Dimensionamento de um parque solar fotovoltaico: análise técnico-económica das diferentes tecnologias
Abstract
O presente relatório avalia o potencial dimensionamento de parques /centrais fotovoltaicas de larga escala com ligação á rede, também designadas de utility scales, com potência acima de 1 MW a serem desenvolvidas durante o estágio na empresa CJR Renewables. Neste estudo é efetuada uma análise energética e económica, incluindo um estudo comparativo entre diferentes tipos de tecnologias de painéis solares e estruturas de suporte existentes no mercado, permitindo definir qual terá o melhor desempenho e eficiência na produção de energia elétrica, assim como a viabilidade económica da central. Neste relatório são dimensionadas e avaliadas três centrais, uma com módulos monocristalinos inseridos em estruturas de suporte fixo, uma central com módulos monocristalinos inseridos em estruturas de seguimento solar e a terceira com módulos monocristalinos de tecnologia bifacial em estrutura de suporte fixo. Todas as centrais foram dimensionadas para a mesma potência instalada (24 MWp) de acordo com as diferentes tecnologias fotovoltaicas no mercado e na empresa, de modo a perceber as suas principais particularidades. De acordo com os resultados obtidos a central com estrutura de seguidor solar, permite um aumento da produção anual na ordem dos 31 % relativamente a estrutura fixa e 30 % relativamente a estrutura fixa bifacial. Com o desenvolvimento tecnológico, os sistemas com seguidores solares embora tenham custos maiores de implementação e manutenção, com base na análise de viabilidade económica dos sistemas fotovoltaicos, é a que maior benefício energético - económico oferece no presente, pelo aumento das receitas e lucro gerado ao longo do tempo.
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Escola de Ciências Mariana Ferreira Carvalho Dimensionamento de um Parque solar Fotovoltaico: Análise Técnicoeconómica das diferentes Tecnologias Janeiro de 2021 Universidade do Minho
Escola de Ciências Mariana Ferreira Carvalho Dimensionamento de um Parque Solar Fotovoltaico: Análise Técnico-económica das diferentes Tecnologias Projeto Individual Mestrado em Ciências e Tecnologias do Ambiente Trabalho efetuado sob a orientação de Professor Doutor Luís Manuel Fernandes Rebouta Nelson Marques Janeiro de 202 Universidade do Minho
ii DIREITOS DE AUTOR E CONDIÇÕES DE UTILIZAÇÃO DO TRABALHO POR TERCEIROS Este é um trabalho académico que pode ser utilizado por terceiros desde que respeitadas as regras e boas práticas internacionalmente aceites, no que concerne aos direitos de autor e direitos conexos. Assim, o presente trabalho pode ser utilizado nos termos previstos na licença abaixo indicada. Caso o utilizador necessite de permissão para poder fazer um uso do trabalho em condições não previstas no licenciamento indicado, deverá contactar o autor, através do RepositóriUM da Universidade do Minho. Licença concedida aos utilizadores deste trabalho Atribuição CC BY https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
iii DECLARAÇÃO DE INTEGRIDADE Declaro ter atuado com integridade na elaboração do presente trabalho académico e confirmo que não recorri à prática de plágio nem a qualquer forma de utilização indevida ou falsificação de informações ou resultados em nenhuma das etapas conducente à sua elaboração. Mais declaro que conheço e que respeitei o Código de Conduta Ética da Universidade do Minho.
iv AGRADECIMENTOS Apesar desta dissertação ser, pelo objetivo académico, um trabalho individual, gostaria de deixar registados os meus sinceros agradecimentos aos meus orientadores pela oportunidade de realizar a tese em âmbito empresarial e por terem desempenhado um papel imprescindível. Primeiramente os meus sinceros agradecimentos á empresa CJR por me ter acolhido e pela disponibilização de toda a informação necessária para o desenvolvimento do projeto. Em especial gostaria de apresentar os meus agradecimentos ao meu orientador da dissertação Professor Doutor Luís Manuel Fernandes Rebouta por todo o empenho e disponibilidade da sua parte, pois parte do sucesso da dissertação deve-se a si. Seguidamente apresento os meus agradecimentos ao Eng Nelson Marques, pela grande ajuda técnica e pelas sugestões importantes que me ofereceu ao longo de todo o estágio, contribuindo de uma forma fulcral para o seu sucesso. Por fim agradeço á minha família que me permitiram obter uma licenciatura e concluir um mestrado e a todos os meus amigos que me ajudaram e apoiaram de uma forma ou de outra que contribuíram para que conseguisse superar esta fase fulcral numa altura difícil que todos passamos.
v RESUMO O presente relatório avalia o potencial dimensionamento de parques /centrais fotovoltaicas de larga escala com ligação á rede, também designadas de utility scales, com potência acima de 1 MW a serem desenvolvidas durante o estágio na empresa CJR Renewables . Neste estudo é efetuada uma análise energética e económica, incluindo um estudo comparativo entre diferentes tipos de tecnologias de painéis solares e estruturas de suporte existentes no mercado, permitindo definir qual terá o melhor desempenho e eficiência na produção de energia elétrica, assim como a viabilidade económica da central. Neste relatório são dimensionadas e avaliadas três centrais, uma com módulos monocristalinos inseridos em estruturas de suporte fixo, uma central com módulos monocristalinos inseridos em estruturas de seguimento solar e a terceira com módulos monocristalinos de tecnologia bifacial em estrutura de suporte fixo. Todas as centrais foram dimensionadas para a mesma potência instalada (24 MWp) de acordo com as diferentes tecnologias fotovoltaicas no mercado e na empresa, de modo a perceber as suas principais particularidades. De acordo com os resultados obtidos a central com estrutura de seguidor solar, permite um aumento da produção anual na ordem dos 31 % relativamente a estrutura fixa e 30 % relativamente a estrutura fixa bifacial. Com o desenvolvimento tecnológico, os sistemas com seguidores solares embora tenham custos maiores de implementação e manutenção, com base na análise de viabilidade económica dos sistemas fotovoltaicos, é a que maior benefício energético - económico oferece no presente, pelo aumento das receitas e lucro gerado ao longo do tempo. Palavras-Chave: Energia Solar Fotovoltaica; Tecnologias Solares; Dimensionamento; Energia Produzida; Viabilidade Económica.
vi ABSTRACT This report assesses the potential dimensioning of large-scale photovoltaic parks / plants with connection to the grid, also called utility scales, with powers above 1 MW to be developed during the internship at CJR Renewables. In this study, an energetic and economic analysis is carried out, including a comparative study between different types of solar panel technologies and support structures existing on the market, allowing to define which will have the best performance and efficiency in the production of electricity, as well as economic feasibility. from the exchange. In this report, three plants are designed and evaluated, one with monocrystalline modules inserted in fixed support structures, one with monocrystalline modules inserted in solar tracking structures and the third with monocrystalline modules with bifacial technology in fixed support structure. All plants were dimensioned for the same installed power (24 MWp) according to the different photovoltaic technologies in the market and in the company, in order to understand their main peculiarities. According to the results obtained, the plant with a solar tracker structure allows an increase in annual production in the order of 31 % in relation to the fixed structure and 30 % in relation to the fixed bifacial structure. With technological development, systems with solar followers, although they have higher implementation and maintenance costs, based on the economic feasibility analysis of photovoltaic systems, is the one that offers the greatest energy - economic benefit at present, due to the increase in revenues and profit generated by over time. Key words: Photovoltaic Solar Energy; Solar Technologies; Sizing; Energy Produced; Economic viability.
vii ÍNDICE Resumo............................................................................................................................................... v Abstract.............................................................................................................................................. vi Lista de Figuras ................................................................................................................................. xii Lista de Tabelas ............................................................................................................................... xiv Lista de Abreviaturas, Siglas e Acrónimos ......................................................................................... xvi 1. Estado de Arte 1 ....................................................................................................................... 17 1.1 Matriz energética em Portugal ........................................................................................... 18 1.2 Energia solar a escala mundial .......................................................................................... 19 1.3 Energia solar em Portugal ................................................................................................. 20 2. Fundamentação Teórica ............................................................................................................ 21 2.1 Radiação solar .................................................................................................................. 21 2.2 Orientação Solar ............................................................................................................... 22 2.3 Posição do Sol relativamente a um plano horizontal ........................................................... 23 2.4 Inclinação dos painéis ....................................................................................................... 24 3. Energia Fotovoltaica .................................................................................................................. 26 3.1 Modelo de uma Célula Fotovoltaica.................................................................................... 26 3.1.1 Curva Característica I-V P-V ........................................................................................ 27 3.1.2 Performance Ratio PR ................................................................................................ 29 3.1.3 Rendimento ............................................................................................................... 29 3.1.4 Coeficientes de Temperatura ..................................................................................... 32 4. Central Fotovoltaica .................................................................................................................. 34 4.1 Tecnologias Fotovoltaicas .................................................................................................. 34 4.1.1 Células 1ª Geração .................................................................................................... 34 4.1.2 Células 2ª Geração .................................................................................................... 34 4.1.3 Células 3ª Geração .................................................................................................... 35 4.1.4 Módulos de meia célula ............................................................................................. 35 4.1.5 Módulos Bifaciais....................................................................................................... 36 4.2 Estruturas fotovoltaicas ..................................................................................................... 37 4.2.1 Estruturas de Suporte Fixo ......................................................................................... 37
xiv LISTA DE TABELAS Tabela 1 Características técnicas do painel (Portal Solar, 2011) ........................................................ 30 Tabela 2 Parâmetros dos coeficientes de temperatura do painel (Portal Solar , 2011)........................ 32 Tabela 3 Temperaturas máximas e mínimas mensais do distrito de Portalegre .................................. 47 Tabela 4 Parâmetros meteorológicos mensais da região ................................................................... 48 Tabela 5 Especificações técnicas da estrutura fixa (Norland, Estruturas fixas de pólo único STI-F3, 2020) ........................................................................................................................................................ 49 Tabela 6 Ficha técnica do painel escolhido (Jinko solar) .................................................................... 50 Tabela 7 Ficha técnica do inversor descentralizado (SUNGROW, 2020) ............................................. 51 Tabela 8 Parâmetros técnicos do transformador ............................................................................... 51 Tabela 9 Configuração da fileira ........................................................................................................ 54 Tabela 10 Valores máximos de corrente e tensão da string ............................................................... 55 Tabela 11 Número total atualizado de strings .................................................................................... 56 Tabela 12 Configuração do layout ..................................................................................................... 57 Tabela 13 Dimensionamento da secção, queda de tensão e perdas no circuito DC ............................ 61 Tabela 14 Dimensionamento da secção, queda de tensão e perdas no circuito AC-BT ....................... 63 Tabela 15 Secções utilizadas para cabo AC ...................................................................................... 65 Tabela 16 Dimensionamento da secção, queda de tensão e perdas no circuito AC-MT....................... 65 Tabela 17 Resumo de perdas elétricas do cabo AC-MT ..................................................................... 66 Tabela 18 Características da estrutura de seguidor solar (Norland, seguidor solar descentralizado bi-fila, 2020) ............................................................................................................................................... 68 Tabela 19 Tipo de secções de cabos AC-BT ...................................................................................... 71 Tabela 20 Dados técnicos do painel solar bifacial (Chint Solar, 2019) ............................................... 72 Tabela 21 Valores máximos de corrente e tensão da string ............................................................... 74 Tabela 22 Configuração da central fotovoltaica .................................................................................. 76 Tabela 23 Características do painel com ganho de radiação traseira de 5% ....................................... 78 Tabela 24 Energia incidente em cada estrutura tecnológica ............................................................... 80 Tabela 25 Resultados da avaliação energética de cada central .......................................................... 80 Tabela 26 Investimento económico da central A ................................................................................ 82 Tabela 27 Investimento económico da central B ............................................................................... 83 Tabela 28 Investimento económico da central C ............................................................................... 83
xv Tabela 29 Resultados obtidos da avaliação económico-financeira dos projetos ................................... 87 Tabela 30 Resistência 20ºC do cabo cobre DC de secção 6 mm2 .................................................... 101 Tabela 31 Queda de tensão média e Total de perdas em cabo DC (projeto A) .................................. 101 Tabela 32 Queda de tensão média e Total de perdas em cabo DC (projeto B) ................................. 101 Tabela 33 Queda de tensão média e Total de perdas em cabo DC (projeto C) ................................. 102 Tabela 34 Resistência dos cabos AC de Alumínio á temperatura de 20ºC ........................................ 102 Tabela 35 Queda de tensão média e Total de perdas em cabo AC (projeto A) .................................. 102 Tabela 36 Queda de tensão média e Total de perdas em cabo AC (projeto B) .................................. 103 Tabela 37 Queda de tensão média e Total de perdas em cabo AC (projeto C) .................................. 103
xvi LISTA DE ABREVIATURAS, SIGLAS E ACRÓNIMOS AT BT CAPEX CdTe CIGS GW Alta tensão Baixa Tensão Capital fixo Telureto de cádmio Disseleneto de cobre, gálio e índio Gigawatt ; IMP Corrente no ponto de potência máximo IMPPT Corrente máxima permitida no MPPT do inversor fotovoltaico ISC Corrente de curto-circuito kW Kilowatt kWh Kilowatt-hora kWp Kilowatt-pico Lcabo LCOE Comprimento do cabo elétrico Levelized cost of energy m Metros; MPPT Seguidor do Ponto de Potência Máxima, do inglês Maximum Power Point Tracker MT Média Tensão; NOCT Nmódulos N string OPEX PERC PAE PMAX PMP Do inglês Normal Operating Cell Temperature Nº de módulos Nº de strings Operation Expenditure Do inglês Passivated Emitter and Rear Contact Produção anual de energia Potência máxima Ponto de Máxima Potência, do inglês Maximum Power Point PR PVsyst STC VMP VOC WP TIR VAL Y f Performance Ratio PhotoVoltaic Systems Do inglês , Standard Test Conditions Tensão no ponto de potência máximo Tensão em circuito aberto Watt-pico Taxa interna de rentabilidade Valor atualizado líquido Produção especifica de instalação
17 1. ESTADO DE ARTE 1 No início do seculo XX a produção de energia elétrica era responsável por cerca de um pouco mais de dois terços da emissão total de dióxido de carbono para a atmosfera, com tendência para aumentar. Vive-se atualmente uma época em que a energia se tornou um vetor essencial para o desenvolvimento das nações, constituindo o motor que alimenta o seu progresso. Em contrapartida a produção intensiva e o seu uso intensivo, nas suas diversas formas, revela-se na destruição progressiva do meio ambiente, na degradação da qualidade de vida, nas alterações climáticas, assim como a segurança da oferta de energia, impulsionando uma mudança do panorama energético mundial. As mudanças climáticas a que temos vindo a assistir nos últimos anos, derivadas do aquecimento global, são um fenómeno de preocupação mundial. Estas mudanças climáticas, hoje apelidadas de “alterações climáticas” estão associadas a catástrofes, como cheias e períodos de seca extrema. Nos últimos 25 anos a temperatura da terra aumentou 0,18 º C por década, e prevê-se um aumento de 1,4 a 5,8ºC até ao final do século. Simultaneamente o nível médio do mar tem vindo a aumentar 0,03 mm/ano desde 1993 e os eventos climáticos extremos são hoje mais frequentes e intensos (William Moomaw (USA), 2011) No seguimento desta mudança, têm vindo a ser criadas políticas governamentais de apoio às energias renováveis para substituir os combustíveis fósseis. De acordo com a Agência Internacional de Energia (IEA, 2020) as energias renováveis cresceram rapidamente nos últimos anos, impulsionadas pelo apoio a políticas e reduções acentuadas de custos para energia solar fotovoltaica e eólica, em particular. O setor elétrico continua a ser o ponto mais brilhante para as energias renováveis, com o forte crescimento da energia solar fotovoltaica e eólica nos últimos anos, com base na já significativa contribuição da energia hidroelétrica. As investigações e inovações nas áreas das energias renováveis nos últimos anos, nomeadamente na energia fotovoltaica, resultaram em tecnologias mais fiáveis e mais económicas, com um retorno financeiro a prazos mais curtos que, por sua vez, levaram à possibilidade do uso destas na geração de energia em grande escala, possibilitando assim a integração destas no sistema de energia elétrica. (Andoni, et al., 2019)
18 1.1 Matriz energética em Portugal Em 2019 registou uma taxa de incorporação de fontes de energia renováveis (FER) na geração de eletricidade de 56,0 % o correspondente a uma geração elétrica de 27,3 TWh de um total de 48,8 TWh em Portugal continental. Os combustíveis fosseis representaram os remanescentes 44,0 %, o correspondente a 21,4 TWh. De acordo com a Direção Geral de Energia e Geologia a produção de energia solar fotovoltaica tem crescido de ano para ano indicando que o país no ano passado gerou 1276 GWh de energia fotovoltaica, mais do dobro gerada em 2014 (627 GWh). (DGEG, 2019) Figura 1 Índice de produção de energia solar em Portugal (DGEG, 2019) Em 2019 o Alentejo teve uma produção fotovoltaica de 580 GWh, equivalente a quase 12 % do consumo anual de eletricidade da região. Na região Norte foram produzidos cerca de 149 GWh de energia fotovoltaica equivalente a 1 % do consumo anual. Figura 2 Produção fotovoltaicas nas diversas regiões de Portugal (DGEG, 2019) O sector electroprodutor foi responsável pela emissão de cerca de 10,4 milhões de toneladas de C02 que se traduzem numa emissão específica média de aproximadamente 213 gramas de CO2 emitidos por cada kWh de eletricidade gerado. (DGEG, 2019)
19 1.2 Energia solar a escala mundial Os países europeus com maior incidência solar são os da zona sul, nomeadamente, Espanha, Itália, Grécia, Turquia e, principalmente, Portugal que apresenta um índice global entre 1500 e 1800 kWh/m2/ano. No entanto, nos restantes países com potencial fotovoltaico, o índice global pode até ultrapassar ligeiramente os 1900 kWh/m2/ano. (Solargis, 2020) Na Europa, a radiação solar disponível varia muito com a latitude, de tal forma que em Portugal, Espanha e Itália (países no sul da Europa), a radiação solar anual chega a atingir o dobro da média disponível nos países do norte da Europa. Figura 3 Índice Global de Incidência solar kWh/m2/ano (Solargis, 2020) À escala mundial, o interesse no aproveitamento da energia fotovoltaica como fonte primária de energia tem aumentado consideravelmente. Segundo um estudo efetuado pela SolarPower Europe , em 2016 o aproveitamento desta energia teve um aumento de 49%. Foram instalados um total de 76.1 GW em 2016, face aos 51.2 GW instalados no ano anterior. Em 2016, a China e os Estados Unidos foram os maiores contribuidores, que instalaram respetivamente 34.2 GW e 14 GW. Na Europa registou-se um decréscimo do investimento em relação a 2015, pois se em 2015 houve um aumento de 8.6 GW, no ano seguinte esse aumento foi de 6.9 GW. (Europe, 2019)
20 1.3 Energia solar em Portugal Portugal é um dos países com boa exposição solar para a utilização de painéis solares como fonte de energias renováveis, com um número medio anual de horas de sol entre 2,200 e 3,100 horas. (Gabriel, 2018) Figura 4 Índice de Radiação solar global em Portugal kWh/m2 (Solargis, 2020) A disponibilidade anual de radiação solar global (kWh/m2) é superior na região Sul de Portugal como se pode ver na Figura 4. Isto deve-se ao elevado número de horas de sol nessa região, que resulta das condições atmosféricas mais favoráveis que estes locais dispõem para aproveitamento solar. Este enorme potencial pode deve ser explorado, motivando assim a diminuição da dependência energética através de fontes de energia não renováveis De acordo com o instituto português de energia solar IPES a variabilidade anual relativa á disponibilidade de radiação anual é maior no litoral, centro e norte de Portugal, levando a que estas sejam também as regiões onde a disponibilidade anual de radiação é menor, devido a períodos de maior nebulosidade e nevoeiros. A variabilidade da radiação solar global em termos anuais é relativamente pequena, apresentando valores entre 1,6 e 3 % para os locais do país com maior disponibilidade de radiação solar (Alentejo e Algarve) e apenas entre 3,5 e 5 % para os restantes. Neste sentido, as regiões com maior disponibilidade de radiação solar apresentam também uma menor variabilidade deste recurso o que as torna particularmente interessantes para futuras instalações solares. Não deixa de ser curioso notar que não sendo o vale do Douro uma região com os níveis de radiação mais elevados, apresenta uma variabilidade relativamente pequena sobre uma boa parte da sua extensão. (Cavaco, et al., 2016)
21 2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA Neste capítulo serão apresentadas algumas definições teóricas baseadas na energia solar necessárias para o dimensionamento das centrais. 2.1 Radiação solar O sol encontra-se a uma distância de 150 milhões de quilómetros da Terra, no entanto, apesar dessa distância o planeta Terra está constantemente a ser bombardeado com raios solares, raios estes que apresentam a maior fonte de energia da Terra. A quantidade de energia irradiada, anualmente pelo sol, sobre a superfície do planeta é cerca de 10 000 vezes superior ao consumo energético de todo o planeta, para o mesmo período. (Oliveira, 2014) A radiação solar é a energia transmitida á Terra sob a forma de radiação eletromagnética. Essa energia é essencialmente constituída por radiação visível, infravermelha e ultravioleta, sendo que a radiação visível é aproximadamente metade da energia irradiada pelo sol. A radiação solar divide-se em três componentes principais, com características diferentes. (Clarisse Magarreiro & Brito): • Radiação direta (que projeta sombras) vem diretamente da direção do disco solar; • Radiação difusa (que inclui a radiação solar de todas as direções do céu, com a exceção do disco solar); • Radiação refletida (que resulta da reflexão da radiação solar na superfície, dependendo, portanto, das propriedades óticas da superfície), também denominado albedo. Irradiância Global= ∑∑ (horas de sol) + Direta + Difusa + Refletida Figura 5 Tipos de Radiação Solar (Clarisse Magarreiro & Brito)
22 Para calcular a intensidade de insolação que é convertida em energia é necessário ter em conta a duração da insolação no local. 2.2 Orientação Solar Para a integração dos sistemas fotovoltaicos é indispensável conhecer a posição do sol, só assim é possível conhecer a irradiação solar do local em questão, que está diretamente relacionada com hora do dia. Por sua vez, a irradiação diária varia devido às estações do ano. Estas são originadas pelo efeito do movimento de translação da Terra associado à inclinação de 23,45º do eixo da Terra em relação ao plano normal da trajetória desenvolvida pela Terra como se pode ver na Figura 6. Este efeito provoca uma variação da inclinação entre o plano do equador da Terra e a reta definida pelos centros da Terra e do Sol, que varia aproximadamente entre 23.45º no verão e os -23.45º no inverno no hemisfério norte, e é designada de declinação solar, δ, provocando assim uma variação da duração dos dias e das estações do ano. Figura 6 Declinação Solar (Maria de Fátima Oliveira Saraiva, s.d.) A declinação é calculada pela seguinte expressão: sin𝛿=sin23,5º sin360×(284+𝑁) 365 (1) Onde N é o número de dias decorridos desde o início do ano. A quantidade total de radiação solar recebida não depende apenas da duração do dia, mas também depende da altura solar, α, que varia com a latitude Ф. (Maria de Fátima Oliveira Saraiva, s.d.)
23 2.3 Posição do Sol relativamente a um plano horizontal Para se poder caraterizar a radiação que incide num determinado ponto da superfície terrestre é necessário descrever vários ângulos de referência, a saber: • Angulo de elevação ou altitude solar α, que é formado pelos raios solares com o plano horizontal; diz respeito ao ângulo entre o plano horizontal e a Irradiância direta nesse mesmo plano. • Angulo de azimute solar αs entre a projeção horizontal dos raios solares e a direção Norte-Sul no plano horizontal. as>0 se o sol estiver a oeste do Sul, e as<0 se estiver a este do Sul. (-180º≤as≤+180º). • Angulo de zénite solar, ȥ, definido como ȥ = 90º-α, sendo o ângulo entre os raios solares e a direção vertical. • Angulo de horário solar h, sendo o deslocamento angular do sol para este ou oeste do meridiano local devido á rotação da terra sobre o seu eixo, 15º por hora, negativo de manhã, positivo á tarde, representado por h = 15(tsolar-12) (graus). (Gabriel, 2018) Figura 7 Posição do Sol relativamente a Terra (Energia Fotovoltaica II) É possível determinar o ângulo de incidência solar ou zenital solar (z): ângulo entre zénite e a linha SolTerra (º) pela seguinte equação; z = 90° − α 𝑎𝑟𝑐𝑜𝑠 (𝑠𝑖𝑛𝛿 × 𝑠𝑖𝑛𝜙 + 𝑐𝑜𝑠𝛿 × 𝑐𝑜𝑠𝜙 × 𝑐𝑜𝑠h) (2) Assim, o azimute solar é calculado por: sin𝑎𝑠=(cos𝛿×sin(ℎ) cos𝑎) (3) Onde: α − Ângulo de elevação solar: ângulo entre o plano horizontal e a linha Sol-Terra (º); z – Ângulo de incidência solar ou distância zenital solar: ângulo entre zénite e a linha Sol-Terra (º);
30 O desempenho obtido pelas células fotovoltaicas, estão relacionadas com alguns fatores nomeadamente com as diferentes condições climatéricas que exigem desempenhos diferentes, sendo os fatores mais importantes que poem causa a eficiência da célula a radiação incidente e a temperatura na célula. ƞ=𝑃𝑚𝑎𝑥 𝐺×𝐴×100 (%) (8) Sendo A, a área da célula em m2, e o G a radiação solar incidente por unidade de superfície (W/m2) O modelo ideal de uma célula fotovoltaica é representado desprezando-se as perdas. Neste modelo ótimo, a intensidade da fonte de corrente gerada é diretamente proporcional á radiação solar incidente. (Gabriel, 2018) As células têm perdas, nomeadamente: • Perdas por impurezas presentes no silício; • Perdas nos contactos existentes na parte superior e inferior da célula; • Perdas por efeito de joule; • Resistência natural dos diversos materiais utilizados na célula; O rendimento de uma célula não é o suficiente para gerar as potências desejadas, para isso os fabricantes interligam as células de forma a formarem uma unidade maior, o módulo. Cada módulo construído por cada fabricante apresenta a sua ficha de especificações técnicas, como representado na Tabela 1 dando ao cliente informações sobre, nomeadamente, a sua potencia máxima, designada como watt pico ( Power output ), a eficiência, sendo este parâmetro muito importante na escolha do modulo, uma vez que, quanto maior a eficiência do painel solar menor é a área necessária para gerar a mesma quantidade de energia, tensão máxima VMPP e em curto circuito VOC , corrente máxima IMPP e em curto circuito ISC. (Portal Solar , 2011) Tabela 1 Características técnicas do painel (Portal Solar, 2011) Esta classificação baseia-se na produção de energia medida em condições de laboratório, "Condições Padrão de Teste" ( STC - Standard Testing Conditions ), quer isto dizer que, o modulo é submetido a uma Irradiância solar de 1000 W/m2 (a irradiação solar que deve ser de 1000 W/m² que se refere à quantidade de energia que incide sobre uma determinada área em um determinado momento) a
31 temperatura de 25ºC, ou seja, para produzir a potência máxima nominal (PMAX), conforme ele é classificado na ficha técnica, o painel solar não pode ficar mais quente do que 25°C, no entanto, a temperatura de operação de um modulo, nunca será idêntica às condições de teste em laboratório. Todos os painéis solares perdem eficiência quando aquecem. O problema encontra-se na produção de energia do modulo, isto porque a própria geração de energia aumenta sempre mais a temperatura do painel do que com a temperatura do ambiente. (Portal Solar , 2011) O principal efeito provocado pelo aumento da temperatura do módulo é uma redução da tensão que é diretamente proporcional. Existe um efeito secundário dado por um pequeno incremento da corrente para valores baixos de tensão. Tudo isto está indicado nas figuras 13 e 14. Figura 13 Relação da variação da incidência da irradiação com a potência gerada (Energia Fotovoltaica II) Figura 14 Relação da variação da temperatura com a potência gerada (Energia Fotovoltaica II) Na Figura 13 está representada a Influência da irradiação na curva I-V (a temperatura de 25ºC) e na Figura 144 está representada a influência da temperatura na curva I-V (numa Irradiância de 1000 W/m2). Resumindo, um aumento da temperatura do módulo tende a reduzir a sua eficiência, devido à diminuição da tensão de trabalho como é possível verificar na Figura 155. A intensidade da radiação solar incidente influencia também a tensão de trabalho. A diminuição da irradiação reduz a eficiência dos módulos.
32 Figura 15 Representação gráfica da relação inversa temperatura/tensão (Solarterra, 2019) Por essa razão, para locais com temperaturas ambientes muito elevadas são adequados módulos que possuam maior quantidade de células em série a fim de que as mesmas tenham suficiente tensão de saída. 3.1.4 Coeficientes de Temperatura O coeficiente de temperatura para corrente de curto-circuito (ISC) define-se como a variação da corrente de curto-circuito de um dispositivo por unidade de variação de temperatura, já o coeficiente de temperatura para a tensão em circuito aberto (VOC) é um coeficiente que indica a variação da tensão em circuito aberto de um dispositivo por unidade de variação da temperatura. O coeficiente de variação de potência máxima com a temperatura (PMAX) é a variação de potência máxima de uma célula por unidade de variação de temperatura., ou seja, demonstra a energia perdida a cada °C que o painel estiver acima dos 25°C (25°C condições padrões de teste – STC). Um painel utilizado, como exemplo na Tabela 2 perde 0,45% de sua potência máxima para cada grau acima de 25°C, conforme especificação do fabricante. (Portal Solar , 2011) Tabela 2 Parâmetros dos coeficientes de temperatura do painel (Portal Solar , 2011) Um outro fator que está relacionado com o rendimento dos painéis é a refrigeração natural dos módulos. Por exemplo, os módulos fixados em estruturas totalmente elevadas do solo possuem maior refrigeração natural (fluidez do ar e passagem de vento) do que sistemas cujos módulos estejam fixados em solos ou
33 telhados. Dessa forma, é correto dizer que a eficiência em função da temperatura é maior para sistemas com módulos fixados em estruturas elevadas. (Feijóo, 2017).
34 4. CENTRAL FOTOVOLTAICA O princípio básico de uma central de energia fotovoltaica baseia-se no conjunto de células fotovoltaicas que convertem diretamente a energia solar em energia elétrica. Cada gerador fotovoltaico (módulo) fornece aos seus terminais uma corrente elétrica direta continua. Ao conjunto de cada módulo unidos em serie forma uma sequência de vários geradores fotovoltaicos com um determinado nível de tensão para o funcionamento correto de um inversor. Esses módulos em series estão agrupados em paralelo e designados por fileiras ou “ strings”. O inversor transforma a corrente contínua produzida, DC, pelos painéis em corrente alternada, AC, para ser posteriormente conduzida para um transformador BT e seguidamente conectado a rede elétrica MT. 4.1 Tecnologias Fotovoltaicas Os sistemas fotovoltaicos são baseados em grande parte em células de tipo silício cristalino, que se encontram no mercado em grande peso e divididos em várias gerações. 4.1.1 Células 1ª Geração Nesta geração as células de silício cristalino são caracterizadas por: • Monocristalino: Possui uma estrutura cristalina de silício, homogénea. As suas lâminas são fatiadas em formas individuais arredondadas, tratadas e revestidas em camadas - células fotovoltaicas. O seu processo produtivo é mais caro, porém o coeficiente de rendimento é elevado. • Poli-cristalino: Os cristais de silício são fundidos em blocos preservando a formação dos componentes (não homogénea). As placas são cortadas em formas quadradas e geralmente menos eficientes. 4.1.2 Células 2ª Geração A segunda geração de materiais fotovoltaicos está baseada no uso de filmes finos de semicondutores com espessura na ordem de 1 µm que experimentalmente chegam aos 17% de eficiência. Os filmes finos agrupam-se em vários tipos de materiais, entre eles: • Silício amorfo ( a-Si ): 40 vezes mais eficiente do que o silício monocristalino, o que permite que uma lâmina de apenas 1 µm seja capaz de absorver 90% da energia solar útil.
35 • Arsenieto de Gálio ( GaAs ): alto nível de absorção. Exige apenas alguns µm de espessura para absorver a luz solar e possui também uma eficiência de conversão de 29%, que é a mais alta para qualquer célula de junção única. • Disseleneto de cobre-índio e cobre-índio-gálio ( CIS e CIGS ): Assim como o a-Si o CIGS também possui um elevado coeficiente de absorção, o que permite absorver cerca de 90 % dos fotões com energia superior a 1 eV para uma espessura de 1 μm a 3 μm. 4.1.3 Células 3ª Geração Nesta geração, as células são feitas por materiais orgânicos, como pequenas moléculas ou polímeros. Absorverem uma faixa ampla do espectro solar apresentando as maiores eficiências entre todos os dispositivos fotovoltaicos, são também conhecidas como células de Gratzel. 4.1.4 Módulos de meia célula Uma das tendências que cresce cada vez mais entre os principais fabricantes é a tecnologia de módulos de meia célula, em inglês chamados de “ half cell” . São módulos cujas células são divididas ao meio. Estas células geram metade da corrente de uma célula padrão, reduzindo a resistência interna na interligação dos módulos solares, o que quer dizer que, menos resistência entre as células, maior a potência de saída de um módulo havendo por isso maior eficiência, maior fiabilidade e, consequentemente, um melhor rendimento energético. (solver, 2019) Os módulos com o dobro da tensão seriam uma desvantagem, pois valores de tensão mais altos resultam na metade da quantidade de módulos que podem ser conectados por string . Por isso, a maioria destas células encontra-se como representado Figura 16 de forma a produzir tensões semelhantes aos dos módulos solares tradicionais. (Macedo, 2018). Figura 16 Módulos "meiacélula" (Macedo, 2018)
36 Estas células também são bastante utilizadas para locais com bastantes sombreamentos, isto porque com esta tecnologia o efeito do sombreamento causa menos perdas na produção total de energia feita pelo modulo., ou seja, se temos uma sombra parcial que afeta parte do módulo, esta perda de rendimento apenas afetará essa metade, enquanto a outra metade continuará a produzir ao máximo que as condições de irradiação e temperatura permitem. Verifica-se o contrário num módulo típico, no qual a sombra parcial que incide no painel fotovoltaico pode afetar substancialmente o rendimento, inutilizando-o totalmente no pior dos casos. (Solar K. , 2020) 4.1.5 Módulos Bifaciais Os painéis fotovoltaicos bifaciais possuem células fotovoltaicas de duas superficies para absorver a energia solar radiante, ou seja, possuem células fotovoltaicas que captam energia a partir dos dois lados, permitindo que energia seja gerada a partir da parte frontal e traseira do módulo. A energia adicional gerada da parte traseira do módulo é chamada de “ back side power gain ”. O ganho real do módulo bifacial depende de muitos parâmetros, incluindo o tipo de instalação e coeficiente de reflexão do solo/superfície. (Solaredge, 2020) A Figura 177 mostra a diferença entre as estruturas de módulos do tipo PERC ( Passivated Emitter and Rear Contact – o que significa o uso de contatos passivados na parte traseira que captam a irradiação solar na parte traseira) e módulos do tipo bifaciais. Figura 17 Diferença das Células Bifaciais e Tradicionais (Monteiro, 2018) A célula solar de tecnologia PERC é constituída por uma superfície de passivação frontal constituída por um revestimento anti reflexo de SiNx, e uma superfície de passivação da superfície traseira de oxido de silício SiOx. Essa passivação melhora a eficiência global da célula através de duas formas:
37 • Reduz a velocidade de recombinação dos pares eletrão-lacuna; • Aumenta a reflexão interna, ou seja, aumenta a reflexão da luz na base da célula, fazendo com que os raios solares passem mais vezes pelo silício, aumentando assim a captação de radiação solar – Fotões. Os módulos bifaciais utilizam o efeito do Albedo, onde a luz solar refletida do solo ou de alguma superfície é absorvida e a partir da qual o painel bifacial é capaz de oferecer um aumento de potência na sua saída. O desempenho da parte de trás do módulo bifacial dá-se através das irradiações refletidas pela superfície encontrada abaixo do módulo. O ganho do módulo bifacial será diretamente ligado ao fator de refletividade da superfície que se encontra abaixo dele, o chamado “fator Albedo”. Quanto mais clara a superfície for, mais radiação é refletida e consequentemente, um maior número chega ao módulo. Ou seja, quanto mais alto for o “fator Albedo” melhor radiação traseira o painel capta. Além do albedo, ainda existem algumas variáveis como ângulo de instalação e altura do módulo que devem ser levadas em consideração durante o dimensionamento do sistema. A altura e o ângulo têm influência direta, pois em determinadas horas do dia, caso o módulo esteja muito perto do solo, ele pode causar sombra que dificulte a chegada de irradiação refletida sobre a parte traseira, prejudicando o efeito Bifacial. (Monteiro, 2018) Sob condições de teste padrão (STC), painéis bifaciais podem gerar 30% a mais de energia, fazendo uso de sua superfície traseira. (Solar P. , Painel Solar Fotovoltaico Bifacial, 2016) 4.2 Estruturas fotovoltaicas 4.2.1 Estruturas de Suporte Fixo Estruturas sem qualquer seguimento de eixo solar, designadas de mesa, é (geralmente) alinhada na direção este-oeste e suporta um número de módulos por string e apresenta a geometria necessária para colocá-los com a inclinação ótima e orientados para sul ou norte. Algumas estruturas permitem a alteração sazonal do ângulo dos módulos de forma manual. Essas estruturas são capazes de suportar o seu próprio peso e os esforços do vento definidos pela legislação. (Rabaça, 2014) 4.2.2 Estrutura de Seguidor Solar Estruturas com seguimento de eixo solar que altera várias vezes a posição dos painéis fotovoltaicos durante o dia, seguindo a radiação solar para aumentar a produção de energia. O angulo dos painéis,
38 também designados por tilt dos módulos fotovoltaicos é alterado por meio de motores (seguidores), fazendo com que seja mais produtivo alinhar as mesas na direção norte-sul. Quando o sol se encontra no ponto mais alto da sua trajetória diária, o tilt dos módulos será zero. O uso de seguidores solares são cada vez mais comuns nas centrais fotovoltaicas, uma vez que a indústria solar tem provado os grandes benefícios que eles têm. (Solar P. , Seguidor Solar - Tracker: vantagens e desvantagens, 2016) O sistema de seguimento solar de 1 eixo, apenas permite uma rotação referente ao ângulo de incidência solar ou ao ângulo de azimute solar, o que pode levar, consoante as características do local a um aumento do rendimento anual até 27%. (Lourenço, 2014) Podemos caracterizar esta tecnologia solar em: • Seguidores descentralizados ou mono-fila: seguidores com um eixo horizontal no qual abrange 1 fila, esses seguidores são acionados por módulos de rotação individuais; • Seguidores centralizados ou multi-fila: Seguidor de eixo horizontal abrangendo várias fileiras acionado por um atuador linear. Caso o mesmo motor realize o movimento de angulação de duas mesas, ele se trata de um bi-fila. O último tipo de tracker é o que ocorre em sistemas centralizados, em que um único motor controla todo o sistema, sendo, portanto, um multilinha. A grande desvantagem desta última está no sombreamento causado pelas filas, quando rodadas em simultâneo. 4.3 Inversor Um inversor é um dispositivo que fornece energia elétrica em corrente alternada (CA) a partir de uma fonte de energia elétrica em corrente contínua (CC). A tensão (CA) de saída deve ter amplitude e frequência adequados às cargas a serem alimentadas. Por imperativo de fabrico dos equipamentos elétricos, é normalmente utilizado a tensão de 230 V (ou 230/400 V), que corresponde à tensão nominal das redes elétricas de distribuição do espaço europeu (Carneiro, 2009). No caso de sistemas ligados à rede elétrica a tensão de saída do inversor deve ser sincronizada com a tensão da rede. O inversor é definido pela tensão de trabalho na entrada, que deve corresponder ao do sistema solar e pela tensão requerida na saída. Para além da conversão do sinal o inversor assume outras funções como o ajuste do ponto operacional do inversor ao MPPT do sistema PV, também designado por “rastreador do ponto de potencia máxima”. É uma característica do inversor que permite maximizar a energia disponível a partir da matriz dos
39 módulos fotovoltaicos durante o seu funcionamento. Se cada inversor tiver ligações MPPT independentes, significa que até x fileiras podem ser conectadas por ligações MPPT. 4.3.1 Inversor Central O inversor central é caracterizado pela ligação dos módulos em série de forma a constituírem as fileiras que são depois ligadas a um único inversor, de potência aproximadamente igual ao sistema fotovoltaico. Apresentam a desvantagem do MPPT centralizado, e obrigam a usar secções de cabos maiores devido às elevadas correntes. Devido às dimensões do inversor central, obriga a sua instalação num local próprio que por vezes se traduz em grandes distâncias entre o sistema fotovoltaico e o inversor. 4.3.2 Inversor Descentralizado Os inversores descentralizados são designados como inversor strings , pois é uma versão reduzida do inversor central aplicado a vários conjuntos de fileiras . Cada conjunto de fileiras é associado a um inversor e por isso a um MPPT. Atualmente verifica-se uma mudança de preferência na evolução dos tipos de inversores string em relação aos inversores centralizados. Há uma crescente procura pelos inversores string para parques fotovoltaicos acima de 1 MW. De acordo com (Rabaça, 2014) 42% dos compradores de inversores, opta pelos inversores de string para parques de grande escala em vez dos inversores centrais, uma vez que os de string oferecem uma maior flexibilidade do projeto bem como uma redução nas perdas em caso de falha. 4.4 Sistemas e Aplicações Os sistemas fotovoltaicos podem ser classificados quanto á sua aplicação e utilização. De acordo com a sua utilidade podem ser designados como sistemas isolados ou ligados à rede pública. Existem também a utilização de outras tecnologias acopladas a sistemas fotovoltaicos, designados sistemas híbridos, em que o gerador fotovoltaico é combinado com um gerador eólico, diesel, etc. (Alves, 2008) 4.4.1 Sistemas Isolados
46 7.1 Características Solares da zona de estudo 7.1.1 Insolação De acordo com o Mapa da radiação global anual do Município de Portalegre é possível verificar na Figura 24 que o número médio anual de horas solares é elevado em quase toda a área distrital, com valores acima das 2500 horas. Figura 24 Mapa de radiação global (horas) no distrito de Portalegre 7.1.2 Temperatura Relativamente á temperatura é registado na maior parte da área distrital temperaturas médias superiores a 15º C. Só numa pequena faixa no Nordeste as temperaturas médias se registam entre os 10 e os 15º C como indicado na Figura 25. Figura 25 Mapa de temperatura no distrito de Portalegre
47 De acordo com os dados do IPMA de janeiro de 2020 é possível verificar o maior e menor valor da temperatura máxima e mínima diária importante para o bom funcionamento dos equipamentos da central fotovoltaica. Tabela 3 Temperaturas máximas e mínimas mensais do distrito de Portalegre MESES MAIOR VALOR DA TEMP MÁXIMA DIÁRIA MENOR VALOR DA TEMP MÍNIMA DIÁRIA JANEIRO 20,4 -4.5 FEVEREIRO 22.5 -3.7 MARÇO 25.5 -2.8 ABRIL 29.6 -0.2 MAIO 32.3 2.1 JUNHO 39.4 5 JULHO 40.4 8.2 AGOSTO 39.1 8.6 SETEMBRO 39.5 6.0 OUTUBRO 31.0 3.5 NOVEMBRO 25.7 1.0 DEZEMBRO 23.2 -1.1 A temperatura máxima registada foi de 40.4ºC no mês de julho e a temperatura mínima registada foi de -4,5ºC no mês de janeiro. Como referi anteriormente, estas temperaturas são importantes para dimensionar o bom funcionamento do sistema solar em função das características dos inversores escolhidos. De acordo com o software PVsyst utilizado pela empresa, é possível retirar informações mais precisas e assertivas relativas a radiação solar da região. Neste software quando introduzido as coordenadas da central, este vai procurar dados meteorológicos necessários para indicar a irradiação solar por hora de cada mês, ou seja, faz um levantamento das várias radiações horizontal e horizontal difusa e a média mensal anual.
48 Tabela 4 Parâmetros meteorológicos mensais da região Como é verificado na Tabela 4, foi considerado pelo PVsyst para a cidade de Portalegre no local Monte Claro, um índice global anual de radiação solar na ordem dos 1767,5 kWh/m2/ano em plano horizontal e a irradiação anual tendo em conta a inclinação dos painéis de 2051 kWh/m2/ano. Pode-se então concluir que o local escolhido é propício à produção de energia fotovoltaica.
49 8. DIMENSIOMANENTO A -PAINÉIS EM SUPORTE FIXO O primeiro projeto realizado, trata-se de uma central fotovoltaica com módulos monocristalinos de meia célula em estrutura de suporte fixo. É de referir que todas as fórmulas utilizadas no dimensionamento do parque fotovoltaico, foram consultadas no manual “Energia Fotovoltaica II” da autoria do Orientador Luís Rebouta - Departamento de física, Universidade do Minho. 8.1 Equipamentos Utilizados na Central 8.1.1 Estrutura de Suporte Fixo. A estrutura fixa utilizada na central cujas características técnicas na Tabela 5 pertence á marca STINorland Tabela 5 Especificações técnicas da estrutura fixa (Norland, Estruturas fixas de pólo único STI-F3, 2020) Os painéis serão distribuídos sob o terreno em estruturas fixas de poste único. Estas estruturas são capazes de acomodar configurações verticais de 2 módulos ou horizontais de 4 módulos. Os módulos fotovoltaicos ficam presos à estrutura, sem possibilidade de mudarem de ângulo para a captação do recurso solar. Figura 26 Estrutura Fixa (Norland, Estruturas fixas de pólo único STI-F3, 2020)
50 8.1.2 Painéis Solares Para a escolha dos painéis a utilizar, foi realizada uma comparação entre algumas tecnologias, nomeadamente silício monocristalino e policristalino. Os painéis solares escolhidos são então de silício monocristalino tipo PERC, visto possuírem um rendimento semelhante aos de silício policristalino e apresentarem um preço mais baixo. A folha de caraterísticas do painel está presente na Tabela 6. Os painéis escolhidos para o dimensionamento do projeto A são painéis de meia célula da marca Jinkosolar de 410 Wp. (Jinko solar) Tabela 6 Ficha técnica do painel escolhido (Jinko solar) 8.1.3 Inversor O inversor é um equipamento responsável por converter a corrente contínua gerada pelos painéis fotovoltaicos para corrente alternada, que seguirá para o transformador. Os inversores escolhidos são do fabricante SunGow cujo modelo é o SG250HX . Trata-se de um Smart String Inverter , cujas características estão apresentadas na Tabela 7. (SUNGROW, 2020) Figura 27 Inversor descentralizado (SUNGROW, 2020)
51 Tabela 7 Ficha técnica do inversor descentralizado (SUNGROW, 2020) 8.1.4 Transformador Os transformadores escolhidos são igualmente do fabricante SunGow cujo modelo é MVS3150-LV. Figura 28 Transformador SunGow Trata-se de um transformador MV utilizado para inversor de string 1500 Vdc SG250HX escolhido cujas características estão representadas na Tabela 8. Tabela 8 Parâmetros técnicos do transformador Dados Parâmetros Potência nominal 3150KVA (40ºC) Potência máxima 3500 kVA (30 ℃) LV/MV Tensão 0.8 kV / 10 – 35 kV
52 8.2 Dimensionamento da Central Para configurar o parque fotovoltaico é necessário ter atenção a alguns pontos essenciais para um bom funcionamento e produção desejada nomeadamente o número de módulos ligados em série numa fileira, ou também designada por string . Os cálculos matemáticos para o dimensionamento da central são posteriormente confirmados pelo software PVsyst . 8.2.1 Distribuição dos Painéis Solares Para a distribuição do número de painéis e da sua posição será necessário correlacionar com os inversores, pois estes têm um limite de tensão de entrada que tem de ser respeitado. O número de módulos em série deve ser tal que a tensão de saída do painel fotovoltaico esteja dentro da faixa ótima de voltagem de operação do inversor recomendada pelo fabricante (1500 V - 600 V). O valor da tensão de trabalho do inversor resulta do somatório das tensões individuais dos módulos ligados em serie. Atendendo que a tensão do modulo e por conseguinte, a tensão total do gerador fotovoltaico depende da temperatura (-4,5ºC), as situações operacionais extremas de inverno, são determinadas para o dimensionamento. (Carneiro, 2009) A tensão máxima de circuito aberto para o modulo Jinko solar de 410 Wp tem o valor de 50,4 V. para este modulo, a tabela técnica disponibilizada pelo fabricante especifica para o coeficiente de variação de tensão ∆V o valor de (-0,28%/ºC). As seguintes equações permitem determinar Vco (modulo a -4,5ºC). 𝑑𝑉 𝑑𝑇=−0,28%/º𝐶 (9) Então: 𝑉𝑜𝑐 (𝑇=−4,5º)=[1+𝑑𝑉 𝑑𝑇×(𝑇−𝑇𝑟)]×𝑉𝑜𝑐(𝑇𝑟) (10) Onde: 𝑉𝑜𝑐(𝑇=−4,5º)=[1−0,028×(−4,5−25)]×50,4 𝑉𝑜𝑐(𝑇= −4,5º)=54,71 𝑉 (11) O número mínimo de módulos em serie é determinado para a situação correspondente a uma temperatura máxima no valor de 40,4ºC. Apesar os módulos podem atingir temperaturas superiores a esta no Verão, este valor é estimado no pressuposto que de que o sistema fotovoltaico se encontre
53 equipado com um sistema de ventilação. O aumento da temperatura provoca uma diminuição da tensão. (Carneiro, 2009). Nestas condições pretende-se garantir que a tensão dos módulos não seja inferior a tensão mínima do inversor (600 V). A tensão á máxima potência para o modulo Jinko solar de 410 Wp tem o valor de 42,3 V. para este modulo, a tabela técnica disponibilizada pelo fabricante especifica para o coeficiente de variação de tensão ∆V o valor de (-0,36%/ºC). As equações seguintes permitem determinar a Vmpp(modulo a 40,4º). 𝑑𝑉 𝑑𝑇=−0,36%/º𝐶 (12) Então: Onde: 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑇=40,4º)=[1+𝑑𝑉 𝑑𝑇×(𝑇−𝑇𝑟)]×𝑉𝑚𝑝𝑝(𝑇𝑟) (13) 𝑉𝑚𝑝𝑝(𝑇=40,4º)=[1−0,036×(70−25)]×42,3 𝑉𝑚𝑝𝑝(𝑇=40,4º)=35,6 𝑉 (14) 8.2.2 Número de Modulos em Série Após calculado a tensão mínima e máxima do modulo em função da temperatura local é possível determinar assim o número de painéis em serie e número de fileiras . De acordo com as características do inversor, tensões de entrada entre 600 V e os 1500 V, e de acordo com tensões máximas e mínimas dos módulos calculados, VOC max.mod = 54,7 V e VMPPmin.mod = 35,6 V, o número de módulos em série terá de respeitar a tensão de funcionamento do inversor dentro desses valores. Então, o número de módulos em serie Ns é calculado pela seguinte expressão: 𝑉𝑚𝑖𝑛 𝑖𝑛𝑣 𝑉𝑚𝑝𝑝 𝑚𝑜𝑑,<𝑁𝑠<𝑉𝑚𝑎𝑥 𝑖𝑛𝑣 𝑉𝑜𝑐𝑚𝑎𝑥 𝑚𝑜𝑑, (15) 600 35,6<𝑁𝑠<1500 54,7 16,8<𝑁𝑠<27,4 Conclui-se que o número de módulos em série em cada fila pode variar entre 17 e 27 módulos.
54 Tabela 9 Configuração da fileira String 1500Vdc Enter the PV Modules per Strings String Min. 16,63 Modules 17 26 Modules String Max. 27,42 Modules 27 Segundo a Tabela 99+, para o bom funcionamento das tensões e correntes de entrada do inversor serão necessários 26 módulos em serie distribuídos por duas linhas na horizontal, de 13 módulos cada, na vertical. Figura 29 Configuração das strings/fileiras 8.2.3 Número total de Fileiras Como o inversor trabalha a uma tensão máxima de entrada de 1500 V e a uma tensão mínima de entrada de 600 V então, o conjunto de fileiras de 26 módulos em serie terá de funcionar dentro daquelas tensões. A tensão de circuito aberto do modulo (VOCMAX) á temperatura mínima (-4,5º) é de 54,7 V então a tensão máxima de funcionamento do inversor é: 𝑁𝑆× 𝑉𝑜𝑐𝑚𝑎𝑥 𝑚𝑜𝑑=𝑉𝑚𝑎𝑥.𝑖𝑛𝑣. (16) 26×54,7=1422,2 𝑉 Logo, sendo a tensão máxima do inversor a 1500 V, este suporta a entrada dos 26 módulos em serie. A tensão á máxima potência do modulo (VMPPMIN) á temperatura máxima (40,4ºC) é de 35,6 V então a tensão mínima de funcionamento do inversor é: 𝑁𝑆× 𝑉𝑚𝑝𝑝𝑚𝑖𝑛 𝑚𝑜𝑑=𝑉𝑚𝑖𝑛.𝑖𝑛𝑣. (17) 26×35,6=938,08 𝑉 Logo, sendo a tensão mínima de funcionamento do inversor a 600 V, este suporta a entrada dos 26 módulos em serie.
55 Tabela 10 Valores máximos de corrente e tensão da string É possível verificar pela tabela acima representada, que a máxima corrente continua de entrada do inversor é de 312 A, calculada pela seguinte expressão: 𝐼𝑖𝑚𝑝𝑢𝑡× 𝑀𝑃𝑃𝑇=𝐼𝑚𝑎𝑥 𝑖𝑛𝑣 (18) 26×12=312 𝐴 O inversor tem capacidade para receber 24 fileiras uma vez que o número total de MPPT´s é de 24 (12×2). A corrente de máxima potência (IMPP) das 24 fileiras ligadas ao inversor é calculada pelo seguinte cálculo: 𝐼𝑚𝑝𝑝× 2 × 𝑀𝑃𝑃𝑇=𝐼𝑚𝑎𝑥 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 (19) 9,69×2×12=233 𝐴 Então, este, está num correto dimensionamento para o bom funcionamento do inversor. A potência total da fileira é de 10657 W pois segundo a expressão 20: 𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎=𝑡𝑒𝑛𝑠ã𝑜×𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 (20) 𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎=(26×42,3)×9,69 𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎=10657 𝑊 Como a potência de pico de central é de 24 MW, então serão impostas 2251 fileiras na central. 8.2.4 Número total de Inversores Como foi referido anteriormente, cada inversor tem 12+12=24 entradas. O número total de inversores necessários na central é calculado segundo a seguinte expressão: 𝑁º 𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 𝑀𝑃𝑃𝑇 =𝑁º 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟𝑒𝑠 (21) 2251 24 =93,8 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟𝑒𝑠 Que corresponde a um total de 94 inversores. Como cada inversor tem então 24 entradas, então, para compensar e preencher as entradas totais será necessário aumentar o número de fileiras na central (+5). Tension Verification 1500 Vdc Tension Min 938,04 V > 600 V Tension Max 1422,50 V < 1500 V Current Verification 1500 Vdc Current CC Inv 233 A < 312 A
62 A secção de cabo DC na união de strings é de 6 mm2, essa secção foi tida em consideração em função da resistência do cabo, da corrente na string e da queda máxima de tensão (0.5 %). A tabela acima representada indica os valores dos comprimentos em metros das valas da 1ª á 4º coluna. Na 5º e 6º coluna estão representados os valores da corrente e tensão da respetiva fileira V= 42,3×26= 1099,8 V. Na 8 ª coluna está representado o valor da resistência por quilometro a temperatura de 20ºC. De acordo com a legislação portuguesa, uma vez definida a secção, pode-se avaliar a resistência à temperatura limite representada na 7º coluna. Introduziu-se a resistência/km para o cabo de 6 mm2, da segunda fileira (1ST2) conforme a Tabela 30 em Anexo II. 𝑅 20º𝐶 (Ω)=𝑅 20º𝐶 (Ω/𝑘𝑚) × 𝐿 (𝑚) 1000 (25) 3,3×126,9 1000 =0,42 𝛺 O cálculo de RT para a temperatura limite. a 90º na 9º coluna é calculado pela seguinte expressão: 𝑅𝑇=𝑅20×[1+𝛼×(𝑇−20)] (26) Onde, R20 é a resistência do cabo a 20ºC; α é o coeficiente de temperatura da resistividade do cabo (cobre), em 1/K e T a temperatura máxima suportada pelo cabo, de 90ºC. 𝑅𝑇=0,42×[1+0,00393×(90−20)] 𝑅𝑇=0,53 𝛺 Para o cálculo da queda de tensão no cabo string representada da 10ª coluna utiliza-se a seguinte expressão: ∆𝑈(𝑉)=𝑅𝑇×𝐼 (27) Onde, RT é a resistência do condutor à temperatura máxima de 90ºC e I a corrente ∆𝑈(𝑉)=0,53×9,69 ∆𝑈(𝑉)=5,18 𝑉 Logo, a percentagem da queda de tensão máxima admissível na linha (condutor) é ≤1 % ∆𝑈(%)= 5,18 1099,8×100 (28) =0,47% A queda de tensão média no cabo DC de secção transversal 6 mm2 de cada string para os 94 inversores é de 0,32 % conforme a Tabela 31 em Anexo II. As perdas (W), indicadas na coluna 12, no circuito da 2ª string para o inversor nº1 são calculadas pela seguinte expressão: 𝑃(𝑊)=𝑅𝑇×𝐼2 (29)
63 𝑃(𝑊)=0,53×9,692 𝑃(𝑊)=50,2 𝑊 O total de perdas (W) em cabo DC de secção transversal 6 mm2 das strings aos inversores é de 77,5 kW como demonstrado na Tabela 31 em Anexo II. 8.4.2 Dimensionamento dos cabos AC-BT Os postos de transformação estarão situados o mais próximo possível do centro de gravidade do campo de módulos fotovoltaicos para reduzir as perdas de transmissão em BT. A escolha de um transformador é feita consoante a necessidade de um determinado cliente, sendo que depende muito das condições ambientais que se verificam no local onde se procede à sua instalação. Antes de mais, a função essencial deste será a de ajustar a tensão verificada no lado AC do inversor para a tensão que se pretende na rede MT, funcionando assim como elevador de tensão. Nesta dissertação os cabos AC serão trifásicos, enterrados e com condutor em alumínio, em todo o seu percurso. Isto porque se fossem aéreos poderia existir sombreamento no gerador FV, por parte dos postes elétricos ou mesmo dos cabos. A validação final dos cabos escolhidos consiste em verificar se as perdas totais finais não ultrapassam o limite de 2 %. Tal como no dimensionamento do cabo DC, irá ser considerado um exemplo dos 14 inversores ligados ao 1º transformador. Tabela 14 Dimensionamento da secção, queda de tensão e perdas no circuito AC-BT Transf . Comp (L) (m) Imax output(A) S (mm 2) R20⁰C (ohm/ km) R 90 ºC (Ω) X (Ω/km) U (V) ∆U (V) ∆U % Perdas (W) Perdas (%) 3 fases 1.1 141,8 147 180,5 185 0,164 0,21 0,118 800 37,9 1,82 6839,25 4,736% 8,20% 1.2 205,7 211 180,5 240 0,125 0,16 0,118 800 28,9 2,22 5212,84 3,610% 6,25% 1.3 109,7 115 180,5 185 0,164 0,21 0,118 800 37,9 1,42 6839,25 4,736% 8,20% 1.4 160,0 165 180,5 185 0,164 0,21 0,118 800 37,9 2,04 6839,25 4,736% 8,20% 1.5 87,43 92 180,5 185 0,164 0,21 0,118 800 37,9 1,15 6839,25 4,736% 8,20% 1.6 36,16 41 180,5 185 0,164 0,21 0,118 800 37,9 0,51 6839,25 4,736% 8,20% 1.7 99,33 104 180,5 185 0,164 0,21 0,118 800 37,9 1,29 6839,25 4,736% 8,20% 1.8 163,8 169 180,5 185 0,164 0,21 0,118 800 37,9 2,09 6839,25 4,736% 8,20% 1.9 257,8 263 180,5 300 0,1 0,13 0,118 800 23,1 2,46 4170,27 2,888% 5,00% 1.10 205,5 211 180,5 240 0,125 0,16 0,118 800 28,9 2,22 5212,84 3,610% 6,25% 1.11 202,7 208 180,5 240 0,125 0,16 0,118 800 28,9 2,19 5212,84 3,610% 6,25% 1.12 174,9 180 180,5 185 0,164 0,21 0,118 800 37,9 2,23 6839,25 4,736% 8,20% 1.13 172,6 178 180,5 185 0,164 0,21 0,118 800 37,9 2,20 6839,25 4,736% 8,20% 1.14 237,8 243 180,5 300 0,1 0,13 0,118 800 23,1 2,27 4170,27 2,888% 5,00%
64 Relativamente aos valores da resistência dos cabos de alumínio á temperatura de 20ºC na 6ª coluna, estes já vêm definidos segundo a norma da Tabela 3434 em Anexo II. Foram utilizados 3 tipos de seções de cabos (180, 240 e 300) cada um com a sua resistência tendo em conta o comprimento do cabo, e a queda de tensão admissível para cabo AC. Calculou-se a resistência da seção do cabo condutor de 185 mm2, diretamente para 90ºC com a seguinte expressão, onde α é o coeficiente de temperatura da resistividade do cabo de alumínio expresso em 1/K. 𝑅𝑇=𝑅20×[1+𝛼×(𝑇−20)] (30) 𝑅𝑇=0,164×[1+0,0040×(90−20)] 𝑅𝑇=0,21 𝛺/km O mesmo foi calculado para as restantes secções de 240 e 300. Na 8º coluna a reactância indutiva, x, este, também vem tablado em Anexo. A queda de tensão é calculada em função da resistência do cabo a 90ºC e da corrente máxima de saída do inversor. ∆𝑈(𝑉)=𝑅𝑇×𝐼 (31) ∆𝑈(𝑉)=0,21×180,5 ∆𝑈(𝑉)=37,9 𝑉/𝑘𝑚 A queda de tensão percentual da 10ª coluna, 1º inversor para o transformador nº1, é calculada pela seguinte expressão matemática: ∆𝑈(%)=√3×𝐼×𝐿×(R×cos𝜑)+(x×sen𝜑) 𝐿𝑉 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟 (132) Onde √3 é utilizado para corrente alternada trifásica, L é o comprimento total do condutor; R a resistência por unidade de comprimento do condutor; x reactância indutiva por unidade de comprimento do condutor; cos𝜑 é o fator de correção de potência 0,95; e LV é a tensão secundário do transformador. √3×180,5×147×(0,21×0,95)+(0,118×0,312) 0,8×1000 =1,36% Segundo os cálculos em Excel, do Anexo II, da Tabela 3535, as perdas médias da queda de tensão no sistema AC não ultrapassam os <2 % (1,62 %). As perdas (W) no cabo entre o 1º Inversor e o transformador nº1, são calculadas pela seguinte expressão: P(W)=𝑅𝑇×𝐼2 𝑃(W)=0,21×180,52 𝑃(W)=6839,25 𝑊 (33) O somatório das perdas (W) calculado na Tabela 3535 em circuito AC é de 618,16 kW. Quanto as perdas percentuais nas 3 fases, do 1º circuito, são calculadas segundo a expressão.
65 𝑃𝐿=√3×𝑅 𝛺/𝑘𝑚×𝐼2 𝑈×𝐼 ×100 𝑃𝐿=√3×0,21×180,52 800×180,5 ×100 PL=8,20% (34) Resumidamente a secção e a quantidade de cabos utilizados são as seguintes. Tabela 15 Secções utilizadas para cabo AC Cabos AL Quantidades Cabo 185 mm2 82 Cabo 240 mm2 7 Cabo 300 mm2 5 8.4.3 Dimensionamento dos cabos AC-MT O nível de tensão composta que a rede possuirá será de 30 kV. Os objetivos essenciais a ter em conta no dimensionamento de uma rede MT são: minimizar o custo inicial e os custos de manutenção e e operação e, por outro lado, maximizar a continuidade de serviço, assim como a qualidade da energia injetada na rede, a eficiência energética, e a flexibilidade e capacidade de expansão. Seguindo a mesma linha de dimensionamento da queda de tensão percentual dos cabos MT, este não ultrapassa os 0,39 %. Tabela 16 Dimensionamento da secção, queda de tensão e perdas no circuito AC-MT P (KW) Q (kV AR) L (M) L total(M) I max (A) I (A) corrid o I máx. Cabo (A) TIPO CABO Secção (MM²) Queda de tensão Perdas Σ ΔV (V) Σ e (%) ΔP (W) ΔP (%) 12 600 497 280 841 255 349 414 XLPE 300 Al 300 19,8 6,6% 6352,2 0,029 9 450 332 540 1619 191 262 317 XLPE 185 Al 185 60,5 20,2% 11 275,94 0,051 6 300 166 713 2139 128 174 317 XLPE 185 Al 185 96,4 32,1% 6 615,75 0,030 3 150 0 635 1904 64 87 281 XLPE 150 Al 150 115,7 38,6% 1 847,64 0,008 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6 503,19 26 091,52 9 450 497 918 2754 191 217 470 XLPE 400 Al 400 41,7 13,9% 9111,9 0,041 6 300 332 638 1913 128 145 470 XLPE 400 Al 400 61,1 20,4% 2 812,75 0,013 3 150 166 1183 3549 64 72 252 XLPE 120 Al 120 104,2 34,7% 4 242,54 0,019 0 0 0 0 8.216,41 0 0 0 16.167,22 0,000 42259 0,191
66 O valor da queda de tensão máximo calculado neste circuito é de 115,7=116 V. Como a minha tensão composta é de 30,0 KV então a percentagem da queda de tensão no circuito é calculada pela seguinte expressão: ∆𝑉 %=116/30,0 1000 ×100 (35) ∆𝑉=0,39% Tabela 17 Resumo de perdas elétricas do cabo AC-MT Resumo perdas elétricas Valor % Queda de tensão (V): 116 0,39 Perdas (W): 42 259 0,19 Em suma, é representada um esquema com os equipamentos utilizados na central e as perdas percentuais das tensões em cada circuito. Figura 36 Queda de tensão percentual em cada circuito Contudo o PVsyst pode pormenorizar o valor através de um cálculo detalhado realizando uma otimização dos diâmetros dos cabos em cada fase do layout em estudo. Esta ferramenta permite escolher a melhor configuração dos cabos consoante o projeto do utilizador e também especificar o comprimento médio dos cabos para cada fase do circuito, com estes dados de entrada a ferramenta de cálculo mostra a corrente nominal e a resistência de cada ramificação, bem como a sua contribuição para a resistência de todo o sistema, no final e com todos os dados introduzidos obtém-se a resistência global dos cabos ou a fração de perda entre a potência de perdas originada pelos cabos e a potência nominal que o painel consegue atingir para as condições Standard . Posteriormente estas perdas são incluídas no software PVsyst Figura 37 37 para ser exibidas no diagrama de perda, representado no relatório final. Haverá dois botões de opção no quadro "circuito AC", onde se pode selecionar as perdas de corrente alternada entre o inversor e o transformador, ou entre o transformador e o ponto de injeção da rede.
67 Figura 37 Imagem ilustrativa das perdas em PVsyst
68 9. DIMENSIONAMENTO B - PAINÉIS EM SUPORTE DE SEGUIMENTO SOLAR Neste dimensionamento a única alteração, em relação ao dimensionamento A, é a inclusão dos seguidores solares, para a mesma potência de pico dos painéis (24 MWp) Esta nova estrutura implicará alterações em termos de configuração do parque e dimensionamento de cabos. 9.1 Equipamentos utilizados na central 9.1.1 Estrutura de Seguimento Solar A estrutura escolhida é do mesmo modelo STINorland do dimensionamento A, porém trata-se de seguidor de um eixo horizontal descentralizado. O rastreador solar STI-H250 ™ consiste em duas vigas de torção orientados na direção Norte-Sul, nos quais os módulos fotovoltaicos repousam. Ambos giram seguindo o caminho este-oeste do sol. (Norland, 2020) Tabela 18 Características da estrutura de seguidor solar (Norland, seguidor solar descentralizado bi-fila, 2020) Dados Rastreador solar STI-H250 Número de filas Módulos máximo por fila 2 60 Altura do módulo 0º Aprox. 1.35 m Altura de módulo 55º Ângulo de rotação Vmax vento Aprox. 2.25 m Adaptável ao ângulo +/-55º 140 km / h padrão 9.2 Dimensionamento da Central Sendo o número de módulos em serie calculado anteriormente para 26 e a estrutura tracker de 2 filas com máximo de 60 módulos cada, então, cada estrutura vai ser dimensionada para 52 módulos por fila, o que equivale a um total de 104 módulos por estrutura.
69 Figura 38 Configuração da estrutura de seguidor solar 9.2.1 Número total de estruturas Utilizando o mesmo inversor do dimensionamento A escolhido com 24 entradas e a estrutura tracker com 4 strings, de 26 módulos em serie, então, cada inversor vai agregar 6 estruturas tracker como é verificado na Figura 39. 24 4=6 𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑡𝑢𝑟𝑎𝑠 𝑡𝑟𝑎𝑐𝑘𝑒𝑟 (36) Figura 39 Layout do número de estruturas em HELIOS3D Uma vez utilizados os 94 inversores, o número total de estruturas STINorland neste dimensionamento é de 564. 94×6=564 𝐸𝑠𝑡𝑟𝑢𝑡𝑢𝑟𝑎𝑠 𝑡𝑟𝑎𝑐𝑘𝑒𝑟 (37) 9.3 Desenho HELIOSED A Figura 40 representa o dimensionamento da central em HELIOS3D.
70 Figura 40 Configuração da central B em HELIOS3D Verificam-se as diferenças relativamente ao dimensionamento A: • Posição das estruturas: Norte-Sul com direção Este – Oeste do sol; • Aumento da área: Recorrendo ao programa HELIOS3D , se for imposta uma limitação de área mínima associada a cada tipo de tecnologia para a capacidade instalada, obtém-se a área útil para cada cenário. Existe uma diferença entre área útil direta e área útil total. A área útil direta apenas tem em conta a área ocupada pelos módulos fotovoltaicos enquanto a área útil total tem em conta não só a área ocupada pelos módulos, mas também a área entre estes e a área necessária para operação e manutenção, etc. • Localização dos inversores; • Aumento do comprimento das valas dimensionadas. 9.4 Dimensionamento da Cablagem Nesta secção serão apenas indicados os valores obtidos para as dimensões dos cabos uma vez que o processo é análogo ao dimensionamento A. As tabelas encontram-se em anexo II. 9.4.1 Dimensionamento dos cabos DC O cabo DC faz a ligação entre as strings ao inversor. A situação mais desfavorável nesta secção é o comprimento das valas sendo que estas atingem comprimentos acima dos 100 metros o que resulta o aumento da queda de tensão nas linhas de 0,43%. De forma análoga ao projeto A dimensionou-se o cabo
71 optando por uma secção mínima de 6 mm2. O total de perdas (W) em cabo DC de secção transversal 6 mm2 de acordo com a Tabela 32 do Anexo II é de 104,2 kW. 9.4.2 Dimensionamento dos cabos AC-MT Será agora dimensionado o cabo AC que faz a ligação entre cada inversor ao transformador. Trata-se de várias secções de cabo que serão incluídas para respeitar a queda máxima de tensão. tal como o dimensionamento DC, que neste caso teve um máximo de 1,90 %, Tabela 366, do Anexo II. Neste dimensionamento a situação mais desfavorável, é novamente o aumento do comprimento das valas, no entanto as perdas AC são mais baixas neste dimensionamento (534,4 kW), visto ser utilizado mais cabo de seção 300 mm2, o que implica menor resistência no cabo. Tabela 19 Tipo de secções de cabos AC-BT Cabos AL Quantidade Cabo 185 mm2 51 Cabo 240 mm2 6 Cabo 300 mm2 37 9.4.3 Dimensionamento dos cabos AC-MT Seguindo a mesma linha de dimensionamento da queda de tensão percentual dos cabos MT, este não ultrapassa os 0,5 %. Este aumento comparativamente ao dimensionamento A deve-se á alteração do local dos transformadores e por sua vez, ao aumento do comprimento do cabo, no entanto a tipologia e quantidade de secção do cabo é a mesmo que no dimensionamento A. Figura 41 Queda de tensão percentual em cada circuito
78 • Vegetação tipo grama 0,15 – 0,25; O que não favorece a aplicação neste sistema. Segundo o diagrama de perdas do software PVsyst foi considerado uma irradiação global incidente no plano do coletor ( Global Incident in coll plane ) de 16 %, tendo em conta a posição angular do modulo a 30º. A parte bifacial é calculada a partir da irradiação que chega ao solo ( Global Incident on Ground ) sendo calculada a partir do GCR ( Ground coverage ratio ) que indica a razão entre o comprimento total da mesa dos módulos e a distância entre duas fileiras, onde o programa indica de 35 % em Anexo IV. Dessa radiação é imediatamente descontado o fator albedo (100-20= 80,00 %) e também a capacidade angular do verso do modulo de captar os raios solares que são refletidos pelo solo que o programa entende ser na faixa de 15 % (100-85,20=14,8 %). No final, pode-se notar, que o ganho pelo módulo bifacial é de apenas 5 %, o que seria de esperar pelas condições do terreno. Como já foi referido anteriormente para 415 Wp da parte frontal do painel, considera-se então um ganho de 5% da radiação solar da parte traseira. Tabela 23 Características do painel com ganho de radiação traseira de 5% P gain a 5% Wp (Wp) 428 Vmpp (V) 41,31 Impp (A) 10,37 Voc (V) 48.78 Isc (A) 10,88 O aumento da captura de irradiação solar causa disparidade em relação a corrente de saída dos módulos tradicionais. Quanto mais irradiação houver sobre os dois lados do painel, maior será o número de eletrões e consequentemente, maior a corrente de saída de cada célula. Obviamente, a voltagem também sofre um pequeno aumento devido a sua relação direta com a corrente, porém, nada muito representativo. 10.5 Dimensionamento da Cablagem Para o dimensionamento da cablagem foi tido em conta também o ganho traseiro achado anteriormente na saída do sistema.
79 10.5.1 Dimensionamento dos cabos DC Mais uma vez a linha de dimensionamento é análoga ao dimensionamento A. Neste caso, o layout no HELIOS3D é o mesmo que o dimensionamento A, pois apenas se removeu o inversor nº1 e as 24 fileiras. A posição dos equipamentos e os comprimentos das valas é também igual. Dimensionou-se o cabo DC para uma secção mínima de 6 mm2 e seguindo as equações (26)(27)e (28) a queda de tensão nas linhas DC é de 0,35% e o somatório das perdas nas linhas DC (W) é de 87,967 kW. (Tabela 3333, Anexo II). 10.5.2 Dimensionamento dos cabos AC-BT Trata-se de várias secções de cabo igualmente utilizadas no dimensionamento A que serão incluídas para respeitar a queda de tensão máxima de 2%, que neste caso teve um máximo de 1,58%. Neste dimensionamento a situação mais favorável deve-se ao facto da redução de um inversor e por sua vez de 24 fileiras, o que implica a redução de utilização de cabos e conectores e das perdas (W) AC comparativamente ao dimensionamento A. Neste caso, as perdas AC são de 532,63 kW. (Tabela 377, Anexo II). 10.5.3 Dimensionamento dos cabos AC-MT Uma vez que a localização dos transformadores, relativamente ao dimensionamento A, não teve qualquer alteração, o comprimento das valas dos dois circuitos é o mesmo, logo a secção de cabos utilizados também. Figura 47 Queda de tensão percentual em cada circuito
80 11. ANÁLISE ENERGÉTICA DAS CENTRAIS No sentido do estudo de viabilidade energética e económica para um projeto de geração fotovoltaica simulou-se a produção anual da instalação, bem como a sua eficiência e perdas, recorrendo ao software PVsyst para cada projeto que estão representadas em anexo. A estimativa de produção foi realizada com recurso ao software PVsyst e pode ser analisada nas Tabela 2424 e Tabela 2525. Nessas tabelas são apresentados valores da energia incidente no plano horizontal, energia produzida e produção específica de cada projeto. Tabela 24 Energia incidente em cada estrutura tecnológica Como se pode observar pelos resultados do PVsyst na Tabela 2424 os valores da irradiação incidente por dia na tecnologia estrutura seguidor são maiores relativamente à situação da estrutura fixa (aumento de 33 %), o que seria de esperar visto se tratar, neste caso, de irradiação direta com seguimento solar (2738,3 KWh/m2/ano). Tabela 25 Resultados da avaliação energética de cada central A produção especifica KWh/KWp/ano indicada na Tabela 25 corresponde ao número de horas de sol equivalentes considerando a energia da radiação global incidente em cada tecnologia. O fator de produção é essencial para a banca (€) pois indica a relação entre o número de horas de sol equivalentes e o número total de horas ao ano. Tecnologias Energia incidente (kWh/m2/dia) Estrutura fixa 5,619 Estrutura Seguidor 7,502 Estrutura Fixa Bifacial 5,619 Tecnologias Energia produzida MWh/ano Produção especifica kWh/kWp/ano Fator de Produção % Estrutura Fixa 41654 1732 19,7 Estrutura Seguidor 54894 2283 26 Estrutura Fixa Bifacial 42148 1750 20,7
81 Figura 48 Produção de energia elétrica anual (MWh/ano) Em termos de produção energética anual, como se pode verificar na Tabela 255 e pela Figura 48, chegase à conclusão que, a utilização de seguidores solares, permite um aumento da produção anual na ordem dos 31 % relativamente a estrutura fixa e 30 % relativamente a estrutura fixa bifacial. Já, na comparação entre estes dois últimos, a vantagem está ligeiramente do lado da tecnologia bifacial fixa ao produzir mais 1,2 % que um sistema equipado com tecnologia monofacial fixa, no entanto dado o grau de incerteza que o cálculo contém não é possível tirar esta conclusão. Importa referir que estes valores dependem do local da instalação, uma vez que, em locais pouco irradiados pelo sol, a solução de painéis fixos pode apresentar-se como mais viável uma vez que permite a captação de irradiação difusa, ao contrário dos seguidores solares, que apenas captam irradiação direta. 39000 40000 41000 42000 43000 44000 45000 46000 Estrutura Fixa Estrutura Seguidor Estrutura Fixa Bifacial MWh/ano Tecnologias Solares Energia Elétrica Anual Produzida (MWh/ano)
82 12. ANALISE ECONÓMICA DAS CENTRAIS Nesta parte da dissertação são detalhados os valores dos investimentos das três centrais fotovoltaicas. É notório que pela falta de possibilidade de reunir todos os custos empregues na central, esta avaliação será feita com base numa estimativa, tendo em conta os dados disponíveis que poderão contribuir para o custo da instalação. 12.1 Investimento das Centrais 12.1.1 Central Solar A Tabela 26 Investimento económico da central A Materiais € €/WP*1 DDP**2 Quant. WP Total (Wp) € Total Painel JKM 410M-72H-V 0,22 € 58656 410 24 048 960,00 5 170 526,40 € Inversor SG250HX 5750 94 540 500,00 € Estrutura STINORLAND 0,05 € 2256 410 24 048 960,00 1 197 638,21 € TransformadorMVS3150-LV 110000 7 770 000,00 € Condutas de água 2500 2 5 000,00 € Comissionamento inversores 1500 94 141 000,00 € Cablagem 199 924,31 € Conetores 1 633,11 € Custo total 8 026 222,03 € No caso da instalação fixa, o custo dos painéis assume a maior porção de investimento, cerca de 64 % do mesmo. Os inversores, os postos de transformação, estruturas e outros representam juntos cerca de 33 % do investimento total. Quanto a cablagem e conetores, este tem apenas 2 % de peso no investimento. Este investimento oferece um custo global cerca de 0,33 €/W. 12.1.2 Central Solar B 1 Os fornecedores apresentam os custos por €/Wp 2 DDp incotermAs regras Incoterms (INternational COmmerce TERMMS ) são um total de onze termos publicados pela Câmara de Comércio Internacional (ICC) em Paris que definem as condições de fornecimento de mercadorias em transações de vendas internacionais. (International Contracts, 2020)
83 Tabela 27 Investimento económico da central B Materiais € €/WP DDP Quant WP €/WP € Total Painel JKM 410M-72H-V 0,22 € 58656 410 24 048 960,00 € 5 170 526,40 € Inversor SG250HX 5750 94 540 500,00 € Estruturas STINORLAND eixo horizontal 0,11 € 564 410 24 048 960,00 € 2 719 937,38 € Transformador MVS3150-LV 110000 7 770 000,00 € Condutas de água 2500 3 7 500,00 € Comissionamento de inversores 1500 94 141 000,00 € Cablagem 264 405,00 € Conetores 1 861,27€ Custo total 9 615 730,04 € Relativamente ao projeto com seguidores solares, a maior parte do investimento concentra-se nos seguidores solares e nos painéis solares com cerca de 82 % do total do investimento. Neste sistema repara-se que a cablagem com conetores eleva um pouco o investimento, que será tanto mais elevado quanto maiores forem as distâncias entre os elementos principais do sistema, sendo que pode mesmo chegar a valores bastante elevados nesta parcela. Este investimento oferece um custo global cerca de 0,399 €/W. 12.1.3 Central Solar C Tabela 28 Investimento económico da central C Materiais € €/WP DDP Quant WP €/WP € Total ASTRONERGY CHSM72M(DG)/FBH bifacial 0,23 € 58032 415 24 083 280,00 € 5 539 154,40 € Inversor SG250HX 5750 93 534 750,00 € Estruturas STINORLAND fixo 0,05 € 2232 415 24 083 280,00 € 1 199 347,34 € Transformador MVS3150-LV 110000 7 770 000,00 € Condutas de água 2500 2 5 000,00 € Comissionamento de inversores 1500 93 139 500,00 € Cablagem 198 816,9519€ Conetores 1 509,51€ Custo total 8 388 078,21 €
84 O investimento do último projeto com painéis bifaciais fixos é um pouco mais elevado do que o relativamente ao dimensionamento A, cerca de 361 865,18 €. Este investimento oferece um custo global cerca de 0,348 €/W. O aumento do custo neste projeto encontra-se no preço do Wp do modulo e na redução da quantidade de equipamentos e cablagens/conetores. Verifica-se que os sistemas FV com estrutura de suporte móvel são consideravelmente mais dispendiosos que os de estrutura de suporte fixa, isto deve-se ao preço acrescido da estrutura de suporte móvel e da mão de obra. Contudo, as estruturas de suporte móvel possibilitam aos módulos FV um melhor aproveitamento do recurso solar, produzido assim um maior valor de energia elétrica final. Uma maior produção de energia elétrica, só por si, não significa que seja o sistema FV com maior rentabilidade em termos económicos, pois é necessário considerar o montante do investimento, daí ser realizado o estudo de viabilidade económica para cada um dos casos. Para instalações com seguidores solares, cujo investimento é muito mais elevado, a viabilidade do mesmo pode ser colocada em causa. 12.2 Viabilidade Económica das Centrais A avaliação económica de um projeto de uma central fotovoltaica pressupõe a avaliação de um conjunto de fatores-chave, tais como: estimativa do capital que é necessário investir que foi calculado anteriormente, o preço de venda da energia e outras despesas associadas e a receita do projeto. A receita a ter em conta com a implementação de uma central fotovoltaica é a venda contínua de energia produzida pela mesma à rede elétrica. O seu cálculo é efetuado através do produto entre a energia que foi estimada produzida pela análise energética e a tarifa da energia produzida á rede de 25 €/MWh. À energia produzida, é aplicado um fator de degradação em que todos os módulos solares fotovoltaicos sofrem uma degradação de potência ao longo dos seus anos de funcionamento da central. Para o cálculo da produção anual de energia (PAE) serão consideradas a potência pico instalada (PWP), a produção específica da instalação (Yf) e a degradação linear dos módulos sendo no 1º ano de 2,5 % e os restantes de 0.5 %. 𝑃𝐴𝐸1=𝑃𝑊𝑃 ×𝑌𝑓×(1−𝑑𝑒𝑔𝑟𝑎𝑑𝑎ç𝑎𝑜 𝑑𝑜𝑠 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠) (19) Para a determinação da produção de energia média anual, a produção de energia é calculada durante o período de validade da tarifa que na presente dissertação será de 20 anos. Para o ano 2: 𝑃𝐴𝐸2=𝑃𝐴𝐸1×(1−𝑑𝑒𝑔𝑟𝑎𝑑𝑎ç𝑎𝑜 𝑑𝑜𝑠 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠) (20)
85 Para o ano n: 𝑃𝐴𝐸𝑛=𝑃𝐴𝐸𝑛−1×(1−𝑑𝑒𝑔𝑟𝑎𝑑𝑎ç𝑎𝑜 𝑑𝑜𝑠 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠) (21) Relativamente aos custos associados ao projeto referem-se essencialmente ao investimento em capital fixo, ou CAPEX o qual engloba todos os custos do equipamento necessários à implementação do projeto calculado anteriormente. Outro fluxo importante durante o período de vida das instalações fotovoltaicas é o gasto anual com a operação e manutenção (O&M ou OPEX). Este custo pode também ser variado de acordo com o tipo de tecnologia aplicada, no entanto foi indicado pela empresa que para o projeto A será aplicada uma taxa de 1 % do custo do capital fixo, com uma taxa de inflação de 2 % ao ano. Relativamente a outras despesas estas são mais elevadas no projeto bifacial devido a limpeza periódica dos painéis que equivale a uma despesa de 150 000,00 € para o primeiro ano (em vez de 110 000.00 €), e para os anos seguinte foi também considerada uma taxa de inflação de 1 %. O estudo de rendibilidade de um projeto pode subdividir-se em estudos técnico económicos e em estudos económico-financeiros. Neste caso, focar-nos-emos apenas nos estudos económico-financeiros. 12.2.1 Fluxo financeiro Um projeto de investimento é essencialmente avaliado de acordo com o valor que pode gerar para a empresa, que consiste no critério que o investidor mais tem em conta na hora da tomada de decisão sobre o investimento. Ao longo do seu ciclo de vida, o projeto gera fluxos financeiros a partir da exploração da atividade inerente. Os cash flows são então calculados com base nos fluxos de benefícios e de custos económicos gerados pelo projeto em causa. A diferença entre o cash flow de exploração e o de investimento corresponde ao valor que é utilizado na determinação dos critérios de rendibilidade. Quase todos os indicadores de desempenho utilizados para a decisão do investimento são calculados a partir dos fluxos financeiros definidos anteriormente. É através deles que o decisor decide se um projeto é viável ou não ou se é preferível relativamente a outros. Os indicadores mais utilizados em análise financeira de projetos são o VAL (Valor Atual Líquido) e a TIR (Taxa Interna de Retorno), no entanto também serão utilizados o período de retorno (mais conhecido pelo inglês playback ), o índice de rentabilidade (IR).
86 12.2.2 VAL – Valor Atual Líquido O valor atual líquido serve para determinar o valor global do projeto durante o seu período de utilização. É a diferença entre o valor presente das entradas líquidas associadas ao projeto e o investimento inicial. Como critério de comparação dever-se-á escolher o projeto com maior VAL positivo se as suas estruturas de capital, volumes de investimento ou duração forem iguais. Uma das formas pela qual pode ser apresentado o VAL, é a seguinte: 𝑉𝐴𝐿=∑ 𝐶𝐹𝐺𝑡 (1+𝑘)𝑡 𝑛 𝑡=0 (22) Onde CFGt representa o cash flow global obtido no período t, englobando o cash flow de exploração e de investimento, e k é a taxa de atualização, ou seja, a taxa de rentabilidade mínima (ou taxa de desconto) exigida que neste caso foi de 1 %. 12.2.3 TRI – Taxa Interna de Rentabilidade Assenta no princípio do desconto dos cash-flows e que parte dos fluxos previstos de modo a calcular a taxa de rentabilidade que torna o VAL nulo. A TIR deve ser utilizada apenas quando existe uma base de comparação, ou seja, o custo de oportunidade de capital. Um investimento será aceite se a TIR for superior ao custo de capital exigido pela empresa, representado pela letra k. Pela mesma lógica, conclui-se que uma TIR inferior levará a recusar o investimento, e uma TIR nula será sinónimo de indiferença. Uma das formas pela qual pode ser apresentado o TRI, é a seguinte: ∑𝐶𝐹𝐺𝑡 (1+𝑇𝑅𝐼)𝑡=0 𝑛 𝑡=0 (23) 12.2.4 IR – Índice de Rentabilidade É o indicador ideal para comparar projetos que não apresentem o mesmo investimento como é o caso do presente trabalho. 𝐼𝑅=𝑉𝐴𝐿 𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋 (24)
87 12.2.5 Payback – Tempo de Retorno do Investimento É o período de recuperação do investimento, ou seja, o número de anos decorridos até que os proveitos compensem o investimento. Esse método considera o valor do dinheiro no tempo, pois utiliza uma taxa de desconto para verificar o número exato de períodos em que o projeto recupera o valor do investimento inicial. 12.2.6 LCOE O LCOE consiste no preço mínimo que um sistema teria de receber por cada kWh de produção de eletricidade a fim de cobrir os custos de produção dessa energia, incluindo os recursos mínimos exigidos no investimento. 𝐿𝐶𝑂𝐸=𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋+𝑂𝑃𝐸𝑋 𝐸𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 (25) 12.3 Estudo Comparativo da Viabilidade Económica das Centrais Os resultados obtidos da aplicação do modelo económico-financeiro descritos são essencialmente as métricas de avaliação referidas anteriormente. Em termos do investimento, e nos três casos não foi considerado que tenha sido feito com recurso a empréstimo bancário, o que aumentaria os encargos financeiros. De qualquer modo isto não afeta as conclusões a tirar em relação ao projeto mais rentável. Na Tabela 29 apresentar-se-ão esses valores através dos quais se discutirão e compararão a viabilidade da aplicação dos três projetos. Relativamente às folhas de cálculo económico-financeiras podem ser observadas em anexo III. Tabela 29 Resultados obtidos da avaliação económico-financeira dos projetos Projeto A Projeto B Projeto C Investimento [k€] 8 026,2 9 615,7 8 388,0 Receita [k€] 19 370,1 25 527,0 19 599,8 VAL [k€] 13 579,8 18 798,1 12 916,5 Cash flow [k€] 5 567,9 9 641,8 4 955,5 TIR [%] -3 1,1 -6 IR 1,69 1,95 1,54 Payback (anos) LCOE (€/MWh ) 11 17,06 10 15,05 12 18,60
94 ANEXO I – FICHAS TÉCNICAS 14.1 Painel Solar – Jinko Solar
95 14.2 Painel Solar Bifacial - Astronergy ~
96
97 14.3 Estrutura de Suporte Fixo - STNorland
98 14.4 Estrutura Seguidor Solar - STNorland
99 14.5 Inversor - SunGow
100 14.6 Transformador - SunGow
101 ANEXO II – DIMENSIONAMENTO DA CABLAGEM Tabela 30 Resistência 20ºC do cabo cobre DC de secção 6 mm2 Tabela 31 Queda de tensão média e Total de perdas em cabo DC (projeto A) String - Inversores DC Grupo transf Média da Queda de tensão DC % Total de Perdas (W) Transf 1 0,36 12941,4 Transf 2 0,31 10416,8 Transf 3 0,34 12299,8 Transf 4 0,3 10086,6 Transf 5 0,31 10968,3 Transf 6 0,31 10442,8 Transf 7 0,31 10374,6 Média 0,320 Total 77530,3 Tabela 32 Queda de tensão média e Total de perdas em cabo DC (projeto B) String - Inversores DC Grupo transf Média da Queda de tensão DC % Total de Perdas (W) Transf 1 0,43 15252,5 Transf 2 0,45 13375,7 Transf 3 0,42 15083,3 Transf 4 0,43 14225,6 Transf 5 0,38 12738 Transf 6 0,47 16793,1 Transf 7 0,5 16688,7 Média 0,440 Total 104156,9
102 Tabela 33 Queda de tensão média e Total de perdas em cabo DC (projeto C) Tabela 34 Resistência dos cabos AC de Alumínio á temperatura de 20ºC Tabela 35 Queda de tensão média e Total de perdas em cabo AC (projeto A) Inversores - Transformadores AC Grupo transf Média da Queda de tensão AC % Total de Perdas (W) Transf 1 1,86 85532,3 Transf 2 1,44 88910,2 Transf 3 1,49 95749,5 Transf 4 2,05 78693 Transf 5 1,67 91454 Transf 6 1,41 88910,2 Transf 7 1,42 88910,2 Média 1,62 Total 618159,4 String - Inversores DC Grupo transf Média da Queda de tensão DC % Total de Perdas (W) Transf 1 0,4 13995,2 Transf 2 0,34 11930,1 Transf 3 0,38 14086,8 Transf 4 0,33 11551,9 Transf 5 0,34 12561,7 Transf 6 0,34 11959,7 Transf 7 0,34 11881,8 Média 0,353 Total 87967,2
103 Tabela 36 Queda de tensão média e Total de perdas em cabo AC (projeto B) Inversores - Transformadores AC Grupo transf Média da Queda de tensão AC % Total de Perdas (W) Transf 1 1,56 88785 Transf 2 1,68 71269,9 Transf 3 1,7 79735,6 Transf 4 1,89 76607,9 Transf 5 1,99 81362 Transf 6 2,15 74397,7 Transf 7 2,42 62220,5 Média 1,913 Total 534378,6 Tabela 37 Queda de tensão média e Total de perdas em cabo AC (projeto C) Inversores - Transformadores AC Grupo transf Média da Queda de tensão AC % Total de Perdas (W) Transf 2 1,44 88910,2 Transf 3 1,49 95749,5 Transf 4 2,05 78693 Transf 5 1,67 91454,1 Transf 6 1,41 88910,2 Transf 7 1,42 88910,2 Média 1,580 Total 532627,2
110 ANEXO IV – SIMULAÇÃO PVSYST 14.7 Simulação em Suporte Fixo
111
112
113
114
115 14.8 Simulação em suporte com seguidor solar
116
117
118
119