avaliação do fator de dimensionamento do inversor em - DEE
Transcrição
avaliação do fator de dimensionamento do inversor em - DEE
i UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ CENTRO DE TECNOLOGIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA AVALIAÇÃO DO FATOR DE DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR EM SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE Higor José Serafim da Costa Fortaleza Novembro de 2010 ii HIGOR JOSÉ SERAFIM DA COSTA AVALIAÇÃO DO FATOR DE DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR EM SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE Monografia submetida à Universidade Federal do Ceará como parte dos requisitos para obtenção do grau de Engenheiro Eletricista. Orientador: Prof. Dr. Fernando Luiz Marcelo Antunes Fortaleza Fevereiro de 2010 iii HIGOR JOSÉ SERAFIM DA COSTA AVALIAÇÃO DO FATOR DE DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR EM SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE Esta monografia foi julgada adequada para obtenção do título de Engenheiro Eletricista, Área de Eletrônica de Potência e Fontes Alternativas e aprovada em sua forma final pelo Departamento de Engenharia Elétrica na Universidade Federal do Ceará. Banca Examinadora: Fortaleza Fevereiro de 2010 iv “Toda glória deriva da ousadia para começar” (Eugene F. Ware) v A Deus, Aos meus pais, José Airton e Fátima, A meu irmão, A todos os familiares e amigos. vi AGRADECIMENTOS Inicialmente a Deus por me ter dado a maravilhosa oportunidade da vida, com a qual tanto me alegro e valorizo. Por sua provisão e cuidado. Pela saúde física e mental a mim concedida durante cada dia que tenho atravessado. Sou eternamente grato ao autor e consumador da vida. À minha mãe que sempre foi o meu braço forte em todos os momentos da vida. Aquela que tem sido uma verdadeira companheira nas horas de dificuldades, uma conselheira na hora da dúvida, uma ardente torcedora na hora da luta e sobretudo uma mãe em todas as horas da vida. Aquela que foi a origem de tudo em minha vida, por quem devo toda a gratidão nas minhas conquistas. A meu pai que sempre me apoiou nas minhas decisões dando-me todo suporte necessário para alcançar os meus objetivos. Que muito se empenhou para me oferecer as melhores condições dentro de suas limitações, que não poupou esforço algum para me ajudar a construir os meus sonhos. A meu irmão que com sua paciência e prontidão muito me ajudou. Sendo um verdadeiro cooperador nas minhas necessidades. Sendo uma pessoa de quem me alegro muito em tê-lo por perto. Ao meu orientador Pr. Dr. Fernando Luiz Marcelo Antunes que me instruiu para a realização deste trabalho e que me foi um verdadeiro professor lecionando-me para a vida. A meus parentes, primos e primas, tios e tias que contribuíram direto ou indiretamente para a concretização deste trabalho. vii Costa, H. J. S. “Avaliação do fator de dimensionamento do inversor em sistemas fotovoltaicos conectados à rede”, Universidade Federal do Ceará – UFC, 2010, 69p. Esta monografia apresenta uma avaliação no fator de dimensionamento de inversores (FDI) para sistemas fotovoltaicos conectados à rede. Sendo observada as características de radiação local afim de se estabelecer a melhor relação de potência entre o painel solar e o inversor, de maneira que haja uma ótima transferência de potência, minimizando as perdas e avaliando sua viabilidade econômica. Esta análise se fará através das curvas de radiação local que determinará qual relação de potência deve ser utilizada para se obter um maior aproveitamento da energia com o menor custo. Será feito um estudo de caso da usina solar de Tauá localizada no estado do Ceará. Palavras-Chave: Fator de dimensionamento do inversor, sistemas fotovoltaicos, inversores. viii Costa, H. J. S. “Evaluation of the inverter sizing factor in gried-tied photovoltaic sistems”, Universidade Federal do Ceará – UFC, 2010, 69p. This work presents an evaluation in the inverter sizing factor (ISF) in gried-tied photovoltaic systems. As observed the characteristics of the local radiation in order to establish a better balance of power between the photovoltaic array and inverter, so that there is an optimal power transfer minimizing the losses and evaluating their economic viability. This analysis will be done through the curves of the local radiation to determine which relationship of power must be used to obtain the better use of the energy at the lowest cost. There will be a case study of the solar plant Tauá located in state of Ceará. Keywords: Inverter sizing factor, photovoltaic systems, inverter. ix SUMÁRIO LISTA DE FIGURAS ............................................................................................................. xi LISTA DE TABELAS ............................................................................................................ xii SIMBOLOGIA ....................................................................................................................... xiv INTRODUÇÃO ....................................................................................................................... 1 CAPÍTULO 2 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE ................................................... 6 2.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS ..................................................................................... 6 2.2 DESCRIÇÃO DOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE (SFCR) ................................................................................................................................ 6 2.3. RADIAÇÃO SOLAR ................................................................................................... 8 2.4. EFEITO FOTOVOLTAICO ........................................................................................ 10 2.4.1 ESTRUTURA E FUNÇÃO DE UMA CÉLULA SOLAR DE SILÍCIO ................ 12 2.5 COMPONENTES DOS SFCR ...................................................................................... 13 2.5.1 MÓDULO FOTOVOLTAICO .............................................................................. 13 2.5.1.1 AGRUPAMENTO DE CÉLULAS ................................................................ 13 2.5.1.2 TIPOS DE MÓDULOS ................................................................................. 14 2.5.1.2.1 MÓDULOS MONOCRISTALINOS ..................................................... 14 2.5.1.2.2 MÓDULOS POLICRISTALINOS ....................................................... .15 2.5.1.2.3 MÓDULOS DE FILMES FINOS ......................................................... 16 2.5.1.3 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS .................................. 17 2.5.1.3.1. FATORES QUE INFLUENCIAM AS CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS .......................................................................... 18 2.5.1.4 INTERLIGAÇÃO ENTRE MÓDULOS ...................................................... 19 2.5.1.4.1 INTERLIGAÇÃO SÉRIE .................................................................... 19 2.5.1.4.2. INTERLIGAÇÃO PARALELO .......................................................... 21 2.5.1.5 MODELO ELÉTRICO PARA O MÓDULO FOTOVOLTAICO ................ 22 2.5.2. CAIXA DE JUNÇÃO GERAL ............................................................................ 24 2.5.3. INVERSOR ......................................................................................................... 25 2.5.3.1 - INVERSORES COMUTADOS PELA REDE ............................................ 26 2.5.3.2 - INVERSORES AUTO-CONTROLADOS .................................................. 28 2.5.3.3 - INVERSORES CENTRAIS ........................................................................ 29 2.5.3.4 - INVERSORES DE CADEIA DE MÓDULOS ............................................ 30 SUMÁRIO x 2.5.3.5 - INVERSORES INTEGRADOS .................................................................. 31 CAPÍTULO 3 DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR BASEADO NAS CARACTERÍSTICAS DE GERAÇÃO ............................................................................................................................. 33 3.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS ..................................................................................... 33 3.2. FATOR DE DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR................................................. 33 3.3. ESTIMATIVA DE GERAÇÃO DE ENERGIA ........................................................... 35 3.4. DIMENSIONAMENTO DO GERADOR FOTOVOLTAICO ..................................... 37 3.5. PROCEDIMENTOS PARA ESTABELECER O FDI ÓTIMO ..................................... 38 3.5.1. SOFTWARE UTILIZADO ....................................................................................... 38 3.5.2. ENERGIA LOCAL DISPONIBILIZADA ................................................................ 39 3.5.3. DIMENSIONAMENTO DO PAINEL SOLAR ........................................................ 43 3.5.4. POTÊNCIA RECEBIDA PELO INVERSOR ........................................................... 43 3.5.5. ANÁLISE DE DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR ......................................... 44 3.5.6. ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA ........................................................ 49 3.5.7. ESCOLHA DO FDI PARA DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR ..................... 51 CAPÍTULO 4 ESTUDO DE CASO (USINA SOLAR DE TAUÁ) ............................................................... 52 4.1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS .................................................................................... 52 4.2. A USINA SOLAR DE TAUÁ ..................................................................................... 52 4.3. ESTIMATIVA DE GERAÇÃO DE ENERGIA ........................................................... 54 4.4. DIMENSIONAMENTO DOS INVERSORES ............................................................. 56 4.5. CONCLUSÃO ............................................................................................................. 61 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................................... 63 APÊNDICE A – ENERGIA DIÁRIA PERDIDA POR LIMITAÇÃO DE POTÊNCIA DO INVERSOR ...................................................................................................................... 65 APÊNDICE B – CURVA DIÁRIA DE RADIAÇÃO DO MUNICÍPIO DE TAUÁ .............. 72 SUMÁRIO xi LISTA DE FIGURAS Figura 2.1 – Sistema fotovoltaico conectado à rede ................................................................ 7 Figura 2.2 – Usina solar fotovoltaica ...................................................................................... 7 Figura 2.3 – Radiação solar direta,difusa e refletida ............................................................... 8 Figura 2.4 – Padrão diário de radiação direta e difusa em Lisboa............................................ 9 Figura 2.5 – Estrutura cristalina do silício e processo de auto-condução ............................... 10 Figura 2.6 – Condução extrínseca do silício dopado com impurezas tipo p e n ..................... 11 Figura 2.7 – Criação da barreira de potencial........................................................................ 11 Figura 2.8 – Estrutura e função da célula solar ..................................................................... 12 Figura 2.9 – Interligação em série de células cristalinas solares ............................................ 13 Figura 2.10 – Células monocristalinas quadrada, semi-quadrada e redonda. ......................... 15 Figura 2.11 – Células policristalinas com camadas anti-reflexão .......................................... 15 Figura 2.12 – Módulos de filmes finos ................................................................................. 16 Figura 2.13 – Curva característica de corrente-tensão do painel solar ................................... 17 Figura 2.14 – Efeito causado pela variação do nível de radiação........................................... 18 Figura 2.15 – Efeito causado pela variação de temperatura................................................... 18 Figura 2.16 – Ligação série de painéis solares ..................................................................... 19 Figura 2.17 – Ligação paralelo de painéis solares ................................................................. 21 Figura 2.18 – Interligação mista dos painéis solares ............................................................. 22 Figura 2.19 – Representação elétrica de uma célula solar em escuridão ................................ 23 Figura 2.20 – Representação elétrica de uma célula solar irradiada....................................... 23 Figura 2.21– Representação elétrica completa de uma célula solar ...................................... 24 Figura 2.22 – Caixa de Junção.............................................................................................. 25 Figura 2.23– Acoplamento de inversores monofásicos e trifásicos à rede ............................ 26 Figura 2.24 – Inversor comutado pela rede ........................................................................... 27 Figura 2.25 – Inversor auto-controlado por PWM ................................................................ 28 Figura 2.26 – Inversor central (Uop <120V) .......................................................................... 29 Figura 2.27 – Inversor central (Uop > 120V) ......................................................................... 30 Figura 2.28 – Inversores em cadeia de módulos................................................................... 31 Figura 2.29 – Inversor integrado .......................................................................................... 32 Figura 3.1 – Radiação média mensal da cidade de Fortaleza ................................................ 40 LISTA DE FIGURAS xii Figura 3.2 – Energia produzida ............................................................................................ 42 Figura 3.3 – Potência média recebida pelo inversor .............................................................. 43 Figura 3.4 – Curva de radiação do dia 15 de setembro .......................................................... 44 Figura 3.5 – Potência de saída do inversor com efeito de corte ............................................. 45 Figura 3.6 – Potência de saída do inversor sem o efeito de corte .......................................... 45 Figura 3.7 – Energia perdida por limitação de potência ........................................................ 46 Figura 3.8 – Potência total anual perdida no inversor em função do FDI .............................. 48 Figura 3.9 – Rendimento anual............................................................................................. 49 Figura 3.10 – Valor presente líquido .................................................................................... 50 Figura 4.1 – Maquete eletrônica da usina solar de Tauá ........................................................ 53 Figura 4.2 – Configuração dos módulos solares.................................................................... 53 Figura 4.3 – Configuração dos inversores............................................................................. 54 Figura 4.4 – Estimativa mensal de energia produzida ........................................................... 56 Figura 4.5 – Perda de energia no inversor por limitação de potência ..................................... 57 Figura 4.6 – Perda de energia em função do FDI .................................................................. 59 Figura 4.7 – Rendimento anual de Tauá ............................................................................... 60 Figura 4.8 – Valor presente líquido ...................................................................................... 61 Figura A.2 – Curvas diárias de radiação do município de Tauá............................................. 73 LISTA DE FIGURAS xiii LISTA DE TABELAS Tabela 2.1 – Características dos módulos monocristalinos.................................................... 14 Tabela 2.2 – Características dos módulos policristalinos ...................................................... 15 Tabela 2.3 – Características dos módulos de filmes finos ..................................................... 16 Tabela 2.4 – Classificação da proteção elétrica ..................................................................... 29 Tabela 3.1 – Dados de entrada para simulação ..................................................................... 39 Tabela 3.2 – Parâmetros de cálculo ...................................................................................... 42 Tabela 3.3 – Potência e energia calculada............................................................................. 42 Tabela 3.4 – Parâmetros financeiros ..................................................................................... 50 Tabela 4.1– Parâmetros do painel solar ................................................................................ 54 Tabela 4.2 – Dados metereológicos ...................................................................................... 55 Tabela A.1 – Energia perdida por limitação de potência do inversor..................................... 66 LISTA DE TABELAS xiv SIMBOLOGIA Símbolo Significado Receitas líquidas Ager Área do módulo fotovoltaico Ep(ideal) Energia ideal produzida Ep(real) Energia real produzida pelo módulo fotovoltaico ERG Energia total recebida pelo módulo fotovoltaico h Horas de funcionamento do sistema fotovoltaico Heq Número de horas de sol equivalente Href Radiação nas condições de referência Hsol Número de horas de sol Ht,β Radiação incidente no plano do módulo fotovoltaico I Corrente de saída do módulo fotovoltaico i Taxa de atratividade financeira ID Radiação direta Id Radiação difusa ID Corrente que flui no diodo Iméd Irradiação média Iph Corrente oriunda do efeito fotovoltaico Ir Radiação refletida ISC Corrente de curto-circuito IT Radiação total que incide numa superfície n Dopagem tipo “n’’ incremento de fósforo N Período de capitalização nmin p Número mínimo de módulos em série Dopagem tipo “p’’ incremento de boro P0 FV Potência de saída do módulo sem o efeito da temperatura e inclinação Pcons Potência de consumo do sistema fotovoltaico Pcor Potência corrigida do sistema fotovoltaico Pger Potência máxima do módulo fotovoltaico Pinv Potência nominal do inversor Pmp Potência de saída do módulo com o efeito da temperatura e inclinação SIMBOLOGIA xv Símbolo Significado PRG Potência total recebida pelo gerador RP Resistência equivalente em paralelo do módulo fotovoltaico RS Resistência equivalente em série do módulo fotovoltaico TC Temperatura de operação da célula TC,ref Temperatura na condição de referência U Tensão de saída do módulo fotovoltaico UD Tensão no diodo UMPP(inv Min) UMPP(Módulo Tensão mínima suportada pelo inversor Produto das áreas do núcleo magnético 70°C) UOC(CTS) Tensão de saída do módulo nas condições padrão Uop Tensão de operação do inversor VOC Tensão de circuito aberto XO Investimento total γmp Coeficiente de temperatura do ponto de máxima potência ΔU Variação de tensão de saída do módulo fotovoltaico ηinv Rendimento do inversor θ Ângulo de incidência solar Acrônimos e Abreviaturas: Símbolo Significado AM Massa de Ar BID Banco Interamericano de Desenvolvimento CA Corrente Alternada CC Corrente Contínua CdTe Telureto de Cádmio CIS Disseleneto de Cobre e Índio CTS Condiction Test Standard DC Direct Current FDI Fator de Dimensionamento do Inversor FUNCEME Fundação Cearense de Metereologia e Recursos Hídricos ID Índice de Desempenho do Sistema Fotovoltaico MOSFET Metal-Oxide-Semiconductor Field-Effect Transistor SIMBOLOGIA xvi Símbolo Significado MPP Ponto de Máxima Potência ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico PWM Pulse Width Modulation SFCR Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede SWERA Solar and Wind Energy Resource Assesment TBJ Transistor Bipolar de Junção VPL Valor Presente Líquido SIMBOLOGIA 1 INTRODUÇÃO A utilização de energia elétrica pelo homem tem se desenvolvido cada vez mais na história de nossa sociedade. O homem tem a utilizado amplamente para suas atividades cotidianas. A energia elétrica tem tomado um papel vital na sociedade contemporânea. Onde podemos perceber facilmente a presença da eletricidade aonde quer que estejamos, seja na indústria, no campo, nos grandes centros urbanos ou até mesmo nos lugares mais remotos e inóspitos. A maioria de nossas atividades estão vinculadas a essa forma de energia. Sejam elas no nosso ambiente de trabalho, ou junto aos nossos familiares ou até mesmo no nosso momento de lazer. Desde o simples fato de ascender uma lâmpada até o acionamento automático de uma indústria. Precisamos da energia para utilizar os nossos televisores, computadores, celulares, ferros de passar, ventiladores, condicionadores de ar, câmeras, aparelhos de som, impressoras, enfim, uma inúmera quantidade de objetos utilizados por nós são dependentes desse tipo de energia. E com o passar do tempo mais e mais equipamentos elétricos são desenvolvidos para contribuir com uma melhor qualidade de vida para o ser humano. A sociedade atual criou uma forte dependência à energia elétrica. Não conseguimos desenvolver nossos trabalhos com tanta eficiência sem sua utilização, não conseguimos ser tão velozes e dinâmicos sem seu auxílio, não conseguimos promover um ambiente aconchegante e agradável sem seu aparecimento e não conseguimos promover a emancipação, o desenvolvimento sem sua presença. Estamos num patamar que viver sem energia elétrica seria algo extremamente impraticável e impensável. Atualmente a média anual do consumo de energia elétrica do brasileiro é de 1.760kWh, e em alguns países europeus esse valor pode ultrapassar a 2.200kWh por habitante[1]. Cada vez mais o ser humano cria uma necessidade à utilização da eletricidade. Em face a essa crescente demanda por energia elétrica surge a necessidade da criação de fontes geradoras de energia elétrica. Em contrapartida a esse cenário temos a preocupação urgente e necessária com o meio ambiente, onde cuidá-lo e preservá-lo é uma postura exigida para nossa própria existência. Desta forma, temos o desafio de gerar energia elétrica com o menor impacto ambiental possível. Surge desta maneira um cenário propício ao desenvolvimento das fontes alternativas de energia. As fontes alternativas de energia são formas de geração de energia elétrica que visam complementar a geração principal. No caso do Brasil, a geração principal de energia elétrica é a hidroelétrica e as fontes que auxiliam essa geração seriam as gerações INTRODUÇÃO 2 térmicas, nucleares, eólicas, solares e outras. No entanto em virtude da preservação ambiental tem se valorizado muito as chamadas fontes limpas de energia, onde gerar eletricidade com a menor agressividade ao meio ambiente tem alcançado uma grande aceitação mundial. Em virtude dessas necessidades, uma fonte alternativa de energia que tem alcançado grande destaque é a geração solar fotovoltaica. Essa fonte alternativa de energia elétrica do ponto de vista ambiental é altamente limpa, pois não promove grandes impactos ao meio ambiente e utiliza como fonte de geração a própria radiação solar. A geração fotovoltaica é uma fonte de energia praticamente inesgotável, visto que a existência humana é dependente da existência do sol. A energia solar fotovoltaica é a energia oriunda da conversão direta da radiação solar em eletricidade, a essa conversão dá-se o nome de Efeito Fotovoltaico. Este efeito foi observado em 1839 por Edmond Becquerel, onde constatou-se uma diferença de potencial nas extremidades de um material semicondutor produzido pela absorção da luz solar[2]. Em 1876 foi concebido o primeiro aparato fotovoltaico advindo do estudo das estruturas de estado sólido, e apenas em 1956 iniciou-se a produção industrial, seguindo o desenvolvimento da microeletrônica. O desenvolvimento das células solares foi impulsionado pela corrida espacial, pois a célula solar era, e continua sendo o meio mais adequado (menor custo e peso) para fornecer a quantidade de energia necessária para longos períodos de permanência no espaço[3]. A crise energética em 1973 foi um outro acontecimento que promoveu o interesse à utilização das células solares em aplicações terrestres, no entanto naquele período era necessário haver uma redução de até 100 vezes o custo de produção das células solares. Com o passar do tempo estes custos foram caindo e em 1978 a produção da indústria no mundo já ultrapassava 1MW p/ano. Já em 1998 a produção de células fotovoltaicas atingiu a marca de 150MW p/ano, e no início de 2007 a capacidade instalada total era de 3,7GW sendo o silício o material mais utilizado na produção das células[4]. O custo dos painéis fotovoltaicos é, ainda hoje, um grande desafio para a indústria e o principal empecilho para a difusão dos sistemas fotovoltaicos em produção industrial. Porém a tecnologia fotovoltaica está se tornando mais competitiva, tanto porque seus custos estão decrescendo, quanto porque a avaliação dos custos das outras formas de geração está se tornando mais real, levando em conta fatores que anteriormente eram ignorados, como a questão dos impactos ambientais. Especialistas dizem que no início do século XXI os custos da energia solar serão de 1US$/Wp. Um desafio paralelo para a indústria fotovoltaica é o desenvolvimento de INTRODUÇÃO 3 acessórios e equipamentos complementares para sistemas fotovoltaicos, com qualidade e vida útil comparáveis com às dos módulos que variam de 10 à 25 anos[5]. A redução de custos na geração fotovoltaica tem se configurado fortemente em aspectos de projeto, como dimensionamentos que levam a um melhor condicionamento de potência reduzindo dessa forma maiores gastos. Os sistemas fotovoltaicos conectados à rede vem contribuindo significativamente para tal redução. Nesses sistemas a corrente gerada pelo painel fotovoltaico é na forma contínua (CC), porém na rede elétrica convencional a corrente apresenta-se na forma alternada (CA). Desta forma, para que seja possível realizar a interconexão do painel com a rede elétrica é necessário a utilização de um conversor CC-CA, conversor este mais conhecido como inversor. O inversor é o equipamento elétrico responsável pela transformação da forma de onda da tensão de contínua para alternada, promovendo uma adequação das características da saída do gerador fotovoltaico aos padrões da rede elétrica local. Este acoplamento entre o painel fotovoltaico e o inversor é um ponto que deve ser muito bem dimensionado, visto que um mau dimensionamento acarretará em perdas de potência do sistema ou aumento nos custos de geração. Portanto, esta conexão painel fotovoltaico/inversor deve ser observada com muito critério de dimensionamento para se obter um bom aproveitamento energético com os menores custos possíveis. A literatura faz uso de um intervalo no qual a potência dos inversores deve permanecer. Este intervalo vai de 75% à 120% da potência do arranjo fotovoltaico[6]. Nessas condições, para um arranjo fotovoltaico de 5KW, seria recomendado a utilização de um inversor de 3750W ou um de 6000W. Constatando-se que esse intervalo abrange uma faixa muito extensa de valores para grandes potências, gerando dessa forma uma certa indecisão que provavelmente culminará num sobredimensionamento ou num subdimensionamento dos inversores . Para dizimar essa indecisão, os especialistas utilizam um valor próximo à média, fixando a potência do inversor em 90% da potência do arranjo fotovoltaico. Isso é feito pelo fato de que os painéis fotovoltaicos dificilmente alcançam sua capacidade nominal de geração, devido a variações de radiação solar. E também porque os inversores não devem operar em baixa carga. No entanto, observa-se que este subdimensionamento não pode ser encarado como uma regra geral. Pois quando se leva em consideração características locais onde o sistema fotovoltaico será instalado e das condições de operação dos equipamentos, esse subdimensionamento pode comprometer o aproveitamento ótimo do gerador INTRODUÇÃO 4 fotovoltaico, onde sistemas dimensionados para operar em Berlim podem apresentar perdas se submetidos às condições de Fortaleza. Portanto surge o seguinte problema: se o inversor tiver sua potência consideravelmente menor que a potência do painel fotovoltaico, o sistema pode estar com uma ineficiência de potência, pois o painel fotovoltaico pode estar gerando potência na qual não está sendo totalmente convertida pelo inversor, ocasionando assim perda de potência. E ainda os componentes do inversor estarão trabalhando sobrecarregados, fato esse redutor da vida útil do inversor. Por outro lado, se o inversor utilizado tiver sua potência maior, um maior aproveitamento de potência estará sendo utilizado porque o inversor poderá converter mais energia gerada. Porém não se pode apenas aumentar a potência do inversor acoplando inversores maiores. Pelo fato de que depois de um certo ponto o rendimento de potência começa a declinar, visto que o inversor passa a funcionar com apenas parte de sua capacidade resultando numa redução de sua eficiência, sendo ainda agravado o caso de inversores maiores possuírem custos maiores culminando num aumento de gastos para o sistema. Observa-se que essa razão deve resultar num ponto de equilíbrio ótimo. Onde os parâmetros a serem equilibrados são: a eficiência e o custo do sistema. Este ponto é alcançado no limite quando o custo de um inversor maior excede o rendimento adicional de potência que ele provê ao sistema. Portanto, a razão entre a potência do inversor e a potência do arranjo fotovoltaico constitui-se um dimensionamento importantíssimo tanto para a eficientização quanto para a redução de custos dos sistemas fotovoltaicos conectados à rede. Constata-se dessa forma que utilizar uma razão de potência de 90%, conforme ditado por alguns textos nessa área pode acarretar um subdimensionamento excessivo para determinados sistemas fotovoltaicos conectados à rede, principalmente se esses tiverem localização próxima à Linha do equador, onde os níveis de radiação solar são maiores. Faz-se necessário uma avaliação minuciosa das condições locais de geração tais como posição geográfica, nível de irradiação solar e outros parâmetros climáticos que predefinem as características nominais de operação do sistema e consequentemente o dimensionamento ideal do inversor. Avaliação esta que será o objetivo do presente trabalho, onde será retratado o ajuste ideal da potência dos inversores em sistemas fotovoltaicos conectados à rede verificando o impacto desse dimensionamento sobre a quantidade de energia gerada. E será INTRODUÇÃO 5 feito um estudo de caso para se observar que o subdimensionamento dos inversores acarretará em perdas de geração de energia em cidades localizadas no nordeste brasileiro. No capítulo 2 serão descritas a estrutura e o funcionamento dos sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica. Retratando sua configuração e descrevendo suas etapas de operação. E ainda analisando os equipamentos envolvidos nesses sistemas. Serão também avaliados os aspectos geográficos e climáticos necessários ao funcionamento eficiente do sistema. No capítulo 3 serão abordadas as características do dimensionamento do inversor nos sistemas fotovoltaicos conectados à rede avaliando os aspectos de geração local com o intuito de se alcançar a razão ótima das potências dos inversores e a do arranjo fotovoltaico de forma a não ocorrer um subdimensionamento excessivo levando a perdas desnecessárias ao sistema. No capítulo 4 será feito um estudo de caso. Onde serão utilizados os conceitos apresentados no capítulo anteriores afim de se obter um dimensionamento dos inversores que leve a uma maior eficientização de energia produzida com o menor custo possível. Este estudo de caso será feito na primeira usina de geração solar fotovoltaica no Brasil, localizada no nordeste brasileiro, mais precisamente no município de Tauá no estado do Ceará. E por fim, serão apresentadas as conclusões. INTRODUÇÃO 6 CAPÍTULO 2 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE 2.1 - CONSIDERAÇÕES INICIAIS Este capítulo apresenta a estrutura dos sistemas fotovoltaicos conectados à rede, fazendo uma descrição dos equipamentos elétricos utilizados bem como sua funcionalidade para o sistema. Também será feita uma descrição do efeito fotovoltaico assim como uma abordagem dos parâmetros inerente à radiação solar importantes para a geração fotovoltaica. 2.2 - DESCRIÇÃO DOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE Os sistemas fotovoltaicos são sistemas de geração de energia que utilizam o sol como fonte primária de energia. É um sistema de geração descentralizada pelo fato de que diferentemente das grandes usinas geradoras onde se geram enormes quantidades de energia numa região normalmente distante dos grandes centros consumidores, esses sistemas normalmente tem suas unidades de consumo próximas à sua área. Esses sistemas utilizam a rede pública de distribuição de energia como um acumulador de energia elétrica, pois a energia gerada por ele é posta na rede constantemente. Isso faz com que em locais de grande demanda diurna, sejam evitadas sobrecargas na rede uma vez que é nesse período onde ocorre a geração máxima do sistema fotovoltaico. Num SFCR, em situações onde a demanda é maior do que a capacidade de geração a carga passa a consumir energia da rede convencional. Em situações onde a demanda das cargas é menor do que a geração do arranjo fotovoltaico, o sistema injeta energia na rede, permitindo assim esse fluxo mútuo de potência, onde os medidores comerciais de energia permitem esse fluxo. Todavia, se utilizam dois equipamentos distintos para essa situação, visto que as tarifas são diferentes para a compra e venda de energia. Esse balanço de energia depende das dimensões do sistema instalado, do perfil de consumo e das condições de geração local. A figura 2.1 mostra a estrutura de um sistema fotovoltaico conectado à rede. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 7 Figura 2.1 – Sistema fotovoltaico conectado à rede. Primeiramente as instalações de arranjos fotovoltaicos eram feitas nos telhados dos edifícios, posteriormente passaram a serem postos em diferentes tipos de construção como apartamentos, escolas, centros comerciais e outros. A evolução na tecnologia fotovoltaica tem possibilitado uma grande variedade de utilização desses painéis, como por exemplo, a criação de painéis anti-ruído para diversas aplicações. Grandes projetos fotovoltaicos interligados à rede estão em crescente expansão. Eles são construídos próximos à superfície do solo formando grandiosas centrais fotovoltaicas ligadas à rede. A figura 2.2 demonstra uma usina solar fotovoltaica. Figura 2.2 – Usina solar fotovoltaica. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 8 2.3 - RADIAÇÃO SOLAR O sol é a principal fonte de energia do nosso planeta. Essa energia é transmitida pela radiação. Apenas uma pequena parte da energia solar alcança nosso planeta. Essa radiação corresponde a uma quantidade de energia de 1,5x1018 KWh/ano, sendo que o ser humano precisaria apenas de 0,01% desse valor[7]. A radiação é a quantidade de potência solar por metro quadrado, dado por W/m2 ou kW/m2. A média na superfície terrestre é de 1000W/m2 ao meio dia. Em um período de um ano podemos quantificar a radiação solar incidente através da irradiação global anual medida, dada em KWh/m2. Esta grandeza tem uma variação considerável de região para região. A radiação total incidente num corpo é composta por três componentes, a radiação direta, a difusa e a refletida. Conforme ilustrado na figura 2.3. Figura 2.3 – Radiação solar direta, difusa e refletida. A radiação direta é a parcela da radiação total que incide diretamente no objeto, ela representa cerca de 70 à 80% da radiação total. Enquanto a radiação difusa é a componente da radiação que sofreu uma difusão ao incidir sobre outros objetos. A radiação difusa em dias nublados é normalmente responsável por cerca de 45% da radiação total. E a radiação refletida é a parcela da radiação total que é refletida ao incidir sobre um objeto. Em algumas localidades a radiação difusa é maior do que a direta, como demonstra a figura 2.4. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 9 Figura 2.4 – Padrão diário da radiação direta e difusa em Lisboa (Wh/m2/dia). A equação (2.1) define que a radiação total em uma superfície é dada por[8]: IT = ID.cosθ + Id + Ir (2.1) Onde: IT: radiação total que incide numa superfície (W/m2). ID: radiação direta do sol (W/m2). θ: ângulo de incidência (°C). Id: radiação difusa do céu (W/m2). Ir: radiação refletida (W/m2). Um outro conceito muito importante envolvendo a radiação solar é o número de horas de sol equivalente (Heq). O Heq é a quantidade em horas durante o dia em que o nível de irradiação pode ser considerado como constante. Ou seja, em uma localidade que possui uma irradiação média de 1000W/m2 e tem o valor de horas de sol equivalente de 6h/dia significa que essa localidade tem uma radiação constante de 1000W/m2 durante 6 horas por dia. Esse parâmetro varia de região para região, tendo valores maiores para regiões de pequenos valores de latitude (próximas ao Equador). CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 10 2.4 - EFEITO FOTOVOLTAICO O efeito fotovoltaico consiste na transformação direta da radiação solar em eletricidade. Ele é obtido com a utilização de materiais semicondutores como o silício, o telureto de cádmio, arseneto de gálio e o índio. Sendo o silício o elemento mais utilizado nesse processo devido à sua abundância e consequentemente um baixo custo[8]. Os átomos de silício apresentam quatro elétrons na sua camada de valência precisando se agrupar a outros quatro átomos para formar uma rede cristalina estável conforme figura 2.5. Figura 2.5 – Estrutura Cristalina do silício e processo de auto-condução. Com a incidência da luz ou do calor essas ligações podem ser quebradas fazendo com que os elétrons se movam em total liberdade gerando dessa forma uma lacuna ou um vazio no retículo cristalino. Este processo é denominado de auto-condução. A auto-condução não pode gerar energia. Para que o material de silício funcione como um gerador de energia, faz-se um processo de dopagem. Que consiste na introdução de impurezas no retículo. Essas impurezas são átomos que possuem um elétron a mais (fósforo) ou um a menos (boro) do que o silício na sua camada de valência (figura 2.6) causando imperfeições na rede. Caso o elemento adicionado seja o fósforo diz-se ocorrer uma dopagem tipo n, ficando a rede com elétrons em excesso. Caso seja o boro, ocorre uma dopagem tipo p, deixando a rede com lacunas. Dessa forma podendo os elétrons vizinhos dos átomos de silício preencherem este orifício, dando origem a uma nova lacuna em outro lugar. Esse processo de condução chama-se condução extrínseca. No entanto, se virmos individualmente o material de impureza p ou n, as cargas livres não têm uma direção definida durante o movimento. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 11 Figura 2.6 – Condução extrínseca do silício dopado com impurezas tipo p e n. Se juntarmos as camadas dos semicondutores p e n impuros, haverá uma região de transição p-n. Isso faz com que os elétrons do semicondutor n fluam para o semicondutor p na junção, criando uma barreira de potencial nessa junção (figura 2.7). Figura 2.7 – Criação da barreira de potencial. Se um semicondutor p-n for exposto à luz, os elétrons absorverão esses fótons e essas ligações serão quebradas por este fornecimento de energia. Os elétrons liberados são acelerados pelo campo elétrico para a região n, e as lacunas seguem para a região p. Este deslocamento de cargas dá origem a uma diferença de potencial ao qual chamamos de Efeito Fotovoltaico. 2.4.1 - ESTRUTURA E FUNÇÃO DE UMA CÉLULA SOLAR DE SILÍCIO CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 12 Uma célula solar de silício é composta por duas camadas de silício dopado com impurezas tipo n e p. A camada orientada para o sol está dopada com o fósforo (tipo n), e a camada inferior está dopada com boro (tipo p). É produzido um campo elétrico na junção das duas camadas que conduz à separação das cargas devido aos fótons da luz solar. Com o intuito de gerar energia, são impressos contatos metálicos nas partes frontal e inferior da célula a fim de estabelecer um caminho para os elétrons. Figura 2.8 – Estrutura e função da célula solar. A radiação provoca a separação dos portadores de cargas, onde através dos contatos metálicos flui uma corrente elétrica. Porém nem toda energia oriunda da radiação é integralmente convertida em energia elétrica. Pois existem diversas perdas nesse processo. As perdas individuais numa célula solar de silício, contém o seguinte balanço energético: De 100% de energia solar irradiada[8]. - 3% de reflexão e sombreamento dos contatos frontais (4) (Figura 2.8) - 23% insuficiente energia no fóton na radiação de onda longa (3) (Figura 2.8) - 32% excedente de energia do fóton na radiação de onda curta (3) (Figura 2.8) - 8,5% na recombinação (2) (Figura 2.8) - 20% gradiente elétrico numa célula, sobretudo na região da barreira de potencial - 0,5% resistência em série (perdas térmicas da condução elétrica) Ocasionando assim em cerca de 13% de energia elétrica utilizável. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 13 2.5 - COMPONENTES DO SFCR Os SFCR são em geral constituídos pelos principais componentes abaixo: - Módulos Fotovoltaicos; - Caixa de Junção Geral; - Inversores; 2.5.1 - MÓDULO FOTOVOLTAICO 2.5.1.1 - AGRUPAMENTO DE CÉLULAS O módulo fotovoltaico é a unidade básica de todo sistema. É nele onde ocorre o processo da conversão de energia através do efeito fotovoltaico como descrito no item 2.4. Ele é composto por diversas células solares, que em virtude da baixa potência dessas células, faz-se necessário agrupá-las em módulos a fim de se obter uma potência maior. Esse agrupamento pode ser feito de forma que as células fiquem em série. Neste tipo de ligação, os contatos frontais de cada célula são soldados aos contatos posteriores da célula seguinte, de modo que fique ligado o pólo negativo com o pólo positivo da célula seguinte conforme demonstra a figura 2.9. Figura 2.9 – Interligação em série de células cristalinas solares. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 14 2.5.1.2 - TIPOS DE MÓDULOS Os módulos fotovoltaicos comercialmente podem receber diversas classificações. Eles podem ser classificados em função do material de encapsulamento, ou da tecnologia de encapsulamento, ou do substrato, ou da estrutura de armação ou até mesmo de funções específicas de construção. No entanto uma forma de classificação bastante utilizada é quanto ao material celular utilizado em sua fabricação. Em virtude dessa classificação os módulos podem ser[8]: - Monocristalinos -Policristalinos -Filmes Finos 2.5.1.2.1 - MÓDULOS MONOCRISTALINOS Os módulos fotovoltaicos construídos com um único cristal são chamados de monocristalinos. Eles são feitos por meio de um processo chamado extração de cadinho. Nesse processo o núcleo do cristal com orientação definida, é imerso num banho de silício fundido cujo ponto de fusão é 1420°C e é retirado enquanto roda lentamente. Produzindo assim cristais únicos redondos com diâmetros de trinta centímetros e vários metros de largura. As características dessas células estão descritas na tabela abaixo[8]. Tabela 2.1 – Características dos módulos monocristalinos Cores Gama (com anti-reflexão), cinza Estrutura Homogênia Espessura 0,3 mm Tamanho Usualmente 10x10 cm2 ou 12x12 cm2 Forma Redondas,quadradas ou semi-quadradas Eficiência 15 – 18% Fabricantes Astro Power,Shell Solar,BP Solar,Sharp. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 15 Figura 2.10 – Células monocristalinas quadrada,semi-quadrada e redonda. 2.5.1.2.2 - MÓDULOS POLICRISTALINOS Figura 2.11 – Células policristalinas com camadas de anti-reflexão. Os módulos policristalinos são produzidos através do processo de fundição de lingotes. Onde o silício em estado bruto é aquecido no vácuo até uma temperatura de 1500°C e depois arrefecido numa temperatura próxima de 800°C. São assim criados os blocos de silício. Depois é colocado a impureza, o fósforo e por último os contatos elétricos fixados no lado frontal juntamente com a camada de anti-reflexão. A tabela abaixo faz uma descrição das características desses módulos[8]. Tabela 2.2 – Características dos módulos monocristalinos Cores Azul e cinza prateada Estrutura Cristais com várias orientações Espessura 0,3 mm Tamanho 10x10 cm2 ; 12,5x12,5 cm2 e 15x15cm2 Forma Quadrada Eficiência 13 – 15% Fabricantes BP Solar,Eurosolare,Sharp,Shell solar. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 16 2.5.1.2.3 - MÓDULOS DE FILMES FINOS Os módulos de filmes finos foram desenvolvidos na década de 90 com a utilização de processos que fazem uso de películas finas para fabricar células solares. Nesses módulos os semicondutores fotoativos são aplicados em finas camadas num substrato, na grande maioria dos casos, o vidro. Os métodos utilizados podem ser por vaporização, disposição catódica ou banhos eletrolíticos. O silício amorfo, o disseleneto de cobre e índio (CIS) e o telureto de cádmio (CdTe) são utilizados como materiais semicondutores. As células de película fina têm um melhor aproveitamento para baixos níveis de radiação e para radiações do tipo difusa. Outra vantagem das películas finas resulta da sua forma celular (longas e estreitas fitas) conferindo-lhes uma menor sensibilidade aos efeitos de sombreamento. A tabela abaixo descreve as características desses módulos[8]. Tabela 2.3 – Características dos módulos de filmes finos Cores Preto, castanho e verde escuro Estrutura Homogênea Espessura 0,3 mm Tamanho Máximo de 1,20x0,6 m2 Forma Escolha livre Eficiência 7,5 – 9,5% Fabricantes Shell solar,Würth Solar, Solar Cells. Figura 2.12 – Módulos de filmes finos. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 17 2.5.1.3 - CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS Os módulos fotovoltaicos possuem sua curva conforme figura 2.13. Figura 2.13 – Curva característica de corrente-tensão do painel solar. Os módulos fotovoltaicos possuem a curva conforme descrito acima. Para cada ponto da curva o produto tensão e corrente representa a potência gerada para aquela determinada condição de operação. Conforme a figura, para um módulo fotovoltaico existe somente uma tensão e corrente na qual a potência máxima pode ser extraída. O ponto de potência máxima (MPP) corresponde, ao produto máximo de tensão e corrente em determinadas condições de radiação, temperatura de operação e massa de ar. A potência máxima de um painel solar em Watt-pico (Wp) é referenciada a valores padrões de radiação, temperatura da célula e massa de ar. Esses valores são normalizados pelas condições de teste Standard (CTS). Estas condições estão de acordo com a norma IEC 60904 / DIN EM 60904. E ela admite a potência máxima fornecida pelo módulo fotovoltaico será aquela da especificação desde que o mesmo seja submetido as seguintes condições[8]: - haja uma irradiância de 1000W/m2 ; - a célula esteja operando a uma temperatura de 25°C, com tolerância de ±2%; - um espectro de luz definido com uma massa de ar AM=1,5; CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 18 2.5.1.3.1 - FATORES QUE INFLUENCIAM AS CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS Existem dois fatores que influenciam fortemente o desempenho dos módulos fotovoltaicos: a intensidade luminosa e a temperatura das células. A intensidade luminosa altera linearmente o valo da corrente nos módulos, conforme pode ser observado na figura 2.14. Figura 2.14 – Efeito causado pela variação do nível de radiação. A temperatura das células é um outro fator que altera as características elétricas dos módulos. A figura 2.15 demonstra esse efeito. Figura 2.15 – Efeito causado pela variação de temperatura. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 19 A incidência de um nível alto de insolação implica num aumento de temperatura das células dos módulos. Conforme é observado pela figura 2.15, uma maior temperatura das células tende a reduzir a tensão do módulo e por conseqüência diminui a sua potência de saída, reduzindo a sua eficiência. 2.5.1.4 - INTERLIGAÇÕES ENTRE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS Os módulos são combinados entre si por meio de ligações em série ou em paralelo a fim de maximizar os valores de tensão, corrente e conseqüentemente de potência do sistema. E também essas ligações conferem uma maior resistência mecânica a eles. No entanto, para evitar perdas de potência faz-se necessário o uso de módulos iguais nessas ligações. 2.5.1.4.1 - INTERLIGAÇÃO SÉRIE A figura 2.16 ilustra a conexão de três módulos e as resultantes curvas de corrente-tensão. Figura 2.16 – Ligação série de painéis solares. Quando painéis solares são conectados em série, a corrente total permanece constante e a tensão total será a soma das tensões individuais de cada módulo. Nos SFCR o número de módulos conectados em série depende da temperatura a que eles estão submetidos e das características do inversor, pois para locais de elevados níveis de radiação o sistema ficará com sua tensão reduzida devido às elevadas temperaturas a que está sujeito se a tensão do módulo cair abaixo do ponto de máxima potência, a eficiência do sistema ficará comprometida podendo até levar a um corte do inversor. Esses módulos ficam CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 20 com suas temperaturas acima de 70°C, assim costuma-se usar 70° como base. Por esse motivo, o sistema deverá ser dimensionado de tal modo que o número mínimo de módulos ligados em série derive do quociente entre a tensão mínima de entrada do inversor e a tensão do módulo à temperatura de 70°C[8]. A equação 2.2 permite calcular o número mínimo de módulos que seja possível ligar em série numa fileira. (2.2) Onde: UMPP(INV Min): é a tensão mínima suportada pelo inversor. UMPP(INV Módulo 70°C): é a tensão do módulo a 70°C. 2.5.1.5.2 - INTERLIGAÇÃO PARALELO Uma outra forma de se conectar os módulos é em paralelo. A figura 2.17 ilustra esse tipo de conexão e mostra as curvas de tensão e corrente originadas dessa configuração. Figura 2.17 – Ligação paralelo de painéis solares. Essa forma de conexão permite manter constante a tensão e obter o nível de corrente acrescido de cada valor individual de corrente dos módulos. As ligações em paralelo entre módulos individuais são utilizadas tipicamente em sistemas autônomos em virtude das baixas tensões e consideráveis valores de correntes de operação. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 21 Nos SFCR para se alcançar níveis ainda maiores de potência são feitas interligações mistas, série e paralelo dos módulos, de acordo com a figura 2.18. Figura 2.18 – Interligação mista dos painéis solares. Esse tipo de conexão permite multiplicar o ponto de máxima potência de operação do sistema. Uma vez que tanto a corrente quanto a tensão ficam multiplicados pelas quantidades individuais de cada módulo, gerando um fator multiplicativo na potência do sistema. 2.5.1.6 - MODELO ELÉTRICO DO MÓDULO FOTOVOLTAICO O circuito equivalente de um módulo fotovoltaico é descrito conforme suas características de construção. As células são formadas por silício dopado com impurezas (item 2.4), tendo portanto a mesma representação de um diodo comum de silício. Desta forma, a célula solar não iluminada comporta-se como um diodo, possuindo sua curva igual a deste, tendo portanto sua representação elétrica conforme ilustrado na figura 2.19[8]. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 22 Figura 2.19 – Representação elétrica de uma célula solar em total escuridão. Ao incidir luz solar na célula, os fótons geram portadores de carga elétrica livres. Fato esse representado por uma fonte de corrente conectada em paralelo com o diodo. Essa fonte gera a corrente fotoelétrica da célula, que depende da irradiância solar. A curva do diodo sofre um desvio no sentido de polarização inversa devido a magnitude dessa fotocorrente, como ilustrado na figura 2.20. Figura 2.20 – Representação elétrica de uma célula solar irradiada. Na célula solar ocorre uma queda de tensão devido o fluxo de corrente que migra do semicondutor para os contatos elétricos, sendo este fato representado por uma resistência em série ao modelo (RS). Essa resistência tem alguns poucos miliohms por célula. Uma outra queda de tensão existente no módulo é devido a correntes de fuga inversa, ocasionada por paralelismo das células. Sendo representado por uma resistência em paralelo ao circuito. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 23 Agora temos uma representação elétrica completa para os módulos fotovoltaicos, ilustrada na figura 2.21. Figura 2.21 – Representação elétrica completa de uma célula solar. 2.5.2 - CAIXA DE JUNÇÃO GERAL As caixas de junção são equipamentos elétricos que têm a função de proteção e corte do sistema. Em geral contém aparelhos de corte, terminais, fusíveis de fileira e diodos de bloqueio das fileiras. Em alguns casos elas contêm também um descarregador de sobretensões, aliviando o sistema nesse tipo de falta. A figura 2.22 descreve este equipamento. Figura 2.22 – Caixa de junção. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 24 Os fusíveis de fileira protegem os cabos e os módulos contra sobrecargas e devem portanto ter seu regime operacional em corrente contínua (DC). Os diodos de bloqueio promovem o desacoplamento das fileiras dos módulos individuais. Em caso de curto-circuito ou sombreamento de uma fileira o restante funcionará normalmente sem alterações dos seus parâmetros elétricos. No entanto, uma falha nesses diodos pode ser muito problemática, pois são de difíceis detecção. Por esse motivo atualmente são suprimidos diodos de bloqueio em SFCR. Conforme estabelecido por norma diodos de bloqueio não são necessários se forem utilizados módulos de mesmo tipo com proteção de classe II, certificados para suportar 50% da corrente nomimal de curto-circuito reversa[9]. 2.5.3 - INVERSOR O inversor é o elo de ligação entre os módulos fotovoltaicos e a rede elétrica. Eles têm a função de transformar a tensão elétrica gerada na sua forma alternada (CA) possibilitando o ajuste da energia gerada aos padrões da rede. Eles constituem uma parte de grande atenção do sistema.Visto serem responsáveis por aproximadamente 19% do custo total do SFCR e 23% dos problemas de operação. Agravante a isso constituem num ponto onde ocorre todo fluxo de potência, tendo a responsabilidade de dar maior eficiência ao sistema[10]. Nos SFCR o inversor é ligado à rede elétrica principal de forma direta, injentando potência direta na rede. Em usinas de geração fotovoltaicas a alimentação é trifásica sendo portanto o inversor trifásico. Os inversores trifásicos utilizados são equipados com tiristores na grande maioria desses sistemas. Também é comum a utilização de vários inversores monofásicos distribuídos de forma equilibrada nas três fases do sistema. A figura 2.23 mostra o acoplamento dos sistemas fotovoltaicos conectados à rede com inversores monofásicos e trifásicos. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 25 Figura 2.23 – Acoplamento de inversores monofásicos e trifásicos à rede. Os inversores devem proporcionar o maior fluxo de potência na conversão. Devendo, portanto, estarem operando no ponto máximo de potência da geração (MPP). Estes dispositivos tem um mecanismo de rastreio desse ponto. Por meio de um conversor DC ligado em série com o inversor que ajusta a tensão de entrada do inversor à tensão correspondente ao MPP. Quanto ao princípio operacional os inversores podem ser de duas formas: inversores comutados pela rede ou inversores auto-controlados. 2.5.3.1 - INVERSORES COMUTADOS PELA REDE Figura 2.24 – Inversor comutado pela rede. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 26 Esses inversores são construídos basicamente por pontes comutadas de tiristores. Onde um par de tiristores recebe da rede um impulso alternado sincronizado com a frequência da rede. Pelo fato de os tiristores não poderem se auto desligar, faz-se necessário a intervenção da rede para forçar esse desligamento (estado de bloqueio). Este fato origina sua nomeclatura. A onda gerada por esses dispositivos é uma onda quadrada com um alto teor de harmônicos, levando a um alto consumo de potência reativa ao sistema. Faz-se necessária utilização de filtros e equipamentos de compensação para limitar esse conteúdo harmônico[8]. 2.5.3.2 - INVERSORES AUTO-CONTROLADOS Os inversores auto controlados são construídos também em forma de ponte e dependendo dos níveis de tensão e do desempenho do sistema podem ser utilizados como componentes semicondutores MOSFET, TBJ, IGBT e GTO. Esses dispositivos permitem uma boa representação da onda senoidal. Devido a utilização de modulações por largura de pulso (PWM). Conforme é mostrado na figura 2.25. Figura 2.25 – Inversor auto-controlado por PWM. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 27 A utilização de PWM gera uma comutação com elevadas freqüência para a formação dos pulsos de modulação. Este fato gera perturbações eletromagnéticas que devem ser avaliadas para não gerarem problemas na rede. Como solução a este fato costuma-se fazer uso de circuitos de proteção adequados e blindagem do equipamento. Quando esses inversores são conectados à rede eles devem fornecer impulsos de disparo dos comutadores eletrônicos em conformidade com a freqüência fundamental da rede. Nos SFCR são utilizadas algumas configurações dos inversores para a operação do sistema procurando uma melhor eficientização de energia. Podemos destacar três configurações de inversores adotadas. São elas os inversores centrais, inversores de cadeia de módulos e inversores integrados. 2.5.3.3 - INVERSORES CENTRAIS Nos SFCR que utilizam tensões de operação reduzidas (Uop<120V) um número reduzido de módulos devem ser ligados por fileiras, afim de não se ultrapassar o nível de tensão desejado. Cerca de 3 a 5 módulos em série, dependendo da tensão desejada. O inversor então fica centralizado ao arranjo dos módulos fotovoltaicos, segundo figura 2.26. Figura 2.26 – Inversor Central (Uop<120V). Nessa configuração o inversor fica submetido a uma tensão reduzida devido ao baixo número de módulos conectados em série. No entanto, o mesmo fica sujeito a correntes elevadas devido ao número de módulos em paralelo. Já em sistemas de tensões maiores CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 28 (Uop>120V), são utilizados equipamentos de classe II e o inversor central, Conforme figura 2.27. Figura 2.27 – Inversor central (Uop≥120V). A grande vantagem dessa configuração reside no fato de se ter menores correntes nos cabos podendo diminuir suas seções. Uma grande desvantagem é que grandes fileiras são bastante afetadas por sombreamentos. 2.5.3.4 - INVERSORES DE CADEIA DE MÓDULOS Existem sistemas fotovoltaicos sujeitos a diferentes orientações ou até mesmo a condições de sombreamento. Sendo eficaz colocar inversores para cada campo ou fileira de módulos, proporcionando assim um melhor aproveitamento de potência em virtude das condições de irradiação. Faz- se necessário agrupar módulos que estão submetidos às mesmas condições de irradiação ou sombreamento. A figura 2.28 ilustra essa configuração. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 29 Figura 2.28 – Inversores em cadeia de módulos. Nessa configuração há uma maior facilidade na instalação do SFCR. E também pode até reduzir os custos visto que há uma redução nas potências dos inversores.Variando normalmente entre 500 e 3000 Watts. Inversores em cadeia de módulos tem a vantagem de não necessitar da caixa de junção geral do gerador e do cabo DC principal. 2.5.3.5 - INVERSORES INTEGRADOS Esta configuração utiliza os inversores individualmente acoplado aos seus módulos promovendo assim uma maior compatibilidade módulo/inversor. Essa configuração proporciona o sistema funcionar permanentemente no MPP, culminando numa maior transferência de potência ao sistema. Estas unidades módulo/inversor são atualmente disponíveis no mercado chamadas por módulos AC. A ilustração dessa configuração é mostrada na figura 2.29. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 30 Figura 2.29 – Inversor integrado (módulo AC). Na realidade não há uma diferença muito significativa na eficiência dessa configuração em comparação à configuração com inversor central. CAPÍTULO 2 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 31 CAPÍTULO 3 DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR BASEADO NAS CARACTERÍSTICAS DE GERAÇÃO 3.1 - CONSIDERAÇÕES INICIAIS Neste capítulo é apresentado o conceito e a representatividade do fator de dimensionamento do inversor nos SFCR, bem como a necessidade de um bom ajuste dessa grandeza para o sistema. Serão feitos, previamente, alguns procedimentos como a estimativa de geração fotovoltaica a partir de dados de irradiação solar, o dimensionamento do painel solar e por fim a relação ótima entre as potências do inversor e do arranjo fotovoltaico. 3.2 - FATOR DE DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR O fator de dimensionamento do inversor (FDI) é a relação entre a potência máxima do gerador fotovoltaico e a potência do inversor. O seu ajuste ótimo permite ao SFCR utilizar ao máximo a energia gerada com uma maior eficiência. O FDI é uma grandeza adimensional dada pela equação 3.1. (3.1) Onde: : Potência nominal do inversor (kW) : Potência máxima do gerador fotovoltaico (kWp) A conexão gerador fotovoltaico e inversor constitui-se o ponto principal de fluxo de potência dos SFCR, visto que toda energia gerada é entregue ao inversor para ser posta na rede. E se não houver um bom fluxo de potência o sistema pode operar com uma baixa eficiência. Os sistemas fotovoltaicos apresentam uma característica peculiar de geração: a variação contínua do nível de irradiação. Essa variação tem uma origem metereológica, pois o céu em determinados dias pode apresentar-se totalmente limpo, em outros dias pode estar parcialmente nublado ou até totalmente nublado. A própria época do ano promove alterações CAPÍTULO 3 - Dimensionamento do Inversor Baseado nas Características de Geração 32 no nível de irradiação. Pois a irradiação média no verão é maior do que a irradiação média no inverno que também diverge da irradiação média de outono e primavera. Além disso, a variação da temperatura local também promove uma variação na potência de saída do módulo. Portanto é um sistema cuja fonte primária de energia sofre variações constantes e isso conseqüentemente reflete na geração, fazendo com que haja uma sazonalidade na energia gerada. Essa variação faz com que o painel fotovoltaico mude, a cada variação do nível de irradiação, o seu ponto de máxima potência (MPP), fazendo com que ele gere continuamente potências variantes. Essas potências devem ser processadas pelo inversor que deve estar adequadamente dimensionado para converter toda, ou ao menos, a maior parte da potência entregue a ele. Teoricamente o inversor deve converter toda potência do arranjo fotovoltaico. Devendo ter, portanto, praticamente a mesma relação de potência. No entanto, o arranjo dificilmente opera em condições nominais resultando numa potência média gerada inferior à sua potência nominal. Isso faz com que o inversor sofra um subdimensionamento sem perda de eficiência e diminuindo os custos. Todavia se o inversor tem sua potência bem inferior a potência do arranjo fotovoltaico (subdimensionamento excessivo), em picos de potência mais elevados ele não processará toda a potência gerada pelo arranjo, culminando em perdas de potência. Nesse regime de operação há também a problemática de que os componentes do inversor estarão praticamente trabalhando em sobrecarga, fato esse que compromete drasticamente a vida útil do inversor. Por outro lado, a utilização de inversores maiores promove um maior aproveitamento de potência, no entanto, ele irá operar em baixo regime de carregamento diminuindo sua eficiência e conseqüentemente a potência total do sistema além do fato de aumentar os custos do mesmo. Dessa forma deve-se encontrar um ponto de equilíbrio entre custo e eficiência do sistema. Portanto, o inversor deve estar numa faixa de dimensionamento que não leve o sistema a perder potência seja por subdimensionamento ou por sobredimensionamento do inversor. Especialistas definem uma faixa de potência do inversor de 75% a 120% da potência nominal do gerador solar. Todavia, para projetos envolvendo grandes potências essa é uma faixa muito extensa. Pois para um gerador solar de 6 kWp o inversor poderia ser de 4,5kW ou de 7,2kW, abrangendo uma margem muito grande de valores, cerca de 36% de variação. [11] É comum a utilização de valores médios dessa faixa de potência, utilizando assim inversores com 90% da capacidade máxima do gerador fotovoltaico. Contudo, devido CAPÍTULO 3 - Dimensionamento do Inversor Baseado nas Características de Geração 33 as características da geração fotovoltaica terem uma considerável variação de local para local acredita-se que fixar um FDI para projetos em diferentes localidades gera um dimensionamento impreciso dos inversores nos SFCR. Em regiões de baixas latitudes (próximas à linha do Equador) os picos de radiação são mais freqüentes fazendo com que o gerador fotovoltaico opere mais próximo de sua potência nominal exigindo assim uma maior potência de operação por parte dos inversores. Em virtude desse fato não é interessante subdimensionar os inversores em SFCR em locais de alto nível de irradiação. Pelo fato de que esse subdimensionamento pode levar a decréscimos consideráveis de potência. Esses decréscimos de potência podem ser quantificados fazendo uma análise de geração baseado em dados locais, afim de se estabelecer com maior fidelidade os níveis ideais de condicionamento de potência e conseqüentemente encontrar o FDI ideal baseado nas peculiaridades locais. Dessa forma, para que os inversores sejam dimensionados de maneira mais precisa faz-se necessário estimar as características locais de geração fotovoltaica com considerável precisão, para que se tenha conhecimento das variações de potência fornecida por uma determinada localidade. 3.3 - ESTIMATIVA DA GERAÇÃO DE ENERGIA A estimativa de geração de energia em SFCR é dependente de vários fatores de projeto. Variando desde parâmetros climatológicos tais como nível de irradiação, número de horas de sol equivalente, latitude, temperatura local e até características ótimas de projeto como inclinação ótima do gerador, tecnologia utilizada e eficiência dos equipamentos. As equações que serão desenvolvidas abaixo utilizarão valores médios, sem perda expressiva de precisão. A potência total recebida pelo gerador fotovoltaico é dada pela equação (3.2): (3.2) Onde: : Potência total recebida pelo gerador (W) : Irradiação média (W/m2) CAPÍTULO 3 - Dimensionamento do Inversor Baseado nas Características de Geração 34 : Área do gerador fotovoltaico (m2) Multiplicando-se essa potência total pelo número de horas de insolação do sistema, temos a quantidade de energia total recebida pelo módulo fotovoltaico, conforme equação (3.3): (3.3) Onde: : Energia total recebida pelo módulo fotovoltaico (kWh) : Número de horas de sol (h/dia) Incluindo o rendimento do painel, podemos calcular a energia ideal produzida, de acordo com a equação (3.4): (3.4) : Energia ideal produzida (kWh) : rendimento do módulo fotovoltaico Para obtermos a energia real produzida, devemos incluir na equação o índice de desempenho do sistema (ID). Esse índice representa a qualidade do SFCR, considerando as perdas durante todo processo. Este índice assume normalmente valores entre 70 e 85%. Para sistemas de boa qualidade esse índice pode assumir valores ainda maiores cerca de 88%. Portanto a energia realmente produzida pelo módulo fotovoltaico é dada pela equação (3.5): (3.5) : Energia real produzida pelo módulo fotovoltaico (kWh) : Índice de desempenho do sistema fotovoltaico CAPÍTULO 3 - Dimensionamento do Inversor Baseado nas Características de Geração 35 Todavia a equação 3.5 não contempla a influência da temperatura das células do módulo fotovoltaico conforme descrito no item 2.5.1.4.1. Uma outra influência desconsiderada pela equação 3.5 é inclinação do gerador. Pois inclinações do gerador iguais aos valores de latitude local aumentam a potência recebida pelo gerador e por conseqüência aumenta sua potência de saída.A equação 3.6 faz essa correção na potência de saída do módulo fotovoltaico[12]. (3.6) Onde: Pmp : Potência de saída do módulo com o efeito da temperatura e da inclinação P0FV : Potência de saída do módulo sem o efeito da temperatura e da inclinação Ht,β : Radiação incidente no plano do módulo fotovoltaico Href : Radiação nas condições de referência (1000W/m2) γmp : Coeficiente de temperatura do ponto de máxima potência TC : Temperatura de operação da célula TC,ref : Temperatura de referência (25°C) Essa equação fornece a potência de saída do gerador de maneira mais precisa, no entanto, diminui a velocidade dos cálculos pelo fato de ela utilizar parâmetros não tanto convencionais. 3.4 - DIMENSIONAMENTO DO GERADOR FOTOVOLTAICO Para dimensionar o gerador fotovoltaico é necessário conhecer a potência a ser consumida pelo mesmo (Pc). Essa potência deve ser corrigida em virtude das perdas do sistema. Devido o fato dos SFCR terem como fonte de perdas a jusante do painel apenas o inversor então essa potência sofre a correção conforme equação 3.7. (3.7) Onde: CAPÍTULO 3 - Dimensionamento do Inversor Baseado nas Características de Geração 36 : Potência corrigida do sistema fotovoltaico (kW) : Potência de consumo do sistema (kW) : rendimento do conversor (inversor) O valor corrigido corresponde a potência que o sistema deve fornecer para que seja garantida a potência especificada de consumo. Multiplicando esse valor pelas horas de funcionamento do sistema, obtemos a energia requerida pelo sistema. E multiplicando essa energia por uma margem de segurança e dividindo-a pelas horas de sol pleno, obtemos a potência do gerador fotovoltaico em kWp, conforme mostra a equação 3.8. (3.8) Onde: Pger : Potência do gerador fotovoltaico (kWp) h: Horas de funcionamento do sistema (h) Pcor : Potência corrigida (kW) Heq : Número de horas de sol pleno (h) 3.5 - PROCEDIMENTOS PARA ESTABELECER O FDI ÓTIMO O dimensionamento ótimo do inversor e conseqüentemente a escolha de um bom FDI dependerá da sazonalidade da potência de saída do gerador fotovoltaico. Com isso, faz-se necessário calcular a energia que será disponibilizada no local, a potência que será gerada pelo gerador fotovoltaico e por fim a potência final que o inversor disponibilizará. 3.5.1 - SOFTWARE UTILIZADO Para a utilização das curvas médias de irradiação solar utilizou-se o software RADIASOL, desenvolvido pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul. Este software permite a geração de curvas de irradiação para diversas cidades do Brasil.O radiasol contém em seu banco de dados uma compilação de dados climatológicos do atlas solarimétrico do CAPÍTULO 3 - Dimensionamento do Inversor Baseado nas Características de Geração 37 Brasil e de estações utilizadas no projeto SWERA (Solar and Wind Energy Resource Assesment),[14] projeto esse que tem por objetivo compilar e tornar disponível para acesso público informações confiáveis sobre os recursos solar e eólico nos países em desenvolvimento. Este programa permite ao usuário entrar com dados mensais relativos à localidade desejada, tais como irradiação média, temperatura máxima, média, mínima, umidade relativa do ar e outros e faz uma inferência estatística horária de irradiação solar[13]. 3.5.2 - ENERGIA LOCAL DISPONIBILIZADA O cálculo da energia disponibilizada em determinada localidade depende do nível de irradiação local e da quantidade de horas de sol, conforme descreve a equação 3.3. Por meio do software RADIASOL gerou-se a curva de irradiação média mensal da cidade de Fortaleza através da entrada de dados descrito na tabela 3.1(FUNCEME). Tabela 3.1 – Dados de entrada para simulação. Latitude: 3,77 ° Sul Energia média (kWh/m2.dia) Janeiro fevereiro março abril maio junho julho agosto setembro outubro novembro dezembro Longitude: 38,6° Oeste irradiada 5,7 5,7 5,62 4,91 4,75 4,94 5,1 5,7 6,32 6,4 5,89 5,7 Umidade relativa do ar Temperatura. (%) Max (°C) 78 31,1 80 30,9 83 30,5 84 30,5 82 30,6 80 30,3 78 30,2 75 30,5 74 30,7 74 30,9 74 31,2 76 31,3 Temperatura. Méd (°C) 27,8 27,5 27,1 27 27,1 26,8 26,6 26,9 27,2 27,5 27,8 27,9 CAPÍTULO 3 - Dimensionamento do Inversor Baseado nas Características de Geração Temperatura. Mín(°C) 25,1 24,8 24,4 24,2 24,2 23,7 23,3 23,6 24,3 24,8 25,5 25,3 38 Analisando os gráficos, percebe-se que o mês de outubrobro apresenta a maior média de radiação, cerca de 462,92 W/m2. E o mês de maio a menor média de radiação do ano, cerca de 398,82 W/m2. Portanto, maio será o mês escolhido para o dimensionamento do sistema. Visto ser o mês de menor radiação média. Para os cálculos de energia foram utilizados os seguintes parâmentros: Tabela 3.2 – Parâmetros de cálculo. Radiação média 398,82 W/m2 Área do módulo fotovoltaico 1 m2 Número de horas de sol 12 h Rendimento do módulo 10% Índice de desempenho (ID) 80% Os valores calculados segundo as equações 3.2, 3.3, 3.4, 3.5 e 3.6 encontram-se na tabela 3.3. Tabela 3.3 – Potência e energia calculada. Potência média recebida pelo módulo Energia média recebida pelo módulo 462,92 W 5,555 kWh Energia média ideal produzida 0,555 kWh Energia média real produzida 0,487 kWh . A figura 3.2 mostra os valores médios mensais de energia produzida para o sistema. CAPÍTULO 3 - Dimensionamento do Inversor Baseado nas Características de Geração 39 Figura 3.2 – Energia produzida. 3.5.3 - DIMENSIONAMENTO DO PAINEL SOLAR O painel solar terá de produzir uma energia média de 0,444 kWh, portanto, segundo a equação 3.9 será de 90Wp. 3.5.4 - POTÊNCIA RECEBIDA PELO INVERSOR A potência média mensal que o inversor receberá do painel, considerando os efeitos de temperatura de operação das células do módulo e inclinação do mesmo é dada pela equação 3.6. Para os cálculos utilizou-se a temperatura de operação das células constante de 40°C e o coeficiente de temperatura do módulo de 0,005 °C-1. A figura 3.2 mostra o resultado para o mês de menor e maior radiação média (maio e setembro). CAPÍTULO 3 - Dimensionamento do Inversor Baseado nas Características de Geração 40 Figura 3.3 – Potência média recebida pelo inversor. 3.5.5 - ANÁLISE DE DIMENSIONEMENTO DO INVERSOR Analisando a figura 3.3, o inversor para processar toda potência recebida do gerador fotovoltaico no menor e maior mês de irradiação média (maio e setembro) sua potência nominal deve estar no intervalo: 60W < Pinv ≤ 77W Portanto, podemos perceber que um inversor com a potência de 80W converteria toda energia recebida do painel fotovoltaico. Tanto no pior (maio) quanto no melhor (setembro) mês do ano em relação ao nível de irradiação. Desta forma, escolhendo a potência de 77W, o inversor terá um FDI de : FDI = 77/90 = 0,86 Todavia, se utilizarmos ao invés de médias, curvas de irradiação diária teríamos uma representação mais fiel à realidade local. No entanto, esta análise fica um tanto trabalhosa. Assim é necessário definir qual relação de compromisso se pretende estabelecer entre a velocidade de cálculo e a precisão na análise. Fazendo uma análise diária nas curvas de irradiação, por exemplo, no dia 15 de setembro, obtemos a curva dada na figura 3.4. CAPÍTULO 3 - Dimensionamento do Inversor Baseado nas Características de Geração 41 Figura 3.4 – Curva de radiação do dia 15 de setembrona cidade de Fortaleza. Utilizando o procedimento descrito nos itens 3.5.1, 3.5.2, 3.5.3 e 3.5.4 obteremos a curva de potência disponibilizada pelo inversor conforme figura 3.5. Figura 3.5 – Potência de saída do inversor com efeito de corte. Analisando a figura 3.5, observamos que a curva de saída de potência do inversor apresemta um efeito de corte de potência. Isso ocorre pelo fato de o gerador fotovoltaico ter gerado uma quantidade de potência que o inversor não é capaz de processar, pois ultrapassou seu limite de potência (< 77W). Desta forma, todo valor de potência excedente a sua potência nominal de saída, será grampeado para seu valor nominal de saída. Caso o inversor tivesse potência o suficiente para processar toda potência que recebesse do gerador fotovoltaico, sua curva de potência de saída seria conforme a figura 3.6. CAPÍTULO 3 - Dimensionamento do Inversor Baseado nas Características de Geração 42 Figura 3.6 – Potência de saída do inversor com e sem o efeito de corte. Verifica-se que quando a irradiação tiver um valor maior do que 920 W/m2 a potência de saída do inversor excederá seu valor nominal de operação e consequentemente haverá um efeito de corte. Analisando os gráficos diários de irradiação, constata-se que, para Fortaleza, tem-se geralmente valores de pico durante vários dias do ano, superior a 920 W/m2, gerando assim uma perda de energia anual. Essa energia perdida foi contabilizada durante o periodo de um ano segundo descreve a figura 3.7. CAPÍTULO 3 - Dimensionamento do Inversor Baseado nas Características de Geração 43 Figura 3.7 – Energia perdida por limitação de potência. CAPÍTULO 3 - Dimensionamento do Inversor Baseado nas Características de Geração 44 Verifica-se que durante um ano 1,25% de energia deixou de ser gerada, por ter utilizado um inversor de 86% da capacidade nominal do gerador solar, ou seja, o sistema operou com um FDI de 0,86. Através do procedimento utilizado no item 3.55, construiu-se o gráfico mostrado na figura 3.8 que para diferentes valores de FDI, mostra a perda de potência total no inversor. Figura 3.8 – Potência total anual perdida no inversor em função do FDI. Através da figura 3.8, o valor do FDI que diminue ao máximo a perda de energia no inversor é aproximadamente 1,1. Isso se deve ao fato de o inversor quando está com um baixo FDI há perda tanto de limitação de potência quanto de eficiência. A proporção que aumenta seu FDI as perdas por limitação tende a zero, no entanto, com o aumento excessivo, sua eficiência começa a ter um declínio, aumentando levemente as perdas totais. Portanto, o dimensionamento ótimo do inversor é aquele que gera o maior rendimento de potência do sistema. Com base nessa afirmação, construi-se o gráfico de rendimento anual do sistema em kWh por valor de potência do gerador em kWp em função do FDI. Esse gráfico é mostrado na figura 3.9. CAPÍTULO 3 - Dimensionamento do Inversor Baseado nas Características de Geração 45 Figura 3.9 – Rendimento anual. Em conformidade à figura 3.9, o valor de FDI que gera o maior rendimento anual para o sistema é o valor de 1,1. Isso significa que para o sistema proposto operando na cidade de Fortaleza, o inversor terá um rendimento máximo de potência se tiver 10% a mais de potência do gerador fotovoltaico. Com isso, um subdimensionamento do inversor não promoveria um rendimento máximo de potência. 3.5.6 - ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA Por outro lado, faz-se necessário avaliar os impactos econômicos gerados pela escolha do dimensionamento do inversor segundo item 3.5.5. O custo em moeda nacional de inversores em função de sua potência nominal é de aproximadamente R$ 1170/kW[15]. Uma forma de avaliar a viabilidade econômica com considerável segurança, é através do cálculo do valor presente líquido (VPL). Este cálculo financeiro permite avaliar o nível de atratividade financeira de um determinado projeto. A equação 3.10 mostra o cálculo do VPL. (3.10) Onde: CAPÍTULO 3 - Dimensionamento do Inversor Baseado nas Características de Geração 46 : Investimento total (compra do equipamento) N : Período de capitalização (vida útil do equipamento) : Receitas líquidas (Economia obtida) i : Taxa de atratividade financeira (Referenciada a taxa CELIC) Dessa maneira, utilizaram-se como parâmetros para o cálculo do VPL os valores descritos na tabela 3.4[1]. Tabela 3.4 – Parâmetros financeiros. Custo da Energia (R$/kWh) 0,7 Custo do inversor (R$/kW) 1170 Taxa de atratividade financeira (% a.a) Vida útil do inversor (anos) 12 20 Através da equação 3.10 e a utilização da tabela 3.4, gerou-se o gráfico do VPL para o sistema fotovoltaico proposto em função do FDI. O resultado foi mostrado na figura 3.10. Figura 3.10 – Valor Presente Líquido. Podemos observar que o valor do FDI que gera uma maior viabilidade econômica, cerca de R$ 640,00 por período de vida útil do inversor (20 anos) a uma taxa de 12% ao ano é de 0,86. CAPÍTULO 3 - Dimensionamento do Inversor Baseado nas Características de Geração 47 3.5.7 - ESCOLHA DO FDI PARA DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR Finalmente o dimensionamento do inversor que gerará um rendimento anual ótimo a uma boa atratividade financeira é obtido analisando-se os gráficos das figuras 3.9 e 3.10. Conforme a figura 3.9, a partir de um FDI de 0,9 obtenhe-se um rendimento anual máximo e praticamente constante. Todavia, se utilizarmos com um FDI maior que 0,9 o VPL começa a declinar diminuindo assim sua atratividade financeira. Dessa forma o FDI ótimo seria para esse sistema 0,9. Portanto, para que o inversor opere com um ótimo rendimento a uma boa atratividade financeira sua potência deveria ser: CAPÍTULO 3 - Dimensionamento do Inversor Baseado nas Características de Geração 48 CAPÍTULO 4 ESTUDO DE CASO (USINA SOLAR DE TAUÁ) 4.1 - CONSIDERAÇÕES INICIAIS Neste capítulo será feito um estudo de caso com a usina solar localizada no estado Ceará, no município de Tauá. Será aplicada a metodologia desenvolvida no capítulo 3 para o dimensionamento dos inversores dessa usina, afim de se obter o maior rendimento de potência com o menor custo possível de acordo com as condições de radiação local. 4.2 - A USINA SOLAR DE TAUÁ A usina solar de Tauá será localizada no município de Tauá à 344 km de Fortaleza, no do estado do Ceará. Ela será a primeira usina comercial da América Latina. Foi escolhido esse município para localização da usina pelo fato de ele apresentar os melhores índices de radiação do nordeste brasileiro. Com uma potência instalada inicial de 1MW em corrente contínua, a usina solar de Tauá terá a capacidade de fornecer energia elétrica para 1500 residências, com projetos de expansão para 5MW. CAPÍTULO 4 – Estudo de Caso (Usina Solar de Tauá) 49 Figura 4.1 – Maquete eletrônica da usina solar de Tauá. Serão utilizados 4.400 painéis fotovoltaicos fabricados pela empresa chinesa Yingli Solar, numa área de 12 mil metros quadrados. Eles serão distribuídos em 20 módulos, onde cada módulo terá 220 painéis solares, conforme é ilustrado na figura 4.2. Figura 4.2 – Configuração dos módulos solares. Os inversores serão fornecidos pela empresa Ingeteam, onde será utilizado um inversor para cada par de módulos, totalizando assim 10 inversores. A ilustração pode ser vista na figura 4.3. CAPÍTULO 4 – Estudo de Caso (Usina Solar de Tauá) 50 Figura 4.3 – Configuração dos inversores. Tabela 4.1 – Parâmetros do painel Solar. Painel Fotovoltaico Potência 280 Wp Eficiência 0,144 Coeficiente de temperatura Dimensões 0,0045 1/°C 1970/990/50 mm 4.3 - ESTIMATIVA DE GERAÇÃO DE ENERGIA Para os cálculos da geração de energia e estimativa das curvas diárias de radiação solar foram utilizados os dados fornecidos pela Fundação Cearense de Meteorologia e Recursos Hídricos (FUNCEME), no período de setembro de 2009 a setembro de 2010 para o município de Tauá, conforme descreve a tabela 4.2[16]. Tabela 4.2 – Dados Metereológicos. CAPÍTULO 4 – Estudo de Caso (Usina Solar de Tauá) 51 Cidade: Tauá Latitude -6 Longitude 40,42 Energia Umidade Temperatura (°C) (kWh/m2.dia) relativa (%) Mínima Média Máxima Janeiro 5,34 68 20,0 26,6 33,1 Fevereiro 4,50 69 22,4 26,8 31,1 Março 5,74 75 20,6 25,9 31,1 Abril 5,61 78 21,3 26,3 31,3 Maio 5,91 71 20,3 25,8 31,3 Junho 5,74 66 20,5 26,0 31,5 Julho 6,30 59 20,1 25,9 31,7 Agosto 6,49 54 20,0 26,2 32,3 Setembro 7,05 44 21,6 27,5 33,4 Outubro 6,72 51 22,2 27,2 32,2 Novembro 6,17 50 22,7 27,4 32,1 Dezembro 5,08 54 22,9 28,2 33,5 Mês Simulou-se no programa Radiasol, através dos dados da tabela 4.2, as curvas de radiação diária para os doze meses do ano. Essas curvas estão no apêndice B. Construiu-se o gráfico da energia mensal produzida para a usina de Tauá em conformidade com as características descritas no item 4.2 e a tabela 4.2, sendo visualizado na figura 4.4. CAPÍTULO 4 – Estudo de Caso (Usina Solar de Tauá) 52 Figura 4.4 – Estimativa mensal de Energia Produzida. 4.4 - FATOR DE DIMENSIONAMENTO DOS INVERSORES Cada inversor processará a energia de dois módulos. E como cada módulo terá 220 painéis de 280Wp, então o inversor estará sujeito a potência do módulo de: Pmod = 220 x 280 x 2 = 123,2 kW Para encontrarmos o fator de dimensionamento do inversor que levará a um melhor rendimento do sistema, avaliou-se as perdas por limitação de potência do inversor para diferentes valores de FDI durante os doze meses do ano. Os gráficos podem ser vistos na figura 4.5. CAPÍTULO 4 – Estudo de Caso (Usina Solar de Tauá) 53 CAPÍTULO 4 – Estudo de Caso (Usina Solar de Tauá) 54 Figura 4.5 – Perda de energia no inversor por limitação de potência. CAPÍTULO 4 – Estudo de Caso (Usina Solar de Tauá) 55 Através dos valores de perda de energia, construiu-se o gráfico de perda de energia em função do FDI, conforme observado na figura 4.6. Figura 4.6 – Perda de energia em função do FDI. Observa-se que a partir do FDI unitário as perdas de energia anual é praticamente igual e de valor mínimo. Em contra partida valores do FDI menores de que a unidade passam a gerar perdas significativas para o sistema. Para avaliar qual o melhor fator para dimensionar o inversor de modo a gerar uma maior eficiência energética, construiu-se o gráfico de rendimento anual do sistema de Tauá, em função do FDI, o resultado foi plotado na figura 4.7 CAPÍTULO 4 – Estudo de Caso (Usina Solar de Tauá) 56 Figura 4.7 – Rendimento Anual de Tauá. A figura 4.7 demonstra que para valores de FDI maiores que 1 (um) o rendimento é praticamente constante e máximo. A medida que decresce do valor unitário o rendimento anual passa a decrescer abruptamente. Observa-se que o valor de FDI que gera um rendimento máximo é de 1,1. Dessa forma, do ponto de vista de eficiência do sistema o FDI ótimo seria de 1,1. No entanto, simplismente aumentar a potência do inversor faz com que os custos sejam aumentados. Portanto, faz-se necessário avaliar os impactos econômicos que essa atitude gera. A figura 4.8 mostra a viabilidade econômica do sistema de Tauá em função do FDI, através do valor presente líquido (VPL). CAPÍTULO 4 – Estudo de Caso (Usina Solar de Tauá) 57 Figura 4.8 – Valor Presente Líquido. Constata-se que o valor de FDI que gera uma viabilidade econômica máxima ao sistema de Tauá, conforme ponto máximo da figura 4.8, é praticamente 1 (um). Antes do valor unitário o sistema apresenta uma queda abrupta no valor do VPL e depois deste valor, também tem um declínio no VPL, sendo portanto, o valor unitário do FDI o mais indicado para o sistema de Tauá, visto que esse fator geraria um melhor aproveitamento de energia com a melhor relação custo benefício. Desta maneira a potência do inversor seria: 4.5 – CONCLUSÃO A necessidade de se avaliar a relação de potência do painel fotovoltaico e do inversor caracteriza-se um importante passo em projetos fotovoltaicos. Em virtude de se obter maiores ganhos de energia com custos reduzidos. Apesar de o painel fotovoltaico apresentar oscilações na geração de energia, oriunda das condições climáticas, subdimensionar os inversores, ou seja, utilizar um valor de FDI inferior à unidade em cidades com elevados picos de radiação solar como Tauá, pode comprometer muito a eficiência do sistema. Pois nessas regiões alcançam-se valores de pico superiores a 1000W/m2 (radiação padrão) muito freqüentemente em horários de 10hs às 14hs. CAPÍTULO 4 – Estudo de Caso (Usina Solar de Tauá) 58 No caso de Tauá, observou-se que o nível de radiação solar ultrapassou os 1000W/m2, cento e quarenta e nove vezes durante um ano por pelo menos três horas a cada dia, totalizando uma freqüência de 40,82% ao ano. Nos meses de maiores índices de radiação, como setembro e outubro, esses picos alcançavam até 1300W/m2 . Conforme mostraram os gráficos da figura 4.6, a utilização de inversores subdimensionados geram perdas consideráveis para o sistema fotovoltaico, algo em torno de 1,3% ao ano. Pode até parecer um valor irrisório, mas quando se tem grandes sistemas fotovoltaicos como o de Tauá (1MW), essa porcentagem passa a ter expressivo valor. À medida que se aumenta a potência dos inversores (aumento do FDI), essas perdas por limitação de potência tendem a serem anuladas restando somente as perdas ocasionadas pelo rendimento do inversor (figura 4.6). Esse fato é comprovado no gráfico de rendimento anual do sistema de Tauá, conforme figura 4.7. O sistema apresenta um rendimento crescente para valores crescentes do FDI, até praticamente saturar, ou seja, não apresentar mais um aumento de rendimento anual com o aumento do FDI. Isso acontece pelo fato de o inversor já ter potência suficiente para processar toda energia do painel fotovoltaico. A partir do FDI unitário o sistema não apresenta ganhos consideráveis de rendimento anual. Assim aumentar o FDI apenas geraria mais gastos para o sistema. Dessa forma fez-se necessário avaliar até que ponto a potência o inversor poderia ser aumentada de maneira que processe o máximo de energia com o menor custo. A figura 4.8 ilustra essa viabilidade econômica por meio do VPL. Analisando-a, observamos que para valores crescentes de FDI o sistema apresenta uma boa viabilidade até atingir um máximo (FDI unitário), a partir daí o sistema passa a ter uma viabilidade decrescente. Esse fato ocorre porque o acréscimo de potência do inversor, conseqüentemente do custo do inversor, não é compensado pelo acréscimo no rendimento da energia gerada. Portanto, o sistema tem um rendimento anual praticamente máximo com um rendimento financeiro praticamente máximo no valor de FDI unitário. Deve haver um equilíbrio entre eficiência e rentabilidade. Pois o ideal é que o sistema opere com a maior eficiência e rentabilidade. Assim observamos que um subdimesionamento para o sistema de Tauá geraria perdas de eficiência e de rentabilidade. Estas observações podem ser estendidas sem perdas de generalidades para localidades que apresentam condições de radiação semelhantes à cidade de Tauá, como por exemplo, a cidade de Fortaleza. Portanto para localidades com elevados picos de radiação solar a melhor relação de potência entre o painel solar e o inversor é a unitária. CAPÍTULO 4 – Estudo de Caso (Usina Solar de Tauá) 63 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Curiosidades da energia elétrica. Disponível em <HTTP://www.energiasdobrasil.com.br> Acesso em 8 de setembro de 2010. [2] GTES- Grupo de Trabalho de Energia Solar, Manual de Engenharia para Sistemas Fotovotaicos. Rio de Janeiro, 1999, pp 16-17. [3] Ferreira, M.J.G., Inserção da Energia Solar Fotovoltaica no Brasil. Dissertação de Mestrado, Programa de Pós-Graduação em Energia. Universidade de São Paulo. [4] Siemens Solar Industries, Photovoltaic Technology and System Design, 1990, 4ª Edição. [5] Wenham, S.R., Green, M.A., Silicon Solar Cells, Progress in Photovoltaics: Researc and Aplication, 1996, Vol 4. [6] Hemmann, B., Problematic of rules, artigo publidado na revista pv magazine. Disponível em <HTTP://www.pvmagazine.com>. Acesso em 29 de Agosto de 2010. [7] CRESESB- Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito, Energia Solar Princípios e Aplicações. Disponível em <HTTP://www.cresesb.cepel.br>. Acesso em 8 de setembro de 2010. [8] Manual sobre tecnologia, projeto e instalação, Energia Fotovoltaica, Janeiro de 2004. [9] Borba, A.J.V., Conversor para Acoplamento de Sistemas Fotovoltaicos à Rede Trifásica. Dissertação de mestrado, 1995, Universidade Federal do Rio de Janeiro. [10] Goetzberger, A., Hoffmann, V.U., Photovoltaic Solar Energy Generation, 2005, Ed. Springer. [11] Spirito, G.F., Curso de Produção de Energia Elétrica de Fontes Renovéveis de Energia: Sistemas fotovoltaicos e Fontes Locais, Fevereiro 1988. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 64 [12] Martín, E.C.,Edifícios Fotovoltaicos Conectados a La Red Elétrica: Caracterización e Analisis. Madrid, 1998. Dissertação de Doutorado. Universidade Politácnica de Madrid. [13] Tiba, C., Atlas Solarimétrico de Brasil: banco de dados terrestres.Grupo de Pesquisa em Fontes Alternativas de Energia – UFPE. Recife, Ed. Universitária da UFPE, 2000. [14] SWERA. Solar and Wind Energy Resource Assesment. Disponível em: <HTTP://swera.unep.net>. Acesso em 15 de Setembro de 2010. [15] Hemmann, B., Problematic of rules, artigo publidado na revista pv magazine. Disponível em <HTTP://www.pvmagazine.com>. Acesso em 29 de Agosto de 2010. [16] FUNCEME – Fundação Cearense de Metereologia e Recursos Hídricos. Disponível em: <HTTP://www.funceme.com.br>. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 65 APÊNDICE A (ENERGIA DIÁRIA PERDIDA POR LIMITAÇÃO DE POTÊNCIA DO INVERSOR) APÊNDICE A - (Energia Diária Perdida por Limitação de Potência do Inversor) 66 A.1 - CONSIDERAÇÕES INICIAIS A tabela A1 quantifica a energia em KWh perdida pelo fato da limitação de potência do inversor nos meses mais expressivos em um período de um ano para a cidade de Tauá. Para este cálculo utilizouse as curvas geradas pelo software RADIASOL. Tabela A1- Energia perdida por limitação de potência do inversor. mês Agosto dia FDI (0,5) FDI (0,7) FDI (0,9) FDI (1,1) FDI (1,5) 1 3,012 1,635 0,438 0,116 0 2 1,124 0,385 0 0 0 3 0,775 0,004 0 0 0 4 1,722 0,684 0,001 0 0 5 2,744 1,145 0,147 0 0 6 0 0 0 0 0 7 3,029 1,728 0,523 0,068 0 8 3,031 1,731 0,525 0,074 0 9 3,022 1,713 0,509 0,068 0 10 2,999 1,726 0,526 0,224 0 11 1,965 0,736 0,001 0 0 12 2,573 1,375 0,246 0,016 0 13 0,231 0 0 0 0 14 3,501 1,826 0,553 0,251 0 15 2,913 1,912 0,412 0,123 0 16 0 0 0 0 0 APÊNDICE A - (Energia Diária Perdida por Limitação de Potência do Inversor) 67 17 0 0 0 0 0 18 3,075 1,884 0,589 0,223 0 19 1,738 0,465 0 0 0 20 2,856 1,523 0,362 0,056 0 21 0 0 0 0 0 22 0,926 0 0 0 0 23 0,023 0 0 0 0 24 1,012 0,326 0 0 0 25 3,182 1,826 0,623 0,226 0 26 3,191 1,882 0,589 0,284 0 27 3,182 1,832 0,586 0,285 0 28 3,539 1,856 0,601 0,301 0 29 0 0 0 0 0 30 2,156 0,958 0,029 0 0 31 2,924 1,552 0,411 0,126 0 APÊNDICE A - (Energia Diária Perdida por Limitação de Potência do Inversor) 68 mês Setembro dia FDI (0,5) FDI (0,7) FDI (0,9) FDI (1,1) FDI (1,5) 1 3,252 1,825 0,599 0,216 0 2 3,331 1,901 0,651 0,268 0 3 3,341 2,001 0,701 0,301 0 4 3,331 1,912 0,589 0,225 0 5 2,178 0,987 0,143 0 0 6 2,256 1,087 0,152 0 0 7 2,229 1,052 0,123 0 0 8 1,821 0,748 0,038 0 0 9 1,722 0,523 0 0 0 10 2,189 1,578 0,466 0,121 0 11 2,012 0,754 0,0321 0 0 12 1,986 0,814 0 0 0 13 1,873 0,776 0,045 0 0 14 2,601 1,546 0,356 0,052 0 15 3,501 2,199 0,853 0,459 0 16 2,529 1,324 0,249 0,001 0 17 2,601 1,387 0,268 0,001 0 18 2,956 1,621 0,421 0,123 0 APÊNDICE A - (Energia Diária Perdida por Limitação de Potência do Inversor) 69 19 2,931 1,612 0,422 0,128 0 20 3,152 1,721 0,543 0,229 0 21 2,536 1,125 0,241 0,012 0 22 2,241 1,027 0,127 0,001 0 23 0,485 0 0 0 0 24 0,348 0 0 0 0 25 0,189 0 0 0 0 26 1,235 0,387 0 0 0 27 1,201 0,514 0 0 0 28 0,891 0,321 0 0 0 29 0,801 0,231 0 0 0 30 0,156 0 0 0 0 APÊNDICE A - (Energia Diária Perdida por Limitação de Potência do Inversor) 70 mês Outubro dia FDI (0,5) FDI (0,7) FDI (0,9) FDI (1,1) FDI (1,5) 1 3,412 2,023 0,751 0,352 0 2 1,956 0,854 0,154 0,001 0 3 0,972 0,123 0 0 0 4 2,531 1,226 0,226 0,001 0 5 3,142 1,745 0,523 0,228 0 6 0,812 0,289 0 0 0 7 0,253 0 0 0 0 8 3,378 2,089 0,782 0,236 0 9 3,125 1,826 0,523 0,156 0 10 2,514 1,236 0,213 0,019 0 11 1,342 0,345 0 0 0 12 0,385 0,012 0 0 0 13 1,311 0,321 0 0 0 14 0,789 0,281 0 0 0 15 1,322 0,489 0 0 0 16 3,012 1,748 0,562 0,213 0 17 2,501 1,269 0,289 0,028 0 18 2,001 0,925 0,069 0 0 19 3,235 1,998 0,716 0,213 0 APÊNDICE A - (Energia Diária Perdida por Limitação de Potência do Inversor) 71 20 2,785 1,575 0,312 0,045 0 21 0 0 0 0 0 22 0,212 0 0 0 0 23 0,532 0,012 0 0 0 24 2,401 1,201 0,236 0,001 0 25 0,998 0,189 0 0 0 26 3,124 1,823 0,724 0,325 0 27 0,652 0,162 0 0 0 28 0,301 0,054 0 0 0 29 2,411 1,224 0,236 0,009 0 30 0,128 0 0 0 0 31 2,423 1,336 0,211 0,004 0 APÊNDICE A - (Energia Diária Perdida por Limitação de Potência do Inversor) 72 APÊNDICE B (CURVAS DIÁRIA DE RADIAÇÃO DO MUNICÍPIO DE TAUÁ) APÊNDICE B – (Curvas Diária de Radiação do Município de Tauá) 73 A.2 - CONSIDERAÇÕES INICIAIS As curvas de radiação diária mostradas na figura A2, foram geradas através de dados fornecidos pela Fundação Cearense de Meteorologia e Recursos Hídricos e simulados no software RADIASOL. A figura A2 mostra algumas dessas curvas para o mês de maior índice de radiação para Tauá (Outubro). APÊNDICE B – (Curvas Diária de Radiação do Município de Tauá) 74 Figura A2- Curvas de radiação diária do município de Tauá. APÊNDICE B – (Curvas Diária de Radiação do Município de Tauá)