ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA PARA ALIMENTAÇÃO DE UMA ESTAÇÃO ELEVATÓRIA DE ÁGUA

UMC - UNIVERSIDADE DE MOGI DAS CRUZES DANIEL DE ALMEIDA SILVA GONÇALVES

ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA PARA ALIMENTAÇÃO DE UMA ESTAÇÃO ELEVATÓRIA DE ÁGUA

São Paulo, SP - 2014

UMC - UNIVERSIDADE DE MOGI DAS CRUZES DANIEL DE ALMEIDA SILVA GONÇALVES

ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA PARA ALIMENTAÇÃO DE UMA ESTAÇÃO ELEVATÓRIA DE ÁGUA

Trabalho de conclusão de curso apresentado ao curso de Engenharia Civil da Universidade de Mogi das Cruzes como parte dos requisitos para obtenção do grau de Bacharel em Engenharia Civil.

Orientadora: Eng. Silvana Corsaro C. S. Franco

São Paulo, SP 2014

DANIEL DE ALMEIDA SILVA GONÇALVES

ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA PARA ALIMENTAÇÃO DE UMA ESTAÇÃO ELEVATÓRIA DE ÁGUA

Trabalho de conclusão de curso apresentado ao curso de Engenharia Civil da Universidade de Mogi das Cruzes como parte dos requisitos para obtenção do grau de Bacharel em Engenharia Civil.

Aprovado em.....................................

BANCA EXAMINADORA ___________________________________________________________________ Nome: Escola: ___________________________________________________________________ Nome: Escola: ___________________________________________________________________ Nome: Escola:

Dedico este trabalho a minha esposa e ao meu filho que tiveram a paciência suficiente para suportar os vários dias de dedicação a este trabalho. Dedico, também, aos meus pais, que sempre me incentivaram a estudar.

AGRADECIMENTOS Agradeço primeiramente a Deus, que abriu esta porta, acompanhou-me em todos os meus passos e deu-me a possibilidade de vencer mais um desafio. A minha orientadora e grande amiga Silvana Corsaro Candido da Silva de Franco, que sempre esteve ao meu lado, apoiando meus estudos e incentivando-me a buscar cada vez mais conhecimento. Ao meu grande amigo Wagner Ginez, que me acompanhou em todos os momentos e nunca deixou de compartilhar seus enormes conhecimentos. Aos representantes das empresas consultadas neste trabalho, mais precisamente a Ana Elisa Toyama, o Douglas Shiraga e o Mike Inhetvin, que não pouparam tempo nem conhecimento para elaborar orçamentos em tempo recorde.

RESUMO A SABESP possui um consumo muito elevado de energia elétrica já que grande parte dele é proveniente da alimentação de suas estações elevatórias. Em contrapartida, as estações elevatórias de água normalmente estão localizadas na mesma propriedade onde se encontra o reservatório de água, o qual não tem, muitas vezes, qualquer utilização de sua cobertura. Assim, o uso dessa cobertura para instalação de um sistema fotovoltaico pode ser um modo de contribuir para a redução do consumo de energia elétrica da rede da concessionária, resultando em menores custos e contribuindo para a preservação do meio ambiente. Este trabalho tem como objetivo elaborar um modelo de dimensionamento para uso em termos de referência para contratação deste tipo de sistema e avaliar se já é viável economicamente sua implantação na SABESP. Para elaboração do modelo de dimensionamento, foram utilizados o Reservatório Mutinga e a Estação Elevatória de Água Mutinga para os cálculos mínimos e máximos a serem considerados pelas empresas interessadas. Para a avaliação da viabilidade econômica, foram solicitados proposta técnica e orçamento para três empresas, aplicando-os no modelo de dimensionamento. Dessa forma, foi possível concluir que a implantação de um sistema fotovoltaico na SABESP pode gerar com sucesso uma parte da demanda de energia elétrica da Estação Elevatória de Água Mutinga, mas ainda não é viável economicamente, pois atualmente sua aplicação depende diretamente da cotação do dólar, já que a maior parte dos equipamentos é importada.

Palavras-chave: Sistema fotovoltaico. Estação Elevatória de Água. Reservatório de Água. Energia solar fotovoltaica.

ABSTRACT SABESP has a very high energy consumption as much of it comes from the power of its pumping stations. In contrast, water pumping stations are usually located on the same property where the water reservoir is, which has not often any use of your coverage. Thus, using this cover for installation of a photovoltaic system can be a way to help reduce the electricity consumption of the utility grid, resulting in lower costs and contributing to the preservation of the environment. This study aims to develop a design model for use on terms of reference for hiring this type of system and assess if it is already economically viable its deployment in SABESP. For drafting the design model, Mutinga Reservoir and Mutinga Pumping Station Water were used for the minimum and maximum calculations to be considered by interested companies. For the evaluation of the economic viability, technical proposal and budget for three companies were requested, applying them in the design model. Thus, it was concluded that the implementation of a photovoltaic system at SABESP can successfully generate a portion of the electricity demand of Mutinga Water Pumping Station, but it is not economically viable because currently its application depends directly on the dollar exchange rate since most equipment is imported.

Keywords: Photovoltaic system. Photovoltaic solar energy. Water pumping station. Reservoir of water.

LISTA DE ILUSTRAÇÕES Figura 1 - Ilustração do sistema fotovoltaico autônomo ou isolado ........................... 18 Figura 2 - Ilustração do sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica .................... 19 Figura 3 - Corte transversal de uma célula fotovoltaica ............................................ 20 Figura 4 - Ilustração do Método Csochralski para obtenção do Silício Monocristalino .................................................................................................................................. 23 Figura 5 - Lingote de Silício Monocristalino ............................................................... 24 Figura 6 - Célula de Silício Monocristalino ................................................................ 25 Figura 7 - Célula de Silício Policristalino ................................................................... 26 Figura 8 - Célula de Filme Fino ................................................................................. 27 Figura 9 - Inversor fotovoltaico para instalação residencial ....................................... 29 Figura 10 - Esquema das partes de um módulo fotovoltaico com células de Silício Cristalino ................................................................................................................... 31 Figura 11 - Painel Fotovoltaico formado por módulos fotovoltaicos de filmes finos .. 32 Figura 12 - Painel Fotovoltaico com seguidor solar de um eixo ................................ 34 Figura 13 - Sujeira sobre o módulo fotovoltaico obstruindo a passagem dos raios solares ....................................................................................................................... 36 Figura 14 - Sombra sobre os módulos fotovoltaicos ................................................. 36 Figura 15 - Ilustração sobre a distância mínima entre módulos fotovoltaicos ........... 37 Figura 16 - Ilustração do ângulo de incidência de raios solares em relação à Linha do Equador ..................................................................................................................... 38 Figura 17 - Ilustração do ângulo da altura solar em relação ao plano do observador .................................................................................................................................. 39 Figura 18 - Projeção do módulo fotovoltaico sobre o plano horizontal ...................... 40 Figura 19 - Curva Característica IxV e PxV de um módulo fotovoltaico .................... 41 Figura 20 - Ilustração de módulos fotovoltaicos associados em série....................... 43 Figura 21 - Ilustração de módulos fotovoltaicos associados em paralelo.................. 44 Figura 22 - Ilustração de módulos fotovoltaicos associados em série e em paralelo 44 Figura 23 - Insolação diária, média anual no Brasil ................................................... 46 Figura 24 - Diodos de By-pass e Diodos de Bloqueio em um sistema fotovoltaico ... 48 Figura 25 - Dispositivo de proteção contra surtos ..................................................... 48 Figura 26 - Diagrama esquemático de um sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica ....................................................................................................................... 49 Figura 27 - Evolução da capacidade fotovoltaica instalada em todo o mundo, de 2004 a 2013 .............................................................................................................. 50 Figura 28 - Evolução da capacidade fotovoltaica instalada em todo o mundo, de 2000 a 2013 .............................................................................................................. 50 Figura 29 - Instalações fotovoltaicas realizadas em todo o mundo, de 2000 a 2013 53 Figura 30 - Produção mundial de células solares, de 1999 a 2010 ........................... 54 Figura 31 - Maiores fabricantes de módulos fotovoltaicos em 2013.......................... 55 Figura 32 - Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil .................................................................................................................................. 60 Figura 33 - Primeiro sistema solar fotovoltaico ligado à rede elétrica no Rio de Janeiro ...................................................................................................................... 62 Figura 34 - Primeiro sistema solar fotovoltaico ligado à rede elétrica no Distrito Federal ...................................................................................................................... 62 Figura 35 - Sede da Eletrobras Eletrosul com a instalação da Usina Megawatt Solar .................................................................................................................................. 63

Figura 36 - Usina solar fotovoltaica na ilha de Fernando de Noronha....................... 64 Figura 37 - Municípios operados pela Sabesp na Diretoria de Sistemas Regionais (R) e na Diretoria Metropolitana (M) .......................................................................... 65 Figura 38 - Locais onde existem reservatórios de água na área de atuação da M ... 66 Figura 39 - Reservatório de água circular de concreto armado e apoiado ................ 66 Figura 40 - Reservatório de água retangular de concreto armado e enterrado ......... 67 Figura 41 - Reservatório de água circular de concreto armado e elevado ................ 67 Figura 42 - Reservatório de água circular metálico e apoiado .................................. 67 Figura 43 - Reservatório de água elevado ou torre, com cobertura piramidal ........... 68 Figura 44 - Cobertura de um reservatório de água metálico em construção ............. 69 Figura 45 - Reservatório de água circular ................................................................. 69 Figura 46 - Cobertura de um reservatório de água retangular .................................. 70 Figura 47 - Vista interna da EEA Anchieta, em Itaquera - SP ................................... 71 Figura 48 - Estrutura física da EEA Anchieta ............................................................ 71 Figura 49 - Parte da estrutura hidráulica de sucção da EEA Anchieta ...................... 72 Figura 50 - Parte da estrutura hidráulica de recalque da EEA Anchieta ................... 72 Figura 51 - Bomba e motor instalados na EEA Anchieta .......................................... 73 Figura 52 - Painel de controle dos conjuntos motor bomba da EEA Anchieta .......... 73 Figura 53 - EEAs dentro da área de atuação da M e operadas pela MA .................. 74 Figura 54 - Maiores EEAs consumidoras de energia elétrica na MA, em 2013 ........ 76 Figura 55 - Área onde se encontram o Reservatório Mutinga e a EEA Mutinga ....... 77 Figura 56 - Perfil das duas câmaras internas do Reservatório Mutinga .................... 77 Figura 57 - Planta baixa da estrutura do Reservatório Mutinga ................................ 78 Figura 58 - Pilares dentro do Reservatório Mutinga .................................................. 79 Figura 59 - Vista externa da laje do Reservatório Mutinga ........................................ 79 Figura 60 - Vista do recuo existente no Reservatório Mutinga .................................. 80 Figura 61 - Vista externa da EEA Mutinga ................................................................ 80 Figura 62 - Instalação hidráulica da EEA Mutinga..................................................... 81 Figura 63 - Um dos conjuntos motor bomba instalado na EEA Mutinga ................... 82 Figura 64 - Painéis elétricos e de controle dos conjuntos motor bomba da EEA Mutinga ..................................................................................................................... 83 Figura 65 - Transformador de energia elétrica da EEA Mutinga ............................... 83 Figura 66 - Transformador de energia elétrica para as demais necessidades .......... 84 Figura 67 - Células fotovoltaicas poli ou multicristalinas de alta eficiência ................ 85 Figura 68 - Latitude e longitude do Reservatório Mutinga através do SIGNOS ........ 87 Figura 69 – Irradiação solar diária média mensal e inclinação do módulo fotovoltaico .................................................................................................................................. 88 Figura 70 – Posicionamento do Reservatório Mutinga em relação ao norte geográfico .................................................................................................................................. 88 Figura 71 – Sombra sobre a laje do reservatório causada por árvores ..................... 89 Figura 72 – Reservatório elevado posicionado ao lado direito do Reservatório Mutinga ..................................................................................................................... 89 Figura 73 – Representação do Ângulo da Altura Solar ............................................. 91 Figura 74 – Ilustração da distância entre as bases de cada fileira de módulos fotovoltaicos .............................................................................................................. 92 Figura 75 – Determinação do espaço útil para passagem de pessoas entre as fileiras .................................................................................................................................. 93 Figura 76 – Acesso e respiro de cada câmara do reservatório ................................. 94 Figura 77 – Posicionamento dos módulos fotovoltaicos sobre a laje do reservatório95 Figura 78 – Estrutura de fixação e suporte dos módulos fotovoltaicos ..................... 95

Figura 79 – Distribuição dos inversores fotovoltaicos ............................................... 98 Figura 80 – Irradiação solar diária média mensal e inclinação do módulo fotovoltaico .................................................................................................................................. 99 Figura 81 – Diagrama esquemático do sistema fotovoltaico proposto .................... 101 Figura 82 – Potência instalada e valores financeiros para instalação de sistema fotovoltaico .............................................................................................................. 102 Figura 83 – Resumo da viabilidade econômica injetando a energia produzida na EEA Mutinga ................................................................................................................... 105 Figura 84 – Resumo da viabilidade econômica injetando a energia produzida na EEA Mutinga ................................................................................................................... 106

LISTA DE TABELAS Tabela 1 - Eficiência e avaliação de custo de cada tipo de célula fotovoltaica ......... 21 Tabela 2 - Ângulo de inclinação em relação à latitude geográfica ............................ 34 Tabela 3 - Consumo e custo mensais de energia elétrica da EEA Mutinga, de 2011 a 2013 .......................................................................................................................... 81 Tabela 4 - Dados técnicos dos conjuntos motor bomba da EEA Mutinga ................. 82 Tabela 5 – Médias mensais de consumo e custo da EEA Mutinga nos anos de 2011 a 2013 ..................................................................................................................... 103 Tabela 6 – Economia na conta de energia elétrica durante a utilização do sistema fotovoltaico considerando consumo total da energia pela EEA Mutinga ................. 104 Tabela 7 – Economia na conta de energia elétrica durante a utilização do sistema fotovoltaico considerando consumo total pela concessionária ................................ 106 Tabela 8 – Quantidade de CO2e sequestrada e árvores equivalentes devido a instalação do sistema fotovoltaico ........................................................................... 108

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica by-pass Desvio CC-CA Corrente contínua – corrente alternada Celpe Companhia Energética de Pernambuco CEMIG Companhia Energética de Minas Gerais CGEE Centro de Gestão e Estudos Estratégicos CLP Centro Lógico de Programação CNPJ Cadastro Nacional de Pessoa Jurídica CPV Concentrated Photovoltaics ou célula fotovoltaica para concentração DPS Dispositivos de Proteção de Surto DS Directional Solidification ou Método da Solidificação Direcional DSSC Dye-Sensitized Solar Cell ou células sensibilizadas por corante EEA Estação Elevatória de Água EEAB Estação Elevatória de Água Bruta EEAT Estação Elevatória de Água Tratada EMC Eletromagnetic Semicontinuous Casting ou Método da Carcaça Eletromagnética Semicontínua ENCE Etiqueta Nacional de Conservação de Energia EPE Empresa de Pesquisa Energética ETA Estação de Tratamento de Água ETE Estações de Tratamento de Esgotos EVA Etileno Acetato de Vinilo FF Fator de Forma FIT Feed-in tariff ou Tarifa-Prêmio Grid-tie Sistema elétrico conectado à rede elétrica da concessionária Instituto para o Desenvolvimento de Energias Alternativas na América Latina IDEAL INMETRO Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia M Diretoria Metropolitana da SABESP MA Unidade de Negócio de Produção de Água da Metropolitana MIGDI Microssistema Isolado de Geração e Distribuição de Energia Elétrica MPPT Ponto de Máxima Potência NOCT Normal Operation Cell Temperature Off-grid Sistema elétrico não conectado à rede elétrica da concessionária OPV Organic Photovoltaics ou células orgânicas ou poliméricas PCH Pequena Central Hidroelétrica PRODEEM Programa de Desenvolvimento Energético de Estados e Municípios PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica P&D Pesquisa e Desenvolvimento R Diretoria de Sistemas Regionais SABESP Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo SIGFI Sistema Individual de Geração de Energia Elétrica com Fonte Intermitente SIGNOS Sistema de Informações Geográficas da SABESP SIN Sistema Interligado Nacional SREC Certificado de Energia Solar Renovável STC Standard Test Conditions UFSC Universidade Federal de Santa Catarina

LISTA DE SÍMBOLOS º ºC α A a-Si a-Si.H Al Am Ap As b B β c-Si CdS CdTe CIGS CIS CO2e cos Cu CuInGaSe2 CuInSe2 d δ Ep Es Eps Ga GW η ηs h hs Hs Hz Ø I Im Imp In Isc IxV Kgf/m² kW kWh

Graus Graus centígrados Ângulo da altura solar Ampere Silício Amorfo Hidrogenado ou Silício Amorfo Silício Amorfo Hidrogenado Elemento químico Alumínio Área da superfície do módulo fotovoltaico Área útil do módulo fotovoltaico Elemento químico Arsênio Largura do módulo fotovoltaico Elemento químico Boro Ângulo de inclinação do módulo fotovoltaico Silício Cristalino Sulfeto de Cádmio Telureto de Cádmio Disseleneto de Cobre, Gálio e Índio Disseleneto de Cobre e Índio Gases de Efeito Estufa equivalentes cosseno Cobre Disseleneto de Cobre, Gálio e Índio Disseleneto de Cobre e Índio Distância mínima entre fileiras de módulos fotovoltaicos Ângulo de declinação solar Energia produzida pelo módulo fotovoltaico Irradiação solar diária média mensal por metro quadrado Energia produzida pelo sistema fotovoltaico Elemento químico Gálio Gigawatt ou 1.000.000.000 W Eficiência de Conversão do módulo fotovoltaico Eficiência do sistema fotovoltaico Hora Horas Quantidade de horas em que há irradiação solar Hertz Diâmetro Corrente elétrica Corrente de máxima potência Corrente de máxima potência Índio Corrente de curto-circuito Corrente elétrica versus tensão elétrica Quilograma força por metro quadrado Quilowatt ou 1.000 W Quilowatt hora

L m m² m³ mc-Si mm Mo MW N Nm p P pc-Si p-Si Pm Pmp PxV R$ Sb sin US$ V Vm Vmp Voc ώ W Wp ZnO

Latitude Metro Metro quadrado Metro cúbico Silício Monocristalino milímetro Molibdênio Megawatt ou 1.000.000 W Número do dia do ano contado a partir do dia 01 de Janeiro Número de módulos fotovoltaicos Projeção perpendicular do módulo fotovoltaico sobre o plano horizontal Elemento químico Fósforo Silício Policristalino Silício Policristalino Potência de Pico ou Máxima Potência Potência de Pico ou Máxima Potência Potência do módulo fotovoltaico versus tensão elétrica Real – moeda brasileira Elemento químico Antimônio Seno Dólar – moeda americana Volt Tensão de máxima potência Tensão de máxima potência Tensão de circuito aberto Ângulo horário Watt Potência elétrica de pico Óxido de Zinco

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ....................................................................................................... 16 1.1 JUSTIFICATIVA ............................................................................................... 17 1.2 OBJETIVOS..................................................................................................... 17 2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ................................................................................... 18 2.1 SISTEMA FOTOVOLTAICO ............................................................................ 18 2.1.1 Componentes do Sistema Fotovoltaico ..................................................... 19 2.1.1.1 Célula Fotovoltaica ............................................................................. 20 2.1.1.1.1 Silício Monocristalino ................................................................... 23 2.1.1.1.2 Silício Policristalino ...................................................................... 25 2.1.1.1.3 Filmes Finos ................................................................................. 26 2.1.1.2 Inversor Fotovoltaico .......................................................................... 28 2.1.1.3 Módulo Fotovoltaico ............................................................................ 30 2.1.1.3.1 Inclinação e orientação de Módulos Fotovoltaicos ....................... 33 2.1.1.3.2 Sombreamento de Módulos Fotovoltaicos ................................... 35 2.1.1.3.3 Características elétricas dos Módulos Fotovoltaicos .................... 41 2.1.1.3.4 Associação de Módulos Fotovoltaicos ......................................... 43 2.1.1.3.5 Energia produzida pelos Módulos Fotovoltaicos .......................... 45 2.1.1.3.6 Proteção dos Módulos Fotovoltaicos ........................................... 47 2.1.1.4 Aparelhos de medição da energia produzida ..................................... 48 2.1.2 Sistema Fotovoltaico no Mundo ................................................................ 49 2.1.3 Sistema Fotovoltaico no Brasil .................................................................. 56 2.2 RESERVATÓRIOS DE ÁGUA DA SABESP.................................................... 65 2.3 ESTAÇÕES ELEVATÓRIAS DE ÁGUA DA SABESP ..................................... 70 3 METODOLOGIA ..................................................................................................... 76 3.1 RESERVATÓRIO MUTINGA ........................................................................... 77 3.2 ESTAÇÃO ELEVATÓRIA DE ÁGUA MUTINGA .............................................. 80 3.3 DIMENSIONAMENTO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO ................................. 84 3.3.1 Célula Fotovoltaica .................................................................................... 85 3.3.2 Inversor Fotovoltaico ................................................................................. 85 3.3.3 Módulo Fotovoltaico .................................................................................. 86 3.3.3.1 Inclinação e orientação dos Módulos Fotovoltaicos ............................ 87 3.3.3.2 Sombreamento dos Módulos Fotovoltaicos ........................................ 89 3.3.3.3 Características elétricas dos Módulos Fotovoltaicos .......................... 96 3.3.3.4 Associação dos Módulos Fotovoltaicos .............................................. 96 3.3.3.5 Energia produzida pelos Módulos Fotovoltaicos................................. 99 3.3.3.6 Proteção dos Módulos Fotovoltaicos ................................................ 100 3.3.4 Medição da energia produzida pelo Sistema Fotovoltaico ...................... 100 3.4 ORÇAMENTO PARA INSTALAÇÃO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO ......... 101 4 RESULTADOS ..................................................................................................... 102 5 ANÁLISE .............................................................................................................. 106 6 CONCLUSÃO....................................................................................................... 108 REFERÊNCIAS ....................................................................................................... 109 ANEXO A - Orçamentos .......................................................................................... 117

1 INTRODUÇÃO A Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo (SABESP), por ser uma empresa de saneamento ambiental, possui em seu patrimônio inúmeros reservatórios de água para abastecimento da população. Esses reservatórios normalmente são de grandes dimensões e a parte superior da laje de cobertura é utilizada, em poucos casos, para instalação de quadras poliesportivas ou escritórios de um único andar. A grande maioria não possui qualquer utilização desse espaço, exceto servir apenas ao seu propósito, que é cobrir o reservatório e proteger seu conteúdo de contaminação e sujeira. A propriedade onde a estrutura do reservatório de água se encontra muitas vezes possui também outra estrutura denominada Estação Elevatória de Água (EEA), que tem como função receber a água armazenada no reservatório e levá-la para altitudes acima da cota máxima de armazenamento de água. Para executar essa tarefa, as EEAs são equipadas com bombas hidráulicas que consomem uma quantidade muito grande de energia elétrica. De acordo com a SABESP (2014), mesmo com programas de eficiência energética e contratos de demanda junto às concessionárias, em 2008 a despesa com esse tipo de conta chegou a R$ 460,20 milhões, o que corresponde a um consumo de 2.142,30 GWh ou 1,84% do consumo de todo o Estado de São Paulo. Desse total, cerca de 90% foram utilizados somente para alimentação de bombas instaladas em estações elevatórias. Paralelo a essa situação, o mercado brasileiro vem apresentando um crescimento na utilização de energias renováveis, seja pela diminuição do volume de água nos rios utilizados pelas hidrelétricas e aumento no consumo de energia elétrica devido ao crescimento econômico da população, seja pela conscientização da escassez e do impacto ambiental causado pelo uso de combustíveis fósseis. Uma das tecnologias para utilização desse tipo de energia é o sistema fotovoltaico, que se utiliza da luz solar para geração de energia elétrica e no qual a SABESP poderia se beneficiar, utilizando a cobertura de seus reservatórios para instalação da estrutura necessária a sua captação. A energia produzida pelo sistema seria uma alternativa parcial ou total ao uso da energia elétrica distribuída tradicionalmente às EEAs, resultando na diminuição dos gastos relacionados a esse tipo de despesa. 16

1.1 JUSTIFICATIVA Utilizar uma fonte de energia renovável - através do uso de tecnologias como o sistema solar fotovoltaico - como alternativa parcial ou total ao uso da energia elétrica distribuída tradicionalmente pelas concessionárias pode ser mais uma forma de diminuição dos custos da SABESP com este tipo de despesa. Além de atuar na eficiência energética, proporciona um impacto positivo na imagem da empresa devido ao seu comprometimento com a sustentabilidade e coloca-a na vanguarda de empresas de saneamento no uso em grande escala dessa tecnologia. 1.2 OBJETIVOS O presente estudo tem como objetivo analisar a viabilidade econômica da instalação de um sistema fotovoltaico para geração de energia elétrica por meios alternativos, aproveitando a área ociosa da cobertura de reservatórios de água. Para que este objetivo seja atingido, propõe-se: • Descrever os cálculos e os elementos básicos para contratação de obra para aquisição e instalação de um sistema fotovoltaico sobre a laje de cobertura de um reservatório de água da SABESP. • Analisar

a

viabilidade

econômica

da

instalação

de

módulos

fotovoltaicos sobre a laje de cobertura de um reservatório de água da SABESP para captação da luz solar e geração de energia elétrica para alimentação de uma EEA e/ou sua injeção na rede elétrica da concessionária.

17

2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA 2.1 SISTEMA FOTOVOLTAICO O sistema fotovoltaico é um sistema capaz de gerar energia elétrica através da luz solar e é formado basicamente por módulos fotovoltaicos, controladores de carga, inversores e baterias. Existem dois tipos de sistema fotovoltaico: sistema autônomo e sistema conectado à rede elétrica. O sistema fotovoltaico autônomo (Figura 1), também chamado isolado ou Offgrid, é usado em locais não atendidos por rede elétrica, tais como: zonas rurais, ilhas, casas de campo, praias isoladas, etc. Sua aplicação pode se dar na iluminação pública, sinalização de estradas, alimentação de sistemas de telecomunicações e diversas outras áreas.

Figura 1 - Ilustração do sistema fotovoltaico autônomo ou isolado

Fonte: Neosolar Energia (2014)

Já o sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica (Figura 2) ou Grid-tie opera em conjunto com a rede elétrica da concessionária, ou seja, é aplicado em locais que já são atendidos por energia elétrica. Seu objetivo principal é diminuir ou eliminar o consumo de energia elétrica fornecida pela empresa concessionária ou até gerar excedente para dentro da rede pública.

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Figura 2 - Ilustração do sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica

Fonte: Neosolar Energia (2014)

A Agência Nacional de Energia Elétrica (2014a) classifica os sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica de acordo com a sua potência instalada: • Microgeração Distribuída - central geradora de energia elétrica com potência menor ou igual a 100 quilowatts (kW); • Minigeração Distribuída - central geradora de energia elétrica acima de 100 kW e menor ou igual a 1 megawatt (MW); e • Usinas de energia elétrica - central geradora de energia elétrica com potência instalada acima de 1 MW. 2.1.1 Componentes do Sistema Fotovoltaico O sistema fotovoltaico é composto por um ou mais módulos fotovoltaicos que possuem diversas células fotovoltaicas agrupadas e conectadas eletricamente; uma bateria e um controlador de carga para regular a carga da bateria e protegê-la de sobrecargas ou descargas excessivas (ambos somente no caso de sistemas fotovoltaicos autônomos, onde a geração de energia elétrica nem sempre atende ao consumo requerido devido à oscilação da radiação solar ao longo do dia); e um inversor de tensão contínua para tensão alternada, já que grande parte dos consumidores finais utiliza aparelhos eletrodomésticos e eletroeletrônicos que se alimentam de tensão alternada. 19

2.1.1.1 Célula Fotovoltaica Villalva; Gazoli (2012a) e Cresesb (2014a) definem o efeito fotovoltaico como um fenômeno físico que permite a conversão direta da luz em eletricidade quando a luz ou a radiação solar incide sobre uma célula composta de materiais semicondutores. A estrutura dessa célula (Figura 3) é composta por duas camadas de material semicondutor onde, se o material semicondutor for do tipo n (dopante n), ou seja, que possuem elétrons sobrando em seus átomos, esses elétrons passam para a outra camada feita de um semicondutor que possui elétrons faltando em seus átomos (semicondutor do tipo p ou dopante p), causando uma diferença de potencial chamada “Efeito Fotovoltaico”. Essa passagem de elétrons entre as camadas cria uma corrente elétrica que pode ser coletada através de terminais elétricos metálicos implantados na base (contato de base) e na parte que fica em contato com a luz (grade metálica ou contato frontal).

Figura 3 - Corte transversal de uma célula fotovoltaica

Fonte: Cresesb (2014a)

A primeira observação do efeito fotovoltaico ocorreu no ano de 1839 pelo físico francês Edmond Becquerel. Através de placas de platina ou prata mergulhadas num eletrólito, ele detectou que elas produziam uma pequena diferença de potencial quando expostas à luz. Já em 1877, usando as propriedades fotocondutoras do selênio, W. G. Adams e R. E. Day, inventores americanos, observaram o mesmo efeito no selênio sólido. Com isso, desenvolveram o primeiro dispositivo sólido de produção de eletricidade através da incidência da luz (Vallêra; Brito, 2006). 20

A Companhia Energética de Minas Gerais (2012) complementa que os experimentos realizados até aquele momento não tinham explicação científica. Mas, em 1905, Albert Einstein propôs uma teoria que viria a ser a base teórica do efeito fotoelétrico, onde a incidência da luz faria com que os elétrons liberados fossem atraídos para um polo positivamente carregado, criando uma corrente fotovoltaica. Proposta esta que não foi aceita, até que, dez anos mais tarde, foi comprovada em laboratório, colaborando para o surgimento de uma nova área na Física chamada Mecânica Quântica, além do desenvolvimento, anos mais tarde, dos transistores e da eletrônica dos semicondutores. Existem diversos materiais semicondutores que podem ser utilizados em células fotovoltaicas, cada um com uma determinada eficiência de conversão da luz solar em energia elétrica, conforme Tabela 1.

Tabela 1 - Eficiência e avaliação de custo de cada tipo de célula fotovoltaica

Tipo de Célula

Eficiência de Conversão

Custos

Silício Monocristalino

12%

Relativamente elevados

Silício Policristalino

15%

Elevados

Silício Amorfo

8% a 10%

Bastante baixos

7% a 9%

Elevados

Arsenieto de Gálio

21%

Bastante elevados

Cádmio - Selênio

6% a 7%

Desconhecidos

Sulfeto de Cobre – Sulfeto de Cádmio

Fonte: Ribeiro (2014)

Ruther (2009) e Cresesb (2014b) explicam que os materiais semicondutores mais comuns utilizados na produção de células fotovoltaicas ganham destaque pelo seu nível de maturidade e utilização. A lista a seguir apresenta, em ordem decrescente, o nível de cada material semicondutor:

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• Silício Cristalino (c-Si): primeira geração, representando mais de 85% do mercado atual; • Silício Amorfo Hidrogenado (a-Si.H ou a-Si); • Telureto de Cádmio (CdTe); • Disseleneto de Cobre e Índio (CuInSe2 ou CIS); e • Disseleneto de Cobre, Gálio e Índio (CuInGaSe2 ou CIGS): segunda geração, também chamada de Filmes Finos. O Silício está no topo da lista devido ao fato deste elemento ser o segundo mais abundante na superfície do planeta e é menos tóxico que todos os outros elementos citados. Há, ainda, uma terceira geração em fase de pesquisa e desenvolvimento composta por: células fotovoltaicas multijunção e célula fotovoltaica para concentração (CPV - Concentrated Photovoltaics); células sensibilizadas por corante (DSSC - Dye-Sensitized Solar Cell); e células orgânicas ou poliméricas (OPV - Organic Photovoltaics), que vêm apresentando altas eficiências de conversão, porém, com custo ainda muito alto. Segundo Gomes (2012) e Sauer et al. (2006), no princípio o objetivo era levar a célula fotovoltaica para empresas de telecomunicações, como uma fonte de energia alternativa para sistemas instalados em locais remotos. Porém, o que mais favoreceu o seu crescimento foi a época da “corrida espacial”, pois era o meio mais barato e mais leve para fornecer a energia necessária para os longos períodos de permanência no espaço. Mas, para torná-la economicamente viável em solo terrestre, ainda era necessário diminuir em cem vezes o custo de sua produção em relação às usadas no espaço. Isso fez com que sua utilização ficasse restrita à aplicação aeroespacial até o início dos anos 1970, quando começou a crise do petróleo. Essa crise mostrou ao mundo a necessidade de se buscar novos tipos de fonte de energia, o que fez crescer os investimentos nos estudos em universidades e centros de pesquisa para diminuição dos custos de produção das células fotovoltaicas.

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Após a crise do petróleo, os investimentos na tecnologia fotovoltaica diminuíram e vários fabricantes deixaram o setor. Atualmente, a percepção pela sociedade e pelos governos das alterações climáticas no planeta devido ao uso indiscriminado de combustíveis fósseis tem contribuído para que a tecnologia fotovoltaica voltasse a ganhar espaço nas discussões sobre investimento em energias alternativas. Mas o grande desafio para massificação da tecnologia ainda continua sendo o custo para produção das células fotovoltaicas. A redução desses custos vem acontecendo e, de acordo com o Cresesb (2004), especialistas calculam que no início deste século o custo praticado internacionalmente será um quarto do atual. 2.1.1.1.1 Silício Monocristalino

Figura 4 - Ilustração do Método Csochralski para obtenção do Silício Monocristalino

Fonte: Ghensev (2006)

O início do processo de fabricação da célula de silício é a extração do cristal de dióxido de silício que, em seguida, é desoxidado em altas temperaturas, purificado e solidificado. Isso faz com que o silício alcance uma pureza entre 98 e 99%, já considerado eficiente, mas, para uso como célula fotovoltaica, é necessário se chegar a 99,9999%. Além disso, o material deve ter a estrutura monocristalina e baixa densidade de defeitos, que é obtida através do Método Czochralski (Figura 4). 23

As células fotovoltaicas que usam o silício monocristalino como material semicondutor são as que apresentam maior eficiência dentre as que utilizam o silício como base para sua fabricação, podendo chegar a 18% (Silva; Pétris; Pereira, 2008). Ghensev (2006, p. 63-64) detalha o Método Czochralski da seguinte forma: Uma amostra do cristal que se deseja obter (semente de Silício Monocristalino - mc-Si) é mergulhada no cadinho contendo Silício Policristalino (pc-Si) derretido e essa semente é levantada lentamente numa velocidade na ordem de cm/hora, e em movimentos rotatórios. No Silício derretido, seus átomos se cristalizam em torno da semente e estendem uma estrutura em formato de lingote com orientação cristalina igual a da semente, porém com diâmetro que depende dos fatores de temperatura, da velocidade de elevação e rotação da semente e da velocidade de rotação do cadinho. Já estendido e formado o lingote de Silício, este é fatiado em finos discos, formando os wafers que serão processados a fim da obtenção de dispositivos semicondutores para a indústria eletroeletrônica. Para cada centímetro de lingote fatiado, obtém-se uma média de 20 a 30 unidades de wafers (20 a 30 Wafer/cm).

Figura 5 - Lingote de Silício Monocristalino

Fonte: Ldksolar (2014)

Após a formação dos wafers, a célula recebe uma película metálica em uma das faces, uma grade metálica na outra face e uma camada de material antirreflexivo na face que vai receber a luz, dando origem à célula fotovoltaica monocristalina (Figura 6). 24

Figura 6 - Célula de Silício Monocristalino

Fonte: BLUE-SOL (2014)

2.1.1.1.2 Silício Policristalino O silício policristalino (p-Si) possui uma eficiência de conversão da energia solar em energia elétrica próxima do silício monocristalino, mas, em contrapartida, o custo para sua produção é menor e o processo de fabricação é mais simples. Essa eficiência se dá devido ao fato de que o cristal resultante da fundição e solidificação direcional do material bruto possui grande quantidade de grãos com alto grau de desordem na estrutura de seus átomos (Bittencourt, 2011). Pereira (2008) acrescenta que a diferença entre o silício policristalino e o silício monocristalino é a orientação aleatória entre os seus grãos, dando origem a uma quebra na ordem estrutural em determinadas regiões (fronteiras de grão). De acordo com Ghensev (2006), o procedimento para crescimento do lingote de silício policristalino - também conhecido como silício multicristalino (Figura 7) - é a utilização do Método da Solidificação Direcional - DS (Directional Solidification ou Moldagem em Cadinho), que alcança uma eficiência de conversão entre 13% e 14% ou do Método da Carcaça Eletromagnética Semicontínua - EMC (Eletromagnetic Semicontinuous Casting), que alcança eficiência de conversão entre 14% e 15%. A principal vantagem desses dois métodos é a produção três vezes maior que o Método Czochralski, além de apresentarem um custo de produção menor e não exigirem equipamentos sofisticados. 25

Figura 7 - Célula de Silício Policristalino

Fonte: 3Eplus (2014)

2.1.1.1.3 Filmes Finos Greenpro (2004) e Villalva; Gazoli (2012a) explicam que os filmes finos (Figura 8) foram desenvolvidos numa época em que a tecnologia cristalina já estava bem avançada, mas conseguiu ganhar importância devido à facilidade de sua utilização em produtos que requerem pouco consumo de energia elétrica, tais como calculadoras portáteis, relógios e pequenos equipamentos eletrônicos. Diferente das células cristalinas, os filmes finos são fabricados através da deposição de finas camadas de materiais semicondutores sobre uma base rígida (normalmente vidro) ou flexível e, em seguida, passam por processos como: disposição por vaporização, disposição catódica e banhos eletrolíticos. Os materiais semicondutores mais utilizados em filmes finos são: Silício Amorfo (a-Si), Telureto de Cádmio (CdTe) e o Disseleneto de Cobre e Índio (CIS). Essa tecnologia permite que não ocorra desperdício de matéria-prima, como ocorre no corte dos wafers de Silício Monocristalino e de Silício Policristalino, e diminui os custos de produção, já que são empregadas pequenas quantidades de material para cobrir a base.

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Figura 8 - Célula de Filme Fino

Fonte: Global Solar (2014)

Segundo Oliveira (2008), as células de Silício Amorfo têm como característica átomos posicionados de maneira desordenada, gerando ângulos diferentes entre eles. Isso faz com que sua eficiência de conversão gire em torno de 5% a 8%, mas suas células sofrem uma degradação nessa eficiência no primeiro ano de operação na ordem de 15% a 20%. O processo de produção ocorre com temperaturas até 300ºC, permitindo que a base possa ser de vidro, aço inox, plástico, etc. Em seguida, uma camada de óxido transparente e condutor é depositada nessa base, para, acima dela, ser depositada uma camada P de Silício Amorfo suficientemente fina para absorver a luz. Então se coloca outra camada de Silício Amorfo do tipo N e, na parte traseira da célula, uma camada metálica condutora é inserida. Já o Telureto de Cádmio constitui um dos materiais mais promissores no uso em células fotovoltaicas de filmes finos devido ao seu elevado coeficiente de absorção da energia solar. No seu processo de produção é utilizado o Sulfeto de Cádmio (CdS) como material tipo N e, após a deposição do Telureto de Cádmio, passa por um tratamento térmico para redução da densidade de defeitos em sua estrutura, tornando-se um semicondutor de alta resistividade. Atualmente, as células de Telureto de Cádmio alcançam uma eficiência de conversão de 16,5%.

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No Disseleneto de Cobre e Índio, a célula é formada pelos elementos químicos Cobre (Cu) e Índio (In) que, em conjunto, formam um composto com propriedades semicondutoras com grande capacidade de absorção da radiação solar. No seu modo de produção é utilizada uma placa de vidro de 2 a 4 mm de espessura revestida em uma das superfícies por uma camada do elemento químico Molibdênio (Mo), criando uma camada protetora na célula e servindo como contato elétrico traseiro. Em seguida, num ambiente a vácuo e temperatura de 500ºC, os elementos Cobre, Índio e Selênio são vaporizados sobre a superfície revestida. Para impedir o reflexo da luz na célula, é colocada uma camada de Sulfeto de Cádmio (CdS) ao material e, para aumentar a sua transparência e criar o outro contato elétrico necessário, é depositada uma camada de Óxido de Zinco (ZnO). 2.1.1.2 Inversor Fotovoltaico Todos sistemas de microgeração fotovoltaica têm de conter inversores, sendo a tensão gerada nos painéis fotovoltaicos uma tensão contínua. A principal função dos inversores é condicionar uma tensão contínua de modo a obter uma tensão alternada compatível com a forma de onda da tensão da rede de distribuição e que garanta o trânsito de potência pretendido para a rede. (Carvalho, 2011a, p. 23)

Villalva, Gazoli, (2012a) acrescenta que os sistemas fotovoltaicos produzem energia elétrica em corrente contínua, mas os consumidores utilizam aparelhos que necessitam de energia elétrica em corrente alternada. Essa conversão é feita através dos inversores fotovoltaicos (Figura 9), também chamados inversores CCCA. Ainda segundo Carvalho (2011b), os atuais inversores fotovoltaicos podem executar diversas funções, tais como: • Converter a corrente contínua proveniente dos módulos fotovoltaicos em corrente alternada; • Fazer com que o inversor funcione no ponto de máxima potência do módulo fotovoltaico; e • Proteger os dispositivos de corrente contínua e corrente alternada em relação à polaridade, às descargas e sobretensões e à ligação com a rede elétrica externa (concessionária). 28

Figura 9 - Inversor fotovoltaico para instalação residencial

Fonte: Archiexpo (2014b)

Os inversores utilizados em sistemas fotovoltaicos variam de acordo com o tipo de aplicação. Quando o sistema é ligado à rede elétrica externa, o inversor é denominado Inversor de Rede e quando o sistema é autônomo, o inversor é denominado Inversor Autônomo. No sistema autônomo, o inversor fornece tensão elétrica alternada em seus terminais para alimentação dos consumidores. Quando o sistema é formado por até oito módulos fotovoltaicos, pode-se trabalhar com nível de tensão de 12 V, mas, para sistemas com potência mais elevada e maior número de módulos, é necessário um nível maior de tensão para evitar que as correntes elétricas sejam muito grandes. Já no sistema conectado à rede, o inversor fornece corrente elétrica aos consumidores internos do sistema fotovoltaico e a sobra é fornecida à rede pública, porém não consegue fornecer tensão a eles. Esse tipo de inversor só funciona se houver energia elétrica da concessionária, para segurança dos equipamentos conectados ao sistema fotovoltaico e das pessoas que fazem sua manutenção. Para fornecer a maior potência possível, esse inversor é capaz de rastrear o Ponto de Máxima Potência (MPPT) do sistema fotovoltaico e de ajustar-se a esse ponto. (Villalva, Gazoli, 2012a; Greenpro, 2004) 29

Zilles et al. (2012), em seu livro "Sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica", esclarece que os inversores devem possuir controles que efetuem a desconexão e o isolamento dos módulos fotovoltaicos se a tensão e a frequência não estiverem dentro dos limites estabelecidos, além de sistemas de controle e proteção para desconexão quando o fornecimento de energia elétrica da concessionária falha ou é interrompida - mesmo que este seja capaz de suprir a demanda de energia local - , evitando o ilhamento do sistema fotovoltaico. O ilhamento não deve ocorrer, pois o sistema fotovoltaico em carga pode causar acidentes numa eventual manutenção interna da rede elétrica e no risco de segurança de pessoas, equipamentos e instalações quando do restabelecimento da alimentação da rede da concessionária. 2.1.1.3 Módulo Fotovoltaico Uma única célula fotovoltaica normalmente não supera a potência de 3 W e uma tensão entre 0,5 a 0,8 V (para células de silício), o que é insuficiente para a maioria das aplicações reais. Assim, é necessário agrupá-las formando um módulo fotovoltaico (Figura 10), que produz uma tensão total equivalente à soma das tensões individuais de cada célula. O módulo é composto por células conectadas em série e/ou paralelo para produzir tensão e correntes de forma que permitam o uso prático da energia produzida. Ele ainda serve como proteção às células quanto aos esforços mecânicos, intempéries e umidade que podem atingi-las, através de uma película de Etileno Acetato de Vinilo (EVA) - material flexível, translúcido e que não reflete a radiação solar -, assegurando o isolamento elétrico entre as células. Dependendo do tipo de célula a ser utilizada, os módulos podem ser rígidos, onde sua base normalmente é formada por uma ou mais lâminas de vidro temperado, com baixo teor de ferro; ou flexíveis, onde são colocadas molduras com perfis de alumínio, de forma que facilite sua instalação em painéis, ou mesmo sem moldura, para utilização como revestimento ou parte de uma construção. Tipicamente, os módulos têm 36, 54 ou 60 células e, da mesma forma que as células fotovoltaicas, eles também podem ser conectados em série e/ou paralelo. (Cresesb, 2014b; Carneiro, 2010)

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Figura 10 - Esquema das partes de um módulo fotovoltaico com células de Silício Cristalino

Fonte: Cresesb (2014b)

Um módulo fotovoltaico não se comporta como uma fonte elétrica convencional. O módulo fotovoltaico não apresenta uma tensão de saída constante nos seus terminais. A tensão elétrica depende da sua corrente e vice-versa. O ponto de operação do módulo fotovoltaico, ou seja, o valor da tensão e da corrente nos seus terminais depende do que está conectado aos seus terminais. Se conectarmos um aparelho que demanda muita corrente, a tensão de saída do módulo tenderá a cair. Por outro lado, se conectarmos uma carga que demanda pouca corrente, a tensão do módulo será mais elevada, tendendo à tensão de circuito aberto. (Villalva; Gazoli, 2012b, p. 76-77)

Quando vários módulos fotovoltaicos são agrupados, conectados em série e/ou em paralelo, forma-se o painel fotovoltaico. Cresesb (2014b) expõe que a conexão em série se dá através da ligação entre o terminal positivo de um módulo ao terminal negativo de outro módulo, somando-se suas tensões. No caso da conexão em paralelo, ocorre unindo-se os terminais positivos de todos os módulos entre si, assim como todos os seus terminais negativos, resultando na soma das correntes elétricas de cada módulo, sem alterar a tensão. Em último caso, quando a conexão é feita em série e em paralelo, somam-se a tensão e a corrente fornecida pelo conjunto.

31

Quando os painéis são formados por módulos fotovoltaicos de filmes finos, seu aspecto é uniforme, pois são formados por uma única célula com dimensões de acordo com o próprio módulo (Figura 11). Esse tipo de painel possui corrente de saída muito pequena, exigindo um número muito grande de conjuntos em paralelo para se obter a energia desejada.

Figura 11 - Painel Fotovoltaico formado por módulos fotovoltaicos de filmes finos

Fonte: Archiexpo (2014a)

Segundo Ribeiro (2002), o material semicondutor da célula presente no módulo fotovoltaico sofre variação em seu comportamento quando a temperatura ambiente se eleva. O aumento da temperatura causa o aquecimento da célula devido à dissipação parcial da energia solar absorvida e, por consequência, a diminuição da tensão gerada pelo módulo, provocando uma perda grande de potência, já que esta é obtida do produto entre a corrente elétrica e a tensão produzida. Outro fator que influencia no desempenho do módulo é a radiação solar, pois quanto menos luz irradiada, tanto menor será a corrente elétrica fornecida, prejudicando a sua potência. Além da temperatura e da radiação solar, outros fatores impactam no desempenho de geração máxima de energia elétrica do painel fotovoltaico, tais como: orientação do módulo, espaçamento entre módulos e sombreamento. 32

Tendo em vista a diversidade de tipos de células fotovoltaicas, as fabricantes decidiram definir dois padrões elétricos baseados na temperatura da célula de forma a facilitar a comparação entre seus produtos e o cálculo da geração de energia elétrica de qualquer módulo fotovoltaico: Standard Test Conditions (STC) e Normal Operation Cell Temperature (NOCT). O STC refere-se a um padrão de teste de módulos fotovoltaicos em laboratório sob condições de irradiância solar de 1000 Watts por metro quadrado, temperatura da célula em 25ºC e massa de ar em 1,5, representando o valor máximo de corrente elétrica produzido. Porém, os valores indicados pelo STC raramente são alcançados em serviço e a temperatura da célula normalmente será maior que 25ºC. Por isso, especifica-se a temperatura nominal de funcionamento da célula através do NOCT, baseada num nível de irradiância de 800 Watts por metro quadrado, temperatura de 20ºC e velocidade do ar em 1 metro por segundo. Nessas condições, a temperatura da célula solar foi padronizada em 48ºC. (Amsolar, 2014) 2.1.1.3.1 Inclinação e orientação de Módulos Fotovoltaicos Atualmente existem três configurações para fixação de um ou vários módulos fotovoltaicos: totalmente fixo, móvel em um eixo (seguidores de sol de um eixo) e móvel em dois eixos (seguidores de sol de duplo eixo). Totalmente fixo é o mais barato, mas é o que recebe menor radiação solar anual média, pois não tem como alterar sua posição em busca da melhor inclinação e orientação em relação aos raios solares, a não ser manualmente. Os seguidores de sol de um (Figura 12) ou dois eixos obtêm melhor aproveitamento da insolação, já que podem girar na horizontal (um eixo), em busca da posição do Sol de Leste a Oeste e na vertical (duplo eixo), alterando o ângulo de inclinação do módulo. A escolha de que tipo de fixação utilizar deve levar em consideração o custo-benefício da instalação, tendo em vista que os seguidores de sol necessitam de energia para funcionar e mão de obra especializada para operação e manutenção das partes mecânicas que se movem, bem como, dos sistemas eletrônicos de controle, encarecendo sua utilização. Em contrapartida, em determinadas situações, proporciona um ganho de até 30% de potência diária disponível. (Bohmer, 2006; Ceragioli, 1997)

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Figura 12 - Painel Fotovoltaico com seguidor solar de um eixo

Fonte: London Solar (2014)

O Ângulo de Inclinação (β) dos módulos fotovoltaicos fixos e de um eixo é um dos fatores mais importantes no desempenho do sistema, já que os raios solares incidem de forma diferente dependendo da época do ano e do local. Um ângulo corretamente determinado proporciona o máximo de aproveitamento dos raios solares, maximizando a produção de energia elétrica por parte do módulo. Para se determinar o ângulo de inclinação a ser adotado na instalação do sistema off-grid, Bosch (2014) apresenta a Tabela 2 que indica o ângulo de inclinação recomendado a partir da latitude geográfica do local desejado.

Tabela 2 - Ângulo de inclinação em relação à latitude geográfica

Latitude geográfica

Ângulo de inclinação

do local - L

recomendado - β

0º a 10º

α = 10º

11º a 20º

α = latitude

21º a 30º

α = latitude + 5º

31º a 40º

α = latitude + 10º

41º ou mais

α = latitude + 15º Fonte: Bosch (2014)

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No caso de sistemas grid-tie, o mercado fotovoltaico utiliza como padrão o ângulo de inclinação referente à maior média anual de irradiação solar diária média mensal.

O

site

da

Cresesb

(http://www.cresesb.cepel.br/sundata/index.php)

disponibiliza o programa SunData, baseado no banco de dados de valores médios de irradiação solar sobre o plano horizontal do Centro de Estudos de la Energia Solar, na Espanha, que contem informações de 350 pontos no Brasil e em países vizinhos. Inserindo as coordenadas do local desejado, o sistema apresenta a irradiação no plano inclinado e fornece a inclinação ideal do módulo fotovoltaico onde ocorre a maior média anual para a irradiação solar diária média mensal. Em relação à orientação do módulo fixo, deve-se sempre priorizar que sua face esteja voltada para o norte geográfico (ponto onde as linhas dos meridianos se encontram ao norte), pois é a melhor forma de aproveitar a luz solar durante o dia, já que haverá incidência durante todo esse período. Para as cidades que estão acima da linha do Equador, a orientação da face do módulo deve ser para o sul geográfico. 2.1.1.3.2 Sombreamento de Módulos Fotovoltaicos Quando se tem módulos fotovoltaicos instalados em fileiras (também conhecido como strings), deve-se verificar o efeito de sombreamento sobre eles, já que isso pode prejudicar o desempenho do sistema na geração de energia elétrica e até a sua própria segurança. Greenpro (2004) identifica três tipos de sombreamento que, segundo ele, podem causar uma redução anual de geração de energia no sistema entre 5 a 10%: • Sombreamento temporário; • Sombreamento devido à localização; e • Sombreamento devido às instalações do próprio imóvel. O sombreamento temporário é aquele que ocorre quando algo que não faz parte fixa da paisagem impede a captação dos raios solares por parte do módulo fotovoltaico (Figura 13), tais como: neve, folhas de árvores, dejetos de pássaros, poeira industrial, etc. Grande parte dessas interferências é eliminada com a chuva, desde que a inclinação do módulo seja no mínimo 12º, mas, em certos casos, é necessária interferência humana para limpeza. 35

Figura 13 - Sujeira sobre o módulo fotovoltaico obstruindo a passagem dos raios solares

Fonte: Consulente Energia (2014)

O sombreamento devido à localização é quando os módulos fotovoltaicos não recebem os raios solares devido a presença de obstáculos ao redor da instalação, tais como: prédios altos, árvores, antenas de celular, etc. Sombreamento devido às instalações do próprio imóvel compreende obstáculos existentes no local onde o sistema está instalado (Figura 14), tais como: chaminés, antenas de televisão, para-raios, antenas de satélite, etc.

Figura 14 - Sombra sobre os módulos fotovoltaicos

Fonte: Cubasolar (2014)

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Carneiro (2010) explica que o sombreamento causado por uma folha sobre uma célula faz com que ela passe a estar inversamente polarizada, atuando como uma resistência elétrica, ou seja, impedindo a passagem da corrente elétrica. Isso faz com que essa célula converta energia elétrica em calor, elevando a temperatura para valores que podem levar à destruição do módulo fotovoltaico. Por isso, é importante levantar possíveis obstáculos antes da instalação dos módulos, pois é possível resolver esse problema com a implantação de diodos de by-pass. Esses diodos ficam associados normalmente a cada 18 ou 20 células, desviando a corrente elétrica de células sombreadas, prevenindo o aparecimento de tensões inversas elevadas e fazendo com que a fileira de módulos fotovoltaicos trabalhe normalmente. Segundo Cortez (2012), há ainda outro fator relacionado ao sombreamento dos módulos fotovoltaicos: a distância entre cada fileira (Figura 15). A instalação do sistema fotovoltaico sempre prioriza a colocação do maior número possível de módulos na área disponível, tendo em vista que o fator área normalmente é restrito, mas há que se ter o cuidado para que esse fator não cause sombreamento nos módulos.

Figura 15 - Ilustração sobre a distância mínima entre módulos fotovoltaicos

Fonte: Renolit (2014)

Para se calcular a distância mínima entre fileiras de módulos fotovoltaicos (d) para que não ocorra sombreamento é necessário, inicialmente, determinar o ângulo de declinação solar, o ângulo da altura solar para a condição de maior sombreamento e o ângulo horário. 37

O ângulo de declinação solar (δ) é o ângulo formado pelos raios solares em relação ao plano do equador (Figura 16). Esse ângulo varia de -23,45º (solstício de verão no Hemisfério Sul: 21 de Dezembro) a +23,45º (solstício do inverno no Hemisfério Sul: 21 de Junho), de acordo com a época do ano. O solstício é o melhor dia para cálculo da declinação solar, pois apresenta a menor altura solar e o período de sol mais curto. O ângulo pode ser obtido através da Equação de Cooper (eq.1) demostrada abaixo: (Arava,2014; Barros, 2011) (1) Onde: • δ - Declinação Solar (em graus); e • N - Número do dia do ano contado a partir do dia 01 de Janeiro. Figura 16 - Ilustração do ângulo de incidência de raios solares em relação à Linha do Equador

Fonte: Meteoropole (2014)

O ângulo da altura solar (α) é o ângulo formado pelos raios solares e o plano horizontal do ponto que os observa (Figura 17). O seu valor depende da localização geográfica do observador e do ângulo de declinação solar (δ). Se esse observador está posicionado geograficamente próximo à linha do Equador, o sol estará mais alto em relação ao plano do observador. Já quem está próximo aos polos, vê o sol com altura menor em relação ao seu plano, mesmo durante o verão. (Villalva; Gazoli; 2012a) 38

Figura 17 - Ilustração do ângulo da altura solar em relação ao plano do observador

Fonte: Electrônica (2014)

O Ângulo da Altura Solar (α) pode ser calculado com a eq.2: (2) Onde: • L - Latitude; • δ - Ângulo de declinação solar; e • ώ - Ângulo horário. O Ângulo Horário (ώ) é o ângulo formado entre o meridiano do observador e o meridiano do Sol, medido a partir do plano do Equador e indica o ângulo em que ocorre a maior produção de energia durante o dia para um determinado local. Ao meio-dia o ângulo equivale a 0º e, a cada hora, adiciona-se 15º até um total de 180º positivo. Para horários antes do meio-dia, considera-se o ângulo negativo. O ângulo horário (ώ) pode ser calculado através da eq.3: (Souza, 2009) (3) Onde: • L - Latitude; e • δ - Ângulo de declinação solar. 39

Com as equações acima determinadas, é possível calcular a distância entre os módulos fotovoltaicos (d) através da eq.4: (Barros, 2011) (4)

Onde: • b - Largura do módulo fotovoltaico; • β - Ângulo de inclinação do módulo; e • α - Ângulo da altura solar. A distância (d) obtida representa a distância entre a borda do módulo fotovoltaico da primeira fila mais próxima ao plano horizontal onde está instalado e a borda do módulo da fileira seguinte também mais próxima a esse plano. Porém, entre esses dois pontos existe a projeção perpendicular do próprio módulo sobre o plano horizontal (p), exigindo, assim, que seja descontado da distância (d) o comprimento dessa projeção (Figura 18).

Figura 18 - Projeção do módulo fotovoltaico sobre o plano horizontal

Fonte: Adaptado de Barros (2011)

Após a definição da distância entre os módulos fotovoltaicos, faz-se necessário analisar se essa distância não é muito pequena para passagem de uma pessoa. Como os módulos podem necessitar de manutenção em algum momento, é preciso manter uma distância mínima de pelo menos 0,70 m para que uma pessoa possa se movimentar com facilidade entre cada fileira. 40

2.1.1.3.3 Características elétricas dos Módulos Fotovoltaicos De acordo com Villalva; Gazoli (2012a) e Cresesb (2004), um módulo normalmente é identificado pela sua potência elétrica de pico (Wp), a qual é obtida através de condições padrão de testes STC. Porém, esse não é o único valor que deve ser levado em consideração para escolha de um módulo fotovoltaico. Como as medidas de corrente elétrica e tensão elétrica variam de acordo com a condição de operação, ou seja, de acordo com o que está conectado em seus terminais, o ideal é que o módulo trabalhe num determinado ponto onde sua tensão - e respectiva corrente - extraia a sua potência máxima. Esse ponto representa a situação onde o módulo produzirá a maior energia possível, também na condição STC, e é chamado de Potência de Pico ou Máxima Potência (Pm ou Pmp). A Máxima Potência pode ser determinada através da elaboração da Curva Característica IxV (corrente elétrica versus tensão elétrica). Essa curva é obtida com a medição de corrente e tensão de acessórios conectados aos terminais do módulo. Quando se alteram esses acessórios, os valores de corrente e tensão também se alteram, permitindo elaborar um gráfico a partir desses valores (Figura 19). Para cada curva IxV há uma curva PxV, que apresenta a variação da potência do módulo em função de sua tensão.

Figura 19 - Curva Característica IxV e PxV de um módulo fotovoltaico

Fonte: Oliveira (2008)

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Com o gráfico elaborado, vários dados sobre o módulo fotovoltaico são obtidos: • Corrente de curto-circuito (Isc) - é a corrente elétrica que o módulo fotovoltaico consegue fornecer quando seus terminais estão em curtocircuito e é medida em Amperes (A). A corrente em curto-circuito é quando não existe tensão elétrica e a corrente do módulo alcança seu maior valor; • Tensão de circuito aberto (Voc) - é a tensão medida nos terminais do módulo quando não há nenhum aparelho ligado neles, ou seja, é a máxima tensão que o módulo pode fornecer. A tensão de circuito aberto é medida em Volts (V); • Corrente de máxima potência (Im ou Imp) - é a corrente nos terminais do módulo quando ele fornece a potência máxima na condição padrão de teste STC; • Tensão de máxima potência (Vm ou Vmp) - é a tensão nos terminais do módulo quando ele fornece a potência máxima na condição padrão de teste STC; e • Potência de pico ou máxima potência (Pm ou Pmp) - é a máxima potência que o módulo pode fornecer na condição padrão de teste STC. A Potência de pico pode ser determinada através da eq.5: (5) Além disso, outra informação referente à qualidade das células fotovoltaicas pode ser extraída, o Fator de Forma (FF). O Fator de Forma é representado por um retângulo que se inicia no Im e termina no Vm e, quanto mais próxima da forma retangular for a curva IxV, melhor é a qualidade das células utilizadas. Assim, é possível determinar a Eficiência de Conversão (η), em porcentagem, de um módulo fotovoltaico através da eq.6: (6)

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Onde: • Ap - área útil do módulo fotovoltaico em m²; e • 1000 - taxa de radiação solar padronizada de 1000 W/m² em STC. 2.1.1.3.4 Associação de Módulos Fotovoltaicos Semelhante às células solares, os módulos fotovoltaicos podem ser arranjados de forma que produzam a quantidade de energia elétrica desejada. Quando se necessita de tensões elevadas, arranjam-se os módulos em série e, quando se necessita de tensões mais baixas, arranjam-se em paralelo. Em alguns casos, quando se necessita aumentar a potência do sistema fotovoltaico, utilizam-se módulos em série e em paralelo. (Villalva, Gazoli, 2012a; Carneiro, 2010) • Associação de módulos em série - esse tipo de associação é conhecido como "fileira" e permite obter tensões mais elevadas sem alterar a corrente elétrica estipulada do módulo. Conforme a Figura 20, a corrente elétrica (I) permanece inalterada, enquanto que a tensão elétrica é somada em cada módulo. Deve-se tomar o cuidado de utilizar módulos do mesmo tipo, minimizando as perdas de potência.

Figura 20 - Ilustração de módulos fotovoltaicos associados em série

Fonte: Mpptsolar (2014a)

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• Associação de módulos em paralelo - esse tipo de associação (Figura 21) possibilita a obtenção de correntes mais elevadas, já que as correntes elétricas de cada módulo são somadas. Ao mesmo tempo, a tensão elétrica se mantem a mesma estipulada do módulo.

Figura 21 - Ilustração de módulos fotovoltaicos associados em paralelo

Fonte: Mpptsolar (2014b)

• Associação mista de módulos (série e paralelo) - esse tipo de associação (Figura 22) obtém as mesmas características das associações anteriores, ou seja, aumenta-se ao mesmo tempo a tensão elétrica e a corrente elétrica, produzindo uma potência elevada.

Figura 22 - Ilustração de módulos fotovoltaicos associados em série e em paralelo

Fonte: Mpptsolar (2014b)

44

2.1.1.3.5 Energia produzida pelos Módulos Fotovoltaicos Segundo Villalva; Gazoli (2012a), quando se tem informações sobre a radiação do sol disponível diariamente no local da instalação do sistema fotovoltaico, é possível calcular a energia produzida pelos módulos fotovoltaicos através do método da insolação. Com essa informação, calcula-se o sistema para extrair o máximo possível da energia solar até o limite da eficiência do módulo fotovoltaico. A Energia Produzida (Ep) pode ser expressa através da eq.7: (7) Onde: •

Es – Irradiação solar diária média mensal (Wh/m²/dia);

•

Am – Área da superfície do módulo (m²); e

• η – Eficiência de conversão do módulo fotovoltaico. Para se obter os valores de irradiação solar diária média mensal (Es) para o local onde se deseja instalar o sistema fotovoltaico, utiliza-se novamente o programa SunData, da Cresesb, conforme apresentado no item 2.1.1.3.1 - Inclinação e orientação de Módulos Fotovoltaicos. Porém, muitas vezes o resultado obtido para a Energia Produzida (Ep) pode ultrapassar o valor nominal de produção de energia do módulo fotovoltaico a ser utilizado, não permitindo alcançar o valor calculado. Para confirmar se o módulo produzirá a energia calculada, deve-se dividir o resultado encontrado pela quantidade de horas por dia em que há produção efetiva de energia, ou seja, quantidade de horas em que há irradiação solar (Hs). Se o valor encontrado for menor ou igual à Máxima Potência (Pm), conforme eq.8, significa que o módulo terá condições de gerar a energia calculada. (8)

A quantidade de horas diárias de irradiação solar (Hs) é um número que varia para cada mês do ano e pode ser determinado através do Atlas Solarimétrico do Brasil, que possui mapas do país para cada mês e também um mapa com a insolação diária anual média (Figura 23). 45

Figura 23 - Insolação diária, média anual no Brasil

Fonte: Tiba et al. (2000)

Finalmente, para se chegar à produção de energia de todo o sistema fotovoltaico (Eps), o valor encontrado para Ep deve ser multiplicado pela quantidade de módulos fotovoltaicos a ser instalada e pela eficiência de todo o sistema (eq.9). (9) Onde: •

Ep – Energia produzida pelo módulo diariamente (Wh/dia);

•

Nm – Número de módulos fotovoltaicos; e

•

ηs – Eficiência do sistema fotovoltaico (%). (Devido às perdas por temperatura das células fotovoltaicas, eficiência dos inversores fotovoltaicos, cabeamento, etc., o sistema não consegue produzir o seu valor nominal, por isso é adotada uma porcentagem de perda quando não se tem o cálculo completo de perdas no sistema). 46

2.1.1.3.6 Proteção dos Módulos Fotovoltaicos Miranda (2014) e Hecktheuer (2001) mencionam que os módulos fotovoltaicos necessitam de proteção para que possam alcançar o rendimento esperado e para evitar problemas durante a sua vida útil. Diferenças nas características elétricas das células e sombreamento dos módulos podem causar danos ao sistema, afetando a produção de energia elétrica. Por isso, utilizam-se dispositivos de proteção em locais estratégicos, tais como: • Diodo de by-pass - também chamado de Diodo de Desvio (Figura 24), é utilizado em associações de células fotovoltaicas em série e tem como função desviar a corrente produzida pelos outros módulos quando um deles possui algum problema. Em série, as células podem funcionar como carga para as outras células, dissipando uma potência muito alta sobre elas, acarretando seu aquecimento e podendo causar danos tanto a ela como a todo o módulo. • Diodo de bloqueio - também chamado de Diodo de Fileira (Figura 24), é utilizado em associações de células em paralelo e tem como função evitar curto-circuito e correntes inversas em fileiras causadas pela diferença de tensão dos módulos. • Fusível - é um dispositivo de segurança que impede que as células de um módulo fotovoltaico com menor tensão sofram danos, porém há perda de potência já que nesse trecho haverá corrente inversa. • Disjuntor - é utilizado para proteger o circuito contra sobrecarga ou curtos-circuitos através da identificação do valor da corrente elétrica que ultrapasse o limite máximo suportado pelo sistema. Quando o sistema fotovoltaico tiver associações em série e em paralelo, a proteção dos módulos poderá ser feita utilizando-se os diodos de by-pass e os diodos de bloqueio simultaneamente.

47

Figura 24 - Diodos de By-pass e Diodos de Bloqueio em um sistema fotovoltaico

Fonte: Eletronics Tutorials (2014)

Além dos diodos de by-pass e os diodos de bloqueio para proteção do sistema fotovoltaico, é necessária também a instalação dos Dispositivos de Proteção de Surto (DPS), que descarregam para a terra os pulsos de alta tensão causados pelas descargas atmosféricas (Figura 25). (Villalva, Gazoli, 2012a)

Figura 25 - Dispositivo de proteção contra surtos

Fonte: Schneider Electric (2014)

2.1.1.4 Aparelhos de medição da energia produzida A medição da energia fotovoltaica produzida pelo sistema pode ser feita através de contadores de kWh. Para quantificar a energia fornecida para a edificação, o contador é colocado após o inversor fotovoltaico e antes da chegada aos aparelhos consumidores. No caso de também injetar a energia do sistema na rede da concessionária, a quantificação dessa energia é feita através de um contador de kWh bidirecional entre a rede da concessionária e o ponto de fornecimento da edificação (Figura 26). (Zilles et al., 2012) 48

Figura 26 - Diagrama esquemático de um sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica

Fonte: Elaborada pelo Autor

2.1.2 Sistema Fotovoltaico no Mundo A utilização de fontes renováveis de energia tem crescido muito nas últimas décadas em todo o mundo. Vários fatores têm contribuído para isso, tais como: volatilidade do preço do petróleo, escassez de fontes de energia não-renováveis, aumento da poluição e consequentemente da camada de ozônio, aumento da demanda por energia elétrica devido ao crescimento econômico da população, leis ambientais mais rígidas, etc. Uma dessas fontes renováveis é a energia solar, que pode ser captada e convertida em energia elétrica através de módulos fotovoltaicos. De acordo com Epia (2014a), até o final de 2009, o mundo contava com mais de 23 GW de capacidade fotovoltaica instalada. A partir de então, esse número passou a aumentar consideravelmente, passando para 40,3 GW no ano seguinte e para 70,5 GW em 2011. Em 2012 foi alcançada a marca de 100 GW e, em 2013, já eram quase 140 GW instalados mundialmente (Figura 27). Essa quantidade de energia elétrica produzida através energia solar permite atender mais de 45 milhões de residências por ano.

49

Figura 27 - Evolução da capacidade fotovoltaica instalada em todo o mundo, de 2004 a 2013

Fonte: Ren21 (2014a)

Em 2013, a Europa continuava líder em capacidade fotovoltaica instalada, mas o que mais chama a atenção foi o crescimento das outras regiões entre 2010 e 2013, como a China e os países da Ásia e América. Mais precisamente de 2012 a 2013, os países fora da Europa praticamente dobraram sua capacidade instalada, passando de quase 30 GW para quase 60 GW (Figura 28).

Figura 28 - Evolução da capacidade fotovoltaica instalada em todo o mundo, de 2000 a 2013

Fonte: Epia (2014b)

50

A Abinee (2012), em seu estudo sobre o desenvolvimento da energia solar fotovoltaica no Brasil e sua introdução na matriz energética do país, cita que a Alemanha se tornou rapidamente um dos principais mercados da indústria fotovoltaica com a adoção do mecanismo feed-in tariff (FIT) ou Tarifa-Prêmio como forma de auxiliar no crescimento da utilização de fontes renováveis na geração de energia elétrica. Esse mecanismo - que estima o preço da energia produzida baseado no custo de produção de cada fonte renovável e vai reduzindo ao longo do tempo com a diminuição desses custos - se tornou popular após a reforma da lei Alemã de Energias Renováveis, em 2000, que garante incentivos para os produtores de energias não nocivas ao meio ambiente. Deutsche Welle (2014) acrescenta que o governo Alemão mudou sua política energética devido aos acontecimentos ocorridos com a usina nuclear de Fukushima, em 2011, no Japão. É unânime entre os partidos políticos e o Parlamento que, no mais tardar em 2022, não será mais produzida energia atômica na Alemanha, além da substituição do uso do carvão e do gás, nocivos ao meio ambiente. Na Índia, o programa Jawaharlal Nehru National Solar Mission utiliza o mecanismo de leilão e tem como objetivo tornar o país um dos líderes mundiais na indústria solar através de financiamento e leasing para a compra de módulos fotovoltaicos. Já a China implantou seu programa de incentivos à instalação de plantas fotovoltaicas em 2009 junto com o Solar Roofs Plan (Plano de Módulos Solares em Telhados), contando com subsídios de até 50% do valor investido no sistema fotovoltaico e de até 70% para os sistemas fora da rede elétrica (off grid). Em 2011, o governo implantou a Tarifa-Prêmio, reduzindo os preços de acordo com a diminuição dos custos de geração de energia. Os Estados Unidos contam com diversas formas de incentivo à utilização da tecnologia fotovoltaica para geração de energia elétrica, cujo objetivo é tornar esse tipo de energia competitiva em relação às demais através de seu desenvolvimento tecnológico. Cada Estado determina a forma de incentivo, que pode ser:

51

• Financiamento - empréstimo tomado diretamente de governos locais para compra de equipamentos que utilizem energia renovável ou melhorem a eficiência energética; • Incentivos tributários - são descontos em conta, taxas de juros mais baixas, empréstimos ou incentivos por desempenho, que chegam a cobrir de 20% a 50% do custo total do sistema; • Net metering - é um mecanismo de incentivo que se baseia na injeção do

excesso

produzido

pelo

consumidor

à

rede

elétrica

da

concessionária através de créditos em kWh. Esses créditos são utilizados para pagar a energia entregue pela concessionária nos momentos em que o sistema fotovoltaico do consumidor não está gerando energia elétrica; • Tarifa-Prêmio - semelhante ao mecanismo utilizado na Alemanha; e • Certificado de Energia Solar Renovável (SREC) - semelhante à TarifaPrêmio, mas o preço da energia elétrica gerada é determinado pelo mercado e não pelo governo. Em relação ao crescimento da quantidade de instalações fotovoltaicas no mundo (Figura 29), 2008 e 2009 foram os anos em que a tecnologia realmente começou a crescer, liderada pela Europa, com uma média de 7 GW de instalações. Já em 2010, houve um crescimento acelerado nas instalações em todas as regiões do mundo, principalmente na Europa, que passou de 5,8 GW para 13,6 GW. 2011 foi o ano em que se praticamente dobrou a quantidade de instalações fotovoltaicas instalada no mundo em relação ao ano anterior, mas que se manteve no mesmo valor de 30 GW no ano seguinte. O mais surpreendente é que, a partir de 2012, a Europa começou a diminuir a quantidade instalada anualmente, o que se acentuou em 2013, passando de 22 GW em 2011 para 11 GW em 2013. Outro fator importante foi o crescimento da China entre 2012 e 2013, que bateu o recorde mundial de instalações efetuadas chegando a quase 12 GW.

52

Figura 29 - Instalações fotovoltaicas realizadas em todo o mundo, de 2000 a 2013

Fonte: Epia (2014c)

Grande parte da queda ocorrida na Europa se deve ao fato da última crise econômica mundial ter afetado profundamente seus países, fazendo com que as instalações fotovoltaicas diminuíssem. Em contrapartida, países da Ásia, Oriente Médio e África demonstram um crescimento acentuado. Na China, a previsão era de instalar cerca de 6 GW no ano de 2013, mas alcançou o incrível número de 11,8 GW, principalmente devido aos incentivos do governo à instalação residencial e às medidas tarifárias de outros países em relação aos seus módulos fotovoltaicos, forçando a utilização dentro do próprio país. (Power Clouds, 2004) A China também vem se destacando na produção de células solares, já que quatro das seis maiores empresas produtoras mundiais estão estabelecidas ali. Em 2010, quase metade de toda a produção mundial foi realizada na China, faturando mais de US$ 8,4 bilhões ou 19% do total mundial. (Abdi, 2012) 53

Figura 30 - Produção mundial de células solares, de 1999 a 2010

Fonte: Hering (2011)

Segundo a Ren21 (2014b), em 2013 estima-se que foram produzidos 43 GW de células de silício cristalino e 47 GW de módulos fotovoltaicos, que representam um aumento de 20% em relação ao ano anterior. Nesse ano a China continuou responsável pela maior parte da produção mundial de módulos fotovoltaicos (67%) e a Europa permaneceu na sua linha descendente, produzindo apenas 9% do total mundial. O Japão se manteve em 5% e os EUA em 2,6%, sendo que 39% da produção americana foi de filmes finos. As empresas chinesas Yingli Green Energy e Trina Solar foram as principais fabricantes de módulos fotovoltaicos em 2013 (Figura 31), seguidas por empresas do Canadá (Canadian Solar), outras da China (Jinko Solar, ReneSola, Hanwha SolarOne e JA Solar), do Japão (Sharp Solar e Kyocera) e dos EUA (First Solar).

54

Figura 31 - Maiores fabricantes de módulos fotovoltaicos em 2013

Fonte: Clean Technica (2014)

A consolidação dessas empresas continuou forte em 2013 através de fusões e aquisições, e com o fechamento ou falência de outras empresas, como os fabricantes de CIGs que enfrentaram dificuldades em permanecer no mercado devido à baixa de preços do silício e do desequilíbrio entre oferta e procura causado pelo incentivo agressivo do governo chinês na produção fotovoltaica interna. As maiores empresas também estão buscando parcerias estratégicas para avançar em novas tecnologias e expandir seus mercados, tais como: • A First Solar adquiriu da GE (General Electric) a divisão de fabricação de células com telureto de cádmio; • A First Solar e a GE anunciaram parceria para promoção de filmes finos; • A SolarCity, situada nos Estados Unidos, uniu-se com a American Honda e BMW para produzir energia solar fotovoltaica mais barata para proprietários de veículos híbridos e elétricos; e • A Hanergy se uniu à varejista IKEA para oferecer serviços de instalação de sistemas fotovoltaicos para clientes do Reino Unido.

55

2.1.3 Sistema Fotovoltaico no Brasil Segundo a Abinee (2012), o uso da energia solar fotovoltaica no Brasil começou nos anos 1990 após a instituição da Lei da Informática. Essa lei, que estabelecia barreiras alfandegárias à importação de equipamentos de informática com objetivo de desenvolver a indústria nacional - o que acabou protegendo os equipamentos fotovoltaicos por empregarem silício monocristalino nas células solares -, proporcionou a instalação da empresa Heliodinâmica, que produzia módulos fotovoltaicos para aplicação em sistemas fotovoltaicos isolados. Em 1994, criou-se o Programa de Desenvolvimento Energético de Estados e Municípios (PRODEEM), que promoveu a aquisição de módulos fotovoltaicos através de licitações internacionais, instalando 5 MWp em aproximadamente 7 mil comunidades em todo o país. Em abril de 2002 foi estabelecido o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), mas que não contemplava a energia solar fotovoltaica como fonte alternativa. Isso ocorreu pelo fato de que o PROINFA tinha como foco atender ao Sistema Interligado Nacional (SIN) e, naquele momento, grande parte das instalações fotovoltaicas se dava em locais isolados, sem ligação a esse sistema. No ano de 2004, o PRODEEM foi inserido no Programa Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica, também conhecido como Programa Luz para Todos, que tinha como objetivo levar energia elétrica a todo o meio rural brasileiro - aproximadamente 2,5 milhões de famílias - até o ano de 2008 (em 28 de abril de 2008, o governo federal estendeu esse prazo para 2010 devido a atrasos na ligação de novos consumidores e à quantidade de pedidos acima do esperado). Em 2008, conforme estudo denominado "Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica no Brasil: Panorama da Atual Legislação", o Brasil contava com aplicações fotovoltaicas autônomas nas áreas de telecomunicação, eletrificação rural, serviços públicos e bombeamento de água, com uma potência total instalada estimada em 20 MW e 0,153 MWp em sistemas fotovoltaicos conectados à rede. (Varella, Cavaliero, Silva, 2008; IEI - International Energy Iniciative, 2009)

56

Através do estudo realizado em 2009 pelo Ministério de Minas e Energia (2009) denominado "Estudo e propostas de utilização de geração fotovoltaica conectada à rede, em particular em edificações urbanas", até aquele momento havia somente 29 unidades de geração fotovoltaica distribuída, num total de 157 kWp, instaladas em sua maioria em centros de pesquisa e universidades para pesquisa e desenvolvimento. A conclusão deste estudo foi de que deveria haver uma discussão estratégica a nível governamental para estabelecimento de uma proposta objetiva de incentivos econômicos à inserção da tecnologia solar fotovoltaica conectada à rede, propondo a adoção de tarifa-prêmio onde o usuário vende a energia elétrica produzida e não utilizada pelo seu sistema fotovoltaico, e a inserção do tema ao rol de tecnologias que a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) considera estratégicas no contexto de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) do setor elétrico. 2010 foi o ano em que o Centro de Gestão e Estudos Estratégicos (CGEE) publicou o trabalho denominado "Energia Solar Fotovoltaica no Brasil - Subsídios para tomada de decisão", derivado de documentos elaborados em 2008 e 2009. Esse trabalho teve como objetivo dar subsídios e propor ações aos tomadores de decisão quanto ao estabelecimento e à sustentabilidade do empreendimento fotovoltaico no Brasil, chegando a quatro propostas principais: • Incentivo à pesquisa e à inovação tecnológica; • Criação de mercado consumidor; • Estabelecimento de indústrias de células solares e de módulos fotovoltaicos; e • Estabelecimento de indústrias de silício grau solar e grau eletrônico. Nessa época, o trabalho já mencionava o crescimento das instalações fotovoltaicas no mundo e a necessidade do Brasil se posicionar rapidamente quanto à utilização dessa tecnologia, de forma a garantir seu espaço estratégico mundial na utilização de fontes renováveis para geração de energia. Além disso, igualmente ao estudo do Ministério de Minas e Energia, recomendava a aplicação da energia solar fotovoltaica conectada à rede elétrica brasileira e não somente em aplicações isoladas, como vinha ocorrendo no país quase em sua totalidade.

57

Segundo a Abinee (2012), esse crescimento e a diminuição nos preços dos módulos fotovoltaicos no mundo foram os principais fatores que fizeram com que a ANEEL percebesse a necessidade de criar regulamentos a fim de favorecer a implantação dessa tecnologia no Brasil. Para isso, a Agência publicou em 2011 a chamada pública n.º 013/2011 intitulada "Arranjos técnicos e comerciais para inserção da geração solar fotovoltaica na matriz energética brasileira", que aprovou dezoito projetos que totalizavam um investimento previsto de quase 400 milhões de reais num prazo de três anos. Esses projetos contaram com o envolvimento de 96 empresas, 62 instituições de ensino e pesquisa e 584 pesquisadores, sendo que cinco desses projetos tiveram a participação da empresa brasileira Tecnometal que fabrica módulos fotovoltaicos desde 2011 em Campinas - SP. O ano de 2012 foi um marco no setor de energia solar fotovoltaica brasileiro devido a publicação da Resolução Normativa n.º 482, de 17/04/2012, que estabelece condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuído aos sistemas de distribuição de energia elétrica e o sistema de compensação de energia elétrica conhecido como net metering. Além dessa resolução, a ANEEL publicou: • Resolução n.º 481, de 17/04/2012, que altera o desconto de 50% para 80% nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão para usinas com fonte solar, válido nos primeiros 10 anos de operação; e • Resolução n.º 493, de 05/06/2012, que estabelece procedimentos e condições de fornecimento por Microssistema Isolado de Geração e Distribuição de Energia Elétrica - MIGDI ou Sistema Individual de Geração de Energia Elétrica com Fonte Intermitente - SIGFI. Ainda sobre a Resolução n.º 482, ficou definida como microgeração distribuída a central geradora de energia elétrica com potência instalada menor ou igual a 100 kW e como minigeração distribuída a central geradora com potência instalada superior a 100 kW e menor ou igual a 1 MW, ambas conectadas à rede de distribuição através de unidades consumidoras. Além disso, o sistema de compensação permitirá injetar na rede elétrica da concessionária o excesso produzido pelo sistema fotovoltaico, recebendo por isso créditos em kWh na conta de luz. (Agência Nacional de Energia Elétrica, 2012b) 58

Em novembro de 2012, a ANEEL concluiu que essa resolução precisava de modificações com objetivo de clarear dúvidas relacionadas à questão jurídica do sistema de compensação de energia elétrica, ao próprio sistema de compensação em unidades consumidoras de mesma titularidade, à dispensa da assinatura de contratos, à ordem de compensação dos créditos de energia ativa e à aplicação da relação entre as tarifas de energia. Para isso, instaurou a Audiência Pública n.º 100/2012 com intuito de obter subsídios e informações para aprimoramento da proposta de retificação da Resolução n.º 482/2012, a qual recebeu 162 contribuições de 42 agentes (distribuidoras, consumidores, fabricantes, associações, consultores, acadêmicos, estudantes e interessados pelo tema). A audiência resultou na utilização de 40% de todas as contribuições feitas, total ou parcialmente, e a retificação da resolução se deu em 11 de dezembro do mesmo ano através da Resolução Normativa n.º 517. (Agência Nacional de Energia Elétrica, 2012c) A Empresa de Pesquisa Energética - EPE (2012), ligada ao Ministério de Minas e Energia, publicou em 2012 uma nota técnica chamada "Análise da Inserção da Geração Solar na Matriz Elétrica Brasileira", a qual concluiu que a implantação da geração distribuída estava próxima da viabilidade econômica e, para que houvesse uma redução mais significativa nos custos de produção, era necessário estimular o desenvolvimento do mercado para a energia solar através de incentivos fiscais e linhas de financiamento. Além disso, propunha a contratação de geração fotovoltaica centralizada utilizando leilões específicos, o que ajudaria a impulsionar o desenvolvimento dessa cadeia produtiva. Mesmo com todos esses estudos e a publicação da Resolução Normativa n.º 482, a tecnologia fotovoltaica não tem crescido no Brasil como ocorre mundialmente. Como pode ser visto na Figura 32, a matriz energética brasileira em 2014 é praticamente hidráulica e térmica, sendo que a eólica e a solar têm pouquíssima representatividade.

59

Figura 32 - Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil

Fonte: Ministério de Minas e Energia (2014)

O motivo dessa falta de crescimento da tecnologia fotovoltaica no Brasil se deve a demora na criação de regras por parte do governo para sua utilização e a falta de uma política pública de incentivos fiscais e de linhas de financiamento. Segundo a Neoenergia (2014), o Brasil conta com mais de mil usinas hidrelétricas e quase duas mil usinas termelétricas, que deixam o governo em uma situação confortável em relação a geração de energia elétrica, deixando de lado possíveis alternativas renováveis para aumentar a capacidade de sua matriz energética. Mas a diminuição dos níveis dos reservatórios de água, a diminuição na quantidade de chuvas e o preço elevado cobrado por megawatt-hora (MWh) pelo uso das termelétricas têm mostrado que é preciso repensar a matriz energética brasileira. O país está repleto de rios para produção de energia elétrica pelo modelo hidrelétrico, mas também conta com uma capacidade de geração à partir da energia solar muito maior que a registrada em países europeus. Pereira et al. (2006), no Atlas Brasileiro de Energia Solar, registra esse fato com as seguintes palavras:

60

Apesar das diferentes características climáticas observadas no Brasil, podese observar que a média anual de irradiação global apresenta boa uniformidade, com médias anuais relativamente altas em todo país. O valor máximo de irradiação global – 6,5 kWh/m2– ocorre no norte do estado da Bahia, próximo à fronteira com o estado do Piauí. Essa área apresenta um clima semiárido com baixa precipitação ao longo do ano (aproximadamente 300 mm/ano) e a média anual de cobertura de nuvens mais baixa do Brasil. A menor irradiação solar global – 4,25 kWh/m2 – ocorre no litoral norte de Santa Catarina, caracterizado pela ocorrência de precipitação bem distribuída ao longo do ano. Os valores de irradiação solar global incidente em qualquer região do território brasileiro (4200-6700 Wh/m2) são superiores aos da maioria dos países da União Europeia, como Alemanha (900-1250 Wh/m2), França (900-1650 Wh/m2) e Espanha (1200-1850 Wh/m2), onde projetos para aproveitamento de recursos solares, alguns contando

com

fortes

incentivos

governamentais,

são

amplamente

disseminados.

Villalva; Gazoli (2012a) reforça que o sistema fotovoltaico ligado à rede elétrica numa área urbana produz eletricidade a um custo muito competitivo, principalmente quando se considera a inflação do preço da energia elétrica da concessionária. Como a energia elétrica produzida pelo sistema não sofre aumento de preço e ainda pode ser produzida por pelo menos 25 anos - tempo mínimo de vida útil das células fotovoltaicas -, o usuário pode utilizar o valor a menos na conta de luz para pagar o próprio investimento realizado na sua implantação. Mesmo com o tempo de retorno ainda longo para implantação de um sistema fotovoltaico e a falta de incentivos fiscais e financiamento por parte do governo, a Resolução Normativa n.º 482 da ANEEL abriu as portas para que os usuários começassem a se aventurar nessa área. No Rio de Janeiro, por exemplo, começou a funcionar no bairro de Santa Teresa, em agosto de 2013, a primeira unidade de microgeração de energia elétrica interligada à rede da Light, concessionária que atua no município (Figura 33). O proprietário alemão Hans Rauschmayer gastou cerca de R$ 20 mil na instalação de um sistema fotovoltaico policristalino composto por nove módulos de 235 Wp e área de 1,5 m², que rendeu, nos dois primeiros meses de utilização, uma diminuição na conta de luz de R$ 182 para R$ 76 e de R$ 198 para R$ 85, respectivamente. (Piniweb, 2014; Folha de São Paulo, 2014a) 61

Figura 33 - Primeiro sistema solar fotovoltaico ligado à rede elétrica no Rio de Janeiro

Fonte: Piniweb (2014)

Outro exemplo vem do Distrito Federal, onde o servidor público Carlos Eduardo Tiusso foi o primeiro morador a instalar o sistema fotovoltaico com medição bidirecional de energia domiciliar ao custo de R$ 16,5 mil (Figura 34). Numa casa de 430 m² com quatro suítes no bairro Jardim Botânico, o sistema permite uma economia de até 70% na conta de luz e a expectativa é que o valor investido retorne em oito anos. (G1, 2014)

Figura 34 - Primeiro sistema solar fotovoltaico ligado à rede elétrica no Distrito Federal

Fonte: G1 (2014)

62

E não são apenas sistemas fotovoltaicos de pequeno porte que estão sendo implantados no país. A Eletrobras Eletrosul, por exemplo, transformou sua sede administrativa, em Florianópolis, no maior complexo de geração fotovoltaica integrado a um edifício na América Latina (Figura 35). A usina se chama Megawatt Solar e produz 1 MWp de energia com seus 4,2 mil módulos fotovoltaicos instalados numa área de 8,3 mil m², o que representa o atendimento a aproximadamente 540 residências. Esse projeto teve a parceria do governo da Alemanha através do banco KfW, que financiou o valor de R$ 9,5 milhões (investimento total) e da Cooperação Alemã para o Desenvolvimento Sustentável. A Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC) e o Instituto para o Desenvolvimento de Energias Alternativas na América Latina (IDEAL) também participaram da concepção e viabilização da usina. (Rio Capital da Energia, 2014)

Figura 35 - Sede da Eletrobras Eletrosul com a instalação da Usina Megawatt Solar

Fonte: Rio Capital da Energia (2014)

63

A ilha de Fernando de Noronha (PE) também vem sendo campo de pesquisas para a Companhia Energética de Pernambuco (Celpe) na área de energia solar. Resultado disso é a instalação, em julho de 2014, de uma usina fotovoltaica com 1.644 painéis de silício policristalino, gerando uma média mensal de 50 MWh, ou 4% do consumo da ilha (Figura 36). A usina teve custo de R$ 5 milhões para a empresa, que atenderá 80% da energia consumida pela Aeronáutica e os 20% restantes serão distribuídos à ilha. Além disso, em breve serão iniciadas as obras de uma segunda usina com capacidade média de 64,75 MWh mensal, passando a atender 65% da energia consumida pelos prédios públicos da ilha. (Folha de São Paulo, 2014b)

Figura 36 - Usina solar fotovoltaica na ilha de Fernando de Noronha

Fonte: Folha de São Paulo (2014b)

A energia solar fotovoltaica também vem ganhando espaço através dos leilões que o governo federal vem fazendo. Em 2013, dois leilões tiveram a participação de empreendimentos solares mas, devido a presença de energias renováveis com preço mais competitivo, para nenhum deles a energia foi vendida. Diferente de 2013, o ano de 2014 pode ser um novo marco devido ao leilão federal que ocorrerá em outubro. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) cadastrou 1.034 empreendimentos interessados neste leilão, com uma oferta total de 26.297 megawatts de capacidade instalada. Desses, 400 foram projetos de energia solar, totalizando mais de 10 mil MW de capacidade instalada a serem entregues a partir de 2017, equivalente a quase uma usina hidrelétrica como Belo Monte. (EPE, 2014) 64

2.2 RESERVATÓRIOS DE ÁGUA DA SABESP A SABESP é uma empresa de saneamento ambiental e tem como foco o tratamento de água, tratamento de esgotos, distribuição de água e coleta de esgotos. Na área de distribuição de água, a empresa conta com 2.284 reservatórios distribuídos nos 364 municípios do Estado de São Paulo em que ela atua (Figura 37).

Figura 37 - Municípios operados pela Sabesp na Diretoria de Sistemas Regionais (R) e na Diretoria Metropolitana (M)

Fonte: SIGNOS - Sistema de Informações Geográficas da SABESP

Se observarmos somente os reservatórios dentro da área de atuação da Diretoria Metropolitana (M) (Figura 38), são 405 estruturas construídas para o armazenamento de água tratada. (SABESP, 2014a)

65

Figura 38 - Locais onde existem reservatórios de água na área de atuação da M

Fonte: SIGNOS

As estruturas para armazenamento de água podem ter as seguintes características: • Formato: circular, quadrado ou retangular (Figura 39 e 40); • Material de construção: concreto armado (Figura 39) ou metálico (Figura 42); e • Posição no terreno: elevadas (Figura 41), enterradas (Figura 40), semienterradas ou apoiadas (Figura 39 e 40).

Figura 39 - Reservatório de água circular de concreto armado e apoiado

Fonte SABESP

66

Figura 40 - Reservatório de água retangular de concreto armado e enterrado

Fonte SABESP

Figura 41 - Reservatório de água circular de concreto armado e elevado

Fonte SABESP

Figura 42 - Reservatório de água circular metálico e apoiado

Fonte SABESP

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Quanto a sua cobertura, os reservatórios de água podem ter: • Cobertura piramidal para reservatórios elevados - os reservatórios elevados ou torres (Figura 43), como são conhecidos, são muito altos (aproximadamente 30 metros), possuem uma cobertura de concreto com formato de pirâmide e seu diâmetro varia em torno de 20 metros.

Figura 43 - Reservatório de água elevado ou torre, com cobertura piramidal

Fonte: SABESP

68

• Cobertura convexa para reservatórios metálicos - os reservatórios metálicos possuem uma cobertura convexa com estrutura em alumínio e diâmetro que varia entre 20 e 50 metros (Figura 44).

Figura 44 - Cobertura de um reservatório de água metálico em construção

Fonte: SABESP

• Cobertura circular - os reservatórios em formato circular (Figura 45) possuem uma cobertura plana em concreto com diâmetro que varia de 20 a 50 metros.

Figura 45 - Reservatório de água circular

Fonte: SABESP

69

• Cobertura retangular - os reservatórios em formato retangular (Figura 46) possuem uma cobertura plana em concreto, que pode ter diversos tamanhos (comprimento e largura) dependendo do volume de água necessário para armazenamento e do tamanho do terreno em que se encontra.

Figura 46 - Cobertura de um reservatório de água retangular

Fonte: SABESP

2.3 ESTAÇÕES ELEVATÓRIAS DE ÁGUA DA SABESP A estação elevatória de água (EEA) ou estação de bombeamento (Figura 47) é uma instalação que tem como objetivo levar a água que chega até suas bombas hidráulicas numa determinada cota altimétrica para um local numa cota superior a essa. Ela é implantada quando se necessita abastecer áreas com cotas altimétricas maiores que a cota máxima de armazenamento do reservatório de água, denominadas "Zona Alta". Áreas com cotas inferiores à do reservatório denominadas "Zona Baixa" - são abastecidas por gravidade, não necessitando de EEA. Normalmente é construída na mesma propriedade onde o reservatório está instalado, de forma a otimizar o espaço existente e a operação técnica do sistema.

70

Figura 47 - Vista interna da EEA Anchieta, em Itaquera - SP

Fonte: SABESP

Na SABESP, a EEA pode recalcar água bruta, água tratada e água de reuso. Quando recalca água bruta, a estação é denominada Estação Elevatória de Água Bruta (EEAB) e quando recalca água tratada, é denominada Estação Elevatória de Água (EEA) ou Estação Elevatória de Água Tratada (EEAT). Além disso, quando é construída numa propriedade sem a presença de um reservatório, ou seja, levando água de um reservatório para outro, ela recebe o nome de Booster. A EEA possui os seguintes componentes: • Estrutural: é a estrutura física, ou seja, pilares, vigas e paredes (Figura 48);

Figura 48 - Estrutura física da EEA Anchieta

Fonte: SABESP

71

• Hidráulica: formada pela tubulação de entrada - sucção - (Figura 49), tubulação de saída - recalque - (Figura 50) e demais peças de segurança do sistema (válvula de controle, válvula de retenção, ventosa, etc);

Figura 49 - Parte da estrutura hidráulica de sucção da EEA Anchieta

Fonte: SABESP

Figura 50 - Parte da estrutura hidráulica de recalque da EEA Anchieta

Fonte: SABESP

72

• Elétrica e Mecânica: bomba e motor (Figura 51), painel de controle (Figura 52), painel transformador e linhas de transmissão de energia elétrica.

Figura 51 - Bomba e motor instalados na EEA Anchieta

Fonte: SABESP

Figura 52 - Painel de controle dos conjuntos motor bomba da EEA Anchieta

Fonte: SABESP

73

A SABESP, dentro da área de atuação da M e sob responsabilidade da Unidade de Negócio de Produção de Água da Metropolitana (MA), possui atualmente 125 EEAs em operação, conforme apresentado na Figura 53, e são utilizadas para bombeamento de água bruta, para lavagem de filtros em estações de tratamento de água - ETA, para abastecimento de reservatórios e para abastecimento direto dos consumidores.

Figura 53 - EEAs dentro da área de atuação da M e operadas pela MA

Fonte: SABESP

As bombas instaladas numa EEA normalmente estão programadas para alcançar seu rendimento máximo, garantindo a máxima vazão possível. Porém, durante as vinte e quatro horas do dia, nem sempre há necessidade de se manter a vazão máxima, pois a demanda varia nesse período. Isso acarreta problemas como pressão muito alta nas tubulações (causando possíveis perdas de água) e gasto de energia para manter todas as bombas funcionando. Para contornar esses problemas, a SABESP vem instalando em suas EEAs um aparelho chamado Inversor de Frequência, que tem como função regular a tensão elétrica e a frequência do motor, diminuindo as suas rotações e possibilitando economizar energia elétrica nos horários de pico e de maior demanda de funcionamento do conjunto, quando a tarifa da concessionária é mais alta. 74

O motor é parte integrante da bomba e tem como função transformar energia elétrica em energia mecânica. Os tipos mais comuns são os motores de corrente contínua e os motores de corrente alternada. Os motores de corrente contínua são utilizados quando se necessita de controle preciso de velocidade, mas, devido ao seu alto custo, são usados somente em casos especiais. Os motores de corrente alternada são os mais utilizados, já que a energia vendida pela concessionária é entregue em corrente alternada, não necessitando de aparelhos para conversão de corrente (Tsutiya, 2006). O fornecimento da energia elétrica para os motores é feito através de contrato estabelecido com a concessionária que atua no município em que a EEA está localizada. O contrato permite que a SABESP utilize uma determinada demanda de energia por um valor mais baixo que a utilizada para usuários residenciais. Além disso, os valores são diversificados de acordo com o horário de utilização (horário de ponta e região), o que permite às equipes de operação da EEA programar as bombas para funcionarem, sempre que possível, em horários com custo de energia elétrica mais baixo. Mesmo com um contrato diferenciado, o valor pago pela SABESP às concessionárias de energia elétrica anualmente é a sua terceira maior despesa (Revista DAE, 2014). Sabendo disso, o corpo técnico da empresa tem desenvolvido várias ações em busca de sua diminuição, tais como: • Revisão dos contratos de energia elétrica; • Mudança na Classe de Tensão de estações operacionais; • Construção de Pequenas Centrais Hidroelétricas (PCHs); • Construção de Pequenas Centrais Térmicas; • Geração de energia elétrica através do biogás; e • Uso da energia solar em Estações de Tratamento de Água (ETA) e Estações de Tratamento de Esgotos (ETE) na área de atuação da Diretoria de Sistemas Regionais (R).

75

3 METODOLOGIA Devido à quantidade de EEAs e reservatórios de água existentes na área de atuação da M e operados pela MA, foi necessário criar alguns critérios para a escolha do local ideal para realização deste trabalho. Assim, ficou definido que: 1. A propriedade onde está construído o reservatório de água deve possuir uma estação elevatória de água; 2. O reservatório de água deve ser retangular; 3. O reservatório de água deve ser de concreto armado; 4. A face superior da cobertura do reservatório de água deve ser plana; e 5. A propriedade onde se encontra o reservatório não deve possuir grandes interferências que causem sombra sobre a sua cobertura; Os critérios acima foram cruzados com uma lista contendo as quarenta EEAs mais consumidoras de energia elétrica em kWh na MA, conforme Figura 54.

Figura 54 - Maiores EEAs consumidoras de energia elétrica na MA, em 2013

Fonte: SABESP

Através do cruzamento dos critérios adotados com a lista das EEAs mais consumidoras de energia elétrica, foi possível identificar que o melhor local para a análise seria a propriedade onde se encontram o Reservatório Mutinga e a EEA Mutinga, no município de Osasco (Figura 55).

76

Figura 55 - Área onde se encontram o Reservatório Mutinga e a EEA Mutinga

Fonte: SABESP

Optou-se, também, por não utilizar na avaliação o uso de baterias para armazenamento da energia elétrica produzida pelo sistema fotovoltaico, pois as EEAs da MA estão em locais com acesso à rede pública de eletricidade. 3.1 RESERVATÓRIO MUTINGA O Reservatório Mutinga está situado no município de Osasco, na Rua Francisco Morato, número 100 e possui uma capacidade total de 20.000 m³ de armazenamento de água dividida em duas câmaras internas (Figura 56). O reservatório é de concreto armado apoiado no terreno, tem formato retangular e sua cobertura é plana. Além desse reservatório, na mesma propriedade há um reservatório elevado (torre) que está desativado, com capacidade de 500 m³.

Figura 56 - Perfil das duas câmaras internas do Reservatório Mutinga

Fonte: SABESP

77

A estrutura do reservatório retangular possui uma dimensão de 61,80 m de comprimento por 41,30 m de largura, ou seja, 2.552,34 m² de área. Internamente há uma parede, também em concreto armado, que divide igualmente o reservatório em duas câmaras (Figura 57).

Figura 57 - Planta baixa da estrutura do Reservatório Mutinga

Fonte: SABESP

Essa estrutura possui cento e quarenta pilares com base de 0,80 x 0,80 m, sendo Ø 0,40 m quando circular da base até a laje e 0,45 x 0,45 m quando quadrado da base até a laje (Figura 58). Além disso, possui dois acessos pela cobertura de 1,00 x 1,00 m.

78

Figura 58 - Pilares dentro do Reservatório Mutinga

Fonte: SABESP

A laje do reservatório é plana e em concreto armado (Figura 59) com espessura de 0,20 m. Em relação à sobrecarga, a laje de cobertura de reservatórios da SABESP segue a exigência da Norma Técnica 6120 da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), que considera uma carga mínima acidental de 50 Kgf/m².

Figura 59 - Vista externa da laje do Reservatório Mutinga

Fonte: SABESP

O recuo apresentado em planta, onde estão as tubulações de saída, extravasor e descarga do reservatório (Figura 60), fica abaixo da laje, não interferindo na geometria retangular da cobertura. 79

Figura 60 - Vista do recuo existente no Reservatório Mutinga

Fonte: SABESP

3.2 ESTAÇÃO ELEVATÓRIA DE ÁGUA MUTINGA A EEA Mutinga está instalada na mesma propriedade onde se encontra o Reservatório Mutinga e tem como dimensão 25,20 m de comprimento por 8,70 m de largura. Sua estrutura é composta por pilares e vigas pré-moldadas em concreto armado e as paredes são em alvenaria convencional (Figura 61).

Figura 61 - Vista externa da EEA Mutinga

Fonte: SABESP

Nos anos de 2011, 2012 e 2013, a EEA Mutinga teve um consumo médio mensal de energia elétrica de 196.150 KWh e um gasto médio mensal de R$ 48.504,67, conforme apresentado na Tabela 3. 80

Tabela 3 - Consumo e custo mensais de energia elétrica da EEA Mutinga, de 2011 a 2013

Fonte: SABESP

Internamente a EEA Mutinga conta com quatro conjuntos motor bomba interligados à tubulação de sucção de Ø400 mm, em ferro fundido, e à tubulação de recalque de Ø300 mm, também em ferro fundido (Figura 62). Esses conjuntos estão protegidos por válvulas do tipo borboleta na tubulação de sucção e na tubulação de recalque, e válvulas de retenção na tubulação de recalque, que funcionam como segurança do sistema contra sobrepressão e refluxo da água. O refluxo da água ou retorno da água pode gerar o "Golpe de Ariéte", que ocorre após a parada da bomba, quando a água recalcada retorna em direção a ela, podendo danificar as pás do rotor da bomba devido a sua grande massa e alta velocidade.

Figura 62 - Instalação hidráulica da EEA Mutinga

Fonte: SABESP

81

Dos quatro conjuntos motor bomba, somente três permanecem em operação. Um dos conjuntos permanece desligado por estratégia da área de operação da EEA Mutinga (Figura 63), para que, se houver um problema ou necessidade de desligamento de qualquer outro grupo, esse quarto grupo possa entrar em operação.

Figura 63 - Um dos conjuntos motor bomba instalado na EEA Mutinga

Fonte: SABESP

Conforme Tabela 4, os conjuntos motor bomba instalados na EEA Mutinga possuem as seguintes características técnicas:

Tabela 4 - Dados técnicos dos conjuntos motor bomba da EEA Mutinga

Potência

Vazão

Tensão do

Inversor de

(cv)

(m³/h)

motor (V)

Frequência

1

175

666

440

Sim

2

175

612

440

Sim

3

175

666

440

Sim

4

175

666

440

Sim

Conjunto

Fonte: SABESP

Todos os conjuntos motor bomba são controlados através de painéis elétricos de controle e de comando (Figura 64). Os painéis de controle dos conjuntos motor bomba recebem energia elétrica da cabine primária que fica dentro da propriedade e são responsáveis pelo funcionamento seguro da EEA Mutinga. 82

Figura 64 - Painéis elétricos e de controle dos conjuntos motor bomba da EEA Mutinga

Fonte: SABESP

A cabine primária é composta por dois trafos (transformadores), sendo um trifásico (Figura 65) que faz o rebaixamento da tensão elétrica de 13.800 V entregue pela Concessionária AES Eletropaulo para 440 V e abastece com energia elétrica os conjuntos motor bomba da EEA Mutinga; e outro denominado “trafo de serviço auxiliar”, também trifásico (Figura 66), que faz o rebaixamento da tensão elétrica de 13.800 V para 220 V, abastecendo o painel elétrico, as lâmpadas, o Centro Lógico de Programação (CLP) e o medidor de energia da concessionária.

Figura 65 - Transformador de energia elétrica da EEA Mutinga

Fonte: SABESP

83

Figura 66 - Transformador de energia elétrica para as demais necessidades

Fonte: SABESP

O Inversor de frequência de cada conjunto motor bomba é da marca Danfoss e está configurado para regular a tensão elétrica e a frequência do motor, diminuindo as suas rotações nos horários de pico e de maior demanda de funcionamento do conjunto. 3.3 DIMENSIONAMENTO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO O dimensionamento do sistema fotovoltaico a ser instalado na laje de cobertura do Reservatório Mutinga será apresentado detalhadamente para que possa ser utilizado em termos de referência para contratação deste tipo de serviço em outros reservatórios, sejam da SABESP ou de outras empresas que possuam estruturas semelhantes. Os cálculos terão como foco principal obter sempre a maior quantidade de energia elétrica possível do sistema fotovoltaico a ser instalado com o melhor custo/benefício, baseando-se em medidas, tamanhos, materiais e equipamentos que o mercado especializado já dispõe atualmente e possam ser adquiridos em mais de uma fabricante.

84

3.3.1 Célula Fotovoltaica As células fotovoltaicas a serem utilizadas deverão ser poli ou multicristalinas de alta eficiência (Figura 67), tendo em vista seu custo ser mais baixo que as células monocristalinas e ter uma perda máxima de potência de até 10% nos 10 primeiros anos de utilização, mais 10% nos próximos 15 anos, em média.

Figura 67 - Células fotovoltaicas poli ou multicristalinas de alta eficiência

Fonte: Yinglisolar (2014)

A temperatura nominal de funcionamento da célula deverá ser de até 48º, especificada através do NOCT. 3.3.2 Inversor Fotovoltaico O sistema fotovoltaico não deverá utilizar um inversor central, evitando assim que a falha de um equipamento coloque todo o sistema em risco. Além disso, os inversores deverão ser certificados pelo Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia (INMETRO) e respeitar as seguintes exigências:

85

• Potência nominal mínima de 20.000 W; • Máxima corrente por MPPT de 30 A; • Eficiência mínima de 97%; • Faixa de tensão útil entre 200 e 1000 V; • Operar na tensão de 230 V +/-15%; • Frequência de rede de 60 Hz; • Distorção da corrente injetada na rede ou distorção harmônica menor ou igual a 5%; • Possuir rastreamento do ponto de máxima potência (MPPT) para que os módulos operem em seu ponto de máxima potência, independente das condições de operação (mínimo de dois MPPTs com duas fileiras, totalizando 4 fileiras por inversor); • Possuir chave de desconexão de corrente contínua, para que, em caso de manutenção, os módulos fotovoltaicos não alimentem o inversor; • Possuir proteção contra fuga de corrente para a terra; e • Possuir detecção de ilhamento e reconexão automática, que ocorre quando o fornecimento de energia elétrica é interrompido, deixando pessoas, equipamentos e instalações em risco de segurança quando do restabelecimento da alimentação da rede. 3.3.3 Módulo Fotovoltaico O módulo fotovoltaico deverá ser composto por 60 células policristalinas que forneçam no mínimo 245 Wp de Potência Nominal, mínimo de 8 A de Máxima Corrente e mínimo de 29,5 V de Tensão Máxima de Potência, e sua base formada por uma ou mais lâminas de vidro temperado com baixo teor de ferro. Além disso, deverão ter o selo Procel Eletrobrás de Eficiência Energética, a classificação A na Etiqueta Nacional de Conservação de Energia - ENCE e a etiqueta do NMETRO. As dimensões de cada módulo deverão atingir até 1670 mm de comprimento e até 995 mm de largura, sendo que cada módulo será posicionado com seu lado maior na horizontal. Essas medidas constituem as dimensões máximas utilizadas pela maioria das empresas que fabricam módulos fotovoltaicos. 86

3.3.3.1 Inclinação e orientação dos Módulos Fotovoltaicos Os módulos fotovoltaicos deverão ser instalados de forma fixa, ou seja, não serão seguidores de sol. Essa escolha se deve pelo fato da instalação fixa ser mais barata, critério normalmente mais relevante que o fato do módulo fixo receber menor radiação solar anual média do que os seguidores de sol. O Ângulo de Inclinação (β) dos módulos deverá ser calculado através do programa SunData, tendo em vista o sistema fotovoltaico proposto ser grid-tie, e adotando-se o ângulo onde ocorre a maior média anual de irradiação solar diária média mensal. Para isso, necessita-se da latitude e da longitude do Reservatório Mutinga, que podem ser obtidos através do SIGNOS da SABESP (Figura 68). Dessa forma, os valores encontrados para latitude e da longitude são, respectivamente: -23,499º e -46,774º.

Figura 68 - Latitude e longitude do Reservatório Mutinga através do SIGNOS

Fonte: SABESP

87

Inserindo as coordenadas no programa SunData, obtém-se os valores de irradiação solar diária média mensal e a melhor inclinação referente a sua maior média anual (Figura 69). Assim, o Ângulo de Inclinação (β) será de 21º.

Figura 69 – Irradiação solar diária média mensal e inclinação do módulo fotovoltaico

Fonte: Programa SunData

A orientação dos módulos deverá levar em consideração o norte geográfico, maximizando o aproveitamento da luz solar durante o dia. De acordo com a planta geral do Reservatório Mutinga (Figura 70), as "costas" do reservatório estão voltadas com pequena diferença para o norte, ou seja, os módulos fotovoltaicos poderão ser posicionados nessa direção, paralelos ao comprimento do reservatório.

Figura 70 – Posicionamento do Reservatório Mutinga em relação ao norte geográfico

Fonte: SABESP

88

3.3.3.2 Sombreamento dos Módulos Fotovoltaicos O sombreamento dos módulos fotovoltaicos pode ser temporário, devido à localização e devido às próprias instalações do imóvel. Na área do Reservatório Mutinga ocorre o sombreamento devido à localização, tendo em vista a existência de algumas árvores e do reservatório elevado (torre) que estão a sua direita e acima da laje de cobertura. A Figura 71 apresenta a sombra causada pelas árvores e a Figura 72 apresenta o reservatório elevado em relação à laje de cobertura do reservatório.

Figura 71 – Sombra sobre a laje do reservatório causada por árvores

Fonte: SABESP

Figura 72 – Reservatório elevado posicionado ao lado direito do Reservatório Mutinga

Fonte: SABESP

89

Como a área de sombreamento é muito pequena em relação à área útil da laje do reservatório, os módulos fotovoltaicos deverão ser protegidos com diodos de by-pass e/ou diodos de bloqueio, diminuindo os efeitos do sombreamento (perdas) sobre a energia elétrica produzida pelo sistema fotovoltaico. Além dos três tipos de sombreamento mencionados, há também um sombreamento que pode ser causado devido a uma fileira de módulos estar muito próxima à fileira de trás, ou seja, desrespeitando a distância mínima entre elas para que não ocorra sombreamento. Para se calcular a distância mínima (d) entre as fileiras para que ocorra o menor sombreamento possível de forma a não afetar drasticamente a geração de energia do sistema fotovoltaico, primeiramente deve-se determinar: o ângulo de declinação solar, o ângulo da altura solar e o ângulo horário. O Ângulo de Declinação Solar (δ) é calculado pela eq.1, onde N é o número do dia do ano contado a partir do dia 01 de janeiro. O número do dia do ano adotado será o dia 21 de junho (solstício de inverno), pois apresenta a menor altura solar e o período de sol mais curto. Sendo assim, N equivale a 172 e o Ângulo de Declinação Solar equivale a 23,44978º.

δ = 23,44978º Ângulo da Altura Solar (α) é determinado através da eq.2, mas primeiramente faz-se necessário calcular o Ângulo Horário (ώ), dado pela eq.3. Considerando que a Latitude (L) da propriedade onde se encontra o Reservatório Mutinga equivale a 23,499º, obtêm-se o valor do Ângulo Horário em horas que é 1,3813. Isso significa que, em graus, o Ângulo Horário corresponde a 20,7195º.

ώ = 1,3813 hora = 20,7195º

90

O valor obtido para o Ângulo Horário refere-se ao ângulo onde ocorre a maior produção de energia do dia e, de acordo com os cálculos acima, ocorrerá às 13:23 hs ou 10:38 hs. Essa hora é obtida partindo-se do meio dia e somando (ou subtraindo) 82,88 minutos (1,3813 hora). Porém, o ideal para um sistema fotovoltaico não é a hora em que ocorre a maior produção de energia, mas a hora onde ocorra uma determinada sombra que não afete drasticamente o número de módulos fotovoltaicos instalados. Assim, quanto mais cedo ou tarde for considerada a hora para o cálculo do Ângulo Horário, menos módulos poderão ser instalados, mas durante um período maior de tempo haverá contato da luz solar com os módulos. No mercado fotovoltaico, as empresas costumam utilizar como melhor horário as 09:00 hs ou 15:00hs para se realizar esse cálculo, ou seja, ώ deverá ser de 3 horas ou 45º. Utilizando os resultados obtidos para o Ângulo Horário (45º), Latitude (23,499º) e o Ângulo de Declinação Solar (23,49978º) na eq.2, o Ângulo da Altura Solar (α) será equivalente a 25,83º (Figura 73).

α = 25,83º

Figura 73 – Representação do Ângulo da Altura Solar

Fonte: Elaborada pelo Autor

91

Com todos os valores determinados, pode-se calcular a distância (d) entre os módulos fotovoltaicos através da eq.4. A medida de largura do módulo deverá respeitar o limite máximo estabelecido no Item 3.3.3 - Módulo Fotovoltaico, que é de 995 mm e o valor do Ângulo de Inclinação (β) deverá ser utilizado sem sinal. Sendo assim, verifica-se que a distância entre as bases de cada fileira deverá ser de 1,665 m (Figura 74).

d = 1,665 m Figura 74 – Ilustração da distância entre as bases de cada fileira de módulos fotovoltaicos

Fonte: Adaptado de Barros (2011)

A distância "d" encontrada refere-se à base de cada módulo, o que não deixa claro a distância útil para passagem de pessoas no caso de manutenção dos módulos fotovoltaicos. Para isso, necessita-se determinar a distância “x” apresentada na Figura 75, que desconta a distância coberta pelo módulo. 92

Figura 75 – Determinação do espaço útil para passagem de pessoas entre as fileiras

Fonte: Adaptado de Barros (2011)

A eq.10 e a eq.11 para determinação dessas incógnitas são apresentadas a seguir:

(10) a = 0,9289 m

x = 1,665 - a

(11)

x = 1,665 - 0,9289 x = 0,7361 m Como a passagem para pessoas entre fileiras de módulos requer pelo menos 0,70 m, a distância “x” encontrada satisfaz essa exigência. Para se encontrar o número mínimo de módulos fotovoltaicos possível de ser instalado sobre a laje do Reservatório Mutinga, deverão ser considerados os seguintes critérios:

93

• Manter o acesso livre à parte interna das duas câmaras do reservatório (Figura 76); • Manter o acesso livre ao respiro de cada câmara (Figura 76); • Manter corredor de no mínimo 0,70m para passagem de pessoas no centro (sentido transversal do reservatório), na extremidade de trás e na extremidade da frente do reservatório; e • Descontar do comprimento e da largura do reservatório 0,30 m referente à mureta de 0,15 m presente em suas extremidades.

Figura 76 – Acesso e respiro de cada câmara do reservatório

Fonte: SABESP

Dessa forma, a quantidade mínima possível de ser instalada no Reservatório Mutinga de forma a aproveitar o máximo possível da área útil de sua cobertura é de 858 módulos fotovoltaicos, conforme apresentado na Figura 77:

94

Figura 77 – Posicionamento dos módulos fotovoltaicos sobre a laje do reservatório

Fonte: Elaborada pelo Autor

A estrutura de fixação e suporte para os módulos fotovoltaicos (Figura 78) deverá ser em alumínio e/ou ferro galvanizado, resistente às intempéries e com altura mínima de 0,50 m devido alguns obstáculos existentes no espaço onde serão instalados.

Figura 78 – Estrutura de fixação e suporte dos módulos fotovoltaicos

Fonte: Elaborada pelo Autor

95

3.3.3.3 Características elétricas dos Módulos Fotovoltaicos Os módulos fotovoltaicos deverão trabalhar na Potência de Pico ou Máxima Potência, ou seja, num ponto onde sua tensão e corrente extraia a potência máxima. O valor da Potência Máxima deverá ser calculado através da eq.5, utilizando-se a condição STC para o módulo fotovoltaico proposto. O gráfico da Curva Característica IxV e PxV do módulo fotovoltaico deverá ser apresentado com as informações de Corrente de Curto-Circuito (Isc), Corrente de Máxima Potência (Im), Tensão de Máxima Potência (Vm), Tensão de Circuito Aberto (Voc) e Potência de Pico ou Máxima Potência (Pm). O Fator de Forma (FF) resultante no gráfico deverá ter o formato mais retangular possível para o módulo fotovoltaico escolhido, objetivando priorizar a qualidade das células utilizadas. A Eficiência de Conversão (η) do módulo fotovoltaico proposto deverá ser calculada através da eq.6 e não poderá ser inferior a 13,5%, tendo em vista esse ser o valor mínimo para o módulo ser considerado Classe A na tabela de eficiência energética do INMETRO. (INMETRO, 2014) 3.3.3.4 Associação dos Módulos Fotovoltaicos A associação dos módulos fotovoltaicos deverá ser planejada de forma a se obter a maior potência possível, mantendo o mesmo tipo de módulo para todas as fileiras. Para isso, será necessário instalá-los em série para que se aumente a tensão total e a corrente se mantenha a mesma, respeitando o limite mínimo e o limite máximo de tensão e corrente do inversor fotovoltaico. Como a tensão e a corrente do inversor são limitantes para a associação em série dos módulos fotovoltaicos, faz-se necessário calcular a quantidade de inversores fotovoltaicos possível para a instalação em questão. Para se determinar esse número, devem-se levar em consideração os seguintes critérios:

96

Para o Módulo Fotovoltaico: • Quantidade mínima: 858 unidades; • Potência Nominal mínima: 245 Wp; • Tensão Máxima de Potência: 29,5 V; e • Máxima Corrente: 8 A. Para o Inversor Fotovoltaico • Potência Nominal mínima: 20.000 W; • Máxima Corrente por MPPT: 30 A; • Faixa de Tensão Útil: 200 a 1000 V; e • Possuir no mínimo dois MPPTs de forma que se conecte duas fileiras em cada entrada, totalizando 4 fileiras por inversor. A Tensão Máxima de todos os módulos fotovoltaicos é determinada através da multiplicação da quantidade de módulos pela Tensão Máxima de Potência de cada módulo, tendo em vista a associação ser em série (soma de tensões e mesma corrente), resultando em 25.311 V. Como o inversor suporta até 1000 V, deve-se dividir o resultado por esse valor, ou seja, 25,311 (26) inversores. Ele ainda possui quatro entradas, diminuindo a quantidade mínima para 6,32 (7) inversores. A Potência Nominal de todos os módulos é determinada através da multiplicação da quantidade de módulos pela Potência Nominal de cada módulo, resultando em 210.210 Wp. Como o inversor suporta até 20.000 W, deve-se dividir o resultado encontrado pelo valor suportado, ou seja, 10,51 (11) inversores. Na associação em série, a Máxima Corrente de todos os módulos não se altera, independente da quantidade, permanecendo em 8 A, abaixo do limite máximo de 30 A para cada MPPT presente no inversor. Para o dimensionamento dos inversores fotovoltaicos, deve-se escolher a maior quantidade obtida nos cálculos acima, que é de 11 inversores. Dessa forma, o sistema será dividido em 78 módulos fotovoltaicos para cada inversor fotovoltaico (Figura 79). 97

Figura 79 – Distribuição dos inversores fotovoltaicos

Fonte: Elaborada pelo Autor

Todo o conjunto formado pela estrutura de fixação e suporte, os módulos fotovoltaicos e os inversores deverá pesar no máximo 50 kgf/m², tendo em vista esse valor ser a reserva mínima de carga acidental na laje de apoio de uma estrutura segundo a NBR 6120. Na instalação estudada neste trabalho, cada estrutura de fixação e suporte deverá possuir no máximo 7 kg, o módulo fotovoltaico 25 kg e o inversor fotovoltaico 60 kg. Como a quantidade total de módulos é de 858 unidades, a estrutura de fixação e suporte também será de 858 unidades, totalizando 6.006 kg de estrutura e 21.450 kg de módulos. Em relação aos inversores, serão no máximo 11 unidades, totalizando 660 kg. Assim, a soma de todo o conjunto de cargas acidentais para o sistema fotovoltaico proposto é de 28.116 kg. Para determinar se essa estrutura é suportada pela laje, ou seja, se é menor do que a reserva mínima (50 kgf/m²), é necessário dividir o valor total da carga acidental pela área da laje do reservatório (2.552,34 m²), o que resulta em 11,02 kgf/m². Isso significa que a estrutura para o sistema fotovoltaico proposto é suportada pela laje do Reservatório Mutinga, tendo em vista que o total de carga acidental (11,02 kgf/m²) é menor que a reserva mínima na laje de apoio (50 kgf/m²). 98

3.3.3.5 Energia produzida pelos Módulos Fotovoltaicos A Energia Produzida (Ep) pelos módulos fotovoltaicos deverá ser calculada através da eq.7, considerando Am = 1,662 m² (área da superfície do módulo), η = 13.5% (eficiência mínima do módulo fotovoltaico) e, para o valor de Es (Irradiação solar diária média mensal), será utilizada a maior média anual informada pelo programa SunData (4,15 kWh/m²/dia), conforme Figura 80.

Figura 80 – Irradiação solar diária média mensal e inclinação do módulo fotovoltaico

Fonte: Programa SunData

Assim, a energia produzida por um módulo será de 931,14 Wh/dia.

Ep = 931,14 Wh/dia Considerando que a quantidade de horas diárias de insolação está baseada na Figura 23 - Insolação diária, média anual no Brasil e é igual a 6 horas por dia na região que abrange o Reservatório Mutinga, a verificação se o módulo fotovoltaico terá condições de produzir o que foi calculado por Ep é dada pela eq.8.

Isso significa que um módulo fotovoltaico de 245 W será capaz de produzir a média diária de 155,19 W.

99

Com a obtenção do resultado de Ep, será necessário multiplicar esse valor pela quantidade de módulos fotovoltaicos calculado no Item 3.3.3.2 - Sombreamento dos Módulos Fotovoltaicos, para se determinar a energia produzida por todo o sistema (Eps). Esse valor corresponderá à energia total sem qualquer perda, o que não ocorre na realidade devido às perdas por temperatura das células fotovoltaicas, eficiência dos inversores fotovoltaicos, cabeamento, etc. Assim, deverá ser adotada uma eficiência de 80% na produção de energia em todo o sistema fotovoltaico proposto (eq.9).

Eps = 639,13 kWh/dia A energia produzida pelo sistema fotovoltaico será de 639,13 kWh por dia. Em um mês, a produção de energia será de 19.173,90 kWh/mês. 3.3.3.6 Proteção dos Módulos Fotovoltaicos Para proteção dos módulos fotovoltaicos deverá ser previsto: aterramento, instalação de diodos de by-pass, diodos de bloqueio, fusíveis, disjuntores e dispositivos de proteção de surto. 3.3.4 Medição da energia produzida pelo Sistema Fotovoltaico A medição da energia fotovoltaica produzida pelo sistema deverá ser feita através de dois relógios contadores de kWh, sendo um direcional entre o ponto de fornecimento e o inversor, e um bidirecional entre o ponto de fornecimento e a rede elétrica da concessionária. A Figura 81 ilustra a concepção da instalação para medição da energia produzida e entregue à EEA Mutinga e/ou à rede da concessionária.

100

Figura 81 – Diagrama esquemático do sistema fotovoltaico proposto

Fonte: Elaborada pelo Autor

3.4 ORÇAMENTO PARA INSTALAÇÃO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO A partir do dimensionamento desenvolvido no item 3.3, foram contatadas três empresas especializadas em instalações fotovoltaicas para elaboração de orçamento para instalação de um sistema fotovoltaico sobre a cobertura do Reservatório Mutinga, em Osasco, incluindo o fornecimento de projeto executivo. • Neosolar Energia - empresa brasileira especializada em energia solar fotovoltaica e atua há mais de três anos em todo o Brasil; • Logik Energia e Sistemas - fundada em 2008, a empresa elabora projetos, vende equipamentos e realiza a instalação de sistemas fotovoltaicos; e • Mori Energia Solar - está presente no Brasil desde 2013 e possui parceria com os melhores fabricantes de painéis fotovoltaicos na China. Atualmente está instalando 3.647 módulos fotovoltaicos policristalinos na Eurofarma Laboratórios S.A. em Itapevi, com uma potência total instalada de 911 kW/h e na empresa Inova Biotecnologia, com uma potência total instalada de 200 kW/h. A Figura 82 apresenta o valor financeiro e a potência instalada propostos pelas empresas consultadas e disponíveis no ANEXO A - Orçamentos.

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Figura 82 – Potência instalada e valores financeiros para instalação de sistema fotovoltaico

Fonte: Elaborada pelo Autor

Tendo em vista que a empresa Neosolar Energia apresentou a maior Potência Instalada e ficou próxima do menor valor, a sua proposta será utilizada no cálculo da viabilidade econômica do sistema fotovoltaico.

4 RESULTADOS A empresa Neosolar Energia apresentou em seu orçamento uma proposta de R$ 1.687.500,00 para instalação de um sistema fotovoltaico com potência instalada de 225 kW sobre a laje do Reservatório Mutinga. Para verificar o quanto de energia elétrica será fornecido pelo sistema fotovoltaico à EEA Mutinga, faz-se necessário utilizar as equações do item 3.3.3.5 Energia produzida pelos Módulos Fotovoltaicos. A Energia Produzida (Ep) por um módulo na área que abrange o Reservatório Mutinga é obtida através da eq.7, sendo que Es = 4,15 kWh/m²/dia, Am = 1,634 m² e eficiência de conversão η = 15,3%. A área do módulo fotovoltaico e a sua eficiência de conversão podem ser consultados no Anexo A - Orçamentos. Com essas informações, a energia produzida por um módulo será igual a 1.037,51 Wh em um dia.

Ep = 1.037,51 Wh/dia Há necessidade de verificar se o módulo fotovoltaico será capaz de produzir a energia calculada acima através da eq.8.

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O resultado acima mostra que o módulo fotovoltaico de 250 W proposto pela empresa Neosolar Energia será capaz de produzir a média diária de 172,92 W. A energia gerada por todo o sistema fotovoltaico é obtida através da eq.9, respeitando a quantidade de módulos fotovoltaicos proposta pela empresa Neosolar e pelo termo de referência apresentado no item 3.3. Além disso, será considerada uma eficiência do sistema de 80%, conforme apresentado, também, no item 3.3. A equação é dividida por mil para que o resultado seja expresso em quilo (k).

Eps = 747,01 kWh/dia A energia produzida pelo sistema fotovoltaico proposto pela empresa Neosolar Energia será de 747,01 kWh por dia. Em um mês, a produção de energia será de 22.410,30 kWh/mês. No item 3.2 - Estação Elevatória de Água Mutinga, a Tabela 3 - Consumo e custo mensais de energia elétrica da EEA Mutinga, de 2011 a 2013 apresenta as médias mensais de consumo de energia elétrica e custo para os anos de 2011, 2012 e 2013, resgatadas na Tabela 5 com adição da média geral dos três anos.

Tabela 5 – Médias mensais de consumo e custo da EEA Mutinga nos anos de 2011 a 2013

Fonte: Elaborada pelo Autor

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Adotando-se a média geral da Tabela 5 para o consumo de energia elétrica mensal da EEA Mutinga, o sistema fotovoltaico proposto (22.410,30 kWh) atenderá a 11,42% da demanda média necessária (196.157,00 kWh), permitindo que se economize em média R$ 5.539,27 por mês ou R$ 66.471,24 por ano. A empresa Neosolar Energia propôs o uso do módulo fotovoltaico "Yingli YL250P - 29b" que garante 91,2% de conversão da luz (eficiência) de seu módulo fotovoltaico nos primeiros dez anos de uso e 80,7% nos 15 anos seguintes. Após 25 anos de uso, a produção de energia não é interrompida, mas a garantia de conversão de seu módulo cai para 50%. Por esse motivo, as empresas fabricantes de módulos fotovoltaicos orientam a sua substituição a partir dos 25 anos de uso. Levando em consideração a perda na conversão da energia solar do módulo fotovoltaico informada acima, nos 10 primeiros anos de utilização haverá uma perda de 0,88% por ano e nos 15 anos seguintes, 0,7%. Neste trabalho está sendo considerado uso de mais 10 anos dos módulos fotovoltaicos após os 25 anos de garantia da empresa, assumindo uma perda de 50% da conversão, ou seja, 3,07% de perda a cada ano a mais de utilização. Quando a energia gerada pelo sistema fotovoltaico é utilizada completamente pela EEA Mutinga, a economia proporcionada pelo sistema durante 25 anos de uso é de R$ 1.509.902,84. Porém, o valor a ser investido na implantação do sistema fotovoltaico - R$ 1.687.500,00 - só será recuperado ao se completar entre 28 e 29 anos de uso, quando se alcança uma economia de R$ 1.714.450,04 (Tabela 6).

Tabela 6 – Economia na conta de energia elétrica durante a utilização do sistema fotovoltaico considerando consumo total da energia pela EEA Mutinga

Fonte: Elaborada pelo Autor

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O prazo para retorno do investimento quando o uso da energia produzida é injetada na EEA Mutinga pode ser resumido de acordo com a Figura 83:

Figura 83 – Resumo da viabilidade econômica injetando a energia produzida na EEA Mutinga

Fonte: Elaborada pelo Autor

Quando ocorre falta de energia, falta de água na tubulação de sucção e consequente desligamento das bombas, manutenção na estação, etc., a EEA Mutinga para de consumir energia já que o funcionamento de seus conjuntos motor bomba é interrompido. Neste caso, toda a energia produzida pelo sistema fotovoltaico é injetada na rede da concessionária, gerando créditos para a SABESP. Esses créditos podem ser utilizados em qualquer instalação da SABESP que tenha o mesmo Cadastro Nacional de Pessoa Jurídica (CNPJ) da instalação onde se encontra o sistema fotovoltaico, porém são tarifados após seu uso. Os impostos que incidem nos créditos e seus valores são: Programa de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PIS/PASEP): 0,65%, Contribuição para Financiamento da Seguridade Social (COFINS): 3,01% e Imposto sobre Operações relativas à Circulação de Mercadorias e sobre Prestações de Serviços de Transporte Interestadual e intermunicipal e de Comunicação (ICMS): 18%. Considerando os impostos incididos sobre os créditos de energia produzida pelo sistema fotovoltaico, a economia proporcionada pelo sistema durante 25 anos de uso é de R$ 1.182.857,89. Porém, o valor a ser investido na implantação do sistema fotovoltaico - R$ 1.687.500,00 - só será recuperado ao se completar mais de 35 anos de uso, já que os créditos obtidos nesse período alcançaram o valor de apenas R$ 1.548.931,34 - (Tabela 7). 105

Tabela 7 – Economia na conta de energia elétrica durante a utilização do sistema fotovoltaico considerando consumo total pela concessionária

Fonte: Elaborada pelo Autor

O prazo para retorno do investimento quando o uso da energia produzida é injetada na rede da concessionária pode ser resumido de acordo com a Figura 84:

Figura 84 – Resumo da viabilidade econômica injetando a energia produzida na rede da concessionária

Fonte: Elaborada pelo Autor

5 ANÁLISE A partir dos resultados obtidos, pode-se, de forma simplificada, adotar que o preço do metro quadrado para instalação de um sistema fotovoltaico sobre um reservatório da SABESP é de R$ 661,16. Com isso, tem-se uma referência de preço para qualquer outra instalação semelhante à utilizada neste trabalho.

106

A avaliação da viabilidade econômica para implantação do sistema está totalmente vinculada à cotação do dólar, tendo em vista que a maioria dos equipamentos é importada. Assim, com a cotação utilizada pelas empresas consultadas – R$ 2,40 –, o retorno do investimento se dá entre 28 e 29 anos de uso, acima da vida útil dos módulos fotovoltaicos, de acordo com a empresa fabricante. Hoje, a única forma de se obter um orçamento que possa ser recuperado dentro da vida útil de 25 anos é a cotação do dólar estar em R$ 2,147. Abaixo desse valor, a implantação do sistema fotovoltaico é viável, variando apenas o valor economizado a cada ano na conta de energia elétrica. A análise anterior é referente à utilização pela EEA Mutinga de toda a energia elétrica produzida pelo sistema fotovoltaico. Quando a análise passa a ser em relação à injeção de toda a energia elétrica produzida na rede da concessionária e não na EEA Mutinga, o valor investido não consegue ser recuperado dentro dos 35 anos de uso propostos. Isso ocorre devido à cobrança de impostos sobre o uso dos créditos obtidos com o sistema fotovoltaico, inviabilizando esse tipo de utilização. Além da análise financeira, as empresas também dão foco para questões intangíveis e que fazem diferença na opinião de seus clientes, como a preservação do meio ambiente. A utilização do sistema fotovoltaico proporciona a redução da conta de energia elétrica, mas também evita a emissão de gases nocivos ao meio ambiente e gases do efeito estufa gerados por outros tipos de geração de energia elétrica, reduz as perdas provenientes da distribuição através de centrais de energia convencionais e contribui com a geração de uma energia totalmente limpa. A quantidade de gases de Efeito Estufa (CO2e ou CO2 equivalente) e de árvores equivalente, pode ser calculada através de um fator de conversão anual médio que é igual a 0,2713 kgCO2e/kWh (MINISTÉRIO DA CIÊNCIA E TECNOLOGIA, 2014) e 190 kgCO2e/árvore (PLANETA SUSTENTÁVEL, 2014), conforme Tabela 8.

107

Tabela 8 – Quantidade de CO2e sequestrada e árvores equivalentes devido a instalação do sistema fotovoltaico

Fonte: Elaborada pelo Autor

A Tabela 8 apresenta o impacto ambiental causado pela instalação do sistema fotovoltaico apresentado neste trabalho. Em 25 anos, o sistema sequestrará a mesma quantidade de CO2e que quase 730 árvores fariam. Já em 35 anos, são quase 1.000 árvores.

6 CONCLUSÃO Os estudos financeiros apresentados neste trabalho mostram que, devido à falta de incentivo governamental e à cotação do dólar no Brasil, a implantação de um sistema fotovoltaico sobre a laje de cobertura do Reservatório Mutinga ainda é inviável, seja utilizando toda a energia elétrica gerada para abastecer a EEA Mutinga, seja injetando-a na rede da concessionária, já que o valor investido só será revertido entre 28 e 29 anos de utilização no primeiro caso e mais de 35 anos no segundo caso. As estatísticas apresentadas mostram que os preços dos equipamentos estão em queda constante, mas o Brasil necessita dar mais importância para essa tecnologia, provendo incentivos fiscais para importação num primeiro momento e, num segundo momento, criando mercado interno para consolidação da indústria especializada, de forma a não depender dos custos cobrados pelos equipamentos no mercado externo.

108

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ANEXO A - Orçamentos

Orçamento da empresa Neosolar Energia

I

Proposta Comercial SFCR – 225 kWp Sabesp

Neosolar Energia 31/10/2014

II

Neosolar Energia Ltda. ME +55 11 4328-5113 Av Brigadeiro Luis Antonio, 3005, c.4

01401-000 - São Paulo/SP [email protected]

Introdução ............................................................................................................................ 3 Valor do Investimento ........................................................................................................... 3 Descrição Básica da Instalação .............................................................................................. 3 Layout ................................................................................................................................... 4 Estudo de Sombreamento ................................................................................................. 4 Fotos ................................................................................................................................. 5 Estimativa de Produção de Energia ....................................................................................... 6 Descrição dos Equipamentos................................................................................................. 7 Módulos Fotovoltaicos ...................................................................................................... 7 Inversores.......................................................................................................................... 7 Sistema de Monitoramento ............................................................................................... 7 Estruturas para fixação dos painéis .................................................................................... 8 Materiais de instalação elétrica e proteções CC e CA ......................................................... 8 Balanço Ambiental ................................................................................................................ 9 Premissas do projeto........................................................................................................... 10 Proposta Comercial ............................................................................................................. 11 Condições Comerciais ...................................................................................................... 11 Entregas do Projeto ......................................................................................................... 11 Prazo para entrega .......................................................................................................... 12 Flutuações do câmbio ...................................................................................................... 12 Confidencialidade ............................................................................................................ 12

iii

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Introdução Esta é uma proposta comercial para fornecimento de projeto, equipamentos, instalação e pré-operação de um Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede – SFCR, segundo o conceito minigeração distribuída. A proposta foi elaborada na forma de fornecimento “turn key”.

Valor do Investimento Este projeto preliminar definiu o tamanho do projeto em 225 kWp. O valor do kWp instalado calculado abaixo, pode ser usado como referência para calcular o investimento em projetos com pequenas variações no tamanho do projeto (+ ou - 10%)

Valor total estimado (225 kWp) Valor do kWp Instalado

R$ 1.687.500,00 R$ 7.500,00

Descrição Básica da Instalação MUNICÍPO LATITUDE LONGITUDE LOCAL DE INSTALAÇÃO QUANTIDADE DE MÓDULOS QUANTIDADE DE INVERSORES CAPACIDADE INSTALADA INCLINAÇÃO ORIENTAÇÃO MÓDULO FOTOVOLTAICO INVERSORES

Osasco - SP -23,533° -46,792° Cobertura de cimento 900 10 225 kWp 21° NNE Yingli YL250P - 29b Inversor Fronius Symo 20.0-3M

IV

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Layout Os painéis fotovoltaicos serão arranjados em séries de 15 painéis, cada inversor possui entrada para seis (6) séries, totalizando 900 painéis (90 painéis por inversor). Os painéis serão instalados sobre a cobertura de cimento da unidade de Osasco. Serão utilizados 10 inversores de 20kW cada.

Estudo de Sombreamento Os módulos serão instalados livres de sombreamento. As fileiras ficarão espaçadas de modo a não produzir sombreamento umas sobre as outras. O dimensionamento foi realizado para que no pior dia do ano (solstício de inverno), os painéis fiquem livres de sombra a partir das 9h00 da manhã.

V

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Fotos

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Estimativa de Produção de Energia Premissas •

Dados históricos sobre a radiação solar disponibilizados pela INPE (Instituto Nacional de Pesquisa Espacial) e LABSOLAR (Laboratório de Energia Solar/UFSC)

•

Foram estimadas perdas no sistema da ordem de 25%. Dentre outros fatores, consideram-se perdas por temperatura das células, eficiência dos inversores, cabeamento, diferença entre módulos, nível de radiação, perdas dos módulos, etc.

•

Trata-se de um cálculo teórico que busca a maior exatidão possível das estimativas. Os resultados, porém, estão sujeitos a variações não previstas na produção de energia, seja para cima ou para baixo, devido ao caráter teórico e base em dados históricos.

Produção estimada O gráfico e tabela abaixo mostram os dados de radiação e a produção estimada de energia. A média mensal estimada de produção de energia é de 115 kWh/kWp, totalizando uma média de 25.875 kWh mensais

VII

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Descrição dos Equipamentos Módulos Fotovoltaicos • •

Módulo fotovoltaico policristalino Yingli YL250P 29b, de 250Wp de potência nominal. Os módulos possuem as garantias dadas pelo fabricante: o 10 anos contra defeito de fabricação o 90% de garantia de produção em 10 anos. o 80 % de garantia de produção em 25 anos.

•

Certificados segundo as normas IEC 61215.2 / IEC61730 / MCS / CE, ISO9001:2008 / ISO14001:2004 / BS OHSAS 18001:2007 / SA 8000 / PV CYCLE Possui o selo PROCEL INMETRO, classificação A Conectores padrão MC4, seguros e de fácil acoplamento.

• •

Inversores • • •

Inversor Fronius Symo 20.0-3-M, com potência nominal de 20kW Garantia total do fabricante de 5 anos, estendível a 10 anos (opcional) Rendimento máximo de 98%

•

Inversor possui certificações internacionais IEC e VDE e atendem aos requisitos estabelecidos pelas Normas Brasileiras.

Sistema de Monitoramento Elétrico e Meteorológico • • •

Sistema integrado de monitoramento elétrico DC e AC Interface Web para visualização remota Permite avaliar a performance do sistema e facilita manutenção

•

Serão instalados sensores meteorológicos para avaliação detalhada da performance, também com visualização web remota. o Sensor de Irradiação o Sensor de temperatura ambiente o Sensor de temperatura do módulo o Sensor de velocidade do vento

VIII

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Estruturas para fixação dos painéis •

A estrutura a ser utilizada terá perfis e suportes de alumínio e/ou ferro galvanizado, resistente às intempéries, com inclinação dos painéis de aproximadamente 21°. A estrutura levará em consideração os obstáculos presentes na laje, de forma a se adequar às mesmas.

Materiais de instalação elétrica e proteções CC e CA •

•

Os diversos materiais a serem utilizados na instalação do sistema (caixas de conexão, dutos, caixas de passagem, cabos elétricos, terminais, disjuntores, fusíveis etc) seguirão as normas do regulamento elétrico de alta tensão, determinadas pela ANEEL e pela distribuidora de energia Eletropaulo; Os cabos estão dimensionados de forma que a queda de tensão não ultrapasse 1,5%.

IX

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Balanço Ambiental As instalações de energia solar fotovoltaicas não produzem ruídos, perturbações ou impacto negativo ao meio ambiente. Ao contrário disso, com a sua utilização evita-se a emissão de gases nocivos ao meio ambiente e gases do efeito estufa (GEE) gerados por outras formas contaminantes de geração de energia elétrica. Desta forma, contribui ativamente para o melhora no meio ambiente e cumprimento de metas internacionais para redução da emissão de CO2 na atmosfera. Além disso, este tipo de instalação contribui para o desenvolvimento sustentável não só pela geração 100% limpa de energia renovável como também pelo seu caráter local de consumo da energia, que reduz as perdas provenientes da distribuição da energia a partir de centrais de energia convencionais. A redução de emissões ao meio ambiente é de:

25 anos 40 anos

kWh total 7.102.440 10.764.783

Fator de Conversão 0,29 KgCO2e/kWh

Ton. CO2e 2.059 3.121

Árvores equivalentes 13.020 19.734

X

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Premissas do projeto •

A laje designado para instalação dos painéis possui estrutura capaz de suportar o peso e esforços provocados pela instalação do sistema fotovoltaico. O peso estimado da estrutura + painéis é de até 18 kg/m2

•

Esta proposta não contempla possíveis obras ou adaptações necessárias não previstas até o momento e descobertas na fase de detalhamento do projeto;

•

Esta proposta não contempla possíveis reforços e adaptações na rede elétrica interna (imóvel) e/ou externa (concessionária);

•

Esta proposta não contempla análises e/ou adequações ambientais que possam ser exigidas para o projeto.

•

Os equipamentos específicos definidos por este projeto preliminar poderão ser alterados durante o detalhamento do projeto por outros de mesma função/categoria, mediante aprovação do cliente. O contratante deverá garantir para a execução dos serviços:

•

o Área livre, reservada e desimpedida para execução dos serviços e alojamento dos materiais e equipamentos;

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Proposta Comercial ITEM 1

DESCRIÇÃO

VALOR TOTAL

Gerador Fotovoltaico 225,0 kWp ¹

R$ 1.687.500,00

3

SUBTOTAL: FRETE: TOTAL:

R$ 1.687.500,00 Consultar R$ 1.687.500,00

Condições Comerciais O pagamento deverá ser feito de forma adiantada conforme o início das etapas a seguir: • • • • •

Sinal após aprovação da proposta, para início do detalhamento do projeto: 20% Liberação para compra dos equipamentos após aprovação do projeto: 20% Envio dos equipamentos para início da Instalação: 20% Finalização das obras: 20% 30 dias após o início da operação: 20%

Entregas do Projeto O projeto será contratado como um todo, incluindo projeto, equipamentos e instalação até a operação do sistema, configurando um projeto “turn key”. Equipamentos: • • • • • •

Módulos fotovoltaicos; Inversores; Estruturas de fixação dos módulos; Sistema de monitoramento com sensores; Cabos, dutos e caixas de passagem; Dispositivos de proteção elétrica;

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Serviços •

• • •

Projeto executivo das instalações de conexão, incluindo memorial descritivo, localização, arranjo físico e diagramas, conforme normas ABNT ND 5.30 - Baixa Tensão e ND 5.31 - Media Tensão; Acompanhamento da aprovação do projeto junto à concessionária; Instalação da planta fotovoltaica e conexão à rede; Comissionamento da obra e start-up.

Prazo para entrega Projeto detalhado: 4-6 semanas Equipamentos: 90 dias após o pedido Instalação: 60 dias

Flutuações do câmbio O valor contratado do kWp está sujeito às variações de câmbio e será repassado integralmente conforme impacto das variações na aquisição de equipamentos. O valor considerado nesta proposta foi de R$ 2,40 por US Dollar.

Confidencialidade O conteúdo deste documento e de todos os documentos afins e informações fornecidas pela NEOSOLAR ENERGIA são confidenciais e de propriedade da NEOSOLAR ENERGIA e devem ser revelados ou transmitidos exclusivamente aos envolvidos no projeto, sob pena de quebra de confidencialidade e não podem ser usados por qualquer pessoa com outro propósito que não seja a avaliação do documento.

XIII

XIV

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Orçamento da empresa Mori

XVI

Projeto 1308 v.1.3 Estação Elevatória

Sabesp Estação Elevatória Mutinga

24 de Outubro de 2014

Telefone: (11) 3473-2613 | Email: [email protected] | Website: www.energiasolarmori.com

XVII

À SABESP At.: Daniel Ref.: Fornecimento de sistema fotovoltaico de 214,50KW.

Prezados Senhores, Submetemos à sua apreciação nosso pré-projeto para fornecimento de sistema fotovoltaico de 214,50KW sempre em conformidade com a lei e as portarias da ANEEL, gerado por um sistema de última geração de Módulos Policristalinos de 250W, monitoramento remoto conectado em rede com o sistema do fabricante possibilitando assistência técnica, atualização de parâmetros técnicos e de software integrados a um sistema de monitoramento ambiental. Permanecemos à disposição para os esclarecimentos que se fizerem necessários, esperando ter oferecido a melhor proposta no aspecto técnico utilizando a mais avançada tecnologia disponível no mercado colocando a Eurofarma na vanguarda da inserção da energia fotovoltaica na matriz elétrica nacional.

Atenciosamente,

Mori Eficiência Energética

XVIII

1.0 – OBJETIVO Trata-se de proposta técnica e comercial para fornecimento de sistema de geração de energia solar fotovoltaica, com a finalidade de economia de energia elétrica, redução de geração de gases do efeito estufa e geração de crédito carbono. O sistema será interligado a rede existente e que fornece energia elétrica para a estação elevatória Mutinga localizada em Osasco – SP, será dotado de células fotovoltaicas de última geração (Policristalinas – 250W) que fornecerão energia na ordem de 214,50 KW (858 módulos PV destinados a instalação + 42 unidades de módulos PV destinados a reserva de manutenção) para a estação atendendo parte da demanda consumida, reduzindo os impactos deste consumo no meio ambiente, dando sequência a política de sustentabilidade da empresa em termos do emprego de fontes renováveis de energia. 2.0 - BASES DE CÁLCULOS E NORMAS Esta proposta foi fundamentada nas informações contidas nos desenhos, plantas e informações enviadas por V. Sas. Normas utilizadas: • ABNT/NBR 5410 - Instalações elétricas de baixa tensão • ABNT/NR 10 – Segurança em instalações e serviços em eletricidade • ABNT/NR 35 – Segurança para Trabalhos em Altura • ABNT/NBR 16.149 - Sistemas fotovoltaicos (FV) – Características da interface de conexão com a rede elétrica de distribuição. • ABNTNBR 16.150 - Sistemas fotovoltaicos (FV) – Características da interface de conexão com a rede elétrica de distribuição – Procedimento de ensaio de conformidade. • NBR/IEC 62116 - Procedimento de ensaio de anti-ilhamento para inversores de sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica IEC 62446:2009 – Grid connected photovoltaic systems - Minimum requirements for system documentation, commissioning tests and inspection IEC 60364-7-712:2002 – Requirements for special installations or locations – Solar photovoltaic (PV) power supply systems IEC 61727:2004 – Photovoltaic (PV) systems – Characteristics of the utility interface. Resoluções: • Resolução 482 da ANEEL regulamenta a instalação de sistemas de mini e micro geração distribuída • Resolução 517 da ANEEL regulamenta o sistema de distribuição - PRODIST XIX

DESCRIÇÃO GERAL DA INSTALAÇÃO 3.1 SISTEMA DE GERAÇÃO DE ENERGIA SOLAR POR CÉLULAS FOTOVOLTAICAS O sistema de geração de energia solar com células fotovoltaicas foi concebido para reduzir o consumo de energia elétrica, reduzindo a emissão de CO2 , gerando a independência parcial de consumo do concessionário, gerando renda ao permitir a venda do excedente a rede do concessionário de acordo com as portarias 482 e 517 da ANEEL. Serão utilizados na concepção do projeto, sistema de geração de energia solar de última geração com células fotovoltaicas Policristalinas emolduradas em alumínio a prova d’água, com proteção contra impactos e resistentes a ventos de até 120km/h, fixados em suportes construídos com Alumínio de alta densidade tendo uma imensa vantagem sobre os sistemas atualmente utilizados, além de maior eficiência por placa, possui peso e espessura menor do que o sistema Monocristalino, o que acelera a produção de energia mesmo em dias nublados e com baixa irradiação solar. O sistema ainda proporciona uma vida útil de até 25 anos com baixo custo de manutenção, facilidade de acesso pois é permitido caminhar sobre o módulo sem causar danos, outro benefício é o peso do sistema em operação sobre a estrutura do reservatório Mutinga, uma vez que irá transmitir uma carga de até 30kg/m2. O local determinado e liberado para proposição de instalação do sistema de geração de energia solar foi a laje de cobertura do Reservatório Mutinga, onde serão utilizados módulos de captação de energia solar de alta eficiência, que serão instalados em suportes reguláveis de acordo com a latitude, aproveitando assim a radiação solar durante o dia. Para realização da conversão de energia solar em energia de rede serão utilizados inversores PV descentralizados com capacidade de transformação para a capacidade efetiva gerada, garantindo assim a qualidade de fornecimento e também que o excedente poderá ser devolvido à rede do concessionário, o sistema pode contar ainda com equipamento de monitoramento remoto, mapeando e fornecendo informações relevantes de todo o sistema em tempo real. Apenas para fins de elucidação de conhecimentos, dados de 2011 elencados na pesquisa encomendada pela International Copper Assotiation (ICA), intitulada “Energias renováveis para geração de eletricidade na América Latina: mercado, tecnologias e perspectivas”, revelam que o Brasil possuía 1,5 MW de potência instalada oriunda de geração por energia solar ligada à rede, enquanto a Alemanha, referência neste setor, registrava 18 GW de potência instalada. Atualmente já estamos com aproximadamente 7,6 MW. Ainda sobre o Brasil, da matriz elétrica nacional, 71 % provêm de fontes renováveis, sendo 69 % hidrelétricas e somente 2 % de outras fontes, em especial as usinas eólicas. (fonte ICA)

XX

 - ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS DOS EQUIPAMENTOS, MATERIAIS E SERVIÇOS.  – MÓDULOS FOTOVOLTAICOS (Vide Página 13 do Catálogo) Fabricante Mori: - Policristalino: 250W (60 Células PV – 6x10); - Dimensão de cada módulo: 1640mm x 992mm x 40mm; - Suporta ventos de até 2400pa (120km/h); - Peso por módulo: 17,5kg. 4.2 – INVERSOR (Vide Página 21 do Catálogo) Fabricante Mori: - Modelo KSG-20K (11 unidades); - Dimensões: 552mm x 690mm x 210mm; - Peso Líquido unitário: 51KG; 4.3 – MATERIAL DE FIXAÇÃO DO MÓDULO FOTOVOLTAICO Fabricante Mori: - Trilho de fixação do suporte em alumínio Al6005-T5; - Suporte angular do módulo em alumínio Al6005-T5; - Parafusos em Aço SUS304. 4.4 – SISTEMA DE MONITORAMENTO O sistema de monitoramento é um diferencial oferecido pela MORI, consiste em uma mini estação de monitoramento ambiental (Página 42 do Catálogo) (PV MORI) com interface ao sistema KSG – Monitoring System Software, DCU Data Collector (RS485) e Wi-Fi/módulo Ethernet (compatível com o protocolo DL/T645 e outros) onde serão coletados os dados de performance do sistema e transferidos para o módulo de processamento que converterá as informações em dados para acompanhamento da performance de todo o sistema em tempo real, que permite ampliação por módulo sempre em conformidade com a lei e as portarias da ANEEL tendo o acesso realizado por um portal online Mori (KSG – Página 35-36 do Catálogo) através de usuários e senhas. Sendo necessária a disponibilização por parte do Contratante de um conexão Ethernet para o funcionamento do equipamento.

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4.5 – ESCOPO DE SERVIÇOS Serão realizados os trabalhos de execução em dias de semana no horário das 8:00 hs ás 18:00 hs ou das 7:00 hs ás 17:00 hs, conforme as necessidades locais. Serão realizadas as instalações dos módulos de captação de energia solar na cobertura do prédio 10, posicionados para melhor aproveitamento da incidência solar durante o período do dia, conforme projeto, atendendo a normas nacionais e internacionais para instalação e geração de energia. •

Para instalação dos 11 Inversores PV de 20KW cada, será necessário visita técnica para definir o local de instalação.

Serão realizadas as instalações dos inversores e a interligação do sistema a rede de transmissão, fornecendo energia para a Estação Elevatória Mutinga e o excedente será fornecido a concessionária conforme resoluções 482/517 da ANEEL, conforme projeto. Serão montados os quadros de comando intertravados que controlarão os dois sistemas (PV e rede local) que trabalham em conjunto na Estação Elevatória Mutinga, procurando sempre o melhor aproveitamento de energia gerada. 5.0 – TESTES OPERACIONAIS Durante o serviço de montagem/instalação, serão executados os testes gerais dos sistemas a cada 20KW instalados compreendendo basicamente: • Medição da eficácia de fornecimento de energia pelos módulos instalados. • Medições de tensão e corrente elétrica do sistema. • Verificação de funcionamento dos controles e instrumentos de medição e monitoramento. • Treinamento geral do operador. 6.1 – GERAL Após a conclusão dos serviços, serão fornecidos e executados: • SERVIÇOS COMPLEMENTARES A CARGO DA OBRA (fora de escopo) • Coordenação entre os nossos projetos e serviços com os demais projetos e serviços que estão sendo executados paralelamente. • Fornecimento de pontos de força, para iluminação e ligação de ferramentas no local de trabalho. • Ponto de força 220V ao lado de cada quadro elétrico de nosso fornecimento, com disjuntores no quadro geral do andar. • Engenheiro responsável para acompanhamento das atividades de trabalho; XXII

7.0 - GARANTIA E ASSISTÊNCIA TÉCNICA Todos os serviços são entregues testados e em perfeitas condições de funcionamento. No caso de defeitos que venham a ocorrer nos equipamentos depois de postos em funcionamento e devidamente comprovados as imperfeições do material, de fabricação ou de instalação, comprometemo-nos dentro do prazo de garantia de 48 meses de funcionamento, a consertar ou a substituir a parte ou as partes constatadas como defeituosas sujeitas aos itens cobertos pelo Certificado de Garantia fornecido pelo fabricante, que será coberto por uma apólice de seguradora CHUBB INTERNATIONAL INSURANCE. Em complemento a garantia será oferecido um serviço de assistência técnica permanente com pessoal técnico e capacitado visando atender as demandas de maneira rápida e eficiente com o objetivo de manter o sistema em perfeito funcionamento. 8.0 – DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA Após a conclusão dos serviços serão entregues encadernados os documentos abaixo relacionados como “Book” de entrega de obra: p Projetos “As Built” das instalações; q Memorial Descritivo; r Manuais e garantias dos equipamentos e componentes instalados no sistemas; s Manual de utilização dos equipamentos e componentes; t Notas fiscais dos equipamentos e componentes; u ART’s das diversas modalidades declaradas no escopo de instalação com seus respectivos responsáveis 9.0 - RESPONSABILIDADES A CARGO DO CLIENTE Excluem-se das obrigações da MORI, os seguintes serviços que ficarão a cargo da CONTRATANTE. Fornecimento de pontos de força nas tensões, potências e locais necessários para acionamento de nossas ferramentas e equipamentos, como também pontos de iluminação nas áreas que se fizerem necessárias ao pleno desenvolvimento de nossos trabalhos; Fornecimento de todos os pontos de força próximo aos equipamentos; Liberação das áreas nas quais sejam necessárias as intervenções para instalação dos equipamentos;  - FERRAMENTAS, EQUIPAMENTOS E INSTRUMENTOS Declaramos que o fornecimento das ferramentas, equipamentos e instrumentos necessários ao bom desenvolvimento dos trabalhos, estão inclusos neste escopo de serviços. 11.0 - UNIFORMES E EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO INDIVIDUAL Será de inteira responsabilidade da MORI, e seus prestadores de serviço o fornecimento de uniformes e equipamentos de proteção individual-EPI. XXIII

SEÇÃO COMERCIAL E FINANCEIRA

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1.0 - VALORES: 1.1 – FORNECIMENTO DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS. Valor por Watt: US$1,20 com base na cotação dia 08/10/2014 – R$2,45 Valor Total (214,50KW): US$257,400.00 No preço indicado estão incluídos todos os componentes importados: (858 módulos PV destinados a instalação + 42 unidades de módulos PV destinados a reserva de manutenção), excluídos todos os impostos incidentes calculados com base nas alíquotas vigentes à época da apresentação desta proposta. Sendo que o frete do Porto de Paranaguá ao destino final correrá por conta da empresa contratante. Módulo Fotovoltaico NCM: 8541.40.32 IPI: 0,0% ICMS: 0,0% PIS: 1,65% COFINS: 8,60% 1.2 – INSTALAÇÃO DOS MÓDULOS E INVERSORES PV. Valor por Watt: US$1.45 com base na cotação dia 08/10/2014 – R$2,45 Valor total (214,50KW): US$311,025.00 No preço indicado estão incluídos a importação, instalação e funcionamento de todos os componentes: Sistemas de fixação e angulação dos módulos PV (alumínio de alta densidade) na laje da cobertura do reservatório Mutinga, 11 Inversores PV de 20KW + 1 Inversor PV de 20KW reserva, 2 Sistemas de comunicação do Inversor PV ao Sistema de Monitoramento, 11 unidades de Cabine de conexão do Módulo PV ao Sistema de Inversores PV, instalação de 858 módulos PV de 250W excluídos todos os impostos incidentes calculados com base nas alíquotas vigentes à época da apresentação desta proposta. Sendo que o frete do Porto de Paranaguá ao destino final correrá por conta da empresa contratante. ITEM INVERSOR PV 20KW SUPORTE DE FIXAÇÃO CABOS CONECTORES CABINES DE DISTRIBUIÇÃO

NCM 8504.40.30 7616.99.00 8544.49.00 8536.69.90

IPI 15% 5% 0% 15%

ICMS 17% 17% 17% 17%

PIS 1,65% 1,65% 1,65% 1,65%

COFINS 8,60% 8,60% 8,60% 8,60% XXV

1.3 – SISTEMA DE MONITORAMENTO. Valor Total: US$56,700.00 com base na cotação dia 08/10/2014 – US$2,45 No preço indicado está incluído a importação, instalação e funcionamento de um sistema de monitoramento conectado em rede com o sistema PV instalado na laje do reservatório através de um IP e Protocolos de Comunicação próprios acompanhado de um sistema de monitoramento ambiental e de imagem. Este sistema permite acompanhamento em tempo real pela empresa contratante, pela empresa contratada e pelo fabricante de todos os dados do sistema permitindo mudanças de parâmetros, detecção e correção de mau desempenho resultando em maior eficiência. O acesso será realizado por login e senha através de um portal único. 1.4 – PROJETO, IMPLANTAÇÃO E GERÊNCIAMENTO. Valor Total: US$35,542.65 com base na cotação dia 08/10/2014 – US$2,45 No preço indicado estão incluídos a elaboração de todos os projetos, layout, ART’s, projeto executivo, gerenciamento do serviço de instalação e memorial descritivo que permitirá a implantação do sistema fotovoltaico (214,50KW) na laje do reservatório Mutinga, objeto desta proposta. 1.5 – CUSTO TOTAL DO PROJETO. US$660,667.65 – US$3,08/Watt

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2.0 - MATERIAIS, PRODUTOS E SERVIÇOS. Materiais como cabos, dutos e conexões necessários a execução dos serviços de instalação serão adquiridos no mercado nacional, por conta da empresa contratada. 3.0 - CONDIÇÕES DE PAGAMENTO DO MÓDULOS PV: 30% na assinatura do contrato e 70% na entrega. 3.1 – CONDIÇÃO DE PAGAMENTO DA INSTALAÇÃO DOS INVERSORES PV e SISTEMA DE MONITORAMENTO : 30% na assinatura do contrato e 70% na finalização da instalação. 3.2 – CONDIÇÃO DE PAGAMENTO DO PROJETO: 30% na assinatura do contrato e 70% na entrega projeto executivo, memorial descritivo e ART’s. 3.3 – CONTRATO DE MANUTENÇÃO E ASSISTÊNCIA TÉCNICA: A garantia do sistema fotovoltaico (214,50KW) na Estação Elevatória de Mutinga estará amparada através de um contrato de assistência técnica preventiva no valor mensal de: R$8.250,00 com duração de 24 meses. O sistema de manutenção prevê uma reserva de 42 módulos fotovoltaicos de 250W, 1 inversores PV de 20KW, 1 monitoramento ambiental, 1 transmissor de dados, 1 coletor de dados e 1 módulo de comunicação WiFi/Ethernet. 4.0 - PRAZO DE EXECUÇÃO: Prazo total: 8 meses a partir da data da assinatura do contrato de compra e venda. Prazos parciais poderão ser acertados conforme cronograma dos serviços para cada setor. 5.0 – COTAÇÃO DÓLAR/REAIS: A taxa de conversão de USD para BRL utilizada nesta proposta, foi baseado na cotação do dia 14/10/2014, porém a taxa final de conversão será a da data de fechamento do contrato.

________________________________________ Mori Comercial Importadora e Exportadora Ltda. CNPJ: 17.692.986/0001-00

____________________________________________________ Mori Instalação de Lâmpadas LED e Módulos Fotovoltaicos Ltda. CNPJ: 19.947.379/0001-70

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Orçamento da empresa Logik – Energia e Sistemas

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