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Ano II - Edição nº 08 - Jan/Fev

G ERAÇÃO COM

energIa solar fotovoltaIca

GANHA ESPAÇO NO B RASIL E NO MUNDO

www.revistabrasilsolar.com


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RBS Magazine


ÍNDICE

04

Geração de energia solar fotovoltaica em Uberlândia

16

Inversores fotovoltaicos Híbridos

04

20

20

Considerações sobre metodologias na microgeração com sistemas fotovoltaicos

24

Sistemas inteligentes na geração de energia

28

Inserção de sistemas fotovoltaicos na rede elétrica

28

EDIÇÃO

REDES SOCIAIS

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Empresas do setor de energia solar e energias renováveis, sustentabilidade, câmaras e federações de comércio e indústria, universidades, assinantes, centros de pesquisas, além de ser distribuído em grande quantidade nas principais feiras e eventos do setor de energia solar, energias renováveis, construção sustentável e meio ambiente.

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COLUNISTAS/COLABORADORES

Gustavo Malagoli Buiatti, Rafael Alexandre Silva de Carvalho, Vitor Garcia Pacheco, Ryan Koronowski, Lucas Vizzotto Bellinaso, Leandro Michels, Thiago Mendes Germano Costa, Marina Meyer Falcão, Márcio Eli Moreira Souza, Selênio Rocha Silva.

Os artigos e matérias assinados por colunistas e ou colaboradores, não correspondem a opinião do RBS Magazine - Revista Brasil Solar, sendo de inteira responsabilidade do autor.

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Artigo

PRODUTIVIDADE REAL DE SISTEMAS DE MICROGERAÇÃO FOTOVOLTAICA EM UBERLÂNDIA Gustavo Malagoli Buiatti, Rafael Alexandre Silva de Carvalho e Vitor Garcia Pacheco (ALSOL)

Abstract – The specific production of several grid-connected PV systems in Uberlândia city are presented in this paper, taking into account the different systems conditions such as tilt angle, azimuth, integration or not to the roof and presence or not of shading objects. Finally, average and maximum specific productions are presented, validating the excellent potential for photovoltaic production in the city.

O

Brasil é um país com um grande potencial para geração de energia elétrica através de sistemas fotovoltaicos, em toda sua totalidade. Segundo dados do Instituto de Pesquisas Espaciais (INPE), a cidade de Curitiba ao sul do país possui irradiação global no plano horizontal de 1686 kwh/m²/ano, ou seja, 39% a mais que a cidade de Freiburg na Alemanha, que segundo dados da NASA possui irradiação global no plano horizontal (GHI) de 1216 kwh/m²/ano, cidade modelo com grande utilização da tecnologia no país que é líder mundial em sistemas fotovoltaicos em operação. Outras regiões entre o sudeste e o nordeste do Brasil, como pode ser visto na Figura 1, chegam a possuir 60% mais irradiação que a cidade de 4

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Freiburg, como é o caso de Uberlândia que possui irradiação global no plano horizontal (GHI) de 1982 kwh/ m²/ano.

taica é uma solução a ser adotada em todo o Brasil e é necessário entender, na prática, o real potencial de geração de cada localidade, uma vez que a geração de Diante deste cenário energia elétrica a partir do se torna evidente que a ge- sol é função de vários fatoração distribuída fotovol- res além da irradiação, tais

Figura 1 – Irradiações globais no plano horizontal de diferentes cidades brasileiras (Fonte: INPE, 2015).

como temperatura, velocidade do vento, massa de ar, albedo, eficiência dos inversores, relação de carregamento entre potência dos módulos e dos inversores, sombreamento próximo e/ou distante, orientação(ões) e inclinação(ões) dos módulos, tipos de inversores, perdas por descasamento (“mismatch”) e ventilação, em sistemas com integração ou sobrepostos ao telhado. Ao se iniciar um projeto fotovoltaico conectado à rede elétrica e visando a maximização da produção anual, garantindo um retorno de investimento mais rápido, pelo país estar no hemisfério sul é natural que a melhor situação é ter os arranjos fotovoltaicos orientados para o Norte. Geralmente uma premissa usual sobre a inclinação


é considerar a inclinação do arranjo como sendo a mesma da latitude do local. Porém, pelo Brasil ser um país de grande extensão, recomenda-se sempre uma análise mais aprofundada das orientações e inclinações em função do percurso solar anual de cada região. Esta análise é de suma importância, pois na microgeração os telhados possuem orientação e inclinação já pré-definidos, e quando os telhados são planos um estudo detalhado pode levar à utilização de menos material de instalação e otimização da utilização do espaço disponível sem comprometer a produção elétrica.

Figura 2 - Efeitos da inclinação de um sistema na cidade de Uberlândia devidamente orientado ao Norte (PVSyst®).

A análise dos efeitos de inclinação e orientação de cada cidade brasileira deve ser sempre avaliada, por exemplo utilizando o software dedicado PVSyst©, para visualizar os efeitos em termos de irradiação anual, ou seja, o ganho ou perda em relação à posição horizontal. Na cidade mineira de Uberlândia, na região Sudeste do país, observa-se pela Figura 2 que entre 10º e 20º a captação de energia luminosa é maximizada com um ganho de 4% em relação ao plano horizontal, considerando o sistema devidamente orientado ao Norte.

apenas 2% e em lajes planas uma inclinação de 10º é adequada, levando-se em conta economia na estrutura de sustentação dos arranjos, maior utilização do espaço disponível quando a instalação é realizada por mesas com maiores inclinações, e também evitando o acúmulo de sujeiras e facilitando a autolimpeza através de chuvas ou ventos, além de favorecer a ventilação, que ajuda a reduzir o efeito da temperatura em módulos de silício cristalino.

Vários telhados que possuem telhas de cerâmica possuem 30% de inclinação, ou seja, 15º. Neste contexto pode-se considerar uma integração direta neste tipo de telhado, considerando como melhor caso a orientação ao Norte. Para telhados de fibrocimento com 10% de inclinação haverá um ganho de

Em relação à orientação de sistemas com 18º de inclinação, perdas entre -45º e 45º são aceitáveis e no máximo igual a 1,3 %, sendo a exposição Noroeste preferível, como pode ser observado na Figura 3. Quando expostos a Leste ou Oeste estas perdas em relação ao ótimo são em torno de 6%, com a orien-

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Figura 3 - Efeitos da orientação de um sistema na cidade de Uberlândia com 18º de inclinação (PVsyst®).

tação Oeste sendo sempre mais favorável. No caso extremo de inclinação de 18º e orientação Sul, a perda é de 15% em relação ao ótimo (aproximadamente 12% em relação ao plano horizontal) e deve ser evitada. A primeira instalação de micro geração fotovoltaica do Brasil enquadrada pela RN nº 482, atualmente RN nº 687, foi instalada em Uberlândia/MG e está em operação desde 2012 (Figura 4). A mesma é constituída por 28 módulos fotovoltaicos de tecnologia policristalina com potência de pico de 235 Wp/módulos do fabricante Sun-Earth (modelo TPB156x156-60-P, certificado pelo Instituto Nacional de Metrologia (INMETRO), classe A de eficiência energética) conectados em série (string, em inglês), sendo os mesmos acoplados a dois inverso-

res com isolação galvânica de alta frequência do fabricante Eltek (modelo He-t) e potência nominal de 4.4 kW. A UFV PGM SISTEMAS, com potência instalada de 6,58 kWp, foi instalada sobre o telhado, com desvio azimutal de 50º Noroeste, do estabelecimento comercial na cidade e o sistema e seus parâmetros energéticos são monitorados, através do software fornecido pelo fabricante do inversor. A Figura 4 mostra a vista aérea do local de instalação da microusina fotovoltaica

Figura 4 - Vista superior da empresa PGM em Uberlândia, MG (Fonte: Google Earth©, 14/02/2016).


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através do Google Earth® e a Figura 5 mostra imagens da instalação realizada em 2012. Cada inversor possui uma série elétrica única de 14 módulos fotovoltaicos, obedecendo a mesma orientação do telhado do imóvel, porém utilizando uma estrutura de sustentação com 15º de inclinação, onde nesta condição as perdas da irradiação anual em relação ao Norte com 50º de desvio azimutal são reduzidas corrigindo o desnível do telhado (10%) e elevando os módulos a uma altura superior às platibandas da edificação, de forma a eliminar os efeitos negativos de sombreamento próximo e favorecendo a ventilação dos módulos fo-

Figura 5 – UFV PGM (2 séries de 14 módulos FV de 235 Wp/cada, totalizando 6,58 kWp).

tovoltaicos conforme mostra a Figura 5. A Figura 6 apresenta o diagrama unifilar simplificado da UFV e a Figura 7 apresenta as produções específicas mensais para cada ano em operação deste microgerador, onde é possível observar que em 2014 o sistema apresentou uma produção de energia anual superior a 4,2% em comparação a 2013, também superior em 2,0% em

Figura 6 – Diagrama Unifilar Simplificado da UFV PGM Sistemas.

relação a 2015, concluindo-se que 2014 de fato teve produção de energia de destaque. Durante os três primeiros anos de operação a UFV PGM Sistemas produziu na média 1,44 kWh/Wp/ano, tendo suprido em torno de 80% da energia consumida pela empresa e sem registros de paradas de funcionamento ou necessidade de intervenção. Dentro deste contexto a PGM Sistemas foi a primeira empresa da América Latina a receber o SELO SOLAR do Instituto Ideal já em 2013, por gerar mais de 50% da energia consumida através do sol.

sistemas e sobretudo de potência instalada em termos de microgeradores, considerando a atualização da RN nº 482, a vigente RN nº 687, que define a microgeração como sendo sistemas com até 75 kW de potência instalada junto à unidade consumidora.

Foram analisados mais 4 casos, além do caso da PGM Sistemas que a partir de agora é identificado como “Caso 5”, sistemas reais de microgeração e operando a mais de um ano. As características principais de cada sistema são apresentadas na Tabela 1, onde é possível observar que em Após a instalação da termos de inclinação quase UFV PGM Sistemas, desde todas estão em posição óti2013 houve uma grande ma de inclinação, com exceadesão à instalação de mi- ção do caso 4 da Tabela 1, e crogeradores fotovoltaicos todos os desvios azimutais em toda a cidade, por par- ou orientações estão dente de empresas e de pesso- tro ou muito próximos dos as físicas, e a cidade hoje limites considerados como figura entre as principais sendo adequados na anácidades brasileiras, senão lise realizada acima (caso 5 a principal, em número de da Tabela 1). Tabela 1- Características gerais dos locais de instalação dos sistemas de microgeração fotovoltaica em Uberlândia.

Figura 7 – Produções específicas da UFV PGM Sistemas entre os anos de 2013 a 2015.

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Caso

Local

1

Comercial 1

Inclinação Orientação 20º

Noroeste

Potência Desvio Instalada Azimutal (kWp) 14º NO

2,115

2

Comercial 2

20º

Noroeste

20º NO

2,115

3

Residencial 1

20°

Noroeste

29º NO

5,64

4

Residencial 2

25°

Noroeste

29º NO

4,7

5

Comercial 3

15°

Noroeste

50º NO

6,58


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Figura 8 – Produção real de sistemas fotovoltaicos em Uberlândia: (a) caso 1, (b) caso 2, (c) caso 3 e (d) caso 4.

A Figura 8 apresenta as produções reais mensais e médias em forma de gráficos, considerando todo o ano de 2014 (Janeiro a Dezembro) para os casos 1 a 4 da Tabela 1. Observa-se que a geração fotovoltaica na cidade possui um comportamento que não condiz com o previsto pelo modelo “clear sky”. Os meses de maior geração são agosto e outubro, assim como observado no caso 5 da PGM Sistemas (Figura 7) devido à ausência de chuvas e menor nebulosidade, somado a temperaturas mais amenas. De uma maneira geral percebe-se um comportamento de geração mensal

com pequenas variações, com exceção de novembro e dezembro, quando as chuvas aparecem com maior frequência e poucos dias chuvosos podem ter um grande impacto na geração total mensal.

ma tabela classifica o tipo de estrutura metálica que recebe os arranjos fotovoltaicas, sobreposta ao telhado em forma de mesa (ventilada) ou integrada sobre o mesmo respeitando sua inclinação, identificando a presença ou não de somA forma mais adequa- breamentos próximos tais da de comparar as produ- como árvores, platibandas tividades dos diferentes ca- ou prédios. Como observasos, e o potencial efetivo de do pela Tabela 2, a cidade geração de energia elétrica de Uberlândia possui uma a partir do efeito fotovoltai- diferença de 20% entre a co, é através da relação de instalação que mais gera energia gerada ao ano pela (caso 1) e aquela que mepotência de pico do arranjo nos gera (caso 2). No caso (kWh/Wp/ano). A Tabela 2 1, a estrutura é ventilada apresenta tal produtivida- e não há sombreamento de, oriunda dos resultados próximo, além da relação medidos na prática. A mes- entre a potência de módu-

los e inversor ser de apenas 0,55 resultando em menor aquecimento (inversor de 3,8 kW). Já o caso 2 possui grande presença de árvores no entorno e apesar da estrutura ser ventilada possui uma particularidade: a estrutura está contrária à inclinação do telhado, sendo que o próprio telhado pela manhã e pela tarde causa sombreamento nos módulos do arranjo, em posição retrato, ativando os diodos de by-pass e não gerando energia em alguns horários de algumas épocas do ano (além de apresentar risco de acidente por efeito “asa delta”, como pode ser observado na Figura 1). Na

Tabela 2 – Resultados experimentais e comparações de produtividade em função das condições de instalação de sistemas fotovoltaicos em telhados.

Caso

Ano

PFV/PINV

Estrutura

Experimental anual [kWh]

kWh/Wp/ano (Real)

Sombras

1

2014

0,55

Ventilada

3456

1,62

N

2

2014

1,057

Ventilada

2855

1,34

S

3

2014

1,28

Integrada

7995

1,42

S

4

2014

1,068

Ventilada

6904

1,47

S

5

2014

0,747

Ventilada

9696

1,47

S

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prática, após a instalação do sistema, observou um ângulo superior a 28º, prejudicando ainda mais o desempenho (Figura 2). Em resumo a cidade de Uberlândia consegue atingir um fator de capacidade de até 18,5%, como demonstrado no caso 1 da Tabela 2, com uma média de 16,7% de fator de capacidade, considerando os 5 casos aqui analisados em 2014. Tais fatores de capacidade demonstram o excelente potencial de geração fotovoltaica na cidade, mesmo quando integrado sobre o telhado ou na presença de sombras. Contudo, o efeito de sombreamento próximo deve ser bem analisado e avaliado previamente para se evitar quedas indesejáveis na produtividade anual destes sistemas, o que afeta

diretamente o retorno do investimento realizado. A variabilidade de produção apresenta pequenos des-

vios, dentro do esperado entre um ano e outro conforme apresentado para o caso da PGM Sistemas,

confirmando a confiabilidade do investimento em sistemas de microgeração fotovoltaica. ▪

Gustavo Malagoli Buiatti é engenheiro eletricista, doutor em semicondutores e com pós-doutorado em eletrônica de potência. Sócio idealizador e diretor técnico-operacional da ALSOL Energias Renováveis S/A, possui diversas patentes concedidas no âmbito de aplicações fotovoltaicas com conexão à rede elétrica (Mitsubishi Electric) e foi o responsável técnico pelo projeto básico, executivo e execução do primeiro sistema de geração distribuída (fotovoltaico) conectado à rede elétrica no Brasil, enquadrado pela REN482/ANEEL de 17/04/2012. Entre 2011 e 2012 foi professor visitante na Universidade Federal de Uberlândia. Possui mais de 3 MW de projetos de micro e minigeração conectados à rede em diversos estados brasileiros, sistemas fotovoltaicos e a biogás oriundo de dejetos de suínos. Rafael Alexandre Silva de Carvalho é engenheiro eletricista graduado pela Universidade Federal de Uberlândia (2015), tendo realizado um trabalho de conclusão de curso (TCC) intitulado “Análise Comparativa da produtividade real de sistemas de microgeração fotovoltaica no Brasil”. Atualmente é analista de infraestrutura na Alsol Energias Renováveis S/A, onde é responsável pela comunicação remota e supervisão da produtividade de todos os inversores fotovoltaicos já instalados pela empresa. Vitor Garcia Pacheco é engenheiro eletricista graduado pela Universidade Federal de Uberlândia (2009), especialista em Gerenciamento de Projetos (MBA) pela Fundação Getúlio Vargas (2012) e Project Management Professional pelo PMI (2013). Sócio e responsável técnico na empresa Otimiza (2010-2013), atualmente é gerente de projetos e engenheiro eletricista da Alsol Energias Renováveis S/A desde 2014, responsável técnico de mais de 1MWp de sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica.

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Artigo

Energia Solar nos EUA

criou mais empregos do que o setor de Petróleo & Gás

Ryan Koronowski

D

urante todo ano passado, a indústria solar acrescentou empregos ao mercado doze vezes mais rápido do que o resto da economia, crescimento bem mais veloz que o índice de empregos criados pelos setores de Petróleo e Gás. A Fundação Solar (EUA) lançou seu relatório anual e concluiu que pelo terceiro ano consecutivo a força de trabalho solar cresceu 20 % nos Estados Unidos. Segundo esse censo, a indústria adicionou 35.052 postos de trabalho, elevando o total de 208.859.

Lyndon Rive, CEO e co-fundador da SolarCity, afirmou: "Nossa indústria emprega 200 mil pessoas a mais do que a indústria do carvão." 12 RBS Magazine

Foto: AP PHOTO / JERRY MCBRIDE


Crescimento de emprego Solar por setor, 2010-2015 Fonte: TSF

O censo constatou que até mesmo o setor de instalação solar nos EUA empregou 77% mais pessoas do que na indústria de mineração de carvão. Instaladores têm percebido um crescimento de emprego com um maior número de desenvolvimento de projetos, vendas e distribuição de sistemas solares. A maioria destes postos de trabalho (83%) foram novas posições dos quais 65% foram do setor de instalação. Em termos de capacidade instalada, Energia Solar ficou no terceiro lugar em 2015, atrás de energia eólica e gás, com mais de dois gigawatts sendo adicionados à rede em vários estados. As empresas esperam que esta tendência continue, assim como os custos também continuem a diminuir em média mais de dois dólares por watt ao longo dos últimos cinco anos.

A indústria "continua

a criar empregos bem remunerados, qualificados e em um ritmo muito rápido." Andrea Luecke Presidente e diretor executivo da Fundação Solar

Andrea Luecke, presidente e diretor executivo da Fundação Solar, disse que a indústria "continua a criar empregos bem remunerados, qualificados e em um ritmo muito rápido." Os trabalhadores na indústria solar acham fácil “subir” e serem promovidos enquanto os salários continuam a ser competitivos com indústrias semelhantes. Além disso, as empresas solares estão empregando mais mulheres do que nos anos anteriores – 49.775 trabalhadoras ao longo do último ano, o que representa um aumento de 37.500 em relação ao ano anterior. Outros aspectos, por exem-

plo, embora o censo tenha encontrado algum declínio percentual em minorias raciais e étnicas que trabalham no setor de energia solar, 5% da força de trabalho são Afro-americanos, 11% Latinos e 9% originários da Ásia e/ou Pacífico. A percentagem de veteranos militares que trabalham em empregos solares diminuiu para 8,1% no último ano, e de 9,7% em 2014. Luecke disse que o número de veteranos na indústria aumentou em um sentido absoluto para 16.835, mas ele não cresceu tão rapidamente quanto o resto da força de trabalho. Disse que essa variabilidade pode ser atribuída a alterações regionais. Arizona, por exemplo, tem uma força de trabalho rica em veteranos e latinos, no entanto, o estado tem experimentado certa "turbulência no trabalho" nos últimos anos. Com um em cada cinco empregadores relatando ser "muito difícil" encontrar funcionários qualificados, porém, a demanda de trabalho continua firme e portanto os desequilíbrios ainda existem. No ano passado, o presidente Obama anunciou um novo programa destinado a fornecer treinamento solar para veteranos, um programa chamado "Solar Pronto Vet". Na semana passada essa iniciativa iniciou sua oitava instalação em Fort Drum, Nova Iorque. A pesquisa de emprego do período anterior a novembro de 2015 RBS Magazine

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utilizou os dados das empresas, as tendências de crescimento e as extrapolações semelhantes as utilizadas pelo Bureau of Labor Statistics para chegar a seus totais. O relatório mostra que os dados derivaram de uma amostra estatisticamente válida e a pesquisa foi elaborada com cerca de 400.000 estabelecimentos em todo o país." Rive disse que SolarCity adicionou mais de 6.000 postos de trabalho durante o ano passado, elevando o total para cerca de 15.000. "Este ano nós queremos adicionar quase o mesmo número", disse ele. Os dados regionais não estão disponíveis no censo divulgado terça-feira; no entanto, Luecke disse que esses dados devem estar disponíveis já em fevereiro. O ano de 2016 será um grande ano para a indústria solar depois que o Congresso prorrogou o crédito fiscal de Investimento Solar (ITC). Luecke disse que a discussão sobre o ITC tinha deixado as empresas solares "muito cautelosas referente aos seus planos de contratação", agora com a certeza de continuidade irá impulsionar o mercado nas contratações e instalações para 2016 e mais além.

A indústria tem enxergado uma relação mais direta entre a capacidade instalada e a do emprego, verificando que as empresas foram ficando cada vez mais eficientes

As políticas de taxas, impostos e “net metering” nos estados de Nevada e Arizona, estados que poderia ser lideres em produção solar, podem estar levando parte do país a diminuir a produção de energia solar, e portanto, causar demissões. "Em dezembro, o Nevada PUC decidiu “matar” energia solar no Estado", disse Rive. "Há provavelmente cerca de 5-6 mil empregos solares no estado, a maioria desses empregos estão sendo exterminados. Apenas em Nevada demitimos 550 pessoas. No golpe de uma caneta, três pessoas podem decidir o destino de milhões. “Nós vamos lutar contra isso – acreditamos que foi antiético".

Como o aumento da demanda por sistemas solares e as empresas necessitando obter mais eficiência na produção e instalação, o que isso No entanto, alguns estados como significará isso para os números de Nevada, por exemplo, as políticas postos de trabalho? promulgadas fariam a energia solar "Em 2013, costumava levar dois ficar mais caro para as famílias. Esse fato não ajudaria positivamente a dias para instalar um sistema", disse contratação na indústria solar. "Esses Rive. "Em 2015, estávamos fazendo o postos de trabalho podem ser perdi- mesmo em pouco menos de um dia dos se você tem uma pessoa que não – a eficiência praticamente dobrou”. olha para o futuro e só olha para os “Não acho que teremos esse tipo de monopólios dos serviços públicos", salto novamente, mas poderíamos chegar perto de 1,2 sistemas por disse Rive. dia.” Rive explicou que a mudança em 2013 foi devido a uma tecnologia importante: Aquisição de Zep Solar, uma empresa que desenvolveu a tecnologia, que simplifica a montagem dos painéis no telhado. Andrea Luecke Presidente e diretor executivo da Fundação Solar

Luecke disse que a indústria tem enxergado uma relação mais direta entre a capacidade instalada e a do emprego, verificando que as empresas foram ficando cada vez mais eficientes. Em 2012 foram necessários 19 pessoas para instalar um megawatt de energia solar; esse número agora é de 15 pessoas. Luecke espera que essa tendência aumente conforme as equipes vão ficando mais eficientes e competentes. "Nós vamos ter a possibilidade de instalar cada vez mais e de uma forma mais barata." ▪ 14 RBS Magazine


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Inversores fotovoltaicos híbridos: a integração de inversores

conectados à rede e no-breaks Lucas Vizzotto Bellinaso lbellinaso@gmail.com Universidade Federal de Santa Maria,

Campus de Cachoeira do Sul, Grupo de Eletrônica de Potência e Controle

Grid-connected photovoltaic inverters which employ battery back-up for feeding the load during power outages are commonly known as hybrid photovoltaic inverters. They have features of grid-connected PV inverters as well as of Uninterruptible Power Supply (UPS). Brazilian requirements for grid-connection of hybrid inverters could be the same as the applied for common grid-connected inverters, given by the standards NBR 16149 and NBR IEC 621116. However, specific standards for hybrid inverters in other operating modes have not already been developed. These requirements can be obtained from the UPS standards IEC 62040-2 and IEC 62040-3. The standard IEC 62040-3 considers three UPS classes: passive stand-by, double conversion and line-interactive. The passive stand-by class has separated rectifier and inverter, and the critical loads are preferably fed by the grid, but the power quality can be compromised during transfers. The most applied class for high power UPS is the double conversion, which has separated DC-AC and AC-DC converters. The loads are continuously fed by the

A

revisão da resolução 482 da ANEEL, em curso no Brasil, permitirá a instalação e uso de inversores fotovoltaicos híbridos. Diferentemente de inversores conectados à rede convencionais, esses inversores híbridos permitem o armazenamento de energia em baterias e podem suprir cargas críticas ou até uma instalação elétrica completa quando há falta da rede elétrica. As baterias permitem o fornecimento de energia contínua para a carga durante dia e noite, 16 RBS Magazine

Leandro Michels michels@gepoc.ufsm.br Universidade Federal de Santa Maria,

Grupo de Eletrônica de Potência e Controle

DC-AC converter, so the power quality is assured with no interruption during transfers. The line-interactive class has a single bidirectional DC-AC converter, hence its costs are reduced. Another advantage of this class is that it can have internal or external grid disconnection switch, which brings advantages for electrical installation. A disadvantage of this class is that, as the passive stand-by class, power quality during transients can be compromised. When applied to hybrid PV inverters, we concluded that the double conversion and line interactive classes have the greatest commercial potential. The double conversion class will possibly be applied where high availability and reliability demanded, or where the grid has poor power quality. Possible applications are hospitals, data centers and rural electrification. Finally, the line-interactive class will possibly be the most adopted for general applications, such as household, industrial, and commercial, where reliability, availability or power quality requirements are not critical.

mesmo com a intermitência ou ausência da geração fotovoltaica.

listados os principais requisitos necessários para operar nestas três condições de operação. Nesta Inversores híbridos tabela também são listadas operam em três modos as características dos inde operação relacionados versores fotovoltaicos onà conexão com a rede: 1) grid e off-grid, bem como como um inversor conec- das fontes ininterruptas tados à rede convencional de energia (UPS - Uninin(on-grid), fornecendo cor- terruptible Power Supply), rente à rede elétrica; 2) conhecidos popularmente como um retificador para no Brasil pela denominação carregar as baterias pela no-break. Pelas suas caracrede elétrica; e 3) como terísticas, constata-se que um inversor autônomo os inversores híbridos não (off-grid) que fornece ten- são caracterizados como a são às cargas prioritárias. união entre inversores coNa Tabela 1, pode-se ver nectados à rede e de inver-


autônomo, como apresentado na Figura 1(a). Essa classe de UPS não é normalmente adotada comercialmente para inversores híbridos, pois apresenta o custo do retificador adicional sem apresentar vantagens técnicas e econômicas em relação às topologias de dupla conversão ou interativa com a rede.

tensão opera como um inversor de UPS convencional. Essa classe apresenta a vantagem de a tensão e frequência da carga serem independentes da rede, o que garante qualidade e confiabilidade no fornecimento de energia. Além disso, a operação contínua do inversor conectado às cargas garante a ausência de transições durante mudança de modo conectado à rede para autônomo. Uma desvantagem dessa classe é que a energia que alimenta as cargas prioritárias é processada por dois conversores estáticos, reduzindo a eficiência do sistema. Para aumentar a confiabilidade diante de uma falha nos conversores, estas UPSs normalmente apresentam uma chave de by-pass entre entrada da rede e saída. Para inversores híbridos, a chave de by -pass pode ser usada para o mesmo objetivo como também para aumentar eficiência de conversão durante condições de operação normal.

UPS da classe de dupla conversão apresentam um conversor CA-CC (retificador) separado do conversor CC-CA (inversor), sendo que o retificador é dimensionado para a potência nominal do sistema, e o inversor opera de maneira contínua. O inversor fotovoltaico híbrido relacionado com essa classe de dupla conversão é apresentado na Fig. 1(b). Como se pode observar, ao invés de apresentar retificador na conexão com a rede, o inversor híbrido apresenta um conversor CC/CA bidirecional, funcionando como inversor e retificador. Para conexão das cargas, o inversor de

Por fim, UPS da classe interativa com a rede apresenta um único conversor CC-CA bidirecional, que opera como retificador e inversor. Um indutor Z pode ser opcionalmente adicionado junto à chave de desconexão da rede para limitar a corrente de curto circuito e reduzir a distorção harmônica da corrente injetada na rede. Inversores fotovoltaicos híbridos dessa classe são apresentados nas Figuras 1(c) e 1(d). Essa classe é largamente adotada para inversores fotovoltaicos híbridos comerciais. A Figura 1(c) apresenta um tipo de inversor híbrido da classe

Tab. 1. Requisitos de inversores híbridos em relação aos presentes em inversores fotovoltaicos on-grid, inversores fotovoltaicos para sistemas off-grid e UPS

* A frequência de operação depende da classe de UPS. É fixa na classe de dupla conversão, e variável nas outras classes.

sores fotovoltaicos autônoEm relação à UPS, pomos, mas sim como a união dem-se adotar as normas de inversores conectados à IEC 62040-2 e IEC 62040-3 rede e UPS. para o funcionamento adequado em modo off-grid e Normas específicas durante transferências enpara inversores híbridos tre os modos conectado à ainda não foram desenvol- rede e autônomo. Destacavidas, uma vez que esta se que a norma IEC 62040tecnologia é ainda insipien- 3 também divide as UPSs te. Entretanto, uma vez em três classes: espera que os inversores híbridos passiva (passive stand-by), unem características de in- dupla conversão (doubversores fotovoltaicos co- le conversion) e interativa nectados à rede e de UPS, com a rede (line interactipodem-se adotar normas e ve). Estas classes podem requisitos relativos a essas ser estendidas a inversores duas tecnologias. híbridos, como apresentado na Figura 1. As normas brasileiras relativas a inversores fotoEm UPS da classe de esvoltaicos conectados à rede pera passiva, as cargas são são a NBR 16149 e NBR IEC preferencialmente alimen62116. Essas normas são tadas pela rede, e o inverimportantes para que o in- sor de saída (CC-CA) opera versor seja compatível com somente quando há falta a rede, sua conexão seja da rede elétrica. Um retifisegura e que a corrente in- cador na entrada da rede jetada na rede apresente (CA-CC) carrega as baterias qualidade mínima. Além com potência reduzida. Um disso, é importante que o inversor fotovoltaico híbriequipamento atenda à IEC do dessa classe apresen62109-1 e IEC 62109-2 para taria o inversor operando que seja seguro para o usu- tanto em modo conectado ário. à rede quanto em modo

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interativa com a rede em que as saídas para a rede e cargas são separadas. A vantagem dessa configuração é que todas as chaves de desconexão são integradas no equipamento. Já a Figura 1(d) apresenta um tipo de inversor híbrido que apresenta uma única saída para rede e cargas. Essa configuração necessita de uma chave externa para desconectar da rede, normalmente instalada junto ao quadro de distribuição da residência. Além disso, o inversor deve medir externamente a tensão da rede elétrica para detectar o retorno da rede enquanto opera no modo off-grid.

Tab. 2. Comparação entre as classes de UPSs aplicadas próximas ao inversor, ina inversores fotovoltaicos híbridos versores com a chave de desconexão interna podem ser mais adequados. Entretanto, caso as cargas prioritárias sejam distribuídas em diversos locais afastados do inversor, a chave de desconexão externa pode ser mais adequada. Nesse caso, essa chave de desconexão externa pode ser instalada junto quadro de distribuição, juntamente com ¹ Na classe interativa com a rede, a amplitude da tensão pode ser controlada a medição de tensão da caso o indutor Z seja adicionado e o conversor seja controlado para operar como filtro ativo. rede. Independente da for- ² A qualidade da energia durante transferências depende do tipo de chave de ma de instalação, esta cha- desconexão e das estratégias de controle e comando. ve deve ser dimensionada e testada em conjunto com dupla conversão apresenta tensão prologado e conseo inversor híbrido. independência da tensão quente desligamento das da rede e das cargas. Se não cargas prioritárias. A Tabela 2 apresenta a for empregada uma chave comparação entre as clas- de by-pass, não é possível Finalmente, analisando A escolha entre inver- ses de UPS, aqui aplicadas existir curto-circuito entre as classes de UPS aplicadas sores híbridos com chave para inversores híbridos. A rede elétrica e saída do aos inversores híbridos, pode desconexão da rede in- classe de espera passiva é a inversor que alimenta as de-se concluir que as clasterna ou externa deve le- menos vantajosa das três, cargas, o que torna mais ses de dupla conversão e var em conta a instalação pois apresenta como van- simples a proteção contra interativa com a rede são elétrica do local de insta- tagem apenas a eficiência curtos-circuitos. Além dis- as que apresentam maior lação. Se as cargas priori- em relação à classe de du- so, a qualidade de energia aplicação comercial. A clastárias forem concentradas pla conversão. A classe de às cargas não é deteriorada se de espera passiva produrante transferência dos vavelmente não apresenta modos on-grid para off- aplicações relevantes. A grid, pois os conversores classe de dupla conversão CC/CA conectados à rede e possivelmente será aplicaà carga são independentes. da onde se deseja elevada Entretanto, isso eleva os confiabilidade e disponibicustos do sistema. lidade de energia, ou onde a rede apresenta reduzida A classe interativa com qualidade de energia. Visa rede apresenta um único lumbra-se potencias de conversor CC-CA, o que re- mercado para aplicações sultaria em menor custo. em hospitais e data-cenContudo, a segurança da ters, que necessitam de conexão com a rede é mais elevada confiabilidade de crítica, pois a rede e a saída energia, e aplicações rurais para as cargas são separa- onde a qualidade da enerdas unicamente pela chave gia é precária. Finalmente, de desconexão da rede S1 acredita-se que a classe da Figura 1. A desconexão interativa com a rede será dessa chave deve ser garan- possivelmente a mais adotida durante a transferência tada para aplicações gerais Fig. 1 – Classes de inversores híbridos: (a) espera passiva – do modo conectado à rede tais como residências, cocom um retificador CA-CC para carga de baterias e um inversor CC-CA para conexão à rede e alimentação das cargas; (b) para modo autônomo. Du- mércio e indústria em gedupla conversão – com dois conversores CC-CA e saída para rante as transferências, é ral, onde os requisitos de rede e cargas independentes; (c) interativa com a rede – com único conversor CC-CA com comutação da saída para rede e importante que o sistema confiabilidade ou qualidade controle seja eficaz para de de energia não são tão cargas; (d) interativa com a rede – com único conversor CCCA e única saída para rede e cargas. evitar um afundamento de críticos. ▪

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METODOLOGIA PARA PROJETO DE MICROGERAÇÃO FOTOVOLTAICA Thiago Mendes Germano Costa thiagomgc18@gmail.com

Bacharel em Eng. de Controle e Automação / Mestre em Engenharia Elétrica UFMGEspecialista em Energia Solar Fotovoltaica Palavras-chave: Resolução Aneel 482/2012, Microgeração.

INTRODUÇÃO

a 100 kW e inferior a 1 MW, limite regulatório (ANEEL, 2012). Os limites A Resolução Normativa 482/2012 citados foram revistos recentemente (REN-482) foi o início da criação do para 75 kW e 5 MW (3 MW para fonte marco regulatório importante para o hídrica) respectivamente pela Resodesenvolvimento de fontes renová- lução Normativa 687 de 2015. veis no Brasil em sistemas de pequena escala. Apesar de ter sido publicaPara instalar um sistema de geda em Abril de 2012, a norma obteve ração distribuída (GD), o consumidor vigência somente em Dezembro do precisa aderir ao sistema de compenmesmo ano. A partir desta data, os sação de energia (netmetering). Esta sistemas de geração que utilizam poderá ser autoconsumida ou, caso a fontes renováveis como solar, eóli- geração exceda o consumo, exportaca, hídrica e biomassa obtiveram o da em sentido à rede elétrica. A didireito de injetar energia em parale- ferença entre o montante de energia lismo constante com a rede elétrica consumida e injetada é medido e ao das concessionárias de distribuição final do mês de faturamento o conelétrica do país. A resolução também sumidor paga somente a diferença criou os conceitos de microgeração, entre o consumo e geração. Não exissistemas com potência instalada in- te compra e venda de energia, o que ferior a 100 kW e minigeração, siste- deveria evitar, na prática, a incidência mas com potência instalada superior de ICMS (Imposto sobre a Circulação 20 RBS Magazine

de Mercadorias e Serviços) sobre a parcela de energia gerada. Com o custo dos sistemas de geração diminuindo e o preço da energia elétrica subindo, em um primeiro momento, a ideia de possuir um sistema de geração parece bem interessante para o consumidor ordinário, uma vez que este pode se tornar “independente” da energia da concessionária e controlar o seu custo de energia por um longo período de tempo. Desde a implementação da REN482 a fonte que se mostrou mais apta a expansão no mercado brasileiro é a solar fotovoltaica. Os sistemas fotovoltaicos possuem instalação de baixa complexidade técnica e uma oferta crescente de equipamentos


Unidos já superava 12 GW, ocupando o terceiro mercado mundial, superando inclusive de Itália e Alemanha em potência instalada naquele ano (IEA, 2014). METODOLOGIA PARA AVALIAÇÃO DE PROJETOS DE MICROGERAÇÃO FOTOVOLTAICA

Figura 1 - Evolução do mercado fotovoltaico global entre 2000-2014, (SPE, 2015).

no Brasil e no mundo de forma geral. Porém, devido à instabilidade regulatória e comercial no cenário brasileiro, vendedores de equipamentos e integradores de todas as regiões do país têm dúvidas quanto ao real potencial de crescimento no ambiente de geração distribuída. A tendência é de crescimento. O difícil é prever com qual taxa e por quanto tempo se sustentará. No cenário mundial, a história recente mostra que uma forte dependência de incentivos pode levar a um mercado irreal. O clímax do mercado europeu ocorreu em 2011 com a instalação de aproximadamente 22 GWp fortemente impulsionado pelos benefícios (feed-in tariff ou FIT) ofertados por países como Itália e Alemanha. Em menos de dois anos o mercado Europeu reduziu pela metade devido a crises econômicas e cortes orçamentários para bancar os subsídios do setor solar. Ao mesmo tempo a China, principalmente visando consumir boa parte do seu estoque de módulos, alterou sua política quanto às instalações e se tornou o principal player mundial com a marca de 11 GWp de instalações em 2013. A Figura 1 mostra a potência acumulada por região global entre os anos de 2000 a 2014. Olhando por esta perspectiva, a escolha do regulador brasileiro pelo net-metering se torna mais atraente para o crescimento sustentável da tecnologia, à medida que a fonte pre-

cisa competir com outras em condições de igualdade. Boa parte dos EUA aderiram a este formato de incentivo, que aliado com políticas anti-dumping de módulos chineses permitiu a expansão de fábricas e alimentou a indústria deste segmento no país. O sucesso americano também advém de políticas de financiamentos para a aquisição de equipamentos e iniciativas de alguns estados no sentido de aumentar a oferta de energia renovável em sua matriz elétrica. Em 2013, a capacidade instalada, nos estados

O projeto de um sistema fotovoltaico irá invariavelmente passar por diversas etapas desde a decisão inicial do investidor até a sua completa execução. As atividades presentes no fluxograma mostrado na Figura 2 partem do pressuposto que o agente investidor está disposto a realizar o empreendimento e somente irá parar em caso de inviabilidade técnica ou comercial. Conforme ilustrado no fluxograma, algumas etapas possuem pontos de decisão podendo ser reprovados conforme o resultado da ação anterior. Caso os estudos de viabilidade técnica ou comercial retornem com fatores limitantes, a proposta comercial deverá ser revista no sentido de cobrir a deficiência. Cabe ressaltar

Figura 2 - Fluxograma de atividades de um empreendimento fotovoltaico. RBS Magazine

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Figura 3 - Aspectos de avaliação técnica.

que os estudos podem tanto ser realizados pelo integrador ou por um consultor independente. Obviamente, caso os estudos sejam feitos pelo próprio integrador, o investidor deve dispor de meios de avaliar os resultados das análises. Atestada a viabilidade do empreendimento conforme premissas discutidas com o investidor, o agente integrador deverá proceder para a execução do projeto do SFCR e posteriormente solicitação de acesso na concessionária local. A concessionária é responsável por avaliar tanto o projeto, como a instalação no momento da vistoria. Nesta última, a concessionária poderá reprovar uma instalação somente por critérios que influenciem a rede, como por exemplo, a falta de um elemento de proteção. Critérios de desempenho não são avaliados pela concessionária,

cabendo ao investidor, assessorado ou não por um consultor, criticar os resultados finais obtidos em cada etapa. As etapas de Análise Técnica e Comercial precedem a compra do sistema. Um bom estudo de viabilidade técnica pode simplificar a execução do projeto de sistema fotovoltaico uma vez que avalia diversos aspectos comuns a ambas as etapas. A Figura 3 sintetiza os principais aspectos a serem avaliados durante a etapa de avaliação técnica e classifica seu impacto em três categorias: baixo, médio e alto. Como todo investimento, os sistemas fotovoltaicos precisam ser rentáveis. Neste sentido, o custo do investimento, tempo de retorno, operação e manutenção devem ser bem equacionados.

Diferentemente do modelo FIT, o sistema de compensação de energia não irá remunerar o microgerador pela energia gerada em dinheiro. O que implica que toda a receita do investimento advém somente da economia gerada pelo sistema no ponto de aplicação. Dessa forma, questões como previsibilidade de consumo, destino dos créditos acumulados e custo de disponibilidade devem ser levados em consideração na hora de avaliar o fluxo de caixa. É preciso reconhecer que o sistema de compensação não é atrativo para todos os consumidores. Tendo em mente somente os consumidores de BT, pode-se inferir que existe um valor de equilíbrio onde o custo do sistema seja atrativo para a quantidade de energia injetada. Isso advém do fato que quanto menor a energia consumida passível de ser compensada, menor será o sistema. Porém, sistemas de pequeno porte na faixa de 1 a 3 kW possuem custo consideravelmente elevado em relação ao montante de energia que produzem. Outro ponto que precisa ser levado em consideração é o custo de disponibilidade. A cobrança da taxa mínima pode inviabilizar a instalação em uma residência de baixo consumo (< 200 kWh). Conforme evidenciado na Figura 4, supondo um consumidor trifásico com consumo mensal médio de 200 kWh por mês, a geração ideal máxima será a diferença entre a média do consumo e o custo de disponibilidade, neste caso a geração não pode exceder metade do valor gasto de energia sob o risco de ser tarifado sempre na tarifa mínima. A preocupação com o custo de disponibilidade é exclusiva de consumidores de BT, microgeradores de forma geral. Para consumidores de MT, a tarifa cobrada é binômia, portanto a parcela mínima referente à remuneração da rede de distribuição será a demanda contratada.

Figura 4 - Exemplo de como o custo de disponibilidade afeta a viabilidade econômica do empreendimento.

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O mercado brasileiro está em formação e vários pontos da regulamentação ainda precisam de ajustes.


Os impostos presentes na tarifa de energia podem representar até 40% da tarifa aplicada ao consumidor No entanto, cabe destacar a conquista obtida recentemente pelo setor a respeito da retirada da cobrança de impostos na energia compensada. O convênio CONFAZ 16/2015 apesar de não retirar a cobrança do ICMS de imediato dos estados, faculta aos mesmos conceder a isenção do ICMS sobre as operações de compensação de energia. Até o momento os

estados de Goiás, Pernambuco, São Paulo, Rio Grande do Norte, Ceará e Tocantins aderiram ao mesmo. O Estado de MG, desde 2013 possui uma legislação própria autorizando a isenção. Os tributos federais PIS e COFINS também foram reduzidos a zero pela Lei 13.169 publicada em outubro de 2015. Na prática, nos estados que já contam com a isenção do ICMS, a energia consumida irá possuir o mesmo valor monetário da energia compensada. Os impostos presentes na tarifa de energia podem representar até 40% da tarifa aplicada ao consumidor. Após as análises técnica e comercial, procede-se com a execução do projeto energético e elétrico da usina de geração. Os projetos podem ou não ser auxiliados por software, o que na prática leva a números mais confiáveis. O projeto elétrico necessita seguir as normas da concessionária acessada além das normas de instalação elétrica vigentes. A etapa de instalação deve ser realizada pre-

ferencialmente por uma empresa capacitada e com boa experiência de mercado. Tipicamente após um ano de operação é possível verificar se os principais índices de viabilidade foram atingidos e se o projeto foi executado de forma satisfatória. Cabe ainda ressaltar que os aspectos econômicos podem variar de acordo com flutuações da política energética empregada pelo governo. CONCLUSÕES Este artigo sintetiza uma metodologia para avaliação de projetos de microgeração fotovoltaica no contexto brasileiro baseado na Dissertação de Mestrado homônima defendida em 17 de Dezembro de 2015 na UFMG pelo autor. O texto completo pode ser baixado diretamente no site do Programa de Pós Graduação em Engenharia Elétrica da Universidade Federal de Minas Gerais <www.ppgee.ufmg.br>. ▪

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O MERCADO DE ENERGIA

Marina Meyer Falcão

Coordenadora da área de Energia sócia do escritório Marcelo Tostes Advogados, Co-autora do Livro Direito de

Energia & Áreas Afins, Membro da Comissão de Energia da OAB-MG, bem como da Câmara de Petróleo e Gás e da Câmara de Energias Renováveis da Federação das Indústrias do Estado de Minas Gerais – FIEMG, Ex Superintendente de Energia de Minas Gerais e Ex Secretária Executiva do Comitê Mineiro de Petróleo e Gás.

ABSTRACT The Free Energy Market and the Smart Grids Free energy market has attracted several companies that aim to reduce their cost of electricity. In this model, the price of energy is on average 40% (forty percent) cheaper than the amount sold to the regulated energy market, in which the price is the value stipulated by the utility that distributes energy. Already participating consumers form the free market, where they can buy their energy needs through bilateral contracts, in which the commercial terms (price, quantity and time) are freely negotiated between the parties The era of smart grid brings the concept of interaction between sources of generation and distributed storage of energy, which today are connected directly to the network or the energy-intensive units. The model goes beyond changes in the distribution, and also covers the generation and transmission of energy systems.

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tualmente, o ambiente denominado “mercado livre de energia” tem atraído diversas empresas que almejam a redução dos seus custos com a energia elétrica. Nesse modelo, o preço da energia é em média 40% (quarenta por cento) mais barato que o valor vendido pelo chamado mercado cativo (mercado regulado de energia – no qual o preço é o valor estipulado pela concessionária que distribui a energia). Já os consumidores participantes do ambiente de contratação livre (ACL) compram suas necessidades de energia em contratos bilaterais, nos quais as condições comerciais (preço, quantidade e prazo) são livremente negociadas entres as partes. Nesse contexto, importante analisarmos as regras de comercialização do mercado de energia elétrica, que foram regulamentadas em 2004 pelo Decreto Nº 5.163.


A norma detalha as condições gerais de negociação do ambiente de contratação regulada (ACR) – com a obrigatoriedade de participação dos distribuidores – e do ambiente de contratação livre (ACL). O decreto especifica também os leilões de energia elétrica (proveniente de empreendimentos novos e existentes), o processo de outorga de concessões, as autorizações de geração de energia elétrica, bem como o repasse dos valores de compra de energia às tarifas dos consumidores finais.

elétrico, a tecnologia do smart grid permitirá ao consumidor a oferta de novas tarifas, produtos, serviços e canais de comunicação. Fator fundamental na aplicação das redes inteligentes refere-se às enormes perdas de energia que as concessionárias sofrem constantemente. Contudo, os sistemas inteligentes, criados para se evitar as fraudes e permitir que as concessionárias de energia e os consumidores tenham uma ferramenta eficiente para administrar sua oferta e consumo de energia, a sua correta e imediata implantação irá solucionar essa questão.

Dessa maneira, de forma a sistematizar os principais objetivos do modelo estabelecido para o setor elétrico brasileiro, buscou-se promover a sua expansão, a universalização de seus serviços, a modicidade tarifária, de preSeguramente o sistema de redes inteligentes (smart ços e a segurança de suprimento. grid) é o futuro da distribuição de energia no Brasil, uma vez que ele reúne os avanços tecnológicos do setor, aliado No entanto, é importante analisar a legislação aplicá- as melhores práticas em termos econômicos e ambienvel ao mercado livre, uma vez que não são todas as em- tais. Isso principalmente porque possibilita um aproveipresas que podem migrar do mercado cativo para o de tamento mais adequado da infraestrutura existente e esenergia livre. O consumo mínimo para se habilitar ao mo- timula o aumento da eficiência energética no consumo. delo diferente e não regulado é o de 500 KW. E o Período de carência também deve ser analisado pelo empresário, O modelo vai além de mudanças na distribuição, e pois o mesmo deve ficar atento com o prazo de retorno abrange também os sistemas de geração e transmissão para o modelo cativo, que não é imediato. Após a migra- de energia. Prevê ainda o uso de sistemas de geração de ção, as distribuidoras não são obrigadas a aceitar de volta energia local (em pequena escala) e o gerenciamento o negócio, no padrão regulado, antes de cinco anos. do consumo. Os sistemas de microgeração e minigeração (conforme estabelecem as Resolução nº 482 e 687 Outro aspecto a ser considerado para a moderniza- da Aneel) envolvem também o uso de redes inteligentes ção do mercado de energia é a inserção das redes inteli- como por exemplo: pequenos geradores a gás, a própria gentes na matriz energética do Brasil. A era do smart grid energia solar e até mesmo pequenas turbinas eólicas traz o conceito de interação entre as fontes de geração e para abastecer residências, condomínios ou empresas. armazenamento distribuídos de energia, que hoje estão Além de garantirem o fornecimento de eletricidade, os conectados diretamente na rede ou nas unidades consu- sistemas inteligentes podem, dependendo da tecnologia midoras de energia. Além de ganhos exponenciais a se- usada, fornecer outras utilidades, como água quente e ar rem alcançados entre diferentes elementos do sistema refrigerado. ▪

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Uma Discussão quanto a Inserção de Sistemas Fotovoltaicos em Redes Elétricas – Um Estudo de Caso

Thiago Mendes Germano Costa Departamento de Engenharia Dya Energia Solar/Tecnometal Belo Horizonte, Brasil thiago.costa@dyasolar.com.br

Resumo — Este trabalho apresenta um estudo de caso de projeto de usina fotovoltaica caracterizada como minigeração nos moldes da Resolução 482 ANEEL 2012 no Galpão do CPH – Centro de Pesquisas Hídricas, UFMG. Serão abordados os aspectos principais do projeto energético e os requisitos de conexão exigidos pela concessionária de energia do estado de Minas Gerais. O estudo de caso pretende servir de base para a execução de projetos semelhantes em outros locais. Palavras Chave – Minigeração, Sistemas Fotovoltaicos, Resolução Normativa 482 da ANEEL, Projeto de Sistemas em Tetos de Edificações.

Márcio Eli Moreira Souza Gerência de Desenvolvimento e Engenharia de Ativos de Distribuição CEMIG Belo Horizonte, Brasil mzousa@cemig.com.br

I. CONTEXTUALIZAÇÃO HISTÓRICA O Brasil possui uma vasta capacidade de geração de energia limpa através de recursos hídricos, eólicos, solar e outras fontes renováveis. Indubitavelmente a fonte hídrica é a melhor aproveitada sendo a matriz de Energia Elétrica Brasileira composta por mais de 60% de recursos hídricos com mais de 85 GW de usinas em operação [1]. Historicamente o cenário energético após 2001 tem mudado pouco a pouco até a configuração atual. Após o racionamento de junho de 2001 até fevereiro de 2002, nos anos seguintes foram contratadas cada vez mais usinas térmicas em proporção às hidroelétricas. As usinas térmicas, apesar de garantirem fisicamente a energia, são usinas poluidoras e estão na contra mão do desenvolvimento de energia mundial que cada vez mais foca no quadrante das renováveis. DYA Energia Solar, CEMIG e UFMG

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Buscando diversificar a matriz de energia elétrica, em 2004, o governo brasileiro iniciou o programa PROINFA (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica). Participaram do programa as PCHs (Pequenas Centrais Hidroelétricas) e usinas térmicas à biomassa, porém nenhuma delas obteve o mesmo sucesso que as usinas eólicas. Após o PROINFA, os leilões de reserva dos anos subsequentes abriram o espaço para a energia eólica se consolidar e fomentaram a base de desenvolvimento da cadeia nacional de fornecedores desta tecnologia. Hoje o Brasil já caminha para a instalação de 10 GW de usinas eólicas, sendo mais de 2 GW já em operação em 103 usinas [1].

Selênio Rocha Silva Depto. Engenharia Elétrica UFMG Belo Horizonte, Brasil selenios@cpdee.ufmg.br

até 1 MW para consumidores do Mercado Cativo que desejem participar do sistema de compensação de energia [2]. A Resolução traz ao setor de energia os conceitos de Microgeração e Minigeração e possibilita que consumidores se tornem geradores, fazendo com que a geração distribuída de baixa potência seja uma realidade. Este mercado no Brasil ainda é novo e desconhecido, porém, possui um enorme potencial de crescimento principalmente para a fonte solar fotovoltaica, tendo em vista que é a que melhor se adapta nas edificações brasileiras de um modo geral.

Mais recentemente, a energia solar fotovoltaica e heliotérmica foram incluídas nos Leilões A-3 e A-5 de 2013, porém, informações Em 2012, a energia so- específicas ainda devem lar e demais fontes renová- ser publicadas no Edital do veis de energia receberam Leilão a ser divulgado pela um impulso regulatório im- ANEEL. Apesar da possibiportante com o advento da lidade de contratação de Resolução Normativa ANE- projetos fotovoltaicos nesEL 482/2012 permitindo a te leilão ser pequena, acreconexão de geradores com dita-se que este já seja um


los, a WEG e a CP Eletrônica (agora Schneider Electric), no desenvolvimento de inversores. Citam-se os dois equipamentos, pois são os principais de um sistema fotovoltaico conectado à rede. A indústria fotovoltaica manteve-se forte na Europa e China graças à utilização de tarifas Premium impostas pelo sistema “feDo ponto de vista tec- ed-in” em vários países da nológico, a cadeia de forne- Europa. Este foi o mesmo cedores de equipamentos mecanismo que causou um e materiais para sistemas estouro na produção munfotovoltaicos data do início dial de módulos devido dos anos 80. Vários proje- a extrema viabilidade de tos fotovoltaicos foram de- qualquer sistema instalado senvolvidos no Brasil para à época. Com o começo da aplicações fora da rede (“off-grid”) e consequentemente com utilização de baterias para acumulação. O destaque nessa área fica com o setor de telecomunicações e programas de iluminação e universalização de energia como o programa Luz para Todos. O Brasil já nos anos 80 chegou a ser um grande player na fabricação de células e módulos fotovoltaicos através de empresas pioneiras no setor como a Heliodinâmica. Entretanto, apesar das condições favoráveis, novas fábricas não apareceram no crise na Europa em 2008, mercado principalmente essa tarifa foi eliminada devido ao custo da tecno- em quase todos os países, logia e altos investimentos mantendo-se com patamares menores basicamennecessários. te na Alemanha, Áustria e Atualmente o Brasil, Itália. Outros países como devido principalmente ao Espanha e Portugal dimidesaquecimento do mer- nuíram sensivelmente os cado europeu, atrai uma benefícios. grande quantidade de proAinda hoje, os paídutores de módulos e inversores. Apesar da grande ses asiáticos dominam o quantidade de produtos mercado de produção de chineses e mesmo euro- módulos fotovoltaicos e a peus depreciados, algumas custos cada vez menores empresas investem na pro- porém, os efeitos dos subdução nacional e existem sídios do governo para sua exemplos como a Tecnome- indústria estão sendo sental, na fabricação de módu- tidos. A Suntech, uma das importante passo para o desenvolvimento da fonte no país. Nenhum dos dois eventos acima são comparáveis ao PROINFA em termos de benefícios, mas indicam que cada vez mais a energia solar fotovoltaica ganha espaço e reconhecimento dos órgãos governamentais.

gigantes do setor, fechou as portas em 2013 e teve que ser recuperada pelo governo chinês. A Siemens, alegando prejuízos em anos seguidos, também deixou o setor. Essa situação se deve principalmente ao fato de haver o dobro de capacidade de produção de módulos fotovoltaicos no mundo em relação ao que foi instalado no ano de 2012 (dados oficiais de 2013 ainda não estão disponíveis [3]). Com os estoques repletos de mercadoria e com o mercado europeu em declínio, novos mercados estão sendo desenvolvidos, desta-

O Brasil já nos anos 80 chegou a ser

um grande player na fabricação de

células e módulos fotovoltaicos... cando-se Estados Unidos, Índia e China. A tendência no Brasil, assim como nos EUA (na maioria dos estados - uma vez que a tratativa varia de estado para estado), que adotaram o mesmo modelo de incentivo na Geração Distribuída – Netmetering ou sistema de compensação de energia, é uma aceleração menor e uma penetração da fonte na rede de média e baixa tensão das concessionárias mais controlada. Neste modelo, um primeiro passo no caminho para a viabilidade é

a paridade tarifária entre o valor economizado pela geração fotovoltaica e o custo da geração fotovoltaica. Tipicamente, tal situação é possível somente em consumidores residenciais e comerciais de pequeno porte. Entretanto, além da paridade é necessário verificar a viabilidade financeira dos empreendimentos. Por outro lado, as oportunidades geradas pelos Leilões A-3 e A-5 deste ano, que visam instalações fotovoltaicas de maior porte, poderiam incentivar o surgimento de novos produtores com fábricas de grande capacidade no Brasil atraindo financiamentos nacionais (hoje o Brasil possui a fábrica da Tecnometal como única fábrica nacional de módulos fotovoltaicos). Outros mecanismos como a contratação obrigatória da fonte em leilões específicos podem surtir o efeito necessário para acelerar este desenvolvimento. II. INTRODUÇÃO Para a viabilização dos projetos de sistemas fotovoltaicos considerando o mercado de Micro e Minigeração no Brasil é necessário entender não só o comportamento de preços, mas também é imperativo compreender como os aspectos técnicos influenciam no resultado final do sistema em termos de capacidade de produção de energia e confiabilidade. Torna-se essencial, proceder-se a uma análise tecnológica dos equipamentos disponíveis no mercado baseada em preços, qualidade e suporte local. Por último, é importante encontrar equipes especializadas para RBS Magazine

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instalação do conjunto de equipamentos capazes de atender aos requisitos do cliente e da concessionária que será acessada. Existem ainda os aspectos regulatórios envolvendo a conexão dos micro e minigeradores à rede que devem ser considerados. Neste trabalho, vamos nos ater somente à instalação de sistemas fotovoltaicos conforme os moldes da resolução 482 e módulo 3.7 do PRODIST homologados pela agência reguladora.

à rede. Assim, a unidade consumidora deve conter algum meio de desconexão física entre o ramal de ligação e o ramal de entrada, normalmente uma chave seccionadora acionada sob carga [8].

Um sistema deverá sempre buscar um compromisso entre vários fatores para garantir sua rentabilidade. Mesmo em um local com elevados índices de irradiação, como o Brasil, sistemas mal instalados irão ter desempenho pobre A concessionária como e consequentemente não administradora das redes terão viabilidade financeide distribuição precisa ga- ra. Para este trabalho, será rantir que as centrais co- utilizado um exemplo de nectadas em sua rede não impactarão negativamente a qualidade da energia de outros consumidores, bem como garantir segurança operacional para suas equipes de campo. Sistemas conectados à rede devem atender a um rigoroso critério de anti-ilhamento para garantir que a rede não estará energizada em um evento de manutenção [4], [5] e [6]. A microgeração ou minigeração com interface à rede via inversores estáticos (caso aplicação envolvendo um dos sistemas fotovoltaicos) projeto de instalação na normalmente agregam Universidade Federal de esta funcionalidade de pro- Minas Gerais. Serão apreteção a estes equipamen- sentadas as decisões de tos, sendo a redundância projeto baseadas em critédesnecessária para micro- rios práticos adotados pelo geração [8]. Já para siste- projetista do sistema. mas que não se conectam via inversores é necessário O sistema projetado algum outro mecanismo, será instalado na cobertura tipicamente um relé que do Galpão do CPH (Centro implemente as funções de de Pesquisas Hídricas). A sincronismo (função ANSI metodologia aplicada con25), sub e sobrefrequência siste na determinação do (81 O/U) e sub e sobre- projeto energético, na estensão (27 e 59) [7]. A re- colha do local de instalação gulamentação exige uma dos módulos com base em redundância para garantir modelagem 3D auxiliada a desconexão do gerador por software e análise re-

gulatória da interface com PR é uma figura de mérito a distribuidora. do sistema que permite a comparação entre sistemas III. PROJETO ENERGÉTICO independente da abundância do recurso solar da reO projeto energético gião. O PR é fundamental consiste na determinação para o cálculo da estimado potencial de geração de tiva de geração e pode ser energia de uma determina- dado por: da instalação. Para enconPR = YF / YR. (1) trar uma estimativa de geração de energia é preciso YF é a produtividade fiuma base de dados de irradiação confiável e um al- nal do gerador e YR a progoritmo ou simulador para dutividade de referência. O calcular o valor de energia PR é adimensional e indica produzida. Normalmente o quão bem um sistema os algoritmos ou simulado- aproveita sua energia disres são utilizados para cal- ponível. Sistemas com PR cular com precisão as per- da ordem de 0,60 a 0,80 das envolvidas no sistema na micro e minigeração são e modelar o processo de considerados bons sistemas, mas sistemas considerados ótimos possuem PR acima de 0,75 [9].

Um sistema deverá sempre buscar

um compromisso

entre vários fatores para garantir sua rentabilidade

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conversão de energia pelos módulos fotovoltaicos. É levada em consideração a posição de instalação do módulo, sombreamento devido a obstáculos próximos e distantes, temperatura de operação, parâmetros elétricos dos módulos, parâmetros elétricos do inversor, entre outros. Depois de contabilizadas todas as perdas encontra-se a produtividade final do gerador. Dividindo-se a produtividade final pela produtividade de referência (sem as perdas) obtém-se a “taxa de desempenho” ou “Performance Ratio” (PR). O

Em relação à base de dados, é importante ressaltar que os bancos de dados podem ser baseados em dois tipos de medição: feitos localmente por uma estação solarimétrica/ meteorológica ou modelados através de imagens de satélites. As imagens de satélite são tratadas por um algoritmo que estima a irradiação total chegando ao horizonte. A melhor situação para qualquer projetista é encontrada quando se tem medições locais coincidentes com o local de instalação, visto que tanto a medição por imagens de satélites quanto a interpolação de dados de medição (de estações locais) produzem erros inerentes aos algoritmos utilizados. As medições locais ainda sofrem de problemas inerentes de qualquer medição, como erros de integração, medição, conversão de medidas, sensores, etc.


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Para estimar a produtividade final de energia neste trabalho, foram utilizados dados de satélites obtidos pelo INPE dentro do projeto SWERA (Solar and Wind Energy Resource Assessment). Os dados foram tratados pelo LABSOLAR (Laboratório de Energia Solar/Universidade Federal de Santa Catarina) e formaram a base do Atlas Brasileiro de Energia Solar publicado em 2006 [10]. Para um projeto genérico, uma vez que não existam dados confiáveis medidos no local de instalação, a escolha mais simples e direta é a utilização de dados de satélites em plataformas abertas como o SWERA.

sas Elétricas). Os dados de satélite foram obtidos do INPE (Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais) e da NASA (National Aeronautics and Space Administration), ambos são parte do projeto SWERA. Os dados dos satélites internacionais da NASA são considerados de baixa resolução, pois são calculados utilizando as médias para regiões de 100 x 100 km2 de área de extensão. Já os dados do INPE são para uma superfície menor, de 10 x 10 km2, e por isso são considerados de alta resolução. Os satélites responsáveis pelas imagens são diferentes para os dois casos assim como o período de observação. Os valores máximos e míniA título de compara- mos também variam sensição, na Tabela 1 são exibi- velmente entre as bases de dos os dados de GHI (Global dados. Horizontal Irradiance ou Irradiação Global Horizontal A diferença de valores dado em kWh/m2 por dia) entre os dados de satélite obtidos de três fontes dife- para a medição local rearentes, duas baseadas em lizada pelo CRESESB é da medições de satélite e uma ordem de 20%, porém, tipipara uma estação local de camente as diferenças enmedição em Belo Horizon- contradas comparando-se te retirados do portal do este tipo de dado com as CRESESB/CEPEL (Centro de medições locais apresenReferência para Energia So- tam diferenças médias da lar e Eólica Sérgio de Salvo ordem de 15%, confrontanBrito / Centro de Pesqui- do-se dados locais com os

obtidos pelo satélite conforme disposto em [10].

medição considerado, bem como dos equipamentos de medição utilizados em Em recente publicação cada estudo. a CEMIG através do programa de P&D ANEEL lançou Devido aos erros eno Atlas Solarimétrico de volvidos nas medições, vaMinas Gerais [11] - “Fig. 1”. riações entre os métodos e Este utiliza a medição em a própria sazonalidade do estações meteorológicas recurso solar é impossível de diversos centros de pes- ter um dado completamenquisa meteorológicas (IN- te confiável. De forma que, MET – Instituto Nacional de para locais onde não exisMeteorologia, INPE, entre tam medições locais extenoutros) para compor um sas o projetista poderá demapa de recurso solar de finir um critério próprio em Minas Gerais através de in- relação a qual dado utilizar. terpolação de valores, este É importante levar em contrabalho se assemelha ao sideração ainda que o reproduzido pelo CRESESB. curso solar não interfere no PR, ou seja, o mesmo não Os valores de irradia- determina a qualidade da ção global total (GHI) para instalação. Minas Gerais pelo método Por último, salienta-se avaliado em [11] revelam médias anuais em torno de que a decisão sobre qual 4,5 a 6,5 kWh/m2 por dia base de dados utilizar será para toda a extensão do mais de cunho econômico estado. Os valores da es- do que técnico. O recurtação de medição de Belo so solar é um parâmetro Horizonte apresentam mé- que afeta sensivelmente a dia de 5,0 kWh/m2 por dia viabilidade econômica de para a capital mineira, o um sistema, logo, quanto que se aproxima dos valo- maior a média considerares obtidos pelos satélites da, mais otimista é o cenádo projeto SWERA, mas di- rio encontrado. ferem consideravelmente da base de dados do CREO PR por sua vez é deSESB. Tal diferença se deve pendente da instalação em tanto devido ao período de si e suas características físi-

Tabela 1- Comparação Dados de Irradiação Solar diária média mensal e anual

Figura 1 - Atlas Solarimétrico de Minas Gerais. 32 RBS Magazine


cas. Em se tratando de micro e minigeração é quase impossível encontrar um telhado existente que seja ideal para a instalação de sistemas fotovoltaicos. Tipicamente o que se encontra são configurações com ângulos de azimute e inclinação inadequados. Além disso, os telhados quase sempre possuem elementos que fazem sombra nos módulos seja em uma parte do dia ou somente durante uma época do ano.

no azimute não são tão significativas quanto às diferenças na inclinação. Porém, apesar da diminuição da produtividade final entre a posição otimizada e as posições “possíveis”, não é recomendado corrigir a posição dos módulos em um telhado devido aos custos com infraestrutura e pela dificuldade adicional na instalação.

Os módulos fotovoltaicos são classificados em termos de sua potência noOs inversores normal- minal, ou potência em STC mente ficam em locais (Standard Test Conditions) abrigados e próximos aos correspondente a sua poQDC (Quadros de Distri- tência gerada para 1000 buição Central) e nem W/m2 incidentes a 25°C de sempre este local é perto temperatura de célula e 1,5 do centro de “gravidade” ATM de massa de ar. Para da geração (ponto físico cada unidade de °C acima que corresponde ao meio de 25°C o módulo fotovoldo arranjo fotovoltaico), o taico (considerando Tecque torna os circuitos em nologia c-Si) perde aproxicorrente contínua com- madamente 0,45% de sua pridos, aumentando-se as potência nominal. perdas. Fica evidente desta forma que sistemas de A temperatura de opemicro e minigeração não ração da célula irá variar alcançam altos índices de de acordo com o tipo de PR facilmente. Para o pro- instalação utilizada. Tipicajetista, dois critérios princi- mente módulos instalados pais devem ser levados em em suportes inclinados consideração na hora de livres de obstáculos em escolher a localização dos sua retaguarda operam módulos: sombreamento e na temperatura de NOCT temperatura. Os dois crité- (Normal Operation Condirios representam as maio- tions Temperature). Esta res perdas em sistemas fo- temperatura é informada tovoltaicos. pelo fabricante do módulo e varia de 43°C a 48°C de Outra fonte de perda acordo com as caracterísconsiderável, não é neces- ticas construtivas de cada sariamente uma perda, modelo. Em telhados, a mas sim o não aproveita- temperatura do módulo mento do recurso solar. pode subir consideravelIsso ocorre sempre que o mente podendo alcançar módulo não está em sua os 60°C em dias quentes e posição otimizada: ângulo ensolarados. Para efeitos de azimute igual a zero e dos cálculos de perdas do inclinação igual à latitude projeto energético, para do local de instalação. Em instalações em telhados é termos médios de produ- comum a utilização de 56°C ção de energia, diferenças como temperatura NOCT. 34 RBS Magazine

Já para instalações livres, utiliza-se o valor informado pelo fabricante do módulo independente da média de temperatura do local. Tipicamente para a microgeração e minigeração em telhado o investimento em infraestrutura (adaptações no telhado e estrutura metálica de sustentação) a mais para que o módulo trabalhe em temperaturas mais baixas ou para que sejam corrigidas as diferenças de azimute e inclinação não será recuperado. Desta forma, a menos que o sistema possua porte considerável (grandes potências na escala de MW) ou busque-se a máxima geração de energia, no projeto não serão tomadas medidas para melhorar o perfil de temperatura de funcionamento do sistema ou correções de inclinação e azimute. Cabe ressaltar que caso exista a possibilidade da instalação dos módulos em uma área livre, como uma laje ou terraço, esta deverá ter preferência em relação à área de telhados. Em uma área livre os módulos tipicamente estarão com a retaguarda livre e podem ser facilmente instalados com inclinação e azimute corretos.

existam sombreamentos entre módulos basicamente colocando-os todos no mesmo plano ou no caso de utilização da disposição em sheds. (sheds são linhas de módulos dispostas uma seguida à outra com uma distância definida) aumentando-se a distância entre as linhas de módulos consecutivas. Colocar os módulos no mesmo plano só é possível caso o telhado ou local de instalação seja contínuo e grande o suficiente. Já para instalações em sheds quando se aumenta a distância ou gap entre linhas consecutivas de módulos perde-se consideravelmente espaço de instalação. Mesmo que se evite o sombreamento mútuo entre os módulos, ainda existe a possibilidade de um objeto ou obstáculo como antenas de comunicação, árvores, caixas d’água sombrearem a superfície do gerador. Quanto maior a latitude, maior será o tempo em que o sol encontra-se “baixo” no horizonte e mais sensível a sombreamento devido a obstáculos próximos o sistema será.

O projetista do sistema deverá ter o máximo de informações sobre o sistema A perda por sombre- no momento da execução amento por sua vez não é do projeto energético prinum critério fácil de ser defi- cipalmente para delimitar nido ou mesmo modelado. as melhores áreas bem O projetista pode evitar que como para evitar áreas sus-

Figura 2 - Vista Satélite CPH – UFMG – Google Earth


ceptíveis a sombreamento. Uma ferramenta que auxilia o projeto e pode ser bem explorada durante a modelagem do sistema é o Google Earth. Sua interface permite a definição do norte geográfico, indica a localização exata da instalação, fornece medidas do perímetro da instalação bem como indica possíveis fontes de sombreamento. Para o projeto objeto do estudo de caso, é possível identificar pela imagem de satélite pontos de sombreamento (vide marcações “Fig. 2”) e as dimensões do local de instalação. As fotos tiradas durante visita ao local de instalação confirmam as observações feitas pela imagem de satélite – “Fig. 3”.

apresenta a modelagem do Galpão do CPH. O efeito de arco é alcançado pela disposição de telhas em inclinações diferentes – esta disposição foi parcialmente modelada pelo software e discretizada em dez posições com inclinações diferentes. De imediato é possível identificar a melhor posição para instalação que será a face nordeste que apresenta a inclinação mais próxima possível da latitude de Belo Horizonte. Esta posição foi chamada de Posição 1 e possui o melhor aproveitamento de recurso solar possível. As outras posições de 2 a 6 foram O telhado do CPH pos- enumeradas em ordem sui formato de arco for- decrescente de aproveitamando duas águas – nor- mento de recurso solar. As deste e sudoeste. A “Fig 4” posições 7 e 8 apesar de possuírem uma área com capacidade interessante do ponto de vista energético, são descartadas devido à presença dos exaustores (fontes de sombreamento muito próximas) e pela dificuldade de manutenção – se os módulos ficarem na mesma inclinação do telhado, o ângulo será muito pequeno aumentando o acúmulo de poeira e sujeira nos módulos. Figura 3 - Fotos - Visita ao local de Instalação – Cada posição modelaCaracterísticas e Inclinação do Telhado (fotos superiores), fontes de sombreamento (fotos inferiores) da possui em torno de 192 m2 de área disponível para a alocação de módulos fotovoltaicos. Considerandose que exista uma taxa de ocupação 1,8 m2 por módulo de 245Wp instalado (a área do módulo é igual a 1,61m2), estima-se que é possível instalar até 25 kW de módulos para cada posição. Para este estudo foram utilizados como referência os módulos nacionais produzidos pela DYA Energia Solar (Tecnometal) Figura 4 - Modelo 3D CPH e posições de instalação em Campinas. Os módulos 36 RBS Magazine

Com as informações disponíveis é possível proceder à modelagem. Neste trabalho foi utilizado o software de dimensionamento fotovoltaico PVSyst. O software além de possuir uma extensa base de dados de equipamentos, possui ferramentas para modelagem 3D da situação de instalação dos módulos. O programa ainda permite definir a perda por sombreamento devido a obstáculos próximos e devido ao sombreamento no horizonte (devido a objetos distantes como montanhas ou grandes construções).

utilizados possuem 245 Wp de potência nominal em condições STC, dimensões de 1.645 x 981 x 34 mm e 18 kg de massa. Os resultados da simulação apontam uma diferença de produtividade de 20% entre a posição 1 e a posição 6. Dado que a simulação foi realizada sempre para o mesmo sistema (módulo e inversor) este número indica que mesmo em situações extremamente desfavoráveis (em termos de azimute e inclinação) o sistema pode ainda ser viável economicamente. Para o caso deste projeto, pretende-se instalar os módulos em toda a cobertura do CPH e, portanto, todas as áreas são elegíveis. Como mostrado na “Fig. 3” e “Fig. 2” algumas áreas na água nordeste e outras na área sudoeste devem ser evitadas devido à presença de sombreamento das caixas d’água adjacentes ao prédio. A “Fig. 5” mostra o posicionamento e o caminho solar para a melhor e pior posição simulada (posição 1 e 6 respectivamente). O diagrama de caminho solar mostra o sombreamento linear (calculado pela área total sombreada em relação à área total do gerador). A “Fig. 6” evidencia o diagrama de caminho solar para a posição 1, devido à posição do arranjo nota-se que em todas as épocas do ano, os módulos encontram-se completamente sombreados no final do período da tarde. Os resultados das simulações em termos de


Figura 5 – Modelagem 3D dos módulos para posições 1 e 6 e caminho solar respectivo incluindo sombreamento observado

Figura 6 - Caminho solar para posição 1.

Tabela 2 - Resultados das Simulações PR, YF (produção específica em kWh/kWp por ano) e Total de Energia anual em kWh podem ser vistos na Tabela 2.

que influencia no PR é o sombreamento que como observado na “Fig. 5”, atua somente no início da manhã ou no final da tarde, não comprometendo signiComo esperado o PR ficativamente a geração de não sofre grandes varia- energia. O fator determições, pois o sistema é virtu- nante para a diferença de almente o mesmo. A única produtividade (YF) enconvariável nesta simulação trada é o aproveitamento 38 RBS Magazine

do recurso solar que está li- tando até mesmo um desgado diretamente ao ângu- ligamento remoto caso nelo e azimute de instalação. cessário. No caso proposto a potência sendo inferior IV. INTERFACE COM a 300 kWp, a instalação A DISTRIBUIDORA do religador não é exigida. Considerando que os inverDe acordo com o mó- sores serão conectados em dulo 3 do PRODIST [8] exis- BT, que o CPH é atendido tem diferenciação entre os em MT e que o transforrequisitos exigidos pelas mador utilizado para este distribuidoras em função atendimento é de 500 kVA, da potência do sistema. não haverá a necessidade Quanto menor o sistema, de alteração na subestação menores são as exigências. de entrada. O sistema proposto é considerado minigeração, uma As alterações necessávez que sua potência será rias para a conexão do sissuperior a 100 kWp. As exi- tema proposto a rede da gências para sistemas des- distribuidora se resumem te porte são mais significa- a substituição, caso necestivas do que para sistemas sário, do medidor instalado de microgeração (menores por um medidor bidirecioou iguais a 100 kW de po- nal de quatro quadrantes tência instalada). (responsabilidade da distribuidora) uma vez que, por Por exemplo, quanto estar conectada por meio ao nível de tensão de cone- de Subestação de MT, o Disxão, projetos abaixo de 10 positivo de Seccionamento kW podem ser conectados Visível – DSV é dispensado em baixa tensão através pois a chave seccionadora de inversores monofási- instalada dentro da SE fará cos, entre 10 kW e 75 kW esta função [13]. ainda podem se conectar na baixa tensão, mas utiliCabe ressaltar que a zando inversores trifásicos distribuidora analisará os [8]. Como a potência da inversores propostos para instalação em análise é de liberar a conexão uma vez 150 kWp, pelas regras do que o INMETRO ainda não PRODIST seria permitido a está realizando a certificaconexão somente em mé- ção dos mesmos. dia tensão, o que pode ser uma alternativa interessanOutra característica inte para este caso, visto que teressante deste estudo de o cliente se conecta através caso é o fato do CPH enconde uma subestação com trar-se em final de rede inpotência instalada superior terna da UFMG, e apresenà 300 kVA. tar conhecidas distorções de tensão, principalmente Projetos com potência de 5º harmônico e algum instalada superior a 300 desequilíbrio de tensão. kWp necessitam da insta- Este experimento de uma lação de um religador no usina nestas condições ponto de interface com a trás também outras implidistribuidora [12]. Esta con- cações quanto a susceptifiguração permite a distri- bilidade dos inversores a buidora um maior controle serem adquiridos, uma vez sobre a geração, possibili- que fortes interações har-


mônicas podem impedir rias ao padrão de entrada que os equipamentos se da edificação. conectem à rede adequadamente. AGRADECIMENTOS V. CONCLUSÃO

Os autores desejam agradecer ao CNPq e FAPEO estudo de caso ana- MIG pelo apoio às atividalisado permitiu a discussão des de pesquisa no amde critérios práticos quan- biente do LCCE/UFMG, a to à inserção de sistemas Dya Energia Solar e a CEfotovoltaicos em ambien- MIG. tes urbanos obedecendo ao disposto na resolução REREFÊNCIAS 482/2012 da ANEEL. Apresentou-se a metodolo- [1] Agência Nacional de Energia utilizada em projetos gia Elétrica - ANEEL, “BIG energéticos envolvendo a – Banco de Informações de integração da tecnologia a Geração - Matriz de Energia edificações existentes bem Elétrica”, Brasília, DF. Disponícomo sua modelagem para vel: http://www.aneel.gov.br/ fins de obtenção de estima- aplicacoes/capacidadebrasil/ tivas confiáveis de geração OperacaoCapacidadeBrasil.asp de energia. [2] Agência Nacional de EnerPor último são elencados os critérios utilizados pela concessionária para conexão com a rede elétrica e adequações necessá-

gia Elétrica - ANEEL, “Resolução Normativa 482/2012”, Brasília, DF. [3] European Photovoltaic Industry Association – EPIA, “Global Market Outlook”, Brussels,

Belgium, Disponível: http:// w w w. e p i a . o rg / f i l e a d m i n / user_upload/Publications/ GMO_2013_-_Final_PDF.pdf [4] IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources With Electric Power Systems, IEEE Std. 1547-2003, Agosto-2003 [5] Automatic disconnection device between a generator and the public low-voltage grid, DIN VDE 0126-1-1, Fevereiro-2006 [6] Procedimento de ensaio de anti-ilhamento para inversores de sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica, ABNT NBR IEC 62116, Março-2012 [7] Requisitos para a conexão de Acessantes ao Sistema de Distribuição Cemig – Conexão em Baixa Tensão, CEMIG, ND5.30, Novembro-2012 [8] Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, Disponível: http://www.aneel.gov.

br/area.cfm?idArea=82 [9] Marcelo Pinho Almeida, “Qualificação de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede”, Dissertação de Mestrado, Programa de Pós Graduação em Energia, Univ. de São Paulo, 2012 [10] E. Pereira, F. R. Martins, S. L. de Abreu, R. Rüther, Atlas Brasileiro de Energia Solar, INPE, São José dos Campos, São Paulo, 1° Edição – 2006 [11] Atlas Solarimétrico de Minas Gerais, CEMIG, Belo Horizonte, Minas Gerais, 1° Edição – 2013. [12] ND 5.31 - Requisitos Para a Conexão de Acessantes Produtores de Energia Elétrica ao sistema de Distribuição CEMIG – Conexão em Média Tensão, BH – MG, Julho de 2011 [13] Comunicado Técnico 08/2013 - Critérios de Acesso em Média Tensão da Cemig para Microgeração e Minigeração Distribuídas Aderentes ao Regime de Compensação, Belo Horizonte–MG, Março 2012. ▪

SOBRE OS AUTORES Thiago Mendes Germano Costa Formado em Engenharia de Controle e Automação pela UFMG. Trabalha como Engenheiro na Empresa Dya Energia Solar (Grupo Tecnometal) com o desenvolvimento de projetos energéticos e elétricos, coordenação de projetos e análises financeiras de sistemas fotovoltaicos. Possui dois anos de experiência em projetos de sistemas fotovoltaicos auxiliados por software e projetos elétricos de sistema fotovoltaicos atuando desde a engenharia básica até a instalação do sistema.

Márcio Eli Moreira Souza Formado em Engenharia de Elétrica pela PUC-MG. Especialista em SEP pela UFMG. Mestrando em SEP pela UFMG. Empregado da CEMIG há 22 anos. Trabalha como Engenheiro de Tecnologia e Normalização é responsável pela norma de acesso às redes de BT da CEMIG, gerente de projetos de pesquisa e desenvolvimento ligados a GD em especial a solar fotovoltaica. Coordenador do Grupo de Discussão referente a normas técnicas de acesso de GD nas redes de BT da ABRADEE.

Selênio Rocha Silva Concluiu Doutorado em Engenharia Elétrica na Universidade Federal de Campina Grande, (ainda UFPb à época), em 1988. Professor Titular do Departamento de Engenharia Elétrica da UFMG, onde ingressou em julho de 1982. Tem desenvolvido vários projetos de pesquisa científica e tecnologica com órgãos de fomento oficiais, com indústrias do setor elétrico brasileiro e em cooperação internacional com instituições europeias. Suas pesquisas englobam as Máquinas Elétricas, Qualidade de Energia, Tecnologia em Aerogeradores, Sistemas Fotovoltaicos Conectados às Redes e os Dispositivos de Potência.

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Geração de energia solar deve crescer no Brasil Brasil estará entre os 20 países com maior geração solar em 2018

E

m 2014, houve a primeira contratação de energia solar de geração pública centralizada, e, em 2015, mais dois leilões ocorreram, totalizando 2.653 MW.

ção solar chegue a 8.300 MW em 2024, sendo 7.000 MW geração descentralizada e 1.300 MW distribuída. A proporção de geração solar deve chegar a 1% do total. Estudos para o planejamento do setor elétrico em 2050 estimam que 18% dos domicílios no Brasil contarão com geração fotovoltaica (8,6 TWh), ou 13% da demanda total de eletricidade residencial.

O mundo contabilizou, ao final de 2014, uma potência instalada de geração de energia solar fotovoltaica de 180 Gigawatts (GW), 40,2 GW a mais que em 2013. Os dados constam do boletim “Energia Solar no Brasil e no Mundo – Ano de ReferênGeração centralizada cia – 2014”, publicado pelo Ministério de Minas e Energia (MME), e apontam que, em dois anos, o Brasil deverá esEm 2014, houve a primeira contratação de energia sotar entre os 20 países com maior geração de energia solar lar de geração pública centralizada (890 MW). Em 2015, no mundo. mais dois leilões foram realizados, totalizando 2.653 MW contratados, com início de suprimento em 2017 e 2018. Os cinco primeiros países em potência instalada – Os leilões foram realizados na modalidade de energia de Alemanha, China, Japão, Itália e EUA – respondem por reserva, com o objetivo de promover o uso da energia so70% do total mundial nessa fonte. Em 2015, a China de- lar fotovoltaica no Brasil, além de fomentar a sua indúsverá alcançar o 1º lugar no ranking mundial de potência tria. instalada. De acordo com o boletim, a Grécia tem o maior percentual de geração solar em relação à sua geração toO potencial brasileiro para energia solar é enorme. O tal (9,5%), seguida pela Itália (8,6%). Nordeste apresenta os maiores valores de irradiação solar global, com a maior média e a menor variabilidade anual, De acordo com dados da Agência Internacional de dentre todas as regiões geográficas. Os valores máximos Energia (IEA), a energia solar poderá responder por cerca de irradiação solar são observados na região central da de 11% da oferta mundial de energia elétrica em 2050 (5 Bahia e no noroeste de Minas Gerais. mil TWh). A área coberta por painéis fotovoltaicos capaz de gerar essa energia é de 8 mil km², o equivalente a um Incentivos quadrado de 90 km de lado (quase uma vez e meia a área do DF). O Ministério de Minas e Energia lançou, no dia 15 de dezembro de 2015, o Programa de Geração Distribuída Em 2018, o Brasil deverá estar entre os 20 países com de Energia Elétrica (ProGD). O objetivo é de estimular a maior geração de energia solar, considerando-se a po- geração de energia pelos próprios consumidores (resitência já contratada (2,6 GW) e a escala da expansão dos dencial, comercial, industrial e rural) com base em fontes demais países. O Plano Decenal de Expansão de Energia renováveis, em especial a fotovoltaica. Há potencial para (PDE 2024) estima que a capacidade instalada de gera- a instalação de 23,5 GW até 2030. ▪ 42 RBS Magazine


Notas

China ultrapassa Alemanha em energia solar em 2015, mostram dados da indústria (Reuters) - A China ultrapassou a Alemanha no terceiro trimestre como o país com maior capacidade instalada em energia solar, apesar de não ter cumprido a meta para a expansão da fonte em 2015, mostraram dados da indústria nesta quinta-feira. A capacidade instalada em energia solar fotovoltaica na China era de 43 gigawatts ao final do ano passado, com alta de 15 gigawatts ante 2014, apontou a Associação da Indústria Fotovoltaica da China, segundo a agência oficial de notícias Xinhua. O número ultrapassa os cerca de 40 gigawatts estimados para capacidade da Alemanha pela agência federal Fraunhofer ISE. A capacidade instalada solar da Alemanha era de 38,24 gi-

A central solar Noor 1, no deserto do Saara, foi inaugurada em fevereiro de 2016

O rei do Marrocos, Mohammed VI, inaugurou nesta quintafeira, no coração do Saara, uma das maiores centrais solares do mundo, "Noor 1" (Luz), primeira etapa de um vasto projeto destinado a aumentar a produção de energia renovável no Marrocos e na África. Acompanhado pelo chefe do governo, o rei deu início simbólico na produção da central, situada a vinte quilômetros de Ouarzazate, no sudoeste do Marrocos, constatou um jornalista da AFP. O lançamento oficial ocorreu na presença de vários membros do governo e de autoridades estrangeiras, como a ministra francesa do Meio Ambiente, Ségolène Royal. Alimentada por grandes espelhos curvos alinhados no deserto, esta central de 160 megawatts de potência é a primeira de um parque solar gigante, apresentado por seus criadores como o maior do mundo. Ele irá permitir a produção de mais de 500 megawatts de energia fotovoltaica em Ouarzazate em 2018 e fornecer eletricidade a um milhão de casas. Lançada em 2013, a construção da central custou mais de 600 milhões de euros, financiados por uma parceria público-privada envolvendo entre outros o Banco Africano de Desenvolvimento, a Agência Marroquina para a Energia Solar, a União Europeia e investidores privados.

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gawatts ao final de 2014 e em 2015 foram adicionados cerca de 1,3 gigawatts, segundo a Fraunhofer ISE. A Administração Nacional de Energia da China havia estabelecido uma agressiva meta de crescimento de 23,1 gigawatts para a capacidade em usinas solares em 2015. A instituição ainda não divulgou dados referentes ao quarto trimestre e ao ano inteiro de 2015. Para 2016, a China tem como objetivo adicionar 15 gigawatts em capacidade solar, disse o presidente da entidade em dezembro. A energia solar responde por cerca de 2,85 por cento da capacidade instalada da China, de acordo com cálculos feitos pela Reuters com base em dados oficiais.

Energia Solar ganha força na Argentina Presidente Argentino anunciou o parque de energia solar no norte da Argentina A previsão é que o parque solar entrará em funcionamento em meados de 2017. Esta é uma das maiores usinas de energia solar da Enel Green Power, que ajudará a suprir à demanda constante de energia elétrica no país – que de acordo com estimativas vai aumentar a uma taxa média de 4% ao ano até 2020. O CEO da empresa responsável pelo projeto, Michael Scandellari, disse que o projeto é uma grande oportunidade porque o Brasil tem um mercado com perspectivas de crescimento “muito significativas” a médio e longo prazo. “Iniciar nossos negócios com a construção da maior usina fotovoltaica no país é uma conquista que nos enche de orgulho e demonstra a importância que o Brasil terá para nós", disse. Energia Solar no Brasil O aumento no consumo de energia que o Brasil está enfrentando nos últimos anos, não está sendo acompanhado pelo crescimento na geração de energia de fontes tradicionalmente presentes no país, entre as quais a hidrelétrica, e, portanto, exige uma diversificação na matriz energética. A solução para esse problema é representada pelas usinas fotovoltaicas, que entre todas as fontes de energias renováveis são as que apresentam o menor impacto ao ambiente, além disso a geração distribuída apresenta grandes vantagens econômicas.


Notas

Bahia terá a maior usina de energia solar da América Latina A cidade de Tabocas do Brejo Velho, na Bahia, vai receber a maior instalação de usina de energia solar da América Latina. O projeto começou a ser implementado em dezembro de 2015, estima-se que terá capacidade de produzir 500 GWh por ano. A previsão é que o parque solar entrará em funcionamento em meados de 2017. Esta é uma das maiores usinas de energia solar da Enel Green Power, que ajudará a suprir à demanda constante de energia elétrica no país – que de acordo com estimativas vai aumentar a uma taxa média de 4% ao ano até 2020. O CEO da empresa responsável pelo projeto, Michael Scandellari, disse que o projeto é uma grande oportunidade porque o Brasil tem um mercado com perspectivas de crescimento “muito significativas” a médio e longo prazo. “Iniciar nossos negócios com a construção da maior usina fotovoltaica no país é uma conquista que nos enche de orgulho e de-

monstra a importância que o Brasil terá para nós", disse. Energia Solar no Brasil O aumento no consumo de energia que o Brasil está enfrentando nos últimos anos, não está sendo acompanhado pelo crescimento na geração de energia de fontes tradicionalmente presentes no país, entre as quais a hidrelétrica, e, portanto, exige uma diversificação na matriz energética. A solução para esse problema é representada pelas usinas fotovoltaicas, que entre todas as fontes de energias renováveis são as que apresentam o menor impacto ao ambiente, além disso a geração distribuída apresenta grandes vantagens econômicas.

Sicredi incentiva produção de energia solar através de financiamento Cooperativa de Crédito Sicredi realizou no inicio desta semana uma palestra sobre o assunto. O evento que reuniu cerca de 120 pessoas foi realizado no auditório na sede da cooperativa localizada em São Paulo. Intitulada como “Como reduzir a sua conta de energia”, a palestra teve o apoio do Sebrae e também da empresa especializada em implantação de usinas de energia solares, a E4 Engenharia. Dentre o público presente no evento estavam eletricistas, empresários, produtores rurais e também estudantes. Com o objetivo de esclarecer dúvidas sobre a produção de energia solar, o engenheiro e consultor do Sebrae, Gianfranco Scarabottolo, foi o palestrante convidado do evento. Durante sua pa-

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lestra, a importância de um sistema de painéis fotovoltaicos adequado foi ressaltada, a fim de demonstrar que a produção realizada de qualquer forma também pode ser prejudicial tanto ao meio ambiente com para a rede elétrica. “O custo de implantação de uma usina não é alto, o tempo de retorno é de aproximadamente quatro anos, a durabilidade é de mais de 20 anos, portanto nenhuma estrutura deve ser montada sem que tenha o projeto bem estruturado para garantir a segurança da rede, dos equipamentos ligados e principalmente dos usuários” ressaltou ele. O presidente da Sicredi Univales, José

Olirio Alberton, aproveitou o evento para destacar as ações realizadas pela cooperativa sobre a energia solar. Além disso, o Gerente da Unidade Juína Centro, Celio Carvalho, explicou como funciona o financiamento para projetos de energia solar. “Para acessar o credito ou consorcio é preciso ser associado Sicredi, quem já tem cartas de consorcio de automóveis, motocicletas, caminhões e tratores até o limite de 380 mil podem utilizar para a aquisição dos equipamentos, já o financiamento o associado deve procurar a unidade e falar com o gerente, o credito pode ser parcelado em até 60 meses” explicou ele.


RBS Magazine ED. 08  

Revista Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica.

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