para um tempo de extinĂ§ĂŁo do curto de 100 ms, que ĂŠ o tempo imediatamente anterior a um cenĂĄrio de perda de sincronismo dos geradores. Nessa simulaĂ§ĂŁo utilizou-se um valor de amortecimento D = 0,001. 1

(rad) g

Gerador 1 Gerador 2 Gerador 3

-1 0

Fonte: Elaborado pelos autores.

4.2 Estabilidade de um sistema ilhado (off grid) Considerando agora que o curto na linha 1-2 ĂŠ um curto permanente, que forĂ§a todo o sistema de distribuiĂ§ĂŁo Ă jusante da barra 1 a ser desligado, serĂĄ feita uma anĂĄlise de operaĂ§ĂŁo somente desse sistema ilhado, sem a conexĂŁo da linha 1-2, a partir das unidades termelĂŠtricas de GD, atendendo Ă s demandas de controle automĂĄtico de geraĂ§ĂŁo dispostas em [13].

0.5

-0.5

Figura 4. NĂveis de tensĂŁo nas barras com geradores.

tempo (s)

Figura 3. Resposta dos Ă˘ngulos internos dos geradores. Fonte: Elaborado pelos autores.

Percebe-se na Figura 4 o comportamento de algumas barras selecionadas para anĂĄlise. ApĂłs o reestabelecimento do sistema, observa-se o atendimento dos nĂveis de tensĂŁo, conforme apresentado na SeĂ§ĂŁo 2. Percebe-se a severidade do curto aplicado Ă rede de distribuiĂ§ĂŁo a partir das tensĂľes nas barras que possuem geradores conectados a elas. Sobretudo a barra 33 apresenta um comportamento transitĂłrio mais oscilatĂłrio. Devido Ă restauraĂ§ĂŁo da topologia da rede apĂłs a extinĂ§ĂŁo do curto, as tensĂľes retornam aos valores iniciais apĂłs a estabilizaĂ§ĂŁo do transitĂłrio, mantendo o nĂvel operativo apropriado [5].

Nessa situaĂ§ĂŁo, o gerador G2, atua com regulaĂ§ĂŁo de frequĂŞncia, utilizando o Modelo 2, adotando como referĂŞncia do sistema a barra 6. O gerador G3 permanece sendo regido pelo Modelo 1, nĂŁo dispondo de nenhum dispositivo de regulaĂ§ĂŁo. Para esse cenĂĄrio analisa-se a estabilidade da rede ilhada a partir da inserĂ§ĂŁo de blocos de carga de maneira sistĂŞmica, onde o mesmo degrau de potĂŞncia ĂŠ inserido no mesmo instante de tempo em todas as barras, o que simularia de maneira emblemĂĄtica, por exemplo, a entrada de carga de sistemas de iluminaĂ§ĂŁo pĂşblica. A constante de amortecimento foi D = 0,005. Para as configuraĂ§Ăľes de controle, considerou-se o estatismo de todas as mĂĄquinas como 0,05. A carga de 0,1 MW ĂŠ inserida em cada barra no instante t = 1 s. A resposta de frequĂŞncia do gerador G2 ĂŠ mostrada na Figura 5, comparando cenĂĄrio onde nĂŁo hĂĄ regulaĂ§ĂŁo nenhuma de frequĂŞncia (Caso 1), e onde o gerador 2 exerce toda a aĂ§ĂŁo de regulaĂ§ĂŁo primĂĄria e secundĂĄria (Caso 2), restabelecendo a frequĂŞncia sĂncrona da rede. O gerador G3 ĂŠ

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166

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omitido nessa representação devido à sobreposição das ondas. 60.1

percebe-se que o nível crítico mínimo é respeitado, embora seja violado o nível mínimo adequado, segundo [5]. 1.1

Tensão máxima adequada/ crítica

Limite de frequência para condições normais de operação e em regime permanente

(pu)

59.8

Tensão mínima adequada

0.9

Tensão mínima crítica

f (Hz)

59.9

59.7 Ger. 2 - Caso 1

Ger. 2 - Caso 2

59.6

0.8

V V

59.5 0

18 25 33

0.7

tempo (s)

Figura 5. Resposta de frequência dos geradores.

Fonte: Elaborado pelos autores.

Figura 7. Níveis de tensão nas barras críticas.

Ao ultrapassar o limite de frequência para condições normais de operação, fica caracterizada a ocorrência de um distúrbio no sistema. A partir da identificação desse distúrbio, limites transitórios de frequência, dispostos em [5], não foram violados. O restabelecimento da frequência com o auxílio dos reguladores se dá de maneira rápida justamente devido às dinâmicas do tipo de turbina e regulador escolhidos e à pequena inércia mecânica das máquinas.

Fonte: Elaborado pelos autores.

0.07 0.06 0.05

Ger. 2 - P Ger. 3 - P

0.03

m e m

(pu)

Ger. 2 - P

0.04

Ger. 3 - P

0.02

0.01 0 0

tempo (s)

Figura 6. Potências mecânica e elétrica dos geradores. Fonte: Elaborado pelos autores.

A atuação da regulação feita pelo gerador 2 pode ser observada nos gráficos de potência mecânica e elétrica (Figura 6), mostrando como de fato é essa máquina que assume os novos blocos de carga que são inseridos no sistema. Analisando os níveis de tensão em algumas barras de fim de linha do sistema (Figura 7),

A tensão nas barras cai de maneira sistêmica à medida que se insere blocos de carga. Esse comportamento é esperado, uma vez que não é modelado para este artigo nenhum tipo de regulação de tensão. 5.

Conclusão

Este artigo apresentou um programa computacional de simulação de estabilidade rotórica e de frequência para a aplicação em sistemas de distribuição com inserção de GD’s. A partir de configurações de rede on grid ou off grid a ferramenta computacional resolve um conjunto de equações algébrico-diferenciais de maneira particionada e alternada, solucionando primeiramente a parte algébrica, para depois partir para a solução numérica das EDO’s. A grande contribuição do algoritmo proposto foi possibilitar a análise de segurança dinâmica da rede de forma flexível, tanto em relação à configuração da rede (on grid ou off grid), quanto em relação aos modelos matemáticos dos geradores distribuídos e seus reguladores. Além disso, essa ferramenta pode ser utilizada com diversas finalidades além da análise de segurança dinâmica, como por exemplo no planejamento da operação e expansão eletroenergética de redes de distribuição. Uma vez que possibilita o cálculo das variações de potência, tensão eficaz, ângulo e frequência no domínio do tempo, como mostram os resultados gráficos.

167

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Mais aspectos da rede podem ser inseridos em trabalhos futuros, afim de analisar a estabilidade do sistema a partir da incorporação das dinâmicas de outros equipamentos (de proteção ou de regulação de tensão) e de outras perturbações que podem ocorrer durante a operação da rede. 6.

Referências

[1] LORA, E. E. S.; ADDAD, J. Geração distribuída: aspectos tecnológicos, ambientais e institucionais. Rio de Janeiro, Interciência, 2006. [2] BOLLEN, M. H. J.; HASSAN, F. Integration of distributed generation in the power system. Estados Unidos, Wiley-IEEE Press, 2011. [3] LORA, E. E. S.; NASCIMENTO, M. A. R. do. Geração termelétrica: planejamento, projeto e operação. Rio de Janeiro, Interciência, 2004. 2 volumes. [4] BRASIL. Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel. Atlas de energia elétrica do Brasil, 3a ed. Brasília: Aneel, 2008. [5] BRASIL. Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel. Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST: Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica. Janeiro, 2018. [6] IEEE Standard for Interconnection and Interoperability of Distributed Energy Resources with Associated Electric Power Systems Interfaces, IEEE Std 1547-2018, 2018. [7] KUNDUR, P. et al. Definition and Classification of Power System Stability, IEEE Transactions on Power Systems, vol. 19, no. 2, pp. 1387 – 1401, Maio 2004. [8] KUNDUR, P. Power System Stability and Control. Estados Unidos, McGraw Hill, 1994. [9] CUTSEM, T. V.; VOURNAS, C. Voltage Stability of Electric Power Systems. Norwell, Kluwer, 1998. [10] VIEIRA FILHO, X. Operação de sistemas de potência com controle automático de geração. Rio de Janeiro, Campus: Eletrobras, 1984. [11] BARAN, M. E.; WU, F. F. Network reconfiguration in distribution systems for loss reduction and load balancing, IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 4, no. 2, pp. 1401 - 1407, Abril 1989. [12] AVK. Technical Data Sheet for AvK-Alternators: FM 7.3-5. Datasheet DIG 156 o/8, Outubro 2013. [13] ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica,. Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST: Módulo 4 – Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição. Janeiro, 2010.

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ALGORITMO COMPUTACIONAL PARA ANÁLISE DE FLUXO DE POTÊNCIA DIÁRIO COM DISTRIBUÍDA FOTOVOLTAICA.

INSERÇÃO

GERAÇÃO

Erico Gurski1, Fillipe Alexandre Moraes2, Paulo Cicero Fritzen3 & Raphael Augusto de S Benedito4 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil & 4raphaelbenedito@utfpr.edu.br

1erico_gurski@hotmail.com, 2fillipe1990@gmail.com, 3pcfritzen@gmail.com

Resumo No Brasil, a procura pela aquisição e instalação de geradores fotovoltaicos tem crescido exponencialmente e, com isto, cresce a importância de estudos do efeito da inserção dos mesmos no fluxo de potência em sistemas elétricos. Por conta da natureza intermitente da geração fotovoltaica, é importante abordar a análise de modo discretizado, levando em conta as alterações na injeção de potência gerada ao longo do período estudado. Assim, este artigo apresenta a análise diária dos efeitos da geração fotovoltaica no sistema de distribuição através da implementação computacional de uma rotina de fluxo de potência discretizada. Por possibilitar a inserção de curvas de carga e geração distintas e por permitir a escolha entre três métodos distintos de resolução de fluxo de potência, a rotina implementada pode também ser utilizada para análise de outras formas de geração, seja em sistemas radiais ou não. Além disso, os resultados das simulações mostram os impactos positivos da geração distribuída fotovoltaica na qualidade da tensão numa rede de distribuição bem conhecida na literatura da área. Palavras chave: geração distribuída, fluxo de potência, sistemas fotovoltaicos. 1.

Introdução

Um sistema de geração solar fotovoltaica consiste em um conjunto de equipamentos destinados à transformação da radiação solar em eletricidade [1]. No Brasil, com a resolução normativa nº 482 da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), foi permitido aos proprietários das unidades consumidoras adquirirem um sistema particular de geração solar fotovoltaica, caracterizando assim, a geração distribuída. Nesse contexto, os geradores são instalados em paralelo com a rede elétrica da concessionária, e assim, quando há excesso de geração, toda a energia pode ser fornecida às redes de distribuição da concessionária [2]. De acordo com a nota técnica nº 0056 da ANEEL, desde o ano de 2012 a aquisição de geradores particulares vem crescendo exponencialmente no Brasil, tendo a geração solar

fotovoltaica como a fonte particular mais procurada do mercado [3]. Logo, com a intensa inserção da geração solar distribuída nas redes de distribuição de energia, é preciso avaliar o comportamento das redes e ramais de distribuição, visando planejamento e qualidade de fornecimento [4]. Sabendo-se ainda que a geração fotovoltaica é de característica intermitente, dependendo das condições climáticas, chega-se a uma injeção de potência de comportamento flutuante ao decorrer do dia [5]. Portanto, o presente artigo, propõe um algoritmo para estudos de fluxo de potência em sistemas distribuição na presença de geradores distribuídos, que permita a consideração de diferentes cenários discretizados de injeção de potência ao longo do dia, possibilitando analisar diferentes topologias de geração do sistema, tal como a fotovoltaica.

169

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Objetivo

O presente trabalho visa analisar o comportamento em regime permanente de variáveis elétricas de sistemas de distribuição, em cenários que contemplem a geração distribuída (GD) através da tecnologia fotovoltaica, considerando curvas diárias de carga e de geração. Para isto, recorre-se à implementação computacional de métodos de fluxo de potência em um algoritmo que busque as informações de carga e geração para cada intervalo discretizado escolhido. 3.

Métodos

O algoritmo computacional proposto neste estudo foi desenvolvido em MATLAB 5 e sua implementação se deu de forma que possa ser traduzido facilmente a outras linguagens de programação (tal como o C). Seu fluxograma pode ser visto na Figura 1. Neste algoritmo, a solução do fluxo de potência foi implementada através dos métodos de Gauss-Seidel, Newton-Raphson e Backward/Forward Sweep (BFS), sendo possível escolher o método utilizado. O método de Newton-Raphson é tradicionalmente aplicado a sistemas de transmissão, enquanto que os métodos de GaussSeidel e BFS são mais indicados às redes de distribuição, devido à característica radial de tais sistemas. Detalhes sobre estes métodos podem ser encontrados, respectivamente, em [6], [7] e [8]. Abordam-se, a seguir, as hipóteses e considerações tomadas para o desenvolvimento do algoritmo. 3.1. Entrada de Dados Para a execução do algoritmo, é necessário fornecer os dados convencionais para um estudo de fluxo de potência, juntamente com os perfis de carga e de geração normalizados e discretizados. Vale ressaltar que, ainda que neste trabalho tenha sido utilizada a discretização horária para um único dia, o algoritmo é capaz de tratar outros intervalos de discretização (minutos, por exemplo) e outros períodos de análise (semanal, mensal, etc.). O formato de entrada das curvas discretizadas de carga e de geração permite o estudo de distintas GD’s (como eólica, biomassa e fotovoltaica) e perfis

de carga (como consumidora).

regional

por

classe

3.2. Alocação e caracterização das GD’s Adotou-se que a inserção de GD pode ser contemplada nas barras do sistema em que a potência ativa de carga seja diferente de zero. Definiu-se, também, que a potência máxima de geração instalada em cada barra é limitada pela demanda ativa consumida naquele ponto, obedecendo o prescrito no parágrafo 1º do artigo 4º da Resolução Normativa Nº 482 da ANEEL [2], de tal modo que não seja necessária a solicitação do aumento de potência disponível para a carga atendida. A potência disponibilizada de cada barra é determinada através do máximo carregamento da barra em questão, durante o período de análise. Início Entrada dos dados do sistema e das curvas de carga e geração hora ← 0

hora ← hora + 1 Fluxo de Potência para o nível de carregamento e de geração para o instante t = hora Não

Exibição dos Resultados

Sim

hora = 24 ?

Fim

Figura 1. Fluxograma do algoritmo desenvolvido. Fonte: Elaborado pelos autores.

3.3. Modelagem das barras do sistema Por conta de a geração fotovoltaica ser uma forma de geração não despachável [9] e por saberse que sua potência ativa gerada pode ser determinada através de cálculos baseados nas condições meteorológicas, as barras em que há conexão de uma GD fotovoltaica continuaram sendo tratadas como barras PQ (de injeções de potência ativa e reativa conhecidas) para o estudo de fluxo de potência. A barra referente à subestação, ou nó raiz do sistema de distribuição, é tratada como sendo a barra de referência (barra θV). 3.4. Discretização das curvas de carga e geração

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As curvas de carga e de geração utilizadas se deram de forma normalizada, sendo o valor referente à unidade (ou 100%) o valor de carregamento ou geração máximo do sistema. Neste estudo, tal valor é dado pelo carregamento base do sistema. Desta forma, as potências de carga e de geração utilizadas para o estudo de fluxo de potência em cada período analisado, foram calculadas como um percentual do valor máximo respectivo de carga e geração. Como já mencionado, as curvas de carga podem representar classes distintas de consumidores, tais como residencial, comercial de pequeno a grande porte e industrial [10] mas também podem traduzir o carregamento do sistema em nível regional registrado para períodos específicos, como disponibilizado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) [11]. Já as curvas de geração representam a oscilação de injeção de potência por conta da fonte de geração distribuída utilizada. No caso da geração fotovoltaica, a potência disponibilizada pelo gerador é diretamente proporcional à irradiância incidente na superfície dos módulos [1]. Com isto, o comportamento da geração irá obedecer às variações climáticas.

de carregamento da definido na seção 3.2.

respectiva

barra,

como

As curvas de geração utilizadas são mostradas na Figura 3 e são diretamente proporcionais à irradiância incidente no plano inclinado dos geradores fotovoltaicos, para um dia de dezembro (curva GD1) e de junho (curva GD2), na cidade de Curitiba (Brasil). Tais curvas foram obtidas a partir das estações automáticas do Instituto Nacional de Meteorologia (INMET) [14]. Esses meses foram escolhidos pois apresentam a maior e menor média anual de irradiação solar respectivamente para a região mencionada [15]. As curvas de carga utilizadas são apresentadas na Figura 4, onde o valor unitário é correspondente ao carregamento base do sistema proposto por [12]. As curvas em azul e laranja (respectivamente curvas C1 e C2) foram obtidas do ONS, para a região Sul em dois dias distintos, sendo estes os mesmos dias para os quais se obtiveram as curvas de geração. Atribuiu-se como valor unitário o máximo valor de potência registrada entre estes dois dias (identificado às 21 horas da curva C1). A curva em amarelo (curva C3) representa uma curva de carga comercial genérica de pequeno porte [10]. Curvas de geração normalizadas

Curva GD1 - Dezembro

Curva GD2 - Junho

0.9

0.8

0.7

26 27 28 29 30 31 32 33

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

0.6

Potência (pu)

SUBESTAÇÃO

19 20 21 22

0.5

0.4

0.3

0.2

23 24 25

Figura 2. Sistema 33 barras. Fonte: Adaptado de [13].

Resultados

O algoritmo desenvolvido foi testado no sistema de distribuição de 33 barras, ilustrado na Figura 2, sendo este amplamente utilizado na literatura. Seus dados de barras e linhas são encontrados em [12]. Considerou-se alocação de sistemas fotovoltaicos em todas as barras do sistema, tendo sua potência de pico limitada pela potência máxima

0.1

Hora do dia (h)

Figura 3. Curvas de Geração. Fonte: Adaptado de [14].

Com estas informações, a seguir definem-se os três cenários de simulação utilizados neste trabalho. - Cenário #1: análise voltada para o dia 16 de Dezembro de 2017, considerando a curva de geração GD1 e a curva de carga C1.

171

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- Cenário #2: análise voltada para o dia 01 de Junho de 2018, considerando a curva de geração GD2 e a curva de carga C2. Curvas de carga normalizadas

no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST [16]. Ainda, nota-se que o valor máximo de carregamento do alimentador principal, que ocorre às 21 horas, é igual para ambos os casos. Oscilografia de Tensão Discretizada em Horas - Dezembro

1.07 0.9

1.06 1.05

0.8 0.7

Tensão Barra 18 com GD

1.03

Tensão Barra 18 sem GD

1.02

Faixa de Tensão Crítica

1.01

Faixa de Tensão Precária

0.5

Tensão (pu)

Potência (pu)

0.6

1.04

0.4 0.3

0.99 0.98 0.97 0.96 0.95

0.2

0.94 Curva C1 - Dezembro

0.1

0.93

Curva C2 - Junho

0.92

Curva C3 - Comercial

0.91 0.9 1

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

0.89

Hora do dia (h) 1

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hora do dia (h)

Figura 4. Curvas de Carga.

Potência no Alimentador Discretizado em Horas - Dezembro

Fonte: Adaptado de [10] e [11].

Em sequência, apresentam-se os resultados obtidos para cada cenário de análise, bem como discussões gerais comparando os três casos. 4.1. Cenário #1

3.5

2.5

Potência (MW)

- Cenário #3: análise voltada para a classe comercial de pequeno porte, considerando a curva de geração GD2 e a curva de carga C3. A curva GD2 foi escolhida por representar um cenário de menor inserção de geração, considerando o mesmo padrão de carregamento (curva C3).

1.5

1 LT.1-2 com GD

0.5

LT.1-2 sem GD

0 1

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hora do dia (h)

A Figura 5 mostra os resultados obtidos para a amplitude de tensão na barra 18 que é a barra mais crítica (apresenta maior desvio de tensão) do sistema e o nível de carregamento do alimentador principal (linha de conexão entre as barras 1 e 2). As curvas traçadas em linha contínua são referentes a este cenário contemplando a GD, enquanto que as curvas tracejadas representam o sistema sem a inserção de geração distribuída.

De maneira análoga, mostram-se na Figura 6 os resultados obtidos para o nível de tensão e carregamento do alimentador para este cenário.

Comparando-se este cenário com e sem GD, nota-se que há uma melhora no perfil de tensão e alívio no carregamento do alimentador nos períodos em que a GD injeta potência na rede. Contudo, nos horários em que não há geração pelo sistema fotovoltaico (antes das 6 horas e após as 20 horas), há incidências de tensão precária, conforme classificação estabelecida pelo módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica

Por tratar-se de um cenário com carregamento mais leve quando comparado ao Cenário #1, a tensão na barra 18 não sofreu tanta oscilação. Entretanto, às 18 horas o nível de tensão apresentado encontra-se na faixa precária e a potência do alimentador principal tem com seu valor máximo inalterado, mesmo com a inserção da GD, uma vez que neste horário a potência injetada pelos geradores fotovoltaicos é nula.

Figura 5. Dezembro com Curva da Região Sul (Cenário #1). Fonte: Elaborado pelos autores.

4.2. Cenário #2

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Oscilografia de Tensão Discretizada em Horas - Junho 1.07 1.06 1.05 1.04 1.03

Tensão Barra 18 com GD

1.02

Tensão Barra 18 sem GD

1.01

Faixa de Tensão Crítica

Oscilografia de Tensão Discretizada em Horas - Junho

Faixa de Tensão Precária

Tensão (pu)

Tal fato se dá por conta de que os perfis de carga destes cenários possuem valores de elevado carregamento em horários nos quais a potência injetada por esta GD é nula.

0.99

1.07

0.98

1.06

0.97

1.05

0.96

1.04

0.95

1.03

0.94

1.02

0.93

1.01

Tensão Barra 18 com GD Tensão Barra 18 sem GD Faixa de Tensão Crítica Faixa de Tensão Precária

0.92

0.99

Tensão (pu)

0.91 0.9 0.89 1

0.98 0.97 0.96

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

0.95 0.94

Hora do dia (h)

0.93

Potência no Alimentador Discretizado em Horas - Junho

0.92

3.5

0.91 0.9 0.89

3 1

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hora do dia (h) 2.5

Potência no Alimentador Discretizado em Horas - Junho

Potência (MW)

2 3.5

1.5 3

LT.1-2 com GD

0.5 1

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Potência (MW)

LT.1-2 sem GD

2.5

Hora do dia (h)

Figura 6. Junho com Curva da Região Sul (Cenário #2). Fonte: Elaborado pelos autores.

4.3. Cenário #3 Os resultados mostrados na Figura 7 representam o efeito da geração fotovoltaica mediante cargas de comportamento comercial de pequeno porte no perfil de tensão da barra crítica e na potência fornecida pelo alimentador principal. Na Figura 7 observa-se que boa parte das incidências de tensão precária que aconteciam antes da inserção da GD foi corrigida após a consideração da mesma. Além disto, o valor máximo de potência ativa fluindo pelo alimentador principal é reduzido, com a alocação de GD. 4.4. Comparação entre os cenários estudados Nos cenários #1 e #2 a inserção de geração distribuída por fonte fotovoltaica trouxe benefícios, entretanto não seria capaz de eliminar a ocorrência de tensão precária e tampouco de reduzir o carregamento máximo do alimentador principal.

LT.1-2 com GD

1.5

LT.1-2 sem GD

1 1

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hora do dia (h)

Figura 7. Junho com curva comercial (Cenário #3). Fonte: Elaborado pelos autores.

Para estes cenários, o ajuste de tensão à faixa adequada pode ser feito através da inserção de GD por outras fontes de geração incentivadas que possibilitem injeção de potência nos horários de alto carregamento do sistema, através da combinação da geração fotovoltaica com sistemas de armazenamento de energia ou ainda por inserção de equipamentos na distribuição tais como regulador de tensão ou banco de capacitores. Já no cenário #3, a maioria das ocorrências de tensão precária foi corrigida aos níveis adequados. Notou-se também a redução do carregamento máximo do alimentador principal, por conta da inserção de GD. Vale observar que este cenário contempla um dia de pouca geração fotovoltaica e

173

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que, para um cenário hipotético contando com a curva GD1 juntamente com a carga comercial em C3, todas as incidências de tensão precária seriam corrigidas. Desta forma, percebe-se que a geração fotovoltaica traz benefícios do ponto de vista do sistema a ambos os tipos de carregamento, tanto considerando um conjunto das classes de carga, que é o caso da Região Sul, quanto analisando uma classe de carga em específico. Contudo, apresenta maiores benefícios quando contextualizada em sistemas de características comercial. 5.

Discussão

Nos trabalhos [5], [17] e [18], tratou-se da questão do fluxo de potência ao longo do dia com a inserção de geração fotovoltaica através do software OpenDSS. Tal software é aberto e permite simulações também em sistemas trifásicos desbalanceados. O presente trabalho não contempla fluxos desbalanceados, contudo viabiliza a inserção de distintos modelos tanto de curva de carga quanto de geração em diferentes períodos de tempo de interesse, desde que conhecidas as curvas discretizadas. Além disso, por permitir a escolha do método de fluxo de potência utilizado na solução (entre os três já mencionados), possibilita a aplicação em sistemas tanto radiais quanto interligados. 6.

Conclusão

Por fim, remarca-se que a inserção de geração distribuída através de geradores fotovoltaicos traz grandes benefícios a sistemas principalmente de características de carga comercial. O algoritmo desenvolvido também permite a inserção de outras formas de geração distribuída e de outros equipamentos para a regulação de tensão na distribuição, de modo a viabilizar estudos que proponham soluções para os casos em que a geração fotovoltaica por si só não corrige os requisitos necessários de qualidade em regime permanente. Em trabalhos futuros, o algoritmo será aplicado para análise de aplicações off-grid, quando o sistema de distribuição opera sem a alimentação por parte da subestação, uma vez que tais cenários podem representar as características de operação de

microrredes, com a possibilidade de controle de tensão nas barras de GD, conforme a IEEE 1547 [19]. 7.

Agradecimentos

Agradecemos à Companhia Paranaense de Energia Elétrica (COPEL) pelo apoio e fomento no Projeto de Pesquisa PD2866-0464/2017 (Metodologia para Análise, Monitoramento e Gerenciamento da GD por Fontes Incentivadas). 8.

Referências

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DESENVOLVIMENTO DE UM PADRÃO OPERACIONAL PARA INSTALAÇÃO DE ESTAÇÕES SONDA NO ESTADO DO PARA 1

SOLARIMÉTRICAS

PADRÃO

Rafael de Freitas Gasparelo Danderfer , Camila Scotti Pinto , Nicole Polityto Cremasco , Sarah 4

Beatriz Gruetzmacher , Jorge Assade Leludak , Gerson Máximo Tiepolo , Renan de Oliveria 7

Bronhara & Caio Jorge Martins Sodré

Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil

1rafa_de_freitas@hotmail.com, 2camilapinto@alunos.utfpr.edu.br, 3nicnicolecrem@gmail.com, 4sarah@alunos.utfpr.edu.br, 5assade@utfpr.edu.br,

6tiepolo@utfpr.edu.br, 7renan_o_bronhara@hotmail.com & 8caio.martins.sodre@outlook.com

Resumo Com o aumento do consumo de energia elétrica no país e do crescente interesse da sociedade por fontes de energia de baixo impacto ambiental, o mercado de energia fotovoltaica vem ganhando maior destaque, sendo estratégico o conhecimento e mapeamento dos recursos solares, seja de um determinado local ou de uma região específica. O objetivo deste trabalho é descrever os passos utilizados para instalação de três estações solarimétricas que deverão fazer parte da rede SONDA do INPE (Sistema de Organização Nacional de Dados Ambientais do Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais), desde a especificação dos equipamentos e sensores que as integrarão, bem como o dimensionamento da estrutura necessária para comportá-los. Esta rede de alta qualidade coleta e armazena principalmente, informações da radiação solar em superfície, estratégicas para o estudo e prospecção da energia solar e, portanto, de grande importância para o Estado do Paraná. Palavras-chave: energia solar, estação solarimétrica, instrumentação aplicada. 1.

Introdução

O aproveitamento da energia solar é atualmente uma das alternativas mais promissoras para prover energia necessária ao desenvolvimento humano [1]. Segundo Rüther [2], todos os dias incide sobre a superfície da Terra mais energia vinda do sol do que a demanda anual de todos os habitantes de nosso planeta. A capacidade total de energia solar instalada no mundo foi de 402 GW em 2017. Apenas em 2017, foram instalados mais de 99 GW no mundo todo, sendo um aumento de quase 30% em relação ao ano anterior [3]. Neste contexto, o mapeamento da irradiação no país tem se mostrado de importância estratégica para o planejamento da utilização desse recurso. Com esse objetivo, em 2006, foi publicado o Atlas Brasileiro de Energia Solar, utilizando dados obtidos entre 1995 a 2005 de irradiação coletados em superfície e de imagens de satélite, além de outras

informações necessárias ao processamento. Somente em 2017 é que foi publicada a 2a edição do Atlas, utilizando uma base de dados de 1999 até 2015 [4]. Em âmbito estadual foi publicado, em dezembro de 2017, o Atlas de Energia Solar do Estado do Paraná, em uma parceria entre o Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (INPE), a Itaipu Binacional, através do Parque Tecnológico Itaipu (PTI), e a Universidade Tecnológica Federal do Paraná (UTFPR). Neste mesmo projeto, além do Atlas, foi elaborada também uma Ferramenta WEB interativa que possibilita a qualquer usuário identificar o potencial solar de qualquer ponto do Estado do Paraná. Entretanto, ao longo do desenvolvimento do Atlas de Paraná, foi identificada a necessidade de se obter informações mais precisas da radiação solar em superfície, principalmente das

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componentes difusa, direta normal e inclinada na latitude, informações que não são disponíveis no estado, com exceção da estação implantada no TECPAR [5] em Curitiba (Instituto de Tecnologia do Paraná), cujos dados medidos e o estado atual de operação da estação não são divulgados. Para atender a esta necessidade, é oportuna a implantação de estações solarimétricas que possam medir estas grandezas nos diferentes microclimas que se apresentam no Paraná. Com esse intuito, foi firmado, em 2017,uma parceria entre a Companhia Paranaense de Energia (COPEL) e a UTFPR para desenvolvimento de um projeto de P&D, na qual, dentre outros objetivos, será realizada a implantação de três estações solarimétricas aptas a participar do Sistema de Organização Nacional de Dados Ambientais (SONDA) do INPE, as quais serão responsáveis pela coleta e transmissão de dados de irradiação direta normal, difusa, global horizontal e no plano inclinado na latitude, além de outras grandezas que serão medidas. As três estações serão instaladas na Universidade Tecnológica Federal do Paraná (UTFPR) nos câmpus: Curitiba, Campo Mourão e Medianeira. Os três câmpus foram escolhidos dentre os demais pois estão espacialmente distribuídos no estado fornecendo informações importantes sobre a radiação solar no Paraná. Determinados modelos permitem estimar a distribuição da radiação solar em uma determinada região. Entretanto, para o sucesso destas projeções, é imprescindível a validação dos resultados estimados com dados medidos em superfície [6]. A rede SONDA de dados é fruto de um projeto do Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (INPE), cujo objetivo é a implementação de infraestrutura física destinada a levantar e melhorar a base de dados dos recursos de energia solar e eólica no Brasil [7]. A partir das medições de uma estação SONDA é possível obter valores de irradiação direta normal, difusa e global no plano horizontal e plano inclinado [4]. 2.

Métodos

Para que não haja sombreamento nos equipamentos presentes na SONDA é necessário que seja realizada análise prévia,e em decorrência

deste fato foi realizada análise qualitativa por meio de simulação em software. A análise de sombreamento, que se deu com o auxílio da plataforma de desenvolvimento AutoCAD§c , visa reduzir ou eliminar a projeção de sombras sobre os equipamentos de medição de radiação solar ao longo do dia durante todo o ano. Para tal, é necessário que o estudo seja focado nos dias críticos, sendo estes os solstícios de verão e inverno. Os sensores que serão utilizados para as estações SONDA a serem instalados nos câmpus da UTFPR são: anemômetro, para medição da direção e velocidade do vento; piranômetro de classe secundária, para medição das componentes global horizontal, difusa e inclinada na latitude; pireliômetro de primeira classe, para medição da radiação direta normal; pirgeômetro, para medição da radiação de onda longa; rastreador solar; termohigrômetro, para medição da temperatura e umidade relativa do ar; barômetro, para medição da pressão atmosférica; pluviômetro e sensor de radiação fotossinteticamente ativa (PAR). Ainda serão instalados um datalogger para coleta e armazenamento de dados e demais acessórios. Buscando complementar as grandezas já medidas, é possível, ainda, incorporar nessas estações outros sensores como Visibilômetro, Câmera All - Sky e Espectroradiômetro, os quais propiciam o desenvolvimento de outras pesquisas na área e permitem o aprofundamento de estudos já existentes.

Figura 1. Acondicionador CAMPELL Scientific, modelo 16 Fonte: Manual Técnico Campell Scientific 16 [8]

Descrição dos Equipamentos e Acessórios Acondicionador: Dispositivo planejado para manter o datalogger em segurança, protegido contra danos causados pela exposição à água e a outros poluentes. Na Figura 1 é apresentado um exemplo do equipamento.

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Anemômetro: Equipamento que realiza medidas de velocidade e direção dos ventos enviando sinais ultrassônicos entre seus eletrodos, um par de cada vez. Por conta de seu método de medição, esse equipamento deve estar longe de fontes de radiofrequência e deve ser instalado a uma altura de dez metros do nível do solo [9]. Na Figura 2 é apresentado um exemplo do equipamento.

Piranômetro: Dispositivo utilizado para medição tanto de radiação global quanto somente radiação difusa, sendo necessário, no segundo caso, a utilização de uma esfera ou anel de sombreamento para impedir a incidência de radiação direta no sensor [9]. A obtenção dos valores de radiação global não necessita de rastreador solar para ser realizada [13]. Um exemplo do instrumento descrito pode ser visualizado na Figura 5.

Figura 2. Anemômetro WindSonic-4, da marca Gill INSTRUMENTS

Figura 5. Piranômetro da marca Kipp & Zonen

Fonte: Manual do usuário Gill Instruments Windsonic 4 [10]

Espectroradiômetro: Instrumento responsável por estimar valores de irradiância solar por faixa do espectro de frequência. Na Figura 3 é apresentado um exemplo do equipamento.

Fonte: Manual Kipp & Zonen Pyranometer [13]

Pireliômetro: Dispositivo utilizado para medição de irradiação direta normal à superfície [1]. Para realização das medições o equipamento deve apontar diretamente para o sol, sendo assim é necessário que ele esteja conectado a um seguidor solar de dois eixos [14]. Na Figura 6 é apresentado um exemplo do equipamento.

Figura 3. Espectroradiômetro da marca EKO, modelo MS700N Fonte: Manual EKO MS-700N Espectroradiometer [11]

PAR: Photosynthetically active radiometer, é um equipamento capaz de verificar a radiação fotossinteticamente ativa incidente sobre o mesmo,

Figura 4. PAR da marca Kipp & Zonen, modelo Lite

Figura 6. Pireliômetro da marca Kipp & Zonen, modelo CHP1 Fonte: Manual Kipp & Zonen Pyheliometer CHP1 [14]

Pirgeômetro: Radiômetro de alta qualidade, cuja função é a medição de irradiação de ondas longas em superfície plana, decorrentes da radiação incidente do hemisfério acima do equipamento. Este equipamento pode ser conectado paralelo à superfície horizontal e pode ser posicionado no seguidor solar [15]. Na Figura 7 é apresentado um exemplo do equipamento descrito.

Fonte: Manual Kipp & Zonen PAR Lite [12]

sendo tal tipo de radiação a associada ao processo de fotossíntese de plantas. Na Figura 4 é apresentado um exemplo do instrumento. Figura 7. Pirgeômetro da marca Kipp & Zonen, modelo ______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

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Anais da V Conferência Internacional de Energias Inteligentes - Smart Energy / CIEI&EXPO / ASHRAE - Brasil 2018 CGR4

modelo 41372VC

Fonte: Manual Kipp & Zonen Pyrgeometer CGR4 [15]

Fonte: Manual RM-Young 41372VC [17]

Rastreador Solar: Equipamento similar a uma plataforma, cujo objetivo é apontar dispositivos especializados no movimento do sol de acordo com a função de cada equipamento [16]. No rastreador solar podem ser instalados um pireliômetro para medição de radiação direta, um piranômetro, para medição de radiação difusa, e um pirgeômetro. Desta forma, tais equipamentos podem mensurar variáveis de irradiância que dependem da orientação do Sol ao longo do dia. Na Figura 8 é apresentado um exemplo do equipamento.

Barômetro: Equipamento utilizado para medir a pressão atmosférica [9]. Este deve ser instalado dentro de um local fechado e, caso isto não seja possível, necessita de uma proteção especial. Deve sempre ser instalado em posição vertical, com os conectores direcionados para baixo para prevenir o acúmulo de água [18]. Um exemplo do equipamento descrito é apresentado na Figura 10.

Figura 10. Barômetro da marca CAMPELL Scientific, modelo PTB110 Vaisala Fonte: Barômetro Campell Scientific PTB110 Vaisala [18] Figura 8. Rastreador solar da marca Kipp & Zonen, modelo Solys2 Fonte: Manual Kipp & Zonen Solys Sun Tracker [16]

Termohigrômetro: Permite a medição de temperatura e umidade relativa do ar. Realiza a medição da temperatura através de uma resistência de platina e a medição da umidade através de um sensor capacitivo de alta precisão. Este equipamento conta com uma proteção para evitar que fatores metrológicos interfiram no seu correto funcionamento [9]. O suporte de fixação do equipamento prende-se a um poste vertical de até 5 cm de diâmetro [17]. Um exemplo do equipamento descrito é apresentado na Figura 9.

Visibilômetro: É utilizado para medir a extinção de luz em uma trajetória conhecida [19]. Este equipamento possui uma boa resistência para iluminação de fundo, porém é recomendado que o sensor não esteja apontado para uma fonte de luz ou uma superfície que a reflita [20]. Um exemplo do equipamento descrito é apresentado na Figura 11.

Figura 11. Visibilômetro da marca CAMPELL Scientific, modelo CS-120A Fonte: Manual Campell Scientific CS120A/CS125 [20]

Figura 9. Termohigrômetro da marca RM-Young,

Pluviômetro: Realiza a medição da precipitação pluviométrica [9]. O equipamento tem 200 mm de diâmetro e 315 mm de altura. Deve ser instalado longe de grandes obstruções, como prédios e

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Anais da V Conferência Internacional de Energias Inteligentes - Smart Energy / CIEI&EXPO / ASHRAE - Brasil 2018

árvores. Possui três furos de 10 mm de diâmetro para fixação e ajuste de nível [21]. Um exemplo do equipamento descrito é apresentado na Figura 12. Câmera All Sky: Câmera que captura imagens do céu como forma de aferir características de nebulosidade, incidência de nuvens no céu, assim como outros obstáculos à irradiância incidente no solo [22]. Um exemplo do equipamento descrito é apresentado na Figura 13.

Figura 12. Pluviômetro da marca Hydrological Services, modelo TB6 Fonte: Manual instrutivo Hydrological Services TB6 [21]

maioria dos equipamentos, que não haja sombreamento durante o dia e ao longo do ano [9]. Para que isto seja possível, é necessário realizar a previsão tanto do sombreamento por fontes externas quanto do gerado pelos próprios equipamentos. 2.3. Dimensionamento da Plataforma Conforme a necessidade em atender a essas demandas, confeccionou-se um protótipo de uma plataforma para instalação dos equipamentos, referenciada nos modelos de estações do padrão SONDA [7] instalados ao longo do território nacional. Desta forma, foram elaboradas vistas frontal, lateral, superior, perspectiva tridimensional e um modelo tridimensional propriamente dito da estação, utilizando-se, para isso, a plataforma de desenvolvimento AutoCAD§c [23]. 3.

Resultados e discussões

A rotulação dos equipamentos, nos esquemáticos do projeto, foi realizada em ordem numérica. A associação entre os equipamentos e suas respectivas identificações pode ser conferida na Tabela 1.

Figura 13. Câmera All-Sky da marca EKO, modelo ASI16 Fonte: Especificações Técnicas EKO ASI-16 [22]

2.1. Disposição Geográfica das Estações Com o objetivo de mapear os microclimas de forma mais abrangente, foram escolhidas cidades em pontos distintos do estado do Paraná, sendo elas: Curitiba, Medianeira e Campo Mourão, onde a UTFPR possui câmpus. 2.2. Seleção e Alocação de Equipamentos Para este projeto, definiu-se que a estação será montada no solo e, visando à proteção e adequada disposição dos equipamentos constituintes, optouse pela utilização de uma plataforma para instalação dos sensores. Os instrumentos de medição podem ser posicionados em diversos locais da plataforma, porém, é de suma importância, para a eficiência da

Tabela 1. Tabela de identificação dos equipamentos da estação. Item 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Instrumento Visibilômetro Rastreador Solar Piranômetro para medição de radiação difusa Pirgeômetro Pireliômetro Câmera All-Sky Piranômetro para medição de radiação no plano inclinado Pluviômetro Anemômetro Piranômetro para medição de radiação global horizontal Espectroradiômetro PAR Caixa acondicionadora Barômetro Termohigrômetro Fonte: Elaborado pelos autores.

A vista em perspectiva da estação, é apresentada na Figura 14. A indicação dos equipamentos

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Anais da V Conferência Internacional de Energias Inteligentes - Smart Energy / CIEI&EXPO / ASHRAE - Brasil 2018

presentes na estação pode ser verificada na Figura 15. A vista lateral da estação está presente na Figura 16, com a indicação dos equipamentos cuja visualização não é possível na perspectiva tridimensional.

estação. Fonte: Elaborado pelos autores.

Figura 16. Vista lateral da estação, com indicação dos equipamentos Fonte: Elaborado pelos autores. Figura 14. Vista em perspectiva da Estação Solarimétrica. Fonte: Elaborado pelos autores.

A Figura 17 apresenta o resultado da simulação computacional de teste de sombreamento gerado pelos componentes da estação à radiação com altura solar característica do período do solstício de inverno na cidade de Curitiba, Paraná, como aproximação às localizações de outras cidades onde as estações serão implementadas. A altura solar no solstício de inverno foi utilizada como referência, uma vez que se trata da pior situação de operação dos equipamentos.

Figura 15. Indicação dos equipamentos presentes na

Figura 17. Vista Tridimensional da Estação, em simulação de efeito de sombreamento sob a luz solar no

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Anais da V Conferência Internacional de Energias Inteligentes - Smart Energy / CIEI&EXPO / ASHRAE - Brasil 2018 solstício de inverno para a cidade de Curitiba, Paraná Fonte: Elaborado pelos autores.

Os instrumentos que irão compor as estações devem ser testados antes da implantação, além dos radiômetros terem que ser muito bem nivelados. Outro ponto de atenção deve ser quanto à montagem da estrutura metálica, a qual deve ser posicionada sobre uma plataforma sólida, e cujo material utilizado em sua fabricação não sofra deformações (ou valores desprezíveis) ao longo do dia em função de variações de temperatura, de forma a não comprometer às medições realizadas pelos sensores. É necessário realizar, ainda, o planejamento prévio da alocação dos equipamentos de maneira a se evitar qualquer incidência de sombreamento sobre os sensores empregados. 4.

Conclusões

Em decorrência do crescente aumento da participação da energia solar na geração de energia elétrica, o mapeamento da radiação solar e de outras grandezas tem se tornando cada vez mais importantes, sendo de suma importância o planejamento correto de equipamentos, estruturas e local para medição. 5.

Agradecimentos

Os autores agradecem a UTFPR pelo apoio e infraestrutura disponibilizada para o desenvolvimento destas pesquisas e a COPEL Distribuição pelo apoio e financiamento dos recursos para realização deste projeto de P&D "PD 2866-0464/2017 METODOLOGIA PARA ANÁLISE, MONITORAMENTO E GERENCIAMENTO DA GD POR FONTES INCENTIVADAS". 6.

Referências

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DETERMINAÇÃO DA IRRADIAÇÃO DIFUSA A PARTIR DA IRRADIAÇÃO GLOBAL HORIZONTAL – ESTUDO PARA A CIDADE DE CURITIBA

Muriele Bester de Souza1, Édwin Augusto Tonolo2, Renata Lautert Yang3, Gerson Maximo Tiepolo4 & Jair Urbanetz Junior5 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil

1murielebester@gmail.com, 2edwintonolo@gmail.com, 3relautert@gmail.com, 4tiepolo@utfpr.edu.br

& 5urbanetz@utfpr.edu.br

Resumo Conhecer os valores de irradiação solar em superfície é importante para o desenvolvimento de projetos em energia solar, obtidos através de radiômetros instalados em determinados locais ou publicações como em atlas de energia solar. Normalmente, estações solarimétricas ou meteorológicas não possuem sensores para medição da irradiação difusa, devido ao alto investimento e necessidade de manutenção e operação constantes. Este artigo apresenta métodos para a determinação da irradiação difusa a partir de dados medidos em superfície da irradiação global horizontal na cidade de Curitiba, obtidos por meio de piranômetros instalados na Universidade Tecnológica Federal do Paraná (UTFPR) sede Centro e na estação Curitiba-A807 do Instituto Nacional de Meteorologia (INMET). São apresentados dois modelos consolidados para a estimativa da irradiação difusa média diária mensal, a partir dos estudos de Liu e Jordan (1960) e de Page (1961). Finalmente, esses dados foram comparados com os apresentados pelo Atlas de Energia Solar do Estado do Paraná, verificando-se as diferenças percentuais apresentadas. Neste estudo foi observado que o modelo elaborado por Page apresentou melhores resultados nas estimativas da radiação difusa quando comparado aos valores apresentados pelo Atlas do Paraná, com uma variação média de -1,39% e -1,55%, para dados do INMET e UTFPR respectivamente. Palavras chave: Irradiação Difusa, estimativa, irradiação global, energia solar. 1.

Introdução

A energia solar não é uma fonte renovável de energia, mas sim uma fonte inesgotável de obtenção de energia [1]. A publicação feita pelo INPE (Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais) do Atlas Brasileiro de Energia Solar 2ª edição (2017) mostra que o Brasil possui um grande potencial onde até mesmo no local menos ensolarado do Brasil é viável implantar sistemas de energia solar fotovoltaica. Em dezembro de 2017, foi publicado o primeiro Atlas de Energia Solar do Estado do Paraná, cujo projeto foi resultado de uma parceria entre a UTFPR, o Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (INPE), a Itaipu Binacional e o Parque Tecnológico Itaipu (PTI). Entretanto, durante o projeto, foi percebida uma dificuldade na validação

dos dados estimados pelo modelo BRASIL-SR com os dados coletados em superfície, visto que o estado do Paraná não possui uma rede solarimétrica própria e de alta confiabilidade, necessitando destas informações para o aprimoramento e desenvolvimento de novas pesquisas neste setor, sejam sistemas termosolares ou fotovoltaicos. Cada sistema possui uma maneira de funcionamento: os térmicos dependem exclusivamente da irradiância solar direta, já os fotovoltaicos utilizam toda a irradiância disponível, seja ela em um plano inclinado fixo ou por meio de seguidores solares [2]. Na Figura 1 é apresentada uma representação básica dos componentes da radiação solar, de acordo com o Atlas de Energia Solar do Estado do Paraná [3].

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Segundo Pinho e Galdino [4] as componentes da radiação são descritas como: Irradiância extraterrestre: irradiância solar que atinge o topo da camada atmosférica da Terra. Irradiação direta: irradiação solar que incide diretamente sobre a superfície, sem sofrer qualquer influência. Irradiação difusa: irradiação solar que atinge a superfície após sofrer espalhamento pela atmosfera terrestre. Irradiação refletida (albedo): irradiação refletida pelo ambiente do entorno (solo, vegetação, obstáculos, terrenos rochosos, etc.). Irradiação global: quantidade resultante da soma das irradiações solares direta, difusa e albedo.

Atualmente nas estações climatológicas pertencentes ao INMET são coletados apenas a componente global horizontal. A precisão e qualidade dos dados de radiação solar coletados por um equipamento são muito importantes e dependem da forma de instalação, operação, manutenção recomendadas pelos fabricantes, e devem seguir as normas ISO (International Organization for Standardization) e WMO (World Meteorological Organization) que estabelecem classificações e especificações para a medição da irradiância solar [1]. Devido as diferentes características das componentes e a dificuldade de se obter dados medidos da fração difusa, este trabalho tem por objetivo determinar a irradiação difusa a partir de dados medidos em superfície da irradiação global horizontal na cidade de Curitiba, através dos modelos estudados por Liu e Jordan [6] e Page [7], métodos estes consolidados e muito utilizados por pesquisadores da área, e comparar os dados estimados por estes modelos com os dados apresentados pelo Atlas de Energia Solar do Estado do Paraná. 3.

Métodos

A radiação global foi monitorada por dois piranômetros termoelétricos KIPP&ZONEN – CMP3 Second Class [8], conforme Figura 2 e posicionados em um plano horizontal. Os dados obtidos são de 12 meses, a partir de junho de 2017 a maio de 2018 e foram retirados do piranômetro instalado na Estação Curitiba-A807, do INMET [9], Curitiba - PR, com latitude de 25º26.922' S e longitude de 49º13.836' W.

Figura 1 - Representação das Componentes da Radiação Solar Fonte: Tiepolo et al., 2017

Para o aproveitamento fotovoltaico, a irradiação de maior interesse é a irradiação global horizontal, que quantifica a radiação recebida por uma superfície plana horizontal. Em dias nublados, a principal parcela é a irradiação difusa horizontal, enquanto que em dias claros prevalece a irradiação direta [5]. 2.

Figura 2 - Piranômetro CMP3 Fonte: Kipp & Zonen, 2018

Objetivo

185

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O outro piranĂ´metro estĂĄ localizado na UTFPR, cĂ˘mpus Curitiba sede Centro, localizada na Av. Sete de Setembro 3165, com latitude de 25Âş26.352' S e longitude de 49Âş16.176' W. Os dados coletados da componente global horizontal, tanto pela estaĂ§ĂŁo meteorolĂłgica, quanto pela UTFPR, sĂŁo em irradiĂ˘ncia solar (W/mÂ˛), armazenados de hora em hora, logo, tambĂŠm sĂŁo dados de irradiaĂ§ĂŁo solar horĂĄria (Wh/mÂ˛). Para a estimativa da irradiaĂ§ĂŁo difusa sĂŁo necessĂĄrios premissas e cĂĄlculos apresentados nesta seĂ§ĂŁo. A irradiaĂ§ĂŁo solar extraterrestre em superfĂcie horizontal ĂŠ obtida, segundo Macagnan [10], pela EquaĂ§ĂŁo 1: Iđ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x203A; = Iđ?&#x2018; đ?&#x2018;?đ??¸đ?&#x2018;&#x153;

(1)

mĂŞs pode levar a pequenos erros em Ho, principalmente para junho e dezembro, que sĂŁo os solstĂcios. Os dias recomendados para cada mĂŞs sĂŁo apresentados na Tabela 1. Ho pode ser estimada atravĂŠs da EquaĂ§ĂŁo4: đ??ťđ?&#x2018;&#x153; = 24 đ?&#x153;&#x2039; đ??źđ?&#x2018; đ?&#x2018;?. đ??¸đ?&#x2018;&#x153;[ďż˝180ďż˝ đ?&#x153;&#x201D;đ?&#x2018; (đ?&#x2018; đ?&#x2018;&#x2019;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x203A;ż. đ?&#x2018; đ?&#x2018;&#x2019;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x153;&#x2018;) + (đ?&#x2018;?đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018; đ?&#x203A;ż. đ?&#x2018;?đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018; đ?&#x153;&#x2018;. đ?&#x2018; đ?&#x2018;&#x2019;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x153;&#x201D;đ?&#x2018; )] (4) đ?&#x153;&#x2039;

Onde: Ď&#x2030;s ĂŠ o Ă˘ngulo do nascimento do Sol, em graus, e pode ser obtido atravĂŠs da EquaĂ§ĂŁo 5: Î´ ĂŠ a declinaĂ§ĂŁo solar, em graus, e ĂŠ calculada atravĂŠs da EquaĂ§ĂŁo 6: đ?&#x203A;ż = 23,45Â°đ?&#x2018; đ?&#x2018;&#x2019;đ?&#x2018;&#x203A;(360

Onde: Isc ĂŠ a constante solar igual a 1367 W/mÂ˛;

365

ďż˝ (2)

Sendo â&#x20AC;&#x153;nâ&#x20AC;? o nĂşmero do dia no calendĂĄrio Juliano, variando de 1 (1Â° de janeiro) atĂŠ 365 (31 de dezembro). Com a obtenĂ§ĂŁo dos dados de irradiaĂ§ĂŁo solar na superfĂcie terrestre atravĂŠs dos piranĂ´metros do INMET e da UTFPR, e a partir do cĂĄlculo de irradiaĂ§ĂŁo extraterrestre, obtĂŞm-se os valores do Ăndice de transmissividade da atmosfera (Kt), o qual ĂŠ definido como a razĂŁo entre a irradiaĂ§ĂŁo solar na superfĂcie terrestre (H) e a irradiaĂ§ĂŁo solar que chega ao topo da atmosfera (Ho). Varia de acordo com a quantidade de nuvens e aerossĂłis na atmosfera, podendo haver aumento ou reduĂ§ĂŁo das componentes direta ou difusa, da radiaĂ§ĂŁo solar que atingem a superfĂcie [11]. Kt estĂĄ definido pela EquaĂ§ĂŁo 3: đ??žđ?&#x2018;Ą =

đ??ť

đ??ťđ?&#x2018;&#x153;

365

(6)

)

Tabela 1 - Dia mĂŠdio padrĂŁo do mĂŞs

Eo ĂŠ o fator de correĂ§ĂŁo da excentricidade da Ăłrbita terrestre, descrita na EquaĂ§ĂŁo 2: 360.đ?&#x2018;&#x203A;

284+đ?&#x2018;&#x203A;

đ?&#x153;&#x2018; ĂŠ a latitude local, em graus.

Ion ĂŠ a irradiĂ˘ncia extraterrestre;

đ??¸đ?&#x2018;&#x153; = đ??źđ?&#x2018; đ?&#x2018;? ďż˝1 + 0,033 cos

(5)

đ?&#x153;&#x201D;đ?&#x2018; = đ?&#x2018;?đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018; â&#x2C6;&#x2019;1 (â&#x2C6;&#x2019;đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;&#x201D;đ?&#x153;&#x2018;đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;&#x201D;đ?&#x203A;ż)

(3)

Para calcular a irradiaĂ§ĂŁo extraterrestre horizontal diĂĄria mĂŠdia mensal, utiliza-se o dia mĂŠdio do ano, que ĂŠ o dia do ano para o qual a radiaĂ§ĂŁo extraterrestre diĂĄria ĂŠ quase igual ao valor mĂŠdio mensal. Observou-se que o 16Âş dia de cada

Para o dia mĂŠdio do mĂŞs

MĂŞs

n para i:th Dia do MĂŞs

Janeiro

-20,9

Fevereiro

31+i

-13

MarĂ§o

59+i

-2,4

Abril

90+i

105

9,4

Maio

120+i

135

18,8

Junho

151+i

162

23,1

Julho

181+i

198

21,2

Agosto

212+i

228

13,5

Setembro

243+i

258

2,2

Outubro

273+i

288

-9,6

Novembro

304+i

318

-18,9

Dezembro

334+i

344

-23

Data

Î´, n, declinaĂ§ĂŁo dia do ano (Â°)

Fonte: Elaborado com base em [10]

ApĂłs determinado o Ăndice Kt, estima-se a variaĂ§ĂŁo da fraĂ§ĂŁo difusa diĂĄria Kd, que ĂŠ a relaĂ§ĂŁo entre a irradiaĂ§ĂŁo difusa e a irradiaĂ§ĂŁo global horizontal em superfĂcie e estĂĄ definida pela EquaĂ§ĂŁo 7:

______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da IndĂşstria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | ParanĂĄ | Brasil

186

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đ??žđ?&#x2018;&#x2018; =

đ??ťđ?&#x2018;&#x2018;

(7)

đ??ť

O primeiro mĂŠtodo utilizado para estimar a irradiaĂ§ĂŁo solar difusa diĂĄria mĂŠdia mensal em superfĂcie horizontal foi de Liu e Jordan [6] e estĂĄ definido pela EquaĂ§ĂŁo 8 e tem como parĂ˘metro o Ăndice Kt. đ??ťđ?&#x2018;&#x2018; đ??ť

= 1,39 â&#x2C6;&#x2019; 4,027đ??žđ?&#x2018;Ą + 5,531đ??žđ?&#x2018;Ą 2 â&#x2C6;&#x2019; 3,108đ??žđ?&#x2018;Ą 3 (8)

Definida para 0,3<Kt<0,7.

O segundo mĂŠtodo utilizado para estimativa da irradiaĂ§ĂŁo solar difusa diĂĄria mĂŠdia mensal, foi de Page [7] e estĂĄ definido pela EquaĂ§ĂŁo 9, tambĂŠm em funĂ§ĂŁo do Ăndice Kt: đ??ťđ?&#x2018;&#x2018; đ??ť

(9)

= 1,00 â&#x2C6;&#x2019; 1,13đ??žđ?&#x2018;Ą Resultados

AtravĂŠs dos dados obtidos pelos piranĂ´metros do INMET e da UTFPR, no perĂodo de 12 meses (junho de 2017 a maio de 2018) pode-se constatar que esses valores, comparados com o Atlas de Energia Solar do Estado do ParanĂĄ, apresentaram valores prĂłximos ao do Atlas, o qual apresenta estimativas da radiaĂ§ĂŁo solar tendo como base 17 anos de dados satelitais (1999 a 2015).

As Tabelas 2 e 3 apresentam os meses do ano analisado, os valores calculados dos Ăndices de transmissividade (Kt) e da fraĂ§ĂŁo difusa (Kd) para o INMET e a UTFPR. TambĂŠm foram apresentados os dados de irradiaĂ§ĂŁo global horizontal medida e de irradiaĂ§ĂŁo difusa horizontal estimada de acordo com os mĂŠtodos de Liu - Jordan e de Page, respectivamente. Por fim, apresenta-se a variaĂ§ĂŁo percentual entre os valores de irradiaĂ§ĂŁo difusa estimada pelos modelos e os apresentados pelo Atlas de Energia Solar do Estado do ParanĂĄ. Os Ăndices Kt e Kd sĂŁo valores adimensionais, pois representam a fraĂ§ĂŁo das componentes que chegam em superfĂcie, sendo as irradiaĂ§Ăľes global e difusa representadas em W.h/mÂ˛.dia.Os mĂŠtodos para determinaĂ§ĂŁo da componente de irradiaĂ§ĂŁo difusa escolhidos de Liu e Jordan (Tabela 2) e de Page (Tabela 3) apresentaram dados de irradiaĂ§ĂŁo difusa dentro do esperado quando comparados com os apresentados pelo Atlas de Energia Solar do Estado do ParanĂĄ, onde se assume que os modelos sĂŁo viĂĄveis para estimativa da mesma.

INMET e UTFPR, com Kd calculado pelo mĂŠtodo de Liu e Jordan Tabela 2 - ComparaĂ§ĂŁo dos dados apresentados pelo Atlas de Energia Solar do ParanĂĄ com os obtidos pela EstaĂ§ĂŁo

MĂŞ s

An o

Jun 201 . 7 201 Jul. 7 Ag 201 o. 7 201 Set. 7 Out 201 . 7 No 201 v. 7 De 201 z. 7 201 Jan. 8

Global UTFPR Wh/mÂ˛. dia

Global Atlas Wh/mÂ˛. dia

Difusa Difusa INMET UTFPR calculad calculad o o Wh/mÂ˛. Wh/mÂ˛. dia dia

Difusa Atlas Wh/mÂ˛. dia

VariaĂ§ĂŁ VariaĂ§ĂŁ o o Percent Percent ual ual INMET- UTFPRAtlas Atlas

Kt INM ET

kd INM ET

Global Kt kd INMET UTFP UTFP Wh/mÂ˛. R R dia

0,491

0,378

0,505

0,367

2900

2979

2755

1096

1093

1268

-13,55%

-13,80%

0,554

0,328

0,590

0,301

3430

3654

2903

1126

1100

1301

-13,45%

-15,43%

0,450

0,414

0,480

0,387

3340

3561

3884

1383

1380

1466

-5,63%

-5,90%

0,532

0,345

0,476

0,391

4830

4320

3844

1665

1689

1898

-12,27%

-11,01%

0,379

0,489

0,397

0,469

4010

4200

4348

1962

1969

2344

-16,28%

-15,98%

0,476

0,391

0,473

0,394

5510

5480

5232

2156

2157

2638

-18,25%

-18,23%

0,396

0,470

0,396

0,470

4740

5558

2227

2792

-20,24%

0,410

0,455

0,418

0,446

4850

4950

5258

2205

2207

2670

-17,42%

-17,35%

______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da IndĂşstria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | ParanĂĄ | Brasil

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Tabela 2 - Comparação dos dados apresentados pelo Atlas de Energia Solar do Paraná com os obtidos pela Estação

Mê s

An o

Fev . Ma r. Abr . Mai .

201 8 201 8 201 8 201 8

MÉDIA

Global UTFPR Wh/m². dia

Global Atlas Wh/m². dia

Difusa Difusa INMET UTFPR calculad calculad o o Wh/m². Wh/m². dia dia

Difusa Atlas Wh/m². dia

Variaçã Variaçã o o Percent Percent ual ual INMET- UTFPRAtlas Atlas

Kt INM ET

kd INM ET

Global Kt kd INMET UTFP UTFP Wh/m². R R dia

0,452

0,413

0,434

0,430

5000

4810

5187

2066

2469

-16,33%

-16,31%

0,428

0,436

0,434

0,430

4200

4260

4551

1830

1831

2197

-16,68%

-16,67%

0,574

0,313

0,570

0,316

4660

4630

3778

1458

1462

1828

-20,22%

-20,03%

0,530

0,347

0,541

0,338

3510

3580

3031

1217

1211

1458

-16,56%

-16,91%

0,47

0,40

0,48

0,39

4248

4264

4194

1699

2027

-15,57%

-15,66%

Fonte: Elaborado pelos autores Tabela 3 - Comparação dos dados apresentados pelo Atlas de Energia Solar do Paraná com os obtidos pela Estação INMET e UTFPR, com Kd calculado pelo método de Page

Mê An s o Jun 201 . 7 201 Jul. 7 Ag 201 o. 7 201 Set. 7 Out 201 . 7 No 201 v. 7 De 201 z. 7 201 Jan. 8 Fev 201 . 8 Ma 201 r. 8 Abr 201 . 8 Mai 201 . 8 MÉDIA

Global UTFPR Wh/m². dia

Global Atlas Wh/m². dia

Difusa Difusa INMET UTFPR calculad calculad o o Wh/m². Wh/m². dia dia

Difusa Atlas Wh/m². dia

Variaçã Variaçã o o Percent Percent ual ual INMET- UTFPRAtlas Atlas

Kt INM ET

kd INM ET

Global Kt kd INMET UTFP UTFP Wh/m². R R dia

0,491

0,445

0,505

0,430

2900

2979

2755

1290

1280

1268

1,74%

0,95%

0,554

0,374

0,590

0,333

3430

3654

2903

1283

1218

1301

-1,35%

-6,38%

0,450

0,491

0,480

0,457

3340

3561

3884

1640

1628

1466

11,85%

11,07%

0,532

0,398

0,476

0,462

4830

4320

3844

1924

1995

1898

1,37%

5,13%

0,379

0,572

0,397

0,552

4010

4200

4348

2294

2317

2344

-2,14%

-1,14%

0,476

0,462

0,473

0,465

5510

5480

5232

2548

2550

2638

-3,42%

-3,33%

0,396

0,553

0,396

0,553

4740

5558

2620

2792

-6,17%

0,410

0,537

0,418

0,527

4850

4950

5258

2604

2610

2670

-2,48%

-2,24%

0,452

0,490

0,434

0,509

5000

4810

5187

2448

2449

2469

-0,83%

-0,82%

0,428

0,516

0,434

0,509

4200

4260

4551

2168

2170

2197

-1,32%

-1,25%

0,574

0,351

0,570

0,355

4660

4630

3778

1637

1646

1828

-10,46%

-9,98%

0,530

0,401

0,541

0,389

3510

3580

3031

1408

1393

1458

-3,45%

-4,45%

0,47

0,48

0,46

4248

4264

4194

1989

1990

2027

-1,39%

-1,55%

Fonte: Elaborado pelos autores ______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

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Discussão

Verificou-se que a variação média da irradiação difusa obtida pelo método de Liu e Jordan para a UTFPR em relação ao Atlas é de 16%, mesmo percentual encontrado entre os valores obtidos para o INMET em relação ao Atlas. Isto mostra que os dados obtidos pelos locais estudados são bastante parecidos e possuem uma variação média considerável em relação aos dados do Atlas, que foi a referência utilizada. Entretanto, para o método de Page, a variação média da irradiação difusa apresentada entre os valores obtidos para a UTFPR em relação ao Atlas foi de -1,55%, enquanto para o INMET a variação foi de -1,39%. Estes resultados mostram que os métodos estudados apresentaram valores muito próximos aos encontrados no Atlas no período analisado.

não significa que o método de Liu e Jordan seja menos confiável, pois se deve levar em conta que o período de estudo é curto em relação aos valores apresentados no Atlas de Energia Solar do Estado do Paraná no qual se utilizou um histórico de dados compreendidos entre 1999 e 2015.

Gráfico 2 - Comparação entre Kt e Kd (Page) Fonte: Elaborado pelos autores

Pode-se, também, através das comparações observar que os dados medidos pela Estação do INMET - Curitiba e pela UTFPR da irradiação global horizontal são muito próximos.

Gráfico 1 - Comparação entre Kt e Kd (Liu e Jordan) Fonte: Elaborado pelos autores

Estudos como o de Crotti e Rampinelli [13] mostram que quanto menor o valor do índice Kt, maior o valor do índice Kd, o que pode ser observado no Gráfico 1 e Gráfico 2. Isso mostra a convergência dos estudos para diferentes locais analisados, comprovando a validação dos métodos utilizados. 1.

Conclusão

O estudo deste trabalho apresentou análises para modelos de estimativa de irradiação difusa diária média através da escolha dos modelos de Liu e Jordan e de Page. Com os resultados apresentados nas Tabelas 2 e 3 verificou-se menor variação entre os dados quando obtidos pelo método de Page. Isso

Constatou-se que nos períodos compreendidos entre abril e agosto (estações de outono e inverno) a parcela de irradiação difusa apresentou ser menor que nos outros meses do ano, caracterizados por uma menor nebulosidade e dias mais ensolarados em relação aos demais períodos do ano. Essa informação é confirmada pelos mapas apresentados no Atlas de Energia Solar do Estado do Paraná, onde são mostradas as médias diárias sazonais de irradiação difusa. Por fim, para se conhecer qual destes modelos apresenta melhor estimativa da irradiação difusa, seria ideal que se obtivesse os valores medidos desta componente, o que se pretende realizar numa próxima etapa desta pesquisa. 2.

Agradecimentos

Os autores agradecem a UTFPR pelo apoio e infraestrutura disponibilizada para o desenvolvimento destas pesquisas e a COPEL Distribuição pelo apoio e financiamento dos recursos para realização deste projeto de P&D “PD 2866-0464/2017 METODOLOGIA PARA ANÁLISE, MONITORAMENTO E

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GERENCIAMENTO INCENTIVADAS”. 3.

POR

FONTES

Referências

[1] PEREIRA, E., Martins, F., Gonçalves, A., Costa, R., Lima, F., Rüther, R., Abreu, S., Tiepolo, G., Pereira, S. e Souza, J. (2017). Atlas Brasileiro de Energia Solar. 2ª ed. [ebook] São José dos Campos: INPE. Disponível em: http://ftp.cptec.inpe.br/labren/publ/livros/Atlas_B rasileiro_Energia_Solar_2a_Edicao.pdf [2] SOUZA, G. K.; MACAGNAN M. H. Comparação de modelos de radiação difusa horária a partir de dados medidos pela rede sonda em algumas cidades do Brasil . VII Congresso Brasileiro de Energia Solar, 2018. [3] TIEPOLO, G. M.; Pereira, E. B.; Urbanetz JR, J.; Pereira, S. V.; Gonçalves, A. R.; Lima, F. J. L.; Costa, R. S., Alves, A. R. "Atlas de Energia Solar do Estado do Paraná". 1a Edição. Curitiba: UTFPR, 2017. [4] PINHO, João T.; GALDINO, Marco A. Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos. Rio de Janeiro, 2014. [5] EPE – Empresa de Pesquisa Energética. Nota Técnica. Análise da Inserção da Geração Solar na Matriz Elétrica Brasileira. Rios de Janeiro, 2012. Disponível em: <http://www.cogen.com.br/content/upload/1/doc umentos/Solar/Solar_COGEN/NT_EnergiaSolar_201 2.pdf>>. [Acesso em julho 2018] [6] LIU, B.Y.H., JORDAN, R.C. The interrelationship and characteristic distribution of direct, diffuse and total solar radiation. Solar Energy, v.4, pp.1-19, 1960. [7] PAGE, J. K. The estimation of monthly mean values of daily total short-wave radiation on vertical and inclined surfaces from sunshine records for latitudes 40ºN-40ºS. Proc. U.N. Conf. New Sources Energy, Paper no S98, Vol4, pp. 378390, 1961. [8] KIPP&ZONEN. Kipp & Zonen. Holanda. [online] Disponível em: http://www.kippzonen.com/. [Acesso em julho 2018]. [9] INMET – Instituto Nacional de Meteorologia. Data Base. 2018. [10] MACGNAN, H. M. Introdução à radiação solar. São Leopoldo, 2010. [11] QUERINO, C. A. S.; MOURA, M. A. L.; SILVA QUERINO, J. K. A.; FILHO, A. O. M. Estudo da Radiação Solar Global e do Índice de Transmissividade (Kt), Externo e Interno, em uma floresta de mangue em Alagoas – Brasil. Revista Brasileira de Meteorologia, v.26, n.2, 204 – 294, 2011. [12] KLEIN, S. A. Calculation of monthly average insolation on tilted surfaces. Solar Energy Laboratory, University of Wisconsin-Madison, Madison, WI 53706, U.S.A, 1976. Solar Energy, vol. 19, pp. 325-329. Pergamon Press 1977.

[13] CROTTI, P.; RAMPINELLI, G. A. Estimativa das Componentes Direta e Difusa da Radiação Solar em Superfície Horizontal para Araranguá/SC a partir de Redes Meteorológicas. VII Congresso Brasileiro de Energia Solar, 2018.

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ESTIMAÇÃO DA TEMPERATURA EM CÉLULAS FOTOVOLTAICAS PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE ELÉTRICA EM CURITIBA

Renata Lautert Yang1, Gerson Máximo Tiepolo2, Édwin Augusto Tonolo3, Jair Urbanetz Junior4 & Muriele Bester de Souza5 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil & 5murielebester@gmail.com

1relautert@gmail.com, 2tiepolo@utfpr.edu.br, 3edwintonolo@gmail.com, 4urbanetz@utfpr.edu.br

Resumo A energia solar fotovoltaica vem crescendo em capacidade instalada a nível mundial ano a ano e o Brasil igualmente vem investindo nesta fonte renovável de geração de energia. A conversão da energia luminosa em energia elétrica ocorre nas células fotovoltaicas, as quais são sensíveis ao aumento de temperatura. Grande parte da energia incidente no módulo é transformada em calor, elevando sua temperatura e diminuindo sua eficiência. Este estudo tem como objetivo estimar a temperatura nas células fotovoltaicas (Tc) para módulos de silício policristalino de sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica através de diversas equações propostas ao longo das últimas décadas por pesquisadores. Esta estimação ocorrerá para o município de Curitiba, utilizando-se de dados provenientes da estação automática do INMET nesta mesma cidade. A estimação foi calculada de hora em hora ao longo do dia, por um ano. A validação dos resultados estimados ocorreu por meio da medição da temperatura da célula de um sistema fotovoltaico instalado em Curitiba, onde se observou que a equação proposta por Duffie e Beckman (2013) foi a que mais se aproximou do valor medido. Palavras chave: Energia solar fotovoltaica, sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica, estimação da temperatura da célula fotovoltaica. 1.

Introdução

A energia luminosa proveniente do Sol pode ser aproveitada através do efeito fotovoltaico para geração de energia elétrica, sendo esta denominada de energia solar fotovoltaica (ESFV) [1]. A ESFV foi à fonte de energia renovável que mais cresceu em capacidade instalada mundial entre 2016 e 2017, apresentando uma capacidade instalada acumulada de 402 GW até o final de 2017 [2] [3]. No cenário brasileiro, a capacidade instalada igualmente vem aumentando significativamente ano a ano [4] [5]. O Estado do Paraná apresenta um potencial fotovoltaico significativo em termos de Brasil e bastante superior ao ser comparado com muitos países da Europa. Estas informações mostram, de forma geral, o quanto a aplicação desta tecnologia tem crescido, assim como o potencial a ser explorado no Paraná. Desta forma, conhecer melhor as tecnologias e os fatores que

afetam a sua produtividade tornam-se cada vez mais importantes. Os módulos fotovoltaicos são constituídos por células fotovoltaicas, as quais são construídas a partir de materiais semicondutores, convertendo a energia advinda do sol em energia elétrica. Assim, as células são bastante sensíveis à temperatura. A eficiência dos módulos é medida e informada aos usuários, através da folha de dados, sob as condições padrões de teste (STC – Standard Test Conditions), com temperatura de 25ºC, irradiância de 1000W/m² e massa de ar AM (Air Mass) = 1,5, sendo que um sistema fotovoltaico raramente opera nessas condições [6] [7]. O desempenho é influenciado principalmente pela tecnologia utilizada. Um módulo fotovoltaico típico converte entre 6 a 20% da radiação solar incidente em energia elétrica, dependendo do tipo

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de tecnologia das células solares e condições climáticas.

do módulo FV é constante dentro deste curto intervalo de tempo.

O restante da radiação solar incidente é convertida em calor, o que aumenta significativamente a temperatura do módulo fotovoltaico e reduz a eficiência do mesmo [8]. A temperatura de um módulo fotovoltaico depende de alguns fatores climáticos, como radiação solar incidente, temperatura ambiente, velocidade e direção do vento, propriedades físicas dos materiais das células e estrutura de montagem [9].

A temperatura de operação nominal da célula (NOCT – Nominal Operating Cell Temperature) representa um indicativo da temperatura do módulo FV e é fornecida pelo seu fabricante, sendo este valor adquirido de acordo com parâmetros fornecidos por um Padrão de Referência do Ambiente (SRE – Standard Reference Environment), o qual determina inclinação do módulo igual à latitude do local, irradiância total (GNOCT) de 800 W/m², temperatura ambiente (Ta) igual a 20ºC, velocidade do vento (VW) de 1 m/s e carga elétrica nula [11].

Durante o dia a irradiância varia mais do que a temperatura. As mudanças na irradiância afetam essencialmente a corrente do módulo, já que a corrente depende diretamente da radiação solar incidente, sendo que a tensão do módulo é afetada principalmente pela temperatura do módulo [7]. A temperatura também impacta na degradação dos módulos fotovoltaicos (FV), porque determina a taxa de reação para os processos de deterioração causada pelos outros fatores de degradação, como hidrólise por umidade e fotodegradação por luz ultravioleta [10]. 2.

Objetivo

Para a maioria das instalações fotovoltaicas, as medições diretas da temperatura da célula não estão disponíveis. Portanto, é desejável parametrizar a relação física entre a temperatura da célula fotovoltaica, a irradiância de entrada e os parâmetros meteorológicos relevantes [6]. Esta pesquisa visa analisar nove modelos existentes de cálculos para estimar a temperatura nas células fotovoltaicas (Tc) propostas ao longo das últimas décadas por pesquisadores, cujo objetivo final é verificar qual equação se aproxima mais dos valores reais medidos. Esta análise e validação ocorrerão em Curitiba, através de um sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica (SFVCR) instalado no Escritório Verde da Universidade Tecnológica Federal do Paraná (UTFPR). 3.

Métodos

Na análise dos modelos para o cálculo da temperatura da célula fotovoltaica foram estudadas nove equações citadas na literatura internacional, as quais dependem de diversos parâmetros. Considera-se que a temperatura em qualquer ponto

Tabela 1. Descrição de parâmetros Parâmetro Ta G TcNOCT TaNOCT GNOCT Vw α β γ ηc τα ηm

Descrição Temperatura ambiente em oC Irradiância total em W/m² Temperatura de operação nominal na célula fotovoltaica, fornecida pelo fabricante do módulo fotovoltaico, em oC Temperatura ambiente de acordo com SRE, fixada em 20oC Irradiância total segundo SRE, fixada em 800 W/m² Velocidade do vento em m/s Constante igual a 0,0138 Constante igual a 0,031 Constante igual a 0,042 Eficiência de conversão do módulo descrito em sua folha de dados Produto da transmitância - absortância, valor exato desconhecido, porém estimado em 0,9 Razão entre ηc e τα Fonte: [12]

Os modelos baseiam-se no fato de que a diferença entre a temperatura do módulo e a temperatura ambiente é independente da temperatura do ar, porém é diretamente proporcional à irradiância se as condições no local são fixas. Para a realização da medição da Tc, considerou-se que esta temperatura é aproximadamente igual à temperatura na parte posterior do módulo FV, se seu invólucro é fino e possui uma baixa resistência térmica. Os parâmetros dependentes da temperatura da célula FV e utilizados nestes cálculos encontram-se descritos na Tabela 1.

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A equaĂ§ĂŁo para a Tc proposta por [13] emprega um â&#x20AC;&#x153;coeficiente de modo de instalaĂ§ĂŁoâ&#x20AC;? do mĂłdulo FV, Ď&#x2030;, o qual ĂŠ adimensional e varia de acordo com a forma de instalaĂ§ĂŁo destes mĂłdulos, sendo Ď&#x2030; diretamente proporcional Ă Tc, como mostra a Tabela 2.

Ď&#x2030; 1 1,2 1,8 2,4

Fonte: [13]

Neste estudo, as equaĂ§Ăľes utilizadas para o cĂĄlculo da Tc sĂŁo explĂcitas e encontram-se descritas na sequĂŞncia, com seu referido autor. Todas as equaĂ§Ăľes foram empregadas nas simulaĂ§Ăľes para Curitiba, abrangendo um perĂodo de tempo de um ano com dados horĂĄrios dos parĂ˘metros variĂĄveis obtidos atravĂŠs do banco de dados do INMET (Instituto Nacional de Meteorologia). Tc 1 - Rauschenbach [14]: đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;? = đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;&#x17D; + ďż˝đ??ş (1)

đ??ş

đ?&#x2018; đ?&#x2018;&#x201A;đ??śđ?&#x2018;&#x2021;

ďż˝ . ďż˝đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;?đ?&#x2018; đ?&#x2018;&#x201A;đ??śđ?&#x2018;&#x2021; â&#x2C6;&#x2019; đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;&#x17D;đ?&#x2018; đ?&#x2018;&#x201A;đ??śđ?&#x2018;&#x2021; ďż˝. ďż˝1 â&#x2C6;&#x2019;

đ?&#x153;&#x201A;đ?&#x2018;&#x161;

(đ?&#x153;?đ?&#x203A;ź)

ďż˝

Tc 2 - Risser e Fuentes [15]: đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;? = 3,81 + 0,0282 . đ??ş + 1,31 . đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;&#x17D; â&#x2C6;&#x2019; 1,65 đ?&#x2018;&#x2030;đ?&#x2018;¤

(2)

Tc 3 â&#x20AC;&#x201C; Ross e Smokler [16]:

đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;? = đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;&#x17D; +

(đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;?đ?&#x2018; đ?&#x2018;&#x201A;đ??śđ?&#x2018;&#x2021; â&#x2C6;&#x2019;đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;&#x17D;đ?&#x2018; đ?&#x2018;&#x201A;đ??śđ?&#x2018;&#x2021; ) đ??şđ?&#x2018; đ?&#x2018;&#x201A;đ??śđ?&#x2018;&#x2021;

Tc 4 â&#x20AC;&#x201C; Schott [17]:

.đ??ş

đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;? = đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;&#x17D; + 0,028 . đ??ş â&#x2C6;&#x2019; 1

(3)

(4)

Tc 5 â&#x20AC;&#x201C; Servant [18]:

đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;? = đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;&#x17D; + đ?&#x203A;ź đ??ş (1 + đ?&#x203A;˝ đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;&#x17D;)(1 â&#x2C6;&#x2019; đ?&#x203A;ž đ?&#x2018;&#x2030;đ?&#x2018;¤)(1 â&#x2C6;&#x2019; 1,053 đ?&#x153;&#x201A;đ?&#x2018;&#x161;) (5)

Tc 6 â&#x20AC;&#x201C; Lasnier e Ang [19]:

đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;? = 30,006 + 0,0175 ďż˝đ??ş â&#x2C6;&#x2019; 300ďż˝ + 1,14 (đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;&#x17D; â&#x2C6;&#x2019; 25)

Tc 8 â&#x20AC;&#x201C; Skoplaki, Boudouvis e Palyvos

đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;? = đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;&#x17D; + đ?&#x153;&#x201D; ďż˝

0,32

8,91+2,0 đ?&#x2018;&#x2030;đ?&#x2018;¤

(7)

[13]:

(8)

ďż˝đ??ş

Tc 9 - Duffie e Beckman [21]:

Tabela 2. Coeficiente de modo de instalaĂ§ĂŁo Modo de instalaĂ§ĂŁo do mĂłdulo FV InstalaĂ§ĂŁo livre Sobre o telhado, com ventilaĂ§ĂŁo Sobre o telhado, sem ventilaĂ§ĂŁo Integrado Ă fachada

đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;? = 0,943 . đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;&#x17D; + 0,028 . đ??ş â&#x2C6;&#x2019; 1,528 . đ?&#x2018;&#x2030;đ?&#x2018;¤ + 4,3

(6)

Tc 7 â&#x20AC;&#x201C; Chenni, Makhlouf, Kerbache e Bouzid [20]:

đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;? = đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;&#x17D; + ďż˝ďż˝ đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;&#x17D;đ?&#x2018; đ?&#x2018;&#x201A;đ??śđ?&#x2018;&#x2021;.1â&#x2C6;&#x2019;

đ??ş

đ??şđ?&#x2018; đ?&#x2018;&#x201A;đ??śđ?&#x2018;&#x2021;

đ?&#x153;&#x201A;đ?&#x2018;?đ?&#x153;?đ?&#x203A;ź

ďż˝.ďż˝

9,5

5,7+3,8.đ?&#x2018;&#x2030;đ?&#x2018;¤

ďż˝ . ďż˝đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;?đ?&#x2018; đ?&#x2018;&#x201A;đ??śđ?&#x2018;&#x2021; â&#x2C6;&#x2019;

(9)

A estimaĂ§ĂŁo da Tc ocorrerĂĄ para a cidade de Curitiba, englobando apenas a tecnologia de silĂcio policristalino (p-Si) empregada nos mĂłdulos fotovoltaicos, considerando que os mesmos encontram-se aplicados sobre o telhado com pouca ventilaĂ§ĂŁo. Para os cĂĄlculos foram coletados dados horĂĄrios de estaĂ§Ăľes meteorolĂłgicas automĂĄticas do INMET. Assim, para esta estimaĂ§ĂŁo serĂŁo utilizadas as informaĂ§Ăľes fornecidas pela estaĂ§ĂŁo A-807 do INMET, localizada em Curitiba e que dista 3,9 km do SFVCR, onde ocorreu a validaĂ§ĂŁo dos resultados obtidos. A temperatura ambiente (Ta) empregada nos cĂĄlculos compreende a mĂŠdia entre a temperatura mĂĄxima e mĂnima, em graus Celsius (oC), fornecidas pelo INMET [22]. Igualmente, foram utilizados os dados provenientes do INMET referentes Ă velocidade do vento, em metros por segundo (m/s), alĂŠm da irradiaĂ§ĂŁo, a qual ĂŠ fornecida em quilo joule por metro quadrado (kJ/m2) em um intervalo de tempo de uma hora, sendo ela transformada para watthora por metro quadrado (W.h/m2). Depois de efetuados os cĂĄlculos para Curitiba, realizaram-se medidas experimentais de temperatura de um mĂłdulo FV pertencente a um SFVCR instalado no EscritĂłrio Verde da UTFPR, em Curitiba, de forma a validar os resultados obtidos, cujas coordenadas geogrĂĄficas sĂŁo: latitude 25,440626 S e longitude 49,268196 O. Este sistema, segundo [23], possui potĂŞncia instalada de 2,1 kWp de mĂłdulos de p-Si e encontra-se na cobertura da edificaĂ§ĂŁo. As mediĂ§Ăľes ocorreram sob o mĂłdulo FV, no dia 11 de junho de 2018, de hora em hora, entre Ă s 8 h e 17 h, sendo que neste Ăşltimo horĂĄrio havia

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sombreamento no painel devido a uma edificação adjacente. As condições climáticas que caracterizavam este dia era tempo ensolarado, com poucas nuvens. O instrumento empregado para as medições foi um multímetro Icel MD-6110, o qual igualmente foi utilizado para medir a Ta. 4.

Resultados e Discussões

Os resultados dos cálculos das nove equações são mostrados em forma gráfica. Diferentemente de [24], que utilizou apenas uma equação para calcular a Tc média anual para Curitiba, e a partir dela, estimou o rendimento de um módulo FV. A apresentação dos gráficos e discussões foi dividida nas estações de inverno e verão em que se analisou o comportamento da Tc.

o céu encontrava-se nublado. Percebeu-se que as curvas para as nove metodologias apresentaram formatos semelhantes ao longo do dia. De um modo geral, a Tc 2 apresentou valores mais elevados, enquanto a Tc 6 mostrou valores mais baixos, comparativamente. Percebeu-se diferença entre as Tc máximas calculadas, sendo que a Tc mais elevada atingiu 20ºC no modelo de [15], enquanto para [19] a Tc máxima não ultrapassou 14ºC. Além disso, percebeu-se que entre os horários de 11 h e 15 h a Tc obteve os maiores valores, em todas as metodologias.

Desta forma foi possível observar sua variação em um dia típico de inverno, caracterizado por apresentar baixas temperaturas e menor duração do dia, além de um dia de verão, onde as temperaturas são elevadas e a duração do dia é maior. Em todas as análises, o período noturno, em que a irradiância é nula, foi desconsiderado durante os cálculos. 2.1 Inverno Para a estação do inverno, a premissa para a escolha do dia simulado foi apresentar repetidos horários durante o dia em que a temperatura ambiente fosse igual ou inferior a 10ºC. Assim, a data escolhida para analisar a Tc foi o dia de 20 de junho de 2017. A Figura 1 apresenta os resultados dos cálculos das nove equações propostas para encontrar a Tc, representada por diferentes cores. Em preto, percebe-se a temperatura ambiente observada neste dia específico, proveniente da estação do INMET, sendo possível relacionar sua variação com o comportamento da Tc ao longo do dia. Constata-se que a Ta máxima não ultrapassou 12ºC nesta simulação. Percebeu-se que a Tc, em praticamente todos os horários e modelos, manteve seus valores acima da Ta. O modelo proposto por Lasnier e Ang (1990), Tc 6, apresentou valor da Tc inferior a Ta em grande parte dos horários, devido a duas subtrações em sua equação em que ao haver baixa temperatura e baixa irradiação, resulta em uma Tc com baixo valor em relação a Ta. Ainda analisando a Figura 1, nota-se recortes nas curvas da Tc, demonstrando momentos em que

Figura 1: Gráfico que apresenta a Ta e a Tc calculada para Curitiba – inverno Fonte: Elaborado pelos autores

2.1 Verão Os dados analisados durante o verão foram selecionados sob a premissa de que a temperatura ambiente média, por repetidas horas do dia, estivesse igual ou superior a 25ºC. Desta maneira, o gráfico foi traçado com dados referentes ao dia 5 de janeiro de 2018. A Figura 2 apresenta os dados simulados para essa data de verão para Curitiba, mostrando o comportamento da Tc durante o dia de acordo com nove propostas diferentes de cálculos. A temperatura ambiente (Ta), representada pela curva em preto, manteve-se igual ou menor que a Tc em todos os modelos analisados, atingindo valores próximos a 30ºC. O formato das curvas apresenta comportamento proporcional, havendo algumas variações, pois cada metodologia atribui um peso diferente aos parâmetros escolhidos para compor a equação. A Ta e a irradiância são fatores presentes em todos os modelos estudados, entretanto nem

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sempre atuam na Tc com o mesmo peso. Além destes elementos, algumas equações consideram ainda que a Tc depende da velocidade do vento, da tecnologia FV empregada na célula FV, modo de instalação do módulo e outras constantes, cada um interferindo de maneira diferente na Tc.

formato semelhante ao longo do dia, diferindo nos valores durante a simulação. A equação para Tc 2 apresentou as temperaturas mais elevadas durante o dia, atingindo 46,6ºC às 13 h. Por outro lado, o modelo para a Tc 9 revelou os menores valores, alcançando no máximo 31,8ºC, no horário das 13 h.

Os recortes perceptíveis nas curvas da Figura 2 revelaram a passagem de nuvens durante o dia, e a máxima Tc calculada foi de 66,4ºC, referente à equação Tc 2 por volta das 13 h, onde é encontrado o valor máximo de irradiância. As menores temperaturas para a Tc foram encontradas nas simulações de Tc 5 e Tc 6. Quanto à variação da Tc em relação a Ta, a maior diferença entre estas grandezas atingiu 39,4ºC às 13 h.

Ao analisar os valores medidos da Tc, presentes na Figura 4, nota-se que esta curva (tracejada em preto) apresentou, em média, menores valores que os calculados por nove diferentes métodos.

Figura 2: Gráfico que apresenta a Ta e a Tc calculada para Curitiba – verão Fonte: Elaborado pelos autores

2.2 Validação dos resultados No dia 11 de junho de 2018 foram realizadas as medições da Ta e da Tc, de forma horária, em um módulo FV do Escritório Verde (EV), em Curitiba. A Figura 3 mostra o EV e a medição efetuada às 13 h, em que se constatou a temperatura máxima do módulo neste dia, no valor de 35ºC. O resultado das medições e a comparação com a Ta e valores calculados para as nove equações de Tc encontram-se na Figura 4. A Ta INMET manteve-se abaixo dos valores calculados para a Tc e superior a Ta medida em todos os horários. Este fato deve-se à qualidade do multímetro, apresentando dados suspeitos durante a medição, visto a diferença apresentada entre os valores medidos por ele e pela estação do INMET A-807. As curvas que representam as nove metodologias de cálculos para a Tc apresentam

Figura 3: Escritório Verde e medição da Tc às 13h Fonte: [23], Elaborado pelos autores.

Observando ainda o gráfico, nota-se que a Tc 9 foi a curva que mais se aproximou da Tc real. O formato das curvas do gráfico revela a passagem de nuvens em torno das 11 horas, fato que realmente foi comprovado in loco, causando leve diminuição na Tc naquele horário. A curva tracejada em verde revela a Ta medida com o multímetro, a qual se manteve igual ou inferior à Tc medida para este ensaio. Todos os valores calculados para o dia 11/06/2018 em Curitiba para a Tc, proposta por diferentes pesquisadores, foram analisados de maneira horária e comparados com os dados medidos. Desta forma foi calculado o erro horário, comparando os dados calculados com os medidos, e o erro médio. Percebeu-se que a equação proposta

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por [21], representada por Tc 9, apresentou o menor erro médio e a metodologia proposta por [15], da Tc 2, o maior erro médio.

medições da temperatura do módulo FV com seus respectivos erros médios calculados. 5.

Conclusão

Ao analisar os dados horários gerados para Curitiba, percebeu-se que no inverno os valores absolutos e a variação da Tc são menores quando comparados com o verão. A Ta mantém-se abaixo da Tc ao longo do dia em praticamente todas as situações e os valores mais elevados para a Tc encontram-se no início da tarde. Na validação dos resultados obtidos, notou-se que a equação proposta por [21] foi a que melhor modelou o sistema real estudado, apresentando menor erro médio entre o cálculo e o valor medido. Figura 4: Comparação entre Tc calculadas e medida com Ta Fonte: Elaborado pelos autores

Tabela 3. Ranking de equações em relação ao erro médio Descrição 1º Tc 9 2º Tc 5 3º Tc 6 4º Tc 7 5º Tc 8 6º Tc 1 7º Tc 4 8º Tc 3 9º Tc 2

Autores das equações Duffie e Beckman (2013) Servant (1985) Lasnier e Ang (1990) Chenni et al. (2007) Skoplaki et al. (2008) Rauschenbach (1980) Schott (1985) Ross e Smokler (1986) Risser e Fuentes (1983)

Erro médio 5,20% 11,56% 12,51% 14,24% 17,98% 22,99% 23,01% 30,87% 44,69%

Agradecimentos

Os autores agradecem a UTFPR pelo apoio e infraestrutura disponibilizada para o desenvolvimento destas pesquisas e a Copel Distribuição S/A pelo apoio e financiamento dos recursos para realização deste projeto de P&D "PD 2866-0464/2017 - Metodologia Para Análise, Monitoramento e Gerenciamento da GD por Fontes Incentivadas". 7.

Referências

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UMA FACHADA DE VIDRO FOTOVOLTAICO DE SILÍCIO AMORFO NO BRASIL Reinaldo Escada Chohfi GeoDesign Internacional, Lorena, Brasil rec@geodesign.com.br

RESUMO São apresentados os resultados do desenvolvimento e instalação da primeira fachada ventilada pele de vidro fotovoltaico de filme fino de silício amorfo (a-Si) anexada a uma edificação no Brasil. A fachada ventilada pele de vidro FV tem 59 vidros FV opacos e 40 vidros FV com semitransparência de 20%. Os vidros FV opacos estão instalados entre as janelas existentes e os semitransparentes posicionados em frente das janelas proporcionando a entrada de luz natural ao interior da edificação. Os vidros FV tem tamanho de 1245x1849 mm e espessura total de 12,72 mm (4T+3,2+4T). Modelagem do sombreamento do entorno e autossombreamento mostra o impacto de sombras projetadas na fachada. A capacidade instalada para toda a fachada é de 10.568 Wp (10,6 kWp). A produção total de energia estimada é de aproximadamente 6.317,6 kWh/ano, com produtividade específica média de 597 kWh/kWp/ano e taxa de desempenho média de 69,6%. O Valor U ponderado calculado para a fachada norte é de 1,29 W/m2K. Fachada ventilada contribui para um melhor desempenho do vidro fotovoltaico de filme fino. Este projeto demonstra a viabilidade técnica da introdução de fachada ventilada pele de vidro fotovoltaico de filme fino de silício amorfo em BAPV ou BIPV no mercado fotovoltaico brasileiro. Palavras chave: Energia Solar, Fachada de Edificação, Fachada Ventilada, Vidro Fotovoltaico, Silício Amorfo 1.

Introdução

Quando o renomado arquiteto britânico Sir Norman Foster declarou que “Arquitetura Solar não é sobre moda, mas sobre sobrevivência”, ele condensou um fenômeno altamente complexo a uma análise simples, mas emblemática, já que cerca de 20 a 40% da demanda mundial de energia é consumida pelos edifícios [1] [2]. No Brasil, os edifícios foram responsáveis por 42,8% do consumo de energia elétrica em 2016, distribuídos entre edifícios presentes nos setores residencial (21,4%), comercial (14,4%) e público (7%) [3]. Uma das estratégias para mitigar o consumo de energia por edifícios tem sido a instalação de módulos fotovoltaicos (FV) nos mesmos para a geração de eletricidade a partir da energia solar. Um dos primeiros edifícios a receber módulos FV para converter energia solar em energia elétrica foi a casa SOLAR ONE, construída na Universidade

de Delaware nos EUA em 1973 [4]. No Brasil, o primeiro sistema fotovoltaico (SFV) integrado a um edifício foi instalado na Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC), Florianópolis, SC, em 1997. Posteriormente, o Centro de Cultura e Eventos e a Casa Eficiente, ambos na UFSC, também tiveram módulos FV instalados em 2004 e 2006, respectivamente, para geração de eletricidade a partir da energia solar [5]. A grande maioria desses sistemas são compostos por módulos FV que são fixados ou anexados sob a superfície de telhados ou fachadas dos edifícios usando diferentes tipos de estruturas [6]. Esses sistemas também são conhecidos como “Fotovoltaicas Anexadas à Edificação”, ou BAPV, sigla em inglês de “Building Attached Photovoltaics”. Desenhos desses sistemas são na sua maioria influenciados por considerações de desempenho do SFV, e estética é frequentemente secundária. Mas há um interesse crescente por parte de consumidores de tecnologias de geração FV

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distribuída e competição na indústria para reduzir custos de instalação que estão estimulando o desenvolvimento de produtos FV multifuncionais que são integrados com materiais construtivos, permitindo também um desenho de SFV esteticamente melhor. Este segmento emergente do mercado solar FV é conhecido como “Fotovoltaicas Integradas à Edificação”, ou BIPV, sigla em inglês de “Building Integrated Photovoltaics”. Instalações BAPV e BIPV podem ser realizadas em telhado e telha inclinados, cobertura com “shed”, cobertura curva, claraboia, átrio, fachada vertical cega ou com aberturas, fachada inclinada, fachada ventilada, fachada pele de vidro, “brise soleil” fixo ou móvel e piso em laje [1] [2] [6] [7]. Vidro FV de filme fino de silício amorfo (a-Si) e cristalino (c-Si), além de outros materiais como telureto de cádmio (CdTe), cobre-índio-gálioselenieto (CIGS) e fotovoltaico orgânico (OPV), tem sido utilizado com sucesso em instalações BAPV ou BIPV em diversas partes do mundo para geração de eletricidade a partir da energia solar [1] [2] [6] [7] [8] [9]. Além disso, fachada ventilada pele de vidro FV tem desempenho de isolamento térmico aprimorado e são caracterizadas por coeficiente de ganho de calor solar (Valor-g ou SHGC) e transmitância térmica (Valor U) baixos, com potencial para reduzir o ganho de calor solar no verão e perda de calor no inverno [10] e [11]. Esses materiais FV e tipo de instalação ainda não tiveram ampla penetração no mercado FV brasileiro. 2.

Objetivo

Este trabalho apresenta os resultados do desenvolvimento e execução da instalação da primeira fachada ventilada pele de vidro FV de filme fino de silício amorfo (a-Si) anexada a uma edificação no Brasil, que foi desenvolvida pelo autor e instalada para o Itaú-Unibanco S.A. 3.

Métodos

O desenho e modelagem tridimensional da fachada ventilada pele de vidro FV foram desenvolvidos em ambiente de desenho computadorizado (CAD). As dimensões da edificação foram obtidas de desenhos fornecidos pelo cliente e conferidas em campo.

As dimensões e dados elétricos, térmicos e acústicos dos vidros FV foram obtidas das especificações fornecidas pelo fabricante [12]. Foram preparadas e apresentadas ao cliente quatro diferentes alternativas para a configuração da distribuição e dimensões dos vidros FV na fachada. Modelagens do sombreamento do entorno e autossombreamento foram realizadas com auxílio do programa de computador PVSites [13] para certificar o acesso solar e mitigar possíveis problemas de sombras projetadas na fachada ventilada pele de vidro FV. A configuração elétrica FV, estimativas da produção de energia e taxas de desempenho mensais e perdas do SFV da fachada pele de vidro FV foram modeladas utilizando o programa de computador PVsyst [14]. A transmitância térmica (Valor U) da fachada foi calculada conforme metodologia apresentada pela ABNT e INMETRO [15] [16]. As instalações civil e elétrica foram realizadas através de um consórcio de empresas pois o cliente solicitou um projeto “chave na mão”. As instalações civil e elétrica seguiram os padrões das NRs de saúde e segurança com os devidos equipamentos de proteção individual. 4.

Resultados

4.1 Localização do Projeto A fachada ventilada pele de vidro FV de silício amorfo (a-Si) foi instalada em uma edificação no Centro de Atendimento ao Cliente (CAT) do ItaúUnibanco S.A. no Bairro do Tatuapé na cidade de São Paulo, tendo as coordenadas de latitude 23,532º; longitude -46,571º; altitude 744 m e azimute 2,53º NE. A Figura 1 mostra a localização do projeto. 4.2 Alternativas da Configuração da Fachada As quatro alternativas da configuração da distribuição e dimensão dos vidros FV para a fachada ventilada pele de vidro FV apresentadas ao cliente estão ilustradas a seguir na Figura 2.

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Vidros Fotovoltaicos de Silício Amorfo A configuração final da fachada ventilada pele de vidro FV resultou em 59 vidros FV opacos e 40 vidros FV com semitransparência de 20%. Os vidros FV com semitransparência de 20% foram posicionados em frente das janelas existentes, proporcionando a entrada de luz natural ao interior da edificação, e os vidros FV opacos foram instalados entre as janelas.Os parâmetros elétricos dos vidros FV estão listados a seguir na Tabela 1. As dimensões dos vidros FV são 1245x1849 Tabela 1: Parâmetros elétricos dos vidros FV

Figura 2: Alternativas da fachada de vidro FV Fonte: Elaborado pelo autor

A configuração da fachada ventilada pele de vidro FV selecionada pelo cliente é composta por 99 vidros FV de silício amorfo (a-Si), que estão dispostos em uma malha retangular de 9x11 vidros FV, como é mostrado abaixo na Figura 3. Estrutura de Suporte e Fixação A estrutura de suporte e fixação da fachada ventilada pele de vidro FV é formada por colunas e travessas fabricadas, na sua maior parte, de perfil de alumínio.

Parâmetro Potência (Wp) Voc (V) Isc (A) Vmp (V) Imp (A) Voc Coef. Temp. (%/ºC) Isc Coef. Temp. (%/ºC) Pm Coef. Temp. (%/ºC)

a-Si 0% 133 144 1,5 99 1,34 -0,28 0,09 -0,19

a-Si 20% 78 144 0,97 99 0,79 -0,28 0,09 -0,19

Fonte: Elaborado pelo autor com base na referência [12]

mm e espessura total de 12,72 mm (4T+3,2+4T). Os vidros FV são fabricados com três folhas de vidro laminadas com polivinil butiral (PVB) de 0,76 mm de espessura. As folhas de vidro externa e interna são de vidro temperado incolor de 4 mm de espessura.

Esta estrutura é fixada à fachada de alvenaria da edificação por várias ancoragens em aço carbono 1010/1020, que por sua vez são fixadas com buchas e porcas em aço inoxidável. Essas ancoragens mantêm a pele de vidro FV afastada a uma distância de 470 mm da fachada de alvenaria da edificação. Um quadro em ACM de 331 mm de largura dá um acabamento final no perímetro da fachada ventilada pele de vidro FV.

A folha de vidro ativa do meio, com deposição e encapsulamento de silício amorfo, é de vidro plano com espessura de 3,2 mm. A área da fachada ventilada coberta por vidros FV é de 16,77x13,85 metros (232,26 m2). Os vidros FV são fabricados pela empresa Onyx Solar e com a devida certificação Inmetro.

Os elementos da estrutura são pintados com tinta pó à base de poliéster na cor branca pelo processo eletrostático e curada a 200º C por 12 minutos neste patamar. Silicone estrutural é utilizado na colagem e vedação dos vidros FV em quadros de alumínio que são fixados por presilhas aparafusadas na estrutura de suporte.

A modelagem do sombreamento do entorno indicou que as sombras das edificações vizinhas projetadas nas diferentes estações do ano não alcançam a superfície da fachada de vidro FV, conforme exemplificado abaixo na Figura 4.

A dimensão final da fachada ventilada pele de vidro FV é de 17,43x14,51 metros, cobrindo uma área de 252,91 m2.

Modelagem do Sombreamento

Além disso, foi constatado autossombreamento da marquise localizada à direita da fachada de vidro FV durante o solstício de inverno e equinócios a partir das 15:00, como mostrado ao lado na Figura 5.

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O SFV completo da fachada de vidro FV é dividido em três subsistemas, chamados de A, B e C, formados de 24 arranjos tendo 4 vidros FV cada, totalizando os 96 vidros FV ativos. Cada um dos subsistemas A e B tem 7 arranjos e 28 vidros FV opacos, conectados 4 em série e 7 em paralelo, totalizando 7.448 Wp para ambos os subsistemas A e B (3.724 Wp cada).

Figura 4: Análise do sombreamento do entorno, solstício de inverno, 09:00

Por sua vez, o subsistema C tem 10 arranjos de 4 vidros FV cada, totalizando 40 vidros FV com semitransparência de 20%, conectados 4 em série e 10 em paralelo. Cada arranjo do subsistema B tem a capacidade instalada de 312 Wp, totalizando 3.120 Wp.

Fonte: Elaborado pelo autor

Arranjos de Vidro FV de Silício Amorfo Há três vidros FV opacos que não estão conectados ao sistema elétrico devido à configuração dos arranjos FV e para mitigar o autossombreamento da marquise na fachada. Desta forma, a capacidade instalada do SFV contabiliza a capacidade instalada de 56 vidros FV opacos de 7.448 Wp e a de 40 vidros FV semitransparentes de 3.120 Wp, totalizando 96 vidros FV ativos e 10.568 Wp (10,6 kWp) para toda a fachada.

Figura 6: Inversores instalados na sala elétrica Fonte: Fotografado pelo autor

Os arranjos dos três subsistemas são conectados através de três caixas de junção de 1.000 V CC (string box) a três inversores Ingeteam (Ingecom SUN 1 Play 3 TL-M) por cabos de 4 mm2 com conectores tipo MC-4. Além disso, cada subsistema tem um transformador de isolação galvânica para prevenir corrosão do TCO (transparent conductive oxide) dos vidros FV de filme fino de silício amorfo (a-Si). Figura 5: Análise do autossombreamento, equinócio, 15:00 Fonte: Elaborado pelo autor

As caixas de junção foram instaladas dentro da marquise à direita da fachada ventilada pele de vidro FV. Os inversores e transformadores estão instalados em uma sala elétrica situada a quase 20 metros da fachada ventilada pele de vidro FV. A Figura 6 a seguir mostra os três inversores instalados nesta sala elétrica.

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Produção de Energia e Desempenho A produção total de energia estimada dos três subsistemas da fachada ventilada pele de vidros FV injetado na rede do prédio (CA) é de aproximadamente 6.317,6 kWh/ano, resultando em uma produtividade específica (specific yield) média de 597 kWh/kWp/ano e uma taxa de desempenho média (performance ratio: PR) de 69,6%.

A Figura 7 a seguir apresenta o gráfico dos valores da produção mensal dos três inversores.

Na Tabela 2 abaixo são listados os valores da produção mensal e anual da energia estimada para cada inversor e total do SFV. Tabela 2: Produção da Energia Estimada Mês Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Anual

Inversor A (kWh) 105,5 117,5 175,7 206,7 266,3 281,1 297,7 265,1 185,4 136,1 112,3 106,1 2.255,5

Inversor B (kWh) 105,5 117,5 175,7 206,7 266,3 281,1 297,7 265,1 185,4 136,1 112,3 106,1 2.255,5

Inversor C (kWh) 81,7 91,8 140,1 166,4 215,5 228,3 242,0 214,8 149,0 107,5 87,3 82,2 1.806,6

Total (kWh) 292,7 326,8 491,5 579,8 748,1 790,5 837,4 745,0 519,8 379,7 311,9 294,4 6.317,6

Fonte: Elaborado pelo autor

Tabela 3: Taxas de Desempenho Mês Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Anual

Inversor 1 (%) 62,0 62,0 67,5 71,4 74,0 75,3 76,1 74,5 71,4 66,3 63,0 63,6 70,5

Inversor 2 (%) 62,0 62,0 67,5 71,4 74,0 75,3 76,1 74,5 71,4 66,3 63,0 63,6 70,5

Inversor 3 (%) 57,3 57,8 64,2 68,6 71,5 73,0 73,8 72,1 68,5 62,5 58,4 58,8 67,4

Fonte: Elaborado pelo autor

Total (%) 60,6 60,8 66,5 70,6 73,3 74,7 75,4 73,8 70,6 65,2 61,6 62,2 69,6

Figura 7: Produção mensal da energia estimada Fonte: Elaborado pelo autor

Na Tabela 3 abaixo estão listadas as taxas de desempenho mensal e anual para cada inversor e total do SFV. A Figura 8 a seguir apresenta o gráfico das taxas de desempenho total durante o ano, e logo após a Figura 9 mostra o diagrama de perdas do subsistema FV A.

Figura 8: Taxa de desempenho total mensal Fonte: Elaborado pelo autor

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A energia gerada pelo SFV da fachada ventilada pele de vidro FV alimentará a iluminação do andar térreo da edificação através do seu quadro elétrico.

fator solar igual a 32%, e o vidro FV opaco tem um fator solar de 23% [12].

Figura 9: Perdas estimadas para o subsistema FV A Fonte: Elaborado pelo autor

Ventilação Natural da Fachada O afastamento pelas ancoragens da pele de vidro FV da fachada de alvenaria do edifício possibilita uma ventilação natural na parte de trás da fachada pele de vidro FV através de convecção natural, ou também conhecida como “efeito chaminé”. Os acabamentos em ACM laterais são fechados, mas o inferior e superior tem uma abertura de 325 mm que permitem a circulação do ar devido à convecção natural, como ilustrado ao lado na Figura 10. Características Térmicas da Fachada A instalação da fachada ventilada pele de vidro FV modificou as características térmicas da fachada norte da edificação, mais especificamente o fator solar (Valor-g) do vidro e a transmitância térmica (Valor U). O fator solar (Valor-g) dos vidros existentes nas janelas da fachada norte da edificação sem a instalação da fachada ventilada pele de vidro FV é de 100%. Já os vidros FV com semitransparência de 20% posicionados em frente das janelas têm um

Figura 10: Ventilação por convecção natural na parte de trás da fachada ventilada pele de vidro FV Fonte: Elaborado pelo autor

O Valor U ponderado determinado para a fachada norte da edificação antes da instalação da fachada ventilada pele de vidro FV é 4,76 W/m2K. Por sua vez, o Valor U ponderado calculado com a instalação da fachada ventilada pele de vidro FV é 1,29 W/m2K. Para simplificação dos cálculos, não foi considerado o Valor U dos materiais da estrutura de suporte e fixação. Deve-se ressaltar que o Valor U ponderado da fachada seria ainda menor caso fosse considerado os materiais da estrutura. Detalhamento do cálculo do Valor U ponderado está fora do escopo deste artigo. Outra característica do vidro FV com semitransparência de 20% é uma transmissão da radiação ultravioleta (UV) de apenas 0,30%. Finalmente, ambos os vidros FV opacos e semitransparentes tem uma atenuação acústica de 34 dB [12].

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Cronograma de Execução da Obra A Tabela 4 abaixo apresenta o cronograma que foi planejado para a execução da obra da instalação da fachada ventilada pele de vidro FV.

difusa na maioria das horas do dia. Por outro lado, nos meses de inverno a trajetória do Sol é em frente da fachada norte, contribuindo para uma incidência maior de irradiação solar global (direta mais difusa) na fachada durante as horas do dia.

Tabela 4: Cronograma planejado para a obra Atividade Instalação de andaime e container Instalação da estrutura Nivelamento da estrutura Instalação da fiação Instalação dos vidros FV Instalação caixas de junção e inversores Acabamento ACM Comissionamento e vistoria final. Limpeza dos vidros FV Remoção de andaime e container Total

Tempo Programado (Dias) 4 3 2 6 11 3 3 2 2 4 40

Fonte: Elaborado pelo autor

(a)

A obra iniciou no dia 19/06/2018 e terminou efetivamente em 19/09/2018, decorrendo o total de 93 dias. A prorrogação do término da obra ocorreu devido à greve dos auditores fiscais da Receita Federal do Brasil, greve dos caminhoneiros, atividades que só se realizaram aos sábados, dias com chuva e vistoria final pela concessionária de energia elétrica. A Figura 11 ao lado mostra fotografias da obra concluída. 5.

Conclusão

A capacidade instalada da fachada ventilada pele de vidro FV é de 10,6 kWp, e a sua geração de energia anual estimada é de 6.317,6 kWh/ano. A estimativa mensal indica que a maior quantidade de energia gerada mensalmente ocorrerá no inverno (junho = 790,5 kWh e julho = 837,4 kWh), enquanto que a menor quantidade será durante o verão (dezembro = 294,2 kWh e janeiro = 292,7 kWh). O esperado seria que a fachada ventilada pele de vidro FV gerasse mais energia durante o verão do que no inverno. Porém, o plano inclinado de 90º da fachada norte do edifício recebe menos irradiação solar global no verão do que no inverno nesta latitude. Isso ocorre devido ao fato que a trajetória do Sol, que nos meses de verão passa em cima da edificação, deixando a fachada norte na sombra, e assim, recebendo praticamente só irradiação solar

(b) Figura 11: (a) Vista frontal e (b) Vista lateral da fachada ventilada pele de vidro FV concluída Fonte: Fotografado pelo autor

A instalação da fachada ventilada pele de vidro FV aprimorou as características térmicas da fachada norte da edificação. O fator solar foi aprimorado de 100% para 32% nas áreas das janelas. Ou seja, o vidro FV reduz em 68% o ganho do calor solar do vidro comum usado nas janelas. Nas áreas de

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alvenaria entre janelas, que estão cobertas pelo vidro FV opaco, o ganho do calor solar foi reduzido em 78%. A transmitância térmica (Valor U) ponderada da fachada norte da edificação foi melhorada de aproximadamente 4,76 para 1,29 W/m2K. A redução do ganho do calor solar e diminuição do Valor U ponderado da fachada norte contribuirão para uma carga térmica menor, e potencialmente, uma conservação de energia devido à redução do uso do sistema de ar condicionado central do edifício. Deve ser enfatizado que fachada ventilada contribui para um melhor desempenho do vidro FV de filme fino de silício amorfo [10] [17]. O desenvolvimento deste projeto e sua instalação demonstram a viabilidade técnica da introdução de fachada ventilada pele de vidro fotovoltaico de filme fino de silício amorfo (a-Si) anexada ou integrada à edificação (BAPV ou BIPV) no mercado FV brasileiro. 6.

Agradecimentos

O autor agradece todo apoio prestado pelo time do Itaú Unibanco S.A. e participação das empresas Tecnofeal Esquadrias de Alumínio Ltda., Diadema, SP, Solstício Energia Projetos e Engenharia Ltda., Campinas, SP, altPOWER, Nova Iorque, EUA e Onyx Solar Energy, Ávila, Espanha. 7.

Referências

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ANÁLISE DE DESEMPENHO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS DE MICROGERAÇÃO ON-GRID.

André Tsuyoshi Hioki1, Vilson Roiz Gonçalves Rebelo da Silva2, João Américo Vilela Junior³ & Eduardo de Freitas Rocha Loures4 Universidade Federal do Paraná - UFPR, Curitiba, Brasil

1athioki@yahoo.com.br, 2vilroiz@eletrica.ufpr.br, 3vilela@eletrica.ufpr.br

Pontifícia Universidade Católica do Paraná (PUC-PR), Curitiba, Brasil 4eduardo.loures@pucpr.br

Resumo A aceitação e utilização da energia elétrica proveniente de fontes sustentáveis e menos poluentes que as fósseis têm sido um consenso em toda a sociedade. Especialmente, o crescimento da capacidade instalada em energia fotovoltaica tem sido significativo na geração distribuída. Entretanto, para essa crescente demanda é necessário adotar medidas e procedimentos para melhorar a operação e desempenho de sistemas microgeradores fotovoltaicos conectados à rede elétrica. Sendo assim, o propósito deste trabalho é apresentar estas medidas e procedimentos através de análises quantitativas e qualitativas, utilizando metodologias e ferramentas científicas. Como resultado, obteve-se um conjunto de procedimentos que analisa aspectos funcionais e estruturais de sistemas fotovoltaicos de microgeração on-grid. Sua validação foi realizada em um estudo de caso no sistema fotovoltaico do Departamento de Engenharia Elétrica na Universidade Federal do Paraná (DELT – UFPR). Palavras chave: Geração distribuída, microgeração on-grid, desempenho, sistema fotovoltaico. 1.

Informações básicas

Segundo a Solar Power Europe [1], a capacidade instalada global em energia fotovoltaica alcançou 404,5 GW em 2017, um aumento de 32% em relação ao ano anterior. No Brasil, de acordo com o Ministério de Minas e Energia [2], a capacidade instalada passou de 84,7 MW, em 2016, para 438,3 MW, em 2017. Similarmente, houve um expressivo crescimento na mini e microgeração distribuída fotovoltaica, de 56,9 MW, em 2016, para 177,1 MW, em 2017. Todo esse crescimento no território brasileiro advém principalmente de incentivos fiscais, chamadas públicas e elaboração de normas, como a Resolução Normativa da Aneel nº 482 de 2012 que fomenta o uso da energia fotovoltaica. Apesar da evolução acelerada do mercado solar, o avanço nos estudos relacionados às medidas e procedimentos para melhorar a operação e desempenho de sistemas microgeradores

fotovoltaicos on-grid não seguem a mesma velocidade. Pless, Deru, Torcellini e Hayter [3], desenvolveram um método padrão para monitoramento do desempenho de sistemas fotovoltaicos a longo prazo em edifícios. Sua metodologia consiste em índices de desempenho para realizar a comparação com outros sistemas base, análise econômica e eficiência do sistema. Woyte, Richter, Moser, Mau, Reich e Jahn [4], criaram um conjunto de boas práticas para o monitoramento de sistemas fotovoltaicos, considerando os índices de desempenho e perdas por temperatura, cabeamento e conversão de energia. Almeida [5], além de utilizar os procedimentos destacados anteriormente, fez uso de aspectos relacionados às normas técnicas. O National Renewable Energy Laboratory - NREL [6], elaborou boas práticas para operação e manutenção de sistemas fotovoltaicos que envolvem questões como

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categoria e tipo do sistema, local, condições ambientais, desempenho e monitoramento.

de fabricação na forma segundo Kim et al. [7].

Majoritariamente, os procedimentos em trabalhos anteriores na análise do desempenho: são de grande complexidade, envolvendo perdas e fatores lineares e não lineares das células fotovoltaicas e do inversor, necessitando de estudos, simulações e ferramentas de alto custo; ou estão limitados apenas à potência instalada e à energia gerada, o que consiste apenas em uma análise do desempenho elétrico, não considerando aspectos estruturais do sistema; ou não são destinados a uma categoria específica de potência do sistema fotovoltaico, tornando-se procedimentos muito abrangentes e superficiais.

O diagrama do modelo IDEF0 representa as funções (processos, operações e atividades) e as setas horizontais indicam as entradas e saídas, neste caso, representando a evolução da informação (produtos da pesquisa) através do processo.

Dessa forma, é necessário um conjunto de medidas e procedimentos que analisem aspectos funcionais e estruturais para sistemas fotovoltaicos de microgeração, envolvendo análises quantitativas, bem como qualitativas, dificilmente avaliadas em outros estudos. 2.

Objetivo

O presente trabalho tem como finalidade, elaborar um conjunto de procedimentos para analisar a operação e desempenho de sistemas microgeradores fotovoltaicos conectados à rede elétrica, oferecendo um método objetivo e sem a necessidade de ferramentas de elevado custo. Dentre os objetivos específicos estão: (i) revisar a literatura e normas vigentes aplicáveis aos sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica; (ii) elaborar um conjunto de procedimentos para sistemas fotovoltaicos de microgeração on-grid; (iii) realizar um estudo de caso para aplicar e validar o conjunto de procedimentos. 3.

Métodos

Com base em regulamentos, normas técnicas nacionais e internacionais, bem como em artigos e trabalhos acadêmicos, foi possível elaborar um conjunto de procedimentos para analisar a operação e o desempenho funcional e estrutural de sistemas fotovoltaicos de microgeração on-grid. A representação IDEF0 (Integration Definition for Function Modelling), adotada neste trabalho (Figura 1), é um método de modelagem de decisões, ações e atividades de uma organização ou sistema

gráfica

estruturada,

Os controles (setas direcionadas para baixo) representam os aspectos que constroem ou governam a função e os mecanismos (setas direcionadas para cima) representam os recursos que executam a função pessoas, software e banco de dados. O método utilizado para o desenvolvimento do trabalho foi o básico descritivo, bem como análises quantitativas e qualitativas. A validação do conjunto de procedimentos foi realizada em um estudo de caso no Laboratório de Eficiência Energética do Departamento de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do Paraná (UFPR), baseando-se nos procedimentos científicos descritos por Yin [8]. O sistema fotovoltaico é on-grid e de 3,5 kWp. Adicionalmente, possui um sistema de acumulação de energia de 2,5 kW para estudos acadêmicos. Os dados de radiação solar são provenientes da estação meteorológica do Instituto Nacional de Meteorologia (INMET), localizada no campus politécnico da UFPR. 4.

Resultados

O conjunto de procedimentos foi elaborado e classificado em projeto, local de instalação, instalação elétrica, proteção e segurança e manutenção. Projeto Primeiramente, para avaliação do projeto, o sistema deve conter documentos especificados pela ABNT NBR 16274 [9], que são essenciais para verificação e manutenção. Na inspeção visual, os painéis fotovoltaicos devem ter a mesma quantidade que foi especificada no projeto e apresentar a mesma marca e características. Do contrário podem originar hotspots ou sobrecargas do inversor, fatores que comprometem o desempenho do sistema.

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PalavrasChave

Protocolos de Medição de Desempenho

Análise de Conteúdo

Planejamento e Métodos Estudo de Caso Yin (2001)

Normas Técnicas

Objetivos Cumpridos

Lacunas Objetivos Gerais

Recursos Necessários

Autores

Análise Quantitativa Objetivos Específicos Atividade 1

Bibliotecas Softwares e Portais de Mendeley Pesquisa

Excel

Trabalhos Acadêmicos e Artigos (Análise Quantitativa)

Revisão da Literatura Análise Qualitativa Atividade 2

Software EndNote

Excel

Barreiras Literatura Selecionada Elementos Conceituais

Desenvolvimento de Conjunto de Procedimentos

Conjunto de Procedimentos

Atividade 3

Estudo de Caso

Resultados Qualitativos e Quantitativos Validação do Método

Atividade 4 Análise de Sistemas FV

Especialistas Excel da Área

Surveys

Software Especialistas Sistema Excel Radiasol da Área Fotovoltaico Engenharia Elétrica UFPR

Figura 1. Desenvolvimento do Trabalho na Representação IDEF0 Fonte: Elaborado pelos Autores

Os cabos e conexões podem estar sujeitos à degradação por roedores, e os que estiverem expostos ao ambiente externo necessitam ser resistentes às variações climáticas, evitando futuros desligamentos do sistema. Especificamente, é recomendado que os cabos para utilização nos sistemas fotovoltaicos devem ser resistentes à radiação UV e aos ambientes salinos e não serem halogenados, conforme a norma ABNT NBR 16612 [10]. Para reduzir as falhas e riscos à rede de distribuição, os inversores devem estar homologados pelas concessionárias de energia elétrica, pois estes passam por diversos testes e ensaios determinados pelas normas ABNT NBR 16150 [11] e NBR IEC 62116 [12]. De forma similar, os painéis fotovoltaicos devem possuir certificação do INMETRO e seguir a norma IEC 61730 [13]. Os que utilizam a tecnologia de silício cristalino, precisam estar em conformidade com a IEC 61215 [14]. Local de instalação O local de instalação deve favorecer uma ventilação natural no arranjo fotovoltaico, sem que haja a existência de obstáculos e elementos arquitetônicos que bloqueiem a circulação do ar pelo arranjo. As células fotovoltaicas operando em temperaturas elevadas apresentam eficiência reduzida, sendo este um dos principais problemas em países tropicais. A estrutura do arranjo fotovoltaico deve apresentar resistência à corrosão devido às chuvas ácidas e à oxidação, sendo este um dos requisitos apresentados na ABNT NBR 16274 [9]. De outro

modo, resultará em perda de resistência mecânica para suportar o peso dos painéis fotovoltaicos. Conjuntamente, recomenda-se que o sistema proporcione boa acessibilidade e conectividade ao acesso de dados de geração fotovoltaica (datalogger). Esses dados são essenciais para monitoramento do desempenho do sistema. Em função dos itens citados anteriormente e do desempenho, o local onde se situa o sistema de controle e condicionamento de potência (inversores e controladores de carga) deve estar adequado ao grau de proteção IP indicados nos equipamentos. Em termos gerais, não deve estar exposto aos fatores climáticos e ao excesso de poeira. A instalação correta do arranjo fotovoltaico é aquela que utiliza o máximo aproveitamento do recurso solar disponibilizado no local da instalação. Para tal, considera-se: (i) o ângulo de inclinação dos módulos fotovoltaicos, que deve ser igual à latitude do local; (ii) a orientação dos módulos deve ser para o norte, se situados no hemisfério sul, e para o sul se estiverem no hemisfério norte; (iii) o desvio azimutal deve ser próximo ao obtido da relação entre a declinação magnética e o norte/sul magnético. A medição do ângulo pode ser realizada através de um inclinômetro e se aceita uma variação de no máximo 5° em relação ao ângulo determinado no projeto. Também, recomenda-se que o módulo fotovoltaico tenha inclinação igual ou maior que 10° para facilitar a limpeza natural com água da chuva. Com relação à região onde o sistema está instalado, são feitas as seguintes recomendações:

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regiĂľes ĂĄrida e semiĂĄrida caracterizam-se por um baixo Ăndice pluviomĂŠtrico e acĂşmulo de sujeira maior e mais rĂĄpido nos painĂŠis fotovoltaicos. Assim, necessita-se de limpezas frequentes (3 a 4 ao ano). AlĂŠm disso, em razĂŁo das altas temperaturas da regiĂŁo, os equipamentos de condicionamento de potĂŞncia devem estar em local bem ventilado; regiĂľes costeira e litorĂ˘nea tornam o processo de corrosĂŁo dos metais mais rĂĄpido devido Ă maresia. Dessa maneira, deve-se verificar com maior frequĂŞncia, as partes metĂĄlicas do sistema fotovoltaico; regiĂŁo industrial ou com altos nĂveis de poluiĂ§ĂŁo atmosfĂŠrica apresenta certos Ăłxidos na atmosfera que dĂŁo origem Ă s chuvas ĂĄcidas. Isso provoca corrosĂŁo dos materiais em geral e, por isso, deve-se verificar, frequentemente, as partes do sistema fotovoltaico que ficam expostas Ă chuva. InstalaĂ§ĂŁo elĂŠtrica Um fator predominante no bom desempenho elĂŠtrico de um sistema fotovoltaico ĂŠ a ausĂŞncia do sombreamento nos painĂŠis. Sua inexistĂŞncia ĂŠ identificada se a curva de geraĂ§ĂŁo de energia em funĂ§ĂŁo das horas do dia, obtida pelo datalogger, for semelhante ao grĂĄfico tĂpico de geraĂ§ĂŁo energĂŠtica em um dia limpo e sem sombreamento (GrĂĄfico 1).

GrĂĄfico 1. GeraĂ§ĂŁo EnergĂŠtica TĂpica Fonte: Elaborado pelos Autores

JĂĄ, os Ăndices de mĂŠrito expressam o desempenho do sistema de forma quantitativa. Assim, a taxa de desempenho (EquaĂ§ĂŁo 1) ĂŠ um indicador que normaliza a energia gerada e a irradiĂ˘ncia de 1 kW/mÂ˛ sob os painĂŠis. Por conseguinte, esta taxa deve ser superior a 75%.

Taxa de des. [%] =

1000 â&#x2C6;&#x2122; E[kWhAC ]

Pnom ďż˝kWđ?&#x2018;? ďż˝ â&#x2C6;&#x2122; đ??ť[kWh/mÂ˛]

(1)

Onde: E ĂŠ a energia gerada no mĂŞs de referĂŞncia; Pđ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x161; ĂŠ a potĂŞncia nominal do bloco gerador; H ĂŠ a irradiaĂ§ĂŁo solar no plano dos mĂłdulos ao longo do mĂŞs. O fator de capacidade expressa a capacidade de geraĂ§ĂŁo do sistema em relaĂ§ĂŁo Ă quantidade de energia que o sistema poderia gerar se operasse nas condiĂ§Ăľes nominais durante 24 horas por dia. Assim sendo, o fator obtido pela EquaĂ§ĂŁo 2 deve estar entre 13% e 18%. Fator de cap. [%] E[kWhAC ] = 24 â&#x2C6;&#x2122; (dias do mĂŞs) â&#x2C6;&#x2122; Pnom ďż˝kWđ?&#x2018;? ďż˝

(2)

ProteĂ§ĂŁo, seguranĂ§a e saĂşde

A verificaĂ§ĂŁo do projeto e a inspeĂ§ĂŁo visual sĂŁo indispensĂĄveis para averiguar a existĂŞncia do aterramento e equipotencializaĂ§ĂŁo das carcaĂ§as metĂĄlicas dos equipamentos, dos quadros de distribuiĂ§ĂŁo, da estrutura metĂĄlica de suporte dos painĂŠis fotovoltaicos e do sistema de controle e condicionamento de potĂŞncia. Estes requisitos precisam atender a norma ABNT NBR 5410 [15], na qual estabelece que todas as massas da instalaĂ§ĂŁo situadas na mesma edificaĂ§ĂŁo devem estar vinculadas Ă mesma equipotencializaĂ§ĂŁo principal. Se necessĂĄrio, a instalaĂ§ĂŁo deve possuir a ProteĂ§ĂŁo contra Descargas AtmosfĂŠricas (PDA), conforme a ABNT NBR 5419 [16]. Como parte da proteĂ§ĂŁo do sistema e seguranĂ§a das pessoas, sĂŁo essenciais a utilizaĂ§ĂŁo dos Dispositivos de ProteĂ§ĂŁo contra Surtos (DPS) classe 2 para o lado c.c. e c.a, do Interruptor Diferencial Residual (IDR) e dos dispositivos de retaguarda, como o disjuntor termomagnĂŠtico e fusĂvel. A disposiĂ§ĂŁo dos elementos do sistema necessita respeitar a NR-10 [17], de maneira a restringir seu acesso apenas para pessoas autorizadas; sinalizar que o local ĂŠ destinado Ă geraĂ§ĂŁo distribuĂda e apresenta risco de choque elĂŠtrico; promover uma ĂĄrea segura e acessĂvel para operaĂ§ĂŁo e manutenĂ§ĂŁo.

______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da IndĂşstria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | ParanĂĄ | Brasil

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Neste último item, é de extrema importância haver pontos fixos de ancoragem no teclado onde estão os painéis, para realização de trabalhos em altura de acordo com a NR-35 [18]. No intuito de reduzir a probabilidade de acúmulo de poeira e a proliferação de fungos devido à umidade, que são fatores prejudiciais à saúde, é necessária uma ventilação adequada (forçada ou natural) do local onde estão instalados os controles, equipamentos de condicionamento de potência e instrumentos de medição. Manutenção As manutenções no sistema fotovoltaico são importantes para manter sua operação, assim como reduzir ao máximo o número de interrupções da geração de energia devido a problemas técnicos. Dessa forma, as podas frequentes da vegetação em torno da edificação são importantes para evitar o sombreamento sob os painéis fotovoltaicos. As peças e parafusos não podem estar soltos ou afrouxados nas estruturas e fixações que, geralmente, são consequência da aplicação de torque inadequado ou difícil acesso da ferramenta de aperto. Além disso, não devem apresentar sinais de oxidação. A infiltração de água pelas tampas de caixas nos quadros de distribuição e entradas de cabos podem provocar curtos-circuitos e, consequentemente, danos ao sistema e maior suscetibilidade dos componentes metálicos à oxidação. Assim, deve-se verificar se as borrachas de vedação estão hidratadas e se não há rachaduras na carcaça das caixas e quadros. A descoloração da carcaça do inversor, normalmente de plástico, indica sua exposição aos raios solares e, dessa forma, o inversor pode estar operando em altas temperaturas, diminuindo a sua eficiência. Neste caso, é recomendado que o projetista o reinstale em um espaço seguro, sombreado, bem ventilado e seco. A ventilação forçada do inversor deve estar livre do acúmulo de poeira para o correto funcionamento do sistema de refrigeração. Os painéis devem estar limpos e sem presença de partículas que bloqueiem os raios solares, impedindo que eles cheguem até as células fotovoltaicas. Por isso, recomenda-se duas limpezas

ao ano. Se houver rachaduras no vidro dos painéis, causadas pelos choques térmicos ou impactos mecânicos, ou até a descoloração, consequência de o painel estar próximo do fim da sua vida útil, é necessário a sua substituição. Finalmente, quando os painéis possuem seguidores solares é essencial realizar as lubrificações dos motores e engrenagens anualmente, para reduzir a fricção, desgaste das peças metálicas e protegê-los da oxidação. 5.

Estudo de caso

Dentre os procedimentos do projeto, o sistema apresentou-se adequado em sua maioria, pois: foi encontrada toda documentação do projeto; os cabos da parte de controle e condicionamento contam com isolação de composto termoplástico antichama e com canaletas que protegem contra influências externas e ação de roedores; os equipamentos instalados conferem, em número e características, com os informados no projeto. O inversor SMA Sunny Boy 3600TL-21 possui certificações internacionais, porém não foi encontrada a do INMETRO. O local de instalação permite a ventilação natural no arranjo fotovoltaico, boa acessibilidade e conectividade ao datalogger do inversor. A estrutura metálica de suporte dos painéis não apresenta sinais de corrosão ou outro sinal de deterioração do material. Além disso, o arranjo fotovoltaico está corretamente instalado, levando em consideração que a orientação dos painéis está ao norte e desvio azimutal de 20º na direção Leste. Em uma situação ideal, onde seria extraído o máximo do recurso solar disponibilizado, o ângulo de inclinação dos módulos deveria ser igual à latitude e o desvio azimutal igual a 0º em relação ao norte verdadeiro. Contudo, diante das limitações impostas durante a instalação de um projeto real, não foram constatados erros inaceitáveis que impactassem de maneira significativa o desempenho do sistema. A única consideração a ser feita é sobre a inclinação dos módulos de 7º, que está abaixo da recomendação de 10º, podendo dificultar a limpeza natural com água da chuva. O sistema fotovoltaico não está localizado em região árida, semiárida, costeira, litorânea,

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industrial ou com altos níveis de poluição atmosférica. Apesar da Cidade Industrial estar nos arredores de Curitiba, a poluição ali gerada não é levada pelo vento à região onde o sistema fotovoltaico está instalado. Segundo os dados do INMET, a direção do vento é de 32° ou ENE (lésnordeste).

possui aterramento. Mas foram encontrados todos os dispositivos de proteção, como DPS, IDR e retaguarda.

A partir de análises dos gráficos de geração de energia em função das horas do dia, não foram identificados padrões do efeito de sombreamento nos painéis fotovoltaicos, de acordo com o Gráfico 2. Gráfico 4. Fator de Capacidade entre 2015 e 2016 Fonte: Elaborado pelos Autores

Fonte: Elaborado pelos Autores

O local físico onde estão instalados os controles, equipamentos de condicionamento de potência e instrumentos de medição é utilizado como armazenamento de materiais, o que é proibido pela NR-10 [17]. Também não há placa de advertência com mensagens de restrição de acesso e risco de choque elétrico. Além disso, o telhado situado a 6 metros do solo, não contém pontos de ancoragem fixos para realizar trabalhos em altura, conforme NR-35 [18].

Através dos dados, referentes a 2015 e 2016, de energia gerada, de irradiação solar mensal e irradiação diária média no plano horizontal, foi possível calcular a taxa de desempenho (Gráfico 3). Apresentou em sua grande maioria um valor superior a 75%. No Gráfico 4, o fator de capacidade mostrou resultados apreciáveis, próximo dos 13%.

Por fim, todas os procedimentos de manutenção foram cumpridos, dentre eles: inexistência de sombreamento sob os painéis fotovoltaicos causado pelo crescimento de vegetação em torno da edificação; não há peças e parafusos soltos nas estruturas de suporte dos módulos e das fixações dos sensores.

Gráfico 2. Geração Energética em 13/01/2017

Os componentes metálicos de todo o sistema fotovoltaico não apresentam oxidação; as tampas de caixas, quadros de distribuição e entradas de cabos não possuem infiltração de água; a carcaça do inversor não apresenta descoloração nem rachaduras, e o sistema de ventilação forçado está limpo; os painéis fotovoltaicos estão limpos e sem evidências de rachaduras e descoloração das células fotovoltaicas. Gráfico 3. Taxa de Desempenho entre 2015 e 2016 Fonte: Elaborado pelos Autores

No quesito de proteção dos equipamentos, a estrutura metálica de suporte dos painéis não

Conclusão

O conjunto de procedimentos foi elaborado e classificado em projeto, local de instalação, instalação elétrica, proteção e segurança e manutenção. Primeiramente, avalia-se o projeto do sistema fotovoltaico, considerando questões de

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documentação, equipamentos, acessórios e cabos utilizados. No local de instalação, avalia-se a condição da instalação do sistema fotovoltaico, por exemplo, como localização e ventilação, que influenciam diretamente no desempenho do sistema e/ou a acessibilidade do indivíduo responsável pelo mesmo. A verificação da instalação elétrica relaciona-se com a eficiência, a geração e os índices de mérito obtidos do sistema fotovoltaico, como taxa de desempenho e fator de capacidade. Com relação à segurança e saúde, é necessário o estabelecimento de um conjunto de medidas e procedimentos em instalações elétricas e serviços com eletricidade a fim de garantir a segurança e saúde do indivíduo responsável pelo sistema. Os itens classificados foram baseados em normas NBR, normas técnicas e regulamentadoras. Por fim, a manutenção é de extrema importância para manter ou melhorar o desempenho do sistema, assim como reduzir ao máximo o número de interrupções da geração de energia devido a problemas técnicos. Foram consideradas questões como o sombreamento sob os painéis fotovoltaicos causado pelo crescimento de vegetação em torno da edificação, afrouxamento e oxidação de peças, infiltração e lubrificação. Portanto, o conjunto de procedimentos proposto neste trabalho não apenas apresenta aspectos funcionais, mas também estruturais, que contribuem para o melhoramento da operação e desempenho de sistemas fotovoltaicos de microgeração on-grid. Análises quantitativas e qualitativas foram utilizadas no procedimento metodológico e o conjunto de procedimentos foi validado com sucesso no sistema fotovoltaico do Laboratório de Eficiência Energética da UFPR. A delimitação do trabalho está na revisão da literatura e no estudo de caso. No caso da revisão da literatura, o portfólio bibliográfico é composto apenas por artigos publicados em periódicos acadêmicos, cujas bases de dados estão sendo constantemente atualizadas. Para uma validação mais abrangente, concreta e generalizada, seria necessário realizar estudos de caso em outros sistemas fotovoltaicos de

microgeração on-grid. Uma análise dos sistemas antes e após a aplicação do conjunto de procedimentos, além de uma comparação da operação, e desempenho entre os sistemas são propostas para trabalhos futuros. 7.

Referências

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MÉTODO NÃO INTRUSIVO DE CLASSIFICAÇÃO DE CARGAS BASEADAS EM POWER SIGNATURE

Hellen Cristina Ancelmo1, Bruna Machado Mulinari2, Elder Oroski3, André Eugênio Lazzarretti4, Robson Ribeiro Linhares5, Carlos Raimundo Erig Lima6, Douglas Paulo Bertrand Renaux7 & Fabiana Pöttker8 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil

1hellen@alunos.utfpr.edu.br, 2brunamachadomulinari@gmail.com, 3oroski@utfpr.edu.br, 4lazzaretti@utfpr.edu.br, 5robson@dainf.ct.utfpr.edu.br, 6erig@utfpr.edu.br, 7douglasrenaux@utfpr.edu.br

& 8fpottker@utfpr.edu.br

RESUMO Com a expansão da Geração Distribuída (GD) no Brasil, bem como a busca por melhorias nos índices de eficiência energética, os sistemas elétricos de distribuição sofrem pressões para se adequarem a este novo cenário. Neste contexto, aplicações de desagregação de cargas elétricas, a partir de Assinatura de Potência (Power Signature), podem constituir um meio eficaz para se identificar o consumo individual de cada carga. Este artigo tem por objetivo apresentar um método de classificação de cargas em instalações elétricas, de forma não intrusiva e baseado em assinatura de potência, visando auxiliar o diagnóstico de eficiência energética. Os resultados obtidos demonstram que o método pode atingir uma taxa de acerto da ordem de 90% na classificação de cargas inseridas na rede. Palavras chave: Power Signature e Geração Solar. 1.

Introdução

Em uma sociedade cada vez mais competitiva, as temáticas relativas à energia vem se consolidando como engrenagens principais dos mecanismos econômicos. Adicionalmente, a diversidade de atividades técnicas realizadas pelas concessionárias de energia vem gerando demandas de pesquisas cada vez mais avançadas. Nesse cenário, os editais de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) da ANEEL propiciam que as concessionárias busquem as universidades para que as suas necessidades de pesquisa e desenvolvimento sejam supridas. A partir da Chamada de Projeto Prioritário de Eficiência Energética e Estratégico de P&D, n°12016, a COPEL, Concessionária Paranaense de Energia Elétrica e a UTFPR, Universidade Tecnológica Federal do Paraná, campus Curitiba, firmaram um acordo de pesquisa para que um conjunto de objetivos de pesquisa de interesse da concessionária, relacionados à Geração Distribuída - GD, fossem pesquisados.

Nesse contexto, este artigo busca apresentar um método para tratar o problema de classificação de cargas elétricas, de forma não intrusiva (Power Signature) e apresentar os resultados parciais obtidos. Geralmente, existe uma dificuldade por parte do consumidor em classificar as classes de cargas e identificar individualmente seus consumos, além de quantificar a eficiência energética relacionada. Assim, o método apresentado neste artigo aborda a desagregação dos sinais de corrente e tensão das cargas, para posterior classificação das mesmas. Na seção 2 será apresentado o contexto do método proposto dentro de uma estrutura geral de monitoramento e gerenciamento. Na seção 3 os aspectos metodológicos são tratados, enquanto na seção 4 os resultados obtidos até então são apresentados. 2.

Monitoramento e gerenciamento

A Figura 1 apresenta a visão geral do sistema de Monitoramento e Gerenciamento, objeto do

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projeto de pesquisa de parceria com a COPEL-DIS. Esse sistema se aplica a microgeração fotovoltaica de energia e visa permitir ao consumidor e a concessionária obter métricas de eficiência e qualidade de energética, bem como atuar sobre a planta. O sistema descrito na Figura 1 possui interfaces tanto com o consumidor (IHM), quando com a concessionária (Internet) e com a planta propriamente dita (sensores e atuadores). Um módulo de “Data Logger” é responsável por registrar os eventos elétricos para análises e estatísticas. O módulo de gerenciamento é responsável pela integração do sistema e pela tomada de decisão. O módulo de Análise de Assinatura de Potência determina quais cargas são acionadas e em quais instantes de tempo. Além disso, o Centro de Gerenciamento de Unidades Consumidoras permite mensurar os consumos individuais de cada carga, propiciando ao consumidor a ciência do seu consumo em cada carga. Além do tradicional interesse dos consumidores na redução dos valores pagos pela energia, o conhecimento do consumo exato de cada carga em uma instalação pode melhorar a previsão dos modelos de carga e, consequentemente, refletir nas políticas e no planejamento energético [1]. 2.1. Monitoramento e Gerenciamento Os sistemas de monitoramento e de gerenciamento são essenciais para o conhecimento do consumo, de determinada região, e da qualidade da energia fornecida. Como também, informar e/ou controlar a produção de energia de uma unidade geradora. As informações obtidas, a partir do sistema de monitoramento, permitem diagnosticar problemas, analisar a qualidade da energia e avaliar a eficiência do processo de geração e o seu estado operacional. Ainda, essas informações podem ser utilizadas para gerenciar a produção de uma determinada unidade e analisar o desperdício de energia. Nas unidades de geração com energias renováveis, os sistemas de monitoramento e gerenciamento podem apresentar outras informações (e.g., informações meteorológicas), além das medidas elétricas habituais (e.g., informações qualidade energia). Essas informações

podem auxiliar no planejamento da produção de energia, além de diagnosticar falhas, quantificar e reduzir perdas. Entre os objetivos dos trabalhos mais recentes na área de monitoramento e gerenciamento, estão: (i) o de acesso remoto às informações, pois é ideal para unidades instaladas em áreas de difícil acesso; (ii) a redução do custo do sistema de monitoramento e do sistema de gerenciamento; (iv) a obtenção das informações em tempo real; e (v) a possibilidade de atuação remota sobre o sistema, por exemplo, na correção do fator de potência. 2.2. Detecção de cargas por Assinatura de Potência Diversos processos naturais possuem características que são tão únicas em sua composição ou dinâmica, que se pode atribuir praticamente uma “assinatura” a cada um destes processos, que os identifica de forma unívoca [1]. Os padrões que se constroem a partir das impressões digitais de um ser humano, ou a coloração da pelagem de um felino podem ser bons exemplos disso. Nas áreas subordinadas à Engenharia Elétrica não é diferente. Cada carga, cada equipamento, possui diversas características que são únicas no seu acionamento e durante sua operação [2]. Neste cenário, surge o conceito de Power Signature, Assinatura de Potência, que caracteriza diferentes dispositivos a partir dos padrões apresentados nas suas formas de onda de tensão e corrente. A identificação de uma assinatura de potência de um dispositivo e, consequentemente, a identificação de uma carga ligada à rede, pode se dar de diversas formas. Dentre os métodos que vem se destacando na literatura estão as técnicas baseadas em NILM, Non-Intrusive Load Monitoring, Monitoramento de Cargas de forma Não Invasiva [3] - [4]. Como o próprio nome já sugere, esta metodologia se baseia na obtenção das assinaturas de potência sem o acesso aos sinais de cada carga individual, ou seja, sem sensores em cada carga individual, monitorando apenas os sinais de tensão e corrente (ou apenas a potência), no ponto de fornecimento de energia [3]. Neste contexto, o

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primeiro problema que surge é a da separação das assinaturas de potência das cargas, uma vez que os sinais a serem coletados englobam as várias assinaturas de potência das várias cargas que se encontram ligadas. Tecnicamente, este

procedimento é conhecido como desagregação de cargas e geralmente pode ser dividido em dois processos: (i) Detecção de eventos e (ii) classificação de cargas.

Figura 1. Diagrama de blocos do sistema. Fonte: Elaborado pelos autores.

A detecção de eventos é a etapa de um processo do tipo NILM que visa observar os instantes exatos em que diferentes cargas foram ligadas ou desligadas. Nesta etapa do processo não são importantes as naturezas das diferentes cargas, apenas os instantes de tempo em que as cargas foram energizadas ou desenergizadas, ou seja, a variação na assinatura de potência das cargas [5]. A ideia desta etapa é reduzir a complexidade computacional da próxima etapa: a classificação de cargas. Assim, os algoritmos de classificação podem trabalhar com um janelamento de dados restrito aos instantes em que houve acionamento ou desacionamento de cargas, ao invés de ser aplicado constantemente a toda massa de dados amostrada do ambiente de consumo a ser monitorado. Já a classificação de cargas compreende a etapa em que as diferentes cargas são efetivamente desagregadas (separadas) a partir de suas assinaturas de potência, utilizando algoritmos de

aprendizagem [3]. Nesta etapa normalmente são empregadas técnicas de classificação a partir de meios computacionais e principalmente técnicas de Inteligência Computacional (IC). 3.

Metodologia

Para que as técnicas de detecção e classificação de cargas possam ser testadas é necessário um conjunto numeroso de sinais de cargas, de diferentes naturezas elétricas e eletrônicas. Durante o desenvolvimento das atividades de pesquisa, almeja-se criar uma base de formas de onda de corrente e tensão, com amostragem de 15 ksample/s. Enquanto esta etapa não se consolida, foram utilizadas as bases públicas de dados. A base utilizada nos testes expressos neste artigo é conhecida como COOLL (Controlled On/Off Loads Library) e, é composta por 740 sinais de tensão e corrente, de 42 diferentes cargas, amostradas

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durante 6s, a uma taxa de 100 kHz, correspondendo à energização e à desenergização de cada um dos equipamentos [6]. Como se trata se trata de uma base de dados amostrada na França, a frequência fundamental dos sinais é de 50Hz e o valor da tensão RMS é de 220V. O fluxo de treinamento dos modelos de classificação das cargas a partir dos sinais de corrente e tensão no ponto de acoplamento da rede da concessionária pode ser descrito pela Figura 2.

Figura 2. Classificação de cargas NILM. Fonte: Elaborado pelos autores.

Assim, no contexto da Figura 2, um conjunto de características dos sinais são extraídas para que os mesmos possam ser classificados. As 840 formas de onda de corrente e tensão da base COLL foram processadas. E entre as características extraídas destes sinais, podem ser citadas: (i) a Transformada Discreta de Fourier (TDF), [7]; (ii) a transformada Discreta de Fourier Exponencial [8]; (iii) a Transformada Wavelet Discreta (TWD) [9]; e (iv) as Trajetórias V-I [10]. Já a avaliação do processo de classificação foi realizada mantendo fixo o classificador SVM (Support Vector Machine) [7]. A TDF é obtida a partir da série discreta de Fourier, de modo semelhante ao feito com a transformada contínua a partir da série contínua. A transformada discreta é dada por: −jω X(ejω ) = ∑+∞ n=−∞ x[n]e

(1)

Sendo ω a frequência em radianos/s.

Em geral, a TDF de sinais de assinatura de carga pode não conter toda a informação relevante

para diferenciar diferentes cargas com elevadas correntes iniciais. Nesse sentido, pode-se utilizar uma assinatura da corrente transitória, como mostra Meziane et. al. [8] em seus trabalhos de análise de assinatura de potência. A corrente transitória de aparelhos elétricos é geralmente chamada de corrente de partida ou corrente de inrush e é caracterizada por uma forma de onda de corrente que tem valores altos no início do consumo de energia e valores decrescentes à medida que o tempo passa. A modelagem do problema consiste em dividir o sinal em duas parcelas, sendo uma delas exponencial e outra senoidal, sendo essa última a própria representação de Fourier. Ainda no contexto de manter informação temporal na análise dos sinais, também foi utilizada neste trabalho, a TWD [9]. O princípio da TWD propõe uma representação tempo-escala do sinal através da decomposição em sub-bandas de frequência, utilizando de bases ortonormais, implementadas utilizando bancos de filtros digitais. Atualmente, existem diversas funções ortonormais (chamadas de wavelet-mãe) disponíveis na literatura, sendo seu uso fortemente dependente da aplicação. Em função da aplicação, é possível estabelecer regras para construção de novas funções wavelets, atendendo às restrições e necessidades da aplicação, bem como a complexidade envolvida na formulação dessas regras. As funções Wavelet listadas a seguir são as principais funções utilizadas em aplicações de sistemas elétricos: Haar, Daubechies, Symmlets, Coiflets e Wavelets Biortogonais. H. Y. Lam, G. S. K. Fung e W. K. Lee introduziram métricas baseadas na forma de onda de tensão e corrente para estabelecer padrões de assinaturas de aparelhos [10]. O trabalho se refere a uma curva de tensão (eixo x) e corrente (eixo y) de um período da forma de onda de tensão e corrente, coletada após a carga ser ligada. Essa curva foi denominada de trajetória V-I. Desta trajetória podem ser extraídos diversos parâmetros como Direção de Looping, Área Fechada, Não Linearidade da Curva Média, Número de autointersecções, Inclinação do

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segmento médio e Área dos Segmentos Direito e Esquerdo. Finalmente, o classificador utilizado no trabalho foi o SVM [7]. Esse classificador foi originalmente desenvolvido para solução de problemas de classificação, através da aplicação do conceito de hiperplano ótimo, baseado na maximização da margem de separação. A motivação para a maximização da margem encontra fundamento em uma medida de complexidade conhecida como dimensão de Vapnik e Chervonenkis, popularmente denominada dimensão VC, o que garante ao modelo boa capacidade de generalização. 4.

Resultados

A Tabela 1 apresenta um desempenho médio de classificação para os melhores resultados obtidos, variando-se os parâmetros de cada uma das metodologias de detecção de eventos. Ou seja, os resultados são apresentados para o melhor conjunto de parâmetros de cada extrator. Tabela 1. Resumo dos Resultados de Classificação Melhores Resultados de Cada Método TDF (10 harmônicos, 20kHz, sem informação de fase) TDF Exponencial (10 harmônicos, exponencial de ordem 3, 20kHz, sem informação de fase) Energia TWD (10 níveis, 10kHz) Trajetória V-I

Acerto de Classificação

Figura 3. Duas Cargas Distintas da Base COOLL (Transitório Exponencial). Fonte: Elaborado pelos autores.

Com relação à trajetória V-I, o resultado é significativamente superior à TDF, porém ainda inferior à TDF Exponencial. A Figura 4 apresenta a distribuição dos valores da trajetória V-I para cargas distintas da base COOLL, sendo as características: (i) Área Fechada; (ii) Não linearidade da Curva Média; (iii) Número de autointersecções; (iv) Inclinação do segmento médio; (v) Área dos Segmentos Direito e Esquerdo; (vi) Direção de Looping; (vii) Distância máxima entre o pico esquerdo e direito da curva.

72% (±6%) 92% (±4%) 92% (±2%) 85% (±3%)

Fonte: Elaborado pelos autores

Analisando os resultados, observa-se que os melhores desempenhos foram obtidos com a TDF Exponencial e com as energias da Transformada Wavelet. Sobre o baixo desempenho da TDF, conclui-se que, para diferentes cargas, a forma de onda de corrente da base COOLL é muito similar (com exceção do instante de energização), o que resulta em um conteúdo harmônico muito similar. No aspecto de amortecimento, para diferentes cargas é observada uma informação bastante discriminativa, conforme ilustra a Figura 3, o que pode explicar o bom desempenho obtido com a TDF com exponencial amortecida.

Figura 4. Duas Cargas Distintas da Base COOLL (Características V-l). Fonte: Elaborado pelos autores.

O melhor desempenho obtido do ponto de vista estatístico ocorreu no modelo baseado em energia da Wavelet. É possível observar que cada carga possui sua distribuição típica de energia ao longo dos dez níveis, apresentados na Tabela 2, para uma frequência de 10kHz (melhor caso), conforme mostra a Figura 5.

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em média a 92% de acurácia média. Isso indica que transitórios de chaveamento e o amortecimento exponencial da corrente de inrush são os aspectos que levam a uma maior distinção entre as doze cargas avaliadas.

Figura 5. Duas Cargas Distintas da Base COOLL (Wavelet) Fonte: Elaborado pelos autores.

Tabela 2. Distribuição de Frequência para Wavelet Nível 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Faixa de Frequência (Hz) 5000,0 2500,0 2500,0 1250,0 1250,0 625,0 625,0 312,5 312,5 156,3 156,3 78,1 78,1 39,1 39,1 19,5 19,5 9,8 9,8 4,9 Fonte: Elaborado pelos autores.

Considerações finais

Neste trabalho foi apresentado o propósito de Power Signature na classificação, não intrusiva, de cargas conectadas à rede elétrica. Foram comparadas diferentes formas de extração de características de sinais de corrente, incluindo: análise harmônica, análise harmônica exponencialmente amortecida, transformada wavelet e trajetória da forma de onda de tensão e corrente (trajetória V-I). Também foram variados os diversos parâmetros de cada extrator de características, de modo a obter uma comparação detalhada entre os métodos. Analisando os resultados obtidos para uma base de dados pública (COOLL), observou-se que os métodos análise harmônica exponencialmente amortecida e transformada Wavelet apresentaram os melhores resultados em termos de desempenho de classificação, chegando

Como trabalhos futuros, os autores visam, desenvolver uma plataforma multiagente para a detecção e classificação de eventos em cenários de múltiplas cargas. Além da criação de uma base própria de dados de corrente e tensão, em alta frequência de amostragem, com diferentes naturezas de cargas, para efeito de benchmark entre diferentes técnicas de detecção e classificação em Power Signature. 6.

Agradecimentos

Referências

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ESTADO DA ARTE DA APLICAÇÃO DOS SISTEMAS DE ARMAZENAMENTO FOTOVOLTAICOS

ENERGIA

EDIFÍCIOS

Juliana D’Angela Mariano1 & Jair Urbanetz Junior2 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil 1julianadangela@gmail.com & 2urbanetz@utfpr.ed.br

Resumo Edifícios fotovoltaicos (FV) estão cada vez mais presentes nos centros urbanos, e são capazes de gerar sua própria energia tornando-se independentes da rede, dependendo do seu perfil de consumo. No entanto, a maioria dos consumidores residenciais e comerciais apresentam seus picos de demanda no período noturno, momento em que não há geração fotovoltaica, necessitando da rede elétrica para suprir a demanda dessas instalações. Picos de demanda ocasionam aumento de custos para estes consumidores e acabam causando perturbações na qualidade de energia da rede. Uma forma de resolver estes problemas elencados e obter maior aproveitamento da geração FV é a aplicação de sistemas de armazenamento nestes edifícios, o que já está sendo feito em alguns países. Visando buscar o estado da arte destes sistemas, neste artigo é trazida uma revisão da literatura do tema, ressaltando os possíveis modos de operação e um case real de aplicação em edifícios FV no mundo. Também são descritas as tecnologias de armazenamento mais apropriadas para aplicações nestes edifícios, destacando suas vantagens e desvantagens. Espera-se obter maior conhecimento destes sistemas, para assim superar os desafios das intermitências geradas pelas fontes renováveis, viabilizar a redução de custos com demanda de energia nestes clientes para que haja aplicação também no cenário brasileiro. Palavras chave: Edifícios Fotovoltaicos, Armazenamento de Energia, Redução do Pico de Demanda. 1.

Introdução

As tecnologias de armazenamento de energia são vistas como elementos chaves para um futuro sustentável no fornecimento de energia através da geração distribuída [1]. Nos sistemas fotovoltaicos, em que normalmente operam com níveis de penetração substanciais devido à geração intermitente, existem alguns desafios a serem superados tanto na diferença de custos nos horários que ocorrem o pico de demanda, assim como a qualidade de energia que estes sistemas entregam à rede elétrica [2]. Neste sentido, os sistemas de armazenamento de energia geralmente são usados junto a sistemas de energia descentralizados, como por exemplo, em sistemas fotovoltaicos para gerenciamento de energia, ou seja, nivelamento de carga ou redução do pico de demanda, para pontes de energia e melhorias de qualidade de energia [3]. Assim, o

armazenamento de energia é melhor, não só para a redução dos picos de demanda, mas também para reduzir os custos de energia dos clientes. A operação conjunta destes sistemas com a resposta pelo lado da demanda, pode reduzir de forma eficiente o custo de energia e aliviar os picos de demanda da rede elétrica [2]. Adicionalmente o acréscimo dos sistemas fotovoltaicos e de armazenamento de energia mostra-se atraentes para os maiores consumidores de energia elétrica, onde incidem as maiores cobranças de demanda. Para que estes sistemas apresentem viabilidade é necessário determinar prontamente e com precisão as reduções na demanda de pico, pois as taxas de demanda constituem a maior parte das contas comerciais de energia elétrica e, em alguns casos, podem ser maiores que 40% da fatura de energia elétrica [4].

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Por outro lado, países como Alemanha, a utilização destes sistemas em consumidores residenciais em pequena escala já é realidade nos últimos anos. Isso se dá devido ao aumento dos preços da energia elétrica e a diminuição dos preços desses sistemas, onde mesmo com os vários aspectos críticos inerentes à sua implementação, ainda se tornam atrativo também para aplicações residenciais [1]. Sistemas de armazenamento de energia consistem no uso de baterias e inversor/carregador acoplado com a geração distribuída promovendo diversos benefícios para estes sistemas, podendo operar em várias funções, que serão descritas nesta revisão de literatura. 2.

Objetivo

Com o crescimento da inserção da fonte solar fotovoltaica de forma distribuída, é cada vez mais importante buscar formas de otimizar a operação destes sistemas, uma vez que apresentam desafios a serem superados com relação à sua intermitência e qualidade de energia. Neste sentido, os sistemas de armazenamento de energia vêm chamando a atenção de vários pesquisadores em todo o mundo, visto que se pode obter significativo ganho de produção apenas adicionando baterias e o inversor bidirecional ao sistema fotovoltaico. O objetivo deste trabalho é identificar, avaliar e interpretar um conjunto de documentos disponíveis em coleções acadêmicas e instituições e entidades do setor de energia, destacando funções, benefícios, aplicações dentre outras melhorias obtidas pelos sistemas de armazenamento de energia, visto que ainda não existem legislações no cenário brasileiro. 3.

Métodos

O armazenamento de energia integrado às energias renováveis é ainda pouco utilizado no Brasil, ficando restrito as instituições de pesquisa e desenvolvimento. Em 2018, diversos estudos foram publicados buscando divulgar experiências e resultados de aplicações destes sistemas juntos a edificações fotovoltaicas. A metodologia utilizada na pesquisa foi estado da arte sobre o tema proposto, por meio de análise bibliométrica nas plataformas bibliográficas da

Scopus, ScienceDirect, acervos de teses dissertações de universidades, entre outros.

Quanto aos critérios de seleção, foram levados em consideração os seguintes aspectos: (i) títulos de artigos alinhados com o tema de pesquisa; (ii) resumos alinhados ao tema da pesquisa; (iii) filtro de relevância do resultado; e (iv) texto completo de artigos alinhados com o tema da pesquisa. Não existe uma limitação temporária das publicações [5]. A análise resultou da informação obtida resultando na elaboração do artigo, destacando as funcionalidades, modo de operação, benefícios, tipos de tecnologias e aplicações reais de sistemas de armazenamento, bem como os desafios a serem superados pelo setor. O armazenamento de energia e seus modos de operação Akhil et al. (2013) [6] descrevem os 18 modos de operação possíveis para as funcionalidades do armazenamento de energia e seus usos simultâneos dentro de 5 categorias: serviços ancilares, serviços de transmissão, serviços de distribuição, energia massiva (bulk energy system) e serviços de gerenciamento de energia no consumidor. Quando se fala em edificações fotovoltaicas, é possível aplicar estas 2 últimas categorias mencionadas anteriormente contemplando 6 modos de operação que serão descritos a seguir. Para energia massiva há 2 modos de operação: deslocamento de carga (time-shifting) e fornecimento de energia (electric supply capacity). No modo de operação de deslocamento de carga, a energia é comprada durante períodos em que os preços são mais baixos, podendo ser armazenada nestes sistemas para uso ou venda nos momentos em que os preços de energia são altos. Este modo de operação aliado à geração FV, pode ainda armazenar o excedente de energia produzida para ser usada quando há maior demanda por energia [6]. Já no modo de fornecimento de energia, também conhecido como peak-shaving é uma forma de operação que possibilita a redução dos picos de demanda, através do armazenamento para atender uma determinada carga ou redução da necessidade de comprar nova demanda de energia. Com este modo de operação, o sistema FV estará

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apto a descarregar sua energia através das baterias durante um período, como por exemplo, no horário de ponta. Com relação aos serviços de gerenciamento de energia no consumidor, há 4 modos de operações ([6], 2013): qualidade de energia, confiabilidade (back-up), venda de energia na ponta e gerenciamento de carga pela demanda. As operações no modo de qualidade de energia, envolvem a aplicação do armazenamento para proteção das cargas no cliente contra eventos que possam afetar suas cargas, como por exemplo: • Variações da tensão (por exemplo, picos ou quedas de curto prazo, picos de longo prazo ou quedas). • Variações na frequência primária de 60 Hertz (Hz) na qual a energia é fornecida. • Baixo fator de potência (tensão e corrente excessivamente defasadas entre si). • Harmônicos (ou seja, a presença de correntes ou tensões em frequências diferentes da frequência primária). • Interrupções no serviço, de qualquer duração, variando de uma fração de segundo a vários segundos. No modo de confiabilidade também conhecido como back-up de energia, um sistema de armazenamento é capaz de suportar efetivamente cargas de clientes quando há uma perda total de energia. A capacidade de energia do sistema de armazenamento em relação ao tamanho da carga que ele está protegendo, determina a duração de tempo que o armazenamento pode atender a essa carga e sejam ressincronizados, sendo um recurso disponível como redução de demanda [6]. Afim de reduzir os custos com energia elétrica, existe a possibilidade de os usuários finais utilizarem o armazenamento para a venda de energia na ponta. Este modo de operação consiste na aplicação do armazenamento quando o cliente cobra por este serviço em períodos fora de pico e, em seguida, descarregam a energia durante os períodos em que os preços de energia são mais elevados. Esta aplicação é semelhante ao tempo de deslocamento da energia elétrica, embora os preços

da energia elétrica sejam baseados na tarifa de varejo do cliente, enquanto que, a qualquer momento, o preço do deslocamento de energia elétrica é o preço de atacado [6]. Por fim, é ainda possível para o consumidor gerenciar sua carga de acordo com a demanda, a fim de reduzir dos custos com energia elétrica nos picos de demanda especificados pela concessionária. Akhil et al. (2013) [6] destacam que para evitar uma cobrança de demanda, a carga deve ser reduzida durante todas as horas do período de cobrança de demanda, geralmente um período especificado (por exemplo, das 19h00 às 21h00) e em dias especificados (mais frequentemente nos dias úteis). Com relação os usos simultâneos [6], o armazenamento de energia pode ser aplicado para qualquer um dos serviços mencionados anteriormente, pois não é comum que o uso de apenas um serviço não resulte em um retorno de investimento atraente. Entretanto, os usos simultâneos destes serviços elencados dependem do tipo de tecnologia empregada e da localização do sistema dentro da rede, pois existem restrições regulatórias e operacionais. Por isso, essas aplicações combinadas requerem um planejamento cuidadoso e deve ser analisado caso a caso, principalmente com relação ao inversor escolhido.

Figura 1 - Classificação das tecnologias de armazenamento Fonte: Adaptado de [7].

Aplicações de armazenamento de energia em edificações FV Del Pero et al., (2018) [7] afirmam que a energia pode ser armazenada e recuperada posteriormente, em local diferente e talvez em diferentes níveis de temperatura, para preencher a lacuna entre a oferta

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e a demanda de energia. Isto é possível com base nas leis termodinâmicas das transformações de energia entre diferentes formas de energia. Neste sentido, há 4 tipos de tecnologias disponíveis para aplicação de armazenamento de energia: magnética, mecânica, química e térmica, conforme mostrado na Figura 1. Dentre estas diversas topologias, as aplicações mais adequadas às edificações estão descritas a seguir (*SMES: Supermagnetic Energy Storage; *CAES: Compressed Air Energy Storage) [7]: • Armazenamento passivo de curto prazo: consiste no uso dos componentes da edificação para armazenamento de energia térmica na forma de armazenamento de calor sensível ou latente; • Armazenamento ativo de curto prazo: consiste na aplicação de tanques de água com ou sem materiais de mudança de fase (latente/sensível térmico), armazenamento de gelo (latente térmico), baterias (eletroquímicas), volantes (mecânicos), supercapacitores (eletroquímicos), armazenamento de energia de ar comprimido e hidrogênio (químico); •Armazenamento sazonal ativo: normalmente, usando armazenamento de energia térmica subterrânea (UTES) (sensível ao calor) ou termoquímica. O armazenamento de energia em edifícios é geralmente destinado ao fornecimento de energia, aquecimento, resfriamento de água quente. A seguir são descritas as 3 aplicações de armazenamento de energia mais comuns em edificações. Para que a edificação possa realizar os serviços de: deslocamento de carga (time-shifting); fornecimento de energia (electric supply capacity); qualidade de energia, confiabilidade (back-up), venda de energia na ponta e gerenciamento de carga pela demanda, é necessário a aplicação de tecnologias de armazenamento químico e mecânico. Entretanto, o armazenamento ativo através dos volantes e supercapacitores (mecânicos) apresentam uma penetração energética muito limitada para estes serviços, sendo a tecnologia eletroquímica a mais apropriada. De acordo com Del Pero et al., (2018) [7] diversos são os parâmetros que devem ser

considerados dependendo da aplicação, sendo eles: energia, profundidade de descarga, custo, segurança, condições garantidas pelo fabricante, temperatura ambiente, ciclo de vida, manutenção, bem como disponibilidade de espaço requerida para sua instalação na edificação. Para tal tipo de aplicação, há no mercado uma diversidade de tecnologias disponíveis, com parâmetros técnicos e capacidade nos seguintes tipos: • Baterias de chumbo-ácido: são os dispositivos eletroquímicos recarregáveis mais antigos e mais amplamente utilizados, onde se utilizam eletrodos de chumbo e óxido de chumbo em um eletrólito com cerca de 37% de ácido sulfúrico [8]. • Baterias de fluxo: são baterias onde a energia é armazenada diretamente na solução eletrolítica para ciclos de vida estendidos e tempos de resposta rápidos [8]. • Baterias de íons de lítio: consiste em uma célula que contém dois materiais reativos capazes de sofrer uma reação química de transferência de elétrons [6]. Akbari et al., (2018) [8] afirmam que as baterias de chumbo-ácido foram inventadas em 1859, e continuam a serem uma opção popular de armazenamento para qualidade de energia, fonte de alimentação não interceptável (UPS) e algumas aplicações de reserva giratória. Devido a sua limitação ao curto ciclo de vida e baixa densidade energética, a aplicação para o gerenciamento de energia fica muito comprometida. Neste sentido, é necessário um sistema de gerenciamento de parâmetros térmicos afim de superar o desempenho reduzido de baixa temperatura dessa tecnologia. Em contraste com as baterias convencionais, as baterias de fluxo armazenam energia nas soluções eletrolíticas. As classificações de potência e energia são independentes da capacidade de armazenamento determinada pela quantidade de eletrólito usada e a classificação de potência pela área ativa da pilha das células. As baterias de fluxo podem liberar energia continuamente a uma alta taxa de descarga por até 10 horas [8]. Já nas baterias de íons de lítio sua eficiência é quase 100% se comparada a outras tecnologias. Essa tecnologia está presente em 50% mercado de pequenos dispositivos portáteis, e seu maior desafio

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é a produção em alta escala, devido ao alto custo (>600 / kWh), pois necessitam embalagens especiais e circuitos internos de proteção contra sobrecarga. Entretanto, sua alta reatividade com ar e umidade pode causar incêndio, o que representa um alto risco de segurança [8]. Del Pero et al., (2018) [7] ainda destacam a existência de outras tecnologias emergentes de armazenamento, como por exemplo o hidrogênio e ar comprimido, onde algumas empresas já estão fornecendo em seu portfólio, mas que ainda não há viabilidade na sua aplicação, devido à baixa eficiência, limitação técnica, altos investimentos e aplicação bastante limitada nas edificações.

resultados alcançados com a implantação desse conjunto. Estes sistemas operam nos modos: Redução de Peak Shaving; Deslocamento de carga; Regulação do nível de tensão, utilizando baterias de chumbo-ácido (4,8 kWh) e 3,5 kWp de potência instalado de fotovoltaica. A Figura 3apresenta a diferenciação dos períodos de carga e descargas realizadas pelo banco de baterias.

Estudo de caso de um sistema FV residencial com armazenamento de energia No cenário brasileiro, há poucas aplicações de sistemas fotovoltaicos que contemplem armazenamento eletroquímico ficando restrito à universidade e centros de pesquisa. Por este motivo, será apresentado a seguir, um estudo de caso do projeto SoLa Bristol (Buildings, Renewables and Integrated Storage, with Tariffs to Overcome Network Limitations), localizado na Inglaterra. A iniciativa originou-se por meio da concessionária Western Power Distribution, que contemplou 26 residências e 6 edifícios comerciais, incluindo 5 escolas e 1 escritório na cidade de Bristol. Este projeto apresentou 2 fases, sendo a primeira a adesão dos módulos fotovoltaicos nos telhados destes clientes, enquanto que na segunda fase compreendeu a instalação de baterias para atendimento de cargas, conforme mostrado na Figura 2 [2] [9] [10].

Figura 3 - Diferenciação entre os períodos de carga e descarga das baterias. Fonte: Adaptado de [2].

De acordo com a saída do sistema fotovoltaico e perfis de carga há aproximadamente quatro períodos, onde no Período 3, devido à energia ser produzida principalmente durante o dia, o carregamento de armazenamento é incentivado. No Período 4, em virtude a pouca saída fotovoltaica e a demanda de pico ocorrer neste período, o armazenamento é descarregado [2]. Na Figura 4 são mostrados os perfis em um dia de inverno típico.

Figura 2 - Sistema fotovoltaico com armazenamento. Fonte: [9] [10].

Alguns gráficos são apresentados a seguir, a fim de demonstrar os modos de operação e

Figura 4 - Perfis de cargas e geração fotovoltaica no inverno. Fonte: Adaptado de [2].

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Wang et al., (2018) [2] afirmam que geralmente a demanda de carga CA (corrente alternada) no inverno é maior do que em outras estações, com pico no início da noite próximo a 2 kW. As estratégias de carregamento para armazenamento de bateria em diferentes estações foram projetadas com base nos perfis típicos de carga e saída do sistema FV. Na Figura 5 Wang et al., (2018) [2] trazem um gráfico que demonstra o perfil de carga nestes clientes, analisando dias típicos de inverno com sobrecarga de rede.

energética gerada pelos sistemas FV, que cada vez mais se expandem no Brasil. 4.

Conclusões

Este artigo de revisão trouxe as diversas opções de armazenamento de energia para energia fotovoltaica, incluindo sistemas de armazenamento de energia elétrica. A do armazenamento de energia em edifícios FV, descreve o papel do armazenamento para a solução da intermitência da geração FV no contexto de futuras opções de aplicações destes sistemas, principalmente no cenário brasileiro, onde existe uma abundancia do recurso solar e expansão da aplicação de sistemas FV. Portanto, cada tecnologia apresenta seus prós e contras, no caso de baterias de chumbo-ácido apresentam custo reduzidos, mas números de ciclos e densidade energética reduzidos em contrapartida. Baterias de fluxo oferecem números de ciclos e custo intermediários, porém densidade energética baixa, o que requerem maiores espaços para sua aplicação.

Figura 5 – Novo perfil no inverno. Fonte: Adaptado de [2].

De acordo com a Figura 5, a nova curva de carga apresenta uma redução de 0,082 MW na demanda de pico, com a aplicação do armazenamento de energia. Por sua vez, a demanda durante o dia é significativamente reduzida devido à geração fotovoltaica, que normalmente ocorre nos momentos de menores demandas por energia em uma residência. Fazendo uma projeção ao cenário brasileiro, a aplicação conjunta dos sistemas de armazenamento de energia aliado aos sistemas FV em edificações, poderiam apresentar um maior aproveitamento quanto ao carregamento das baterias utilizando o sistema FV. Esta premissa poderia ser aplicada em edificações comerciais, onde seu perfil de demanda por energia geralmente é diurno, além de apresentar maior disponibilidade para aplicação destes sistemas. Neste sentido, a partir desse estudo, propõemse maior análise da aplicação de diferentes tecnologias de armazenamento compatíveis com o cenário brasileiro, para que haja maior penetração

Por outro lado, baterias de íons de lítio requerem maior investimento, porém apresentam maiores densidade energética e número de ciclos. Logo, cada aplicação requer análise minuciosa dos parâmetros elétricos, químicos e ambientais, além do custo das tecnologias quanto aos objetivos que se desejam alcançar com armazenamento nas edificações. 5.

Agradecimentos

Referências

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PROPOSTA DE UM SISTEMA DE MONITORAMENTO DE REDES RURAIS ABASTECIDO POR MEIO DE GERAÇÃO ALTERNATIVA DE ENERGIA Natália Souza1, Maria Bareta2, Álvaro Sandim3, Alexandre Batista4 & Roberto Cesar Betini5 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil

1nataliasouza@alunos.utfpr.edu.br, 2mlbareta1460@gmail.com, 3alvaroafonso10@gmail.com, 4alejjunior@gmail.com 5betini@utfpr.edu.br

Resumo Um sistema de gerenciamento de energia (EMS) para uma microrrede isolada em uma típica localidade rural é apresentado. A microrrede rural consiste em recursos de energia renovável disponíveis localmente, como energia solar, eólica, juntamente com gerador a diesel para backup e bateria como armazenamento para atender à demanda de carga elétrica. O fornecimento de eletricidade da rede rural é caracterizado por interrupções frequentes com a má qualidade do fornecimento. Em primeiro lugar, as regras de supervisão do controlador de sistema proposto (PSC) são formuladas usando o MATLAB. Então, as regras do PSC projetadas no MATLAB são integradas com a otimização híbrida do software de múltiplas renováveis elétricas (HOMER PRO) para projetar uma microrrede isolada. Palavras chave: Redes elétricas rurais; monitoramento de redes elétricas. 1.

Introdução

O Consumo energético nacional vem aumentando a cada ano em todos os setores, principalmente no setor rural, o qual, no ano de 2015 consumiu 25,900 GWh e obteve uma participação de 5,6% no consumo total, ficando atrás apenas dos consumidores residenciais, industriais com respectivamente, 131,295 GWh, 168,95 GWh e 90,89 GWh, portanto nota-se que os consumidores rurais possuem dados expressivos de consumo e necessitam de qualidade energia tão boa quanto qualquer outro grupo de consumidores [1]. Portanto, nota-se que não apenas a demanda energética no meio rural está em crescimento como ainda a necessidade de garantir a qualidade dessa energia fornecida. Dessa maneira, pode-se pensar em ampliar a rede de distribuição existente de modo a atender essa necessidade de energia. Porém, o problema de aumentar a extensão da rede é o custo implantação, que somado ao aumento de perdas e do custo de geração, tornando-se muitas vezes inviável [2].

Desse modo, a geração de energia por meio de fontes alternativas com armazenamento em baterias é extremamente benéfica na geração de energia elétrica em regiões rurais, inclusive podendo ser executável em locais onde o acesso à rede de distribuição não é viável. Entretanto, para que produtores rurais possam se beneficiar dessa energia produzida é necessário garantir sua qualidade e sua disponibilidade para uso contínuo. Além disso, um sistema de gestão de energia (EMS) tem que ser desenhado de maneira tal que não apenas suporte a demanda mas ao mesmo tempo tenha um custo efetivo [3]. Sendo assim, esse trabalho ocupa-se em estudar as tecnologias para monitoramento de redes elétricas rurais, os seus respectivos custos e possíveis impactos. 2.

Objetivos

Esse trabalho tem como objetivo principal estudar possíveis formas de monitorar a energia elétrica gerada através de fontes alternativas de energia em meios rurais do Brasil. Além disso, os objetivos específicos deste trabalho são o estudo da

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demanda energética rural atual e os impactos da utilização de fontes alternativas como fornecedoras de energia para essas classes de consumo. 3.

Métodos

Devido à crescente demanda de energia elétrica por consumidores rurais no Brasil, que já representam a terceira maior classe de consumo no país combinado ao grande déficit de tecnologias de controle das redes elétricas neste meio, este presente trabalho se ocupa em estudar os melhores meios de monitoramento de redes rurais. Para isso, serão levados em conta estudos publicados na “The 6th International Conference on Renewable Power Generation (RPG 2017)“ e “International Conference on Energy, Communication, Data Analytics and Soft Computing (ICECDS-2017)” [4], nos quais são propostas soluções de monitoramento para redes elétricas. Sendo assim, será possível definir a viabilidade dessas tecnologias para redes rurais no Brasil, bem como os benefícios e malefícios que a aplicação de cada um deles proporciona. Segundo Kumar em Energy management system controller for a rural microgrid, o uso de softwares para dimensionamento da produção energética combinado ao uso de um controlador são técnicas efetivas para monitoramento de redes elétricas rurais. A partir disso, é preciso estender esses conceitos para a realidade brasileira, levando-se em conta os custos e legislação que podem ser empecilhos para reprodução de um sistema similar. O sistema de monitoramento de energia (EMS) utilizado para essa pesquisa foi o LFC (Load Following Controller) , integrado no software Homer Pro [5]. O sistema de microgrid estudado está demonstrado na Figura 1, porém o software suporta outras combinações de sistemas de fontes renováveis. O controle LFC tem como objetivo principal atender a demanda da carga. Para isso, as fontes de energia controláveis (geradores) são os primeiros a atender essa demanda da carga com um custo menor em cada etapa de tempo. O carregamento do banco de baterias é interpretado como um objetivo de baixa prioridade que é o trabalho apenas dos RETs (Fontes Renováveis de Energia).

Figura 1 - Esquema do microgrid estudado Fonte: Elaborado pelos autores.

O algoritmo na Figura 2 em Grafcet mostra o funcionamento desse controle. Como pode ser visto, a primeira verificação do sistema é operar os RETs para atender a demanda da carga. Porém, se a potência de saída dos RETs não é capaz de atender a demanda da carga então a bateria entra em ação e é descarregada até 20% do seu estado de carga. Caso nem os RETs e nem a bateria sejam suficientes para alimentar a carga então a rede de distribuição local deve entrar em funcionamento enquanto a bateria se carrega e chegue em 80%. Além disso, a concessionária sempre deve entrar em funcionamento quando a bateria atingir 20% de sua capacidade até que a mesma retorne a 80%. O comando B1 verifica a capacidade da bateria. O algoritmo foi implementado utilizando o software MATLAB e, em seguida, foi integrado ao HOMER. O software HOMER possui ainda modelagens para crescimento da carga anual, baseando-se nas medições por meses e anos feitas, possibilitando assim uma antecipação da demanda futura e projeções de demanda de carga mais efetivas. 4.

Resultados

O funcionamento do controle descrito anteriormente para um dia, de hora em hora pode ser observado na Figura 3a e 3b. A figura 3a demonstra o gerenciamento da energia pelo LFC com base na variação de carga horária. Nota-se que nas três primeiras horas da manhã o LFC leva a energia produzida pelos RETs para a demanda da carga. Porém nas horas seguintes, da terceira a sexta hora aproximadamente a energia dos RETs

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não foi suficiente para atender a demanda da carga e portanto a bateria foi descarregada. Entre a sexta e a décima sexta hora a demanda da carga é menor e portanto o controlador atende primeiramente a demanda da carga e envia o excesso de energia para as baterias.

Discussão

O software apresentado, juntamente ao modelo de controle para microgrids rurais apresenta benefícios aos produtores uma vez que coletam dados e os interpretam para otimização do sistema energético local. Para instalação do sistema descrito é necessário que a propriedade rural possua uma ou mais fontes de energia renováveis. Além disso, faz-se necessária a instalação do software Homer Pro (custo aproximado de R$200 por mês) mais os custos de instalação inicial. Sendo assim, uma possível desvantagem desse sistema poderia ser o custo inicial de instalação, que pode ser elevado quando se tratam de pequenas propriedades.

Figura 2 - Algoritmo Fonte: Elaborado pelos autores.

O carregamento e descarregamento da bateria pode ser observado na figura 3b. Sendo assim, possuindo os dados de necessidade de demanda da carga, horários de maior ou menor consumo e fonte de consumo é possível obter-se um melhor gerenciamento dos RETs. Portanto, isso garante ao produtor rural segurança e qualidade em sua energia produzida, uma vez que o sistema está otimizado para melhor gerenciamento de seus recursos.

Figura 3 - Resultados Fonte: Elaborado pelos autores.

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Conclusão

Tendo em vista os aspectos observados o estudo de formas de monitorar a energia elétrica gerada através de fontes alternativas de energia em meios rurais do Brasil se mostra necessário para a demanda energética dessa categoria atualmente. Dessa forma, o trabalho apresentado aponta uma possível forma de suprir as necessidades de qualidade, baixo custo e performance para o monitoramento de redes elétricas em meios rurais. Ou seja, neste estudo os sistema de gestão de energia para um microgrid rural com base em recursos disponíveis localmente são utilizados para obter uma solução viável técnica e economicamente para monitorar um local remoto estimando as demandas de carga ao longo dos anos. 7.

Agradecimentos

Os autores agradecem à UTFPR (Universidade Tecnológica Federal do Paraná) pelo incentivo às pesquisas científicas e ao professor Roberto Betini pela orientação e apoio. 8.

Referências

[1] EPE [Online] Available: www.epe.gov.br/sitespt/publicacoes-dadosabertos/...160/...168/Anuario2017vf.pdf [2] MITSCHER, MARTIN; RÜTHER, RICARDO. Economic performance and policies for gridconnected residential solar photovoltaic systems in Brazil. Energy Policy, v. 49, p. 688-694, 2012. [3] ELKRAFT SYSTEM, Long-Term Challenges in the Electricity System. 2005. [4] ABHISHEK KUMAR1, YAN DENG1, XIANGNING HE1, PRAVEEN KUMAR2, RAMESH C. BANSAL3, Energy management system controller for a rural microgrid [5] HOMER Energy Support. Available at http://usersupport. homerenergy.com/ [6] STUCHLY J., MISAK S., PROKOP L.: ‘TechnoEconomic analyses of an off-grid system using HOMER simulation tool’. Proc. 8th Int. Scientific Symposium. Electrical Power Engineering, (Elektroenergetika), 2015, pp. 109–112 [7] SHAHIDEHPOUR M., PULLINS S.: ‘Microgrids, modernization, and rural electrification’, IEEE Electrif. Mag., 2015, 3, pp. 2–6

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EFICIÊNCIA ENERGÉTICA NA INDÚSTRIA DE ALIMENTOS: UMA REVISÃO SISTEMÁTICA DA LITERATURA

Angela Morandini Pradella1, Eduardo de Freitas Rocha Loures2, Sergio E. Gouvea da Costa3 & Edson Pinheiro de Lima4 Pontifícia Universidade Católica do Paraná - PUC-PR, Curitiba, Brasil & 4e.pinheiro@pucpb.br

1angelapradella@gmail.com, 2eduardo.loures@pucpr.br, 3s.gouvea@pucpr.br

Resumo Governos e empresas aumentaram os esforços para identificar ações mais eficazes para melhoria da eficiência energética nos processos de fabricação. O objetivo do trabalho é melhorar o processo de tomada de decisão com o aumento da qualidade da informação sobre os indicadores energéticos na indústria de alimentos. O planejamento da pesquisa envolve, o desenvolvimento de uma revisão sistemática de literatura (RSL) para levantar os indicadores de eficiência energética na indústria de alimentos, que servem de entrada para uma avaliação setorial, baseado em técnicas multicritério. Como resultado, da RSL são fornecidos seis critérios avaliados por especialistas do setor de alimentos, que embasam a proposta de avaliar o posicionamento dos setores em relação aos critérios. Os critérios avaliados foram: benchmark; indicadores chaves de desempenho; framework; monitoramento; ISO 50001 e tecnologias de comunicação de informação (TICs) na avaliação setorial. Os critérios foram avaliados com o método Analytic Hierarchy Process (AHP). O método estabelece quais deles são os mais importantes na indústria de alimentos, através de uma escala de avaliação. Os pesos atribuídos, foram levados para o método Preference Ranking Organization Method for Enrichment Evaluations (PROMETHEE), posicionando como está cada setor avaliado em relação aos critérios. Os critérios avaliados possuem aderência nos três setores pesquisados, com destaque para o setor de bebidas. Entre os critérios avaliados as TICs possuem destaque na preocupação com a indústria 4.0 no setor de alimentos. Palavras chave: eficiência energética, manufatura, indústria de alimentos, AHP, PROMETHEE. 1.

Introdução

A eficiência energética é uma palavra chave na indústria moderna sendo um fator essencial de competitividade, sustentabilidade e proteção ambiental [1]. Definida como a proporção da saída de um determinado dispositivo, sistema ou instalação de produção operando em condições padrão, para a quantidade de energia consumida por esse dispositivo, sistema ou instalação de produção para fornecer a saída [2]. A análise de indicadores de energia deve ajudar a relacionar mudanças de consumo de energia como: políticas de eficiência energética, políticas ambientais, mudanças de preços de energia, mudanças no comércio exterior de produtos intermediários ou finais intensivos em energia e impactos estruturais decorrentes de ciclos

econômicos para adaptar instrumentos melhoria da eficiência energética [3].

para

Para [4] o alimento é uma necessidade primária da existência humana. A indústria de alimentos possui grande importância no cenário energético. Podemos observar que o papel proeminente da indústria de alimentos se fortaleceu continuamente ao longo das últimas décadas. Dado o consumo alto de energia, as indústrias de processamento de alimentos enfrentam a necessidade de adotar medidas e ações para promover o bom uso da energia. Para [5] um indicador utilizado na avaliação do desempenho energético e da eficiência energética das instalações de fabricação de alimentos pode ser realizada através de benchmarking, método que consiste em

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comparar o consumo específico de energia (SEC) entre instalações com características similares [5]. 2.

com o PROMETHEE utilizado na segunda parte da avaliação setorial.

Objetivo

O artigo tem como objetivo, identificar os indicadores de eficiência energética adotados na manufatura em geral com posicionamento específico à indústria de alimentos. A análise deste domínio da eficiência energética é conduzida apoiando-se em método de revisão sistemática da literatura (RSL) nos temas relacionados aos indicadores na manufatura e na indústria de alimentos, a partir da literatura, com uma avaliação corroborada por especialistas de três setores de alimentos (bebidas, carnes e grãos), sobre o grau de importância dado a cada um dos indicadores na indústria de alimentos, com objetivo de entender o quanto os indicadores encontrados na literatura são conhecidos e adotados nas indústrias na prática, com o apoio dos métodos: Analytic Hierarchy Process (AHP) e Preference Ranking Organization Method for Enrichment Evaluations (PROMETHEE), para avaliação. 3.

Métodos

3.1 Método: Revisão Sistemática da Literatura O protocolo da revisão sistemática baseou-se nas etapas propostas por [6] e [7], como mostra a Figura 1. 3.2 Método Analytic Hierarchy Process (AHP) O método AHP é uma teoria de medição usada para gerar prioridades a partir de comparações de pares discretos e contínuos [8]. Baseia-se em três princípios do pensamento analítico: (a) construção de hierarquias, (b) estabelecimento de prioridades e (c) teste de consistência lógica [9]. Na indústria de alimentos o problema foi estruturado hierarquicamente entre: objetivo, critérios e subcritérios. Para definir a importância entre um elemento sobre o outro em um mesmo nível hierárquico, são construídas matrizes comparativas atribuindo-se notas de preferência aos elementos de acordo com a escala desenvolvida por [10]. Os valores foram atribuídos no AHP, utilizando o software Super Decisions ferramenta utilizada para suporte, que oferece uma interface amigável para avaliação de entrada e compatível

Figura 1: Protocolo da revisão sistemática. Fonte: Elaborado pelos autores

A Figura 2, demonstra a estrutura do modelo AHP, na proposta de avaliação adotada, onde primeiramente foram levantados os pesos dos seis subcritérios: Benchmark (BC); indicadores chaves de desempenho (KPI); Framework (FR): Monitoramento (MON); ISO 50001 e Tecnologias de comunicação de informação (ICT) os pesos encontrados, foram levados para o método Promethee. 3.3 Método PROMETHEE O PROMETHEE baseia-se em duas fases: construção de uma relação sobre classificação, agregando informações entre as alternativas e os critérios, e exploração dessa relação para apoio à decisão [11]. Os pesos foram retirados do método AHP (vetores de priorização) e transferidos para o método Promethee, sob a fundamentação de que quanto maior o peso mais importante é o critério e sua ponderação sobre a seleção da alternativa em evidência.

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medições de desempenho a nível nacional e político [13]. Em um nível desagregado, foram desenvolvidos estudos centrados na modelagem do consumo de energia, por exemplo, [14] um conjunto variável de abordagens para melhorar os desempenhos de eficiência energética na produção de máquina-ferramenta para planta. Figura 2: Estrutura AHP. Fonte:Elaborado pelos autores

Resultados

A indústria de alimentos não é considerada consumidora intensiva de energia, ou seja, o custo da energia representa apenas uma parte do custo total da produção [12], sendo um importante consumidor de energia devido a sua enorme escala. A fonte [4] corrobora a mesma percepção e ao fato de que, em comparação com outras indústrias como a indústria química ou a mineração, a indústria de alimentos não é uma indústria intensiva em energia e poluição, mas possui um impacto muito significativo na estabilidade da economia nacional e no meio de vida das pessoas, desenvolvimento econômico e estímulo da demanda doméstica. A indústria alimentar refere-se principalmente ao sistema industrial com atividades econômicas contínuas e organizadas, e as matérias primas são produtos ou semiprodutos da agricultura, silvicultura, pecuária, pescaria e indústria química. Com o desenvolvimento da tecnologia e a aplicação de realizações científicas e tecnológicas na indústria de alimentos, ela se modernizou e desenvolveu-se rapidamente. Para isso, os indicadores de desempenho possuem um papel significativo na avaliação da eficiência e eficácia energética e nos sistemas de fabricação para uma área de desempenho alvo (por exemplo: custos, sustentabilidade, inovação). Devido esta importância os esforços nas última décadas no meio acadêmico e na indústria mudaram para alcançar a eficiência energética na fabricação. Nesse contexto, muitos estudos discutiram medidas de eficiência energética, normas, regulamentos de rotulagem, métricas e

4.1 Análise Setorial Através da revisão da literatura realizada, foram mapeados os indicadores de eficiência energética encontrados na manufatura geral, posteriormente, os indicadores energéticos existentes na indústria de alimentos e os “gaps” existentes entre os setores. Esses resultados encontrados na análise da literatura, durante a fase da estratégia de pesquisa, permitiu levantar os seis critérios (indicadores) utilizados na avaliação setorial com a participação de especialistas do setor. Os diferentes aspectos da integração da eficiência energética na gestão da produção (medição; controle; melhorias e facilitadores) foram analisados do ponto de vista da literatura na manufatura em geral e na indústria de alimentos. O tema eficiência energética apresenta-se em discussão por governantes políticos e empresas há décadas. No entanto os resultados encontrados na literatura, destacados na figura 3, mostram muitas diferenças entre os setores, quando relatados os avanços alcançados com a adoção dos indicadores nas duas áreas (manufatura em geral e indústria de alimentos). A Figura 3, resume os elementos encontrados na literatura da manufatura; os elementos encontrados na literatura da indústria de alimentos e os “gaps” na indústria de alimentos para as áreas: de medição, controle, melhoria e facilitadores nos processos de produção, a figura foi baseada em [15]. Na área de medição, os indicadores chaves de desempenho estão disponíveis na manufatura de forma ampla, mas na indústria de alimentos eles não estão disponíveis para utilização nas plantas em processos específicos pela complexidade inerente ao sensoriamento e monitoramento de variáveis.

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produção, bem como a avaliação de potenciais investimentos em economia de energia. A infraestrutura das TICs das empresas industriais pode consistir em muitos sistemas diferentes como: Sistemas de Planejamento de Recursos Empresariais (ERP), Sistemas de Execução de Manufatura (MES), Sistemas de Gerenciamento da Cadeia de Suprimentos (SCM). A proposta das TICs está sendo relatada na indústria 4.0, e a indústria de alimentos terá a necessidade de fundamentar-se para desenvolver e melhorar os seus processos, suportada pela comunicação entre os equipamentos.

Figura 3: Abordagens na manufatura, na indústria de alimentos e os “gaps” identificados na literatura. Fonte: Elaborado pelos autores

Os indicadores de desempenho, estão ligados ao conteúdo energético e a produtividade, por exemplo: a produtividade é representada por P/E, onde P representa a quantidade produzida e E quantidade de energia em Kw. A literatura sinaliza um grande gap neste sentido, com pouca adoção na indústria de alimentos. A utilização destes indicadores possibilita a melhoria da eficiência energética nas plantas e reduz o uso da energia nos processos.

Para responder a avaliação, foram selecionados especialistas de setores que possuem destaque expressivo no cenário brasileiro, na produção de alimentos: setor de bebidas, carnes e grãos, sendo três avaliadores. A próxima seção utiliza o método AHP para avaliação dos vetores de priorização atribuídos a cada critério. 4.2 Análise Setorial pelo AHP Os resultados encontrados no AHP, são demonstrados na forma de gráfico radial (Gráfico 1), onde a maior importância dada pela indústria de alimentos é pelas TICs, o que capacita a indústria para as competências e a preocupação com a Indústria 4.0, com vetor de priorização resultante alto pela indústria, comprovando que as TICs estão altamente aderentes na indústria de alimentos.

No controle e melhoria existem métodos e ferramentas como: as auditorias energéticas e poupança de energia para manufatura e indústria de alimentos. Entretanto, estes estudos não possuem controles (ferramentas, técnicas, indicadores e métricas) que consigam ser replicados. São adotados apenas em estudos de caso, específicos na avaliação de processos e esses resultados gerados não são relevantes para outras fábricas do setor de alimentos. A indústria de alimentos exige estruturas conceituais para ferramentas de suporte de avaliação e decisão para adotar melhorias na eficiência energética. As TICs podem ajudar a gerenciar e reduzir o consumo de energia nos processos de fabricação. Podem sustentar o controle dos processos de

Gráfico 1. Análise dos resultados pelo AHP. Fonte: Elaborado pelos autores

Segundo os resultados, outra preocupação da indústria também está demonstrada pela avaliação do indicador Benchmark, que possui um vetor de priorização alto.

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O benchmark pode ser utilizado para comparar a eficiência das máquinas, das plantas, ou mesmo do setor. O monitoramento também aparece como uma preocupação para indústria, com vetor médio de priorização, está relacionado ao acompanhamento dos processos produtivos e detecção na ocorrência de falhas. 4.3 Avaliação PROMETHEE

Setorial

pelo

método

os setores com relação aos critérios, através das ponderações atribuídas em cada um deles. O setor de bebidas de uma forma geral se apresenta como o mais aderente aos critérios avaliados, pelo fluxo positivo como resultado. Os outros dois setores apresentam um fluxo negativo, mas com pouca diferença nos valores o que significa que os critérios são conhecidos mas a importância dada aos mesmo ainda é menor.

A estrutura de preferência do Promethee é baseada em comparações pairwise, de duas alternativas sobre determinado critério. Os seis critérios avaliados estão destacados no item 1 (figura 4), foram avaliados em uma escala de ponderação de 1-9 pontos, no AHP. O item 2 (figura 4), possui uma escala ascendente com os campos (min/max) e foram assinalados como maximização (“max”). O campo “pesos” possui as ponderações (vindas do AHP). No item 3 (figura 4), trazem as estatísticas de acordo com as parametrizações e será utilizada nos resultados do método. Para o último item 4 (figura 4), são apresentados os três setores avaliados (bebias, carnes e grãos) e ao lado os resultados, a demonstração de como estão cada um dos setores em relação aos critérios avaliados. A Figura 4, apresenta os resultados obtidos no Promethee.

Figura 5: PROMETHEE Rankings. Fonte: Elaborado pelos autores

Discussão

Importante destacar que a percepção dos especialistas brasileiros, não é a mesma encontrada na literatura, porque os indicadores utilizam diferentes nomenclaturas e métodos de medições que normalmente não são usuais e aplicáveis aos processos de fabricação de alimentos.

Figura 4: Resultados do Promethee. Fonte: Elaborado pelos autores

A Figura 5, apresenta o ranking dos três setores avaliados: bebidas, carnes e grãos, relacionados aos seis critérios. Este espaço de avaliação posicionou

O que ocorre é uma dificuldade no entendimento destes indicadores levantados na literatura, que podem estar sendo medidos, mas com nomenclaturas diferentes nas indústrias brasileiras. Com esta constatação, a avaliação foi feita com base nos indicadores que possuem entendimento comum na literatura e na indústria, são eles: benchmark, indicadores chaves de desempenho (KPI), framework, monitoramento, ISO 50001 e tecnologias de informação de comunicação.

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Os resultados encontrados no AHP, relatam uma preocupação maior do setor de alimentos no avanço das tecnologias TICs, o que orienta o campo de alimentos para a Indústria 4.0, com vetor de priorização resultante alto pela indústria, mas em contrapartida sofrem de grande falta de informação. Segundo os resultados, outra preocupação da indústria é o Benchmark, que também resultou em um vetor de priorização alto, mas possui baixa adoção em países como Brasil, pois não possuem indicadores de comparação entre setores. O monitoramento também aparece como uma preocupação para indústria, com vetor médio de priorização, está relacionado ao acompanhamento dos processos produtivos e detecção na ocorrência de falhas. Com os indicadores de desempenho, as preocupações são menores, pela falta de entendimento e conhecimento para adotar indicadores de desempenho nas indústrias.

Figura 6: Tabela de fluxo do PROMETHEE. Fonte: Elaborado pelos autores

A ISO, também atende como uma menor preocupação, pois depende de um sistema de gestão de energia (SGE) que a fábrica deve possuir para resultados e certificações como a ISO 50001, e isso depende de investimentos, treinamentos e melhoria contínua. O framework apresenta-se com baixa pontuação e desconhecido nos setores avaliados na pesquisa. Nos resultados do PROMETHEE, para cada alternativa, dois índices são calculados a partir dos índices de preferências: o fluxo positivo (Φ+) representa o quanto uma dada alternativa é melhor que as outras e o fluxo negativo (Φ-), expressa o quanto uma alternativa é superada pelas demais, tendo como resultante o “Phi” sobre cada critério. A Figura 6, demonstra que o setor de bebidas possui um Phi+ corroborando os resultados do AHP que

apontam como o setor que possui as maiores notas nos critérios avaliados. Os resultados obtidos com os dois métodos AHP e Promethee permitiram posicionar como está cada um dos seis critérios (indicadores), avaliados através das ponderações em três setores na indústria de alimentos, segundo a literatura e especialistas. 6.

Conclusão

A principal contribuição da pesquisa está no levantamento dos indicadores de energia utilizados na indústria de alimentos e na identificação dos seis critérios avaliados no setor de alimentos, vistos como os mais importantes segundo a literatura. Para entender a aproximação e a evolução da indústria com o tema estudado. Esta avaliação foi habilitada pelos métodos AHP e Promethee que permitiram ranquear esses resultados nos três setores. As avaliações destacaram que o tema eficiência energética ainda não é amplamente explorado pelas indústrias e que o conhecimento dos indicadores e de tecnologias de eficiência energética ainda é baixo. A pesquisa identificou alguns destaques. Existem soluções disponíveis para medição, controle e melhoria dos processos para ambos os casos (manufatura e a indústria de alimentos). Os avanços nas melhorias estão mais distantes quando são relacionados às implementações por múltiplos fatores destacados nas discussões do trabalho. Ocorre uma lacuna grande entre as soluções disponíveis e a implementação real nas empresas. Este estudo direcionado para a indústria de alimentos, com avaliação especifica do setor, sobre a abordagem de indicadores para medição e avaliação do campo, através de métodos multicritério não é encontrado na literatura. Desta forma, poderia ser um dos esforços na tentativa de melhorar e ampliar as pesquisas no campo da eficiência energética na indústria de alimentos. 7.

Agradecimentos

O presente trabalho foi realizado com apoio da Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - Brasil (CAPES) - Código de Financiamento 001

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Referências

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MICROGERAÇÃO

A PARTIR DE UM MONITORAMENTO E ANÁLISE DE DADOS

AEROGERADOR:

Wanderson Francisco Lopes1, Julio Shigeaki Omori2, Leonardo Gomes Tavares3 & Fabrízio Nicolai Mancini4 Universidade Positivo - UP, Curitiba, Brasil

1wanderson_lopes1@hotmail.com, 2julio.omori@up.edu.br, 3leonardo.tavares@up.edu.br

& 4fabrizio.mancini@up.edu.br

Resumo O presente artigo tem como foco a análise de dados de geração a partir um Aerogerador de pequeno porte (3kW). Visto que o Brasil possui grande potencial para geração através de fontes eólicas e a tendência é que esse tipo de aproveitamento energético passe a ocupar cada vez mais espaço não só na matriz energética brasileira, mas também na matriz mundial. Este artigo contempla informações sobre a instalação civil e elétrica do Aerogerador de pequeno porte. Utilizando um analisador de energia trifásico Fluke 1735 Power Logger Analyst foi feito a análise da qualidade de energia gerada e com um anemômetro com biruta eletrônica e datalogger SD, pôde-se estudar dois pontos localizados na Universidade Positivo, com potencial eólico de geração. Os resultados foram apresentados com o auxílio do LabVIEW, um software criado para aplicações que envolvam medições, controle e testes. Neste foi elaborado estruturas nas quais é possível observar, a comparação dos dados adquiridos pelo anemômetro, nos pontos medidos e também apresentação de dados como tensão, corrente, potência ativa, fator de potência e taxa de distorção harmônica de tensão e corrente, coletados pelo medidor de energia PowerLogic ION8600 e pelo analisador de qualidade de energia, Fluke 1735 Power Logger Analyst. Palavras-chave: Aerogerador. Matriz Energética. Anemômetro. Potencial eólico. Monitoramento. 1.

Introdução

A matriz energética brasileira ainda tem sua maior parcela concentrada em combustíveis fósseis, fontes não renováveis. Entretanto a balança não está tão desigual, devido ao grande potencial energético do Brasil para geração de energia elétrica por meio de fontes renováveis, tendo como destaque a geração hidroelétrica [1]. Em 2017, a Oferta Interna de Energia Elétrica (OIEE) chegou a 624,3 TWh, montante 0,7% superior ao de 2016 (619,7 TWh). Por fonte, merece destaque a eólica com expansão de 26,5% em 2017, mais de 8,9 TWh, quando comparado a 2016, saindo de 33,5 TWh e chegando a 42,4 TWh no ano de 2017 [1]. Antes de instalar um Aerogerador deve-se estudar o potencial eólico da região afim de escolher possíveis pontos favoráveis para geração. No caso estudado a velocidade do vento precisava estar entre 3 a 12,5 m/s para o sistema gerar

energia. Após a escolha e instalação é importante realizar alguns testes funcionais, como analise da qualidade de energia no local, para constatar-se o mesmo está dentro das normas técnicas legais para seu funcionamento. O presente artigo contempla este estudo do potencial eólico de dois pontos localizados na Universidade Positivo e a realização de testes funcionais, afim de verificar a eficiência do Aerogerador estudado e se o mesmo está dentro dos limites estipulados pelas normas técnicas legais. 2.

Objetivo

O intuito deste trabalho é documentar e disponibilizar informações de monitoramento de uma planta didática com um aerogerador para permitir pesquisa dentro da Universidade Positivo. Os objetivos específicos focaram-se em realizar o monitoramento da potência gerada no Aerogerador; Estudar as curvas de vento do local

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onde se encontra o Aerogerador e de mais um ponto, sendo este o ponto mais alto da Universidade Positivo viável a instalação do equipamento de medição; Parametrizar a curva de geração do inversor, isto é, deixar seus parâmetros técnicos da forma mais adequada possível para a condição de vento no local atual; Verificar a eficiência e o rendimento do Aerogerador em questão e finalmente efetivar a comunicação on-line do gerador com o sistema de medição. 3.

Métodos

O método utilizado para realizar a pesquisa decorreu primeiramente da instalação civil e elétrica do Aerogerador, posteriormente realizou-se a escolha de um instrumento para medição e armazenamento dos dados de velocidade do vento, com vistas a estudar o potencial eólico de geração e, por fim, efetuar os testes funcionais do Aerogerador.

não envolvidas no projeto foi desenvolvida uma grade de proteção, inclusive com o intuído de proteger os componentes contra ações de terceiros [2]. Instalação elétrica Com o painel de componentes já finalizado foi iniciada a instalação dos componentes do sistema, o primeiro passo da instalação elétrica foi montar o quadro de proteção e distribuição, Figura 2, no qual estão contidos: Chave SHUNT (LIGA/DESLIGA freio do Aerogerador); Disjuntor de proteção do Aerogerador; Disjuntor de proteção conexão com a rede; Tomada alimentação; Data Logger e Bornes para conexão.

Instalação civil Como a estrutura do Aerogerador é robusta a realização desta etapa foi auxiliada pela equipe de engenharia civil da Universidade Positivo a qual ficou responsável por projetar e construir a base, na qual foi fixada a torre e o Aerogerador conforme ilustrado na Figura 1.

Figura 2 - Quadro de proteção e distribuição do sistema Fonte: Elaborado pelos autores com base em [2]

Após a finalização da montagem do quadro de proteção e distribuição, todos os componentes do painel foram fixados respeitando as medidas especificadas no layout. Junto a esta etapa de fixação de componentes as eletrocalhas metálicas por onde devem percorrer os cabos também foram cortadas conforme as dimensões projetadas. Figura 1 - Base de fixação da torre do Aerogerador Fonte: Elaborado pelos autores com base em [2]

Para abrigar os componentes do sistema foi construída uma estrutura com dimensões baseadas nas especificações do fabricante, o qual determina algumas distâncias mínimas e quais os componentes devem ser fixados distantes de obstáculos. Para impedir a aproximação de pessoas

A estrutura geral do Aerogerador é constituída dos seguintes componentes: controlador modelo GCB 20KW, Resistor de carga, Inversor modelo GCI-3K-2G-W, Data Logger modelo Wifi Kit SWE01S Ginlong e o Medidor de consumo de energia (PowerLogic ION8600). Tal estrutura está ilustrada na Figura 3 [2].

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centro esportivo. A escolha deste local se deve ao fato dele ficar situado no ponto mais alto da Universidade Positivo, assumindo que neste ponto é possível obter-se dados para avaliar o potencial para geração de energia elétrica através de uma fonte eólica, viabilizando a comparação dos dados de um segundo local, no qual será instalado o aerogerador. Para o Aerogerador In-Vento funcionar de forma adequada, a velocidade do vento precisa ser maior que 3 m/s e menor que 12,5 m/s. Pois, se a velocidade do vento for menor que 3 m/s o Aerogerador permanece parado, e se for superior a 12,5 m/s ele entra em modo de proteção [3]. Avaliação prática do Aerogerador Para o Aerogerador In-Vento funcionar de forma adequada faz-se necessário avaliar alguns parâmetros como: Tensão e corrente presente na rede. Fator de potência e a potência ativa presente na rede. Total de Distorções Harmônicas provocados por pelo sistema. Figura 3 - Painel de componentes do Aerogerador Fonte: Elaborado pelos autores com base em [3]

Aerogerador in-vento O Aerogerador In-vento foi projetado para fornecer energia em lugares abertos e, também, no topo de prédios. Esse modelo consiste em uma torre de 12 m, 3 pás de design aerodinâmico, para melhor aproveitamento do vento, e turbinas de eixo horizontal. A turbina possui um leme direcional, também conhecida como calda, a qual posiciona o Aerogerador na direção em que o vento se encontra. Esse tipo de Aerogerador é do tipo síncrono de imã permanente e foi desenvolvido para geração de energia de rotação variada [4]. Pontos de medição Após analisar alguns pontos com potencial para geração de energia eólica, dentro na Universidade Positivo Campus Ecoville, foram definidos dois pontos para a instalação do anemômetro. O primeiro local determinado para sua instalação foi em cima da caixa da água do

Com o objetivo de realizar estas medições foi utilizado o analisador de energia trifásico Fluke 1735 Power Logger Analyst, obtendo medidas de Fator de Potência, tensão, corrente, harmônicas, entre outras medidas uteis para analisar a qualidade de energia entregue a carga. Após analisar estas medidas foi observado se elas estão adequadas com os valores previstos em suas determinadas normas técnicas [4]. Outro teste realizado foi referente ao comportamento do Aerogerador com ou sem a conexão com a rede, respeitando os requisitos estipulados na NTC 905200 (Acesso de Micro e Minigeração Distribuída ao Sistema da COPEL), e os meios de segurança neste aspecto, tratados na NBR 16150:2013 (Sistemas Fotovoltaicos (FV) – Características da interface de conexão com a rede elétrica de distribuição – Procedimentos de ensaio de conformidade), na qual se visualiza, por exemplo, a proteção contra ilhamento, à norma discute e prevê que os sistemas fotovoltaicos devem cessar o fornecimento à rede em até dois segundos após a perda de referência [4].

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Licença ambiental

Cópia de instrumento jurídico que comprove o compromisso de solidariedade entre integrantes (se houver) e Documento que comprove o reconhecimento pela ANEEL, da cogeração qualificada (se houver).

•

Para se instalar um sistema de microgeração eólica, se faz necessário a Licença Ambiental Simplificada ou Licença Prévia, Licença de Instalação e Licença de Operação. Após um longo processo foi obtida a licença ambiental salientando a Secretaria municipal do meio ambiente que o requerimento do uso do Aerogerador é para fins acadêmico, modelo de demonstração de geração de energia no quadro elétrico da Universidade Positivo. Após a vistoria do órgão ambiental foi confirmado que a implantação e uso do Aerogerador não atingirão os bosques nem árvores isoladas. Então foi concedida esta licença ambiental e para validação desta se fez necessário, em função do artigo 21 da Lei Municipal no 9806/2000, efetuar o plantio de uma muda de espécie florestal nativa da região de Curitiba, com altura mínima de 1,0 (um) metro, sendo plantado uma muda de quaresmeira no entorno do lago da Universidade Positivo [3]. Solicitação de acesso Para a instalação do Aerogerador foi necessário enviar um requerimento a Copel, com o Formulário de Solicitação de Acesso contendo os seguintes anexos: •

ART do Responsável Técnico pelo projeto elétrico e instalação do sistema de Microgeração; Diagrama unifilar contemplando Geração/ Proteção (inversor, se for o caso) / Medição e memorial descritivo da instalação;

•

Certificado de conformidade do inversor e número de registro de concessão do Inmetro do inversor para a tensão nominal de conexão com a rede;

•

Dados necessários para o registro da central geradora conforme disponível no site da ANEEL; Lista de unidades consumidoras participantes do sistema (se houver) indicando a porcentagem de rateio dos créditos e o enquadramento conforme incisos VI a VIII do art. 2º da Resolução Normativa nº 482c2012;

Após obter a licença ambiental, os documentos requeridos para aprovação do projeto, foram submetidos à avaliação da Copel, a qual aprovou o projeto no dia 26/10/2017. Após a vistoria por funcionários da Copel, no dia 09/11/2017 foi constatado que faltava instalar uma placa junto ao ponto de medição da Universidade constando a existência de um ponto de geração distribuída, a qual foi confeccionada. A Copel ao receber a informação de que a placa já se encontrava instalada deu continuidade ao processo e no dia 22/11/2017 obteve-se o aval final da Copel para funcionamento do Aerogerador [3]. 4.

Resultados

Esta seção tem como objetivo descrever os detalhes do trabalho prático realizado, para tal será apresentada as etapas de instalação dos equipamentos de medição, testes e análises de dados, bem como os resultados obtidos nestes processos. Instalação do anemômetro no 1° ponto Como proposto na pesquisa foi escolhido um local da Universidade Positivo para se realizar a medição da velocidade do vento afim de concluir quais dias ao longo do período em que o anemômetro ficou instalado neste local que a velocidade do vento ultrapassou os 3m/s, velocidade em que o Aerogerador entra em operação segundo o fabricante. Para a instalação fez-se necessário o auxílio da equipe de manutenção da Universidade, a qual no dia 13/05/17 instalou o equipamento anemômetro no topo da caixa da água do centro esportivo da Universidade Positivo, local escolhido por se tratar do ponto mais alto da Universidade [4]. Com a estrutura montada no software LabView obtive-se o gráfico do comportamento do vento neste ponto, representando pela Figura 4. Analisados estes dados pode-se concluir que, se o Aerogerador estivesse sido instalado neste

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ponto, o mesmo teria um aproveitamento de 27,75% no tempo em que o instrumento ficou instalado neste ponto, obtendo uma velocidade média de 2,28 m/s. Instalação do anemômetro no 2° ponto

Após o anemômetro permanecer durante 33 dias instalado na caixa da água do centro esportivo, este foi instalado no dia 28/07/17 junto ao poste que sustenta o Aerogerador. Na Figura 5 está representando o gráfico do comportamento do vento neste ponto [4].

Figura 4 - Dados de velocidade do vento no Aerogerador no 1° ponto Fonte: Elaborado pelos autores com base em [3]

Figura 5 - Dados de velocidade do vento no Aerogerador no 2° ponto Fonte: Elaborado pelos autores com base em [3] ______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

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Comparado com o ponto anterior pode-se concluir que se o Aerogerador obteve um desempenho inferior, decorrente de algumas restrições físicas neste segundo ponto, como o colégio internacional, que é uma barreira para a passagem do vento.

medidas e o medidor PowerLogic ION8600, o qual além de ser utilizado para registro de grandezas que foram utilizadas para alimentar a programação do Software LabView, foi utilizado para realizar o acesso remoto dos dados gerados pelo Aerogerador [4].

Outro ponto que se pôde destacar é a diferença de altura entre os dois pontos, como o ponto onde se situa o Aerogerador é inferior ao primeiro, por características naturais apresenta uma velocidade do vento de menor intensidade. Com estas limitações as medições revelaram uma possibilidade de operação em 9,77% do tempo, valor bem inferior quando comparado com o primeiro ponto analisado, obtendo uma velocidade média de 1,54 m/s [4].

Foi possível obter valores de corrente e potência os quais estão de acordo com a curva inserida, variando segundo a tensão gerada no Aerogerador, a qual aumenta e diminui em razão da variação do fluxo de vento presente no local. Quando ajustado para operar nesta curva obtive-se uma tensão por fase que variou em uma faixa de 126,9 a 130,4V.

Testes com Aerogerador operando Nesta etapa foram efetuados vários testes com o Aerogerador liberado para operar. Dois equipamentos foram essenciais para registrar os dados, o Fluke 1735 Power Logger Analyst com o qual foi possível obter os gráficos das grandezas

A corrente obtida enquanto estava gerando não foi constante, variando entre 2,28 A e 13,28 A. A frequência manteve-se equilibrada na faixa dos 60 Hz. A potência ativa total gerada variou de 280 W a 3064 W como representado pela Figura 6. O fator de potência também se alterou durante os testes, variando de 0,580 a 0,999.

Figura 6 - Potência ativa total, no teste estudado Fonte: Elaborado pelos autores com base em [3]

A taxa de distorção harmônica total de tensão variou pouco, mantendo-se entre 1,2 % a 2,1 %. Pode-se constatar que quanto maior a potência instantânea, menor o percentual da taxa de

distorção harmônica de corrente. Por exemplo, em um dado instante foi gerada uma potência de 312 W na fase B e a THDi neste instante foi de 5,8 %, em contrapartida no instante que a potência gerada era

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mais baixa a THDi era maior, por exemplo, no instante que foi gerada uma potência de 129,9 W na fase B, a THDi neste instante foi de 11,9 %. Na Figura 7 é apresentado o gráfico da taxa de

Discussão

distorção harmônica total de tensão e de corrente obtida.

Figura 7 - THD de tensão e corrente, no teste estudado Fonte: Elaborado pelos autores com base em [3]

Para o caso de geradores eólicos comparar trabalhos similares afim de observar a questão de aproveitamento e aplicação não é algo tão trivial nem exato, pois os dados obtidos variam devido às questões geográficas de cada localidade. Trabalhos similares Foi realizado um estudo sobre Aerogeradores de pequeno porte no Campus da Faculdade Assis Gurgacz (FAG) e, segundo os autores, os resultados encontrados forneceram dados e números satisfatórios para que possam ser instaladas turbinas de pequeno porte em domicílios, nos dando a real situação da região [5]. A metodologia de pesquisa foi realizada principalmente através de dados preexistentes, literaturas, artigos relacionados ao assunto proposto. Apesar de ter um foco de trabalho de campo, grande parte do trabalho foi realizada em escala laboratorial e consistiu em coletar dados existentes e compará-los com informações levantadas ao decorrer da pesquisa [5]. A análise feita com os dados de velocidade de ventos da

região de Cascavel – PR, especificamente no campus da FAG. O sistema eólico de geração de energia da FAG possui uma turbina do fabricante Anern de 2 kW [5] e sua curva característica do Aerogerador aponta para, com um vento de 9 m/s a potência fornecida pelo equipamento ser de 2000 W, o que permitiu com base nos dados tabulados estabelecer para Cascavel o montante de energia a ser produzida [5], conforme a Tabela 1. Tabela 1. Quantidade de Energia Fornecida em kWh Vento (m/s)

Energia Gerada dia (kWh)

Energia Gerada mês (kWh)

Junho

1,91

10,18

305,6

Julho

1,45

7,73

232

Agosto

3,51

18,72

561,6

Setembro

2,84

15,14

454,4

Outubro

2,72

14,5

435,2

Média Mês

Fonte: Elaborado pelos autores com base em [5]

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Esse estudo revelou que a geração de energia pode suprir as necessidades de uma residência familiar, analisando a fatura de uma residência composta por 5 pessoas, observado um gasto médio mensal de 250 kWh de energia elétrica [5]. A média de geração de energia dos meses em estudo foi de aproximadamente 400 kWh e o restante pode ser armazenada em baterias para ser utilizada posteriormente em dias sem ventos, com o conceito de geração distribuída, muito utilizada em zonas rurais e locais de difícil acesso [5]. 6.

Conclusão

Antes de instalar um Aerogerador deve-se estudar o potencial eólico da região afim de escolher possíveis pontos favoráveis para geração. Para realizar esse estudo foram escolhidos dois pontos distintos da Universidade Positivo, instalando instrumentos para medir a velocidade do vento, o anemômetro, e com os dados coletados pode-se verificar que na caixa da água do centro esportivo possuiu um potencial maior para geração, 27,75% contra 9,77% de possibilidade de funcionamento do aerogerador no período medido.

Referências

[1] BRASIL, Ministério de Minas e Energia (Org.). RESENHA ENERGÉTICA BRASILEIRA. Edição de Junho de 2018. [2] ALVES, D. R.; BERGAMASCO L. W. Microgeração a partir de um Aerogerador: Estudo, Instalação e Conexão em paralelo com a rede elétrica. Universidade Positivo, Campus Ecoville, Curitiba, PR, 2016. [3] DENDEVITZ, G.; LOPES, W. F. Microgeração a partir de um Aerogerador: Monitoramento e Análise de dados. Universidade Positivo, Campus Ecoville, Curitiba, PR, 2017. [4] ZM, Hidro metalúrgica. Manual do Usuário Aerogerador In-Vento 3kW. Maringá, PR, 2015. [5] PARIZOTTO, R. R., et al. Análise e viabilidade técnica de implantação de aerogeradores eólicos de pequeno porte em residências. Acta Iguazu, Cascavel, v.1, n.4, p. 55-64, 2012.

O Aerogerador foi submetido a alguns testes funcionais com relação à análise da qualidade de energia no local. Na configuração final foi obtido dados de corrente que variaram entre 2,28 A a 13,28 A e de potência ativa total gerada que variou entre 280 A a 3064 W. O fator de potência oscilou entre 0,580 a 0,999. Foi observado que quanto mais próximo o Aerogerador operava da sua potência nominal menor era a THDi e mais próximo de 1 era o fator de potência. Concluindo-se que a melhor análise dos parâmetros como fator de potência e THDi se dão efetivamente quando o Aerogerador opera com potência nominal. Nos testes de ilhamento do gerador também se pode perceber um bom desempenho funcional. Por fim é possível considerar o resultado de todo o projeto como adequado por permitir o registro de todos os eventos propostos, desde a medição com o anemômetro até os parâmetros elétricos do aerogerador em funcionamento, demonstrando resultados satisfatórios do parâmetro elétrico quando a geração atingiu a potência nominal do sistema. ______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

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SISTEMA

DE CARREGAMENTO DE BATERIAS CAMINHÕES UTILIZANDO A ENERGIA SOLAR

PARA

Cassiano Porcides1, Felipe Luciano da Silva², Leandro Siqueira Kudla³, Marlon Subtil Pazinato4, Rodrigo Octavio da Cruz Amaral5, Rafael Martins6 & José Frederico Rehme7 Universidade Positivo - UP, Curitiba, Brasil

1cassiano_porcides1@hotmail.com, 2felipe_luciano03@hotmail.com, 3leandro.kudla@electrolux.com, 4marlonpazinato@gmail.com, 5rodrigol7@hotmail.com, 6rafaelmartinscuritiba@gmail.com

& 7fredrehme@up.edu.br

Resumo No transporte de cargas nas estradas brasileiras, é comum os caminhoneiros utilizarem em seus veículos energia elétrica para carregar um celular, assistir televisão, ou ainda manter ligado um refrigerador para seus alimentos. Uma alternativa é a conexão de um inversor na sua bateria, consumindo parte da energia armazenada nela, que a princípio designada apenas para a operação do veículo. Para manter essa bateria carregada, é necessário que o caminhão permaneça ligado. Com isso, há consumo de combustível, desconforto com fumaça e ruído. Geralmente esses caminhões utilizam duas baterias 12 V/170 A em série, totalizando 24 V, e são recarregadas utilizando o alternador do caminhão, ligado ao motor através de correia. Porém, se o veículo estiver desligado, após algum tempo de uso essas baterias têm sua carga reduzida. Como alternativa, um sistema de carregamento através de energia solar pode ser sobreposto. O foco desse trabalho é propor o dimensionamento de uma geração solar aplicado a caminhões que irá resolver ou minimizar os efeitos do problema mencionado acima. Palavras-chave: Caminhão com Fonte de Energia Fotovoltaica, Energia Fotovoltaica, Suprimento de Energia Elétrica para Veículos. 1.

Introdução

É comum caminhoneiros utilizarem em seus veículos energia elétrica para carregar um celular, assistir televisão, ou ainda manter ligado um refrigerador para seus alimentos. Em um caminhão convencional, a única opção para que essa demanda elétrica seja suprida é pela conexão de um inversor na sua bateria, consumindo parte da energia armazenada nela, a princípio designada apenas para a operação do veículo e seus sistemas embarcados. Para manter a bateria carregada, é necessário que o caminhão permaneça com o motor ligado. Além de consumir o combustível destinado para a viagem, isto causa desconforto (ruído, fumaça). Geralmente esses caminhões utilizam duas baterias 12 V/170 A em série, totalizando 24 V, e são recarregadas utilizando o alternador do caminhão, ligado ao motor através da correia. As baterias são

utilizadas para realizar a partida do motor de arranque, alimentam o sistema de proteção do motor, sensores, acionadores, iluminação e ar condicionado. Porém, se o veículo estiver desligado, após algum tempo de uso do equipamento essas baterias têm sua carga reduzida e não conseguem mais suprir toda a demanda. Para realizar a carga das baterias durante o tempo em que o caminhão se encontra desligado, uma solução é utilizar um sistema de carregamento com a conversão da energia solar em elétrica. Utilizando um painel fotovoltaico ligado a um controlador de carga, pode-se recarregar as baterias e alimentar os circuitos elétricos do caminhão. Rizzo em [1] apresenta as principais dificuldades e aplicações na comunidade automotiva, pode se observar também que os estudos estão encontrando soluções que mesmo que

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essa alternativa tenha gastos mais elevados os usuĂĄrios estĂŁo dispostos a pagar o preĂ§o por um carro mais independente e que ao mesmo tempo contribua para um planeta melhor, sem queima de combustĂveis fĂłsseis. 2.

Objetivos

A proposta apresentada neste trabalho tem como objetivo geral projetar um sistema de carregamento de baterias automotivas para utilizaĂ§ĂŁo em caminhĂľes, empregando a conversĂŁo fotovoltaica. Na Figura 1 pode-se observar o diagrama em blocos do projeto. Mantendo o foco no objetivo geral, algumas etapas sĂŁo aqui descritas como objetivos especĂficos, necessĂĄrios para atendimento da proposta: Definir um local geogrĂĄfico para o estudo; Levantar as cargas elĂŠtricas para os cĂĄlculos; Realizar o dimensionamento do painel fotovoltaico, baterias, controlador de carga e inversor; Calcular o investimento do projeto.

de transporte de cargas. Na sequĂŞncia, parte-se para uma pesquisa das soluĂ§Ăľes existentes no mercado e finalmente realiza-se o dimensionamento desejado baseado em manuais, normas, mapas e tabelas de radiaĂ§ĂŁo solar e nos conhecimentos desenvolvidos. 4.

Resultados

Este tĂłpico inicia-se com o Levantamento de Carga. Em seguida ĂŠ realizado o cĂĄlculo do banco de baterias, estipulando-se a tensĂŁo, carga e quantidades necessĂĄrias. O Inversor ĂŠ dimensionado com suas potĂŞncias e folgas, mĂłdulo painel fotovoltaico, potĂŞncia e quantidade do mesmo ĂŠ calculado em seguida, para que, por fim, o controlador de carga seja definido com uso dos dados jĂĄ levantados. Levantamento de carga EstĂĄ sendo considerado que em movimento ou motor ligado, o sistema elĂŠtrico original do caminhĂŁo irĂĄ suprir todas as cargas. Ă&#x20AC; noite ou em outras condiĂ§Ăľes de parada, a energia para as cargas de conforto e acessĂłrias nĂŁo serĂŁo alimentadas pela bateria do caminhĂŁo, e sim pela bateria do sistema fotovoltaico. Para tanto, o sistema fotovoltaico atenderĂĄ demandas tais como iluminaĂ§ĂŁo, um ventilador para dias muitos quentes, e tomada auxiliar para carregamento de celulares ou notebook.

Tabela 1 - Levantamento de Carga Levantamento das Cargas Qnt. P[W] Tempo [h] IluminaĂ§ĂŁo 1 25 2 Ventilador 1 100 2 Tomada aux. 1 100 2 Total 3 225 8 DescriĂ§ĂŁo

[Wh/dia] 50 200 200 450

Fonte: Elaborado pelos autores com base em [3, p. 11] Figura 1 - Diagrama em Blocos Fonte: Elaborado pelos autores.

MĂŠtodo

A atividade se inicia com um levantamento bibliogrĂĄfico referente ao Estado da Arte em PainĂŠis Fotovoltaicos para geraĂ§ĂŁo de energia em veĂculos

O consumo total diĂĄrio das cargas levantadas ĂŠ de 450 Wh. Considerando um rendimento de 80%. A Energia Real DiĂĄria (Er) e a Energia Consumida durante o total de um mĂŞs (Em) sĂŁo apresentadas nas equaĂ§Ăľes (1) e (2). đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x201C; =

đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x2026; đ?&#x2019;&#x201C;

đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x17D; đ?&#x;&#x17D;.đ?&#x;&#x2013;

= đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;?, đ?&#x;&#x201C; đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;/đ?&#x2019;&#x2026;đ?&#x2019;&#x160;đ?&#x2019;&#x201A;

(1)

______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da IndĂşstria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | ParanĂĄ | Brasil

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Er = Energia real diĂĄria; Ed= Energia diĂĄria a ser fornecidas Ă s cargas; r = Rendimento global do sistema; đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x17D; = đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x201C; â&#x2C6;&#x2014; đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x17D;. đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;? = đ?&#x;?đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;?đ?&#x;?đ?&#x;?, đ?&#x;?đ?&#x;&#x201C; đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;/đ?&#x2019;&#x17D;đ?&#x2019;&#x2020;đ?&#x2019;&#x201D;

(2)

Em = Energia consumida durante um mĂŞs; Er = Energia real diĂĄria;

Portanto, de acordo com a equaĂ§ĂŁo (1), o consumo real a ser suprido deverĂĄ ser de 562,5 Wh/dia, ou 17.111,25 Wh / mĂŞs visto em (2) A potĂŞncia necessĂĄria do sistema fotovoltaico ĂŠ dada pela seguinte fĂłrmula (3), considerando-se a regiĂŁo de Curitiba como referĂŞncia de localizaĂ§ĂŁo: đ?&#x2018;ˇ=

đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x17D;

đ?&#x2018;°â&#x2C6;&#x2014;đ?&#x2019;&#x201C;â&#x2C6;&#x2014;đ?&#x2019;?

đ?&#x;?đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;?đ?&#x;?đ?&#x;?,đ?&#x;?đ?&#x;&#x201C;

đ?&#x;&#x2019;.đ?&#x;?đ?&#x;&#x2014;â&#x2C6;&#x2014;đ?&#x;&#x17D;,đ?&#x;&#x2013;â&#x2C6;&#x2014;đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x17D;,đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;?

= đ?&#x;?đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x2022;. đ?&#x;&#x2013;đ?&#x;&#x2018; đ?&#x2018;ž

(3)

P = PotĂŞncia necessĂĄria;

Em = Energia consumida durante um mĂŞs; I = Ă?ndice solarimĂŠtrico de pior caso de Curitiba = 4.19 kWh/mÂ˛/dia; r = rendimento global do sistema; n = mĂŠdia de dias em um mĂŞs; O Ăndice solarimĂŠtrico ĂŠ obtido em [4], atravĂŠs do programa SunData. Este ĂŠ atualizado com o banco de dados do Atlas Brasileiro de Energia Solar - 2ÂŞ EdiĂ§ĂŁo [5]. O dado ĂŠ obtido apĂłs se preencher a localizaĂ§ĂŁo geogrĂĄfica do local desejado. Com isto o programa oferece os dados de irradiaĂ§ĂŁo solar. Na Tabela 2 pode-se observar o Ăndice utilizado na equaĂ§ĂŁo (3) em destaque, equivale a menor mĂŠdia em um perĂodo de um ano. Tabela 2 - IrradiaĂ§ĂŁo solar â&#x20AC;&#x201C; SunData.

Fonte: [4].

Banco de Baterias O banco de baterias ĂŠ responsĂĄvel por acumular a energia coletada dos mĂłdulos fotovoltaicos. Ă&#x2030; aqui dimensionado de forma a ter uma autonomia que atenda atĂŠ trĂŞs dias de carga. O valor de tensĂŁo do banco de baterias ĂŠ o mesmo da

tensĂŁo do sistema original da eletrĂ´nica embarcada do caminhĂŁo, 24 V. A capacidade Ăştil do banco de baterias (Cu) ĂŠ uma funĂ§ĂŁo da tensĂŁo do sistema e da energia real diĂĄria (Er), de dias de autonomia (N) e da tensĂŁo do sistema (V), exposto na fĂłrmula (4). đ?&#x2018;Şđ?&#x2019;&#x2013; =

đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x201C;â&#x2C6;&#x2014;đ?&#x2018;ľ đ?&#x2018;˝

đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;?,đ?&#x;&#x201C;â&#x2C6;&#x2014;đ?&#x;&#x2018; đ?&#x;?đ?&#x;&#x2019;

= đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;&#x17D;, đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;? đ?&#x2018;¨đ?&#x2019;&#x2030;

(4)

Cu = Capacidade Ăştil do banco de baterias; Er = Energia real diĂĄria; N = NĂşmero de dias de autonomia; V = TensĂŁo contĂnua adotada no sistema;

Considerando uma profundidade de descarga (Pd) de 60%, a capacidade real (Cr) do banco de bateria pode ser observada de acordo com a equaĂ§ĂŁo (5): đ?&#x2018;Şđ?&#x2019;&#x201C; =

đ?&#x2018;Şđ?&#x2019;&#x2013;

đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;&#x2026;

đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;&#x17D;,đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;? đ?&#x;&#x17D;,đ?&#x;&#x201D;

= đ?&#x;?đ?&#x;?đ?&#x;&#x2022;, đ?&#x;&#x2014; đ?&#x2018;¨đ?&#x2019;&#x2030;

(5)

Cr = Capacidade real de carga do banco de bateria; Cu = Capacidade Ăştil do banco de bateria; Pd = Profundidade de descarga adotado; NĂŁo hĂĄ no mercado bateria com esse valor de autonomia. Assim ĂŠ considerado a bateria com um valor comercial de autonomia logo acima do valor calculado, em no mĂnimo 20 horas (C20), visto que no dia seguinte a bateria estaria se carregando. Assim, a bateria escolhida C20 tem uma capacidade de descarga de 150 A em 20 horas [6]. A quantidade de Baterias em Paralelo (Bp) dĂĄse pela relaĂ§ĂŁo capacidade real (Cr) por capacidade da bateria escolhida (C20 = 150), conforme a equaĂ§ĂŁo (6). Em (6), 0.78 sugere que apenas uma bateria ĂŠ suficiente. đ?&#x2018;Šđ?&#x2019;&#x2018; =

đ?&#x2018;Şđ?&#x2019;&#x201C;

đ?&#x2018;Şđ?&#x;?đ?&#x;&#x17D;

đ?&#x;?đ?&#x;?đ?&#x;&#x2022;.đ?&#x;?đ?&#x;&#x2014; đ?&#x;?đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x17D;

= đ?&#x;&#x17D;. đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;&#x2013;

(6)

Bp = Baterias em paralelo; Cr = Capacidade real; C20 = Capacidade em 20 horas;

Para o cĂĄlculo da quantidade de Baterias em SĂŠrie (Bs), ĂŠ feita a relaĂ§ĂŁo da tensĂŁo do sistema (Vi)

______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da IndĂşstria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | ParanĂĄ | Brasil

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pela tensĂŁo da bateria adotada (Vb), observando-se em (7) que duas baterias em sĂŠrie oferecem a tensĂŁo de 24 Vdc desejada. đ?&#x2018;Šđ?&#x2019;&#x201D; =

đ?&#x2018;˝đ?&#x2019;&#x160;

đ?&#x2018;˝đ?&#x2019;&#x192;

đ?&#x;?đ?&#x;&#x2019; đ?&#x;?đ?&#x;?

(7)

=đ?&#x;?

O nĂşmero total de baterias (NB) ĂŠ calculado pela multiplicaĂ§ĂŁo das baterias em paralelo x sĂŠrie. Segue o cĂĄlculo na equaĂ§ĂŁo (8), onde ĂŠ observada a necessidade de apenas duas baterias para essa demanda: đ?&#x2018;ľđ?&#x2018;Š = đ?? đ??Š â&#x2C6;&#x2014; đ?? đ??Ź = đ?&#x;&#x17D;. đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;&#x2013; â&#x2C6;&#x2014; đ?&#x;? = đ?&#x;?. đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x201D;

(8)

As baterias selecionadas, conforme valores comerciais, tĂŞm os seguintes dados: Baterias em sĂŠrie: 2; TensĂŁo de trabalho de 24 V; Autonomia C20 de 150 Ah; Inversor O inversor ĂŠ responsĂĄvel pela transformaĂ§ĂŁo da corrente contĂnua em corrente alternada. Para o dimensionamento correto em sistemas off grids ĂŠ necessĂĄrio prever folgas de 30% e 50% na sua potĂŞncia, como realizado nas equaĂ§Ăľes (9) e (10). Assim, para uma potĂŞncia demandada de 225 W (da Tabela 1), tĂŞm-se as seguintes margens: Para folga de 30%: đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;&#x160; =

đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;?

đ?&#x;?â&#x2C6;&#x2019;đ?&#x2018;đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x17D;%

đ?&#x;?đ?&#x;?đ?&#x;&#x201C;

đ?&#x;?â&#x2C6;&#x2019;đ?&#x;&#x17D;,đ?&#x;&#x2018;

Os mĂłdulos fotovoltaicos sĂŁo os equipamentos responsĂĄveis pela transformaĂ§ĂŁo da energia solar em energia elĂŠtrica. O dimensionamento deste leva em consideraĂ§ĂŁo a quantidade de energia gerada (đ??¸đ?&#x2018;?). O controlador de carga, equipamento que controla o carregamento e fornecimento de energia com base na energia que estĂĄ recebendo do mĂłdulo fotovoltaico, possui o MPPT (Maximum Power Point Tracker), que ĂŠ um sistema que identifica e controla os nĂveis de tensĂŁo e corrente dos mĂłdulos de forma a manter a mĂĄxima potĂŞncia de saĂda possĂvel. Para que o mĂłdulo nĂŁo seja dimensionado para operar no mĂĄximo, garante-se com um fator de 0.9 uma pequena folga no dimensionamento do controlador. Segue na fĂłrmula (11) o cĂĄlculo de Ep. đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x201C;

đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x2018; =

đ?&#x;&#x17D;,đ?&#x;&#x2014;

đ?&#x2018;´đ?&#x2019;&#x201D; =

đ?&#x2018;˝đ?&#x2019;&#x17D;

đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;?,đ?&#x;&#x201C; đ?&#x;&#x17D;,đ?&#x;&#x2014;

= đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;?đ?&#x;&#x201C; đ?&#x2018;¨đ?&#x2019;&#x2030;

(11)

Os mĂłdulos em sĂŠrie (đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018; ) sĂŁo denominados String. Como se pode observar na equaĂ§ĂŁo (12), a quantidade de mĂłdulos em uma String ĂŠ definida pela divisĂŁo da tensĂŁo de saĂda (đ?&#x2018;&#x2030;đ?&#x2018;&#x2013;) do mĂłdulo e a tensĂŁo do sistema (đ?&#x2018;&#x2030;đ?&#x2018;&#x161;). đ?&#x2018;˝đ?&#x2019;&#x160;

đ?&#x;?đ?&#x;&#x2019; đ?&#x;?đ?&#x;&#x2019;

(12)

=đ?&#x;?

Tabela 3 â&#x20AC;&#x201C; Ă?ndice de incidĂŞncia solar pior caso anual

= đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;?đ?&#x;?, đ?&#x;&#x2019; đ?&#x2018;ž

(9)

= đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x17D; đ?&#x2018;ž

(10)

Para folga de 50%:

đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;&#x160; =

đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;?

đ?&#x;?â&#x2C6;&#x2019;đ?&#x2018;đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x17D;%

đ?&#x;?đ?&#x;?đ?&#x;&#x201C;

đ?&#x;?â&#x2C6;&#x2019;đ?&#x;&#x17D;,đ?&#x;&#x201C;

Pi = PotĂŞncia inversor;

Pn = PotĂŞncia necessĂĄria; F30% = Folga no inversor inferior F50% = Folga no inversor superior A potĂŞncia do inversor necessĂĄrio para esse sistema estĂĄ entre 321,4 W e 450 W. Assim, foi estipulado um inversor de 400 W. MĂłdulos Fotovoltaicos

Fonte: [4].

A quantidade de Strings em paralelo (đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;?) leva em consideraĂ§ĂŁo o suprimento de corrente necessĂĄria para as baterias, que ĂŠ funĂ§ĂŁo da radiaĂ§ĂŁo solar, mais precisamente do menor Ăndice solar do histĂłrico anual multiplicado pela corrente de mĂĄximo ponto de potĂŞncia do painel solar. Os valores podem ser identificados na Tabela 3, tambĂŠm aqui se adotando valores com base no datasheet do Painel Solar de 270 Wp [7]. đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x2018;/đ?&#x2018;˝đ?&#x2019;&#x160;

đ?&#x2018;´đ?&#x2019;&#x2018; = đ?&#x2018;°đ?&#x2019;&#x17D;đ?&#x2019;&#x2018;đ?&#x2019;&#x2018;â&#x2C6;&#x2014;đ?&#x2018;Żđ?&#x2018;şđ?&#x2018;ˇ =

đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;?đ?&#x;&#x201C;/đ?&#x;?đ?&#x;&#x2019;

đ?&#x;&#x2013;.đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;&#x201C;â&#x2C6;&#x2014;đ?&#x;?.đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;&#x2019;

= đ?&#x;?. đ?&#x;&#x17D;đ?&#x;&#x2014;

(13)

______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da IndĂşstria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | ParanĂĄ | Brasil

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Considerando o cĂĄlculo em (13), o valor de MĂłdulos em paralelo ĂŠ de dois mĂłdulos.

Isc = Corrente de curto circuito do mĂłdulo fotovoltaico;

O sistema proposto ĂŠ elaborado considerando a instalaĂ§ĂŁo na parte superior da cabine dos caminhĂľes cujos trajetos podem ter as mais variadas direĂ§Ăľes, ou seja, o Ă˘ngulo azimutal alterase caso a caso.

Mp = Quantidade de mĂłdulos em paralelo;

Com isto, no intuito de evitar que haja variaĂ§Ăľes de geraĂ§ĂŁo, estĂĄ sendo considerado que os mĂłdulos estĂŁo instalados em 0Âş graus de inclinaĂ§ĂŁo evitando o cĂĄlculo da correĂ§ĂŁo de radiaĂ§ĂŁo solar pela inclinaĂ§ĂŁo dos mĂłdulos, pois os valores informados na tabela jĂĄ estĂŁo apresentados para o plano horizontal. Foram estipulados dois mĂłdulos de 270 Wp para atender a demanda de consumo do caminhĂŁo. EntĂŁo, conforme a equaĂ§ĂŁo (14), , tem-se um valor de 55.06 kWh/mĂŞs. đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x17D; = đ?&#x2018;ˇ â&#x2C6;&#x2014; đ?&#x2018;° â&#x2C6;&#x2014; đ?&#x2019;&#x201C; â&#x2C6;&#x2014; đ?&#x2019;?

(14)

DiscussĂŁo

Nesta etapa os valores de referĂŞncia atĂŠ aqui apresentados sĂŁo usados para a definiĂ§ĂŁo dos equipamentos listados abaixo: Baterias; MĂłdulos fotovoltaicos; Controlador de carga; Inversor; Bateria As baterias dimensionadas foram de 150 Ah, de acordo com os cĂĄlculos do item 0 de capacidade nominal C20. A bateria que atende com as descriĂ§Ăľes ĂŠ a de marca Freedom, DF2500. Segue a Figura 2 ilustrando a bateria.

đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x17D; = đ?&#x;?đ?&#x;?đ?&#x;&#x201C; â&#x2C6;&#x2014; đ?&#x;&#x2019;. đ?&#x;?đ?&#x;&#x2014; â&#x2C6;&#x2014; đ?&#x;&#x17D;. đ?&#x;&#x2013; â&#x2C6;&#x2014; đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x17D;. đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x201C;. đ?&#x;&#x17D;đ?&#x;&#x201D; đ?&#x2018;˛đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;/đ?&#x2019;&#x17D;ĂŞđ?&#x2019;&#x201D; (15)

P = PotĂŞncia fornecida;

Em = Energia fornecida durante um mĂŞs; I = Ă?ndice solarimĂŠtrico de pior caso em Curitiba = 4,19 kWh/mÂ˛/dia; r = rendimento global do sistema; n = mĂŠdia de dias em um mĂŞs;

Figura 2 - Baterias EstacionĂĄrias 150 Ah

Controlador de carga O controlador de carga deve atender um fator de seguranĂ§a de 25%, considerando que os valores de irradiaĂ§ĂŁo solar podem ter um aumento em determinados horĂĄrios do dia conforme as condiĂ§Ăľes atmosfĂŠricas, segundo [8]. A corrente de entrada (đ??źđ?&#x2018;&#x2019;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;Ą) ĂŠ calculada pela corrente de curto (Isc) pelos mĂłdulos fotovoltaicos em paralelo (Mp), visto em (16). đ?&#x2018;°đ?&#x2019;&#x2020;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;&#x2022; = đ?&#x;?, đ?&#x;?đ?&#x;&#x201C; â&#x2C6;&#x2014; đ?&#x2018;°đ?&#x2019;&#x201D;đ?&#x2019;&#x201E;đ?&#x2018;´Ăłđ?&#x2019;&#x2026;đ?&#x2019;&#x2013;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;? â&#x2C6;&#x2014; đ?&#x2018;´đ?&#x2019;&#x2018;

(16)

đ?&#x2018;°đ?&#x2019;&#x2020;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;&#x2022; = đ?&#x;?, đ?&#x;?đ?&#x;&#x201C; â&#x2C6;&#x2014; đ?&#x;&#x2014;. đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;? â&#x2C6;&#x2014; đ?&#x;? = đ?&#x;?đ?&#x;&#x2018;. đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x17D; A (17)

Fonte:[6].

MĂłdulos Fotovoltaicos Os mĂłdulos fotovoltaicos que se encaixam na descriĂ§ĂŁo do dimensionamento sĂŁo da marca CanadianSolar de modelo CS6K-P demonstrado na Figura 3. Sua principal caracterĂstica ĂŠ a potĂŞncia de pico de 270 Wp, com uma corrente de mĂĄxima potĂŞncia de 8,75 A, conforme seu manual, em [7]. Suas dimensĂľes sĂŁo de (1650 x 992 x 40) mm [7]. Estas medidas estĂŁo dentro do espaĂ§o disponĂvel no teto da cabine do caminhĂŁo, sendo de 2490x1995 mm [2], conforme visualizado na Figura 3.

Ient = Corrente de entrada do controlador de carga; ______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da IndĂşstria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | ParanĂĄ | Brasil

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Investimento Após os cálculos e escolha das características necessárias de cada equipamento foi solicitado um orçamento para uma empresa comercializadora de equipamentos fotovoltaicos. Na Tabela 4 são apresentados os valores em moeda corrente. Tabela 4 – Orçamento do Projeto Fabricant Model e o Figura 3 - Painel Fotovoltaico 270 Wp Fonte: [7].

Controlador de Carga O Controlador de carga escolhido é o modelo CX40 da Phocos, com uma folga para operar em até 40 A de carga máxima do painel solar descrito em [10]. Na Figura 4 abaixo se observa o controlador de carga cotado.

Descrição

Painel Solar Canadian CS6KFotovoltaico Solar P 270w DF Bateria C20 Freedom 3000 170Ah Controlador Phocos CX40 de Carga 12/24V 40A Inversor 400W Hayonik 400W 24Vdc/127Vc a

Qnd Valor . Unitário 2

R$579.00

R$1074.9 0

R$899.00

R$342.18

Total

R$4548.9 8

Fonte: Desenvolvido pelos autores, valores cotados em julho de 2018.

Manutenção

Figura 4 - Controlador de Carga Fonte:[10].

Inversor O Inversor escolhido é o modelo 400W da marca HAYONIK, que ainda disponibiliza uma conexão USB-B 5 Vdc/500 mA. A Figura 5 ilustra o inversor.

Figura 5 - Inversor 400 W Fonte:[11].

Em condições normais de uso, o sistema não requer manutenção constante. Entretanto, é recomendável vistorias periódicas nos contatos e terminais dos dispositivos e, sobretudo nos polos das baterias. Sugere-se o uso das indicações da norma regulamentadora [12]. A limpeza do vidro de um painel solar deve ser feita regularmente, usando pano, água e sabão neutro, sem abrasivos, conforme Meyer em [13]. 6.

Considerações finais

Este trabalho teve por objetivo realizar o dimensionamento de um sistema fotovoltaico para instalação em caminhões, considerando as dificuldades de espaço físico e potência instaladas. A carga levou em consideração a autonomia, a quantidade de painéis e o banco de bateria. Considera-se que os valores usados são suficientes: o sistema pode alimentar uma lâmpada de 25 W, um ventilador de 100 W e ainda mais uma tomada auxiliar de 100 W. Quanto ao banco de baterias, teve a necessidade de utilizar duas baterias em série de 12 V e 150 Ah em C20, cálculo feito para uma autonomia de até três dias sem incidência solar. Foram dimensionados dois painéis fotovoltaicos de

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270 W, que atendem à demanda. Ainda foi dimensionado o controlador de carga com um fator de segurança em 25%, considerando um aumento excessivo na irradiação solar. Finalizando o dimensionamento com o inversor, foi decidido por um inversor de 400 W. Foi estimado um investimento de R$4548.98 considerando-se preços do mercado local sem considerar custo de frete, manutenção e instalação.

onda-modificada-24vdc-127v-usb-400w-hayonik. [Acessado: 26-jul-2018]. [12] BRASIL. Ministério do Trabalho e Emprego do Brasil, “Nr 10”, J. Chem. Inf. Model., vol. 53, no 9, p. 1689–1699, 2013. [13] R. MEYER, “TUDO SOBRE A MANUTENÇÃO DO PAINEL SOLAR”, 2017. [Online]. Available at: https://www.portalsolar.com.br/blog-solar/painelsolar/tudo-sobre-a-manutencao-do-painel-solar.html. [Acessado: 26-jul-2018].

As limitações encontradas no projeto foram: a área do caminhão disponível para o painel e o levantamento de carga. Se aumentar muito a carga instalada, o projeto exige painéis maiores, dificultando a instalação na cabine do caminhão, além de um banco de baterias mais robusto. Sugere-se para trabalhos futuros o estudo de painéis e baterias mais eficientes garantindo uma viabilidade econômica maior. Ou ainda avaliar um sistema similar em região com maior incidência solar, verificando a viabilidade do projeto. 7.

Referências

[1] G. RIZZO, “Automotive applications of solar energy”, IFAC Proc. Vol., p. 174–185, 2010. [2] D. de E. de Vendas, “FM 8x2R”, 2017. [3] S. TIME E A. Processing, “A - Series”. [4] CRESESB, “Potencial Solar - SunData v 3.0”, 2018. [Online]. Available at: http://www.cresesb.cepel.br/index.php?section=sun data. [Acessado: 25-jul-2018]. [5] E. B. PEREIRA, F. R. MARTINS, S. L. DE ABREU, E R. RÜTHER, “Atlas Brasileiro da Energia Solar”, p. 31, 2017. [6] J. CONTROLS, “Bateria Estacionária DF 2500”, 2010. [7] CANADIAN SOLAR, “Cs6k- 260|265|270|275 p”, 2017. [8] IEC. S. of power converters for use in photovoltaic power systems-P. 1: G. Requirements, “IEC 621091:2010 - Safety of power converters for use in photovoltaic power systems - Part 1: General requirements”, in INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION, 2010, p. 150. [9] S. BRASIL, “Como escolher a bateria para um sistema de energia fotovoltaica Off-grid?”, 2017. [Online]. Available at: http://www.solarbrasil.com.br/blogda-energia-solar/100-como-escolher-a-bateria-paraum-sistema-de-energia-fotovoltaica-off-grid. [Acessado: 25-jul-2018]. [10] PHOCOS, “CX10, CX20, CX40 Controlador de Carga com „display“ LCD”, 2004. [11] HAYONIK, “Inversor Onda Modificada 24VDC/127V USB 400W HAYONIK”, 2018. [Online]. Available at: https://www.hayonik.com/inversor______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

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POTENCIAL ENERGÉTICO DE RESÍDUOS ANIMAIS NO ESTADO DO PARANÁ

Fabrízio Nicolai Mancini1, Joilson Gonçalves de Araújo2, Karen Techy Iastrenski3, Rodrigo Creuz Pertile4; Nicolli Sperança Silveira5 & Jackson Milano6 Universidade Positivo - UP, Curitiba, Brasil

1fabrizio.mancini@up.edu.br, 2joilson.hui@hotmail.com, 3karentechy@gmail.com, 4ro.pertile@gmail.com, 5nicollisperanca@gmail.com 6jJackson.milano@up.edu.br

Resumo A biomassa animal é uma fonte de energia comumente descartada sem ou com baixo aproveitamento, porém, sua disponibilidade chama a atenção para que seja reaproveitada [1]. O aproveitamento pode ser realizado de diferentes formas, variando em termos de tempo de geração e eficiência. O aproveitamento por biodigestão requer área relativamente pequena, se comparado a aterros sanitários ou compostagem natural, fornece material, além do biogás, passível de ser reaproveitado como fertilizante e ainda tem curto tempo de residência de resíduos [2]. A energia fornecida como biogás pode ser aproveitada como calor ou como eletricidade, caso haja a conversão. Considerando as necessidades energéticas das criações de animais e a facilidade de reinserção da energia no ciclo de produção, foi estudada a possibilidade da geração distribuída do biogás como forma de complementar a matriz de consumo energético rural. Criações de aves necessitam de calor para criação de pintos [3], centros de produção de vacas de leite exigem esterilização dos equipamentos utilizados [4] e criações de suínos requerem bons sistemas de aquecimento para garantir o ganho de peso animal [5]. Desse modo, a produção pode aproveitar o calor do gás sem a conversão em eletricidade, minimizando perdas. Os próprios centros de criação podem também gerar eletricidade, eliminando a necessidade de grandes linhas de transmissão. Palavras chave: Consumo rural, biodigestão, resíduos animais, biomassa, biogás. 1.

Introdução

A biomassa pode ser considerada a primeira forma de energia aproveitada conscientemente pelo ser humano. O material pode se apresentar de diversas maneiras, como resíduos animais e vegetais, excluindo-se o carvão vegetal. Os primeiros registros de utilização de energia conhecidos se referem ao fogo, cuja fonte é comumente associada à biomassa vegetal, a lenha. Essa forma de geração foi mais tarde deixada de lado com o início da utilização do carvão, mas seu baixo custo e alta disponibilidade, além da finitude do carvão mineral, tornam a fonte promissora [1]. A produção animal do Paraná se destaca do cenário nacional. O estado é o terceiro maior produtor de suínos e maior produtor de aves do país, tendo então grande potencial energético a

partir de resíduos animais [6]. A criação de bovino, por outro lado, é pequena, e o aproveitamento dos dejetos bovinos é dificultado pela difícil coleta. Logo, por mais que tenha grande poder calorífico, se torna a fonte menos eficiente dentre as consideradas, mas ainda colaborando com o potencial energético estadual. O aproveitamento dos resíduos animais pode ocorrer de diversos modos como: tratamento em aterro sanitário, incineração, biodigestão e compostagem natural ou acelerada. A compostagem natural e a biodigestão são formas econômicas de aproveitamento, podendo ainda gerar compostos úteis como biofertilizantes [2]. Características como porcentagem de metano e relação carbono nitrogênio alteram a qualidade e potencial do resíduo animal. Por esse motivo, visto

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que diferentes animais possuem variados processos digestivos, a geração de biogás depende da espécie, da alimentação e das condições de criação dos animais [7]. O biogás é composto ainda de gases nocivos. Em sistemas de criação confinada, o cuidado com os gases exige implementação de ferramentas de controle, sendo a aeração do local a forma mais prática e econômica. A biodigestão, concentrando os resíduos animais, concentra gases nocivos, exigindo cuidado e planejamento para que não haja inalação de grandes quantidades dos gases [5]. O presente artigo compara o potencial energético com o consumo rural local visando observar a possibilidade de complementação da matriz elétrica rural como um Recurso Energético Distribuído com base no biogás. Os recursos energéticos distribuídos compreendem a Geração Distribuída, que é o termo utilizado para caracterizar fontes de geração de energia localizadas próximas dos consumidores de potência menor ou igual a 5 MW de fontes renováveis, as quais diminuem a necessidade de longas linhas de transmissão e podem melhorar a qualidade e confiabilidade de energia elétrica nestes locais [8]. 2.

Objetivo

O objetivo geral do presente artigo é estudar a viabilidade da alimentação da comunidade rural do estado do Paraná a partir de energia gerada com resíduo animal. Para comparação, foram considerados diferentes animais, visto que diferentes regiões paranaenses se especializam na criação de animais diversos. 3.

Métodos

Utilizou-se de pesquisa bibliográfica para levantar as características dos resíduos animais e de pesquisa documental para trabalhar com as informações da criação e rebanhos do Paraná. Com o material adquirido foi realizada a análise dos dados para comparar informações discrepantes de diferentes fontes, adotando sempre o valor mais frequentemente adotado. 4.

Resultados

Para o cálculo do potencial energético do biogás advindo da biodigestão do esterco bovino acessível, foram delimitados parâmetros segundo o retrato do manejo do gado para ordenha. Sendo assim, foi considerado que grande parcela do gado é confinado apenas para a ordenha, o que ocorre em média duas vezes por dia. Segundo [9] o tempo para ordenha atualmente é de 4,5 minutos. Se considerado o tempo de preparo e manejo do animal pré e pós-ordenha, isto totaliza uma permanência de aproximadamente 15 minutos ou 0,25 hora por animal [9]. Dados de [5] apontam que a produção de esterco das vacas é em torno de 12,5 kg/dia ou 0,52 kg/h. Assim a massa de esterco produzida diariamente aproveitável é de 0,13 kg/dia. Ainda segundo [5] são produzidos 0,04 m3 para cada kg de esterco, sendo o rebanho das vacas ordenhas um total de 1.550.396 cabeças, há uma produção anual de 2.799.999,03 m3 de biogás. Considerando a perda de energia na geração de energia elétrica, é possível gerar 1,43 kWh/m3 de biogás [10]. Assim a energia elétrica estimada é de 4.004 MWh, não representando nem 0,1% do consumo rural, mas sendo significativo nas localidades que utilizarem da biomassa produzida. Para efeito de comparação foi feito um cálculo considerando todo o rebanho bovino sendo permanentemente mantido em confinamento coberto, os resultados foram gritantes, haveria uma produção de mais de 1,6 bilhão de m3 de biogás e uma energia gerada de 2.352.324,01 MWh capaz de suprir todo o consumo rural e poder participar em 16% do abastecimento de energia elétrica no Paraná [11]. Foi também estudada a capacidade de geração caso todo o rebanho de gado de leite seja criado em confinação, prática comum [4]. Desse modo foi possível o cálculo do potencial aliado à estimativa de criação confinada [12][13]. Dados exatos sobre a quantidade de gado criado em confinamento não foi encontrado. As diferentes considerações e seus potenciais foram apresentado na Tabela 1, a seguir, sendo a segunda consideração utilizada para as comparações subsequentes.

2.3. Bovinos ______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

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Tabela 1. Potencial energético bovino para diferentes tipos de criação Regime de criação do bovino Confinamento para ordenha Confinamento total do gado de leite Confinamento total de rebanho bovino total

Potencial energético elétrico (MWh/ano) 4.004,00

obteríamos 730.306.175 MWh/ano. O resumo dos potenciais energéticos encontrados é apresentado na Tabela 2. Tabela 2. Potência energético do resíduo animal Animal

384.383,87 2.352.324,01

Fonte: Elaborado pelos autores

2.4. Suínos Para encontrar o potencial energético dos resíduos suínos, foi primeiro necessário conhecer o tamanho do rebanho no estado. Dados retirados do IPARDES [14] trazem o censo pecuário classificando os dados por cidade, permitindo a análise por mesorregião do estado. Para fins de comparação, foram considerados dados de consumo fornecidos também pelo IPARDES [11], segundo categorias e municípios do Paraná [15]. A produção de resíduos esperada foi calculada de acordo com informações do Manual de Manejo e Utilização dos Dejetos Suínos fornecido pela Embrapa e De Cortez, fornecendo dados como a produção de esterco por dia de diferentes animais e a quantidade de biogás esperado por quilograma de esterco [5]. O fator de conversão utilizado para obter a potência em kWh do biogás foi de 1,43 kWh/m³ de biogás, visto que Comastri Filho indica que 0,7 m³ de biogás correspondem a 1 kWh de eletricidade [10]. 2.5. Aves Para as aves, foi realizado o cálculo considerando o peso para então obter a produção diária de esterco no estado do Paraná. Segundo [14][16][17], estima-se que a população de aves seja de aproximadamente 345 milhões de animais, das quais 97% são galináceos. Dados de [18] apontam que aves de criação pequenas produzem em torno de 140 gramas de esterco por dia, enquanto aves de maior porte produzem até 170 g. Também afirma que apenas 20% desse esterco se constitui de massa seca. Cada quilograma dessa massa, de acordo com [19], produzirá 0,0821m³ de biogás. Esse biogás será constituído 60% de metano, gás de poder calorífico de 18,676 kJ/m³ afirma [7]. Considerando um gerador de 40% de eficiência,

Vacas ordenhadas Suínos Galináceos

Potencial energético elétrico (MWh/ano) 4.004,00 503.827,27 730.306,18

Fontes: Elaborado pelos autores

Podem-se observar limitações na pesquisa visto que os dados fornecidos pelo IPARDES se referem a estudos do IBGE do ano de 2006, e são, portanto, desatualizados. Foi-se estudada a possibilidade de utilizar dados do censo 2017, porém esses ainda são passíveis de alterações. 5.

Discussão

Os resultados devem ser analisados de forma diferenciada para cada animal. Suas diferentes formas de criação e necessidades energéticas geram resultados propícios de análise exclusiva de acordo com a fonte. 2.6. Bovinos O rebanho bovino paranaense conta com mais de 9 milhões de cabeças, no entanto, visto que a criação extensiva é mais comum para gado de corte, foram considerados apenas os bovinos de leite no presente estudo [14]. O confinamento das vacas ordenhadas facilita a coleta de material, sendo mais relevante para o estudo de biodigestão. Poderiam ser considerados ainda animais criados em confinamento parcial, no entanto, não foram encontrados dados precisos sobre a quantidade de bovinos criados nessa condição. A grande geração de esterco por animal significa maior geração de biogás por cabeça bovina, compensando a pequena quantidade de bovinos considerados no estudo e tornando a fonte tão viável quanto outros animais. O ciclo de criação de bovinos de ordenha pode aproveitar a energia como gás para a esterilização dos equipamentos, promovendo o aquecimento de água para higienização de instrumentos [4]. 2.7. Suínos O potencial energético do biogás originado de material suíno no Paraná se destaca no cenário

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nacional graças ao grande rebanho estadual. Os censos agropecuários de 2006 [14] e 2017 [6] mostram que o Paraná é, e se mantém, o terceiro estado com maior quantidade de suínos, correspondendo a 14% do rebanho nacional e ultrapassando 4,5 milhões de cabeças. Além da quantidade de animais, a produção em regime confinado é comum, colaborando com a coleta de material passível de aproveitamento para biodigestão [5]. A energia gerada, seja em forma de gás ou eletricidade, graças aos resíduos suínos pode ser inserida no ciclo de produção dos animais. Nas primeiras semanas de vida, os leitões exigem controle de temperatura para sobrevivência e posterior engorda, podendo a energia ser retirada do biogás gerado [20]. A energia pode ainda ser convertida para eletricidade, podendo ser utilizada para a manutenção dos suínos adultos, visto que exigem sistemas de ventilação para manutenção dos gases gerados pelo rebanho [20]. 2.8. Aves Ao contrário da produção de bovinos, o rebanho paranaense de aves é o maior do país, contando com mais de 345 milhões de cabeças, dos quais 335 milhões são galináceos [14]. Galinhas produzem todos os dias uma quantidade de matéria orgânica equivalente a 6,21% [18][21],de seu peso total, enquanto bois produzem 4,73% [18][22] e porcos 3% [18][23]. Portanto a baixa produção de esterco por cabeça não impede o resíduo de galináceos de se demonstrar o resíduo de maior potencial no estado do Paraná dentre os animais considerados no presente artigo. O aproveitamento da energia gerada pelas aves pode ocorrer na manutenção da temperatura dos pintos, visto que esses requerem rigoroso controle de aquecimento para sobreviver. A sensibilidade dos animais frequentemente ocasiona mortes precoces gerando prejuízos aos criadores, o que poderia ser evitado com maior controle e atenção à criação dos galináceos [3]. Algo a ser considerado no estudo de viabilidade do aproveitamento do resíduo animal dos galináceos é a prática comum da venda das camas dos frangos. Muitas vezes essa venda ocorre devido à boa qualidade do material para que seja

usado como fertilizante, logo, é importante comparar o retorno da venda e da geração da energia. 2.9. Potencial energético e consumo rural Após a obtenção do potencial energético animal por cidade e região, foi calculado a porcentagem do consumo rural que pode ser abastecido com a geração de energia a partir de resíduos animais. Na Tabela 3 são observadas as diferentes regiões, o potencial animal e a porcentagem da capacidade de abastecimento do gás. Tabela 3. Comparação do potencial energético do biogás e consumo rural paranaense

Mesorregião

Potencial energético de biogás animal (MWh/ano)

Relação do potencial do biogás animal e o consumo rural

Noroeste

154.605,37

66%

Centro-ocidental

69.874,73

62%

Norte central

185.098,19

62%

Norte pioneiro

104.099,43

81%

Centro oriental

143.154,95

91%

Oeste

745.941,96

134%

Sudoeste

199.026,04

68%

Centro-sul

93.782,94

69%

Sudeste

48.224,13

34%

Região metropolitana de Curitiba

55.218,35

36%

Total Geral

1.799.026,08

81%

Fonte: Elaborado pelos autores

Vemos que na região oeste do Paraná poderíamos atender 134% do consumo alto potencial energético. Além disso, a região é a de

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maior produção de biogás, significando grande concentração de criação e consumo, característica favorável à geração distribuída. Dentre as limitações do aproveitamento do resíduo animal por biodigestão temos fatores técnicos, geográficos e sociais. O processo de biodigestão requer cuidado e estudos, visto que o risco de explosão e os frequentes problemas com mau cheiro são desvantagens prejudicando a aceitação de projetos [2]. A forma de criação dos animais prejudicando a coleta de material pode também ser grande empecilho no custo benefício de um projeto. Fatores geográficos como, por exemplo, áreas com médias de temperaturas mais baixas, exigem maior investimento em aquecimento e controle de temperatura não só da criação de animais, mas também do processo de biodigestão [24]. A quantificação da relevância de ditas dificuldades é complexa, e não foram encontrados estudos que demonstrassem tais valores. É área de estudo relevante metodologias para amenização dos problemas aqui citados. 6.

Conclusão

Os resíduos animais demonstraram ser fonte barata, eficiente e disponível de energia. É importante considerar o aproveitamento por biodigestão como fonte de energia térmica, podendo auxiliar na criação de animais, os geradores do resíduo, assim perpetuando o ciclo de geração do material. As diferentes características de criação, dos resíduos, suas produções variadas e a distribuição pelo estado cooperam para apresentar o aproveitamento dos resíduos animais como fonte de geração distribuída de energia térmica e elétrica, sendo a segunda benéfica para linhas rurais de transmissão e distribuição de energia, sem esquecer de mencionar a contribuição para conservação de corpos hídricos, evitando a eutrofização de águas superficiais ou mesmo contaminação de águas subterrâneas com a presença de material orgânico decorrente destes resíduos [5]. 7.

Referências

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DISPOSITIVOS DE APROVEITAMENTO DA ENERGIA DOS OCEANOS Ana Helena Karpovisch1 & Fabrizio Nicolai Mancini2 Universidade Positivo - UP, Curitiba, Brasil & 2fabrizio.mancini@up.edu.br

1ana.karpovisch@hotmail.com

Resumo Com a crescente demanda energética e a preocupação cada vez maior com o meio ambiente, novas fontes de energia, principalmente renováveis, vêm sendo pesquisadas e implantadas. Este artigo é explanatório e visa apresentar de forma direta e concisa os dispositivos para aproveitamento da energia das ondas, das marés, das correntes, de gradiente de salinidade e de temperatura, visto que estes têm grandes potenciais energéticos a serem explorados. Para a construção do presente trabalho, utilizou-se a pesquisa bibliográfica e documental. Com o objetivo de aumentar a oferta energética mundial, a energia dos oceanos vem sendo cada vez mais pesquisada e implantada, porém a maioria dos dispositivos ainda se encontra em fases de pesquisa e desenvolvimento, com grande potencial de geração de energia, gerando interesse social e econômico nesta área de pesquisa. Palavras chave: geração de energia, energia renovável, energia oceânica 1.

Introdução

Atualmente, a maior fonte energética no mundo provém dos combustíveis fósseis, ou seja, gás natural, petróleo e carvão, chegando a corresponder a 65,9% da matriz energética em 2014. [1] Os combustíveis fósseis são denominados como não renováveis, pois demoram milhões de anos para se formar e possuem reservas finitas. Além disso, são altamente poluentes, liberando diversos gases na atmosfera, que contribuem para problemas como efeito estufa, chuva ácida e poluição do ar, que pode causar problemas respiratórios e câncer. Por esses motivos, cada vez mais as políticas ambientais de substituição de combustíveis fósseis para fontes renováveis ficam mais populares, apesar da baixa aceitação de investidores, uma vez que possuem elevados investimentos iniciais e baixos rendimentos finais, quando comparados a fontes não renováveis. [2] Um dos tratados mais importantes acerca da redução da emissão de gases é o Protocolo de

Quioto, criado em 1997 e entrou em vigor em 2005. Neste documento, os países se comprometeram, numa primeira etapa, entre 2008 e 2012, a reduzir a emissão de gases a 5% em relação a 1990 e, numa segunda etapa, entre 2013 e 2020, a reduzir para 18% abaixo dos níveis de 1990 [3]. Outro documento importante para mencionar quando o assunto é redução da emissão de poluentes, é a Agenda 2030, mais especificamente o Objetivo 7, em qual a meta é aumentar significativamente a participação de energias renováveis na matriz energética global até 2030, além de facilitar o acesso à pesquisa e tecnologias de energia limpa e promover o investimento em infraestruturas e tecnologias de energia renovável [4]. Na Conferência dos Oceanos, ocorrida entre 5 e 9 de junho de 2017 em Nova Iorque, também foi acordado uma promoção e fortalecimento de economias sustentáveis baseadas no ambiente marinho, incluindo a produção de energia renovável [5]. As tecnologias existentes de extração da energia do oceano são 5: energia das marés, com

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um potencial energético global de mais de 300 TWh/ano, energia das correntes marinhas, com um potencial energético global de 800 TWh/ano, energia das ondas com um potencial energético global de 8000 a 80000 TWh/ano, energia do gradiente de temperatura, com potencial energético global de 10000 TWh/ano e energia de gradiente de salinidade, com potencial energético global de 2000 TWh/ano [6], totalizando entre 21100 e 93100 TWh/ano, sendo mais que suficiente para a demanda mundial, que gira em torno de 2,36 TWh/ano em 2017 [1]. 2.

Objetivo

Este trabalho tem por objetivo uma apresentação breve dos diversos tipos de plantas de geração de energia elétrica a partir das energias fornecidas pelo oceano, sejam elas cinética (ondas, maré e correntes), térmica (gradiente de temperatura) ou química (gradiente de salinidade) para uma avaliação inicial de um estudo de caso no litoral paranaense e divulgação científica. 3.

Métodos

O método utilizado para a confecção deste trabalho foi pesquisa bibliográfica e documental, utilizando o Portal de Periódicos CAPES e SciELO como principais bancos de pesquisa bibliográfica e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) como principal fonte de documentos. 4.

Resultados e discussão

As Tecnologias De Extração De Energia Do Oceano As tecnologias podem ser divididas quando a sua proximidade com a costa: os dispositivos shoreline, que se encontram na costa ou a profundidades inferiores a 20 m e são assentados ao fundo do mar; os dispositivos nearshore, que são dispositivos que ficam próximos à costa, com profundidades em cerca de 50 m e os dispositivos são flutuantes; e os dispositivos off-shore, que se encontram mais afastados da costa, onde o regime de ondas é mais energético [7], ou conforme seu mecanismo de funcionamento, que será a classificação utilizada neste trabalho. Energia Das Ondas As ondas do oceano são resultados do aquecimento da superfície terrestre por meio da radiação solar, que provocam diferentes campos de

pressão, chamados de zonas de baixas e altas pressões, que forçam o ar a se mover entre eles para compensar diferenças ou desequilíbrios de pressão. Esse ar em movimento, ou vento, é responsável pela transferência de energia para o mar [2] [8] O que causa a perda de energia nas ondas é a interação com o fundo do mar, que causa atrito. Sendo assim, as ondas podem viajar muitos quilômetros sem perder uma quantidade considerável de energia, passando a perdê-la apenas conforme a proximidade com a costa aumenta. Há uma classificação específica para os dispositivos de conversão de energia das ondas, que podem ser de coluna de água oscilante (CAO), de corpos flutuantes e galgamento [7], apesar de estarem surgindo novos dispositivos como o da COPPE/RJ e o conversor de oscilante de translação das ondas. Dispositivos de Coluna de Água Oscilante Os dispositivos chamados CAO são, basicamente, estruturas ocas de concreto parcialmente submersas, que se encontram abertas para o mar abaixo da superfície livre da água do mar. O processo de conversão da energia das ondas do mar em energia elétrica tem início quando uma onda entra na estrutura e o ar que se encontrava dentro dela é forçado a passar por uma turbina, como consequência do aumento de pressão no dispositivo. Num segundo momento, a onda regressa ao mar, a pressão no interior da “câmara de ar” diminui novamente e o ar passa novamente na turbina, porém, agora, no sentido inverso [2] [9]. Existem três tipos de turbinas que podem ser utilizadas nos dispositivos CAO: Wells, Impulso e Denniss-Auld, sendo a Wells a mais comumente utilizada por possuir a propriedade de manter o sentido de rotação mesmo com a variação do sentido do escoamento [9] Existem duas centrais pilotos instaladas de dispositivos CAO que são válidas serem citadas: uma em Portugal e uma na Escócia. A central de Portugal, que se encontra em Porto Cachorro, na costa noroeste da Ilha do Pico nos Açores, foi construída entre 1995 e 1999 e possui uma potência instalada de 400kW; A central da Escócia, denominada Central do LIMPET, que se encontra

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na Ilha de Islay, foi construída entre 1998 e 2000, possui uma capacidade de 500kW e é a primeira central a ser explorada comercialmente no mundo, abastecendo 400 famílias da região [9]. Dispositivos de Corpo Flutuante Os dispositivos de corpo flutuante possuem mais uma subdivisão: os de absorção pontual e os de absorção progressiva [7]. Os corpos flutuantes de absorção pontual, ou Archimedes Wave Swing (AWS), possuem um diâmetro de 10 a 15 metros, que corresponde a cerca de 10% do comprimento de onda, e são formados por dois cilindros ocos e submersos, sendo um deles fixo ao solo e outro móvel. O ar pressurizado no interior dos cilindros equilibra o cilindro superior (flutuador) e a coluna de água exterior acima dele. A produção de energia elétrica ocorre com a passagem das ondas, que alteram a pressão sobre o cilindro flutuador, gerando um movimento oscilatório, que é utilizado para acionar um gerador elétrico linear [7]. Os corpos flutuantes de absorção progressiva, também chamados de Pelamis, são sistemas alongados, com comprimento aproximado do comprimento de onda do local a ser instalado. Eles são dispostos no sentido de propagação da onda para gerar um efeito de bombeamento progressivo. Cada dispositivo é composto por vários tubos circulares e módulos de conversão de energia.

Figura 1. Corpos Flutuantes de Absorção Pontual. Fonte: 4C Design [10]

A conversão de energia ocorre quando o movimento de propagação da onda provoca a oscilação dos cilindros em relação às juntas que os unem, pressurizando o óleo, que se encontra dentro dos tubos. O óleo então passa por motores

hidráulicos, responsáveis pela geração de energia elétrica [7]. Dispositivos de Galgamento O dispositivo de conversão das ondas por galgamento, ou wave dragon, é composto, basicamente, por dois refletores, um reservatório de armazenamento de água e um determinado número de turbinas de baixa queda [7]. A energia elétrica é gerada quando a onda incide nos refletores e a água atinge reservatório, caindo por uma abertura onde se encontram as turbinas, e voltando ao mar.

Figura 2. Esquema de funcionamento de um dispositivo de galgamento. Fonte: Machado, 2017 [11]

Dispositivo COPPE Além dos dispositivos citados anteriormente, há ainda um desenvolvido pela COPPE da UFRJ. Esse dispositivo consiste em braços mecânicos fixados a um quebra-mar, com flutuador no outro extremo. Com a movimentação das ondas, os flutuadores movimentam o braço mecânico, que por sua vez aciona bombas hidráulicas que irão aspirar e comprimir um fluido para abastecer e manter elevada a pressão numa câmara hiperbárica, já previamente abastecida com água doce e gás nitrogênio em volume fixo e permanente. A vazão de água que abastece a câmara hiperbárica é então liberada na forma de jato, para acionar uma turbina do tipo Pelton, numa vazão igual ou menos àquela enviada pelas bombas. A rotação obtida no eixo da turbina é então convertida para energia elétrica através de um gerador [12] [2] [13]. Dispositivo Conversor Translação das Ondas

Oscilante

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O conversor oscilante de translação das ondas é composto por um coletor localizado próximo a superfície, um braço e um eixo localizado próximo ao fundo, em profundidades entre 10 e 15 metros. O braço une as outras duas partes do dispositivo. O movimento das ondas faz o braço oscilar como um pêndulo invertido, movimentando pistões hidráulicos que empurram água pressurizada através de tubulações submarinas para girar turbinas hidrelétricas na costa [14]. Energia Das Marés Há registros da energia das marés sendo utilizadas desde a Idade Média, onde era utilizada para, principalmente, moagem de grãos e bombeamento de água. Já no século XX, com o advento dos dínamos, a maré passou a ser utilizada para geração de energia elétrica. A primeira usina foi instalada em La Rance, na França e entrou em operação em 1966 [15] [16]. O principal fenômeno relacionado à origem das marés é a força gravitacional exercida pela Lua e pelo Sol sobre a Terra, sendo a atração gravitacional exercida pela Lua na Terra que fornece a força centrípeta necessária para manter a órbita da Lua ao redor da Terra e a atração gravitacional entre o Sol e a Terra que faz a Terra permanecer em órbita ao redor do Sol. No entanto, há uma diferença entre a força gravitacional fornecida e a necessária, a não ser no centro da Terra, e é essa diferença de forças que cria a força resultante que gera as marés, sendo a influência do Sol na formação das marés apenas 46% da influência da Lua, porque a distância entre o Sol e a Terra é bem maior do que a distância entre a Lua e a Terra. Outro fator que influencia as marés são as fases da Lua, pois quando esta se encontra alinhada com o Sol (Luas cheia e nova), ocorre uma interferência construtiva entre os bojos da maré e eles se somam, tendo uma maior amplitude de maré – marés de sizígia; e quando a Lua está perpendicular ao Sol (Luas minguante e crescente), ocorre uma interferência destrutiva, diminuindo a amplitude de maré - marés de quadratura [17]. Energia da Variação do Nível de Maré O aproveitamento da energia de maré consiste no represamento da água para que possa ser

utilizada a energia potencial disponível, numa usina semelhante à de uma hidrelétrica padrão [14]. Primeiramente, para a escolha do local deve ser analisadas as condições topográficas do local e a amplitude de maré: a amplitude de maré deve ser da ordem de 5 metros e o local deve ser um estuário ou um rio, por exemplo, para a facilitação da instalação da barragem [15] . O funcionamento da usina de energia maremotriz consiste num represamento da água que entra no reservatório quando a maré sobe e, quando o nível da maré diminui novamente, a água represada é liberada para passar pela turbina, gerando energia elétrica. Essa turbina pode funcionar apenas em um sentido, na maré enchente ou na vazante, ou em ambos os sentidos, utilizando uma turbina adequada para tal. Além do represamento junto à costa, também há a possibilidade de um represamento off-shore, denominado lagoa de maré. Nesse caso, a operação é a mesma, porém dispensa a necessidade de um embainhamento natural da costa, além de eliminar impactos ambientais causados pelo represamento de um estuário, como a influência na migração de peixes e os impactos na vegetação [14]. Energia das Correntes de Maré Na maré enchente e na maré vazante, são formadas também as correntes de maré. Essas correntes também podem ser utilizadas para a geração de energia elétrica, com dispositivos muito semelhantes às turbinas eólicas, pois têm o mesmo princípio de funcionamento: o aproveitamento da energia cinética de um fluido e, como a água é mais densa que o ar, as turbinas utilizadas para uma mesma quantia de geração de energia, são proporcionalmente menores [14]. As tecnologias utilizadas para as correntes de marés podem ser as mesmas utilizadas para as correntes marinhas, que serão apresentadas posteriormente. Tidal Kite Este conversor consiste em uma pipa presa a uma pequena turbina. Esta pipa voa pelo fluxo de água, aumentando a velocidade relativa que entra na turbina, podendo gerar energia elétrica a partir de correntes de maré de baixa velocidade [18].

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Energia Das Correntes Marinhas As taxas de evaporação e refrigeração da água, além das diferenças de temperaturas entre as massas de água oceânicas, produzem variações na densidade entre as camadas do oceano, causando um reajustamento no campo gravitacional da Terra pelo movimento das massas de água. Esse movimento dirige a circulação oceânica de profundidade, gerando verdadeiros “rios” dentro dos próprios oceanos [19], além de serem formadas, também, pelas marés. A conversão da energia cinética da água em energia elétrica tem o mesmo princípio de uma turbina eólica comum: com a turbina imersa no fluido. A diferença é que a água é cerca 800 vezes mais densa que o ar, sendo necessário turbinas menores para gerar a mesma quantidade de energia. Essas turbinas atingem o rendimento máximo em áreas com correntes rápidas de fluxos naturais, ou seja, em áreas de afunilamento ou ressonância, tais como pontos rochosos, cabeceiras, entre ilhas, entradas de baías, rios, etc. [18].

As turbinas de eixo vertical têm um funcionamento semelhante às turbinas de eixo horizontal, apenas mudando a direção de rotação, funcionando independente da direção das correntes [18]. Ainda há uma variação desse dispositivo de turbina vertical chamado parafuso helicoidal, onde as pás são dispostas de maneira que o dispositivo se assemelha a um parafuso [18]. Hidrofólio Oscilante Esse dispositivo consiste num eixo preso ao fundo do mar com um braço móvel acoplado com uma placa presa na extremidade e cilindros hidráulicos. Com a passagem da corrente marinha, o braço e a placa se movem num movimento oscilatório, acionando um pistão, responsável por alimentar um sistema hidráulico, que converte a energia mecânica em energia elétrica [18].

Figura 4. Dispositivo de hidrófilo oscilante. Fonte: AQUARET [20] Figura 3. Dispositivo de aproveitamento da energia das correntes marinhas de eixo vertical. Fonte: AQUARET [20]

Turbinas de eixos horizontal e vertical Os tipos mais comuns para o aproveitamento das correntes marinhas ou de maré são as turbinas de eixo horizontal, que tem o funcionamento e o design semelhante às turbinas eólicas convencionais, no qual o fluido passa pelo dispositivo, movendo as pás, que por sua vez acionam o gerador.

Dispositivo de efeito de Venturi Esse dispositivo faz um afunilamento artificial da corrente, concentrando o fluxo e produzindo uma diferença de pressão e gerando um fluido secundário no sistema. Esse fluido secundário pode passar diretamente pela turbina ou induzir uma pressão diferencial e acionar uma turbina de ar [18]. Os oceanos são um imenso reservatório de energia solar, ou seja, possuem grande energia térmica, apesar da temperatura baixa. Nas regiões equatoriais e tropicais, a água da camada superficial do oceano, entre 50 e 100 metros, é o

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maior reservatório dessa energia térmica, sendo a temperatura da ordem de 25ºC, aproximadamente [21].

Então a água doce passa para o compartimento da água do mar através de uma membrana semipermeável, aumentando a pressão na câmara. Quando essa pressão é compensada, uma turbina gira e é gerada eletricidade [24].

Figura 5. Dispositivo de Efeito de Venturi. Fonte: AQUARET [20]

Energia De Gradiente De Temperatura Para o aproveitamento da energia térmica dos oceanos, é utilizada uma usina denominada OTEC (ocean thermal energy conversion / conversão da energia térmica do oceano). Essa usina funciona como uma termelétrica com ciclo de Rankine, com o fluido de trabalho possuindo um baixo ponto de ebulição. A água superficial do oceano aquece o fluido de trabalho, fazendo com que ele evapore e gire a turbina para a geração de eletricidade, enquanto a água da camada profunda do oceano é responsável por fazer o resfriamento do ciclo [22].

Figura 6. Esquema representativo do funcionamento de uma usina OTEC. Fonte: Oliveira, 2013 [23]

Energia De Gradiente De Salinidade A energia de gradiente de salinidade é obtida através da diferença da concentração de sais entre dois fluidos, sendo, normalmente, água doce e salgada [24].Existem duas aplicações principais para o aproveitamento desse tipo de energia: apenas a planta para o aproveitamento da energia e a planta associada a outro processo de produção, como dessalinização da água ou tratamento de água poluída [24]. Osmose Retardada (PRO) Os dispositivos do tipo PRO (Pressure Retarded Osmosis / osmose retardada) utilizam a pressão osmótica resultante da mistura de água do mar e água doce para a geração de energia. Para isso, a água do mar é bombeada para um trocador de pressão, onde a pressão osmótica é menor que o compartimento da água doce.

Figura 7. Esquema representativo de uma usina de gradiente de salinidade. Fonte: Adaptado de Climatechwiki [25]

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Eletro diálise reversa (RED) O dispositivo RED (Reversed Electro Dialysis, ou, em português, eletro diálise reversa) funciona com a troca iônica através de membranas de permeabilidade seletiva. Duas substâncias, de salinidades distintas, passam por uma pilha de membranas de permeabilidade seletiva anódicas e catódicas. Os compartimentos entre as membranas são preenchidos alternadamente com água do mar ou uma solução salina concentrada e uma solução salina diluída (água doce). O gradiente de salinidade entre as soluções causa o transporte de íons, resultando num potencial elétrico que é então convertido em eletricidade [24]. 5.

Discussão

A pesquisa realizada trouxe um resumo do trabalho de cada autor citado no texto, não divergindo assim de opiniões ou resultados. Uma tabela com a principal vantagem e desvantagem de cada tipo de geração de energia elétrica pode ser observada a seguir:

Conclusão

Como a demanda energética mundial vem crescendo, bem como as políticas de preservação do meio ambiente, e as reservas de petróleo, carvão e gás natural vêm diminuído, a busca por novas fontes de energia se torna essencial. Os oceanos correspondem a cerca de 71% da área do planeta Terra e possuem muita energia acumulada, seja térmica, cinética ou química, se tornam a opção lógica para pesquisa de novas fontes de energia. Como a maior parte das pesquisas sobre as fontes energéticas dos oceanos são novas e o investimento é relativamente caro, a maioria dos dispositivos ainda não apresentam sua forma final, estando em estado de desenvolvimento, porém apresentando grande potencial para serem acoplados a matriz energética e elétrica global. 7.

Referências

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ESTUDO DE VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA DA INSTALAÇÃO DE MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA HIBRIDA SOLAR E EÓLICA NA INDÚSTRIA: APLICAÇÃO NA INDUSTRIA NOVVALIGHT

Filippo Centemero1, Pedro Zanatelli Brasil Bastos2, Mauro Obladen de Lara Filho3 & Clodomiro Unsihuay Vila4 Universidade Federal do Paraná - UFPR, Curitiba, Brasil & 4clodomiro@eletrica.ufpr.br

1filippo.centemero@gmail.com, 2z.pedro117@gmail.com, 3mauroobladen4@gmail.com

Resumo A demanda por energia elétrica tem crescido mundialmente. Ao mesmo tempo, os recursos naturais não renováveis que correspondem a uma grande parte da matriz energética mundial se esgotam cada vez mais rapidamente, levando a um grande desafio para os próximos anos. Neste contexto, o modelo de microrredes utilizando energias renováveis como a solar e a eólica se desenvolve rapidamente, mostrando-se também uma boa alternativa econômica. Este projeto teve como objetivo avaliar a viabilidade econômica de instalação de sistemas de geração solar e eólico na empresa Novvalight, localizada em Campo Largo, Paraná. O modelo mais viável foi a combinação de energia solar e eólica, gerando aproximadamente 260 MWh anuais de energia. Utilizando financiamento pelo BNDES, esta proposta apresentou PRI (payback) de 8 anos, VPL de R$ 149.097,42 e TIR de 18%, provando a viabilidade econômica da instalação. Palavras chave: geração distribuída, energia solar, energia eólica. 1.

Introdução

A energia elétrica é sem dúvida um dos recursos mais importantes para qualquer país do mundo atualmente. Prova disso é que o consumo de energia elétrica no mundo cresceu 2,6% em 2017 em relação ao ano de 2016[1]. Apesar de alguns países desenvolvidos terem apresentado declínio de consumo por conta de uma demanda estável combinada ao aumento da eficiência energética das cargas, os países em desenvolvimento, como por exemplo a China, o Brasil e a Índia apresentam na última década um crescimento significativo de consumo. No Brasil, considerando a recente atualização do Plano Decenal de Expansão de Energia, a taxa média de expansão da carga será de aproximadamente 3,8% ao ano, o que representa um crescimento médio estimado de 2900 MWmed/ano até o ano de 2024.

Além de uma demanda crescente por energia, outro desafio para o setor é a composição da matriz energética. Boa parte dos países utiliza grandes quantidades de combustíveis fósseis não renováveis para a geração de sua energia elétrica. Mesmo o Brasil, que possui um potencial hidroelétrico enorme e bastante explorado possui mais de 15% de sua energia gerada a partir de combustíveis não renováveis, sendo 9,8% de gás natural, 2,1% de derivados do petróleo, 2,9% de carvão e 2,7% de energia nuclear [2]. Assim, a combinação entre demanda crescente e recursos naturais cada vez mais escassos configura um dos principais desafios do setor energético no presente e no futuro. Neste contexto, uma das possíveis soluções é o conceito de microgrids, em que a geração é realizada de forma distribuída por meio de fontes renováveis e teoricamente inesgotáveis, como a energia solar, eólica e a biomassa. Assim, diminui-

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se a necessidade de crescimento da geraĂ§ĂŁo centralizada e a dependĂŞncia de combustĂveis fĂłsseis e nĂŁo renovĂĄveis.

Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS) e o Sundata do Centro de ReferĂŞncia para Energia Solar e EĂłlica (CRESESB).

AlĂŠm disso, notadamente desde 2015, as tarifas de energia tĂŞm sido reajustadas em percentuais muito acima da inflaĂ§ĂŁo do perĂodo, levando muitos consumidores a optarem pela geraĂ§ĂŁo prĂłpria como alternativa de economia financeira. Segundo dados da ANEEL, em 2015 existiam 1.823 conexĂľes de geraĂ§ĂŁo distribuĂda Ă rede, totalizando cerca de 17 MW de potĂŞncia instalada. Em julho de 2018, o nĂşmero cresceu mais de 20 vezes, para 33,3 mil geradores e 403 MW de potĂŞncia.

Inicialmente, pretendia-se utilizar o Radiasol como base de dados, pelo fato de possuir periodicidade diĂĄria e oferecer a possibilidade de inserĂ§ĂŁo de dados se inclinaĂ§ĂŁo e desvio azimutal, porĂŠm, o software nĂŁo dispĂľe de dados sobre o municĂpio de Campo Largo. Sendo assim, utilizouse a comparaĂ§ĂŁo entre os dados de Curitiba e Campo Largo no plano horizontal e sem desvio azimutal, obtidos pelo SunData, para obter a proporcionalidade entre dados das duas cidades, resultando na equaĂ§ĂŁo 1.

Sendo assim, adicionando-se ainda a tendĂŞncia de diminuiĂ§ĂŁo de preĂ§os dos equipamentos para geraĂ§ĂŁo distribuĂda com o desenvolvimento da tecnologia, por exemplo, painĂŠis solares, inversores de frequĂŞncia, etc., torna-se interessante para empresas realizar estudos de viabilidade econĂ´mica neste sentido, visando diminuiĂ§ĂŁo de custos com energia e independĂŞncia em relaĂ§ĂŁo Ă instabilidade das tarifas de energia. 2.

Objetivos

O objetivo geral desse trabalho consiste em projetar um sistema de geraĂ§ĂŁo distribuĂda hĂbrido, que conta com a participaĂ§ĂŁo de geraĂ§ĂŁo fotovoltaica e eĂłlica a fim de suprir a demanda da indĂşstria NOVVALIGHT, uma fĂĄbrica de aparelhos de iluminaĂ§ĂŁo para aplicaĂ§Ăľes diversas, entre estas se encontram industrial, corporativa, grandes ĂĄreas e iluminaĂ§ĂŁo pĂşblica, localizada na cidade de Campo Largo, na regiĂŁo metropolitana de Curitiba, alĂŠm de realizar estudo de viabilidade econĂ´mica do empreendimento pelo cĂĄlculo de PRI (payback), valor presente lĂquido e taxa interna de retorno. 3.

Materiais e MĂŠtodos

Sistema Fotovoltaico Inicialmente, para o projeto adequado de um sistema fotovoltaico, ĂŠ necessĂĄrio obter dados confiĂĄveis da irradiaĂ§ĂŁo solar da regiĂŁo onde se pretende realizar a instalaĂ§ĂŁo. Para isso, existem vĂĄrios bancos de dados disponĂveis, porĂŠm muitas vezes com dados diferentes entre si, sendo que duas das bases de dados mais confiĂĄveis do territĂłrio nacional sĂŁo o software Radiasol, desenvolvido pelo LaboratĂłrio de Energia Solar (LABSOL) da Universidade

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) (1)

Outro dado importante ĂŠ o levantamento do perfil de carga do local, para que se dimensione o sistema de geraĂ§ĂŁo de forma a nĂŁo haver excesso nem falta de energia gerada. Por isso, foram analisadas as faturas de energia em um perĂodo de 12 meses, obtidas junto Ă concessionĂĄria local, a COCEL.

Uma vez determinada a quantidade de geraĂ§ĂŁo a ser atendida, pĂ´de-se realizar a escolha dos painĂŠis fotovoltaicos a serem utilizados, tendo como critĂŠrio principal a relaĂ§ĂŁo entre o investimento a ser realizado e a potĂŞncia de pico a ser gerada (R$/Wp). AlĂŠm disso, foi necessĂĄria a determinaĂ§ĂŁo dos Ă˘ngulos de inclinaĂ§ĂŁo dos painĂŠis. Para maximizar a geraĂ§ĂŁo, recomenda-se orientar os painĂŠis na direĂ§ĂŁo da linha do Equador. Villalba e Gazoli (2012) recomendam a instalaĂ§ĂŁo dos painĂŠis conforme a tabela 1. Tabela 1. InclinaĂ§ĂŁo de MĂłdulos Solares.

Fonte: VILLALBA e GAZOLI (2012).

Sendo que a cidade de Campo Largo se encontra em uma latitude de 25Âş, a metodologia proposta indica que o Ă˘ngulo ideal para instalaĂ§ĂŁo

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dos módulos é de 30º. Porém, para que fosse possível realizar a instalação neste ângulo, seria necessário grande investimento em estruturas de sustentação dos painéis. Sendo assim, optou-se por utilizar da estrutura de telhado já existente no local, que possui inclinação de aproximadamente 10º e desvio azimutal de 34º.

mostrada na tabela 2. Sendo assim, chegou-se a uma irradiação média de 4,30 kWh/m2dia, correspondente a 4,3 horas de sol pleno (número de horas equivalentes a uma irradiação de 1 kWh/m2). Os dados de consumo de energia da empresa, obtidos junto à COCEL estão evidenciados na tabela 3.

Aplicando estas angulações, e utilizando a equação 1, chegou-se à irradiação desejada, Tabela 2. Dados de Irradiação Solar

Fonte: Elaborado pelos autores.

Tabela 3. Dados de Consumo da Novvalight

Fonte: Elaborado pelos autores.

Ou seja, o sistema deve gerar mensalmente 22322 kWh, ou 744 kWh por dia considerando um mês de 30 dias em média.

Para a escolha do painel, foram comparados 8 modelos diferentes: Canadian CS6K-270P, CS6P265P, C6SP-260P e C6SP-255P, Yingli Solar YL275D30b e YL245P, Komaes 250W e Seraphine SRP-2656PB. Após orçamentos dos 8 modelos, concluiu-se

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que a melhor opĂ§ĂŁo pelo critĂŠrio de preĂ§o por potĂŞncia de pico foi o modelo Canadian Solar C6SP270P, com custo estimado em R$ 599,00 e potĂŞncia

de pico de 270W, resultando em uma relaĂ§ĂŁo de R$2,22/Wp, conforme a tabela 4.

Tabela 4. Escolha de PainĂŠis

Fonte: Elaborado pelos autores.

Para a escolha dos inversores de frequĂŞncia, analogamente aos painĂŠis, o critĂŠrio de escolha foi o preĂ§o por kW de potĂŞncia, sendo comparados modelos que se adequassem ao padrĂŁo da instalaĂ§ĂŁo da empresa, trifĂĄsico a 380V, conforme a tabela 4. Tabela 4. Escolha de Inversores

Fonte: Elaborado pelos autores.

O inversor escolhido foi o modelo Symo 12.53M, da fabricante Fronius, que possui capacidade de atĂŠ 12500 W de entrada a um custo de R$ 18.390,00, resultando em R$ 1520,00/kW. Para dimensionamento da potĂŞncia fotovoltaica a ser instalada, pode-se utilizar a equaĂ§ĂŁo 2.

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(2)

Onde E ĂŠ a energia a ser gerada diariamente, HSP ĂŠ o nĂşmero de horas de sol pleno equivalentes e TD ĂŠ a taxa de desempenho, estimada em 80%. Sendo assim, utilizando os dados anteriormente apresentados, calculou-se a potĂŞncia fotovoltaica a ser instalada em 216,29 kWp. Sendo que o painel escolhido possui potĂŞncia de pico de 270 W, sĂŁo necessĂĄrios 812 painĂŠis para suprir a demanda de energia da empresa. PorĂŠm, foi constatado que a ĂĄrea necessĂĄria para a instalaĂ§ĂŁo de 812 painĂŠis nos telhados da Novvalight era superior ao disponĂvel. EntĂŁo,

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limitou-se o arranjo a 600 painéis fotovoltaicos, resultando em 162 kWp instalados. Os inversores de frequência possuem uma faixa de tensão de entrada para que seja capaz de realizar o máximo aproveitamento de potência dos painéis a ele associados. No caso do inversor escolhido, esta faixa está compreendida entre 200 e 800 V. Dos dados fornecidos pelo fabricante dos painéis, sabe-se que a tensão fornecida por cada painel é de 30,8 V. Assim, é necessário realizar arranjos em série de painéis, para que a tensão total se some e fique adequada à faixa de aproveitamento ótimo dos inversores de frequência. A tensão mínima de 200 V é atingida utilizando 7 painéis em série enquanto a tensão máxima é ultrapassada quando se instalam 26 painéis. Ou seja, os arranjos podem conter de 7 a 25 painéis.

Considerando que o inversor possui 6 entradas e uma corrente máxima de entrada de 40,5 ampères, é necessário dimensionar os arranjos para que esta corrente não seja ultrapassada. Como o painel fornece uma corrente máxima de 9,32 A, é possível conectar arranjos em 4 das 6 entradas, totalizando uma corrente de 37,28 A. Sendo assim, optou-se por utilizar 3 strings em paralelo, com 20 painéis em série para cada string, resultando em uma tensão de entrada máxima de 616 V e corrente máxima de 27,96 A, respeitando as limitações técnicas do inversor. Por fim, foram dimensionados condutores, disjuntores e outros componentes do circuito, baseando-se na norma técnica NBR 5410, resultando no diagrama unifilar da figura 1.

Figura 1. Arranjos da instalação Fonte: Elaborado pelos autores.

Utilizando os dados de irradiação solar do local e o sistema solar instalado, é possível calcular a geração de energia esperada mensalmente e comparar com o consumo de energia da empresa, conforme apresentado na figura 2. ______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

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sua probabilidade de ocorrência, resultando no gráfico da figura 3.

Figura 2. Estimativa de Geração Solar Fonte: Elaborado pelos autores.

Percebe-se que o sistema fotovoltaico apenas consegue suprir a demanda de energia da empresa de forma completa nos meses de maior irradiação e menor consumo: Janeiro, Fevereiro, Março e Abril. Assim sendo, ficou evidente a necessidade de complementação deste parque gerador com a energia eólica. Sistema Eólico Assim como no sistema solar, o projeto de um sistema eólico começa na análise da disponibilidade do recurso energético. No caso da energia eólica, é necessário obter a velocidade dos ventos para a região desejada.

Figura 4. Velocidade do Vento Anual Fonte: Elaborado pelos autores.

Em seguida, é necessário realizar a escolha dos aerogeradores a serem utilizados no projeto. Para isso, é necessário verificar parâmetros como uma velocidade de acionamento condizente com a intensidade dos ventos na região, a velocidade nominal e máxima e a potência máxima de operação. Foram comparadas as curvas de potência dos seguintes modelos: TREBA-0160, TREBA-0210, TREBA-0201, Southwest Windpower Skystream Land 3.7, WRS-WES50, WRS-WES 80 e WRSWES100

O CRESESB, além do SunData, também possui um banco de dados de energia eólica. Outro banco de dados importante é o BDMEP do Instituto Nacional de Meteorologia (INMET). Porém, novamente foi necessário o cruzamento dos dados, pois o BDMEP não possui dados em relação à cidade de Campo Largo, apenas em relação a Curitiba. Em compensação, os dados do BDMEP são interessantes pelo fato de serem apresentados em base horária. Assim, optou-se por realizar o mesmo procedimento realizado para o sistema solar: estabelecer a razão de proporcionalidade entre os valores de Curitiba e Campo Largo pelo CRESESB e então aplicá-la aos dados de Curitiba do BDMEP, para obter dados relativos à Campo Largo. A partir dos dados obtidos, aplicou-se a distribuição de Weibull para obter o gráfico que relaciona as diferentes velocidades do vento com a

Figura 5. Curva de Potência, TREBA-0210 Fonte: TREBA (2017).

Foi escolhido para o projeto o modelo TREBA0210, pelo fato de entregar a maior potência de geração nas velocidades mais prováveis pela distribuição de Weibull. Sua curva de potência está

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representada na figura 5.Um fator a ser considerado ĂŠ a altitude. Os dados do banco de dados consideram uma altura de torre de 50 metros, contra uma torre de 24 metros do aerogerador escolhido. Para realizar a correĂ§ĂŁo dos valores, pode-se utilizar a equaĂ§ĂŁo 3. đ??ť đ?&#x2018;&#x17D;

(3)

đ?&#x2018;&#x2030; = đ?&#x2018;&#x2030;0 â&#x2C6;&#x2014; ďż˝ ďż˝ đ??ť0

Onde V ĂŠ a velocidade do vento a uma altura H e Vo a velocidade do vento a uma altura Ho, e a ĂŠ o coeficiente de Hellman, ou coeficiente de atrito do terreno.

Com a ĂĄrea disponĂvel na empresa, ĂŠ possĂvel instalar 12 aerogeradores, em duas filas compostas por 6 torres lado a lado. A energia a ser gerada pode ser calculada pela equaĂ§ĂŁo 4. đ??¸ = đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x201D; â&#x2C6;&#x2014; đ?&#x2018;&#x2030;đ?&#x2018;Łđ?&#x2018;&#x2019;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;&#x153; â&#x2C6;&#x2014; đ?&#x2018;Ą (4)

Onde Pg ĂŠ a potĂŞncia do aerogerador, e t ĂŠ o tempo de ocorrĂŞncia desta velocidade durante o ano. Sendo assim, a energia gerada anualmente pode ser visualizada na figura 7.

Para uma regiĂŁo aberta com apenas arbustos de cercas, pode-se adotar um coeficiente de Hellman de 0,2[7]. Sendo assim, calcula-se a distribuiĂ§ĂŁo de Weibull corrigida, conforme a figura 6.

Figura 7. Energia gerada anualmente Fonte: Elaborado pelos autores.

Figura 6. DistribuiĂ§ĂŁo Corrigida Fonte: Elaborado pelos autores.

Considerando dados da literatura, deve-se instalar os aerogeradores com espaĂ§amento lateral de 1,5 a 3 diĂ˘metros do rotor e espaĂ§amento frontal de 8 a 10 diĂ˘metros do rotor. Sendo o diĂ˘metro do aerogerador igual a 13,8 metros, optou-se por um espaĂ§amento lateral de 21 metros e frontal de 115 metros.

Sendo assim, cada aerogerador teria capacidade de geraĂ§ĂŁo de 30,1 MWh/ano. O consumo mĂŠdio da empresa anualmente ĂŠ de 260 MWh/ano. Ou seja, com a instalaĂ§ĂŁo de 8 aerogeradores, serĂĄ possĂvel gerar 240 MWh/ano. Da mesma maneira, foi realizado o dimensionamento dos condutores e disjuntores conforme as normas tĂŠcnicas, resultando no diagrama unifilar da figura 8.

______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da IndĂşstria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | ParanĂĄ | Brasil

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Figura 8. Diagrama Unifilar do Sistema Eólico Fonte: Elaborado pelos autores.

Analogamente, comparou-se a geração esperada ao consumo, conforme a figura 9.

Tabela 6. Custos de Implantação FV

Figura 9. Comparação de Geração e Consumo Fonte: Elaborado pelos autores.

Resultados

Para o sistema fotovoltaico, foram estimados os custos da instalação, conforme a tabela 6.

Fonte: Elaborado pelos autores.

Foram analisadas as situações de utilização de capital próprio de investimento, resultando em um VPL de R$ 122.468,63 e taxa interna de retorno de 16%, com PRI (payback) de 7 anos. Além disso, foi simulada a utilização de financiamento de 80% do valor do investimento com o BNDES, na

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modalidade BNDES Automático, com taxa de juros anual de 2,1% ao ano e pagamento em 11 anos. Nesta modalidade, obteve-se um PRI (payback) de 9 anos, VPL de R$ 140.839,81 e TIR de 19%. Já para o sistema eólico, os custos não foram levantados diretamente, apenas por estimativas, já que houve diversos problemas em relação a não divulgação e confidencialidade dos preços dos equipamentos, notadamente os aerogeradores. Desta forma, para avaliar o custo do projeto, foi realizada uma média entre os valores sugeridos por duas referências distintas. A primeira referência sugere um custo de R$4,2 milhões por MW instalado . Já a fabricante Bergey Windpower sugere um custo entre U$48.000 e U$65.000 por turbina de 10kW a ser instalada no projeto. Sendo assim, realizando a média destas referências, foi estimado um investimento de R$ 1.331.944,00. [5] [6] Novamente foram analisadas as alternativas de capital próprio e de financiamento de 80% pelo BNDES Automático, nas mesmas condições do sistema fotovoltaico. O capital próprio apresentou TIR de 15%, VPL de R$ 45.891,37 e PRI (payback) em 8 anos. Já com a opção de financiamento, o PRI (payback) aumentou para 10 anos, mas o VPL e a TIR aumentaram para, respectivamente, R$ 120.785,08 e 17%. Por fim, como citado anteriormente, considerando o baixo potencial de geração eólica da região e as limitações de área para suprimento da energia da empresa apenas com a energia solar, optou-se por simular o caso de uma geração híbrida, com a energia eólica servindo como complemento à fotovoltaica. Sendo assim, foram realizadas diversas simulações de TIR e VPL considerando diferentes porcentagens de distribuição da geração entre eólica e solar, resultando no gráfico da figura 10. Sendo assim, escolheu-se uma proporção de 89% de geração solar, correspondente ao arranjo de 600 painéis, e 11% de geração eólica para realizar o complemento, pois se percebeu que a energia solar possui viabilidade econômica maior na região. Esta opção obteve VPL de R$ 75.453,61, TIR de 15% e PRI (payback) de 8 anos considerando investimento com capital próprio, e PRI (payback) de 8 anos, VPL de R$ 149.097,42 e TIR de 18%.

Discussão

Figura 10. Análise de diferentes proporções eólicofotovoltaico Fonte: Elaborado pelos autores.

Percebe-se que todos os projetos atingiram níveis satisfatórios de viabilidade econômica, considerando uma Taxa Mínima de Atratividade de 12% e o VPL positivo. Porém, há de se discutir as limitações do estudo considerando as dificuldades de realizar os orçamentos de componentes do sistema eólico por conta da confidencialidade dos dados. Porém, as conclusões relacionadas à vantagem da energia solar em relação à eólica são válidas, pois o potencial eólico da região é bastante baixo, com velocidades de 4 a 5 m/s. Outra discussão relevante a ser posteriormente levantada é sobre a possibilidade de uso de sistemas de armazenamento de energia para compensar a intermitência da fonte solar. Apesar de o parque gerador estar dimensionado para que o consumo total mensal da indústria seja suprido, temos que os painéis solares não geram energia em grande quantidade durante o horário de ponta, resultando no fato de os créditos acumulados durante o dia (energia fora de ponta) não possuírem o mesmo valor monetário da energia consumida na ponta. Com a utilização de armazenamento de energia aliado a um sistema de gestão de energia, seria possível armazenar a energia para descarrega-la no período de ponta, evitando a cobrança de uma energia muito mais cara.

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Conclusões

Percebeu-se que atualmente a geração distribuída é uma alternativa viável para que empresas conquistem independência em relação às concessionárias e diminuam seus custos com energia elétrica. E a tendência é positiva, já que com o avanço da tecnologia os painéis e aerogeradores provavelmente serão capazes de gerar mais energia a um menor custo. 7.

Referências

[1] ENERDATA. Global Energy Statistical Yearbook 2018, Disponível em https://yearbook.enerdata.net/electricity/electricitydomestic-consumption-data.html [2] EPE. Anuário Estatístico de Energia Elétrica 2017, disponível em http://www.epe.gov.br/sitespt/publicacoes-dadosabertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicaca o-160/topico-168/Anuario2017vf.pdf [3] CRESESB, CEPEL; Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos, 2014. [4] GAZOLLI, J. R.; VILLALVA, M. G.; GUERRA, J. Energia solar fotovoltaica - sistemas conectados à rede elétrica: requisitos para a conexão e proteções. O Setor Elétrico, Ed. 83, 2012. [5] BERGEY WIND SCHOOL; visualizado em outubro de 2017; disponível em http://bergey.com/windschool/residential-wind-energy-systems [6] SOUZA, G. H. S. de; Marketing approach of Brazilian wind energy sector, 2013; [7] ROHATGI, J. S.; NELSON, V.; Wind characteristics, alternative energy institute, West Texas A&M University

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ESTUDO

DE VIABILIDADE IMPLEMENTAÇÃO DE SISTEMAS HABITAÇÕES POPULARES

ECONÔMICA PARA FOTOVOLTAICOS EM

Annemarlen Gehrke Castagna1, Marcelo C. R. Faria2, Ricardo L. Silva3 & Rodolpho L. Silva4 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil & 4rodolpholima2@hotmail.com

1gehrke@utfpr.edu.br, 2marcelocarvalhofaria@gmail, 3ricardolima1717@hotmail.com

Resumo Este trabalho apresenta uma análise sobre a viabilidade econômica para a aquisição de sistemas fotovoltaicos para microgeração distribuída em habitações populares. A energia solar fotovoltaica é uma energia renovável amplamente utilizada em alguns países no mundo, mas ainda possui uma pequena participação na matriz energética brasileira. Também foi feito um estudo sobre a tarifação da energia elétrica e sobre os projetos de lei em tramitação no Congresso Nacional. No estudo da viabilidade econômica, foram definidos o consumo médio residencial, orientação e dimensionamento dos painéis fotovoltaicos, o valor a ser financiado, e programas de financiamento. A simulação foi feita considerando quatro cenários diferentes: um cenário realista, um cenário com adesão do convênio ICMS nº 16, e dois cenários onde se supôs que alguns projetos de lei tenham entrado em vigor. Palavras chave: Energia solar fotovoltaica. Viabilidade econômica. Habitações populares. Projetos de lei. 1.

Introdução

A Divisão de Desenvolvimento Sustentável da Organização das Nações Unidas elaborou uma lista de dezessete objetivos a serem atingidos no mundo (SDG, Sustainable Development Goals, em inglês). O sétimo objetivo trata de assegurar acesso à energia sustentável, moderna, confiável, e de baixo custo, a todos, além da meta do aumento substancial da produção de energias renováveis até 2030 na matriz energética global, entre outras questões [1]. A utilização da energia solar fotovoltaica para geração de energia elétrica vem se tornando cada vez mais acessível, além de promover o acesso da energia elétrica, para comunidades geograficamente remotas. Apesar de ter um custo inicial de implantação alto, os sistemas fotovoltaicos tem a característica de reduzir a poluição proveniente da geração de energia elétrica de outras fontes [2]. No Brasil foi aprovada a Resolução Normativa número 482, de 17 de abril de 2012 da ANEEL, onde foram estabelecidas condições para a micro e

minigeração distribuída de energia elétrica. Criouse a possibilidade de uma unidade consumidora gerar sua própria energia elétrica, por meio de fontes, tais como: solar, hidráulica, eólica, biomassa, etc., e um sistema de compensação na fatura [3]. Desse modo, a utilização de micro geração distribuída através de painéis fotovoltaicos, tornase uma possibilidade para diversos setores. A geração distribuída para sistemas fotovoltaicos teve seu papel aumentado a partir dos anos 90, devido a incentivos governamentais, ocasionando uma redução dos preços dos sistemas fotovoltaicos. Além disso, alguns países desenvolvidos vêm buscando não apenas a diversificação de suas matrizes energéticas, mas também o cumprimento de acordos internacionais relacionados à redução de gases efeito estufa e maior utilização de fontes alternativas [4]. Países como: Alemanha, China, EUA, Itália e Japão, utilizaram-se dos incentivos governamentais para estimular o uso da energia solar fotovoltaica, e

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estes países são as maiores potências fotovoltaicas no mundo. Um exemplo de incentivo governamental foi “O programa de 100.000 Telhados” (100.000 Roofs Program), iniciado na Alemanha em 1999, e finalizado em 2003: é considerado o maior programa do mundo a introduzir a energia solar fotovoltaica [5]. Em relação ao sistema de preços utilizado em alguns países com grande importância na energia solar fotovoltaica, a Alemanha está utilizando o sistema de preços, denominado Feed-in tariff. EUA e Japão utilizam outros métodos para incentivar o crescimento de seus mercados, como o sistema de compensação energética Net-metering, bem como o Brasil [4]. 2.

Objetivo

O objetivo deste trabalho é estudar a viabilidade econômica de implementação de sistemas fotovoltaicos em habitações populares. Busca-se avaliar a possibilidade de instalação de painéis solares fotovoltaicos em habitações populares, de forma que essa mudança provoque uma democratização no acesso às energias renováveis, e uma mudança na matriz energética nacional. A Agência Paulista de Habitação Social – Casa Paulista [6], define, tecnicamente, as características gerais de uma habitação popular, da seguinte forma: • casa com área útil 43 m2 com uma de sala, um dormitório de casal e um dormitório para duas pessoas, cozinha, área de serviço, circulação, banheiro; O decreto Nº 53.823, artigo 1º, de 15 de dezembro 2008, válido para o Estado de São Paulo, define uma família elegível a participar de programas habitacionais. São famílias de baixo poder aquisitivo, com renda de até 5 salários mínimos. 3.

Métodos

A fim de facilitar o entendimento deste artigo, serão apresentadas algumas definições e uma breve revisão sobre a legislação brasileira e sistemas de compensação utilizados.

3.1 Energia solar fotovoltaica Segundo a NBR 10899:2006 [7], uma célula fotovoltaica é um elemento desenvolvido para converter diretamente energia solar em energia elétrica. Por sua vez, módulo fotovoltaico é o conjunto de células fotovoltaicas encapsuladas e interligadas eletricamente, com o objetivo de gerar energia elétrica. Por fim, o painel fotovoltaico é formado por um ou mais módulos fotovoltaicos interligados eletricamente. Existem no mercado, módulos fotovoltaicos de diferentes materiais. Dentre eles, o silício cristalino (c-Si) é o mais utilizado, (87,9% no ano de 2011). São chamados de células de primeira geração [8]. Os módulos de silício cristalino podem chegar a uma eficiência acima de 21%, além de haver uma queda constante nos custos de sua produção [9]. Além da tecnologia do silício, outra tecnologia, com uma inserção menor no mercado (cerca de 12% da produção mundial), é a das células de filmes finos (segunda geração) [10]. Além disso, também existem materiais com menor disponibilidade, em comparação às células de silício cristalino, além de problemas relacionados à vida útil e rendimento do mesmo [8]. Quanto à conexão com a rede, os sistemas fotovoltaicos são divididos em domésticos isolados ou autônomos, não domésticos isolados, sistemas híbridos, sistemas fotovoltaicos centralizados conectados à rede elétrica e sistemas fotovoltaicos distribuídos conectados à rede elétrica – estes últimos aplicados na análise deste trabalho. 3.2 Legislação e sistemas de compensação 3.2.1 Impostos e contribuições incidentes na tarifa de energia elétrica Na tarifa de energia elétrica estão presentes alguns impostos e contribuições: o Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS), o Programa de Integração Social (PIS) e a Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (COFINS), sendo que o ICMS é um imposto de competência dos governos estaduais. Sobre a incidência do ICMS na energia elétrica, o CONFAZ (Conselho Nacional de Política Fazendária), institui com o Convênio ICMS n° 16, a concessão da isenção nas operações internas relativas à circulação de energia elétrica, sujeitas ao

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faturamento sob o Sistema de Compensação de Energia Elétrica de que trata a Resolução Normativa nº 482, de 2012, da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL [11]. Desta forma, o ICMS incide somente sobre a diferença entre a energia elétrica consumida da rede e a energia elétrica injetada na rede [12]. Desde julho de 2018, todos os Estados brasileiros participam do Convênio ICMS 16/15, quando os últimos Estados não participantes (do Amazonas, do Paraná e de Santa Catarina) aderiram ao Convênio [11] [13]. Já o PIS e a COFINS são tributos federais que são voltados para o trabalhador, e também atendem os programas sociais do Governo Federal. O cálculo destas contribuições na fatura da energia elétrica é feito de forma não cumulativa. Desta maneira, a alíquota média desses tributos varia com o volume de créditos apurados mensalmente pelas concessionárias, e com o PIS e a COFINS pagos sobre custos e despesas no mesmo período, como a energia adquirida para revenda ao consumidor [14]. 3.2.2 Sistemas de compensação Basicamente são usados 3 tipos de sistemas de compensação nos diversos países: No sistema Feed-in Tariff, o valor da remuneração é independente do valor de mercado livre; os produtores independentes recebem uma remuneração fixa, ou fixa com ajustes por kWh gerado, definida pelas regulamentações de cada país, essa remuneração não é paga pelo mercado de energia elétrica. Geralmente, os recursos tem como origem um acréscimo na tarifa convencional de todos os consumidores. Esses recursos são retidos em um fundo para o pagamento dessa remuneração aos produtores independentes [5] [15]. Neste sistema, a energia gerada é injetada na rede, e as concessionárias são obrigadas a comprar dos produtores, a eletricidade produzida a partir de fontes renováveis. O sistema de remuneração Feed-in Premium é uma variação do sistema Feed-in Tariff; no entanto, neste sistema, o valor da remuneração varia de acordo com o valor de mercado da energia elétrica.

No sistema Net-metering os produtores independentes podem instalar pequenos sistemas de fontes renováveis de energia em suas residências, e vender o excedente à concessionária de energia local. O preço de compra da energia excedente injetada na rede é o mesmo que o praticado pela concessionária para a venda da energia gerada de forma convencional. De acordo com a política de incentivo adotada no país, os produtores independentes são pagos por todo kWh injetado na rede, ou recebem créditos por essa energia gerada. A medição do fluxo de energia utiliza medidores bidirecionais [15] [16]. Uma variação do net-metering é o net-billing. Nesta, o preço de compra da energia excedente injetada na rede é menor do que o praticado pela concessionária para a venda de energia ao consumidor [17]. 3.3 Parâmetros para avaliação de viabilidade econômica Após a apresentação dos objetivos do trabalho, conceitos preliminares relacionados ao tema, e exemplos de políticas públicas e sistemas de medição em outros países, serão apresentadas as premissas básicas para o estudo de viabilidade econômica. 3.3.1 Orientação e inclinação dos painéis fotovoltaicos De acordo com [4], a inclinação ótima em relação à horizontal para a incidência solar máxima em regime anual é dada pela latitude local. Desta forma, a orientação ideal é a de uma superfície voltada para o equador. Neste trabalho será considerado que o sistema fotovoltaico está localizado em Curitiba/PR. A residência objeto deste estudo possui duas faces no telhado, uma delas voltada para o norte, sendo que esta face será utilizada para a implementação do sistema fotovoltaico. Assim, os painéis fotovoltaicos deverão estar orientados para o norte, com uma inclinação de 25° em relação à horizontal. 3.3.2 Estimativa da potência a ser instalada através do sistema fotovoltaico O consumo de energia elétrica residencial médio no Estado do Paraná em 2015, foi de 135 kWh/mês e o valor médio do quilowatt-hora para a

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tarifa residencial B1 é de R$ 0,416 [18] [19]. O consumo médio mensal considerado neste trabalho para o dimensionamento dos módulos é de 85 kWh. Segundo [20], a produtividade total anual média de SFCR com inclinação igual à latitude, orientação norte, com taxa de desempenho de 75% em Curitiba, é de 1372 kWh/kWp por ano. O consumo mensal médio, descontado o custo de disponibilidade, é de 85 kWh/mês; o consumo anual é de 1020 kWh. Após cálculos, chega-se ao 0,743 kWp para a residência em análise. Para o dimensionamento de área de cobertura de uma residência, foram utilizados padrões de uma residência do Programa Minha Casa Minha Vida com área de telhado de 59,3 m2. Em uma busca de fabricantes de painéis fotovoltaicos, foram encontrados modelos como o YL250P-29b da Yingli Solar [21], que possui 250 Wp de potência máxima, e dimensões de 1,65 m x 0,99 m, e o CS6P-260 da Canadian Solar [22], de potência máxima de 260 Wp e dimensões de 1,638 m x 0,982m. Em ambos os exemplos, são necessários 3 painéis, para atender à carga de 743 Wp. 3.3.3 Linhas de crédito para aquisição de sistemas fotovoltaicos Alguns bancos no Brasil oferecem linhas de crédito para a aquisição de sistemas fotovoltaicos com taxas de juros menores que as normalmente aplicadas. Para este estudo a Caixa Econômica Federal foi consultada. Foi informado que a taxa de juros mensal, através do cartão Construcard, pode variar de 1,98% a 3,95%. O Banco Santander S.A e o Banco do Nordeste também oferecem linha de crédito para este fim. 3.3.4 Cálculo do período de retorno de investimento (PRI) (payback) Em investimentos de médio e longo prazo, como a instalação de sistemas fotovoltaicos, um fator muito importante a ser analisado é o cálculo do período de retorno de investimento, ou cálculo de PRI (payback). O método escolhido para o estudo foi o método de cálculo do PRI (payback) descontado, onde é considerado o valor do dinheiro no tempo. Nesse caso, é inserida uma variável chamada Taxa de Atratividade (i), que é utilizada no cálculo do Valor Presente. O valor de lucro por ano é

corrigido a partir dessa taxa. Desta forma, o cálculo se torna mais realista [23]. 3.3.5 Considerações tarifárias e PRI (payback) para o estudo Para correção do valor investido, considerou-se o método de PRI (payback) descontado, inserindo-se a taxa de atratividade [23]. Para fins de cálculo, foi adotada uma inflação média anual de 7%. Em relação ao IPI incidido sobre o inversor foi considerada uma tributação de 15% sobre o valor do produto, levando em consideração o percentual encontrado em [24]. Para o estudo realizado, são considerados os tributos vigentes a partir de 1º de outubro de 2017 (PIS/PASEP = 1,65%, COFINS = 7,6%) na tarifa da concessionária Copel. A alíquota do ICMS utilizada para o estudo é de 29%. A equação (1) mostra o cálculo do valor do kWh cobrado ao consumidor, levando-se em conta o valor da tarifa publicada pela ANEEL (sem impostos), o ICMS, PIS e COFINS [25]. Valor cobrado ao consumidor = Valor da tarifa publicada pela Aneel 1 − (PIS + COFINS + ICMS)

(1)

Além disso, é cobrada a arrecadação da contribuição de iluminação pública, e de possíveis acréscimos devido às bandeiras tarifárias amarela e vermelha. Para fins de cálculo, foi adotada uma taxa mínima de atratividade de 6%. 3.3.6 Outras considerações para o cálculo Também devem ser inseridos nos cálculos, os custos de manutenção e operação anuais valem, no total, 1% do valor investido inicialmente [26]. Considera-se que este percentual seja reajustado a cada ano, na mesma proporção ao reajuste da tarifa de energia elétrica durante a vida útil da planta e taxa de crescimento do consumo residencial anual foi de 2%. Aplicou-se ainda uma redução do rendimento de painéis solares de 1% a. a. [8]. O valor da tarifa aplicada foi da Copel Subgrupo B1 (residencial), para a simulação foi utilizado o valor sem impostos em conjunto as alíquotas do ICMS e PIS e COFINS referentes a

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outubro de 2017. O valor é 0,44056 pela resolução da ANEEL, somando o ICMS e a PIS e a COFINS totalizando um valor de R$ 0,71346 /kWh. 3.4 Definição dos painéis Com a definição do consumo médio mensal da residência, e da potência a ser instalada de painéis fotovoltaicos, foi possível fazer um orçamento em uma empresa especializada em instalações de painéis fotovoltaicos para geração distribuída, e também consultar os preços dos aparelhos de forma separada. Conforme item 3.3.2, é necessária a instalação de 0,743 kWp em painéis fotovoltaicos. No orçamento obtido, foram especificados 3 painéis solares JINKO de 265 Wp, totalizando 0,795 kWp de potência instalada. Segundo [20], sabe-se que a produtividade total anual média em Curitiba é de 1372 kWh/kWp; logo, para uma potência instalada de 0,795 kWp, tem-se 90,895 kWh de geração média mensal, conforme a equação 2: Geração média mensal = Capacidade x Produtividade anual 12 meses

(2)

O orçamento obtido foi de R$ 7.800,00, podendo ser financiado por cinco anos. A partir deste, foram encontrados os valores de alguns dos aparelhos que compõem o sistema. Os painéis solares e inversor custam respectivamente R$ 1.740,00 e R$ 2.149,00. Considerou-se que haverá uma substituição do inversor no 13º ano da planta, já que a vida útil do aparelho pode ser de até 15 anos [27]. Com estes valores iniciais, foram definidos os parâmetros necessários para o cálculo de PRI (payback) em diferentes cenários em um período de 25 anos, período de vida útil dos painéis solares [8]. • Geração média mensal: 90,895 kWh / consumo mensal: 135 kWh; • Custo de disponibilidade: 50 kWh; • Custo do kWh com impostos: R$ 0,71346 / custo do kWh sem impostos: R$ 0,44056; • PIS/PASEP: 1,65% /COFINS: 7,60%/ICMS: 29%; • Perda de eficiência anual: 1% / crescimento médio do consumo anual: 2%;

• Custo dos painéis solares: R$ 1.740,00 / custo do inversor: R$ 2.149,00; Além desses valores, foram definidos, para fins de cálculo: 7%; 2%; 6%;

•

Taxa de inflação da energia elétrica (anual):

•

taxa de juros do parcelamento (mensal):

•

taxa de mínima de atratividade (anual):

•

número de parcelas: 60 meses (5 anos).

O valor inicial de R$ 7.800,00 para a instalação do sistema fotovoltaico, quando parcelado em 60 meses à taxa de juros de 2% a.m, resultará em um investimento de R$ 13.463,41. Assim, as parcelas mensais serão de R$ 224,39, correspondendo anualmente a R$ 2.692,68. Também, definiu-se que toda energia gerada pelo sistema será injetada na rede de distribuição. Todos esses valores são necessários para o cálculo de PRI (payback) descontado. A partir disso, foram feitas simulações em quatro cenários econômicos diferentes, partindo de um cenário mais realista, até cenários mais vantajosos, supondo que alguns dos projetos de lei, que serão apresentados, entrem em vigor. 4.

Resultados

Os resultados obtidos estão resumidos na tabela 1: Tabela 1: Resultados dos cálculos de PRI (payback) 1. CENÁRIO SEM CONVÊNIO ICMS Nº 16 PRI (payback) em 25 anos

R$ -1518,78

2. CENÁRIO COM CONVÊNIO ICMS Nº 16 PRI (payback) em 25 anos

R$ 3.748,22

Investimento Investimento Sim – no 20º não pago? pago? ano 3. CENÁRIO 4. CENÁRIO COM CONVÊNIO COM CONVÊNIO ICMS Nº 16 E ICMS Nº 16 E PL 1609/2015* PL7255/2017** PRI (payback) PRI (payback) R$ 4.918,96 R$ 7.323,59 em 25 anos em 25 anos Investimento Sim – no 18º Investimento Sim – no 14º pago? ano pago? ano Fonte: Elaborado pelos autores

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* O Projeto de Lei 1609/2015, da Câmara dos Deputados, prevê a isenção da contribuição para o PIS/PASEP e COFINS nas vendas de painéis fotovoltaicos e inversores elétricos, isenção do Imposto sobre Produtos Industrializados (IPI) na compra de inversores elétricos. No inversor elétrico, a incidência do IPI é de 15% [24] [28]. ** PL 7255/2017, da Câmara dos Deputados, onde se permite que o BNDES financie empreendimentos de micro e minigeração de energia utilizando a TJLP [29]. 5.

Conclusão

Analisando os resultados obtidos nos quatro cenários, percebe-se primeiramente que a isenção do ICMS sobre a energia gerada pela unidade consumidora torna esse tipo de investimento muito mais atrativo. Comparando os resultados dos cenários 1 e 2, onde no primeiro ocorre a incidência de ICMS sobre toda a energia consumida, e no segundo a incidência se dá somente na diferença entre energia consumida e gerada, tem-se uma diferença de cerca de R$ 5.200,00 de saldo entre os dois casos. O fato do Estado do Paraná ter sido um dos poucos Estados que, até julho de 2018, não participava do convênio ICMS nº 16, prejudicou o crescimento da micro e minigeração distribuída na região. O Cenário 3, onde se supôs a isenção do ICMS sobre a energia gerada e a isenção de alguns impostos sobre os aparelhos (PL 1609/2015, Câmara dos Deputados), mostrou um avanço em relação aos casos anteriores, com o PRI (payback) sendo atingido no 18º ano, enquanto no Cenário 2 foi atingido no 20º ano. O Cenário 4, onde, além da isenção do ICMS para a energia gerada, também se supõe a vigência do PL 7255/2017, da Câmara dos Deputados, onde se permite que o BNDES financie empreendimentos de micro e minigeração de energia utilizando a TJLP. Este cenário foi o mais vantajoso, pois o juro mensal caiu de 2% para 0,57%, o que resultou no PRI (payback) sendo atingido no 14º ano. Os cenários aqui apresentaram resultados no mínimo 14 anos para investimento. Como se

simulados e discutidos não satisfatórios, levando atingir o PRI (payback) do tratava de um consumo

muito baixo (135 kWh/mês), a taxa de disponibilidade (50 kWh), que obrigatoriamente deve ser paga à concessionária, tem um peso muito grande no total do consumo (cerca de 37% do total). Pode-se concluir então que, o governo deveria adotar de medidas para melhorar a atratividade da energia solar fotovoltaica, principalmente para a população que possui um menor poder aquisitivo. Algumas medidas que poderiam ser adotadas são: • redução das taxas de juros para financiamentos, como observado no cenário 4, com a utilização da Taxa de Juros de Longo Prazo para o financiamento; • incorporação de sistemas fotovoltaicos no projeto inicial de habitações populares, pois novas habitações do PMCMV podem ser financiadas por taxas de juros inferiores a 7% ao ano, para uma renda familiar inferior a R$ 4.000,00 [30]; • isenção de impostos e contribuições, como os citados no Projeto de Lei nº 1609/2015. 6.

Referências

[1] SDG. SDGs, Sustainable Development Knowledge Platform, 2015. [2] HERTWICH, Edgar G. et al. Integrated life-cycle assessment of electricity-supply scenarios confirms global environmental benefit of low-carbon [3] ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica. “Resolução Normativa 482 de 17 de abril de 2012”, 2012. [4] TORRES, Regina Célia. Energia solar fotovoltaica como fonte alternativa de geração de energia elétrica em edificações residenciais, p. 66, 2012. Dissertação de Mestrado. Universidade de São Paulo. [5] DE MARTINO JANNUZZI, Gilberto. Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica no Brasil: Panorama da Atual Legislação, p.22, 2009. [6] SECRETARIA DE HABITAÇÃO DO ESTADO DE SÃO PAULO. Especificações das Unidades habitacionais, São Paulo, 2016. [7] ABNT NBR 10899, Energia Solar Fotovoltaica – Terminologia, 2ª edição. Associação Brasileira de Normas Técnicas; 04 de novembro de 2013. [8] PINHO, João Tavares; GALDINO, Marco A. Manual de engenharia para sistemas fotovoltaicos. Rio de Janeiro: Cepel-Cresesb, 2014. [9] INTERNATIONAL ENERGY AGENCY [IEA]. Technology Roadmap: Solar photovoltaic energy, Paris, 2014. [10] TOLMASQUIM, Maurício Tiomno. Energia Renovável. Hidráulica, biomassa, eólica, solar,

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[28] CÂMARA DOS DEPUTADOS. Projeto de Lei nº 1609, de 20 de maio de 2015, Brasília, DF, 2015. [29] CÂMARA DOS DEPUTADOS. Projeto de Lei nº 7255, de 29 de março de 2017, Brasília, DF, 2017. [30] CEF. Caixa Econômica Federal. Minha Casa Minha Vida 2017: Entenda o que muda no programa, 2017.

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AVALIAÇÃO DE POTENCIAL DE REDUÇÃO DO AQUECIMENTO GLOBAL COM A SUBSTITUIÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA FORNECIDA PELA CONCESSIONÁRIA LOCAL POR FONTE RENOVÁVEL SOLAR.

Luiz Amilton Pepplow1, Vander Luiz da Silva2, Roberto Cesar Betinir3 & Thulio Cícero G. Pereira4 1

Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil luizpepplow@utfpr.edu.br, 3betini@utfpr.edu.br & 4thuliopereira@utfpr.edu.br Universidade Tecnológica Federal do Paraná, Ponta Grossa, Brasil 2vls@gmail.com,

Resumo O objetivo deste trabalho é avaliar,pela Análise do Ciclo de Vida em 100 anos,categorias de impactos do Potencial de Aquecimento Global (GWP) e Potencial de Aumento de Temperatura Global (GTP). É proposto cenário de substituição da matriz energética para fornecimento de energia elétrica pela Solar Fotovoltaica, adotando como base de consumo as instalações de Supermercados, pois contribuem com impactos ambientais para emissão de gases de efeito estufa como: o uso intensivo de energia elétrica, a ocupação de grandes áreas como prédio principal ou estacionamento impermeabilizando o terreno, a movimentação de veículos dos clientes com poluição do ar e sonora e o uso de sacolas plásticas. Modificar a matriz energética com utilização de eletricidade oriunda de fontes renováveis possibilita a redução de emissões de gases de efeito estufa. De acordo com cenários propostos para composição da matriz energética, com base nos valores de emissão da matriz da Concessionária, o resultado da análise comprova a premissa de que a utilização de fontes renováveis contribui com a redução de impactos ambientais, e que, a substituição da matriz da Concessionária por energia Solar Fotovoltaica representa uma redução em termos de kg CO2-eq, no horizonte de 100 anos, de 85% para GTP e 86% para GWP. Palavras chave: energias renováveis, avaliação do ciclo de vida, impacto ambiental. 1.

Introdução

Identificar as causas de emissão dos gases de efeito estufa e suas respectivas implicações para as mudanças climáticas tem despertado interesse de toda sociedade quanto à avaliação e gestão de sua magnitude para o planeta. A geração de energia elétrica é um importante contribuinte para emissão de gases do efeito estufa na atmosfera. De acordo com o Inventário de Emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE), proveniente de Usinas Termelétricas (fontes fixas), nos anos de 2003 e 2008, as indústrias do setor de energia devem promover, acompanhar e participar de desenvolvimento de estudos e pesquisas sobre fontes alternativas de energia elétrica e eficiência

energética como formas de redução de emissões de GEE [1]. Sob o ponto de vista da Análise do Ciclo de Vida de produto aplicável a este trabalho, destacam-se os principais objetivos para o Desenvolvimento Sustentável, conforme [2]: • Uma em cada cinco pessoas ainda não possui acesso à eletricidade. • Três bilhões de pessoas utilizam madeira, carvão e resíduos de animais para cozinhar e aquecer. • A energia é a principal contribuinte para as alterações climáticas, representando em média

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60,0% das emissões globais de Gases do Efeito Estufa (GEE). • Reduzir a intensidade de carbono na geração de energia é um objetivo chave em longo prazo. As fontes renováveis são viáveis para geração de energia elétrica com potencial para minimizar impactos ambientais. De acordo com [3], o uso de fontes renováveis de energia está se intensificando, com a redução dos custos dos sistemas de energia, bem como, com relação aos benefícios proporcionados ao meio ambiente. Dentre estas fontes, destacam-se a hidrelétrica de baixo potencial, eólica, solar e biomassa como solar, eólica e biomassa, Avaliar e identificar como a substituição de insumos de fontes não renováveis e emissoras de gases de efeito estufa utilizados na geração e fornecimento de Energia Elétrica, comparados com uso de fontes renováveis não poluentes, tem sido alvo de estudos para reduzir emissões. Exemplo é apresentado por [4], que avaliam a qualidade do ar na região a partir de mudança da matriz energética em uma usina termoelétrica (de óleo para mistura óleo-gás natural). Identifica-se que com a substituição de óleo por mistura a base de 10% de óleo e 90% de gás natural, há comportamento concordante com a expectativa de uso do gás natural, resultando apenas o NO2 com valores intermediários, possivelmente, influenciados pelo percentual de óleo utilizado. Outros estudos demonstram que usos de fontes alternativas e renováveis de eletricidade, implicam em menores índices de impactos ambientais como a emissão de gases de efeito estufa, a destacar [5] e [6]. 1.1 O Setor Supermercadista e sua significância no cenário do uso de energia elétrica Os supermercados destacam-se pelos múltiplos serviços prestados. Como outros estabelecimentos comerciais, implicam em impactos no meio ambiente, seja pela geração de lixos, disseminação de sacolas plásticas, elevado consumo de energia elétrica, entre outros. Nestes estabelecimentos, a demanda e o consumo de energia elétrica são elevados, fato que incentiva estudos para avaliar como o uso de fontes

alternativas de eletricidade, bem como, a aplicação de práticas sustentáveis, podem reduzir impactos ambientais como o aquecimento global. De acordo com [7] por meio de dados da Associação Brasileira de Supermercados (Abras), no ano de 2014, o segmento consumiu 8,6 GWh, o equivalente a 2,5% do consumo de energia em todo o país. O consumo médio por loja ficou em 103 MWh, o que resultou num gasto de cerca de R$ 3,5 bilhões somente com a conta de energia.Supermercados são os maiores consumidores de energia do setor varejista. O autor [7] ainda destaca duas situações: (i) desde 2012 as lojas têm intensificado as ações para tornar o setor mais “verde”. De acordo com levantamento da Abras, no triênio 2012-2014 houve uma redução de 5,4% no consumo de energia pelos supermercados brasileiros. Neste segmento, a principal demanda é por tornar mais eficiente o setor de refrigeração. Na Tabela 1 é apresentada a classificação pelas características dos principais formatos de lojas. Tabela 1: Classificação das lojas do ramo supermercadista. Tipo de loja

Número de lojas total

Conveniência

2187

3348

Sortimento limitado

614

428

8742

Supermercado

2843

1464

18137

230

5336

28745

311

3173

8585

Hiper/super center Atacado de autosserviço / clubes

Área mé- Número Número dia ven- médio de médio de das (m²) check-outs itens

Fonte: DEPEC - BRADESCO (2017) [8].

Para redução do consumo, emissões de gases de efeito estufa e custos operacionais com energia elétrica, além das práticas de Eficiência Energética nos sistemas produtivos, é possível propor e aplicar mudanças na composição da matriz energética incluindo fontes de energias renováveis. 1.2 Matriz Energética para geração de Energia Elétrica e fornecimento pelas Concessionárias

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A Tabela 2 apresenta as principais fontes da matriz de geração de energia elétrica no Brasil. Tabela 2: Composição da Matriz de Geração de Energia Elétrica Brasileira.

Composição da Matriz de Geração Tipo de Insumo

Porcentagem

Hidráulica

68,1

Gás Natural

9,1

Biomassa

8,2

Eólica

5,4

Carvão e derivados

4,2

Nuclear

2,6

Derivados do Petróleo

2,4

Fonte: BEN 2017 – Empresa de Pesquisa Energética – EPE [9].

Quando a geração de energia elétrica ocorre a partir da queima de derivados do petróleo como em turbinas, caldeiras e motores de combustão, ela favorece a poluição do ar por meio de emissão de poluentes como dióxido de carbono, metano, óxido nitroso, dióxido de enxofre e outros. Esses gases acabam originando mudanças climáticas, aumento da temperatura média do planeta, alteração da biodiversidade, e prejuízos para a saúde humana. Os autores [10] indicam a predominância de hidrelétricas no futuro, embora, fontes renováveis de energia, como eólica e solar possuem grande possibilidade de crescimento. Todas as fontes de energia contribuem para geração de gases do efeito de estufa. Neste estudo é considerado o fator de emissão, que leva em conta a quantidade, em massa, de CO2 equivalente (CO2 + as emissões de CH4 e N2O) liberada para cada unidade de energia produzida. Na Tabela 3 estão descritos alguns exemplos desta equivalência. Utilização de fontes alternativas de energia em estabelecimentos comerciais e supermercados desperta interesse em face da significância deste setor [11] propõe um modelo de gestão ambiental direcionado a supermercados de médio e grande porte, através da instalação de geradores diesel com

o fim de suprir a energia utilizada no horário de ponta, e a posterior substituição do diesel pelo biodiesel, obtido através do óleo de fritura usado, visando reduções de impactos ambientais para a sociedade como um todo e buscando vantagens competitivas para as empresas participantes. Tabela 3: Fator de emissão de Gases de efeito estufa por fonte de geração elétrica.

Fonte Hidroeletr icidade

Fator de emissão (gCO2e/kW h) 86

Solar

Eólica

Nuclear

Geotérmic a

13 a 380

Fonte Termelétrica a carvão mineral Termelétrica a gás natural Termelétrica a óleo combustível Termelétrica a óleo diesel Termelétrica a biomassa

Fator de emissão (gCO2e/ kWh) 1.144 518 781 829 0

Fonte: Adaptado de [9].

A pesquisa de [11] tem objetivo reduzir o consumo de energia elétrica de um Edifício Comercial, localizado em Recife - PE, por meio de uma unidade termelétrica (grupo gerador) que opera com gás natural, servindo como uma fonte alternativa de energia na matriz energética do empreendimento. Efetuou análise financeira do empreendimento para uma redução na economia mensal de aproximadamente 20% em energia elétrica, mas não avaliam o impacto ambiental. Entende-se que o estudo deste trabalho constitui ferramenta para despertar o interesse pelo estudo da contribuição para o impacto ambiental oriundo de fontes alternativas de geração de energia elétrica. 1.3 Metodologia de Avaliação do Ciclo de Vida - ACV Estudos preliminares de impactos ambientais de produtos iniciaram nos anos de 1960 e foram adquirindo novos escopos e abordagens mais complexas e detalhadas. O tema teve maior evolução a partir dos anos de 1980, quando surge a primeira concepção de [13]. A partir da ACV, variedades de recursos, operações e processos são reavaliadas, com o

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propósito de reduzir os índices de emissão de gases do efeito estufa na atmosfera, poluição de solo, entre outras categorias de impacto. Na ACV de um produto são empregados softwares específicos, que comportam conjuntos de dados e auxiliam na aplicação da metodologia. Alguns dos softwares disponíveis são GABi, openLCA, SimaPro e Umberto. Este trabalho avalia o uso de insumos e energia (massa e energia) que permitam identificar entradas e saídas para avaliar os impactos no ciclo de vida do sistema, e identificar as possíveis melhorias nestes impactos que a substituição de fontes de energia elétrica pode proporcionar. 2.

Objetivo

Este trabalho tem por objetivo identificar as possibilidades de melhoria nos índices de emissão de gases de efeito estufa por meio da Análise de Ciclo de Vida, utilizando como exemplo o consumo de energia em Supermercados, tendo em vista que alia produção e comercio com os efeitos de sua operação na geração destas emissões, bem como do grande número de estabelecimentos existentes no Brasil e no Mundo. Também é possível estender o método de análise a setores similares como de Panificação, Confeitaria e Shopping Centers.O presente estudo tem por objetivo avaliar o impacto ambiental por meio de duas abordagens principais para determinação do carbono equivalente: o GWP (Global Warming Potential) e o GTP (Global Temperature Change Potential). O primeiro considera a influência dos gases na alteração do balanço energético da Terra e, o segundo, a influência no aumento de temperatura. Ambos são medidos para um prazo de 100 anos, sendo mais comumente utilizado o GWP. As análises de emissões consideram usos de fontes alternativas em substituição à Energia Elétrica fornecida pela Concessionária. Para alcance do objetivo utilizam-se conceitos e modelagem de Avaliação do Ciclo de Vida (ACV) e, para fornecer suporte ao estudo foi elaborada uma revisão sistemática de literatura nas bases de dados Science Direct, Web of Science e Scopus. 3.

Métodos

A realização deste trabalho contempla as etapas: • Estruturar o problema proposto para identificar os elementos necessários como indicadores e dimensões da sustentabilidade para efetuar a análise do ciclo de vida, de acordo com normas ABNT NBR ISO 14000/14400:2009, que engloba a Estrutura da ACV: Definição de objetivo e escopo, Análise de Inventário de Ciclo de Vida, Avaliação de Impactos, e Interpretação de resultados. • Avaliar como o fornecimento de Energia Elétrica por uma Concessionária colabora com o seu mix de fontes energéticas para o impacto ambiental. As entradas da matriz energética consideram porcentagens de contribuição dos insumos energéticos, obtidas da base de dados do [14] conforme indicado na Figura 01.

Figura 01: Composição da matriz energética. Fonte: Balanço Energético Nacional – BEN (2017) [14].

Não são consideradas as perdas no sistema elétrico da Geração, Transmissão, Subestações de equalização, Transformação e Distribuição da Energia Elétrica. Cabe ressaltar que estas porcentagens variam constantemente ao longo do tempo com a inserção de novas fontes. • A partir de cenários de mudanças da matriz energética para fornecimento de energia elétrica em especial a Solar Fotovoltaica, verificar a redução de emissões de gases de efeito estufa em termos de GTP e GWP. Possíveis cenários (alternativas) de inserção de fontes de geração de energia elétrica são exemplificados na Figura 02. A ferramenta utilizada para avaliação da contribuição na geração dos gases de efeito estufa é

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o software Umberto NXT universal, versão 7.1.Modela-se a estrutura de composição da matriz energética, como demonstrado na Figura 02 e avaliam-se como mudanças na matriz modificam tais emissões.

Figura 02: Tipos de Insumos para fornecimento de energia elétrica. Fonte: Elaborado pelos autores.

É analisada a quantidade de Energia Elétrica global utilizada no Supermercado para produção e comercialização. A fronteira considerada é entre a produção de energia até a porta do supermercado (Cradleto Gate), ou seja, todas as cargas dos sistemas produtivos fazem parte da análise global da operação Supermercado. As emissões acontecem durante a geração da energia elétrica e as cargas dos setores produtivos do supermercado consomem esta energia: maior consumo -> maior demanda por energia do sistema de fornecimento > maiores emissões e o aquecimento global. Desconsideram-se os consumos de cada setor produtivo, pois esta ação demanda conhecimento de cada atividade, sendo necessário incluir suas especificidades, aspectos técnicos e equipamentos de produção.Por exemplo, no setor de panificação é necessário analisar as receitas individuais dos tipos de pães e seus consumos energéticos. Exemplo desta amplitude pode ser verificado em [15] que analisa o processo de fabricação de pães de forma. Como fluxo de referência é adotado o valor igual a1MWh, que expressa uma quantidade de energia necessária para realizar trabalho, em termos de uso de insumos e energia (massa e energia) para identificação de entradas e saídas, dados primários e secundários, métodos de avaliação e ferramentas que permitam o estudo dos potenciais impactos

ambientais e a observação das emissões locais e quantificação dos impactos ambientais. O critério de recorte (Cut-Off) utilizado considera a porcentagem de contribuição na matriz energética que compõe o grid de fornecimento de energia da Concessionária fornecida pelo Sistema Interligado Nacional – SIN operado pelo Operador Nacional do Sistema - ONS e a matriz energética é mista, com contribuições percentuais conforme Figura 03. A definição do consumo de energia elétrica do supermercado considera a média em MWh dos valores registrados durante doze meses provenientes das faturas de energia elétrica da Concessionária local de energia – COPEL. O valor médio mensal adotado é 86,62 MWh. O valor de consumo médio diário é estimado em 2,9 MWh. A operação diária inicia às 7h e estende-se até às 23h. Separando proporcionalmente os consumos ao longo do dia em função das atividades, estima-se que aproximadamente das 7h às 18h tem-se 60% e das 18h às 7h o equivalente a 40% do valor de consumo total. Assim considera-se um consumo diurno de 1,7 MWh/dia e noturno de 1,2 MWh/dia. Para fins de análise, para estimativa de geração média diária de um sistema Solar Fotovoltaico conectado à Rede de Distribuição, considera-se um sistema de potência definida de 75 kWp (máxima capacidade sem necessidade de projetos especiais de proteção), localização 25.42611º S - 49.2522 º W, plano inclinado a 19º, (PR=0,78; Htot= 4.153 Wh/m2, E=243kWh/dia) e, consequentemente, uma geração de energia de aproximadamente 7.300 kWh por mês correspondendo a 243 kWh ao dia. O Fator de caracterização é o Potencial de aquecimento global para cada gás de efeito estufa (kg CO2e/kg gás) cujo indicador da categoria é kg de CO2e por unidade funcional. Por exemplo, 1 tonelada de metano (CH4) corresponde a 21 toneladas de carbono equivalente (CO2e) GWP-100 (IPCC AR2) ou 5 toneladas de CO2e GTP. Na proposição de cenários, deve-se considerar que para o funcionamento do Supermercado é necessário fornecimento de energia constante e com quantidade e qualidade (kWh e KW – Consumo e Demanda) necessária à produção. A utilização de fontes alternativas deve prever a existência de

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insumos adequados à operação da geração. Em função deste fato são previstos os alguns cenários: (i) 100% de energia Concessionária, (ii) 100% via

contratação de fornecimento de energia por fonte solar durante o dia (12h); (iii) 100% de energia via gás natural.

Figura 03: Modelagem do mix do sistema de fornecimento de energia elétrica. Fonte: Software Umberto NXT, versão 7.1 [16].

Resultados

Conforme demonstrado no Gráfico da Figura 04, a maior parcela de contribuição para aumento da temperatura é a fonte de gás natural (ex. índice = 3,5*10-7), seguida da hidráulica, carvão mineral,

carvão vegetal, cana de açúcar, óleo, petróleo, gás de processo, nuclear e eólica. Como principais elementos que compõem os índices estão o dióxido de carbono, o monóxido de carbono, metano, entre outros.

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Obteve-se resultados de GTP - 100 (Potencial Global de Temperatura em um horizonte 100 anos) e GWP – 100 (Potencial de Aquecimento Global em um horizonte de 100 anos), para os cenários propostos, conforme apresenta a Tabela 4. Tabela 4: Resultados de GTP e GWP para os respectivos cenários propostos.

Matriz energé GTP 100 anos GWP 100 anos (kgCO2-e) (kgCO2-e) tica (100%) Concessionária

1,64*10-6

Solar

2,54*10

2,78*10

Gás natural

6,11*10-6

6,41*10-6

-7

100% de energia da concessionária. (kg CO2equiv/MWh.) Fonte: Software Umberto NXT, versão 7.1 [16].

De acordo com cenários propostos, com base nos valores de emissão da matriz energética da Concessionária, estima-se que a substituição da mesma na proporção indicada por energia solar, representa uma redução em termos de kgCO2-eq, no horizonte de 100 anos, de 85% para GTP e 86% para GWP.

2,04*10-6 -7

Fonte: Elaborado pelos autores.

A construção dos gráficos das Figuras 04 e 05 consideram fornecimento de 100% de energia elétrica fornecida pela concessionária.Ambos demonstram as parcelas que contribuem para gerar o Fator de caracterização kg de CO2eq por unidade funcional para GTP e GWP. Já o gráfico da Figura 06 apresenta o GTP com 100% de fornecimento por meio de fonte Solar.

Figura 06: Gráfico para mudança climática GWP com 100% de energia de fonte Solar. (kg CO2equiv./MWh em 100anos) Fonte: Software Umberto NXT, versão 7.1 [16].

Figura 04: Gráfico para mudança climática GTP com 100% de energia da concessionária. (kg CO2equiv/MWh.) Fonte: Software Umberto NXT, versão 7.1 [16].

Conclusões

Considerando que o segmento supermercadista consumiu 8,6 GWh de energia em todo o país, com consumo médio por loja de 103 MWh, pressupõe-se que investimentos e facilidades na obtenção de linhas de crédito para aumentar a instalação de sistema de geração fotovoltaico, contribuirão significativamente na redução de gases de efeito estufa, com valores proporcionais à base estabelecida neste trabalho para 86,62 MWh com redução de kgCO2-eq, no horizonte de 100 anos, de 85% para GTP e 86% para GWP. Devem ser avaliadas outras fontes de fornecimento de energia incentivadas para verificar o impacto nas emissões. Neste sentido, devem ser desenvolvidas ações de eficiência energética globais e individualizadas por setor produtivo, avaliando a substituição de insumos internos responsáveis pelas emissões de gases geradores de efeito estufa, como em sistemas de refrigeração.Deve-se associar a substituição dos insumos de geração e fornecimento de energia elétrica.

Figura 05: Gráfico para mudança climática GWP com ______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

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são:

Algumas sugestões para redução de consumo

i) Substituir lâmpadas de maior consumo e baixa eficiência lumínica (fluorescentes por LED). (ii) Substituir fornos por modelos com maior produtividade e melhor isolamento térmico.

Referências

[1] ELETROBRAS, 2009. Inventário de Emissões de Gases de Efeito Estufa provenientes de Usinas Termelétricas (fontes fixas) do período 2003 a 2008. [2] ONU. Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS) disponível em https://goo.gl/mMRa6L setembro/18 [3]AKELLA, A.; SAINI, R.; SHARMA, M. Social, (iv) Instalar sistemas de controle em economical and environmental impacts of renewable portas de câmaras frias para além de reduzir o energy systems. Renewable Energy, v. 34, n. 2, p. 390tempo, evitar que as mesmas sejam esquecidas 396, 2009. [4] SILVA, F. P.; LIMA, A. M. M. Avaliação da qualidade abertas. do ar pela mudança da matriz Energética em usina (v) Remanejar circuitos de iluminação para termoelétrica: óleo para mistura Óleo-gás natural. aproveitamento da iluminação natural. Rev. Geogr. Acadêmica v.10, n.1 (XIII.2016) [5]VARUN; PRAKASH, R.; BHAT, I. K. Energy, (vi) Eliminar perdas em câmaras frias economics and environmental impacts of renewable de depósito e expositores. energy systems. Renewable and Sustainable Energy Reviews, v. 13, n. 9, p. 2716-2721, 2009. Fica evidente que o uso de fontes alternativas e [6]BERRILL, P.; ARVESEN, A.; SCHOLZ, Y.; GILS, H.; limpas como a solar e eólica, geram impacto HERTWICH, E. Environmental impacts of high considerável na redução da emissão de gases de penetration renewable energy scenarios for Europe. efeito estufa. Esta ação multiplicada pela Environmental Research Letters, v. 11, n. 1, 2016. quantidade de lojas existentes no Brasil e no Mundo [7] REIS, Tiago. Procel Info – Centro Brasileiro de cria um efeito cascata para esta redução. Informação de Eficiência Energética - Supermercados buscam soluções para reduzir consumo de energia, É necessário avaliar as contribuições por tipo 2016. (Disponível em https://goo.gl/ikojq3 - acesso de atividade e setor produtivo dos supermercados em setembro 2018) para conhecer o volume de consumo de energia por [8] DEPEC – Departamento de Pesquisas e Estudos setor produtivo. As ações e práticas para redução Econômicos https://goo.gl/AHwQFg de consumo podem ser mais bem avaliadas e em [9] BRASIL. Empresa de Pesquisa Energética – EPE, Relatório Final do Balanço Energético Nacional BEN qual setor gerará melhores resultados econômicos e 2017 – disponível em para o meio ambiente. https://ben.epe.gov.br/downloads/Relatorio_Final_ Ainda este tipo de análise pode prover BEN_2017.pdf - acesso em setembro 2018. subsídios mais consistentes para sugerir políticas [10] DALE, Alexander T. et al. Modeling future lifepúblicas direcionadas a este e outros setores cyclegreenhousegasemissionsandenvironmentalimpa ctsofelectricitysupplies in Brazil. Energies, v. 6, n. 7, p. produtivos incentivando as práticas e ações de 3182-3208, 2013. eficiência energética aos empresários que desejem [11] ZANCAN, MARCOS DANIEL. CASTELLANELLI, investir na melhoria das condições ambientais. CARLO. RUPPENTHAL, JANIS ELISA. Além disso, incentivar a prática de aplicação de HOFFMANN, RONALDO.Utilização de fontes créditos de carbono comercialmente, além de ações alternativas de energia em supermercados de médio e como Metodologia do Carbono Social (MCS) grande porte visando à autossuficiência energética no usada para analisar a realidade e orientar iniciativas horário de ponta e a redução de impactos ambientais. de desenvolvimento sustentável associados às XIII SIMPEP - Bauru, SP, Brasil, 6 a 8 de Novembro de mudanças climáticas. 2006. [12] A. A. OCHOA, H. DINIZ2, W. SANTANA, P. SILVA 6. Agradecimentos e L. OCHOA. Aplicação de uma fonte alternativa de energia termelétrica a gás natural visando reduzir o ______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

(iii) Utilizar equipamentos e sistemas de produção de frio alimentar e de conforto térmico com sistemas de controle de produção de frio nos diversos pontos de utilização que possibilitem automação (uso de inversores nos compressores).

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Anais da V Conferência Internacional de Energias Inteligentes - Smart Energy / CIEI&EXPO / ASHRAE - Brasil 2018 custo com energia elétrica em um edifício comercial. HOLOS - Revista Científica do Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia do Rio Grande do Norte, 2015, Ano 31, Vol. 1 [13] GUINÉE, J. B., GORRÉE, M., HEIJUNGS, R., HUPPES, G., KLEIJN, R., DE KONING,A., ...&WEIDEMA, B. P. (2001). Life cycle assessment. An operational guide to the ISO standards; Parts 1 and 2. Ministry of Housing, Spatial Planning and Environment (VROM) and Centre of Environmental Science (CML), Den Haag and Leiden. The Netherlands, 2001. [14] BRASIL. Balanço Energético Nacional 2017: Ano base 2016 / Empresa de Pesquisa Energética. – Rio de Janeiro: EPE, 2017disponível https://goo.gl/tyV53R setembro/2018 [15] RIBEIRO, MARCOS AURÉLIO JUSTINO; Aplicação da Avaliação do Ciclo de Vida na Busca de Ecoeficiência na Fabricação de Pães de Forma. Dissertação de Mestrado Programa de Pós Graduação em Tecnologia do Centro Federal de educação Tecnológica do rio de Janeiro, 2011. [16] UMBERTO® - Hamburg GmbH. Umberto LCA+ Life Cycle Assessments of Environmental Product Declarations - Umberto NXT LCA (V 7.1) – Licença disponível na UTFPR-PG – PPGEP-PG.

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INDICADOR PARA PREVISÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA EM FUNÇÃO DA ÁREA CONSTRUÍDA E DA POPULAÇÃO EM UMA INSTITUIÇÃO DE ENSINO SUPERIOR. Luiz Amilton Pepplow1, Roberto Cesar Betini2 & Thulio Cícero G. Pereira3 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil & 3thuliopereira@utfpr.edu.br

1luizpepplow@utfpr.edu.br, 2betini@utfpr.edu.br

Resumo O objetivo deste trabalho com base em uma representação matemática por Análise de Regressão que possibilite a projeção do consumo de energia elétrica em função da área construída e da população em Instituições de Ensino Superior – IES, Definir um Indicador que contemple a Variável mais significativa no Consumo de Energia Elétrica. A Hipótese Nula -H0, é de que em uma IES o indicador mais apropriado é o Quilo Watt Hora por metro quadrado (kWh/m2) como proposto pelo Ministério de Planejamento e Gestão - MP. O universo de pesquisas são 2.368 IES, identificado em relatório do Ministério da Educação (2015). Como Amostra e caso de estudo, são utilizados dados dos treze Campi da Universidade Tecnológica Federal do Paraná (UTFPR). Como ferramenta computacional emprega-se o Software IBM SPSS Statistics Base para Windows versão 23 da SPSS Inc.. Para a Amostra e delineamento da pesquisa considerada, a conclusão é de que se rejeita a Hipótese Nula aceitando que o indicador mais significativo é o Quilo Watt Hora por usuário (kWh/usuário). Esta conclusão não exclui a relação entre área construída e Consumo de Energia, mas revela que não é tão significativa como a quantidade de indivíduos na IES para esta amostra. Palavras chave: Indicadores de consumo de energia elétrica. Análise de Regressão. Tomada de Decisão. 1.

Introdução

Este trabalho apresenta a fase inicial de pesquisa que visa à definição de Indicadores fundamentados em fatores socioeconômicos, técnicos e de sustentabilidade para auxiliar na tomada de decisão da viabilidade de projetos de Eficiência Energética para Instituições de Ensino Superior - IES. Processos de Tomada de Decisão são caracterizados pela complexidade, pois envolvem dados com precisões variáveis, a existência de muitos agentes e critérios a serem considerados, diferentes níveis de preferência tanto particulares como do seu grupo de indivíduos, com fatores tangíveis e intangíveis que dependem do nível de abstração e interação que o mesmo é capaz de processar e ainda, a confusão entre diversos objetivos que podem ser propostos para entender e solucionar o problema.

Alie-se a isto subjetividade, valoração, pesos distintos entre diferentes indivíduos para um mesmo critério, etc. Martins define a decisão como um processo de análise e escolha entre várias alternativas disponíveis do curso de ação que se deverá seguir [1]. Dentre os consumidores de energia elétrica incluem-se as – IES. Define-se como Tomadores de Decisão: Reitores, Pró-reitores e/ou Diretores de Instituições de Ensino Superior com a incumbência de dividir recursos previamente definidos e destinados em Rubricas específicas de custeio, podendo ser multicampi ou monocampi, sendo que neste caso consideram a “divisão de cursos” como centros de custos. O documento disponível em [2] apresenta a participação percentual da classificação comercial Educação, expressa por Região do País. No contexto Nacional, a Educação representa 2,6% e está em sétimo lugar em Consumo de Energia, muito

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próxima a outras classificações comerciais, fato que revela sua significância no computo global. Com base em dados do Censo da Educação Superior 2014 do Ministério da Educação (MEC) do Instituto Nacional de Estudos e Pesquisa Educacionais Anísio Teixeira – INEP (2015) [10], o Brasil possui 2.368 - IES, que oferecem quase 33 mil cursos de graduação. Dados apresentados pelo Sindicato das Mantenedoras de Ensino Superior – SEMESPO demonstram crescimento no número de IES nos últimos 13 anos sendo 108,2% nas IES privadas e 71% nas públicas. Em 2012 havia 5,9 milhões de alunos matriculados em cursos presenciais e, no ano seguinte, esse total atingiu 6,2 milhões de matrículas, um crescimento de 3,8%. Com relação aos cursos tecnológicos, houve um crescimento de 2,2%, com 1,2 % na rede privada e 6,2% na pública. Os dados apresentados permitem estabelecer um cenário de constantes modificações que podem ou não interferir em nível de Consumo de Energia Elétrica. Cada unidade de Ensino entrante representa kWh e KW em termos de Consumo e Demanda de Energia Elétrica. O consumo de energia elétrica, aliado a eficiência energética em IES deve ser avaliado considerando principalmente três abordagens: • Sob o enfoque da Gestão Pública na qual o provedor da manutenção do Ensino é o Poder Público que tem por responsabilidade gerir a verba pública com rigor e austeridade; • Do setor privado que além dos aspectos pertinentes ao setor público também deve considerar o fator lucratividade dos acionistas; • Do setor elétrico que necessita prover a geração e os meios físicos, contemplando requisitos de qualidade, segurança, eficiência e continuidade para fornecimento da energia elétrica. IES além de simples consumidores, podem ter caráter filantrópico, prestam serviços à sociedade propiciando a melhoria na condição de vida dos indivíduos, geram tecnologia e inovação que se traduz no crescimento econômico do País com maior arrecadação de impostos, oferece condição de progressão pessoal, etc.

Para [3], os gestores devem utilizar ferramentas úteis, como faturas de energia, monitoramento de consumo e indicadores econômicos. A expressão do indicador é de grande aplicação prática, pois torna possível informar ao público quando uma determinada medida de eficiência energética é viável. Os Indicadores Energéticos são instrumentos que refletem a medida na qual a energia é utilizada. Na literatura correlata a Eficiência Energética e Indicadores em IES identificam-se trabalhos como: [3] classifica unidades consumidoras utilizando indicadores de consumo com base nos dados históricos de consumo de energia elétrica,[4] relata a experiência da Universidade Federal de São João Del Rei (UFSJ) e contribuições de [5]; [6]; [7] e [8]. Por meio de uma avaliação preliminar da literatura disponível, identificam-se relacionamentos como: Consumo em função da população; Consumo em função da área útil; Consumo em função da área coberta.De modo geral, o consumo e demanda de energia elétrica dependem unicamente do tipo e perfil de uso das cargas. De acordo com [9] pela Portaria Ministerial nº 23 de 09/10/2015, estabelece indicadores para o monitoramento do consumo de energia elétrica nos órgãos da Administração Pública Federal (APF). Os critérios foram instituídos para orientar entidades públicas sobre as boas práticas de gestão pela Secretaria de Logística e Tecnologia da Informação (SLTI) e Secretaria de Orçamento Federal (SOF) na portaria conjunto 8, publicada no Diário Oficial da União. Os critérios são calculados a partir dos dados de consumo, da área construída e da quantidade de servidores informado pelos órgãos no Sistema do Projeto Esplanada Sustentável (SisPES). A metodologia observada está abaixo: • Descrição: Consumo de energia elétrica por área construída. • Fórmula: Consumo (kWh) / Área Construída (m2). Sob o enfoque de planejamento, é importante avaliar como investimentos em ampliações físicas e de oferta de cursos, podem ou não, ensejar o aumento em área construída e da população com o proporcional aumento do consumo de energia

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elétrica. Este fato poderá incidir tanto no projeto de infraestrutura como no cômputo global de despesas futuras. É necessário prever os impactos destes itens tanto no aumento do consumo e demanda como no financeiro. No contexto de IES, o problema de pesquisa é a necessidade de subsidiar o Tomador de Decisão, com informações que permitam avaliar o impacto no Consumo de Energia Elétrica em função do aumento em área construída (m2) ou do número de alunos, ou mesmo, organizar de modo mais assertivo seus centros de custos que não possuem medições efetivas de consumos de energia elétrica. No sentido de estruturar o modelo estatístico adequado e aferir os resultados, descreve-se a pergunta de pesquisa: Que modelo matemático pode ser definido para expressar o relacionamento entre o Consumo de Energia Elétrica com área construída e população de uma IES? Considerando como Variável Dependente o Consumo de Energia e Variáveis Independentes a área construída e a população, apresenta-se como questionamento complementar: Dentre as Variáveis Independentes, qual é a mais significativa para definir um indicador para expressar seu relacionamento com o Consumo de Energia Elétrica? O objetivo deste trabalho consiste em: Definir um indicador para expressar o Consumo de Energia Elétrica que subsidie o Gestor quanto à projeção do consumo de energia elétrica em função da área construída e da população em uma IES. Como justificativa, entende-se que: de posse da representação matemática e do Indicador, na análise de ampliação de uma IES é possível avaliar outras condições que podem passar despercebidas. O aumento de carga pode ensejar a revisão da contratação de energia e demanda junto a Concessionária, fato que está sujeito a limitações de fornecimento da mesma. Além disso, aumentar o consumo e demanda implica em modificações na estrutura física nas instalações elétricas existentes como cabeamento, dispositivos de proteção, estudos de seletividade, adequação de projetos, etc. 2.

Materiais e Métodos

Em função das características da análise definida, esta pesquisa é não Probabilística e utiliza

uma Amostra por acessibilidade.Seguindo orientação do MP, descreve-se a hipótese H0 (Hipótese Nula): Em uma IES o indicador mais apropriado para ser associado ao Consumo de Energia Elétrica é o Quilo Watt Hora por metro quadrado (kWh/m2) desconsiderando a taxa de ocupação de uma sala de aula. O fator que influencia diretamente no consumo de energia elétrica é a quantidade de laboratórios e salas de aulas ocupadas/utilizadas, com lâmpadas e equipamentos em operação, onde a quantidade de alunos não afeta este tipo de consumo. Com um ou dez alunos a energia elétrica consumida é a mesma. O universo de pesquisas é 2.368 IES, anteriormente apresentado. Os dados do Censo descrevem somente áreas construídas, instalações, equipamentos e a população sem contemplar Consumos de Energia Elétrica. Para determinar a representação numérica que estabeleça os relacionamentos entre diferentes variáveis numéricas e que inclusive permitem efetuar testes de sensibilidade, os métodos estatísticos apropriados são a Análise Correlacional e o Modelo de Regressão.A equação de regressão múltipla identifica a melhor linha de ajuste baseada no método dos mínimos quadrados, que expresse uma medida do efeito que a variável X tem sobre Y. A representação da regressão múltipla é dada pela Equação 1.

Y= β0+ β1X1+ β2 X2+⋯+βnXn+ ε

Equação 1

Y – Variável dependente a ser prevista; Xi - Variável independente β1 - Constante β2 – Coeficientes parciais de Regressão (Parâmetros do Modelo) ε – Erro ou perturbação

Para obter dados quantitativos reais das variáveis consideradas, é utilizado como Amostra e caso de estudo desta pesquisa, os dados de treze Campi da Universidade Tecnológica Federal do Paraná (UTFPR) disponibilizados no Relatório de Gestão (RG) da UTFPR – 2015, conforme compilado da Tabela 01. Os dados utilizados são numéricos e provenientes de medições e registros físicos reais,

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fato que possibilita a utilização da Análise de Regressão Linear. Tabela 01:Dados compilados do RG da UTFPR. Áreas dos Campi Campus

kWh médio em 4 anos

Área construida coberta **

Área segundo utilização

Total de Servidores e alunos

402.785,00

8.765

4.587

913

662.008,50

19.432

11.884

1.903

794.325,00

35.611

15.275

2.469

2.973.135,50

73.569

46.223

9.038

724.260,75

19.722

18.894

1.411

383.891,25

9.895

5.724

735

228.477,00

10.681

7.226

730

477.211,50

12.206

6.317

1.505

919.250,75

21.120

22.786

2.107

1.191.373,25

35.745

33.023

2.396

611.467,00

28.806

25.753

2.884

105.785,00

3.828

2.190

441

355.285,25

10.019

4.937

1.254

Fonte: Elaborado pelos autores com base no RG.

Desenvolvimento

3.1 Definição das variáveis e significativos para o estudo estatístico:

dados

• Variável dependente: Consumo de Energia Elétrica em kWh, considerada a Média do Consumo entre 2012 a 2015. • Variável independente 01 – Área em m2. O Relatório de Gestão apresenta três áreas: (i) área global de cada Campus. (ii) área segundo a utilização a qual engloba (Salas de aula teórica, Laboratórios, Apoio pedagógico, Biblioteca, Atividades esportivas, Atendimento médico odontológico e Unidade educativa de produção). (iii) área construída coberta: Variável Independente 01 contempla os locais onde há iluminação, computadores, bombas, etc. e locais abertos como pátios e corredores que possuem iluminação ou outro tipo de carga como bebedouros, etc.

para encontrar uma equação que correlacione as variáveis independentes para determinar o valor previsto da variável dependente. Em termos de pesquisa estatística é necessário definir o erro aceitável para a análise a ser desenvolvida. Precisão de 5% do valor real com uma confiança de 95%. Trabalhar com p=0,05 é aceitável. Poderíamos até trabalhar com um valor maior, até 10%, ou seja, p=0,1, pois os números que são avaliados estão na ordem de milhares tanto para área como para estudantes, refletindo valores na escala de milhares com expoente 106,de kWh, como podem ser observados na Tabela 01. Foram seguidos os passos indicados em uma Análise de Regressão. Para desenvolver os cálculos que fornecem os resultados necessários a esta análise é utilizado o software IBM SPSS Statistics Base para Windows versão 23 da SPSS Inc.. 3.2 Análise de Normalidade 1. Verificado a Normalidade pelo teste de ShapiroWilk, tendo em vista que há somente 13 observações para cada Variável (<30 observações). O resultado pode ser verificado na Tabela 05, na qual a Significância para todas as Variáveis é menor do que 0,05 ou nível de confiança de 95% estabelecido no Delineamento da pesquisa. 2. Verificado a existência de Outliers pela análise do gráfico de bigodes. Verificou-se somente um outlier que foi avaliado como resultante da existência de um dado muito diverso dos demais, o Campus Curitiba que apresenta dados muito maiores que os outros 12 Campi. Ver dados da Tabela 01. 3. Curtose e Assimetria maiores em módulo do que 1,5. Com todas as condições anteriores satisfeitas procede-se a Análise de Regressão.A Tabela 02 apresenta o resultado dos testes de Normalidade. Tabela 02: Resumo dos testes de Normalidade.

• Variável independente 02 – população circulante – refere-se ao total de alunos matriculados, servidores técnico-administrativos e professores. De posse dos dados e das variáveis definidas, o passo seguinte é desenvolver a análise de Regressão

Fonte: Elaborado com base na referência [2].

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3.3 Determinação da equação de regressão: Com auxílio do software são calculados os valores: do Erro padrão da Estimativa igual a 180501,82; do coeficiente de Correlação R igual a 0,974; do coeficiente de Determinação R2 igual a 0,949 os quais indicam que há uma forte correlação entre as variáveis consideradas.A Tabela 03apresenta o valor da ANOVA. Tabela 03: Resultado da Saída da ANOVA

Fonte: Elaborado com base na referência [2].

Pela análise do valor da ANOVA com significância tendendo a zero, indica que para esta Amostra há relação entre as variáveis. Como é positiva, a curva de Regressão com relação Linear é ascendente.Na Tabela 04 estão representados os valores dos coeficientes da análise de regressão múltipla da equação de regressão conforme Equação 01. Tabela 04: Resultado da Saída da ANOVA

Fonte: Elaborado com base na referência [2]

Com a determinação dos Coeficientes, a equação de regressão múltipla para Amostra considerada é representada a Equação 02 conforme indicação da Equação 01: y = 3.590,442 + 13,421 ∗ x1 + 212,28 ∗ x2 + ε

Y = Valor do Consumo de Energia.

ε = Erro = 86.185,5 3.4 Análise de Sensibilidade Se for considerado como área efetiva o valor correspondente à área segundo a utilização, fato que diminui a área considerada questiona-se: Há mudança significativa nos coeficientes da análise de regressão de modo a comprovar a hipótese de pesquisa? Os dados foram inseridos no Software IBM SPSS Statistics Base.Na Tabela 5 estão representados os valores dos coeficientes da nova análise de regressão para os dados da área segundo a utilização. Outra pergunta: Qual será o limite da relação com a área construída no qual pode ser viável considerar a relação entre Consumo de Energia e área construída? Tabela 05: Resultado dos coeficientes da Regressão de área segundo a utilização.

Fonte: Elaborado com base na referência [2].

Os resultados para os novos testes de regressão considerando as novas áreas estão representados nas Tabelas 06 e 07. Estes limites estabelecem extremos bem distintos no sentido de avaliar a influência da variação de área. A Tabela 06 apresenta o primeiro teste que considera uma área trinta por cento menor que a Área segundo utilização. Tabela 06: Resultado dos coeficientes da Regressão primeiro teste.

Equação 2

β0 = constante = 3.590,442 β1 = Coeficiente da variável X1 = 13,421 β2 = Coeficiente da variável X2 = 212,28

Fonte: Elaborado com base na referência [2].

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Na Tabela 07 o segundo teste com cinquenta por cento maior que a Área construída coberta. Tabela 07: Resultado dos coeficientes da Regressão segundo teste.

Fonte: Elaborado com base na referência [2].

Com base nos dados apresentados da análise de Regressão, é possível estabelecer as análises de resultados descritos no item a seguir. 4.

Análises de Resultados

No primeiro teste efetuado, o sinal do coeficiente de Correlação indica a direção entre Y e X. Como é positivo, a curva de Regressão é ascendente e está adequada. O software disponibiliza um gráfico da Matriz de Correlação o qual demonstra que todas as variáveis apresentam boa correlação, com dados próximos a configuração de uma reta unindo os pontos. Há pequena dispersão com uma variável dispersa que corresponde a um “Outlier”. O valor de R igual a 0,974 e R2 igual a 0,949 indicam que há uma forte correlação entre as variáveis consideradas. Pela análise do valor da ANOVA disponibilizado pelo software, com significância tendendo a zero, é possível indicar que para este conjunto de dados existe uma relação entre as variáveis. A partir do valor da significância de cada variável independente, podem-se indicar as seguintes interpretações da correlação com a variável independente Consumo de Energia: •

Para o valor do coeficiente da variável independente número de usuários cuja significância é igual a 0,023, (menor do que 0,05), indica que existe forte correlação.

•

Para o valor do coeficiente da variável independente área construída cuja significância é igual a 0,187, (maior do que 0,05), indica que existe fraca correlação.

Na análise dos resultados considerando como área efetiva o valor correspondente à área segundo a utilização, a partir dos resultados provenientes dos cálculos do software observam-se as novas interpretações da correlação com a variável independente Consumo de Energia: •

O valor da significância para o número de usuários alterou do 0,023 para 0,000, fato que demonstra melhoria no nível de Significância estabelecendo uma relação mais significativa.

•

O valor da significância para a área construída alterou de 0,187 para 0,095, fato que demonstra melhoria no nível de Significância, mas ainda maior que 0,05.

•

Os valores dos coeficientes de Correlação R, do coeficiente de Determinação R2 e do Erro padrão da Estimativa expressam uma melhor curva de Regressão para o novo conjunto de dados.

O valor da constante da equação de Regressão alterou de modo mais significativo de 3590,442 para 8526,904, mais que o dobro. Já os valores dos coeficientes das variáveis independentes pouco alteraram, sendo β1 de 13,421 para 13,274 e de β2 de 212,280 para 251,916. Estes valores demonstram que a redução das áreas com a manutenção do número de alunos estabelece, como esperado, um novo relacionamento entre as variáveis. O valor da constante na determinação do Consumo de Energia cresceu significativamente, indicando um maior consumo por indivíduo, com menor aumento na relação do Consumo de Energia com as demais variáveis. Mesmo com esta análise é necessário averiguar se há realmente alguma significância no valor da área com relação ao Consumo de Energia. As Tabelas 06 e 07 demonstram os resultados para os novos testes de regressão para as novas áreas. Observa-se que para valor menor da área, considerando uma taxa de ocupação maior, o coeficiente da área aumentou para 18,963 com significância 0,095 e coeficientes de Correlação R=0,977 e para valor maior considerando uma taxa de ocupação menor, o coeficiente da área aumentou para 8,948 com significância 0,187e coeficientes de Correlação R= 0,974.

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Estabelecidas as análises de resultados da pesquisa, na sequência do texto são descritas as principais conclusões. 5.

Conclusões

Para a Base de Dados e condições de contorno apresentadas para este estudo e a partir dos resultados obtidos pode-se concluir que: Pela análise de Regressão Linear, é possível indicar com alto grau de certeza que há correlação entre a variável dependente Consumo de Energia e as variáveis independentes: área construída e população circulante em uma IES. Desta relação foi definida a representação matemática pela equação de regressão multivariada indicada na Equação 02 que expressa o relacionamento entre as variáveis e suas contribuições sobre o Consumo de Energia Elétrica. Com relação à hipótese de pesquisa que sugeria como a melhor condição para propor um indicador de Consumo de Energia a relação entre consumo de energia com a área construída: • Para responder a hipótese é importante verificar os resultados obtidos a partir do teste de sensibilidade que visa verificar se há mudança significativa nos coeficientes da análise de regressão ao se considerar como área efetiva o valor correspondente à área segundo a utilização, valor este bem menor que o anterior. • A partir dos resultados das análises ficou evidenciado pelos testes estatísticos da Base de dados utilizada na pesquisa, que para a IES UTFPR esta hipótese é invalida. Pelas análises efetuadas, conclui-se que o indicador mais significativo é o Quilo Watt Hora por usuário (kWh/usuário). Esta comprovação é evidenciada pelos resultados dos coeficientes de Regressão demonstrados na Tabela 04, na qual a única variável que apresentou Significância menor do que 0,05 foi o número de usuários. Desta evidência fica concretizado o objetivo complementar de Identificar um Indicador que contemple a Variável mais significativa no Consumo de Energia Elétrica para prever o aumento do Consumo de Energia Elétrica de uma IES. Esta conclusão não exclui a relação existente entre área construída e Consumo de Energia, mas

revela que esta não é tão significativa como a quantidade de indivíduos na IES para o conjunto de dados considerado. Com os testes de sensibilidade relativos à área construída, verifica-se que mesmo com as variações para mais ou menos, a maior significância é com relação ao número de alunos, aumentando à medida que a área aumenta. O aumento na significância da área construída alerta para a necessidade de ampliar o tamanho da amostra e buscar outros tipos de Universidades com diferentes áreas e tipos e usos de cargas, pois a característica principal da UTFPR são seus cursos na área Tecnológica que necessitam áreas maiores com equipamentos de consumo mais elevado. Este tipo de investigação constitui a sugestão para trabalhos futuros, pois a orientação estabelecida pelo Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão indica como indicador o kWh/m2. Se ficar estabelecido que este Indicador é equivocado como foi evidenciado nesta pesquisa, será motivação para comunicar o Ministério a necessidade de revisão da sua orientação. 6.

Agradecimentos

Referências

[1] MARTINS, G. A., & Theóphilo, C. R. (2009). Metodologia da investigação científica para ciências sociais aplicadas (2a. ed.). São Paulo: Atlas. [2] ANUÁRIO ESTATÍSTICO DE ENERGIA ELÉTRICA,EPE, 2015. Balanço Energético Nacional, 2015. Acessado em set/2018 <https://ben.epe.gov.br/downloads/Relatorio_Final _BEN_2015.pdf>. [3] MORALES, Clayton. Indicados de Consumo de Energia Elétrica: Classificação por Prioridades de Atuação na Universidade de São Paulo. São Paulo, 2007. [4] NEPOMUCENO, Erivelton. Eficiência Energética em Instituições de Ensino. São João Del Rei, 2005. [5] PEPPLOW, Luiz; BETINI, Roberto; GOBER, Cristiano. Avaliação do impacto no sistema energético a partir de projetos de eficiência energética em instituições de ensino tecnológico e superior.Gramado, 2016

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Anais da V Conferência Internacional de Energias Inteligentes - Smart Energy / CIEI&EXPO / ASHRAE - Brasil 2018 [6] SAID EL, M. A., FAVAT, L. B., MORALES, C. Indicadores Energéticos e Ambientais: Ferramenta Importante na Gestão da Energia Elétrica, 2005. Anais do I CBEE-GEPEA, USP, 2005. [7] TAVARES, Flávio; MONTEIRO, Luciane. Indicadores de Eficiência Energética na Indústria de Fertilizantes de Amônia. Sistemas & Gestão, vol. 9, 2014. 216 – 223 p. [8] CUSTÓDIO, M. G. G. Eficiência energética em edifícios escolares. 2011,106f. Dissertação apresentada à Universidade Técnica de Lisboa, como parte dos requisitos para a obtenção do Título de Mestre em Engenharia Mecânica, Lisboa, 2011. [9] BRASIL. Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão (MP) Portaria conjunta nº 8 – Portaria Ministerial nº 23,disponível em (http://www.planejamento.gov.br/secretarias/uploa d/Legislacao/Portarias/2015/150213_port_23.pdf) acesso em novembro, 2016 [10] BRASIL. Censo do INEP (2015) do Instituto Nacional de Estudos e Pesquisa Educacionais Anísio Teixeira – INEP. Disponível em http://portal.inep.gov.br/basica-censo, acesso em novembro, 2016.

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CONVERSÃO DE UM VEÍCULO CONVENCIONAL PARA VE Jardel Eugenio da Silva1 & Jair Urbanetz Junior2 Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, Curitiba, Brasil 1jardel.eugenio@hotmail.com & 2urbanetz@utfpr.edu.br

Resumo O veículo elétrico (VE) não é uma tecnologia recente, na passagem do século XIX para o XX a maioria dos veículos automóveis eram elétricos, isso se deu devido sua confiabilidade e limpeza se comparar-se com os movidos por motor de combustão interna (MCI), porem com a evolução e redução do preço dos motores de combustão interna, os carros elétricos ficaram esquecidos, e quase um século depois eles retornaram devido ao aumento significativo no preço dos combustíveis fósseis, bem como a preocupação com o meio ambiente. Os VEs apresentam uma série de vantagens sobre os veículos MCI, pois são mais simples e exigem menor uso e substituição de peças, reduzindo os custos de manutenção, além de não emitirem poluentes ao meio ambiente, porém o seu custo de produção ainda é bastante superior [2]. Com objetivo de comprovar se é possível converter um veículo convencional para elétrico a um custo razoável, e que tenha bom desempenho com boa relação de kWh por km rodado, foi convertido para 100% elétrico o veículo convencional da montadora Mercedes Benz, modelo Classe A 190, e após vários ensaios os resultados demonstraram ser viável sua conversão, pois o mesmo atingiu uma média de 16 centavos por quilometro rodado a um custo de 63 centavos o kWh, podendo chegar a zero esse custo, com aproveitamento da radiação solar para gerar energia elétrica, através de painéis fotovoltaicos, além de configurar como uma solução ambientalmente sustentável. Palavras-chave: Veículos elétricos, Painéis fotovoltaicos. 1.

Introdução

O veículo elétrico não é uma tecnologia recente, na passagem do século XIX para o XX a maioria dos veículos automóveis eram elétricos, isso se deu devido sua fiabilidade e limpeza se comparar-se com os movidos por motor de combustão interna (MCI), porem com a evolução e redução do preço dos MCI, os carros elétricos ficaram esquecidos por quase um século. Quando houve aumento significativo no preço dos combustíveis fosseis, e também com a preocupação com o meio ambiente, fazendo-o ressurgir. Em um automóvel convencional verificase que o principal componente de locomoção seria o MCI, esquecendo o tanque de combustível. Porém, no veículo elétrico (VE), são as baterias (ou acumuladores de energia), o controlador e o motor elétrico [1].

veículos elétricos puros, devido ao grande número de topologias encontradas após uma pesquisa inicial da literatura, foi utilizado um conjunto de componentes de diferentes topologias, isso permitiu a análise utilizando dados generalizados de eficiência, peso e potência aplicada de cada topologia, auxiliando na escolha da melhor topologia para conversão do Mercedes Benz Classe A 190, que passa a ser denominado de Eco Auto. 2.

Conversão de um veículo convencional para VE

Após aquisição do veículo Mercedes Benz Classe A 190 (Eco Auto), foram levantados os principais componentes necessários para a conversão e relacionados na tabela 1. Na figura 01 é mostrada como ficou o Mercedes Benz Classe A 190 após a remoção do motor de combustão interna (MCI) e seus periféricos.

Existentes várias topologias e arquiteturas diferentes, cobrindo diferentes aplicações de ______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

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Tabela 1. Componentes da topologia adotada na conversão Componentes

Eficiência nominal

Peso

Motor Brushless 10kW (BLDC)

0,93

17 Kg

Controlador FOC (Field-Oriented Control) 10 kW

0,99

2,5 Kg

Bateria 10,8 kWh (108 kW Peak Power)

0,88 (carregar) 0,94 (descarga)

324Kg

Transmissão de relação variável

0,97

-------

Sìmbolo

Fonte: Elaborado pelos autores com base na referência [3]

5% a 10% em baixa rotação, e 28% em alta rotação, sendo a eficiência média em torno de 15%. Se considerar que no meio urbano, automóveis raramente trabalham em alta rotação, e que mesmo sem estar em movimento o motor a combustão permanece em funcionamento desperdiçando energia [4].

Figura 2. Topologia tradicional de um BEV. Fonte: Elaborado pelos autores com base na referência [3]

2.2. Motor adotado na conversão O motor de corrente continua é o mais eficiente para controle de velocidade sem perder o torque, mas com algumas desvantagens, como manutenção das escovas, tamanho e peso, por isso optou-se por motor DC Brushless (BLDC), apesar do custo ser ligeiramente maior e também ser necessário um sistema de controle eletrônico FOC (Field-Oriented Control), estes motores têm algumas vantagens importantes em comparação aos motores convencionais com escovas, maior eficiência, mínimo desgaste, expectativa de vida útil mais longa, design compacto, maior densidade de energia, menos ruído e maior confiabilidade. Figura 01. Remoção do Motor de combustão interna (MCI). Fonte: acervo dos autores, 2018.

2.1 Topologia adotada na conversão A topologia adotada na conversão do VE é mostrada na Figura 2, a qual consiste em um banco de baterias ligado a um controlador que comanda um motor do tipo BLDC, quando o condutor do veículo aumenta a aceleração, aumenta a retirada de energia da fonte (bateria) e entrega ao motor, aumentando sua rotação [2]. É importante ressaltar, que o motor elétrico produz torque máximo na partida, e sua curva de eficiência permanece quase constante até atingir alta rotação, ao contrário do motor de combustão convencional que é relativamente ineficiente entre

Na conversão do Classe A foi utilizado um motor Brushless modelo igual da figura 03, com recursos personalizáveis, de 72V 10 kW, com peso de 17 kg, Comprimento (altura) 170 milímetros, Diâmetro 206 milímetros, velocidade 2000-6000 rpm (customizável), com eficiência de 93,5%. 2.3. Controlador FOC adotado na conversão O controlador FOC (Field-Oriented Control), adotado na conversão da Classe A, demonstrado na figura 04, foi especialmente projetado para motores Brushless DC (BLDC) de alta potência entre 1KW até 20KW com tensões entre 48V e 96V, o qual utiliza algoritmo para controlar o campo magnético (FOC) no espaço vetorial (SV), modulação por largura de pulso (PWM) e microprocessador de 32

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bits que incorpora o mais recente núcleo Advanced RISC Machine (ARM).

Figura 03. Motor BLDC 72V/10000W Fonte: acervo dos autores, 2018.

O sistema FOC, também controla o torque e velocidade ao mesmo tempo e em tempo real, outra demanda de operação é o desempenho com controle de torque máximo, controle de potência constante, controle de circuito fechado de velocidade, parâmetros de ajuste no local, (Através de software e PC), sistema função de autocontrole (Power-on), frenagem regenerativa, modo de velocidade de cruzeiro, e led e som para indicar funcionamento e estado de irregularidade.

(Wh), e as de Li-íon por apresentarem altas densidades energéticas, entre 80-150 Wh/Kg, tem sido utilizada em veículos elétricos (VEs). A potência é a taxa de transferência de energia. Nos automóveis convencionais, a potência é proporcional à taxa com que a gasolina é fornecida ao motor de combustão interna (MCI), sendo que quanto mais se acelera um automóvel, mais gasolina é consumida [4], já nos veículos elétricos (VEs), quando aumenta a aceleração, aumenta a retirada de energia da fonte (bateria) e entrega ao motor, aumentando sua rotação [2]. A potência da bateria é um fator crítico para os automóveis elétricos, cuja performance é limitada por quantos kW a bateria é capaz de fornecer [5]. As principais características das baterias e supercapacitores que são determinantes para veículos elétricos, são a capacidade de potência (medida em kW) e a energia armazenada (medida em kWh). Ambos dependem de variáveis como o alcance no modo CD (charge depleting), o tipo de operação no modo CD (elétrico puro ou misto), o ciclo de direção, o design do veículo e o tipo de recarga, entre outros [4].

Figura 04. Controlador VE C500 -72V Fonte: acervo dos autores, 2018.

2.4. Acumulador de energia (bateria) adotado na conversão A tecnologia de armazenamento de eletricidade, teve seus primórdios no século XVIII, com o primeiro condensador, a garrafa de Leiden (1745), e a pilha de Volta (1800), mas somente em 1859 com a invenção das baterias recarregáveis de chumbo-ácido por Gaston Planté, e seu posterior aperfeiçoamento por Camille Alphonse Faure em 1881, é que possibilitaram a proliferação de veículos elétricos autônomos [1]. Segundo [4] as baterias de chumbo ácido, são as que apresentam menor custo por Watts hora

Figura 05. Ciclos de Descarga Típicos. Fonte: Electrification Coalition, 2009 [6].

A capacidade de armazenamento, medida geralmente em kWh, é a característica que determina a distância que pode ser percorrida no modo CD e o peso do sistema de baterias, e está relacionada com a quantidade de energia que a bateria é capaz de armazenar. Deve-se frisar que há uma distinção entre a energia disponível e a energia total armazenada na bateria, ilustrado na Figura 05.Na figura 05, nota-se que apenas uma parte da energia total é disponível,

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ou seja, uma bateria totalmente carregada pode estar a abaixo dos 100% do nível total de carga, e será considerada descarregada mesmo estando com sua carga acima de 0%. Exemplo em uma bateria com 10 kWh de capacidade total, teria somente 6,5 kWh de energia disponível, e com o tempo de uso pode se degradar, considerando: números de ciclos profundos (iniciando em 90% e terminando em 25%), ciclos rasos (quantidade de vezes que varia o estado de carga da bateria), vale frisar que nos ciclos rasos a degradação é menor que no ciclo profundo, e a temperatura a que a bateria é submetida quando fora de operação tem influência sobre sua longevidade [4].

energia por quilograma de bateria (Wh/kg). A Figura 06 compara as densidades de energia e de potência de diversos tipos de tecnologias de baterias [7]. Na conversão da Classe A foi utilizado banco de baterias de 10,8 kWh de chumbo-ácido, mostrado na figura 07.

Existem diferentes tecnologias de baterias, na quais é comum utilizar termos de medida, como densidade de potência ou, potência por quilograma da bateria (W/kg) e a densidade energética ou,

Figura 07. Banco de baterias 10,8 kWh Fonte: acervo dos autores, 2018

Figura 06: Densidade Energética e Densidade de Potência de diferentes tipos de bateria Fonte: IEA, 2009 [7]

2.5 Transmissão de relação variável adotado na conversão

algumas modificações, a Figura 08 a seguir mostra o motor já acoplado à caixa de marchas.

Foi utilizada a transmissão de relação variável (caixa de marchas) original do veículo, com ______________________________________________________________________________________________________________ Fone: (41) 3362.6622 E-mail: contato@smartenergy.org.br Av Comendador Franco, 1341 | Campus da Indústria/FIEP CEP 80215-090 | Curitiba | Paraná | Brasil

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2.6.2 Painel de medição pronto Na figura 10, mostra painel de medição pronto e em funcionamento.

Figura 08. Motor acoplado a caixa de marchas Fonte: acervo dos autores, 2018.

2.6. Construção painel de comandos e de medição do Eco Auto Na tabela 2, mostra a simbologia adotada para as respectivas funções.

Figura 10. Painel de medição Fonte: acervo dos autores, 2018

2.7. Conclusão do Eco Auto Na figura 12, mostra o Mercedes Benz Classe A 190 (Eco Auto), já convertido para 100% elétrico vista interna, e na figura 13 vista externa.

Tabela 2. Simbologia adotada Função Direção Elétrica

Símbolo

Velocidade de Cruzeiro Frenagem Regenerativa Marcha Ré (inverte a rotação do motor) Fonte: Elaborado pelos autores, 2018.

Figura 12. Eco Auto vista interna Fonte: acervo dos autores, 2018

2.6.1 Painel de Comandos pronto Na figura 09, mostra painel de comandos pronto e em funcionamento.

Figura 09. Painel de comando Fonte: acervo dos autores, 2018

Figura 13. Eco Auto - vista externa Fonte: acervo dos autores, 2018

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Autonomia do Eco Auto

Os fabricantes são rápidos a exaltar as virtudes econômicas dos veículos elétricos. Eles destacam o baixo preço da recarga, ou mesmo grátis, em terminais públicos (prefeituras, shopping center, etc, em alguns paises). A principal armadilha do veículo elétrico no estado atual da tecnologia é a autonomia [8]. Nesse artigo foram utilizados os valores adquiridos atraves de ensaios com o Eco Auto. Na tabela 3, mostra os valores obtidos em ensios efetuados no centro da cidade de São Mateus do Sul-Pr, e em rodovias pavimentadas, com objetivo constituir uma base de comparação e simular a condução em vários tipos de senarios, sendo area urbana ou rodovia. Tabela 3. Autonomia do Eco Auto

Cidade Rodovia Média

Consumo de energia

Preço km rodado

Autonomia

Tarifa

Wh/km

subgrupo B1 R$ 0,1937 R$ 0,1299

(km)

Copel B1 0,6306 0,6306

307,4 206,2

35,1 52,3

256,8 R$ 0,1618 43,7 Fonte: Elaborado pelos autores, 2018

3.1 Preço de "full" (cheio)

Para os cálculos, foi utilizado o preço praticado pela Copel (Companhia Paranaense de Energia), tarifa convecional subgrupo B1 consumo mensal entre 101 kWh e 220 kWh, custo em R$/kWh conforme descrito na tabela 4. Tabela 4. Tarifa convencional – subgrupo B1 Convencional Tarifa em R$/kWh B1-residencial

Resolução ANEEL nº 2.402 de 19 de junho de 2018 R$ 0,16188

Com impostos ICMS e PIS/COFIN S R$ 0,17039

Consumo mensal inferior ou igual a 30 kWh (isento de ICMS) Consumo mensal entre R$ 0,27750 R$ 0,42045 31 kWh e 100 kWh Consumo mensal entre R$ 0,41625 R$ 0,63068 101 kWh e 220 kWh Consumo mensal R$ 0,46250 R$ 0,70076 superior a 220 kWh Fonte: Elaborado pelos autores com base na referência [9].

Conclusão

É indiscutível que o veículo elétrico se mostra cada dia mais como uma solução para os altos preços dos combustíveis utilizados nos veículos com motor a combustão interna (MCI) e os diversos problemas de poluição produzidos por eles. Porém, uma das grandes questões é seu custo elevado de aquisição, tornando-se inviável o investimento, por outro lado, a conversão de veículos convencionais para elétrico demonstrou ser uma alternativa viável (apesar de ainda no Brasil não existir uma portaria nos órgãos de trânsito que regularize essa conversão), pois o mesmo atingiu uma média de 16 centavos por quilometro rodado a um custo de 63 centavos o kWh, podendo chegar a zero esse custo, com aproveitamento da radiação solar para gerar energia elétrica, através de painéis fotovoltaicos, além de configurar como uma solução ambientalmente sustentável. 5.

Referências

[1]

MARTINS, J.; BRITO, F. Carros Elétricos – Publindústria, edições técnicas, ltda., Portugal, p. 913, 2011 [2] CPqD - Centro de Pesquisa e Desenvolvimento (2015). Mobilidade elétrica: caminho para um planeta sustentável. Disponível em: <http://www.cpqd.com.br/midiaeventos/conexaocpqd/conexao-cpqd-janeiro-2015>. Acesso em: 12 fev. 2017. [3] STEPHEN, M. N. School of Electrical & Electronic Engineering Newcastle University (2013). Disponível em: <https://theses.ncl.ac.uk/dspace/bitstream/10443/2 439/1/Naylor,%20S%2014.pdf>. Acesso em: 10 fev. 2017. [4] BARAN, R. A introdução de veículos elétricos no Brasil: Avaliação do impacto no consumo de gasolina e eletricidade. 2012. Tese de Doutorado. Universidade Federal do Rio de Janeiro. Disponível em: <http://www.ppe.ufrj.br/ppe/production/tesis/bar an.pdf>. Acesso em: 07 jul. 2017. [5] PINHO, T.; GALDINO, M. A. Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos. Rio de Janeiro: CEPEL CRESESB, 2014. 179-203 p. [6] ELECTRIFICATION COALITION, Electrification Roadmap - Revolutionizing Transportation and Achievement Energy Security. Electrification Coalition, Washington, DC. 2009.

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Anais da V Conferência Internacional de Energias Inteligentes - Smart Energy / CIEI&EXPO / ASHRAE - Brasil 2018 [7] IEA. Technology Roadmap - Electric and plug-in hybrid electric vehicles, International Energy Agency, Paris, França, 2009. [8] SILVA, J. E.; TONIN, F.; URBANETZ JR, J. Veículos elétricos e a geração distribuída partir de sistemas fotovoltaicos. Conferência internacional de energias inteligentes. Curitiba, PR. 2016. [9] COPEL. Tarifa Convencional - subgrupo B1. Disponível em: http://www.copel.com/hpcopel/root/nivel2.jsp?endere co=%2Fhpcopel%2Froot%2Fpagcopel2.nsf%2F5d546c 6fdeabc9a1032571000064b22e%2Fc28b22b01ad9182403 257488005939bb, 2018.

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