2 de agosto de 2021

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Estudo de caso: queda de tensão no circuito de CC segundo a NBR 16690

Entenda a queda de tensão no circuito de corrente contínua explorando um caso real

Autor: 25 de julho de 2020maio 17th, 2021Artigos técnicos
Estudo de caso: queda de tensão no circuito de CC segundo a NBR 16690

A concepção do sistema fotovoltaico deve levar em conta diversos aspectos técnicos como a bitola e o comprimento do cabo, a queda de tensão no circuito e as dificuldades que podem ser encontradas na realização da obra física. Neste artigo, vamos abordar a questão da queda de tensão no circuito de corrente contínua explorando um caso real. No projeto ocorreu a dúvida sobre a melhor forma de disposição dos inversores. Deveriam ser posicionados próximo aos módulos fotovoltaicos ou ao lado do ponto de alimentação da propriedade? Uma análise de perdas, que vamos apresentar em outro artigo, indicou que a melhor solução seria o posicionamento dos inversores perto do ponto da entrada da propriedade. Isso minimiza as perdas de geração, pois encurta o cabeamento de corrente alternada e faz as distâncias maiores serem percorridas pelo circuito de corrente contínua, no qual a tensão é mais elevada e a corrente é reduzida. O sistema fotovoltaico foi instalado em uma propriedade rural onde existe uma distância considerável da área de construção até o ponto de alimentação. Preferiu-se não realizar a conexão do sistema fotovoltaico no circuito interno da construção, por ser uma instalação antiga. A conexão de sistemas fotovoltaicos em quadros de distribuição existentes, sobretudo em instalações antigas ou mal dimensionadas, frequentemente incorre em problemas de variação de tensão e desligamento indesejado dos inversores.

Figura 1: Situação do sistema fotovoltaico e trajeto a ser percorrido para a conexão à rede elétrica

Figura 1: Situação do sistema fotovoltaico e trajeto a ser percorrido para a conexão à rede elétrica

Figura 2: Disposição das strings sobre o telhado da construção

Figura 2: Disposição das strings sobre o telhado da construção

Na Figura 2 observamos o posicionamento das strings sobre o telhado. Foi empregado um inversor com 12 entradas de MPPT. O circuito mais longo, denominado MPPT1, tem um comprimento total (considerando os cabos positivo e negativo) de 920 metros. É sobre este circuito que vamos realizar nossa análise de queda de tensão. As distâncias de cada string até o inversor são mostradas na Tabela 1, logo a seguir.

Tabela 1 – Distâncias das strings ao inversor:

 

O problema da queda de tensão

Um problema conhecido na área de projetos de instalações elétricas é a queda de tensão nos cabos. Dois critérios são empregados no dimensionamento de um cabo ou de um condutor elétrico: capacidade de condução de corrente e queda de tensão. Em circuitos longos, mesmo que a bitola do condutor atenda o critério da condução de corrente, nem sempre o critério da queda de tensão será satisfeito. Neste caso, a solução a ser adotada é o emprego de um cabo de maior bitola, o que eleva o custo e a complexidade da instalação. Um projeto fotovoltaico é, acima de tudo, um projeto de instalação elétrica. As instalações de baixa tensão em geral são regidas pela norma NBR 5410 e as instalações fotovoltaicas são orientadas pela norma NBR 16690. As duas se complementam, sendo que a norma NBR 16690 diz respeito mais propriamente aos circuitos de corrente contínua, cujas especifidades não eram abordadas na primeira norma citada. A queda de tensão percentual em um circuito de corrente contínua é calculada como:

Queda (%) = Delta_V / U

Delta_V = R x I

R = r * C

Delta_V é a queda de tensão no circuito (V), U é a tensão da fonte (V), R é a resistência do condutor (ohms), I é a intensidade da corrente elétrica (A), C é o comprimento total do circuito (m) e r é a resistência por unidade de comprimento (ohms/m) do cabo encontrada no catálogo do fabricante.

Figura 3: Circuito de corrente contínua composto por uma fonte, um receptor e condutores elétricos

Figura 3: Circuito de corrente contínua composto por uma fonte, um receptor e condutores elétricos

A norma NBR 16690 diz o seguinte:

A norma recomenda, mas não exige, que a queda de tensão no circuito CC não seja superior a 3%. Sempre que possível a orientação da norma deve ser seguida. Em caso de não atendimento da orientação, o projetista deve apelar a sua experiência e a outros fatores técnicos para tomar a melhor decisão. Qual seria o problema de uma elevada queda de tensão no circuito CC? A resposta é apenas uma: perda de geração. Quedas de tensão ocasionam perdas de energia que acompanham o sistema fotovoltaico em toda a sua vida útil. Entretanto, perdas sempre vão existir e só podem ser minimizadas com a ampliação das bitolas dos cabos, o que consequentemente onera e dificulta as instalações.

Premissas do projeto

Duas opções de bitola eram possíveis: 6 mm2 ou 10 mm2. Com a bitola de 6 mm2 as conexões seriam facilitadas, pois as entradas do inversor empregado no projeto possuem receptáculos para conectores de até 6mm2, como mostra a ilustração da Figura 4. Na Figura 4 vemos que o inversor possui 6 MPPTs e 12 entradas para a conexão de circuitos, sendo duas entradas por MPPT. Neste projeto cada string foi ligada a uma das 12 entradas. Os conectores MC4 são padronizados em duas versões: bitolas de 1,5 e 2,5 mm2, 4 e 6 mm2 e 10 mm2, como se pode ver na Tabela 2 a seguir. O emprego de cabos de 10 mm2 impossibilitaria o uso de conectores MC4 para a conexão direta das strings ao inversor, tornando necessária a confecção de string boxes externas. Além do custo adicional de adição das string boxes, a adoção do cabo de 10 mm2 dificultaria o lançamento dos cabos no duto destinado ao circuito de corrente contínua. O desafio deste estudo de caso, portanto, era provar a viabilidade de adoção do cabo de 6 mm2 neste projeto que possui circuitos de grandes comprimentos – uma das strings requer quase 1 quilômetro de cabos.

Figura 4: Ilustração da área de conectorização dos circuitos de corrente contínua do inversor MAX 75KTL3 LV

Figura 4: Ilustração da área de conectorização dos circuitos de corrente contínua do inversor MAX 75KTL3 LV

Tabela 2 – Bitolas padronizadas dos conectores MC4:

Fonte: Staübli/Multicontact

Fonte: Staübli/Multicontact

Cálculo da queda de tensão

A seguir encontramos a tabela com as características dos cabos empregados no projeto (Cortox Solar/Cordeiro Cabos Elétricos).

Tabela 3: Características técnicas dos cabos Cortox Solar/Cordeiro Cabos Elétricos:

De acordo com a orientação da NBR 16690, a queda de tensão é calculada com referência à tensão no ponto de máxima potência em STC (condições padrão de teste: 1000 W/m2 e 25 oC). A informação que precisamos extrair da tabela é a resistência do condutor. Encontramos na tabela: r = 3,39 ohms/km para o cabo de 6 mm2 e r = 1,95 ohms/km para o cabo de 10 mm2. Neste projeto, com 20 módulos em série, com tensão de máxima potência individual de 40,3 V em STC, totaliza-se a tensão de 806 V. A queda de tensão admissível seria, portanto: 3% x 806 = 24,18 V. Na condição de carga máxima a corrente de cada string é I = 11 A. Esse número foi encontrado pela divisão da corrente total (132 A, conforme  a Figura 5) pelo número de strings, que é 12. A condição de carga máxima foi obtida a partir do dimensionamento do sistema no PVSyst. Considerando uma temperatura típica operacional de 70 oC, o sistema alcança a potência máxima de 87,3 kW (que corresponde também à máxima potência de entrada do inversor). Este é um exemplo de boa compatibilidade entre as características das strings e do inversor. A ocorrência de clipping será muito pequena neste projeto. Do ponto de vista do cálculo da queda de tensão, a consideração realizada é correta, pois representa a máxima potência de geração que se poderá alcançar com esse sistema. Em temperaturas menores a curva I-V do sistema (traço verde) será deslocada para a direita, causando a limitação da potência ao valor máximo que o inversor suporta (representada pela linha tracejada). Caso a temperatura seja maior do que 70 oC, a condição de carga máxima terá potência menor do que o valor considerado.

Figura 5: Dimensionamento do sistema no PVSyst

Figura 5: Dimensionamento do sistema no PVSyst

Com todos os dados em mãos podemos proceder ao cálculo da queda de tensão para o cabo de 6 mm2:

r = 3,39 ohms/km ; C = 0,92 km ; I = 11 A ; U = 806V

R = r * C = 3,1188 ohms

Delta_V = R * I = 34,3 V

Queda (%) = 34,3 / 806 = 4,25%

O cálculo revela que, de acordo com a orientação normativa, o limite de 3% da tensão de máxima potência em STC é violado. Entretanto, algumas considerações sobre isso são necessárias.

Primeiramente, o limite de queda de tensão da NBR 16690 é uma recomendação. Queda de tensão superior a 3% não é uma proibição, pois não incorre em riscos de segurança ou de qualquer tipo ao sistema. Apenas se deve ter em mente que a presença de quedas de tensão exageradamente elevadas resultaria perdas de geração. Neste caso, entretanto, a queda de tensão calculada é bastante próxima do limite recomendado e ocorre em apenas um dos 12 strings. Em casos como este o projetista deve avaliar a conveniência de respeitar o limite de 3% ou escolher um cabo de bitola superior. Neste projeto a opção de elevar a bitola para 10 mm2 traria dificuldades para o lançamento dos cabos e reduziria a segurança do sistema pelo aumento da complexidade e do número de componentes e conexões elétricas. Haveria ainda o aumento de custo, que não justificaria o benefício da redução da perda de geração – benefício ínfimo, neste caso, conforme se verificou em simulação realizada no PVSyst.

Conclusão

A máxima queda de tensão recomendada nos sistemas fotovoltaicos é de 3% nos circuitos de corrente contínua. Essa queda é calculada com base na tensão de máxima potência da string de módulos fotovoltaicos em 25 oC e 1000 W/m2 (condição STC). Quedas de tensão superiores a 3% são admissíveis, desde que não impactem de forma relevante o desempenho do sistema fotovoltaico. Esse impacto deve ser medido e avaliado por meio de simulações no PVSyst. Aspectos como custo, complexidade e segurança devem ser analisados juntamente com os demais critérios de projeto de uma instalação. No caso analisado constatou-se que a melhor opção seria o uso de cabo de bitola menor em detrimento do cabo superior. No circuito analisado, referente a uma das 12 strings do sistema, o benefício da maior bitola seria ínfimo, não justificando a inconveniência de adotá-la.


Colaboraram com este estudo: Elvis Almeida e Guilherme Sanches – da MySol Energia Solar – e Micaella Aynoã.

 

Marcelo Villalva

Marcelo Villalva

Especialista em sistemas fotovoltaicos. Docente e pesquisador da Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação (FEEC) da UNICAMP. Coordenador do LESF - Laboratório de Energia e Sistemas Fotovoltaicos da UNICAMP. Autor do livro "Energia Solar Fotovoltaica - Conceitos e Aplicações".

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