REGISTRO DOI: 10.5281/zenodo.7536977
Amanda Trindade Rios¹
João Vitor De Almeida Freitas¹
Orientadora: Msc Antônia Ferreira Dos Santos Cruz²
RESUMO: O planejamento financeiro de uma empresa refere-se ao controle entre as receitas e despesas, onde a redução de custos fixos, como os pagamentos referentes ao consumo de energia elétrica, permite que a corporação cresça e aumente a sua rentabilidade. Neste contexto, a implantação da energia solar ganha destaque por permitir que, gerando a sua própria energia, o gestor não se torne refém dos constantes aumentos tarifários. Sendo assim, o presente documento tem por objetivo realizar uma análise técnica e econômica afim de determinar a viabilidade da implantação de um sistema fotovoltaico na granja avícola Granja São José.
Palavras-chave: Energia Solar, análise técnica, indicadores econômicos.
ABSTRACT: The financial planning of a company refers to the control between income and expenses, where the reduction of fixed costs, such as payments related to electricity consumption, allows the corporation to grow and increase its profitability. In this context, the deployment of solar energy is highlighted as it allows the manager, by generating his own energy, not to become hostage to constant tariff increases. Therefore, this document aims to carry out a technical and economic analysis in order to determine the feasibility of implementing a photovoltaic system in the poultry farm Granja São José.
Keywords: Solar energy, technical analysis, economic indicators.
1 INTRODUÇÃO
Para acompanhar o avanço tecnológico e socioeconômico de um país, torna-se necessário o aumento na geração de energia elétrica o que, por consequência, estimula a diversificação nas formas de produção desse insumo. No Brasil, afim de atender a esta demanda, que cresce exponencialmente, e atrelado a incentivos financeiros de inciativas privadas junto ao curto tempo de retorno do investimento, a geração fotovoltaica ganha relevância, com crescimento em aproximadamente de 212% no ano de 2019 (Portal Solar).
Dentre os principais consumidores de energia elétrica, o setor agropecuário se destaca, com um crescimento de 12,88% da demanda entre 2016 e 2019, segundo dados fornecidos pelo Balanço Energético Nacional (BEN). Conforme o Relatório Energy, Agriculture and Climate Change, a produção de alimentos no setor agrícola compõe 30% da demanda mundial de energia, e tendo em vista que o crescimento da populacional é constante, a necessidade por alimentação também permanece crescente. Ainda, por conta do contínuo aumento na produção de alimentos, as indústrias alimentícias devem estar atentas a ações que auxiliem na redução de custos.
Sabendo que a geração centralizada provoca perdas de energia e altos os custos no processo de transmissão e distribuição, e afim de dinamizar a matriz elétrica, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) lançou, em 2012, a resolução normativa 482, que regulamenta e incentiva o consumidor a investir na geração de energia elétrica, seja para autoconsumo ou para compensação de créditos (“net metering”). Em outubro de 2020, esse programa proposto pela ANEEL resultou na geração de 4GW através de módulos fotovoltaicos.
A partir desse cenário e devido ao constante aumento do custo tarifário, o presente artigo tem por objetivo analisar a viabilidade técnica e econômica da implantação de um sistema de geração solar fotovoltaica para uma granja avícola, por nome fantasia Granja São José, localizada no município de Água Fria, Bahia.
2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
2.1 Geração fotovoltaica no Brasil
O Brasil reúne condições geográficas favoráveis ao uso de energia solar, pois está localizado próximo a linha do Equador, área que recebe a maior incidência dos raios solares, sofrendo pouca variação no ano. Portanto, em todo território a radiação é relativamente homogênea, como mostra a Figura 1. O local menos ensolarado no país ainda é mais favorável à geração de eletricidade que o lugar mais propício da Alemanha, um dos países que mais utilizam essa fonte energética. Apesar disso, a energia solar representa apenas 1% da matriz brasileira, enquanto na alemã esse percentual é de 12,4%.
Figura 1 : Potencial de geração de energia solar no Brasil.
Com o intuito de incentivar o uso de energias alternativas, a ANEEL criou a resolução normativa 482, definindo a geração distribuída (GD), onde o consumidor final (uma residência, estabelecimento comercial ou industrial) produz sua própria eletricidade. Quando a geração supera o consumo, é concedido um crédito ao cliente, esse valor pode ser descontado no prazo de até 60 meses na fatura. De acordo com a Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD), em 2019, o Brasil possuía 1GW de potência instalada por energia solar Fotovoltaica (FV) de GD, no mês de março de 2021, esse valor já era de 5GW e estima-se que até o final do ano chegue a 7GW (CANAL ENERGIA, 2021) (ISBRASILSOLAR, 2021).
Estima-se que devido ao crescimento da energia solar no país a utilização dessa fonte atinja 230% de 2019 até 2021. Segundo o International Renewable Energy Agency (IRENA), o uso de tal recurso é o que apresenta maior crescimento anual no mundo. A expectativa do Plano Nacional Energia (PNE) é que em 2050 a capacidade instalada da geração em sistemas fotovoltaicos (SFV) seja de 27 a 90 GW, correspondendo a um valor entre 5% a 16% da matriz energética brasileira.
2.2 Setor Agropecuário
Elevados investimentos necessários para elaboração de redes de distribuição, consideráveis custos de operação e manutenção do sistema elétrico, grandes regiões percorridas pela linha de transmissão para o atendimento de cargas e uma intensa distâncias entre as unidades consumidoras são notados como dificuldades quanto ao atendimento no meio rural. Segundo dados fornecidos pelo BEN entre 2010 e 2019 o crescimento no consumo de energia no setor foi de aproximadamente 39,20%, sendo que apenas no ano de 2019 o aumento do uso de eletricidade nesse seguimento foi de 2,40% e a participação no consumo de energia elétrica do ramo agropecuário foi de 5,7%.
Estudos mostram que a produção no setor agrícola gasta uma notável parte da eletricidade do país, o que oportuniza a dinamização da matriz que atende a esse nicho. Quando é abordada a implantação de energia solar fotovoltaica na agricultura e pecuária observa-se um grande pacote de vantagens. A diminuição dos gastos com contas de luz é um dos principais benefícios, já que os custos com energia levam uma grande parte do investimento da produção. Outro ganho importante é a existência de linhas de créditos específicas para financiamentos de projetos rurais.
2.3 Sistema Fotovoltaico
O sistema fotovoltaico funciona a partir de placas solares que captam luz, empregando a energia dos raios solares para geração de eletricidade. Seu funcionamento está baseado na utilização de módulos que absorvem a irradiação do sol e geram, pelo efeito fotovoltaico, correntes elétricas contínuas, que são convertidas para correntes alternadas através do uso do inversor.
A partir desse princípio, os sistemas fotovoltaicos recebem classificações conforme o seu uso e aproveitamento. Nos sistemas Off-Grid ou isolados, a energia gerada pelos módulos é armazenada em baterias para serem consumidas posteriormente. Esse tipo de instalação é mais comum em locais remotos, onde a rede elétrica ainda não chegou, ou para usos específicos, como bombeamento de água. Entretanto, este sistema possui um alto custo de instalação por conta dos controladores de carga e baterias, essenciais para o funcionamento e segurança do mesmo.
Nos sistemas On-Grid, representado na Figura 2, é realizada conexão entre o sistema fotovoltaico e a rede elétrica de distribuição. A energia produzida através dos módulos, será injetada na rede e contabilizada pelo medidor bidirecional, onde é possível mensurar o consumo e a produção. A energia inserida na rede é utilizada como crédito energético, e serve para abater do valor do que foi consumido (Blue Sol). Sendo assim, pode-se afirmar que os sistemas On-Grid se tornam mais vantajosos pois, além de permitir que o consumidor acumule créditos pelo excedente gerado, dispensa uso de controladores de carga e bateria, tornando-se em média 30% mais barato e eficiente que o Off-Grid.
Figura 2 : Esquema de instalação do sistema fotovoltaico On-Grid.
A partir dessa resolução normativa 482 da ANEEL que ocorre o crescimento significativo na Energia Solar no país pois além de autorizar o acúmulo de créditos de excedentes por um período e o auto consumo remoto, ou seja, em uma unidade diferente de instalação do sistema, a mesma estabelece regras e procedimentos a serem cumpridos pela concessionária e consumidor.
2.4 Módulos
O módulo é o conjunto células fotovoltaicas fabricadas a partir de materiais semicondutores, como o silício, onde é captada a irradiação solar para que posteriormente seja gerada energia elétrica a partir do efeito fotovoltaico. Este fenômeno consiste no surgimento de uma diferença de potencial (tensão) no interior da célula em decorrência da ação dos fótons, que agem causando a movimentação dos elétrons dos átomos presentes na matéria-prima que forma a célula, produzindo assim, a corrente elétrica.
Comercialmente, no momento atual existem diversas tecnologias fotovoltaicas e é necessário estar atento aquelas que vão proporcionar a maior eficiência, ou seja, maior percentual de energia solar que ao atingir a superfície do módulo seja transformada em energia elétrica. A preferência para o projeto da Granja São José será pelos módulos monocristalinos que, embora sejam 15% mais caros em comparação aos policristalinos, possuem alta eficiência com menor perda por temperatura. A Figura 3 apresenta suas principais características
Figura 3 : Aspectos visuais e quando a fabricação dos módulos fotovoltaicos.
Outra tecnologia que trouxe benefício na eficiência deste equipamento é a half-cell, onde suas células são cortadas ao meio. Esses módulos possuem mais fitas em suas células, o que melhora o fluxo de elétrons e reduz a resistência interna aumentando a corrente. Além disso a largura das fitas também é menor, consequentemente expõe mais área da célula à luz solar (Engenharia de Projetos). Este tipo de módulo gera vantagem quando exposto a sombras parciais pois apenas metade da peça ficará comprometida, enquanto a outra parte continuará produzindo em sua total eficiência.
Para que haja uma potencialização da energia captada a orientação e a inclinação devem ser assistidas, a contribuição do uso correto dessas especificações pode ser vista ao logo de um ou mais anos. Segundo (Galdino, 2014), normalmente para que a operação seja apropriada e eficaz os módulos devem estar voltados em direção a linha do equador, sendo que para sistemas no hemisfério sul a face das placas deve estar voltada pra o Norte verdadeiro, essa orientação é indicada para lugares em que o clima não tenha grandes variações num dia típico.
No dimensionamento do ângulo de inclinação deve ser o valor da latitude do local onde o sistema será implantado, podendo variar até 10º, sendo que de acordo com a escolha do ângulo e das mudanças climáticas podem durante o ano, serem adotadas outras inclinações, afim de maximizar a geração. Para que o inversor fotovoltaico possa localizar os pontos de máxima potência nos módulos é necessário que todos os módulos ligados numa mesma entrada do inversor estejam regulados com a mesma inclinação e orientação.
2.4.1 Dimensionamento dos módulos
Para a execução de um projeto fotovoltaico existem alguns elementos que devem ser bem avaliados afim de garantir que o mesmo atenda às necessidades do consumidor, bem como as normas vigentes e as especificações técnicas dos fabricantes dos equipamentos.
A organização dos módulos com ligações em série é chamada de string, que podem estar conectadas em paralelo umas as outras para que se alcance os valores máximos correspondentes de corrente e tensão especificados em dados técnicos dos inversores. Para isso, inicialmente, deve-se conhecer a quantidade de módulos a ser utilizado na instalação, conforme Equação 1:
Onde, Qm é a quantidade de módulos [und], Ps potência do sistema [kWp] e Prm a potência real do módulo [kW]. Para a potência do sistema, usa-se a Equação 2 :
Onde, Cd é o consumo diário [kWh] e Im é a irradiação solar média [kWh/m²].
Sabendo que a eficiência dos módulos não é total, assim como, existem perdas causadas por fatores de natureza externa, afim de evitar o subdimensionamento do sistema, pode-se considerar a potência real do módulo Prm[Kw] em 25% menor que a sua potência nominal.
2.5 Inversor
A corrente gerada no modulo fotovoltaico é contínua fazendo com que o uso do inversor seja fundamental. O inversor é um dispositivo eletrônico capaz de transformar a Corrente Contínua (CC) em corrente alternada (CA), fazendo também nessa conversão com que a frequência seja adequada pra sincronização com a rede da concessionária.
Com a aplicação do inversor no sistema é feito um mapeamento para que sejam localizados os pontos de potência máxima (MPPT), com o intuito de maximizar a geração. Para que isso ocorra o inversor conta com características como precisão na tomada de medidas de tensão e corrente para que sejam feitas com qualidade, eficácia na busca do ponto mesmo com o aparecimento de máximos locais e rapidez para que a busca seja adaptada mediante variações na geração.
2.5.1 Dimensionamento do inversor
Segundo (Galdino,2014), com o passar dos anos os valores dos módulos fotovoltaicos vêm manifestando uma intensa redução de custo, já os inversores têm apresentado também essas reduções, porém sem a mesma intensidade. Com finalidade de trazer um melhor custo-benefício aos projetos uma otimização dos inversores tem sido aplicada, respeitando as regras de que o inversor não trabalhe muito tempo abaixo da potência nominal e nem que esteja exposto a sobrecargas. Sendo assim são utilizados inversores com menor potencial em relação ao gerador FV, o que consequentemente acarreta num menor custo. Neste dimensionamento deve ser levado em consideração que esta otimização não pode deixar espaço para que seja afetada a quantidade de energia gerada e na confiabilidade do sistema.
O Fator de Dimensionamento de Inversores (FDI) permite extrair o máximo de potência e eficiência do sistema a partir da razão entre a potência de pico do gerador fotovoltaico e a potência nominal do inversor. Este não tem um valor fixo para cada localidade brasileira, mas sim uma margem flexível. Independentemente da localização, as perdas por limitação do inversor são inferiores a 10% para FDI de 0,5 e inferiores a 3% para FDI de 0,6 (Macedo, 2006). Recomenda-se que esse valor seja menor que 1 afim de que a imitação de potência imposta pelo inversor aos módulos fotovoltaicos, principalmente nos primeiros anos de operação do sistema, seja compensada ao longo da sua vida útil.
2.5.2 Aderindo módulo ao inversor
Uma vez definidos os módulos e o inversor a serem utilizados no projeto, deve-se esquematizar a distribuição dos arranjos respeitando as especificações dos equipamentos. Para isso, é necessário ter conhecimento da quantidade máxima e mínima de módulos por string que o inversor suporta, bem como, se será possível a utilização de string em paralelo afim de satisfazer a demanda do sistema. Para a definição das quantidades máxima de módulos por string, aplica-se a Equação 3:
Onde, Qmax é a quantidade máxima de módulos [und], Vmax a tensão de entrada máxima no inversor [V] e Voc a tensão máxima do módulo em circuito aberto [V]. Para atingir a tensão mínima afim de que o inversor entre em funcionamento utiliza-se a Equação 5:
Onde, Qmin é a quantidade mínima de módulos [und], Vmin a tensão de entrada mínima no inversor [V] e Vmp a tensão nos terminais do módulo no ponto de máxima potência [V].
É de suma importância ter conhecimento se o inversor escolhido aceita strings em paralelo ou não. Para isso, deve-se avaliar se a soma das correntes das strings que podem ser colocadas em paralelo está dentro do limite da corrente máxima de entrada do inversor. Sendo assim, utiliza-se a Equação 5:
Onde, N é o número de paralelos por MPPT [und], Iinv a corrente de entrada máxima por MPPT [A] e Isc a corrente de curto-circuito [A]. Se N for menor que 2, no sistema não é permitido strings em paralelo.
2.6 Dimensionamento de Condutores
O dimensionamento dos condutores deve ser feito a partir de uma análise criteriosa das condições de sua instalação e da carga a ser fornecida. No Brasil, o cálculo de dimensionamento dos condutores elétricos para SFV é realizado respeitando-se a NBR 5410 – Instalações Elétricas de Baixa Tensão e a para as instalações fotovoltaicas utiliza- se a NBR 16690 – Instalações elétricas de arranjos fotovoltaicos.
Para considerar um circuito corretamente dimensionado, analisa-se especialmente a capacidade da condução da corrente e a queda de tensão, adotando-se o maior valor de seção entre as duas. No primeiro critério de avaliação, considera-se a influência da temperatura do condutor devido à passagem da corrente enquanto no segundo, é considerado a distância percorrida pela corrente até a chegada aos pontos de utilização.
Para a análise da capacidade da condução da corrente, a corrente transportada pelo condutor não pode ultrapassar a temperatura máxima para serviço contínuo para seu tipo de isolação. Além disso, deve ser considerado o fator de correção de temperatura e fator de exposição ao sol, evitando assim danos aos condutores e às suas isolações por conta dos efeitos térmicos causados pela movimentação da corrente.
A queda de tensão se trata de uma perda de tensão no decorrer do circuito elétrico, provocado pela resistência interna do condutor que muda de acordo ao tipo de material. A NBR 16690 recomenda que a queda de tensão verificada não seja superior a 3% da tensão do arranjo fotovoltaico em seu ponto de máxima potência. A queda de tensão percentual em um circuito de corrente contínua é calculada conforme a Equação 6:
Onde S é a seção nominal do condutor [mm²], L o comprimento total de cabos [m], I a corrente de projeto [A], σ a condutividade do cobre [m/Ω.mm2] e e a queda de tensão máxima [V].
A parte de fiação de um SFV é de extrema relevância para o funcionamento adequado pois o dimensionamento incorreto dos condutores no projeto pode provocar problemas graves envolvendo o superaquecimento das instalações e curto-circuito, além de poder causar danos ainda mais graves, como incêndios e outras eventualidades.
2.7 Perdas
Para garantir que o sistema opere conforme projetado é fundamental que alguns elementos sejam observados afim de amenizar as perdas que podem ocorrer nesse processo pois fatores como temperatura, sombreamento e cabeamento são ofensores na geração de energia fotovoltaica. Ao projetar o sistema deve ser considerado o local em que será feita a instalação, uma vez que a existência de árvores e edifícios com altura superior à da instalação, presença contínua de poeira no caso de locais próximos a estradas sem pavimento ou próximo a canteiros de obras e cidades com alto índice de poluição, são obstáculos que devem ser contornados afim de evitar perdas.
A desarmonia entre os módulos denominada “Mismatch”, aborda a modalidade de perdas que é dada através da incompatibilidade entre as características dos módulos associados. Este evento ocorre devido a limitação causada a eficiência total do modulo que é provocada em virtude da diferença entre as amplitudes das correntes geradas por cada célula atingindo o comportamento do sistema como um todo. Elementos como sombreamentos parciais, adição de sujeira ou deterioração do arranjo em série também podem motivar o seu acontecimento.
No dimensionamento do sistema a ligação entre os painéis fotovoltaicos e os inversores devem ter o menor comprimento possível, pois existe a resistência que é intrínseca ao material condutor. Logo quanto maior o comprimento da fiação, maior o caminho que a corrente tem a percorrer neste meio. Sendo assim é necessário atenção ao estimar as secções dos cabos para moderar ao extremo as perdas ôhmicas. As manutenções também desempenham um papel importante no combate a este déficit pois algumas falhas como cabos com danos e junções fracas, correntes de fuga decorrentes de isolações com imperfeições, curto-circuito e danos mecânicos ou térmicos podem ser identificadas nessas visitas.
Geralmente os painéis fotovoltaicos não funcionam perante as circunstâncias de temperatura as quais foram submetidos em laboratório. A temperatura de funcionamento das células fotovoltaicas depende da irradiação solar e do clima a que está sujeita, e com o aumento desta temperatura a tensão e por consequência a potência gerada diminuem significativamente. De acordo com Almeida (2012), a cada aumento de 1ºC cai entre 0,3 e 0,4% a potência fornecida pelo gerador. É importante a escolha do local de instalação pois a instalação feita no telhado resulta na submissão de uma maior temperatura para o módulo fotovoltaico do que se realizada num lugar com boa ventilação.
2.8 Método de análise e investimento
Conforme os aspectos do projeto, diversos tipos de indicadores econômico- financeiros podem ser aplicados. Nesta proposta é discutido e analisado o indicador payback, Valor Presente Líquido (VPL) e Taxa Interna De Retorno (TIR).
Payback é o cálculo essencial para descobrir o tempo necessário para que o somatório dos resultados do investimento se equiparem ao valor investido, trazendo a necessidade da definição de alguns valores, os quais servem como base para esta contagem. É necessário ter conhecimento do valor do inicial do investimento, bem como do fluxo de caixa que corresponde a diferença do valor da geração a qual é acrescida a variação da tarifa de energia elétrica anual pelo custo de manutenção e taxa de degradação da usina.
O VPL é um indicador que auxilia o valor presente de um acúmulo de valores de fluxo de caixa por um período, subtraindo o valor do investimento. Para o cálculo do mesmo, é necessário definir a Taxa Mínima de Atratividade (TMA) a qual será empregada uma taxa de acordo com o perfil do consumidor, sendo que a taxa mínima a ser alcançada pelo investimento para tê-lo como um investimento economicamente viável deve ser equivalente a taxa de rendimento em aplicações correntes, sendo estas seguras e com um baixo risco.
O TIR está diretamente ligado ao VPL pois permite que o investidor avalie se o investimento corre risco de não trazer retorno. Para isso considera o VPL igual a zero de forma que se o TIR for maior que a TMA o VPL será positivo. Na Figura 4 está esboçado a relação entre essas variáveis afim de avaliar a viabilidade econômica de um projeto.
Figura 4 : Relação entre TIR, TMA e VPL.
| TIR maior que Taxa Mínima de Atratividade | Valor Presente Líquido é Positivo | Investimento é Viável |
| TIR menor que Taxa Mínima de Atratividade | Valor Presente Líquido é Negativo | Investimento não é Viável |
3 DESENVOLVIMENTO DO PROJETO
3.1 Informações da unidade
A Granja Avícola São José, localizada no município de Água Fria, Bahia, é uma unidade consumidora do Grupo B, participante da modalidade rural com tarifa convencional monômia. Possui padrão de conexão trifásico. Para definir o seu consumo médio mensal, utilizaremos o histórico de consumo referente os últimos 12 meses. A partir de uma média obtém que seu consumo médio mensal será de 6.493,83 kWh/mês e considerando 30 dias ao mês, o consumo diário [Cd] 216,46 kWh/dia.
Para encontrar os valores de Irradiação solar média [Im], utiliza-se o site do Centro de Referência para Energia Solar e Eólica (CRESESB), que oferece uma ferramenta de apoio ao dimensionamento de sistemas fotovoltaicos a partir da inserção da latitude e longitude do local de estudo. Ao inserir as informações solicitadas, encontra-se o valor de 5,12 kWh/m² para o ângulo igual a latitude de 12º, conforme Figura 5. Aplicando a Equação 2, conclui-se que a potência do sistema será de 42,21 kWp.
Figura 5 : Dados obtidos no CRESESB.
Fonte: CRESESB.
3.2 Eficiência do sistema
Para a Granja São José, será desconsiderado perdas por sombreamento pois avalia- se que o espaço se encontra na zona rural, sem interferência de edificações ou árvores próximas que possam vir a prejudicar a geração nos módulos. Além disto, por se tratar de um município no interior da Bahia, no Nordeste do Brasil, precisa-se avaliar a influência da alta temperatura, característica desta região geográfica, incidente aos módulos fotovoltaicos.
Por conta das perdas acima citadas, além de perdas por cabeamento e poeira, estima-se que a potência real dos módulos será em 75% da potência nominal de forma que a partir da aplicação desse percentual seja definida a quantidade de módulos afim de suprir em 100% a necessidade de geração da Granja São José em qualquer situação.
3.3 Cálculos de dimensionamento
3.3.1 Módulos
Após uma breve pesquisa sobre os módulos disponíveis no mercado, e considerando o tipo de estrutura para telhado ondulado, foi selecionado o módulo monocristalino com tecnologia half-cell da marca Trina Solar de 410W. As demais características são apresentadas na Figura 6:
Figura 6 : Dados elétricos do módulo.
Fonte: Adaptado pelo Autor de Trina Solar.
A partir da Equação 1, sabendo que a potência do sistema deve ser de 42,21 kWp e que a potência real dos módulos será de 307,5W encontra-se a quantidade desejada de 138 módulos. Conclui-se, portanto, que esse sistema será composto por 138 módulos de 410W cada, totalizando a potência do sistema em 56,58 kWp.
3.3.2 Inversor
Para a instalação do sistema e considerando um FDI de 0,85, o inversor deve ser no mínimo de 48kWp. Para isso, foi escolhido o inversor MAX 50KTL3 LV da marca Growatt para a realização do projeto. As especificações técnicas relevantes para o projeto estão apresentadas na Figura 7.
Figura 7: Dados do inversor.
Fonte: Adaptado pelo Autor de Growatt.
A saída dos inversores será conectada a um quadro de proteção que será conectado a um medidor bidirecional fornecido pela Coelba.
3.3.3 Organização do sistema
A partir das informações técnicas dos módulos e inversor a serem utilizados na Granja, para a quantidade máxima de módulos por string realiza-se a divisão entre a tensão de entrada máxima do inversor de 1.100V e a tensão de circuito aberto dos módulos 49,3V, conforme indicado na Equação 3. Com a utilizando a Equação 4, sabendo que a tensão de entrada mínima do inversor é 250V e a tensão de máxima potência do modulo é 41,4V, encontra-se a quantidade mínima de módulos por string. Sendo assim, para a Granja São José, em cada MPPT será permitido a combinação máxima de 22 módulos em série, assim como o mínimo de 7 módulos para que o inversor entre em funcionamento.
Afim de organizar o sistema respeitando as limitações quanto ao número de entrada do inversor faz-se necessário uma análise sobre a utilização de strings em paralelo, uma vez que, mesmo utilizando a quantidade máxima de 22 módulos por MPPT só seriam instalados 132 módulos e não 138 conforme é requerido. Por meio dos cálculos desenvolvidos através da Equação 5, utilizando a corrente máxima por entrada do inversor em 25A e a corrente de curto circuito por string de módulos de 10,41A, define-se que será possível combinar 2 strings em paralelo por MPPT. Desta forma o arranjo do sistema apresenta-se conforme a Figura 8.
Figura 8 : Distribuição dos módulos no inversor e telhado.
Fonte: Autor.
3.3.4 Condutores
Será necessário o dimensionamento dos condutores de corrente contínua, ou seja, entre a string e o inversor e de corrente alternada, entre o inversor e a rede.
Para os cabos CC considera-se a corrente de saída dos módulos 20,82 A devido a algumas combinações em paralelo. Entretanto, este valor deve ser acrescido em 25% visando a proteção do cabo em curto circuito. Ainda, antes de consultar a norma, devemos considerar o fator de exposição ao sol em 0,9 e fator de temperatura 0,71 para proteção XLPE a 90º. Dessa forma, utilizando a tabela 37 da NBR 5410, e o critério de Capacidade da Condução da Corrente, encontra-se a seção do condutor em 6mm².
Para o critério da Queda de Tensão, sabendo que para o projeto foram considerados 90,92 m de cabo, que corrente de saída máxima nas strings será de 20,82A considerando os paralelos, que a queda de tensão é 18,63 V e que a condutividade do cobre é 44 m/Ω.mm2 a 90 ºC, utilizando a Equação 6, a seção do cabo é de 2,3mm². Sendo assim, utilizando o maior valor entre os dois métodos, os condutores serão de 6mm².
Para o cabeamento em corrente alternada, conhecendo a corrente de saída do inversor em 80,5A acrescidos a uma margem de 25% de segurança, a partir da tabela 37 da NBR 5410 será mais adequado o uso do o cabo de 35mm².
4 DIAGRAMA UNIFILAR
No sistema fotovoltaico para a Granja São José, com diagrama unifilar na Figura 9, a instalação dos circuitos deverá ocorrer de forma que distribuição dos módulos no telhado seja organizado em área de montagem Norte e Sul. Os módulos instalados nas duas áreas devem ser conectados ao inversor através de cabos de corrente contínua de 6mm² XLPE. Já na saída do inversor, deve ser utilizado cabos de 35mm². Esse cabo deverá seguir para um quadro fotovoltaico com disjuntor de 100A, garantindo assim a proteção dos cabos do circuito.
Figura 9 : Diagrama Unifilar do SFV Granja São José.
5 CÁLCULO FINANCEIRO
Após dimensionamento do sistema foi feita uma estimativa do valor necessário para execução do projeto. No site da Aldo Solar, através dos filtros de potência do sistema foi encontrado um conjunto com o valor de R$ 178.649,00 composto de módulos, inversor, cabeamentos, estruturas de fixação e frete. Para o valor final, foi acrescido em 30% referente a custo de mão de obra técnica, chegando ao total de R$ 243.243,70.
Para saber se o investimento será viável, foi criada uma planilha alimentada com fórmulas dos indicadores de relevância. Para a variação da tarifa de energia anual, foi adotado o crescimento de 13%, levando em consideração a previsão divulgada pela Aneel para o ano de 2021. Já na definição da TMA foi adotada a aplicação no Tesouro Selic, que teve sua taxa firmada em 3,5% em maio de 2021.
Para o sistema foi considerada uma degradação na usina em 0,8% ao ano chegando a 80% de eficiência ao fim de um período de 25 anos, garantido pelo fabricante dos módulos. É importe destacar os custos mensais de manutenção do sistema sendo este 1% sobre o valor do investimento. A Figura 10 apresenta os resultados dessa análise.
Figura 10 : Análise de Investimento.
Fonte: Autor.
6 CONCLUSÃO
O presente trabalho teve o propósito de analisar a implantação de um sistema fotovoltaico numa granja avícola situada na cidade de Água ria, buscando atender o consumo da unidade local mediante a promoção de uma geração mais barata, proporcionando assim uma economia para o empreendimento. Elementos como os aumentos na tarifa de energia elétrica e o enorme potencial do Brasil para inserção e desenvolvimento dessa tecnologia tornam o estudo de viabilidade técnica e econômica conveniente para disseminação desse conhecimento.
Verificando o desenvolvimento deste projeto é possível constatar que a implantação do mesmo traria benefícios para o negócio, mesmo tendo um investimento inicial de R$ 232.243,70 e um payback de quatro anos e meio, ao longo de 25 anos de uso do sistema teria um VPL de R$ 1.084.742,34 que representa 467,07% do valor aplicado, mostrando assim ser uma boa opção de investimento caso seja de interesse da empresa fazer uma aplicação a médio prazo.
Deste modo, a implantação deste projeto é viável ao consumidor, visto que poderia trazer um retor de até quatro vezes o valor investido. Ficam como ressalvas verificações antes da execução, sendo elas, a averiguação da necessidade de um sistema de proteção contra descargas atmosféricas, e o perfil de consumo da granja afim de constatar que o mesmo não foi alterado, e uma nova cotação das placas utilizados pra construção desse sistema, pois esses podem sofrer alteração por serem negociados em dólares por Watt.
REFERÊNCIAS
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¹Discente (s) de Engenharia Elétrica, Universidade Salvador – UNIFACS Feira de Santana – Bahia – Brasil
²Docente orientadora de Engenharia Elétrica, Universidade Salvador – UNIFACS Feira de Santana – Bahia – Brasil
3Disponível em:< https://americadosol.org/potencial-solar-no-brasil/#toggle-id-1 >. Acesso em 23 de maio de 2021.
4Disponível em: <https://solaron.eco.br/energia-solar/>. Acesso em Maio de 2021.
5Disponível em: < https://anaiscbens.emnuvens.com.br/cbens/article/view/267/267>. Acesso em Maio de 2021
6 Disponível em: < https://www.dicionariofinanceiro.com/tir-taxa-interna-retorno/>. Acesso em Maio de 2021.