Solarize - Cursos de energia solar para iniciantes e especialistas
Ontem, no dia 11 de agosto, chegou-se a um acordo no Conbresso Nacional sobre o Marco Legal da Geração Distribuída, o PL 5829/2019, também chamado Lei da Energia Solar. Há grandes expectativas de uma votação em breve, encerrando assim a insegurança jurídica que atrapalha o nosso setor desde outubro de 2019.
Vamos explicar a seguir as linhas gerais do acordo.
Direito preservado até 2045, com um ano de carência
Quem instalou até agora vai continuar nas regras atuais até 31/12/2045, sem pagamento de encargos adicionais. E há uma carência: quem protocolar até 12 meses após a lei entrar em vigor, também vai ganhar esse direito.
Na venda de um imóvel com um sistema fotovoltaico, esse direito será repassado ao comprador, garantindo a devida valorização do imóvel por causa da geração própria.
--> se você está pensando em instalar energia solar, então o faça agora! Escolha bem a empresa contratada e não abra mão da qualidade, para que o sistema funcione até 2045.
Objetivo final: encontro das contas após 8 anos
A grande pergunta que reinava sobre a geração distribuída era se a tecnologia estava beneficiando somente o proprietário ou a sociedade como um todo. Uma pergunta que não tem resposta fácil. Neste ano de 2021, frente à crise hídrica com risco de racionamento, ficou evidente para todos que qualquer geração adicional ajuda ao país inteiro, algo que havia sido questionado pelos defensores das usinas centrais.
A própria ANEEL montou, em 2018, uma planilha gigante com o objetivo de contrapor vantagens e desvantagens, mas a abandonou em 2019, quando adotou o ponto de vista das concessionárias.
O novo Marco Legal transfere a obrigação para chegar ao "Encontro de Contas", como esse balanço é chamado agora, ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), um órgão presidido pelo Ministério de Minas e Energia. O mesmo órgão emitiu no ano passado diretrizes para a regulamentação da geração distribuída bem mais sensatas do que as propostas da ANEEL, o que nos deixa mais confiantes de encontrar regras ponderadas.
Pois bem, o CNPE terá 18 meses para chegar ao Encontro de Contas, que definirá o encargo a ser pago pela geração distribuída a partir de 8 anos da vigência da lei.
Transição
Até chegar nos oito anos, haverá uma cobrança progressiva do encargo do custo da rede de distribuição, chamada de "fio B", que será adicionado ao encontro de contas.
Taxa mínima para pequenos consumidores
O projeto de lei traz uma melhoria muito importante, especialmente para a maior parte da população que tem consumo baixo de energia: a taxa mínima (correto: custo de disponibilidade) agora só será aplicada se o consumo bruto, a energia que entra pelo medidor, for abaixo do limiar no final do mês.
O cálculo será feito antes de abater a energia injetada, o que deve livrar muitos deste pagamento, e tornará a geração distribuída mais eficiente, já que permite aproveitar toda a energia gerada.
Essa vantagem existe para todos os proprietários de sistemas fotovoltaicos, mas ela se torna mais expressiva para quem consome pouco, já que a taxa mínima é fixa.
Creio que a explicação acima só ficou clara para quem está muito envolvido nestes cálculos - para os outros vamos detalhar a questão em breve.
Sistemas com baterias
Sistemas de geração distribuída que contêm armazenamento de, no mínimo, 20% da potência, serão consideradas "fontes despacháveis" e contarão com vantagens que ainda não foram definidas precisamente.
O tema de armazenamento está sendo debatido em várias frentes, também pela normatização, e vai nos trazer muitas novidades na medida que as baterias se tornem mais baratas. O limiar de 20% é bastante baixo e permite a uma grande parcela dos prosumidores a se beneficiar dessas regras.
Optante B
Outro ganho, neste acordo, terão os consumidores do grupo "Optante B". São empresas com consumo no limite inferior do grupo A, que podem optar por serem tarifados como grupo B, e que se beneficiam muito com uso da energia fotovoltaica.
A Aneel vetou, no ano passado, a combinação de Optante B com minigeração e limitou assim a potência dos sistemas a 75 kW, limite da microgeração. O Projeto de Lei inclui as possibilidade anteriores de forma explícita.
Usinas remotas e minigeração
Estes foram os modelos de negócio relacionados à geração remota que mais estavam sofrendo com a insegurança jurídica e que podem avançar a partir da lei, quando for aprovada. Há diversas mudanças que nós abordaremos em outro momento. Vamos antecipar somente uma vantagem: ao invés de cobrar o encargo de TUSD para consumidores, haverá cobrança de TUSD-G, tarifa de uso do sistema de distribuição para geradores, um valor muito menor.
O impacto dessas modificações será discutido no curso de modelos de negócio em geração distribuída, com a instrutora e especialista no assunto Dra. Marina Meyer.
Previsibilidade versus complexidade
O maior ganho com o acordo, certamente, é a previsibilidade: qualquer impacto maior acontecerá somente após 8 anos, o que permitirá ajustar os planos de negócio.
O contraponto é a complexidade das transições - nos esforçaremos para disseminar o conhecimento no mercado.
Por enquanto estamos falando de um acordo para uma nova lei. Acompanhe nosso blog para ficar por dentro das mudanças ...
#energiasolar #deixasolarcrescer
O nordeste brasileiro vive quebrando recordes de geração fotovoltaica: conforme ABSOLAR, a potência instantânea alcançou um pico de 2.211 MW em 19 de julho e a geração diária chegou a 682 MWmédios no dia 30 do mesmo mês.
A Solarize participa dessa evolução desde 2014 e vai estar presenta em 2021 no Workshop Piaui Solar. Nossa contribuição será sobre uso de Software para Projetos Fotovoltaicos. Frente ao fato de que a maioria dos integradores ainda trabalha com planilhas ou aplicativos simplificados vamos apresentar o diferencial que se ganha ao optar por um software profissional.
O evento é gratuito e ocorrerá de forma online, nos dias 19 e 20 de agosto. Haverá muitas palestras interessantes - faça sua inscrição!
Um tema recorrente nos grupos da energia solar é o sobrecarregamento de inversores, com as três principais dúvidas
- Qual é o percentual máximo permitido, pelos parâmetros técnicos?
- Vale a pena, em termos energéticos e financeiros?
- A vida útil do inversor será reduzido?
Vamos esclarecer essas dúvidas a seguir.
O que é sobrecarregamento
Sobrecarregamento (também chamado de oversizing ou sobredimensionamento) ocorre quando a potência do arranjo fotovoltaica é superior à do inversor. A medida é definida como Fator de Dimensionamento (FDI), e sobredimensionamento corresponde a um FDI acima de 100%.
Cuidado: muitas pessoas usam a fórmula na forma inversa, portanto tome cuidado quando você discute o assunto com terceiros.
O que ocorre com sobrecarregamento - o efeito clipping?
A potência gerada pelos módulos depende da irradiância recebida num determinado instante, reduzida pelas perdas relacionadas ao aquecimento dos módulos. Enquanto a potência gerada pelo conjunto fotovoltaico está inferior à potência máxima do inversor, então este consegue repassar toda a energia e injetá-la na rede elétrica.
Quando o inversor chega ao seu limite máximo, ele ativa a proteção interna e limita sua potência de saída para evitar danos por superaquecimento. Tecnicamente, o MPPT do inversor sai do ponto de máxima potência (PMP), aumentando a tensão até encontrar um ponto de trabalho dentro do limite.
O efeito de corte da potência é chamado de clipping. No gráfico ao lado, desenhamos a curva da geração num dia de sol pleno. A curva azul continuaria no traçado vermelho, mas é cortada justamente na potência máxima do inversor, em 5.000W.
Como consequência, há perda de energia, representada na imagem pela área marrom.
Nem sempre há perdas
É importante entender que o clipping ocorre em horas ou momentos com alta irradiância. Em momentos com nuvens, ou em dias com menos irradiação, como nos meses de inverno, pode ocorrer nenhum ou pouco clipping.
O gráfico ao lado mostra um dia desses, parcialmente nublado, com um pico de geração encostando na potência máxima do inversor.
Este fato evidencia que não é simples prever as perdas causadas pelo sobrecarregamento.
Estudo de casos
Simulamos três sistemas com fator de dimensionamento diferentes, cada um com dados climáticos de São Paulo e Salvador para analisar a diferença na geração energética e no resultado financeiro.
Usamos, em todos os casos, o mesmo inversor PHB-75MT, com potência de 75kW, e modificamos o número de módulos para simular um FDI de 121%, 138% e 164%, respectivamente. Todos os projetos estão compatíveis com os parâmetros elétricos do inversor.
Usamos um valor turn-key do projeto compatível com estudos sobre o mercado brasileiro. O valor por potência é descrescente, já que o valor do inversor continua igual nos três projetos.
Simulamos os casos no software PV*SOL, e usamos dados meteorológicos em intervalos de minutos. Este detalhe é muito importante, já que a simulação em valores de horas esconde muitos eventos de clipping por passagem de nuvens.
Perdas em diferentes locais e fatores de dimensionamento
O gráfico ao lado compara as perdas por clipping nos seis casos simulados. Algumas evidências saltam aos olhos, todas coincidentes com nossas expectativas:
- Com o aumento do sobrecarregamento crescem também as perdas por clipping;
- Com um FDI de 121% há pouca diferença entre as duas cidades analisadas;
- As perdas no clima de Salvador são mais acentuadas do que no clima de São Paulo, na medida que a sobrecarga cresce;
Vale a pena? Os resultados financeiros
A resposta à pergunta "vale a pena?" é financeira. O parâmetro que melhor embasa a decisão é a Taxa Interna de Retorno (TIR). Ela representa os juros anuais que o projeto fotovoltaico paga ao proprietário e permite comparar o investimento neste projeto com aplicações no mercado financeiro (CDB, juros fixos etc.).
O estudo financeiros dos seis casos traz um resultado que difere do energético:
- Dos três casos estudados em São Paulo, aquele com FDI de 138% traz o melhor retorno, porque a economia em equipamento é maior do que as perdas energéticas;
- Já em Salvador, a comparação entre os três casos favorece aquele com o menor FDI: no clima ensolarado, as perdas energéticas superam a economia no projeto.
O estudo precisa ser feito individualmente para cada caso
Podemos extrapolar os resultados destes estudos para outros projetos? Infelizmente, não.
A simulação, quando feita por um software profissional, leva em consideração uma série de detalhes que podem impactar fortemente os resultados:
- Local da instalação com seus dados climáticos ao longo do ano: o clipping ocorre em momentos com alta irradiância, e a mesma média anual pode apresentar uma distribuição da irradiação completamente diferente;
- Orientação e inclinação dos módulos;
- Sombreamento: este efeito exige também uma simulação em intervalos de minutos, quando não for restrito apenas às horas marginais do dia;
- Equipamento: cada módulo tem um comportamento diferente em relação à temperatura e baixa irradiação. E cada inversor apresenta uma curva da eficiência conforme potência aplicada e tensão na entrada;
- Custos e tarifas: o valor do sistema instalado varia regionalmente, e a tarifa também, que representa o benefício.
Razões para fazer sobrecarregamento
Há várias razões que tornam o sobrecarregamento interessante:
- Preço: reduzir a potência do inversor torna o sistema total mais barato na hora da compra;
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Potência: os casos estudados acima são exemplos típicos para projetos na categoria microgeração, que goza de procedimentos mais simples do que a minigeração. Além disso, é uma opção interessante para encaixar o cliente na tarifação "optante B".
Em projetos de minigeração, o sobrecarregamento pode ser interessante para gerar mais energia sem precisar aumentar a demanda contratada ou executar obras na conexão à rede da concessionária. -
Expansão: Muitos sistemas existentes permitem acrescentar módulos adicionais sem troca do inversor, tornando a expansão muito barata.
Assista aos webinares sobre mistura de diferentes módulos no mesmo sistema.
A vida útil do inversor será reduzida?
Esta pergunta não tem uma resposta tão clara.O fabricante do inversor oferece uma garantia que é vinculada ao respeito dos limites técnicos publicados no manual. O prazo mais comum são 5 anos. Na prática, no entanto, calculamos frequentemente com uma suposição mais otimista, partindo de uma vida útil de 10 a 12 anos.
Quando projetamos que o inversor vai trabalhar frequentemente na potência máxima, então devemos usar uma premissa mais conservadora no cálculo econômico e prever a troca do inversor logo após o vencimento da garantia. Podemos, também, contratar uma garantia estendida para 10 anos ou mais, repassando assim o risco de falhar precoce ao fornecedor.
Cuidados ao dimensionar o conjunto
Ao ultrapassar limites de entrada informados na ficha técnica do inversor, os efeitos são diferentes:
- Potência: em certos momentos ocorre clipping que causa perdas energéticas;
- Corrente: em certos momentos ocorre clipping que causa perdas energéticas;
- Tensão PMP mínima e máxima: em certos momentos, o inversor não consegue acompanhar as tensões ideais do arranjo fotovoltaico, o que causa perdas energéticas;
- Tensão máxima: o arranjo fotovoltaico produz a maior tensão em dias muito frias com alta irradiância. Se esta for ultrapassar o limite permitido pelo inversor, então há risco de queima de componentes.
Em relação aos primeiros quatro parâmetros, o efeito é financeiro e simulado no software. Solicite ao fornecedor confirmar que sua configuração é válida dentro da garantia, por escrito.
No quinto caso, pode ocorrer perda de equipamento não coberto pela garantia. Portanto calcule bem a tensão máxima na temperatura mínima do local da instalação para evitar esse risco!
Como proceder para elaborar o projeto
Recomendamos elaborar o projeto nas seguintes etapas:
- Analise restrições técnicas e financeiras: o limite da potência permitida no local é um forte indicador de que sobrecarregamento possa ser interessante. No entanto, não adianta avaliar variantes fora dos limites financeiros do cliente;
- Elabore o projeto preliminar com diferentes variantes, considerando uma variação do número de módulos, diferentes modelos de inversores e um layout diferente dos módulos;
- Simule as variantes com um software que calcula todos os detalhes: a decisão deve ser tomada com base em números sólidos. Planilhas, aplicativos gratuitos ou softwares que trabalham com médias mensais certamente não trarão resultados significativos;
- Inclua diversos aspectos econômicos: além do retorno financeiro, a energia solar traz também previsibilidade. Quem gera sua própria energia está menos sujeito a aumentos repentinos da tarifa, como ocorre sempre em crises energéticas. Para empresas eletrointensivas, é um aspecto fundamental que pode até ser mais importante do que o retorno sobre o investimento.
Qual software usar para simular os casos?
Usamos o software PV*SOL nas análises apresentadas acima e o recomendamos para projetos em geração distribuída. Ele é completo em termos técnicos e com seus parâmetros financeiros, oferece um cálculo confiável e ainda é fácil de usar.
No Brasil, são centenas de empresas que confiam no PV*SOL. Você pode baixar a versão teste gratuita para iniciar as primeiras análises.
Para projetos de geração centralizada, recomendamos o software PVsyst, que oferece parâmetros específicos para este nicho de mercado.
Quer saber mais?
Assista ao webinar que gravamos sobre o assunto, em parceria com a PHB que complementou com seu ponto de vista de fornecedor de inversores:
Em mais um blog sobre erros de instalação vamos falar hoje sobre o cabeamento. Aliás, já leu os anteriores sobre aterramento e grampos para fixação?
A função dos cabos é conduzir a energia gerada pelos módulos ao inversor, e dele à rede predial. As perdas devem ser mínimas, já que representam dinheiro perdido. E o desafio é que os cabos devem sobreviver de forma íntegra por décadas - afinal de contas, os módulos têm 25 ou mais anos de garantia.
Proteção de cabos
Na foto ao lado, você vê cabos passando por entre as telhas, sem qualquer proteção. A longo prazo, os cabos podem perder as camadas de isolamento e formar um curto circuito.
Agora é importante lembrar que estamos vendo fios por onde passa corrente contínua, gerada pelos módulos. Diferente de circuitos na instalação elétrica comum em corrente alternada, aqui não há nenhum disjuntor ou outro dispositivo que desarme, cortando a corrente.
Roscas representam outro perigo
A segunda imagem mostra cabos passando rente a uma barra roscada. À primeira vista não percebemos o perigo. Só que o cabo não vai ficar parado nesta posição: o vento o movimenta, e a dilatação térmica também.
Ao longo de 25 anos, prazo de garantia dos módulos, cada movimento, mesmo que pequeno, vai ter um impacto e comprometer o isolamento do cabo.
Use o fio correto conforme norma!
O cabo azul, na terceira imagem, já começou a perder sua cor. Isso mostra que ele não tem proteção contra raios ultravioletos, que é obrigatória para cabos fotovoltaicos pela norma ABNT 16612:2017.
Você certamente já reparou que os outros cabos nesta foto também foram colocados de forma inapropriada, passando por uma aresta afiada.
Como proteger os fios?
Embaixo dos módulos, os fios devem ser fixados com abraçadeiras. Evite curvas muito fechadas, para não forçar o isolamento.
As abraçadeiras devem ter proteção UV, portanto não use aquelas brancas ou transparentes, a não ser que o fabricante garante essa proteção. Alguns fornecedores para sistemas fotovoltaicos oferecem abraçadeiras feitos de material mais resistente.
Como passar pelas telhas?
Todos os fios expostos ao sol devem correr em dutos como eletrodutos, eletrocalhas ou dutos corrugados. Estes também precisam ser resistentes à radiação do sol, o que impede uso de conduites. Os dutos protegem os fios também na passagem pelas telhas.
Precisamos tomar cuidado especial para não causar infiltração neste ponto. A forma mostrada na imagem ao lado, por exemplo, é aceitável em telhados com caimento mais acentuado onde não ocorre fluxo reverso da água de chuva. Uma vedação adicional por espuma expansiva ou manta asfáltica é recomendável.
Uma outra alternativa é furar a telha no sentido vertical, no diâmetro do duto. Fure sempre a parte alta da telha e vede bem a passagem para evitar infiltrações. Silicone não serve neste ambiente.
Abaixo do telhado
Mesmo que não haja impacto de sol nem de chuva abaixo do telhado, não deixe os cabos desprotegidos. Cole ainda avisos nas caixas de passagem para evitar que pessoas desavisadas interfiram no cabeamento. A norma NBR 16690 recomenda a placa apresentada ao lado, que pode ser acrescentado por símbolos de advertência.
Como detectar falhas de isolamento nos cabos
O inversor verifica, continuamente, a resistência entre o circuito primário e a terra. Quando esta cai abaixo de um valor mínimo aceitável, ele desliga e apresenta um alarme no display ou no monitoramento remoto.
O problema costuma começar a aparecer em dias chuvosos, quando a água conduz a corrente entre os polos, e desaparecer na medida que o sol seca o ponto de fuga.
Portanto fique atento a esses avisos ou a falhas de geração durante ou logo após episódios de chuva.
A medição manual do isolamento é feita com um megômetro ou um aparelho especial e descrito na norma NBR 16274, que trata do comissionamento de instalações fotovoltaicas. Leia mais na seguinte apresentação.
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