Aspetos técnicos de dimensionamento de instalações elétricas integrando sistema de auto-produção distribuídos

Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto Aspetos técnicos de dimensionamento de instalações elétricas integrando sistema de autoprodução distribuídos Andreia Isabel Alves Azevedo VERSÃO FINAL Dissertação realizada no âmbito do Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Major Energia Orientador: Cláudio Monteiro (Professor Doutor) Julho 2016 ii © Andreia Isabel Alves Azevedo, 2016 iii Resumo Atualmente com a preocupação ambiente tenta-se reduzir ao máximo a exploração de combustíveis fosseis. Em Portugal, com o Decreto-Lei 363/2007, dá-se início à produção de energia através de microprodução. Neste cenário, toda a energia produzida era injetada na rede e renumerada com tarifas bonificadas. Como o preço da eletricidade recebido pela injeção na rede era mais elevado do que o preço pago pela energia consumida, era bastante lucrativo vender à RESP. Neste sentido, surge em 2011 o Decreto-Lei 24/2011, que era semelhante ao anterior mas para instalações com potências de ligação até 250 kW. Devido à conjuntura económica do país, os incentivos à mini e microprodução diminuíram, devido à redução no preço de venda da energia, isso influenciou os resultados recebidos pelo produtor. Para contornar este problema a nível Europeu, abriram-se as portas ao autoconsumo. Surge então em Outubro de 2014 o Decreto-Lei nº 153/2014. Esta lei veio alterar o paradigma da energia fotovoltaica em Portugal, definir novas regras para a pequena produção e legislar o autoconsumo. O objetivo principal desta dissertação é estudar o comportamento de uma rede de baixa tensão, neste caso o caso de estudo foi a FEUP, antes e depois da instalação de unidades de autoconsumo. Estudar as perdas ativas e reativas e calcular a poupança com a introdução de painéis fotovoltaicos. Para cumprir os objetivos propostos, foi criado um modelo matemático que relaciona a potência ativa com a potência reativa, e a potência ativa com a tensão. Esse modelo foi elaborado a partir de um mapa com leitura direta de grandezas num edifício da faculdade para uma semana. Essas relações foram usadas para mapear os dados para um ano inteiro para todos os quadros existentes, atribuindo valores e potência ativa como ponto de partida. Instalados os painéis e sabendo a potência ativa por eles gerada no total por edifício foi necessário transportar esses dados para cada hora utilizando valores de produção de uma central próxima do Porto. Com a realização deste trabalho concluímos que a introdução de energia fotovoltaica permite uma redução de perdas de 12%, que em euros significa cerca de 1000€. Além disso permite uma poupança na fatura final de mais de 170 mil euros. Relativamente à tensão verifica-se um aumento de cerca de 1%. Contudo o investimento inicial poderá rondar 1 milhão de euros, que contribuirá para um retorno em 7 anos. iv v Abstract Nowadays with a higher environment concern, attempts are being made to reduce the exploitation of fossil fuels. In Portugal, with Decree-law 363/2007, it was initiated the production of energy by microgeneration. In this scenario, all the energy produced was injected into the network with subsidized rates. As the price of electricity received by the injection on the network was higher than the price paid for the consumed energy, it was quite profitable to sell to the RESP. In this sense, it arises in 2011 the Decree-Law 24/2011. Which was similar to the previous Decree-Law but for facilities with connecting power up to 250 kW. Due to the economic conjuncture in the country, the incentives for mini and micro production decreased due to the reduction of the energy sale price, which influenced the producer’s return. To work around this problem at European level, the doors to self-consumption were opened. This way Decree-Law No. 153/2014 comes to fruition in October 2014. This law changed the paradigm of energy produced by photovoltaics in Portugal, setting new rules for small production and legislating domestic production. The main objective of this thesis is to study the behavior of a low-voltage network, before and after the setup of unit’s self-consumption. Study the active and reactive losses and calculate the savings with the introduction of photovoltaic panels. FEUP was used as a case study. To meet these goals, a mathematical model was created that connects active power with reactive power and active power with tension. This model was developed from a map with direct reading of quantities in a college building for a week. These connections were used to map the data for a full year for all the electric boards, assigning values and active power as a starting point. After setting up the panels and knowing the total generated active power per building, it was necessary every hour to assemble this data using production values of a nearby central in Porto. With this work we conclude that the introduction of photovoltaics allows a reduction of 12% losses, which in euro means about EUR 1000. Also allows a savings in the final bill of more than EUR 170 000. Regarding the voltage there is an increase of about 1%. However, the initial investment will be around EUR 1 million, which will contribute to a return in 7 years. . vi vii Agradecimentos Chegar aqui é cumprir mais uma etapa da realização de um sonho. Mas isso não seria possível sem o apoio de algumas pessoas muito importantes. Mãe e Pai, obrigada por tudo. Professor Cláudio Monteiro, obrigado pela sua disponibilidade, paciência, conhecimento e incentivo. Além de ser um excelente professor é uma pessoa excecional. Ricardo, o que tu aturas, não é? Obrigada. A todos os colegas que se cruzaram comigo ao longo destes anos e que, juntos partilhamos experiências, conhecimento e algumas ansiedades, em especial, a Fabíola, a Luísa Maria, o Fábio, o André, o João, o Pedro e o Fred. Aos meus colegas de trabalho, em especial ao João, obrigada por tudo. Ao Professor Doutor Manuel Matos pela cedência de documentação do trânsito de potências radial, ao Professor Doutor José Rui Ferreira pela disponibilidade ao esclarecer todas as dúvidas sobre a arquitetura elétrica da FEUP e à equipa de Manutenção da FEUP pela disponibilidade na visita aos Postos de Transformação. Obrigada a todos! Andreia Azevedo viii ix Índice Resumo ........................................................................................... iii Abstract ............................................................................................ v Agradecimentos ................................................................................ vii Índice .............................................................................................. ix Lista de figuras .................................................................................. xi Lista de Gráficos .............................................................................. xiv Lista de tabelas ................................................................................ xv Capítulo 1 ........................................................................................ 1 Introdução .................................................................................................. 1 1.1 - Motivação e enquadramento .................................................................. 1 1.2 - Objetivos ......................................................................................... 2 1.3 - Estrutura da dissertação ....................................................................... 2 1.4 - Informação e ferramentas utilizadas ........................................................ 2 Capítulo 2 ........................................................................................ 3 Estado da arte sobre integração de sistemas fotovoltaicos ....................................... 3 2.1 - Atual legislação de produção dispersa, autoconsumo e pequena produção .......... 3 2.2 - Estrutura de um sistema fotovoltaico integrado em instalação de consumo ...... 15 2.3 - Modelização elétrica de um sistema fotovoltaico integrado em edifício de consumo ........................................................................................ 35 2.4 - Trânsito de potência radial ................................................................. 43 Capítulo 3 ....................................................................................... 47 Caso de estudo FEUP – dimensionamento do sistema fotovoltaico ............................ 47 3.1 - Avaliação do recurso solar .................................................................. 47 3.2 - Localização geográfica e caracterização da instalação ................................ 51 3.3 - Características dos equipamentos selecionados – painéis fotovoltaicos e inversores ...................................................................................... 54 3.4 - Dimensionamento de strings (cabo DC) ................................................... 59 3.5 - Dimensionamento da instalação dos inversores ao Posto de Transformação (cabos AC) 66 Capítulo 4 ....................................................................................... 69 Metodologia e algoritmo ............................................................................... 69 4.1 - Abordagem do problema .................................................................... 69 4.2 - Inputs ........................................................................................... 74 4.3 - Outputs ......................................................................................... 74 4.4 - Descrição do algoritmo ...................................................................... 74 4.6 - Cálculo e custos das perdas ................................................................. 80 Capítulo 5 ....................................................................................... 82 xvi Abreviaturas e Símbolos Lista de abreviaturas (ordenadas por ordem alfabética) AC Corrente Alternada ACE Aparelho de Corte de Entrada BT Baixa Tensão BTE Baixa Tensão Especial BTN Baixa Tensão Normal CICA Centro de Informática Prof. Correia de Araújo CUR Comercializador de último recurso DC Corrente Contínua DGEG Direção Geral de Energia e Geologia DL Decreto-lei DST Descarregador de sobretensão FEUP Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto FER Fontes de Energia Renováveis FiT Tarifa feed-in FV Fotovoltaico MIBEL Mercado Ibérico de Eletricidade MT Média Tensão ORD Operador de Rede de Distribuição PT Posto de transformação pu Por Unidade QE Quadro de Entrada RESP Rede Elétrica de Serviço Público RTIEBT Regras Técnicas das Instalações Elétricas de Baixa Tensão SEE Sistema Elétrico de Energia SEN Sistema Elétrico Nacional UPAC Unidades de Produção para Autoconsumo UPP Unidades de Pequena Produção TP Trânsito de potências Capítulo 1 Introdução Esta dissertação intitulada “Aspetos técnicos de dimensionamento de instalações elétricas integrando sistemas de autoprodução distribuídos” foi desenvolvida no âmbito da unidade curricular Dissertação do Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores da Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto, sob orientação do Prof. Doutor Cláudio Monteiro. No presente capítulo serão apresentados os motivos que levaram à realização desta Dissertação, assim como, a estrutura do documento. 1.1 - Motivação e enquadramento A população mundial está em franco crescimento e isso afeta diretamente a forma como produzimos os recursos que necessitamos para viver, nomeadamente a produção de energia elétrica. Todos sabemos que a vida sem este recurso seria menos fácil. Se no início, conseguíamos satisfazer as necessidades com os chamados combustíveis fósseis, o mesmo não se verifica nos dias de hoje. A preocupação com o meio ambiente é dos fatores que obrigou a Humanidade procurar alternativas. Por isso hoje, dá-mos prioridade às chamadas “energias limpas”: energia eólica, solar, fotovoltaica, etc. O autoconsumo vem trazer grandes mudanças na forma como víamos a rede elétrica e isso traz grandes vantagens tanto para consumidor como para os grandes produtores. Esta dissertação pretende focar-se no caso do autoconsumo, explorando configurações da produção distribuída dentro da própria instalação de consumo. Existem, ainda alguns pontos relativos a algumas configurações que ainda não estão definidos na legislação, pelo que aguardamos que sejam publicados em breve. Esta legislação pressupõe que seja utilizado um contador por UPAC, ou seja, em grandes instalações, como no caso da FEUP, é uma grande limitação em termos de infraestruturas. Obriga o consumidor-produtor a ter uma rede paralela à rede elétrica já existente. 2 Introdução 2 1.2 - Objetivos A presente dissertação tem como objetivos o estudo do trânsito de potências e análise de benefícios económicos de uma rede de baixa tensão, antes e depois da instalação de unidades de autoconsumo. Foi escolhida a FEUP como caso de estudo, uma vez que é uma rede diversidade em termos de componentes que a constituem e também pelo diferente tipo de cargas que alimenta. Pretende-se estudar as perdas ativas e reativas para os dois cenários propostos e estimar o impacto económico a introdução de energia fotovoltaica. 1.3 - Estrutura da dissertação Este documento encontra-se dividido em 6 capítulos. No presente capítulo, apresento os motivos que levaram a elaboração deste trabalho. O capítulo 2 descreve o estado da arte acerca da legislação que rege a produção dispersa, o autoconsumo e a pequena produção, assim como, os componentes que constituem um sistema fotovoltaico, modelização de cargas e cálculo de um trânsito de potências radial. O capítulo 3 é o dimensionamento de um sistema fotovoltaico para o caso de estudo proposto. O capítulo 4 apresenta o algoritmo utilizado para a concretização do objetivo proposto, cálculos e custos de perdas. O capítulo 5 mostra os resultados obtidos. O capítulo 6 são as conclusões e propostas de trabalhos futuros. 1.4 - Informação e ferramentas utilizadas Para a elaboração desta dissertação foram disponibilizadas algumas informações fundamentais, nomeadamente: leituras de grandezas de um edifício e consumo de uma central fotovoltaica próximo do Porto. Relativamente às ferramentas utilizadas foram:  Autocad® para desenhar em 2D no mapa da FEUP e localização de quadros e postos de transformação para medir as distâncias;  SketchUp® para desenhar em 3D a FEUP com as medidas o mais aproximado possível;  Microsoft Excel®: para efetuar todos os cálculos necessários à conclusão dos trabalhos;  Solargis: é uma ferramenta online e foi usada para avaliar a irradiação solar em Portugal Continental;  PVGis: também é uma ferramenta online e foi usada para avaliar o melhor ângulo de inclinação dos painéis solares, o melhor ângulo de azimute, etc. Capítulo 2 Estado da arte sobre integração de sistemas fotovoltaicos O segundo capítulo desta dissertação tem como objetivo principal fazer o enquadramento do sistema fotovoltaico integrado na produção distribuída em regime de produção de autoconsumo em Portugal e nos países europeus. Neste capítulo, fazemos uma análise da atual legislação disponível: decreto-lei nº 153/2014 de outubro de 2014. Esta legislação veio trazer grandes mudanças no paradigma da produção de eletricidade, como por exemplo, a produção na instalação do consumidor. O enquadramento e caracterização dos problemas associados à integração do sistema fotovoltaico como produtor no meio consumidor são também discutidos. Além disso este novo DL cria um enquadramento legal único para a pequena produção e o autoconsumo. Para estudar o impacto da integração de autoconsumo na instalação, ao nível de redução de perdas, melhoria dos níveis de tensão, e redução de custos de instalação do próprio sistema fotovoltaico será criado um modelo de simulação de trânsito de potências radiais, adequado para este tipo de instalação. 2.1 - Atual legislação de produção dispersa, autoconsumo e pequena produção O autoconsumo é uma grande mudança no paradigma energético que está neste momento a ocorrer no setor elétrico. Essa mudança baseia-se, essencialmente, no conceito consumidorprodutor, atualmente utiliza-se o neologismo “prosumer”, que junta as palavras Produtor e Consumidor. Ou seja, os consumidores de energia elétrica podem ser os produtores da sua própria energia com a possibilidade de injetar a produção excedente na rede elétrica de serviço público – RESP -, neste caso utilizando a energia solar fotovoltaica. Este conceito pode ser utilizado tanto a nível doméstico, empresarial ou industrial [2]. 4 Estado da arte sobre integração de sistemas fotovoltaicos 4 Figura 2.1 - Esquema explicativo de uma habitação com autoconsumo [1]. A utilização do regime de autoconsumo traz grandes vantagens para o consumidor, sendo que a mais visível em primeira instância é o aumento da independência energética do consumidor relativamente aos custos da eletricidade. Além disso, reduz as perdas na rede, reduz as perdas na instalação de consumo, reduz a ponta da energia líquida consumida, permite a redução do consumo líquido e da fatura energética e melhora os níveis de tensão na instalação. Do ponto de vista ambiental, existe também a vantagem de ser uma energia 100% limpa. A energia fotovoltaica contribui para a redução de CO2 para a atmosfera, reduzindo o efeito de estufa (ao contrário da utilização de combustíveis fósseis). Para a rede elétrica também é bom, uma vez que reduz a necessidade de intervenções. No âmbito social, permite a criação de empregos (técnicos instaladores, formadores, técnicos de manutenção), assim como, a dinamização das indústrias de produção de material fotovoltaico [3]. 2.1.1Enquadramento em Portugal Atualmente, a atividade de produção descentralizada de energia elétrica é regulada pelo Decreto-Lei nº 153/2014 de 20 de Outubro de 2014. Este novo Decreto-Lei derroga a anterior legislação, ou seja, o Decreto-Lei 34/2011, de 8 de março, alterado pelos Decretos-Leis nº 25/2013 de 19 de fevereiro, e 363/2007, de 2 de novembro, alterado pela Lei 67-A/2007, de 31 de dezembro, e pelos Decretos-Leis nº 118-A/2010, de 25 de outubro, e 25/2013, de 19 de fevereiro [9]. Este novo Decreto-Lei estabelece o regime jurídico aplicável à produção de eletricidade, destinada ao autoconsumo na instalação de utilização associada à respetiva unidade produtora, com ou sem ligação à rede elétrica pública, baseada em tecnologias de produção renováveis ou não renováveis [9], designadas por UPAC (Unidades de Produção para Autoconsumo). Além disso, estabelece ainda o regime jurídico aplicável à produção de eletricidade, vendida na sua totalidade à rede elétrica do serviço público, por intermédio de pequena potência, a partir de recursos renováveis [9], designadas por UPP (Unidades de Pequena Produção). Entende-se por Atual legislação de produção dispersa, autoconsumo e pequena produção 5 pequena produção a mini e microprodução. Passamos, então, a beneficiar de um enquadramento legal único. Na tabela seguinte está exposto um resumo com as principais características relativamente ao regime de autoconsumo e ao regime de pequena produção, de acordo com a nova legislação. Tabela 2.1 - Principais características do autoconsumo e da pequena produção à luz da nova legislação [3]. Autoconsumo Pequena produção Energia produzida é injetada preferencialmente na instalação de consumo; Energia produzida é totalmente injetada na RESP; Eventuais excedentes de produção instantânea, podem ser injetados na RESP; Mantém o modelo de atribuição de tarifa via leilão, simplificando e agregando o atual regime da Micro e Miniprodução; O modelo proposto pressupõe a adequação da capacidade de produção ao regime de consumo existente no local, minimizando a injeção na RESP; Mantém requisitos de produção indexados ao consumo da eletricidade existente, na instalação de consumi associada; As alterações a nível europeu exigiam uma alteração à legislação praticada em Portugal e o que se pretende com a revisão da anterior legislação tem a ver com os seguintes aspetos [3]:  Aumentar e dinamizar a atividade de produção distribuída em Portugal, tendo em conta a sustentabilidade do SEN, evitando intervenções nas infraestruturas;  Garantir que os novos postos de produção sejam dimensionados de acordo com as necessidades de consumo verificadas em cada local;  Reduzir atividades como microprodução, que provocam alterações e aumento de custos no SEN, devido ao sobredimensionamento das centrais; 6 Estado da arte sobre integração de sistemas fotovoltaicos 6 Na tabela que se segue estão exposto as principais diferenças entre os dois regimes de produção dispersa praticados. Tabela 2.2 - Fatores que caracterizam o autoconsumo e a Pequena produção [3]. Autoconsumo Pequena produção Fonte Renovável e não renovável; Renovável; Limite Potência Potência de ligação <100% da potência contratada na instalação de consumo; Potência de ligação <100% da potência contratada na instalação de consumo; Potência de ligação até 250 KW; Requisitos Produção Produção anual deve ser inferior às necessidades de consumo; Venda do excedente instantâneo ao CUR; Produção anual <2x consumo da instalação; Venda da totalidade da energia ao CUR; Remuneração Valor da “pool” para excedente instantâneo de produção, deduzido de custos; Numa base anual, o excedente produzido face às necessidades de consumo não é remunerado; Tarifa obtida em leilão para totalidade da produção; Numa base anual, o excedente produzido face ao requisito de 2x consumo da instalação não é remunerado; Compensação Entre 30% e 50% do respetivo valor dos CIEG quando a potência acumulada de unidades de autoconsumo exceda 1% da potência instalada no SEN; --- Contagem Contagem obrigatória para potências ligadas à RESP superiores a 1,5 kW; Obrigatória para todas as potências, como elemento chave na faturação; Processo licenciamento Processo gerido via plataforma eletrónica; Mera comunicação prévia: Entre 200W – 1,5 kW; Registo + certificado de exploração: Entre 1,5 kW e 1MW; Licença de produção + exploração:> 1MW Processo gerido via plataforma eletrónica; Registo + certificado de exploração; Inspeções obrigatórias; Outros aspetos Não existe quota de atribuição Quota máxima anual de potência atribuída (p.e. 20 MW atribuídos por ano) Microprodução é uma produção descentralizada em pequena escala através de fontes renováveis até 3,68 kW (bonificado), 5,75 kW (regime geral) e 11,04 kW (condomínios), a Atual legislação de produção dispersa, autoconsumo e pequena produção 7 potência máxima corresponde a 50% da potência contratada na unidade de consumo. A energia produzida é vendida ao CUR [3]. Por outro lado, a miniprodução é uma produção descentralizada de pequena escala até 250 kW, a potência máxima corresponde a menos de 50% da potência contratada na unidade de consumo e a energia produzida tem que ser duas vezes inferior a energia consumida na unidade associada. Existe uma potência anual atribuída por quota máxima. Neste regime a energia produzida também é vendida ao CUR [3]. Tanto a miniprodução como a microprodução são caracterizadas por dois regimes remuneratórios: geral e bonificado. No regime geral, enquanto em microprodução existe uma tarifa revista anualmente, em miniprodução os produtores são remunerados ao preço de mercado. Em regime bonificado, a microprodução tem uma taxa fixa e a miniprodução usa uma tarifa via leilão. Figura 2.2 - Exemplo ilustrativo numa instalação> 1.5kW, com autoconsumo [3] Principais caraterísticas do autoconsumo [3]:  A unidade de produção (UPAC) produz preferencialmente para satisfazer necessidades de consumo;  A energia elétrica produzida é instantaneamente injetada na instalação de consumo;  O excedente produzido é injetado na RESP, evitando o desperdício;  A UPAC é instalada no local de consumo;  A Potência de ligação da UPAC tem de ser inferior à potência contratada na instalação de consumo; 8 Estado da arte sobre integração de sistemas fotovoltaicos 8 O dimensionamento mais adequado para um sistema de autoconsumo assume uma adequação dos valores de produção para os valores de consumo, reduzindo a quantidade de energia injetada na RESP. Caso seja injetado na rede reduz os desperdícios e é remunerada a 90% do preço de energia do mercado MIBEL. A UPAC é instalada no local de consumo, a sua potência de ligação tem de ser inferior à potência contratada na instalação de consumo [3]. Fórmula de remuneração do excedente injetado na RESP: 𝑅𝑈𝑃𝐴𝐶,𝑚 = 𝐸𝑓𝑜𝑟𝑛𝑒𝑐𝑖𝑑𝑎,𝑚∗ 𝑂𝑀𝐼𝐸𝑚∗0,9 (2.1) Onde:  𝑅𝑈𝑃𝐴𝐶,𝑚 : a remuneração da energia proveniente da unidade de produção;  𝐸𝑓𝑜𝑟𝑛𝑒𝑐𝑖𝑑𝑎,𝑚: energia fornecida no mês m, em kWh;  𝑂𝑀𝐼𝐸𝑚: valor resultante da média aritmética simples dos preços de fecho de MIBEL para Portugal relativos ao mês m em €/kWh; Relativamente à pequena produção, as principais caraterísticas são [3]:  A unidade de pequena produção (UPP) injeta a totalidade da energia produzida na RESP;  A Instalação de consumo associada recebe toda a eletricidade proveniente do respetivo comercializador;  A UPP é instalada no local de consumo;  A Potência de ligação da UPP tem de ser inferior à potência contratada na instalação de consumo e nunca superior a 250kW;  Numa base anual, a energia produzida pela UPP não pode exceder o dobro da eletricidade consumida na instalação de consumo; Figura 2.3 - Exemplo ilustrativo de uma unidade de pequena produção [3] Atual legislação de produção dispersa, autoconsumo e pequena produção 9 Existe uma quota anual de potência de ligação a atribuir no âmbito do regime de pequena produção que tem como limite 20 MW. Esta potência de ligação está segmentada em 3 diferentes categorias [3]:  UPP: Produtor que pretende apenas proceder à instalação de uma UPP;  UPP + Tomada de veículo elétrico: Produtor que, para além da instalação UPP, pretende instalar no local de consumo associada aquela, tomada elétrica para o carregamento de veículos elétricos;  UPP + Solar térmico: Produtor que, para além da instalação UPP, pretende instalar no local de consumo associada aquela, coletores solares térmicos com mínimo de 2m2 de área útil de coletor ou de caldeira biomassa. A remuneração da energia elétrica injetada na RESP produzida pela UPP é feita através de leilão (vigora por um período de 15 anos – após este período o produtor entra no regime geral de produção em regime especial) no qual os concorrentes oferecem descontos à tarifa de referência, que é estabelecida anualmente mediante despacho do SEE. A energia injetada na rede fora dos limites estabelecidos não é remunerada [3]. 2.2.2Enquadramento em países europeus Mas não é só em Portugal que este mercado está em constante atualização e mudança, pela Europa existem diversos modelos de autoconsumo adotados. Vejamos na tabela seguinte algumas versões de autoconsumo usada nos vários países da União Europeia. Tabela 2.3 - Resumo dos regimes de autoconsumo nos países europeus [25] País Remuneração para autoconsumo ou excedente vendido à rede Contribuição para o custo da rede e sistema Áustria Contrato particular de compra (PPA) >25 MWh/ano pagar 0.015€/kWh de eletricidade em autoconsumo Croácia Sistema FV <300 kWp, 80% de taxa FiT Isento Dinamarca FiT (0,08 €/Kwh) <50 kW: nenhum imposto ou taxas de obrigação de serviço público > 50 kW: nenhuma sobretaxa de FER Chipre Sistema FV <500 kWp, 5 MW cap anual, sem compensação Tarifas de rede fixas: Alta tensão: 0.0131 €/kWh Média tensão: 0.0163 €/kWh 16 Estado da arte sobre integração de sistemas fotovoltaicos 16 Seguem os três exemplos dos esquemas mais utilizados em UPAC, associadas a instalações elétricas alimentadas pela RESP, os quais passo a apresentar: Figura 2.5 - UPAC, de potência superior a 1.5 kW [19]. Tabela 2.5 - Legenda da figura anterior Legenda: 1. Modulo PV 2. Estrutura PV 3. Conectores 4. Cabo de cadeia PV 5. Ligação equipotencial 6. Dispositivo de secionamento e corte 7. Dispositivo de proteção contra as sobreintensidades (se necessário) 8. Dispositivo de proteção contra as sobretensões (se necessário) 9. Quadro PV DC 10. Cabo principal PV DC 11. Inversor PV com proteção de desacoplamento da RESP integrada 12. Terminal de equipotencialidades 13. Condutor de proteção do cabo de alimentação PV 14. Dispositivo de proteção diferencial e secionamento PV AC 15. Quadro PV AC 16. Cabo de alimentação PV 17. Equipamento de contagem da energia total produzida na instalação PV 18. Elétrodo de Terra Estrutura de um sistema fotovoltaico integrado em instalação de consumo 17 Legenda: 19. Terminal principal de Terra 20. Dispositivo de proteção e corte omnipolar da instalação PV 21. Circuito da instalação elétrica de consumo 22. QE/QP - Quadro de entrada / Quadro parcial da Instalação 23. ACE – Aparelho de corte da entrada (equipamento limitador de potência) 24. Equipamento de contagem da energia excedente da instalação PV 25. Equipamento de contagem da energia da instalação de consumo 26. Portinhola 27. Dispositivo de corte geral da instalação elétrica 28. Ponto de ligação da instalação PV 29. Dispositivo de proteção contra as sobreintensidades (se necessário) 30. Dispositivo de proteção contra as sobretensões (se necessário) Este esquema representa uma UPAC, com um único grupo PV, de potência superior a 1,5 kW, associada a uma instalação elétrica alimentada pela RESP, em BTN ou BTE. 18 Estado da arte sobre integração de sistemas fotovoltaicos 18 Figura 2.6 - UPAC, associada a uma instalação elétrica alimentada pela RESP em MT, com contagem BT [19]. Tabela 2.6 - Legenda da figura anterior Legenda: 1. Modulo PV 2. Estrutura PV 3. Conectores 4. Cabo de cadeia PV 5. Quadro de grupo PV 6. Dispositivo de proteção contra as sobreintensidades (se necessário) 7. Dispositivo de proteção contra as sobretensões (se necessário) 8. Cabo de grupo PV 9. Ligação equipotencial 10. Quadro de gerador PV 11. Cabo de gerador PV 12. Dispositivo de seccionamento e corte 13. Dispositivo de proteção contra as sobreintensidades (se necessário) 14. Dispositivo de proteção contra as sobretensões (se necessário) 15. Quadro PV DC 16. Cabo principal PV DC 17. Quadro PV AC 18. Dispositivo de proteção diferencial e seccionamento PV AC 19. Dispositivo de seccionamento e corte da instalação PV AC 20. Cabo de alimentação PV Estrutura de um sistema fotovoltaico integrado em instalação de consumo 19 Legenda: 21. Terminal de equipotencialidade 22. Condutor de proteção do cabo de alimentação PV 23. Elétrodo da Terra 24. Terminal principal de terra 25. Dispositivo de proteção contra as sobretensões (se necessário) 26. Dispositivo de proteção contra as sobreintensidades (se necessário) 27. Ponto de ligação da instalação PV 28. Dispositivo de corte geral da instalação elétrica 29. Equipamento de contagem da energia total produzida na instalação PV 30. Dispositivo de proteção e corte omnipolar da instalação PV 31. Circuitos da instalação elétrica de consumo 32. QE/QP – Quadro de entrada /Quadro parcial da instalação elétrica 33. Equipamento de contagem da energia excedente da instalação PV 34. Equipamento de contagem da energia da instalação de consumo 35. Transformador de potência MT/BT 36. Dispositivo de proteção, corte e secionamento 37. Proteção de máxima tensão homopolar, com atuação no dispositivo de proteção e corte na instalação PV, ou no dispositivo de média tensão ou no QGBT 38. Dispositivo de corte e secionamento Esta figura representa uma UPAC, associada a uma instalação elétrica alimentada em RESP em MT, com contagem BT. 20 Estado da arte sobre integração de sistemas fotovoltaicos 20 Figura 2.7 - UPAC, associada a uma instalação elétrica alimentada pela RESP em MT, com contagem MT [19]. Tabela 2.7Legenda da figura anterior Legenda: 1. Modulo PV 2. Estrutura PV 3. Conectores 4. Cabo de cadeia PV 5. Quadro de grupo PV 6. Dispositivo de proteção contra as sobreintensidades (se necessário) 7. Dispositivo de proteção contra as sobretensões (se necessário) 8. Cabo de grupo PV 9. Ligação equipotencial 10. Quadro de gerador PV 11. Cabo de gerador PV 12. Dispositivo de seccionamento e corte 13. Dispositivo de proteção contra as sobreintensidades (se necessário) 14. Dispositivo de proteção contra as sobretensões (se necessário) 15. Quadro PV DC 16. Cabo principal PV DC 17. Quadro PV AC 18. Dispositivo de proteção diferencial e seccionamento PV AC 19. Dispositivo de seccionamento e corte da instalação PV AC 20. Cabo de alimentação PV Estrutura de um sistema fotovoltaico integrado em instalação de consumo 21 Legenda: 21. Terminal de equipotencialidade 22. Condutor de proteção do cabo de alimentação PV 23. Elétrodo da Terra 24. Terminal principal de terra 25. Dispositivo de proteção contra as sobretensões (se necessário) 26. Dispositivo de proteção contra as sobreintensidades (se necessário) 27. Ponto de ligação da instalação PV 28. Dispositivo de corte geral da instalação elétrica 29. Equipamento de contagem da energia total produzida na instalação PV 30. Dispositivo de proteção e corte omnipolar da instalação PV 31. Circuitos da instalação elétrica de consumo 32. QE/QP – Quadro de entrada /Quadro parcial da instalação elétrica 33. Equipamento de contagem da energia excedente da instalação PV 34. Equipamento de contagem da energia da instalação de consumo 35. Transformador de potência MT/BT 36. Dispositivo de proteção, corte e secionamento 37. Proteção de máxima tensão homopolar, com atuação no dispositivo de proteção e corte na instalação PV, ou no dispositivo de média tensão ou no QGBT 38. Dispositivo de corte e secionamento 39. Dispositivo de secionamento Esta figura representa uma UPAC, associada a uma instalação elétrica alimentada em RESP em MT, com contagem MT. Analisando os esquemas acima referidos, percebemos que as ligações e a legislação só permitem um sistema UPAC por instalação, ou seja, não permite que hajam vários quadros distribuídos onde se ligam várias UPAC. Ora, em grandes instalações com elevados níveis de consumo este tipo de instalação traz grandes desvantagens a níveis de perdas e custos da instalação final. Sendo assim, pretendemos com esta dissertação demonstrar que uma solução como a imagem que se segue é uma mais-valia para as instalações. 22 Estado da arte sobre integração de sistemas fotovoltaicos 22 Figura 2.8 - Esquema representativo com mais que uma UPAC por instalação Os sistemas solares fotovoltaicos são compostos por diversos componentes: painéis solares, strings, quadros elétricos, proteções, inversores e unidades de medição. Juntos, estes componentes, cumprem o objetivo proposto: converter energia elétrica a partir da radiação solar. A UPAC pode ser ligada à RESP em baixa tensão, normal ou especial, ou em média tensão, com contagem em media ou baixa tensão. 2.2.1Unidades de medição A medição da quantidade de energia tanto produzida como consumida é feita normalmente pela leitura de contadores. No limite podem existir 3 contadores: o contador que representa a energia FV produzida, o contador que representa a energia consumida da RESP e o contador que representa a energia vendida à RESP. No entanto, pode ser utilizado um contador bidirecional que mede a energia consumida e vendida à RESP. A imagem seguinte evidência um caso de um consumidor residencial que vende energia e consome energia da RESP utilizando um contador bidirecional. Estrutura de um sistema fotovoltaico integrado em instalação de consumo 23 Figura 2.9 - Exemplo da instalação de contadores num consumidor residencial de 10 kVA com UPAC de 1kW [Adaptado de [3]] No caso de o produtor não pretender injetar energia na RESP, deve ser instalado um sistema que o impeça e, nesse caso, é dispensável a colocação do equipamento de contagem da energia excedente na instalação FV [19]. 2.2.2Proteções Num sistema de produção solar fotovoltaico, o dimensionamento correto das proteções do sistema é um fator fundamental para o funcionamento do mesmo, tanto para a proteção de bens como de pessoas. Os equipamentos de proteção podem ser: fusíveis, disjuntores, diferenciais e descarregadores de sobretensão. Relativamente a requisitos de proteções, estes são geridas pela norma IEC 60364-7-712, “Instalações elétricas nos edifícios – requisitos para instalações ou localizações especiais – sistemas solares fotovoltaicos”. Devemos proteger os sistemas, essencialmente, contra: sobrecargas, curto-circuitos e sobretensões. Existem inúmeras razões para a ocorrência de sobretensões. Podem ser causas internas: defeito dos componentes, erros operacionais, transitórios de comutação; ou causas externas: descargas atmosféricas, flutuação de tensão na rede ou das cargas, transitórios da rede. Para reduzir estas sobretensões podemos usar métodos como: equipotencial das massas, ligação à terra das massas e do sistema, utilização de para-raios e blindagem eletromagnética. 24 Estado da arte sobre integração de sistemas fotovoltaicos 24 2.2.2.1Proteções AC Aparelho de corte de entrada (ACE): Utilizado nas instalações de consumo em BTN. Se o ACE não for dotado de proteção diferencial, esta proteção deve ser garantida pela instalação, elétrica e no caso de [19]: a) O dispositivo de proteção diferencial ser colocado no interior do QE, a instalação a montante deste dispositivo deve ser da classe II de isolamento; b) O dispositivo de proteção ser colocado entre o ACE e o QE, este dispositivo deve ser instalado num invólucro da classe II de isolamento. Disjuntores: Aparelhos de proteção contra sobreintensidades, que podem voltar a ser rearmados depois de dispararem. Isolam automaticamente o sistema fotovoltaico da rede elétrica, caso ocorra uma sobrecarga ou um curto-circuito [7]. Descarregador de sobretensões: Protegem os sistemas das sobretensões que devem ser utilizados quando a segurança de bens e/ou a continuidade de serviço forem relevantes. Figura 2.10 - Descarregador de sobretensões [7]. Estrutura de um sistema fotovoltaico integrado em instalação de consumo 25 2.2.2.2Proteções DC Interruptor DC: Aparelho de corte geral entre o gerador fotovoltaico e o inversor. Previne contra a ocorrência de falhas ou caso seja necessário isolar o inversor do gerador fotovoltaico para trabalhos de manutenção [7]. Por norma é instalado na caixa de junção do gerador [15]. Figura 2.11 - Interruptor DC [15]. Fusíveis de fileira: Fusíveis que irão proteger as strings contra sobrecargas. O fusível é composto por um fio ou lâmina condutora dentro de um invólucro que está calibrado para suportar uma determinada intensidade. Se a intensidade ultrapassar esse valor, o fusível funde interrompendo o circuito. Se não se utilizarem fusíveis de fileira, os condutores devem estar dimensionados para a máxima corrente de curto-circuito do gerador, menos a corrente da fileira [7]. Na imagem que se segue está um exemplo de um fusível normalmente utilizado, do tipo cilíndrico. Figura 2.12 - Fusível de fileira DC [15] 32 Estado da arte sobre integração de sistemas fotovoltaicos 32 Figura 2.25 - Variação da tensão e corrente consoante o nº de módulos ligados em série [15]. Relativamente à localização, os painéis podem ser integrados facilmente nos edifícios:  Nas fachadas: o Utilizado para médias potências; o Integrado nos edifícios; o Desvantagem: Perdas devido à orientação dos edifícios; Quando instalados nas fachadas dos edifícios, os sistemas FV, além de produzir energia, têm ainda, função de proteção climatérica, isolamento térmico e acústico, sombreamento e segurança. [7] Figura 2.26 - Utilização de painéis solares em fachadas de edifícios Estrutura de um sistema fotovoltaico integrado em instalação de consumo 33  Em telhados inclinadas: o Utilizado para médias potências; o Fácil de montar e de fazer manutenção; o Evita sombreamentos; o Previne roubos; Figura 2.27 - Montagem de painéis solares em superfícies inclinadas (telhados) [9]  Em telhados planos: o Ter em atenção o sombreamento; o Fácil de montar e de fazer manutenção; o Previne roubos; o Utilizado para médias potências; o Utiliza para apoios para provocar orientação Figura 2.28 - Montagem de painéis solares em superfícies planas [28]. 34 Estado da arte sobre integração de sistemas fotovoltaicos 34 2.2.6Quadros elétricos Os quadros elétricos agrupam os diferentes componentes destinados a proteger, comandar ou a controlar o sistema. Aqui encontram-se os dispositivos de proteção dos circuitos elétricos contra sobreintensidades e para a proteção das pessoas contra contactos diretos e indiretos [4]. Figura 2.29 - Quadro elétrico de uma instalação com as devidas proteções 2.2.7Condutores e cabos elétricos Os condutores utilizados nas instalações elétricas são geralmente de cobre ou alumínio e podem ser rígidos ou flexíveis, unifilares ou multifilares. Nas instalações DC, as cores mais utilizadas são o vermelho (condutor positivo) e o preto (condutor negativo). Enquanto nas instalações AC trifásicas utiliza-se o azul para o condutor neutro, o preto, castanho e cinza para as fazes e as cores verde e amarelo para a ligação à terra. Para garantir o correto funcionamento de uma instalação fotovoltaica é necessário garantir o correto funcionamento de três tipos de cabo [7]:  Cabos de fileira entre painéis – ligam os painéis à caixa de junção. São cabos aplicados no exterior com o objetivo de proteger a instalação contra falhas de terra e curto-circuitos. Devido às altas temperaturas, normalmente utilizam-se cabos solares;  Cabo principal DC – este cabo estabelece a ligação entre a caixa de junção e o inversor;  Cabo do ramal AC - este cabo liga o inversor à rede recetora, através de equipamentos de proteção. Figura 2.30 – Exemplo de um condutor DC [15]. 2.3 - Modelização elétrica de um sistema fotovoltaico integrado em edifício de consumo Nesta secção da respetiva dissertação vamos analisar o estado da arte acerca da modelização de sistemas fotovoltaicos. O objetivo desta modelização é encontrar uma resposta para fazer a respetiva simulação do possível comportamento do sistema. Há a ter em conta que uma simulação não é o comportamento do sistema mas sim, um estudo desse possível comportamento. 2.3.1Modelização do Painel Fotovoltaico Como já referido anteriormente, o painel fotovoltaico é constituído por células fotovoltaicas. Para fazer a modelização deste componente é necessário conhecer o comportamento do componente menor. Numa versão mais simples, não se consideram as perdas, representando-as como fonte de corrente e um díodo. A fonte de corrente diz respeito à corrente elétrica gerada pela célula quando exposta à luz solar. O díodo representa a junção p-n que é atravessada por uma corrente de díodo [15]. Assim sendo, a figura seguinte mostra o circuito equivalente da célula fotovoltaica, representando o modelo ideal (sem perdas): Figura 2.31 – Circuito equivalente (ideal) de uma célula fotovoltaica [15] Pela análise do circuito, verificamos que existe uma corrente 𝐼𝑃ℎ, designada por fotocorrente que representa a corrente gerada no momento em que há a conversão de radiação solar em energia elétrica, e uma corrente no díodo 𝐼𝐷, semelhante à de um díodo diretamente polarizado. Este modelo é um modelo ideal em que não se consideram as perdas. A corrente que chega à carga é dada pela seguinte expressão: 𝐼= 𝐼𝑝ℎ− 𝐼𝑑 (2.1) 𝐼= 𝐼𝑝ℎ− 𝐼0(𝑒 𝑉 𝑛 𝑉𝑡−1) (2.2) 36 Estado da arte sobre integração de sistemas fotovoltaicos 36 Em que, 𝑉𝑡=𝑘 𝑇 𝑞 (2.3) 𝐼= 𝐼𝑝ℎ− 𝐼0(𝑒 𝑉 𝑛 𝑉𝑡 𝑇/𝑞−1) (2.4) Onde, 𝐼 – Corrente recebida pela carga (A); 𝐼𝑝ℎ - Corrente fotovoltaica (A); 𝐼𝑑 – Corrente no díodo (A); 𝐼0 – Corrente inversa de saturação do díodo (A); 𝑉 – Tensão de saída (V); 𝑛 – Fator de idealidade do díodo varia entre 1 (tensões altas) e 2 (tensões baixas); 𝑉𝑡 – Tensão térmica (V); 𝑘 - Constante de Boltzman; 𝑇 – Temperatura da célula (K) 𝑞 – Carga do eletrão Numa visão mais realista existem perdas que ocorrem quer por via de tensão, quer por via de corrente. Por isso, na figura seguinte está representado o circuito equivalente da célula contemplando as perdas. Figura 2.32 - Modelo da célula fotovoltaica [15] No circuito representado, Rsh representa as perdas devido a correntes parasitas que circulam na célula enquanto, Rs representa as perdas de joule do material (perdas de tensão). Refazendo as equações anteriores adicionando estas novas variáveis, o valor da corrente absorvida pela carga, fica [15]: 𝐼= 𝐼𝑝ℎ− 𝐼0(𝑒𝑉+𝐼 𝑅𝑠 𝑛 𝑉𝑡𝑇 𝑞− 1) − 𝑉+𝐼 𝑅𝑠 𝑅𝑠ℎ (2.5) Onde: Rs – Resistência série Rsh – Resistência shunt ou resistência em paralelo Modelização elétrica de um sistema fotovoltaico integrado em edifício de consumo 37 2.3.2Modelização de Cargas Elétricas Num sistema elétrico, as cargas podem ser representadas das mais diversas formas. Podem ser motores, equipamentos de aquecimento, iluminação, ou então uma variedade imensa de equipamento eletrónico. Por outro lado, pode simplesmente, representar a potência ativa e reativa consumida por todos os equipamentos que existem no sistema. A modelização de cargas pode tornar-se bastante complexa, uma vez que a carga composta é sensível às flutuações de tensão e frequência. O comportamento real da carga tem uma estreita relação com a tensão que lhe é aplicada, assim a tensão na rede está relacionada com a composição da carga que nela está presente. Diferentes tipos de carga têm diferentes comportamentos no sistema [16]. A representação da composição da carga continua a ser uma área de grande incerteza, a forma exata de modelizar essas cargas é difícil de encontrar devido a fatores como [16]:  Grande e variado número de componentes de carga;  Localização das cargas em instalação do cliente;  Alteração dos componentes de carga com as indicações de tempo, de dia da semana, estação do ano e a sua própria modificação ao longo do tempo;  Falta de informação precisa na composição de cada uma das cargas. Uma carga pode ser constituída pela combinação de diferentes componentes, em parte resistiva, indutiva e/ou capacitiva. A componente resistiva está relacionada com o consumo de energia ativa e as componentes, indutiva e capacitiva estão relacionadas com a utilização de energia reativa. A relação entre estas componentes das cargas presentes na rede define o fator de potência do consumo dessa rede. O fator de potência da carga pode ser calculado como o cosseno do ângulo entre a potência aparente e a potência ativa. Para o bom funcionamento da rede elétrica estas duas componentes da carga devem ser compensadas mutuamente. Como apenas a energia ativa produz trabalho as cargas idealmente devem funcionar com fator de potência próximo de 1 [16]. A modelização das cargas pode ser feita utilizando métodos matemáticos ou por medição direta. Como modelos matemáticos, pode ser:  Estáticos o Modelo exponencial o Modelo polinomial  Dinâmicos  Termostáticos Modelos de carga estáticos são definidos por equações algébricas. Modelos de carga dinâmicos são definidos por equações diferenciais que capturam a evolução da carga no tempo [17]. 38 Estado da arte sobre integração de sistemas fotovoltaicos 38 2.3.2.1Modelos matemáticos Um modelo de carga é uma forma de representar matematicamente a relação existente entre a tensão e a potência ou a corrente que circula para a carga. Estes modelos são baseados no conhecimento dos componentes da carga [16]. As cargas que podem ser representadas por uma função algébrica por uma função algébrica da tensão são aqui consideradas como cargas estáticas. No caso das cargas dinâmicas é necessário modelizar explicitamente os componentes rotacionais como motores de indução ou síncronos [16]. 2.3.2.1.1Modelos estáticos Normalmente os modelos estáticos são usados para cargas estáticas - invariantes no tempo -, ou seja, cargas com componente maioritariamente resistiva como iluminação ou aquecimento. Os modelos estáticos expressam os valores de potência ativa e reativa absorvida pela carga para um dado instante de tempo através de uma função algébrica da tensão e da frequência para um dado instante de tempo [16]. A figura seguinte mostra um modelo de carga estático que fornece potência ativa para variações na tensão e frequência [17]. Figura 2.33 - Modelos de carga estáticos [17]. Nos modelos estáticos de representação de cargas individuais é geralmente feita a divisão em três categorias dependendo da sua variação em função da tensão [16], como mostra o gráfico seguinte:  Modelo de carga com potência constante;  Modelo de carga com corrente constante;  Modelo de carga com impedância constante. Modelização elétrica de um sistema fotovoltaico integrado em edifício de consumo 39 Figura 2.34 - Representação dos três modelos (Z, I e P constante) [18] Um modelo de carga com potência constante representa uma situação em que a potência não varia com a alteração da tensão. Assim são representadas cargas em que a potência de que necessitam está bem definida e não pode ser alterada, como fontes de alimentação eletrónicas [16]. No caso em que a corrente é constante a potência varia diretamente com a tensão. Aqui são representados alguns tipos de fontes de alimentação, muitos sistemas de galvanização entre outros [16]. Para o modelo estático de carga com impedância constante a potência vária diretamente com o quadrado da tensão. Nesta parcela do modelo são representadas cargas como lâmpadas incandescentes, aquecedores sem termóstato e outros tipos de cargas resistivas não controladas [16]. Modelo Polinomial O modelo polinomial considera que a potência de carga num barramento i é dada por uma relação polinomial com a tensão [16]: 𝑃𝐿𝑖 = 𝑃0[𝑎1+ 𝑎2(𝑉𝑖 𝑉0) + 𝑎3 (𝑉𝑖 𝑉0)2] (2.6) 𝑄𝐿𝑖 = 𝑄0[𝑎4+ 𝑎5(𝑉𝑖 𝑉0) + 𝑎6 (𝑉𝑖 𝑉0)2] (2.7) Onde: 𝑃0e 𝑄0 representam os valores das potências ativas e reativas para a tensão estipulada 𝑉0; 𝑉0 representa a tensão estipulada (em geral 1 p.u.); 𝑃𝐿𝑖e 𝑄𝐿𝑖 são as potências absorvidas pela carga a uma tensão 𝑉𝑖; 40 Estado da arte sobre integração de sistemas fotovoltaicos 40 No caso de este modelo representar um equipamento elétrico específico, 𝑉0 corresponde à sua tensão estipulada, 𝑃0 e 𝑄0 correspondem à potência consumida à tensão estipulada [16]. Pelas equações anteriores podemos verificar que os termos a1 e a4 representam a potência constante, a2 e a5 a corrente constante e por fim, a3 e a6 representam a impedância constante [16]. O modelo polinomial é comumente denominado modelo ZIP, uma vez que representa a carga através das suas parcelas de impedância (Z), corrente (I) e potência constante (P). Apesar de este modelo ser um clássico na representação de cargas e muitos programas computacionais o adotarem, o mesmo não apresenta uma boa precisão na estimativa da maioria das cargas existentes no SEE [18]. Na tabela seguinte, estão representados alguns parâmetros a utilizar neste modelo. Tabela 2.8 - Parâmetros do modelo polinomial [16] Os coeficientes do modelo apresentados na tabela anterior são obtidos com base em medições experimentais, estes coeficientes são calculados de forma a representarem a curva de potência em função da tensão para a carga específica [16]. Modelo exponencial No modelo exponencial, visto que a variação da carga com a tensão é muito mais significante que a variação da carga com a frequência, vários autores desprezam esta parcela, sem prejuízo considerável na precisão dos resultados [18], sendo assim: 𝑃𝐿𝑖 = 𝑃0[(𝑉𝑖 𝑉0)∝] (2.8) 𝑄𝐿𝑖 =𝑄0[(𝑉𝑖 𝑉0)𝛽] (2.9) ∝ e 𝛽 são parâmetros exponenciais que descrevem o comportamento da carga perante variações de tensão de operação. Dependem do tipo de carga que está a ser representada. Para modelos de carga com potência constante ∝ =𝛽=0 (potências não variam com a tensão e a carga consome sempre a mesma potência), para corrente constante ∝ =𝛽=1 (potências Modelização elétrica de um sistema fotovoltaico integrado em edifício de consumo 41 variam linearmente com a tensão), para impedância constante ∝ =𝛽=2 (potências variam com o quadrado da tensão) [16]. Na tabela seguinte estão representados alguns valores parametrizados de ∝ e 𝛽. Tabela 2.9 - Expoentes para os diferentes tipos de carga [16] 2.3.2.1.2Modelos dinâmicos Os modelos dinâmicos são modelos que expressam a potência ativa e reativa para um qualquer instante em função da tensão e da frequência de instantes passados e presentes. [16]. Estes modelos são definidos por equações diferenciais que capturam a evolução da carga no tempo. Simulações dinâmicas detalhadas exigem modelos de carga dinâmicos [17]. Muitos componentes do sistema de energia respondem dinamicamente a distúrbios não sendo as suas repostas instantâneas. Dependendo da natureza das perturbações na rede e do objetivo do estudo, este tipo de modelos pode assumir maior ou menor importância [16]. 48 Caso de estudo FEUP – dimensionamento do sistema fotovoltaico 48 Figura 3.1 - Irradiação solar em Portugal - Solargis Antes de proceder ao dimensionamento do sistema e à aquisição e instalação do material é necessário fazer um cuidado estudo sobre a irradiação solar disponível no local, o qual será fundamental para potenciar o sistema e não fazer dele um investimento danoso. Existem 3 tipos de irradiação [35]:  Irradiação Direta: irradiação proveniente diretamente do sol, segundo a sua direção.  Irradiação difusa: deve-se à existência de nuvens, não tendo uma direção específica.  Irradiação refletida no albedo: refletida na superfície terrestre, aproveitada pelos painéis fotovoltaicos. Está dependente das características do solo em redor do painel (refletividade). A irradiação total aproveitada pelo painel será a soma dos três tipos de irradiação referidas anteriormente. Localização geográfica e caracterização da instalação 49 Figura 3.2 - Diferentes tipos de radiação [7]. Além da irradiação solar é necessário ter em conta a posição do sol relativamente aos painéis. A norte do hemisfério, os painéis devem ser orientados a sul e a sul do hemisfério os painéis devem ser orientados para norte. A localização do Sol pode ser definida em qualquer local, pela sua altura e pelo seu azimute. No campo da energia solar, o Sul é referido geralmente como ψ=0. O símbolo negativo é atribuído aos ângulos orientados a Leste ψ=-90º e o símbolo positivo aos ângulos orientados a Oeste ψ=90º [7]. Figura 3.3 - Representação dos ângulos [7]. 50 Caso de estudo FEUP – dimensionamento do sistema fotovoltaico 50 Recorrendo à ferramenta online PVGIS® [30] para avaliar o recurso solar existente no local, permite estimar os valores da irradiação médios com base num histórico de medidas efetuadas nas estações meteorológicas. Os dados de entrada são: localização da instalação, tecnologia dos painéis a instalar, potência a instalar, estimativa de perdas, posição e inclinação dos painéis. Pelos resultados do PVGIS®, obtemos que a inclinação ótima para orientação dos painéis é de 35º, outros dados relevantes encontram-se na tabela seguinte: Tabela 3.1 - Dados retirados do PVGIS Da tabela anterior é possível retirar os seguintes dados:  Ed: Corresponde à média diária da produção de eletricidade para cada mês do sistema, mede-se em kWh;  Em: Corresponde à produção média mensal de eletricidade por parte do sistema, mede-se em kWh;  Hd: É a média diária da irradiação por m2 no local de instalação do sistema, medese em kWh/m2;  Hm: É a média mensal recebida por m2 no local da instalação do sistema, medese em kWh/m2. Localização geográfica e caracterização da instalação 51 3.2 - Localização geográfica e caracterização da instalação A FEUP localiza-se na zona Norte de Portugal Continental, mais precisamente na Rua Dr. Roberto Frias s/n, nas seguintes coordenadas geográficas: 41.1780,-8.5980 e é alimentada pela subestação de Paranhos. A rede elétrica da FEUP é composta por 3 postos de transformação com 2 transformadores cada de 800kVA cada, o que faz uma potência instalada de 4.8 MVA, que se organiza da seguinte forma:  Razão de transformação dos PTs é de 15/0.4 kV;  Reatância de fugas dos transformadores são de 5%;  O PT1 alimenta quadros de alguns edifícios do bloco A, parte do B, E, F, G e O.  O PT2 alimenta quadros do edifício C, D, I, L e N;  Enquanto o PT3 alimenta os restantes edifícios: H, J e M;  O PT2 e o PT3 estão mais perto dos edifícios que à partida necessitam de mais energia como o CICA e o departamento de Eletrotécnica e Computadores. A localização dos PTs e dos armários de entrada dos edifícios encontra-se mapeado na imagem seguinte: Figura 3.4 - Mapa da FEUP e localização dos PTs e quadros de entrada de edifícios feito em autocad® 52 Caso de estudo FEUP – dimensionamento do sistema fotovoltaico 52 Tabela 3.2 – Legenda dos edifícios A Administrativo B Aulas C Biblioteca D CICA E Química F Minas e Metalurgia G Civil I Eletrotécnica L Mecânica H Civil Norte J Eletrotécnica Norte M Mecânica Norte O Cafetaria Tabela 3.3 - Características dos cabos de baixa tensão da FEUP PT Quadro Distância (m) R (Ω/km) X (Ω/km) Designação do cabo Corrente Máx. Admissível por cabo (A) 1 QGMMI 154.14 0.164 0.0742 H1XV-R3*185+95 233 1 QACO 213.10 0.320 0.0762 H1XV-R3*95+50 157 1 QAAO 243.24 0.253 0.0740 H1XV-R3*120+70 180 1 QAE1 279.91 0.320 0.0762 H1XV-R3*95+50 157 1 QGCVS 301.73 0.164 0.0742 2*(H1XV-R3*185+95) 233 1 QADMO 303.27 0.320 0.0762 H1XV-R3*95+50 157 1 QAUD 303.28 0.253 0.0740 H1XV-R3*120+70 180 1 QGQMC 364.58 0.164 0.0742 3*(H1XV-R3*185+95) 233 1 QCAFE 396.58 0.253 0.0740 H1XV-R3*120+70 180 1 QAG1 408.49 0.320 0.0762 H1XV-R3*95+50 157 2 QGELS 57.13 0.164 0.0742 3*(H1XV-R3*185+95) 233 2 QCCO 105.01 0.320 0.0762 H1XV-R3*95+50 157 2 QGELSZ 166.43 0.164 0.0742 3*(H1XV-R3*185+95) 233 2 QBIBO 236.15 0.164 0.0742 2*(H1XV-R3*185+95) 233 2 QGMCS 250.15 0.125 0.0752 2*(H1XV-R3*240+120) 273 2 QAL1 280.34 0.320 0.0762 H1XV-R3*95+50 157 2 QAI1 356.90 0.206 0.0745 2*(H1XV-R3*150+70) 206 3 QGELN 142.54 0.125 0.0752 H1XV-R3*240+120 273 3 QGCVN 234.23 0.206 0.0745 2*(H1XV-R3*150+70) 206 3 QGMCN 280.87 0.164 0.0742 3*(H1XV-R3*185+95) 233 Localização geográfica e caracterização da instalação 53 Na tabela acima estão representados algumas características dos cabos BT da instalação, assim como a distância ao PT. A tabela seguinte refere-se aos cabos MT que interligam os postos de transformação. Tabela 3.4 - Características dos cabos de média tensão da FEUP PT PT Distância (m) R (Ω/km) X (Ω/km) Designação do cabo Corrente Máx. Admissível (A) 1 2 603.94 0.125 0,106 LXHIOV 1*240 440 1 3 559.54 0.125 0,106 LXHIOV 1*240 440 Para visualizar a área geral da instalação podemos recorreu-se a ferramentas como o Google Earth® ou o Bing Maps®. A imagem que se segue foi retirada do Bing Maps® e percebemos que embora o edifício ocupe uma grande área geográfica, os espaços disponíveis para a instalação de painéis fotovoltaicos é reduzida, muitos dos telhados são ocupados por condutas e outras canalizações. Os parques de estacionamento dos automóveis – alunos e docentes - serão uma mais-valia para aumentar a potência fotovoltaica instalada. Figura 3.5 - Vista aérea da FEUP, retirado de Bing Maps 54 Caso de estudo FEUP – dimensionamento do sistema fotovoltaico 54 3.3 - Características dos equipamentos selecionados – painéis fotovoltaicos e inversores A escolha dos equipamentos é um fator muito importante durante o processo de implementação de um sistema fotovoltaico. Quando se escolhe um painel fotovoltaico deve-se ter em conta a eficiência, a qualidade dos materiais e o tipo de célula. Todas as características tornam o sistema único. Além do painel, a escolha do inversor também envolve uma grande decisão. O inversor é responsável por fazer a ligação entre o sistema fotovoltaico DC e a restante ligação a jusante AC. 3.3.1 Painéis fotovoltaicos O painel escolhido para este projeto foi o MPrime Mseries 3R plus da Martifer com uma potência máxima de 250 Wp. A folha de característica do painel encontra-se como anexo deste documento. Estes painéis são bastante robustos e suportam diversas condições climatéricas como o granizo ou neve e possuem uma superfície interna que aumenta a radiação solar absorvida. Figura 3.6 - Vista frontal, lateral e traseira do painel escolhido, imagens retiradas da folha de características do fabricante. No caso dos parques de estacionamento, utilizar-se-á estruturas designadas por SmartPart. São componentes da mesma empresa, existem de vários tamanhos, onde cabem 1, 2 ou 4 carros e são adequadas a espaços como parques de estacionamento de automóveis ligeiros. Como é possível observar na imagem seguinte. Características dos equipamentos selecionados – painéis fotovoltaicos e inversores 55 Figura 3.7 – Exemplo da instalação de um SmartPark num arque de estacionamento 3.3.1.1 Sombreamento (Cálculo da distância entre fileiras) Após verificar que a inclinação ótima dos painéis será de 35º e verificando na imagem 39 que os telhados onde vamos instalar os painéis são planos é necessário criar estruturas para apoiar os painéis. Contudo existe uma limitação que é o sombreamento de uns painéis em relação aos outros, principalmente os que ficam uns à frente dos outros. O cálculo correto da distância de sombreamento faz com que sejam minimizadas as perdas e os custos da instalação total. Assumindo a dimensão dos painéis 1.663x1.003 m2, dispostos na vertical e uma inclinação de 35º, obtemos o seguinte valor: 56 Caso de estudo FEUP – dimensionamento do sistema fotovoltaico 56 Figura 3.8 - Imagem ilustrativa do distanciamento entre painéis 𝑑= 𝑏∗𝑠𝑒𝑛(180°−𝛽−𝛾) 𝑠𝑒𝑛 𝛾 , Em que:  d – Distância entre fileiras;  b – Largura do painel;  β – Valor mínimo de altura solar que estamos dispostos a tolerar no γ sombreamento (35º);  γ – Inclinação solar mínima que se está disposto a tolerar (ângulo sombra 20º). d = 3.98 metros Além das sombras provocadas pelos próprios painéis uns aos outros, existe toda a estrutura envolvente que pode prejudicar a instalação, até porque os edifícios têm uma variedade imensa de alturas. Por exemplo, o edifício da biblioteca é mais alto que o edifico das aulas (bloco B). Para analisar estas situações, foi utilizado a ferramenta Google Sketchup. Este programa permitiu desenhar todo o edifício da faculdade em 3D com as dimensões aproximadas da realidade o mais possível e analisar a trajetória do sol para os diversos meses do ano em diferentes horas do dia. Com base nessa análise e considerando as limitações de dimensionamento que se seguem foram instalados os painéis nos edifícios, o que permitiu fazer uma simulação visual do aspeto final. 3.3.2 Inversor Como já referido anteriormente, o inversor é um componente muito importante no sistema solar fotovoltaico porque estabelece a ponte entre os painéis fotovoltaicos e a restante ligação transformando a corrente contínua em corrente alternada e, os escolhidos são da marca SMA, da gama Sunny Tripower. Figura 3.9 – Imagem do inversor a utilizar Características dos equipamentos selecionados – painéis fotovoltaicos e inversores 57 Dentro deste modelo existem vários níveis de potência, que será escolhida mediante cada caso. Estes inversores foram escolhidos devido a algumas vantagens que passo a enunciar [32]:  Eficiência de 98.2%;  Deteção automática de falhas na string;  Monitorização da corrente na string;  Comunicação Bluetooth. 3.3.3 Ligação dos painéis Como cada equipamento tem as suas características ideias de funcionamento é necessário calcular alguns valores, tais como, número mínimo e máximo de painéis por fileira e número de fileiras em paralelo por cada entrada do inversor. 3.3.3.1 Número mínimo de painéis por string O número mínimo de painéis por string obtém-se através do quociente entre a tensão mínima de funcionamento do inversor e a tensão mínima de funcionamento do painel. Quando o painel funciona à temperatura máxima ocorre a tensão mínima de funcionamento. No verão, os módulos instalados no telhado podem estar sujeitos a temperaturas superiores a 70 °C. Esta temperatura serve geralmente de base para determinar o número mínimo de módulos de uma fileira [7]. 𝑉𝑀𝑝𝑝(70°𝐶)=(1−∆𝑇∗ 𝛽 100 ) ∗ 𝑉𝑀𝑃𝑃 = (1 − 45 ∗(−0.313) 100 )∗30.11=34.51 𝑉 (3.1) 𝑁𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑖𝑠/𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 𝑚𝑖𝑛 =𝑉min𝑖𝑛𝑣 𝑉𝑀𝑃𝑃(70º𝐶) ≈17 (3.2) 64 Caso de estudo FEUP – dimensionamento do sistema fotovoltaico 64 Figura 3.12 – Parque de estacionamento dos alunos Figura 3.13 - Edifício do bloco B Dimensionamento de strings (cabo DC) 65 3.4.9 Perdas nos cabos DC Feito o dimensionamento do cabo, calculam-se as perdas, que podem ser obtidas através da seguinte expressão: 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠 (𝑊)= 2∗𝑁∗ 𝐿𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔∗ 𝐼𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 𝑆𝑓𝑖𝑙𝑒𝑖𝑟𝑎∗ 𝜎 (3.11) Sendo:  N – representa o nº de fileiras;  L – representa o comprimento do cabo, em metros;  I – representa a corrente na string, em amperes;  S – é a seção do cabo, mm2;  𝜎 – Condutividade do material (neste caso cobre – 56 m/Ωmm2). Segue-se uma amostra com o resumo do cálculo das perdas nos cabos DC, usando a expressão acima. As perdas foram dimensionadas para não ultrapassarem 1%, o que por vezes foi necessário aumentar a seção dos cabos. Tabela 3.7 - Tabela com o cálculo das perdas nos cabos DC Quadro Inversor String L (m) Seção Perdas (W) QBIBO 1 1 51.12 10 40.35 2 83.18 10 65.65 3 50.87 10 40.15 QAAO 1 1 29.51 4 58.23 2 126.83 16 62.57 3 30.75 4 60.68 QGCVN 1 1 21.35 2.5 67.41 2 41.41 4 81.71 3 20.94 2.5 66.11 2 1 23.57 2.5 63.25 2 29.75 2.5 79.84 QGMCN 1 1 35.19 2.5 76.38 2 24.91 2.5 54.07 3 37.29 2.5 80.94 QGELN 1 1 19.94 2.5 53.51 2 20.56 2.5 55.17 3 20.33 2.5 54.56 66 Caso de estudo FEUP – dimensionamento do sistema fotovoltaico 66 3.5 - Dimensionamento da instalação dos inversores ao Posto de Transformação (cabos AC) O dimensionamento AC corresponde aos cabos que saem do inversor até ao quadro de entrada de cada edifício e, desse até ao Posto de Transformação correspondente. Em primeiro lugar, foi necessário medir as distâncias entre entes componentes. Para essas medições usamos o Autocad®, com a figura 40. A ligação entre o inversor e o quadro do edifício foi dimensionada normalmente utilizado o algoritmo abaixo, por outro lado na ligação entre o quadro de entrada e o posto de transformação foi usada a ligação existente sempre que possível. No caso dos parques de estacionamento essa situação não foi possível, uma vez que a corrente produzida pela instalação fotovoltaica ultrapassava a corrente máxima admissível da instalação existente mais próxima. Nestes casos concretos, o cabo AC que sai do inversor foi ligado a um armário de distribuição dimensionado para o efeito e de seguida, foram dimensionados novos cabos até ao posto de transformação. Os aspetos legais e normativos foram tidos em conta de acordo com as regras técnicas das instalações elétricas de baixa tensão (1ª edição). As correntes e dispositivos de proteção têm de cumprir as seguintes condições: Figura 3.14– Condições a cumprir sobre correntes Os cabos que ligam o inversor ao armário de entrada dos edifícios foram dimensionados, pelas tabelas das RTIEBT, como sendo condutores isolados em condutas circulares (tubos) embebidas nos elementos de construção, em alvenaria. Os quadros dos edifícios onde serão ligados os painéis estão localizados na entrada de cada edifício. Dimensionamento da instalação dos inversores ao Posto de Transformação (cabos AC) 67 Tabela 3.8 - Distâncias dos inversores aos quadros de entrada Edifício Inversor Quadro Distância (m) B1 1 QAAO 33.10 B2 1 QACO 33.10 B3 1 QAE1 33.10 B4 1 QAG1 33.10 B5 1 QAI 33.10 B6 1 QAL 33.10 Biblioteca 1 QBIBO 32.64 Mec N 1 1 QGMCN 11.14 Mec N 2 1 QGMCN 13.20 Eletro 1 1 QGELN 11.14 Civil Norte 1 1 QGCVN 12.40 2 QGCVN 12.40 Civil Norte 2 1 QGCVN 18.40 2 QGCVN 18.40 3 QGCVN 18.40 Edifício G 1 QGCVS 14.40 Edifício I 1 QGELSZ 22.00 3.3.1.1 Cálculo da corrente de serviço (𝐼𝑏) O valor da corrente de serviço do cabo é obtido a partir da equação: 𝐼𝑏= 𝑃𝑖𝑛𝑣 √3∗𝑈𝑛 ∗𝑓𝑠 (3.12) Onde, 𝑃𝑖𝑛𝑣 é a potência e 𝑓𝑠 é o fator de simultaneidade. 3.3.1.2 Condição de aquecimento O valor da corrente admissível tem que ser maior que a corrente de serviço. Verificar a condição: 𝐼𝑏≤ 𝐼𝑧 (3.13) 3.3.1.3 Proteções contra sobrecargas Para cumprir a condição de sobrecarga: {𝐼𝑏< 𝐼𝑛< 𝐼𝑧 𝐼𝑓<1,45 𝐼𝑧 (3.14) Estas condições estão expostas na figura 3.14. 68 Caso de estudo FEUP – dimensionamento do sistema fotovoltaico 68 3.3.1.4 Verificação da condição de queda de tensão Esta condição impõe que se verifique uma queda de tensão inferior (em percentagem) a uma queda de tensão máxima tabelada. Neste caso, a queda de tensão máxima é de 3% (da tensão nominal). ∆𝑈= (𝑟𝐹cos𝜑+ 𝑥𝐹 𝑠𝑒𝑛 𝜑) ∗ 𝐿∗ 𝐼𝑏 (3.15) Onde:  𝑟𝐹: resistência linear do condutor de fase, à temperatura de funcionamento, neste caso 90º [Ω/Km];  𝐿: comprimento da canalização [Km];  𝐼𝑏: Corrente de serviço [A]. A secção dos cabos entre o inversor e o armário de entrada dos edifícios será de 6 mm2, em cobre e do tipo VAV. Figura 3.15 - Cabo utilizado em AC 3.3.2 Contador O contador da instalação fotovoltaica deve estar num local acessível para facilitar a leitura e possíveis manutenções, além disso permite detetar eventuais defeitos. Este contador mede a energia produzia pelos geradores fotovoltaicos. Neste caso, o contador vai ser colocado junto aos quadros de entrada dos edifícios. Capítulo 4 Metodologia e algoritmo O presente capítulo será utlizado para descrever mais pormenorizadamente o problema e o algoritmo utilizado para o resolver. Os cálculos efetuados foram executados no Excel®. 4.1 - Abordagem do problema Para cumprir os objetivos propostos era necessário simular a implementação de produção fotovoltaica usando um caso de estudo, neste caso a FEUP. O dimensionamento dos painéis fotovoltaicos, escolha dos inversores e o dimensionamento de cabos DC e AC foi feito no capítulo anterior. Neste capítulo, pretende-se apresentar o método utilizado para evidenciar os efeitos da produção distribuída no consumidor-produtor. Após a análise dos vários caminhos possíveis, foi facultado pelo Professor Doutor José Rui Ferreira, medidas em Excel com o valor de algumas grandezas obtidas por leitura direta ao longo de uma semana, no edifício I (Departamento de Eletrotécnica e Computadores), os quais passo a citar (valores por fase):  Tensão;  Corrente;  Potência ativa;  Soma da potência ativa nas fases;  Potencia reativa;  Soma da potência reativa nas fases;  Potência aparente;  Soma da potência aparente nas fases;  Fator de potência. 70 Metodologia e Algoritmo 70 Vantagens destes dados:  Conhecer o perfil de consumo de um edifício;  Possibilidade de criar um modelo que relacione as grandezas. Desvantagens destes dados:  Valores apenas para uma semana;  Valores apenas para um edifício. A partir desses dados decidiu-se construir um modelo que relacionasse a Potência Ativa (W) com a Potência Reativa (VAR) e, também, a Potência Ativa (W) com a Tensão (V). Em primeiro lugar, tendo a coluna com a soma das potências, foi necessário normalizar esses valores, com a fórmula: 𝑃𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜 = ∑𝑃−𝑀𝑖𝑛 𝑃 𝑀𝑎𝑥 𝑃−𝑀𝑖𝑛 𝑃 (4.1) Onde:  ∑𝑃: Valor da coluna da soma das potências, original do Excel cedido;  𝑀𝑖𝑛 𝑃: Valor mínimo da coluna da soma das potências, obtido através da fórmula do Excel;  𝑀𝑎𝑥 𝑃: Valor máximo da coluna da soma das potências, obtido através da fórmula do Excel; Com esta normalização dos valores da potência ativa no eixo dos abcissas e com o cálculo de ∑𝑄 ∑𝑃 no eixo das ordenadas, obtemos a seguinte relação: Gráfico 4.1– Relação entre a potência ativa e a reativa pela leitura dos dados Abordagem do problema 71 Pela análise da relação entre as potências chegamos à seguinte relação: Reparando no gráfico 6 acima, reconhecemos facilmente a forma apresentada. Assemelhase a uma exponencial, mas neste caso ao contrário. O ponto de partida consistiu em encontrar uma equação semelhante a esta forma. Numa situação de tentativa erro, chegamos à seguinte equação: 𝐹𝑃𝑚𝑖𝑛+ ( 𝐹𝑃𝑚𝑎𝑥−𝑎 𝑃)− 𝐹𝑃𝑚𝑖𝑛 1+ 𝑒(−8 𝑃 𝑃𝑟) (4.2) Tabela 4.1 – Valores das constantes assumidas na fórmula acima FP min -1 FP max 0,2 a 0 PR 1,1 Alterando o valor destas constantes, alteramos completamente a forma do sinal representado no gráfico a cor laranja. Gráfico 4.2 - Relação entre a potência ativa e a reativa calculada Figura 4.1 - Triângulo de potências. Relação entre a potência aparente, ativa e reativa cos𝜑= 𝑃 𝑆 𝑃=𝑆∗ cos𝜑 𝑄=𝑆∗ sen𝜑 𝑄=𝑃 sen𝜑 cos𝜑= 𝑃 tan𝜑 72 Metodologia e Algoritmo 72 No gráfico seguinte encontra-se potência reativa medida (dados fornecidos) e a potência reativa calculada através deste modelo. As duas formas de onda estão próximas e esta relação vai permitir mais tarde calcular a potência reativa através da potência ativa. Gráfico 4.3 - Potência Reativa medida vs. Potência Reativa calculada Tendo a relação entre a potência ativa e reativa, é necessário calcular a relação com a tensão a partir dos dados existentes. Como os painéis solares fornecem potência ativa, a base de trabalho continua a ser este valor agora para encontrar uma relação com a tensão. O valor da tensão inicial foi calculado através da expressão que resulta da elaboração do gráfico seguinte. Este gráfico relaciona a tensão medida nas 3 fases normalizada com a potência ativa normalizada. Gráfico 4.4 - Relação entre a potência ativa e a tensão No eixo dos XX está representada a potência ativa normalizada e no eixo dos YY está representada a tensão normalizada. Traçando uma linha de tendência polinomial de grau 2, obtemos uma equação. Resolvendo essa equação em ordem a x, sendo x o valor da potência ativa para cada hora, obtemos o valor da tensão. Abordagem do problema 73 Como visto anteriormente, tudo depende encontrar primeiro o valor da potência ativa e depois, através das relações encontradas calcular a potência reativa e depois a tensão. O modelo para os cálculos pretendidos será para todo o ano mas como no Excel do Professor Doutor José Rui só tem para uma semana é necessário replicar esses dados para um ano. Para isso, foi usado outro modelo que através da atribuição de uma potência instalada devolve a potência ativa para um ano a cada hora. Sendo assim atribuímos as seguintes potências: Tabela 4.1– Potências atribuídas a cada quadro Quadro Potência (kW) QADMO 90 QAUD 80 QGQMC 80 QGMMI 80 QGCVS 90 QAAO 65 QACO 65 QAE1 65 QCAFE 70 QCCO 250 QBIBO 80 QGMCS 90 QGELS 90 QGELSZ 90 QAI 65 QAL 65 QGMCN 100 QGELN 120 QGCVN 100 80 Metodologia e Algoritmo 80 O diagrama da figura 4.5 refere-se ao algoritmo definido para calcular o trânsito de potências na rede com produção fotovoltaica distribuída. A introdução de energia fotovoltaica vai introduzir as seguintes alterações, já refletidas no diagrama:  Potência ativa da carga;  Corrente no barramento do secundário do transformador. 4.6 - Cálculo e custos das perdas No final das iterações, em cada cenário, foram calculadas as respetivas perdas nos ramos. A ideia é perceber se estas aumentam ou diminuem com a introdução de produção distribuída no consumidor-produtor. Para calcular as perdas ativas e reativas usaram-se as seguintes expressões: 𝑝= 𝑃12+ 𝑃21 = 𝑅 𝑅2+ 𝑋2 (𝑉12+ 𝑉22−2𝑉1𝑉2cos𝜕12) (4.7) 𝑞= 𝑄12+ 𝑄21 = 𝑋 𝑅2+ 𝑋2 (𝑉12+ 𝑉22−2𝑉1𝑉2cos𝜕12) (4.8)  cos𝜕12 = cos𝜕1−cos𝜕2 Onde:  𝑅 – Resistência do cabo  𝑋 – Reactância do cabo  𝑉1Tensão no barramento 1  𝑉2-- Tensão no barramento 2 A estas perdas somam-se ainda as perdas no transformador e as perdas nas linhas que ligam os vários postos de transformação. Calculou-se também o custo que as perdas representam com base no preço das tarifas. Segundo [36] o preço das tarifas variam consoante a estação do ano, a hora do dia, caso seja dia semanal ou fim-de-semana e nível de tensão (BT, MT e AT) como mostra a figura 4.6 e a tabela 4.3. Cálculo e custos das perdas Trânsito de potência radial 81 Figura 4.6 - Informações acerca do preço da tarifa dependendo da hora [21] Utilizou-se os dados da figura acima para perceber a classificação de cada intervalo de tempo (cheias, ponta, vazio, …). Para cada uma destas classificações havia um valor de tarifa correspondente consoante a estação do ano. O valor das perdas foi calculado com base nestes dados. Por exemplo, o dia 1 de Janeiro às 9h é considerado “Ponta”, mas ao meio-dia já é considerado “Cheias”. Por outro lado, no dia 12 de Março às 9h é “Cheias” e ao meio-dia já é “Ponta”. Tabela 4.3– Valor das tarifas por período e estação do ano € / kWh Inverno, Outono Ponta 0.1368 Cheias 0.1074 Vazio 0.0757 Super Vazio 0.0646 Verão, Primavera Ponta 0.1397 Cheias 0.1096 Normal 0.0784 Super Vazio 0.072 Capítulo 5 Análise de Resultados Neste capítulo serão apresentados os resultados obtidos usando a estratégia definida nos capítulos anteriores. Para tal, em primeiro lugar analisaram-se os consumos anuais e a produção solar fotovoltaica, verificou-se quanto isso valia em euros e também, quanto seria a poupança na fatura energética com e sem autoconsumo. Relativamente à análise do trânsito de potências e como já referido, foram utilizados dois cenários para comparação, no primeiro, cenário A foi efetuado o cálculo do trânsito de potências na rede sem introdução de energia fotovoltaica. No segundo caso, cenário B, foi introduzida produção distribuída na rede e feitos novamente os cálculos. Os resultados apresentam-se a seguir. Embora as perdas sejam nos ramos, como referência, no eixo das abcissas tem-se o nome dos quadros ao qual o ramo pertence para ser mais fácil a identificação da localização do ramo. 5.1 - Análise de Consumos da FEUP e Produção Fotovoltaica O gráfico seguinte mostra o consumo de um ano na FEUP. Como é natural, existe uma oscilação diária e também ao longo do ano relativamente ao consumo. No mês de agosto o consumo é menor uma vez que é período de férias para a maioria dos utentes da FEUP enquanto, que a partir de novembro até fevereiro existe bastante consumo, provavelmente devido à maior utilização de aparelhos de aquecimento. Trânsito de potência radial 83 Gráfico 5.1 – Perfil de consumos para um ano Por outro lado, analisando a produção fotovoltaica, verifica-se tal como esperado, é maior nos meses mais quentes. Em alguns períodos do ano, muito raros, a produção supera o consumo. Gráfico 5.2– Comparação entre o consumo da FEUP e a Produção gerada pelo sistema fotovoltaico Gráfico 5.3 – Pormenor para um dia de verão O gráfico 5.3 mostra o perfil para um dia de verão em Agosto e percebe-se que no pico solar a produção fotovoltaica excede o consumo, mas na maior parte do tempo, o que está a ser produzido está a ser consumido. Por outro lado, no gráfico seguinte mostra um perfil para um dia invernoso em Janeiro, em que percebe-se que existe muito menos produção e que esta nunca ultrapassa o consumo. 84 Análise de Resultados 84 Na tabela seguinte, encontra-se o resumo da fatura anual do consumo, da produção e a poupança anual. Na primeira coluna, encontra-se o valor anual da fatura paga pelo consumo, pelas tarifas da tabela 5.1. Na segunda coluna consta o valor da produção mapeado pelas mesmas tarifas e na terceira coluna é a poupança anual da fatura elétrica com a introdução do sistema fotovoltaico, ou seja é a diferença entre o consumo antes do fotovoltaico e o consumo líquido após o fotovoltaico em euros. O consumo líquido é a diferença entre o consumo e a produção fotovoltaica. Tabela 5.1 – Resumo do valor pago pelo consumo e a poupança com a introdução do sistema fotovoltaico Fatura antes FV (€) Fatura depois FV (€) Poupança (€) 516 094 344 928 171 166 Gráfico 5.4 - Pormenor para um dia de Inverno Comparação dos cenários 85 5.2 - Comparação dos cenários Após analisar os dados em separado, faz sentido compararmos alguns dados de modo a perceber se os objetivos foram atingidos. Sendo assim, os gráficos seguintes analisam a potência ativa para quatro dias do ano, uns mais quentes outros mais frios. Seguem-se alguns gráficos exemplificativos. Gráfico 5.5 – Comparação das perdas ativas nos dois cenários para um dia típico de inverno. Gráfico 5.6 - Comparação das perdas ativas nos dois cenários para um dia típico de primavera. 86 Análise de Resultados 86 Gráfico 5.7 - Comparação das perdas ativas nos dois cenários para um dia típico de verão. Gráfico 5.8 - Comparação das perdas ativas nos dois cenários para um dia típico de outono. Verificamos que com a introdução de energia fotovoltaica as perdas são menores, tal como esperado. Essa diferença nota-se perfeitamente nos meses mais quentes e principalmente nos locais onde tem potência instalada. Os ramos com mais comprimento têm perdas mais elevadas mas diminuem com a energia fotovoltaica. Analisando os dados, percebemos também que durante os períodos em que não há sol, fonte da energia fotovoltaica, as perdas nos dois cenários são idênticas. O gráfico que se segue é de um dia de Agosto, dia com bastante exposição solar, vê-se que logo às 8h da manhã as perdas começam a reduzir até às 19horas. Gráfico 5.9 – Comparação das perdas ao longo das 24 Horas de um dia de Agosto Comparação dos cenários 87 Com o gráfico acima, torna-se interessante, analisar a mesma situação mas num dia de inverno. Mantém-se a tendência, enquanto não há sol as perdas mantém-se constantes, o que é natural porque não durante a noite não há grande variação da carga. Contudo, o período de exposição solar é um pouco menor, começando a baixar as perdas pelas 9h e acabando entre as 16 e as 17 horas. No inverno, pelas 17:30 é de noite. No gráfico abaixo a diferença das perdas é menor, o que é natural, uma vez que é inverno e o dia pode estar chuvoso ou nublado, diminuindo brutalmente a produção. Gráfico 5.10 – Comparação das perdas ao longo das 24 Horas de um dia de janeiro. No gráfico 5.11, segue-se a média das perdas por mês em que se verifica mais uma vez que com a introdução do sistema fotovoltaico há uma redução de perdas e são mais acentuadas nos meses mais quentes. Gráfico 5.11 – Perdas médias mensais para um ano 88 Análise de Resultados 88 Na tabela seguinte encontra o resumo do total das perdas com e sem energia fotovoltaica. Com a introdução do sistema fotovoltaico verifica-se uma redução de perdas de cerca de 12%. Tabela 5.2 – Resumo das perdas totais Sem FV (MWh) Com FV (MWh) PT1 32.19 28.34 PT2 36.49 33.64 PT3 12.36 94.49 Total Perdas 81.04 71.43 Analisando agora, o comportamento das tensões verificamos as seguintes alterações: Gráfico 5.12– Valor das tensões para o PT1, dia 12 Março, 16h, em pu Gráfico 5.13 - Valor das tensões para o PT1, dia 7 agosto, 16h, em pu 0,970 0,975 0,980 0,985 0,990 0,995 1,000 PT1 - 7 Agosto 13:00 PT1 - Sem FV PT1 - FV distribuida Comparação dos cenários 89 Segue-se um gráfico com a média das tensões para todo ano, por mês. Verifica-se que há um aumento de tensão nos meses mais quentes em relação aos meses mais frios. Como seria expetável médias das tensões ronda 1 p.u.. Gráfico 5.14 – Média das tensões por mês para num ano Verifica-se nos gráficos seguintes a tendência já referida, ou seja, nos períodos mais quentes a tensão aumenta em relação aos períodos mais frios. Gráfico 5.15 – Pormenor para um dia de verão O gráfico seguinte mostra para um dia de inverno a média das tensões, como verificado anteriormente e embora o aumento não seja tão acentuado como num dia de verão, entre as 10h e as 16h essa alteração existe. 96 Anexos 96 Características do painel solar Características do SmartPark Características do inversor 97 Mapa da FEUP, com a localização dos quadros e PTs Anexos B Resultados do dimensionamento AC (Capítulo 2) Dimensionamento AC, parte 1 Ramos Cabo Inversor Armário L (KM) Tipo SF SN B1 1 QAAO 0,033096 VAV 6 6 B2 1 QACO 0,033096 VAV 6 6 B3 1 QAE1 0,033096 VAV 6 6 B4 1 QAG1 0,033096 VAV 6 6 B5 1 QAI 0,033096 VAV 6 6 B6 1 QAL 0,033096 VAV 6 6 Biblioteca 1 QBIBO 0,03264 VAV 6 6 Mec. N 1 1 QGMCN 0,011136 VAV 6 6 Mec. N 2 1 QGMCN 0,0132 VAV 6 6 Eletro. 1 1 QGELN 0,011136 VAV 6 6 Civil Norte 1 1 QGCVN 0,012396 VAV 6 6 2 QGCVN 0,012396 VAV 6 6 Civil Norte 2 1 QGCVN 0,018396 VAV 6 6 2 QGCVN 0,018396 VAV 6 6 3 QGCVN 0,018396 VAV 6 6 Edifício G 1 QGCVS 0,0144 VAV 6 6 Edifício I 1 QGELSZ 0,021996 VAV 6 6 99 Dimensionamento AC, parte 2 Ramos Cabo Condição de aquecimento Inversor Armário L (KM) Tipo SF SN Is (A) P (W) Iz (A) B1 1 QAAO 0,033096 VAV 6 6 22,14138 15340 38 B2 1 QACO 0,033096 VAV 6 6 22,14138 15340 38 B3 1 QAE1 0,033096 VAV 6 6 22,14138 15340 38 B4 1 QAG1 0,033096 VAV 6 6 22,14138 15340 38 B5 1 QAI 0,033096 VAV 6 6 22,14138 15340 38 B6 1 QAL 0,033096 VAV 6 6 22,14138 15340 38 Biblioteca 1 QBIBO 0,03264 VAV 6 6 22,14138 15340 38 Mec N 1 1 QGMCN 0,011136 VAV 6 6 14,72243 10200 38 Mec N 2 1 QGMCN 0,0132 VAV 6 6 25,12917 17410 38 Eletro 1 1 QGELN 0,011136 VAV 6 6 22,14138 15340 38 Civil Norte 1 1 QGCVN 0,012396 VAV 6 6 22,14138 15340 38 2 QGCVN 0,012396 VAV 6 6 14,72243 10200 38 Civil Norte 2 1 QGCVN 0,018396 VAV 6 6 22,14138 15340 38 2 QGCVN 0,018396 VAV 6 6 22,14138 15340 38 3 QGCVN 0,018396 VAV 6 6 22,14138 15340 38 Edifício G 1 QGCVS 0,0144 VAV 6 6 22,14138 15340 38 Edifício I 1 QGELSZ 0,021996 VAV 6 6 14,72243 10200 38 100 Anexos 100 Dimensionamento AC, parte 3 Ramos Condição de sobrecarga Inversor Armário fc I'z (A) In If (A) Is < In < Iz 1,45 Iz if < 1,45 Iz B1 1 QAAO 1 38 32 51 VERDADEIRO 55,1 VERDADEIRO B2 1 QACO 1 38 32 51 VERDADEIRO 55,1 VERDADEIRO B3 1 QAE1 1 38 32 51 VERDADEIRO 55,1 VERDADEIRO B4 1 QAG1 1 38 32 51 VERDADEIRO 55,1 VERDADEIRO B5 1 QAI 1 38 32 51 VERDADEIRO 55,1 VERDADEIRO B6 1 QAL 1 38 32 51 VERDADEIRO 55,1 VERDADEIRO Biblioteca 1 QBIBO 1 38 32 51 VERDADEIRO 55,1 VERDADEIRO Mec N 1 1 QGMCN 1 38 32 51 VERDADEIRO 55,1 VERDADEIRO Mec N 2 1 QGMCN 1 38 32 51 VERDADEIRO 55,1 VERDADEIRO Eletro 1 1 QGELN 1 38 32 51 VERDADEIRO 55,1 VERDADEIRO Civil Norte 1 1 QGCVN 1 38 32 51 VERDADEIRO 55,1 VERDADEIRO 2 QGCVN 1 38 32 51 VERDADEIRO 55,1 VERDADEIRO Civil Norte 2 1 QGCVN 1 38 32 51 VERDADEIRO 55,1 VERDADEIRO 2 QGCVN 1 38 32 51 VERDADEIRO 55,1 VERDADEIRO 3 QGCVN 1 38 32 51 VERDADEIRO 55,1 VERDADEIRO Edificio G 1 QGCVS 1 38 32 51 VERDADEIRO 55,1 VERDADEIRO Edificio I 1 QGELSZ 1 38 32 51 VERDADEIRO 55,1 VERDADEIRO Anexos C Gráficos das perdas para comparação em 5.3 Comparação das perdas ativas nos dois cenários para um dia típico de inverno. Comparação das perdas ativas nos dois cenários para um dia típico de primavera. 102 Anexos 102 Comparação das perdas ativas nos dois cenários para um dia típico de verão. Comparação das perdas ativas nos dois cenários para um dia típico de outono Gráficos das perdas para comparação em 5.3 Comparação das perdas ativas nos dois cenários para um dia típico de inverno 103 Comparação das perdas ativas nos dois cenários para um dia típico de primavera Comparação das perdas ativas nos dois cenários para um dia típico de verão Comparação das perdas ativas nos dois cenários para um dia típico de outono Referências [1] Eficiencia Energética, Disponível em: http://www.solarwaters.pt/autoconsumo/autoconsumo-particulares , Acesso em: Março de 2015 [2] Autoconsumo, Disponível em: http://sunenergy.pt/particulares/auto-consumo/o-quee/ , Acesso em: Março de 2015 [3] Governo de Portugal, Enquadramento do novo regime de produção distribuida. Acesso em: Setembro 2014. [4] Pereira, F. A., & Oliveira, M. 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