Mini-Projecto · Projetar o armazenamento de energia de uma PME com fotovoltaico
Contexto
Uma PME de panificação (cliente fictício) tem um pavilhão com forno elétrico, câmaras frigoríficas e uma instalação fotovoltaica de 25 kWp em autoconsumo. O consumo médio é de cerca de 180 kWh por dia e a produção solar média ronda os 100 kWh por dia, com excedente ao meio-dia. Todas as manhãs, durante cerca de 1 h, o arranque simultâneo de fornos e amassadoras (entre as 6h e as 7h) faz subir a potência até aos 42,5 kW, acima dos 34,5 kVA de potência contratada (cerca de 34,5 kW, com cosφ próximo de 1), o que dispara o limitador de potência ou obrigaria a contratar um escalão superior. Numa falha de rede, as cargas críticas (câmaras frigoríficas, iluminação de segurança e comunicações) somam 4 kW e têm de ser mantidas durante 5 h.
Foste contratado/a como projetista de instalações elétricas para propor uma solução de armazenamento que corte o pico da manhã, garanta o backup das cargas críticas e aproveite o excedente solar. O projeto deve comparar tecnologias, dimensionar o sistema, definir a configuração do BMS e dos protocolos de comunicação, prever a integração com o fotovoltaico, a monitorização e a segurança, e identificar o enquadramento regulamentar a confirmar.
Trabalhas individualmente ou a pares, com folha de cálculo e com os dados de partida da secção seguinte, e entregas um dossiê de projeto com memória descritiva, cálculos, esquema unifilar de princípio e plano de ensaios.
Dados fornecidos (valores hipotéticos)
Os dados seguintes bastam para fazer todo o projeto. Qualquer outro valor que uses tem de ser indicado como pressuposto no dossiê.
| Item | Dados |
|---|---|
| Instalação e perfil | Fotovoltaico de 25 kWp; consumo de 180 kWh por dia; produção de 100 kWh por dia, com máximo ao meio-dia; potência contratada de 34,5 kVA (cosφ próximo de 1); pico de 42,5 kW entre as 6h e as 7h; cargas críticas de 4 kW durante 5 h |
| Módulo de bateria LFP | 25,6 V (8 células de 3,2 V), 200 Ah, 5,12 kWh; 0,5 C contínuo máximo; DOD máximo de 90 %; carga proibida abaixo de 0 °C; limites por célula: corte de carga 3,65 V (aviso 3,60 V), corte de descarga 2,5 V (aviso 2,8 V); sobretemperatura a 55 a 60 °C; resistência interna do conjunto de 64 células: 40 mΩ; BMS por módulo com comunicação CAN |
| Inversor de bateria trifásico | 10 kW; entrada só de bateria, não recebe os painéis; janela de tensão da bateria de 150 V a 450 V; corrente máxima de carga e de descarga de 60 A; comunicação CAN (500 kbit/s) e Modbus TCP; função de backup com transferência automática das cargas críticas |
| Chumbo-ácido estacionário | 2 V por célula; blocos de 12 V e 200 Ah à taxa de 10 h; DOD máximo de 50 %; 1200 ciclos a esse DOD; eficiência de ida e volta de 75 % a 85 % |
| Hidrogénio | eletrolisador de 55 kWh por kg; célula de combustível PEM de 50 % de eficiência; eficiência global de ida e volta de cerca de 30 % |
| Supercondensador | células de 3000 F e 2,7 V |
| Cabo de ligação | cobre de 35 mm², 5 m (10 m de ida e volta), resistividade 0,0178 Ω·mm²/m; corrente admissível Iz = 126 A para o modo de instalação previsto, já corrigida |
| Preços e ganhos | bateria LFP a 450 € por kWh nominal; inversor a 3000 €; instalação, proteções, cabos e comissionamento a 600 €; ganho de 0,15 € por kWh deslocado, com 3000 kWh por ano deslocados; poupança por evitar subir de escalão de potência: 1200 € por ano |
O perfil de mensagens CAN não vem dado: define-o no dossiê, em tabela (identificador, bytes, escala), como se faz na ficha 2.
Requisitos
Funcionais
- Levantar os dados de partida: perfil de carga, produção, picos, cargas críticas e restrições do local.
- Comparar pelo menos três tecnologias de armazenamento (por exemplo, chumbo-ácido, lítio LFP e hidrogénio ou supercondensadores) e selecionar uma, justificando com critérios técnicos.
- Dimensionar a energia nominal, a potência do inversor, o arranjo série/paralelo e a corrente, verificando o C-rate.
- Verificar a compatibilidade entre a bateria e o inversor de bateria (tensão, corrente, comunicação e funcionalidades).
- Definir a configuração do BMS (limites de tensão, corrente e temperatura, balanceamento) e o protocolo de comunicação (CAN e/ou Modbus), incluindo terminação e parâmetros.
- Definir a estratégia de gestão (reserva de SOC para backup, corte de ponta, prioridade ao autoconsumo).
- Dimensionar proteções e cabos em corrente contínua (pelo menos um circuito: corrente admissível do cabo, queda de tensão, corrente de curto-circuito e poder de corte da proteção).
- Propor indicadores de monitorização e um plano de comissionamento.
- Estimar a viabilidade económica simples com pressupostos explícitos.
Não-funcionais
- Documentos organizados, com nomenclatura consistente (versão, data, autor).
- Cálculos com unidades e hipóteses indicadas, de modo a poderem ser refeitos.
- Preocupação com segurança (local, ventilação, proteções, EPI) em todas as fases.
- Referência ao enquadramento regulamentar (Lei n.º 14/2015, RTIEBT, regime do autoconsumo, ERSE e DGEG, normas de baterias) sempre na redação em vigor, sem citar valores de memória.
- Linguagem técnica clara, em português europeu.
Fases
Fase 1 · Levantamento e objetivos (2h) Analisar o caso, extrair os dados de partida, definir os objetivos mensuráveis (cortar o pico a 34,5 kW, manter 4 kW durante 5 h) e as restrições do local.
Fase 2 · Seleção da tecnologia (3h) Comparar pelo menos três tecnologias em densidade, eficiência, ciclos, segurança, custo e adequação à função; escolher e justificar.
Fase 3 · Dimensionamento (4h) Calcular a energia útil e nominal, a potência do inversor, o arranjo da bateria, a corrente e o C-rate; aplicar DOD, eficiência e margem de envelhecimento; calcular a reserva de SOC para o backup.
Fase 4 · BMS e comunicação (3h) Definir os limites do BMS, o balanceamento e o protocolo de comunicação com o inversor (terminação, débito, endereços, perfil de mensagens).
Fase 5 · Integração, proteções e cabos (3h) Escolher a arquitetura de ligação ao fotovoltaico, verificar a compatibilidade com o inversor, dimensionar proteções e cabos DC (corrente admissível, poder de corte, queda de tensão), e desenhar o esquema unifilar de princípio.
Fase 6 · Monitorização, segurança e regulamentação (3h) Definir indicadores, alarmes, plano de comissionamento e manutenção; identificar as obrigações regulamentares a confirmar e as medidas de segurança do local.
Fase 7 · Dossiê e apresentação (2h) Reunir memória descritiva, cálculos, esquema e plano de ensaios; apresentar a solução e a análise económica à turma.
Critérios de avaliação
| Critério | Peso |
|---|---|
| Levantamento de dados e objetivos | 10% |
| Seleção e justificação da tecnologia | 15% |
| Dimensionamento (energia, potência, C-rate) | 25% |
| BMS e protocolos de comunicação | 15% |
| Integração, proteções e cabos | 15% |
| Monitorização, segurança e regulamentação | 15% |
| Dossiê e apresentação | 5% |
Solução de referência (linhas gerais)
Objetivos e dados: cortar o pico de 42,5 kW para 34,5 kW (excesso de 8 kW durante cerca de 1 h, ou 8 kWh por dia); manter 4 kW de cargas críticas durante 5 h (20 kWh de energia útil de reserva); aproveitar o excedente solar do meio-dia.
Tecnologia: comparação em densidade de energia, ciclos, eficiência e segurança. Chumbo-ácido: barato, mas DOD de 50 %, poucos ciclos, efeito de Peukert e manutenção; exigiria cerca de 1,8 vezes a capacidade nominal só pelo DOD (0,90 ÷ 0,50), e mais ainda com o efeito de Peukert à taxa de descarga de 5 h. Hidrogénio: eficiência de ida e volta de cerca de 30 % e complexidade de segurança, desproporcionadas para horas de armazenamento. Supercondensadores: potência sem energia suficiente para 5 h de backup. Escolha: iões de lítio LFP, pela segurança térmica, ciclos (milhares), eficiência de 90 % ou mais e ausência de manutenção.
Dimensionamento: energia útil total a prever de forma combinada, 20 kWh de reserva mais 8 kWh de corte de ponta, ou seja, 28 kWh (o corte de ponta usa a energia acima da reserva). Com DOD de 90 %, rendimento do inversor de 95 % e margem de envelhecimento de 0,9: E_nominal = 28 ÷ (0,90 × 0,95 × 0,90) ≈ 36,4 kWh. Arranjo escolhido: 8 módulos de 25,6 V e 200 Ah (5,12 kWh cada) em série, para 204,8 V e 200 Ah, ou seja, 40,96 kWh nominais. Energia utilizável com DOD de 90 %: 36,9 kWh. Reserva mínima de SOC para o backup: (1) as cargas críticas pedem 4 kW × 5 h = 20 kWh à saída do inversor, logo a bateria fornece 20 ÷ 0,95 = 21,1 kWh; (2) em percentagem da energia nominal, 21,1 ÷ 40,96 = 51,4 %; (3) o DOD de 90 % deixa sempre 10 % por usar no fundo, pelo que o SOC mínimo é 10 % + 51,4 % = 61,4 %, ou seja, 62 %. Inversor de bateria trifásico de 10 kW com função de backup, ligado ao quadro geral em corrente alternada. Corrente máxima de descarga a 10 kW: 10 000 ÷ 204,8 ≈ 49 A; C-rate: 49 ÷ 200 ≈ 0,24 C, dentro do limite de 0,5 C. Para o corte de ponta de 8 kW: 8000 ÷ 204,8 ≈ 39 A, 0,2 C.
BMS e comunicação: BMS modular com um mestre e escravos por módulo, equilíbrio passivo (ativo se o desequilíbrio for frequente). Limites por célula (dados fornecidos): corte de carga a 3,65 V, aviso a 3,60 V; corte de descarga a 2,5 V, aviso a 2,8 V; carga bloqueada abaixo de 0 °C; alarme e corte por sobretemperatura (cerca de 55 a 60 °C). Conjunto de 64 células: tensão máxima de carga 64 × 3,60 = 230,4 V e mínima de descarga 64 × 2,8 = 179,2 V, dentro da janela de 150 V a 450 V do inversor (com o corte de descarga a 2,5 V por célula, a tensão mínima é 160 V, também dentro). Comunicação CAN entre BMS e inversor, com o perfil de mensagens indicado pelo fabricante, a 500 kbit/s, com duas terminações de 120 Ω (60 Ω medidos), cabo de par entrelaçado blindado. Modbus TCP do inversor e do contador para o sistema de monitorização, com mapa de registos documentado (tipo, escala, ordem dos bytes).
Integração e proteções: acoplamento em corrente alternada. Mantém-se o inversor fotovoltaico existente e acrescenta-se ao quadro geral um inversor de bateria de 10 kW com função de backup. O acoplamento em corrente contínua não serve neste caso: obrigaria a substituir o inversor fotovoltaico por um híbrido capaz de converter os 25 kWp já instalados, e um híbrido de 10 kW cortaria a maior parte da produção de meio-dia, que é precisamente a energia que se quer guardar. O preço do acoplamento AC é uma conversão a mais na carga da bateria, cerca de 2 pontos percentuais de eficiência (sebenta, capítulo 10), que se aceita por se aproveitar o inversor existente e por permitir carregar também da rede fora das horas de ponta. Proteção DC com aparelhos próprios para DC. Corrente de projeto: Ib = 60 A (corrente máxima do inversor; a 10 kW são 49 A). Corrente de curto-circuito: tensão máxima 64 × 3,65 = 233,6 V; resistência do circuito 40 mΩ (bateria) + 5,1 mΩ (cabo, 0,0178 × 10 ÷ 35) = 45,1 mΩ; Icc = 233,6 ÷ 0,0451 ≈ 5,2 kA. Aparelho: tensão estipulada em DC de 250 V ou mais, poder de corte de pelo menos 5,2 kA (escalão seguinte, por exemplo 10 kA) e In = 63 A. Cabo de 35 mm² com Iz = 126 A: Ib ≤ In ≤ Iz dá 60 ≤ 63 ≤ 126 A, e I2 = 1,45 × 63 ≈ 91 A ≤ 1,45 × 126 = 183 A, logo cumpre. Energia de curto-circuito suportada pelo cabo: k² × S² = 115² × 35² ≈ 16,2 × 10⁶ A²s; o I²t do aparelho, na folha de dados do fabricante, tem de ser inferior. Seccionador acessível, contactor de pré-carga e paragem de emergência. Queda de tensão no cabo de cobre de 35 mm², 5 m (10 m ida e volta), a 49 A: R = 0,0178 × 10 ÷ 35 ≈ 0,0051 Ω; ΔU ≈ 0,25 V, ou 0,12 % de 204,8 V, aceitável.
Estratégia de gestão (EMS): reserva de SOC de 62 % para backup; descarga para corte de ponta no arranque da manhã (por volta das 6h às 7h); carga com excedente solar do meio-dia; recarga da rede apenas se o SOC descer abaixo da reserva; limitação de SOC máximo a 95 % para prolongar a vida, o que deixa uma janela de (95 - 62) % × 40,96 ≈ 13,5 kWh para o corte de ponta, que precisa de 8 ÷ 0,95 ≈ 8,4 kWh.
Monitorização e comissionamento: indicadores de autoconsumo, autossuficiência, eficiência de ida e volta, ciclos equivalentes, SOH e disponibilidade; alarmes de temperatura, SOC baixo e falha de comunicação; acesso remoto seguro. Comissionamento: inspeção, medição de tensões e isolamento, verificação do BMS e dos limites no inversor, teste de comunicação com alarme simulado, teste de backup com a rede desligada, registo dos valores iniciais.
Segurança e regulamentação: local ventilado, temperatura estável, afastado de combustíveis e de vias de evacuação; sinalização e EPI na intervenção; projeto e execução por entidades e profissionais habilitados nos termos da Lei n.º 14/2015, de 16 de fevereiro; instalação de acordo com as RTIEBT; confirmar junto da DGEG e do operador da rede de distribuição o registo e as condições de ligação do armazenamento associado ao autoconsumo, e as regras do regulamento da ERSE, todos na redação em vigor; baterias de lítio conformes à IEC 62619 e instalação de acordo com a IEC 62485-5; sistema de acordo com a série IEC 62933; recolha da bateria em fim de vida por operador licenciado.
Viabilidade (valores hipotéticos): investimento de cerca de 22 000 € (40,96 kWh × 450 € + 3000 € + 600 € = 22 032 €); poupança por evitar subir de escalão de potência de 1200 €/ano; 3000 kWh/ano deslocados a 0,15 €/kWh de ganho = 450 €/ano; total de 1650 €/ano; retorno simples de 22 000 ÷ 1650 ≈ 13,3 anos, no limite da vida útil, pelo que o valor do backup e a eventual evolução dos preços e dos apoios entram na decisão.
Erros comuns
- Dimensionar apenas pela energia, ignorando a potência necessária para o corte de ponta e o C-rate.
- Esquecer a reserva de SOC para o backup na estratégia de gestão, ou calculá-la dividindo a energia da carga pela energia utilizável, sem o rendimento do inversor nem os 10 % que o DOD deixa no fundo.
- Aplicar o DOD mas esquecer o rendimento do inversor, o SOH e a temperatura.
- Escolher a bateria e o inversor sem verificar a janela de tensão e o perfil de comunicação.
- Usar aparelhos de proteção para AC em circuitos DC.
- Escolher a proteção só pela corrente, sem verificar a tensão em DC, o poder de corte face à corrente de curto-circuito e a corrente admissível do cabo (Ib ≤ In ≤ Iz).
- Terminar mal o barramento CAN ou configurar débitos diferentes nos equipamentos.
- Propor hidrogénio onde uma bateria resolve o problema.
- Citar números de diplomas ou limites de memória em vez de remeter para o texto em vigor.
- Apresentar o retorno económico sem pressupostos.
Bónus (opcional)
- Comparar a solução em acoplamento AC e DC em eficiência anual, com os dados de produção.
- Propor uma segunda fase com carregamento de veículos elétricos e calcular o impacto na potência.
- Simular, numa folha de cálculo, o SOC ao longo de um dia típico com a estratégia proposta.
- Criar uma lista de verificação de manutenção anual para a instalação.
Reflexão
No dossiê final, responde: porque é que o dimensionamento por pico de potência pode exigir mais bateria do que o dimensionamento por energia? E descreve uma decisão do projeto (tecnologia, arquitetura ou configuração do BMS) que mudarias se o cliente pedisse 10 h de backup em vez de 5 h, justificando com cálculos.