Ando Júnior, Oswaldo HideoLedesma, Jorge Javier GimenezSylvestrin, Giovane Ronei2017-12-202017-12-202017-12-20https://dspace.unila.edu.br/handle/123456789/3077Dissertação apresentada à Faculdade de Engenharia de Energia da Universidade Federal da Integração Latino-Americana como parte dos requisitos exigidos para a obtenção do título de Engenheiro de Energia. Orientador: Prof. Dr. Oswaldo Hideo Ando Junior e Coorientador: Prof. Dr. Jorge Javier Gimenez LedesmaO presente trabalho tem como objetivo apresentar o dimensionamento de um sistema fotovoltaico conectado à rede para uma empresa de fertilizantes localizada na cidade de Foz de Iguaçu - PR, visando suprir parte da demanda energética, que teve um grande crescimento após uma expansão fabril. O estudo visa aproveitar à grande área de telhados que a empresa dispõe, separados em dois barracões com cerca de 2.000m² e orientação ao norte geográfico. Analisou se a viabilidade técnica e econômica da implementação de geração distribuída fotovoltaica, cuja economia estaria vinculada ao sistema de compensação disposto pela Resolução Normativa da ANEEL n° 482/2012. O dimensionamento do sistema ocorreu primeiramente pelo levantamento de dados da empresa, obtendo-se sua localização, perfil de consumo elétrico, condições das instalações elétricas e área disponível para instalação do sistema. Considerando o máximo aproveitamento da área de telhados orientados ao norte, analisou-se dois arranjos fotovoltaicos, cada um empregando um dos módulos fotovoltaicos pré-selecionados da marca Canadian, policristalinos, de 60 células (CS6P-270P), e 72 células (CS6X-320P), com potências de 270Wp e 320Wp, respectivamente. O inversor selecionado para ambos os arranjos foi da PHB Solar, PHB20KDT, com potência nominal de 20kW. A seleção dos equipamentos deu-se de acordo com as características técnicas, eficiência, e disponibilidade de preços no mercado. Para realizar a estimativa de geração de energia utilizou-se de método analítico (método da insolação) e uma ferramenta computacional para convalidação. Com base nos dados fornecidos pela empresa quanto à demanda horária típica e, na previsão anual de geração, determinou-se o autoconsumo de energia, que possibilitou inserir na análise financeira a parcela da energia gerada que seria injetada na rede elétrica e que assim teria tributação imposta sobre ela. A seleção do arranjo final do sistema ocorreu pelo critério financeiro, através do estudo de viabilidade pela determinação dos indicadores econômicos VPL (Valor Presente Líquido), TIR (Taxa Interna de Retorno) e Pay-Back Descontado, considerando um horizonte de 25 anos, com cerca de 88% da geração garantida devido a degradação dos módulos estimada em 0,5%a.a. A análise foi realizada para três cenários, obtidos pela relação entre a tarifa de energia elétrica e a inflação ao longo dos últimos 20 anos: (i) crescimento da tarifa de eletricidade superior ao crescimento da taxa de inflação (10,67%a.a nominal), (ii) ajuste tarifário abaixo da inflação (4,50%a.a nominal) e (iii) ajuste proporcional à inflação (6,71%a.a nominal). Cada cenário foi analisado considerando o montante de investimento inicial sendo obtido por financiamento bancário ou por recursos próprios da empresa. Os resultados do trabalho apontaram viabilidade econômica para os dois arranjos de sistema propostos nos cenários de crescimento superior e proporcional à inflação, com um tempo de retorno de 13,41 anos para o primeiro cenário, cenário padrão, sem financiamento. Através da análise técnica e financeira selecionou-se o sistema composto por 816 módulos Canadian CS6X-320P, e 12 inversores PHB20K-DT, com geração de energia estimada para o primeiro ano de operação de 356,68MWh, suprindo cerca 71% da demanda de energia elétrica da empresa de fertilizantes, proporcionando uma economia anual média de R$ 147.309,90. O custo total de implantação foi estimado em R$ 1.605.608,65.The present work aims to present the design of a photovoltaic system connected to the grid for a fertilizer company located in the city of Foz de Iguaçu – PR, aiming to supply part of the energy demand, which had a great growth after a factory expansion. The study aims to take advantage of the large area of roofs that the company has, separated into two buildings with about 2.000m 2 and geographic north orientation. Was analyzed the technical and economic viability of the implementation of photovoltaic distributed generation, whose economy would be linked to the compensation system established by ANEEL Normative Resolution No. 482/2012. The sizing of the system occurred firstly by the data collection of the company, obtaining its location, profile of electric consumption, conditions of the electrical installations and area available for installation of the system. Considering the maximum utilization of the north-facing roof area, two photovoltaic arrangements were analyzed, each using one of the preselected photovoltaic modules of the Canadian brand, polycrystalline, 60 cells (CS6P-270P), and 72 cells (CS6X- 320P), with powers of 270Wp and 320Wp, respectively. The inverter selected for both arrangements was PHB Solar, PHB20K-DT, with nominal power of 20kW. The selection of equipment was according to the technical characteristics, efficiency, and availability of prices in the market. To perform the estimation of energy generation was used an analytical method (insolation method) and a computational tool for convalidation. Based on the data provided by the company regarding the typical hourly demand, and in the annual generation forecast, it was determined the energy self-consumption, which made it possible to insert in the financial analysis the portion of the energy generated that would be injected into the electricity grid and which would thus have taxation imposed on it. The selection of the final arrangement of the system occurred by the financial criterion, through the feasibility study by determining the economic indicators VPL (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return) and Discounted Pay-Back, considering a horizon of 25 years, with about 88% of generation guaranteed due to degradation of modules estimated at 0,5%p.a. The analysis was carried out for three scenarios, obtained by the relation between electricity tariffs and inflation over the last 20 years: (i) electricity rate growth higher than the inflation rate (10,67%p.a nominal) , (ii) tariff adjustment below inflation (4,50%p.a nominal) and (iii) adjustment proportional to inflation (6,71%p.a nominal). Each scenario was analyzed considering the amount of initial investment being obtained by bank financing or by the company’s own resources. The results of the study indicated economic viability for the two system arrangements proposed in the scenarios of higher growth and proportional to inflation, with a return time of 13,41 years for the first scenario, a default scenario, without financing. Through the technical and financial analysis, the system was composed of 816 Canadian CS6X-320P modules and 12 PHB20K-DT inverters, with estimated power generation for the first year of operation of 356,68MWh, supplying about 71% of the demand for electricity from the fertilizer company, providing an annual average saving of R$ 147.309,90. The total cost of implementation was estimated at R$ 1.605.608,65poropenAccessCompensação de EnergiaSistema FotovoltaicoMinigeração distribuídabachelorThesis