No / An isolated micro-grid network with limited generating capacity would most likely, end up having operational challenge either due to increasing number of customers, or introduction of new loads onto the network. This is in view of an observed scenario especially in developing countries whereby as load demand increases, installed PV capacity often do not receive commensurate expansion. So, in order to prevent network failure, each user can be allocated certain amount of limited power supply which should not be exceeded. These allotments are dynamic, and they vary at regular time intervals every day depending on their historic load profile data. This work is therefore based on managing power supply from a PV-source operating as an isolated micro-grid with storage capabilities. A power supply scheduling mechanism is introduced which allocates maximum power capacity for every user. Hence communities detached from the grid can enjoy electricity despite shortfalls in power supply capacity. The obtained results evaluated under three scenarios show that allocating energy limits to each user depends on the current capacity of the battery as well as the forecast load demand. This allotment is enforced using variable circuit breakers whose cut-off point is varied based on the prevailing energy demand and supply requirements.

Photovoltaic technology is among the best tools our civilization has to reduce the emissions of greenhouse gas that are currently altering the atmosphere composition of our planet. The idea of using photovoltaic surfaces on the envelope of buildings is called with the acronym of BIPV (building integrated photovoltaics), it offers the advantage of producing energy in the same location of the demand for electricity. Furthermore, BIPV allows to save monetary and environmental costs by substituting building materials with photovoltaic collectors. As every technology,BIPV follows an adoption pattern that is bringing it from a very limited niche product to a pervasive one. Nevertheless, the adoption rate of BIPV appears to be slow, and the industry has offered little opportunities of business for its stakeholders over the last 20 years. There are multiple reasons for this sluggish growth, and a considerable body of scientific literature has offered potential solutions to the problem. The building industry is notoriously slow in picking up innovation, furthermore the BIPV material needs to compete with much more mature, versatile and often cheaper cladding technologies and materials. Numerous research endeavors are focusing on the development of new BIPV claddings to have diversified colors, dimensions, shapes and other properties. The argument is that the technology is not mature and thus cannot be adopted by the bulk of architects and designers. Unfortunately, the premium characteristics of these new materials often come with a higher price and a reduced efficiency, thus reducing their market potential. Other research endeavors, among which this thesis, are focusing on the design of buildings: trying to include the use of photovoltaics into the architectural practice through education and software development. Numerous software has been developed over the last 20 years with the aim of calculating the productivity or the economic outlook of a BIPV system. The main difference between the existing software and the method presented here lies in the following fact: previously, the capacity and positions of a BIPV system are required as input for the calculation of performance, in this method the capacity and positions of the BIPV system are given as the output of an optimization process. A designer whois skeptical or disengaged about the use of BIPV could be induced to avoid its use entirely by the discouraging simulation results given by the lack of a techno-economic optimal configuration. Conversely, a designer who opt for a premium architectural PV material would, thank to the methodology shown, be able to assess the impact its unitary cost has on the optimal BIPV capacity of the building. Ultimately, the method presented provides new knowledge to the designer regarding the use of BIPV on his building, hopefully this can facilitate the spread of BIPV technology. The method described was translated into a software tool to find the best positions and number of PV surfaces over the envelope of the building and the best associated battery capacity. The tool is based on the combined use of ray-tracing (for irradiation calculation) and optimization algorithms, its use led to the following conclusions: • BIPV is profitable under a wide range of assumptions if installedin the correct capacities • 20% of the residential electric demand can easily be covered by PV without the need for electric storage and in a profitable way • Despite an interesting rate of return of the investment, the payback time was generally found to be long (over 10 years) • More research is needed to assess the risk on the investment on BIPV: if found to be low, future financial mechanisms could increase its spread despite the long payback time • The optimal capacity in energy terms (i.e. the energy consumed on-site minus the energy used to produce a BIPV system) tends to be far higher than any techno-economic optimum • The specific equivalent CO2 emissions for an NPV optimal system have been found to be between 70 and 123 [kg CO2 eq/MWh] under the range of assumptions applied • The installation of optimal BIPV capacity could change the overall residential CO2 emission of -12%, +13%, -29% in England, France and Greece respectively • despite the non optimal placement of a BIPV system compared to a ground mounted, south oriented one, and despite the noncontemporaneity of production and consumption, the BIPV still easily outperforms the energy mix of most countries when optimized for maximum NPV. • The part of the building envelope that have the most annual irradiation (i.e. the roof) should not necessarily host the entirety of the system as other facades might have an advantage in terms of matching production and consumption times. • when different scenarios are made in terms of techno-economic input parameters (e.g. degradation of the system, future costs of maintenance, future variation of electricity price etc..) larger capacities are optimal for optimistic outlooks and vice-versa • the optimal capacity for the expected scenario (i.e. the 50 % ile) can be considered robust as it performs close to the optimum in optimistic and pessimistic scenarios alike. • a reduction in price for the electric storage appears to have a positive effect on the optimal capacity of PV installed for the case study considered. • when a group of households is optimized separately V.S. aggregated together, the aggregation have a huge positive effect on all KPIs of the resulting system: in the NPV optimal system of a case study examined the installed capacity ( +118%), the NPV ( +262.2%) and the self-sufficiency( +51%) improved thanks to aggregation.

Medidas atualmente em curso no país, encaminhadas por agentes do setor elétrico, reforçam a expectativa do desenvolvimento de um mercado fotovoltaico sólido em alguns anos. A flexibilidade dos sistemas fotovoltaicos permite a construção de usinas de diferentes capacidades, estas podem estar concentradas, cobrindo vastas áreas de solo, ou distribuídas em pequenas unidades integradas na arquitetura em meio urbano. Entretanto, pesquisas demonstraram que em países com grande capacidade instalada de sistemas fotovoltaicos, o sombreamento parcial de módulos fotovoltaicos é responsável por perdas médias de 10%. Visando agregar conhecimento ao setor energético e contribuir com o desenvolvimento do mercado fotovoltaico nacional, esse texto tem o objetivo de apresentar os resultados de uma pesquisa, em que foi estabelecido um modelo utilizado para construir um plug-in, que transforma o Google SketchUp em uma ferramenta gratuita para estimar o fator de sombreamento e a irradiação em superfícies selecionadas em um modelo tridimensional de uma edificação. Assim, foi conduzida uma pesquisa bibliográfica responsável por identificar e selecionar modelos utilizados nas diversas etapas envolvidas com a estimativa do fator de sombreamento e irradiação. Realizadas algumas alterações, esses modelos convergiram para um modelo único que foi aplicado ao desenvolvimento de um plug-in, denominado Solar3DBR. O desempenho do Solar3DBR foi avaliado através de comparações com os softwares PVsyst e Ecotect, e também por meio de medições reais realizadas em um experimento onde foi monitorada a irradiância em uma célula fotovoltaica parcialmente sombreada e a irradiação horária em plano inclinado. Os resultados das medições permitiram determinar o fator de sombreamento da célula e estes foram comparados aos resultados da simulação de um modelo tridimensional do sistema através do Solar3DBR. Essas confrontações demonstraram que as simulações realizadas com o Solar3DBR apresentam grande proximidade com os resultados apresentados por PVsyst, Ecotect e medições reais. / Measures that are currently underway in the country, forwarded by agents of the electricity sector, reinforce the expectation of developing a solid photovoltaic market in a few years. The photovoltaic systems flexibility, allows plant\'s construction of different capacities, these may be concentrated, covering vast areas of land, as divided into small units, integrated into urban architecture. However, researches have shown that in countries with a large capacity of photovoltaic systems installed, the partial shading of photovoltaic modules is responsible for average losses of 10%. Aiming to add knowledge to the energy sector and contribute to the development of the domestic photovoltaic market, this text aims to present the results of a research, in which was established a model used to build a plug-in that turns Google SketchUp into a free tool, with the ability to estimate the shading factor and irradiation in selected surfaces in a three-dimensional model of a building. Thus, was realized a literature research, responsible for identifying and selecting models used in the various steps, involved in estimating the shading factor and irradiation. After some changes have been implemented, these models converged to a single model that was applied to the development of a plug-in called Solar3DBR. The performance of the Solar3DBR was evaluated through comparisons with the softwares PVsyst and Ecotect, and in actual measurements performed in an experiment. In this experiment irradiance in a partially shaded PV cell and hourly irradiation on inclined plane were monitored. Measurement results allowed to determine the shading factor of the cell, and were compared to simulation results of a three-dimensional model of the system through Solar3DBR. The result of these confrontations demonstrated that the results obtained from the Solar3DBR are similar to the ones presented by PVsyst, Ecotect and actual measurements.

Este trabalho apresenta o processo de ampliação da infraestrutura laboratorial de minirredes e sistemas híbridos do Laboratório de Sistemas Fotovoltaicos do Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo, (LSF-IEE/USP). O trabalho também contempla uma revisão do estado da arte de sistemas híbridos e minirredes, apresentando principalmente os aspectos técnicos, como formas de acoplamento, e interações com a rede elétrica de distribuição. Descrevem-se os sistemas híbridos presentes no LSF e a infraestrutura para sua interconexão. Posteriormente são realizados os processos de comissionamento e testes operacionais da interconexão dos sistemas híbridos entre si e com a rede elétrica. Ao final é proposto um curso de aperfeiçoamento em minirredes e sistemas híbridos utilizando a infraestrutura presente no LSF. / This work presents the expansion of the micro-grid and hybrid systems infrastructure at the Laboratory of Photovoltaic Systems of the Institute of Energy and Environment at the University of São Paulo (LSF-IEE / USP). The work also presents a review of the state of the art of hybrid systems and micro-grid, presenting mainly the technical aspects, such as types of system interconnections and interactions with the main grid. The hybrid systems existent in the LSF, as well as the infrastructure for their interconnection are described. Subsequently, the commissioning process and the operational tests with the interconnection of the hybrid systems with each other and with the main grid are performed. At the end, a capacity building course on micro-grids and hybrid systems using the existent infrastructure in the LSF is proposed.

Este trabalho caracteriza a Geração Distribuída de eletricidade, no Brasil, por meio de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede (SFCR), a partir de aspectos técnicos, econômicos e regulatórios. O país possui, atualmente, 35 SFCR em operação, totalizando uma potência instalada de 161,32 kWp. A maior parte dessa potência se encontra nas Regiões Sul e Sudeste e foi implementada por universidades, centros de pesquisa e concessionárias de energia elétrica, com uma pequena participação da iniciativa privada. Foi calculado o custo de geração, a partir da energia solar, utilizando-se SFCR, para dezesseis localidades estrategicamente selecionadas. Esse valor varia em função da maior ou menor disponibilidade do recurso solar e da taxa de desconto adotada, tendo sido encontrado o valor médio de US$ 0,56 /kWh, cerca de 2,1 vezes maior que a tarifa residencial média nas mesmas cidades. Argumentando-se que a tarifa convencional tende a crescer nos próximos anos, pressionada pelo descompasso entre oferta e demanda, e que o custo de geração fotovoltaico tende a diminuir, no mesmo período, devido a ganhos de produtividade no processo de fabricação de componentes fotovoltaicos, elaborou-se um modelo matemático para prever o momento em que esses dois indicadores equiparar-se-ão. Verificou-se que o tempo médio de equiparação será de 7 anos, podendo ser menor que 5,0 anos em localidades onde a tarifa é mais cara que a média nacional e a irradiação média anual é superior à verificada no restante do país. Por fim, o trabalho analisa o enquadramento que a legislação faz dos geradores fotovoltaicos interligados à rede pública de distribuição, apontando os pontos favoráveis e os entraves legais à disseminação dos SFCR. / This work characterizes the Distributed Generation of electricity from Grid-Connected Photovoltaic Systems (GCPS) in Brazil, according to technical, economic and regulatory aspects. The country currently has 35 GCPS in operation, totaling an installed power of 161.32 kWp. Most of this power is in the South and Southeast and has been implemented by universities, research centers and electric power utilities, with a small participation of private initiative. The solar energy generation cost from GCPS was calculated for sixteen strategically selected localities. This value varies varies according to the greater or minor availability of the solar resource and the adopted discounting rate. The average value found was 0.56 US$ /kWh, about 2,1 times bigger than the average residential tariff in the same cities. Arguing that the conventional tariff tends to grow in coming years, pressed by the imbalance between supply and demand, and that the cost of photovoltaic generation tends to decrease over the same period due to productivity gains in the manufacturing process of photovoltaic components, a mathematical model was developed to predict the time that these two indicators will be equal. It was found that the average time of equalization will be 7.0 years and may be less than 5.0 years in locations where the conventional energy is more expensive than the national average and average annual irradiation is higher than that in the rest of the country. Finally, this work presents how the Brazilian legislation deals with the photovoltaic generators connected to the public distribution network, showing the points for and legal obstacles to the dissemination of GCPS.

Este trabalho visa desenvolver uma metodologia, através de ferramentas computacionais de simulação, de avaliação de mapas solares para a análise de sombreamentos e da radiação solar incidente sobre as coberturas e telhados das edificações dentro do ambiente urbano e aplicá-la para a cidade de Porto Alegre. Desta forma é possível identificar os melhores espaços para alocar futuras instalações fotovoltaicas e evitar possíveis perdas por sombreamento ao longo do ano. Para tanto, foram selecionadas quatro regiões de estudo, cada uma representando uma tipologia de bairro e edificações. Os bairros Centro Histórico, São Geraldo, São Sebastião e Santana foram selecionados por representarem: edificações comerciais de escritórios, galpões comerciais (depósitos e oficinas), residencial de baixa altura e prédios residenciais, respectivamente. Após o desenvolvimento dos mapas solares, são realizadas estimativas para capacidade de instalação e produção de energia elétrica por sistemas fotovoltaicos em cada edificação. O software EnergyPlus produziu modelos termoenergéticos para quatro edificações típicas representando cada uma das regiões de estudo e, assim, proceder um balanço de energia em escala anual para o consumo energético e a produção de energia. Considerando as hipóteses de simulação e premissas de cálculo utilizadas, verifica-se que existe potencial para a geração distribuída de energia em escala urbana para as regiões de estudo. Um resultado significativo ocorreu para a região do bairro São Geraldo, onde as dez maiores áreas de telhado equivalem a 53% do potencial total de instalação fotovoltaica aplicada a edificações da região de estudo. Ainda, realizado o balanço de energia, foram analisados os cenários de investimento para cada tipologia de edificação típica, resultando em um retorno sobre o investimento entre 9 e 13 anos, dependendo do tipo de edificação. / This work aims to develop a methodology, through computer simulation tools, for evaluating solar maps for shading analysis and incident solar radiation on the building roofs within the urban environment. This methodology is applied in the city of Porto Alegre. Thus, it is possible to identify the best areas to allocate future photovoltaic systems and avoid possible shading losses throughout the year. Therefore were selected four study areas, each one representing one type of neighborhood and respective buildings. The neighborhoods Centro Histórico, São Geraldo, São Sebastião and Santana were selected because they represent: commercial/office buildings, warehouses/workshops, low-rise residential and residential buildings, respectively. After the development of solar maps, estimates were made for the capacity of installation and the electric energy produced by photovoltaic systems in each building roof. The EnergyPlus software produced an energy model for a typical building of each study area (neighborhood) and make an energy balance in annual scale for the energy consumption and energy production. Considering the simulation hypothesis and assumptions, it appears that there is potential for the distributed generation in urban scale for the four study areas. A significant result was found for the São Geraldo region, where only the top ten building roof areas equals to 53% of the total potential of building applied photovoltaic in the respective neighborhood region. Also, performing the energy balance, investment scenarios were analyzed for each typical building, resulting in a return on investment between 9 and 13 years, depending on the building type.

Inversores de sistemas fotovoltaicos são equipamentos de eletrônica de potência que fornecem energia elétrica em corrente alternada (CA) a partir de uma fonte de energia elétrica em corrente contínua (CC), no caso, os módulos fotovoltaicos. Estes inversores quando em operação aumentam sua temperatura. Este aumento de temperatura é indesejável, porém é inerente ao seu funcionamento. Equipamentos eletrônicos possuem um limite seguro de temperatura de operação, acima do qual podem ocorrer instabilidades de operação, redução da vida útil ou até mesmo falha drástica. O conhecimento da eficiência de conversão elétrica e das perdas responsáveis pelo aquecimento é importante para o adequado dimensionamento de inversores quando aplicados em sistemas fotovoltaicos conectados à rede, assim como para o desenvolvimento do inversor como produto. Para proteção, para aumento da vida útil, para maior confiabilidade, para maior estabilidade e para maior segurança de operação de componentes, inversores possuem rotinas em seus algoritmos de controle com estratégias automatizadas dedicadas ao gerenciamento térmico. Estas rotinas de proteção e gerenciamento térmico, sempre quando acionadas, tendem a reduzir a capacidade de conversão de potência do inversor, seja pelo acionamento de um ventilador auxiliar, seja pelo deslocamento do ponto de operação em máxima potência. Fabricantes de inversores tratam deste assunto pelo termo “temperature derating” (em inglês) Esta tese apresenta um estudo relacionado a influência da temperatura sobre o desempenho de inversores fotovoltaicos conectados à rede. Avalia tipos de estratégias de gerenciamento térmico e proteção de uso corrente em inversores comerciais. Apresenta resultados de ensaios experimentais para determinação de parâmetros térmicos característicos dos inversores. Descreve um modelo preditivo da temperatura de operação em regime transiente. A partir da determinação experimental de parâmetros térmicos, o modelo preditivo de temperatura de operação foi implementado no software de simulação dinâmica para dimensionamento e avaliação de sistemas fotovoltaicos FVCONECT, desenvolvido no LABSOL/UFRGS, estando o mesmo apto para simular a operação e estimar perdas anuais de desempenho energético decorrentes das rotinas de gerenciamento térmico, dos seus efeitos e das limitações impostas durante a operação de inversores fotovoltaicos conectados à rede. Um dos resultados da simulação é a evolução da temperatura do inversor, permitindo avaliar a frequência e amplitude dos ciclos térmicos ao qual o inversor é submetido e, consequentemente, determinar uma estimativa para durabilidade do inversor. / Photovoltaic inverters are electronic power devices that provide electrical energy in alternating current (AC) from a source of electrical energy in direct current (DC) - a photovoltaic generator, in this case. Inverters increase their temperature when in operation. This rise in temperature is not desirable, but inherent to its operation. Any electronic equipment has a safe operating temperature limit. When this limit is surpassed, operating instability, life reduction or even drastic failure may occur. The knowledge of the electrical conversion efficiency and the losses responsible for the heating is important for the proper sizing of grid-tie inverters in photovoltaic systems, as well as for the development of the inverter as a product. In order to increase the useful life of the device and its components, for greater reliability, safety, stability and security of operation, inverters have routines in their algorithms of control with automated strategies dedicated to the thermal management. These protection and thermal management routines, whenever activated, tend to reduce the power conversion capacity of the inverter, either by the activation of an auxiliary fan or by the displacement of the operating point at maximum power. Inverter manufacturers address this issue by the term "temperature derating". This thesis presents a methodology to evaluate the influence of the performance of different strategies to avoid excessive temperature of the inverter components on its performance and durability It is also made an evaluation of different thermal management strategies and protection used in commercial inverters. Results of experimental tests for determination of thermal parameters characteristic of the inverters are presented. A predictive model of transient operating inverter temperature is also described. From the experimental determination of thermal parameters, the predictive model of operating temperature was implemented to the FVCONECT, a dynamic simulation software for sizing and evaluation of photovoltaic systems developed in LABSOL / UFRGS. With this modification, the software was able to simulate the operation and estimate losses of energy due to the thermal management routines, their effects and the limitations imposed during the operation of grid-tie inverters. One of the results of the simulation is the evolution of the inverter temperature, allowing to evaluate the frequency and amplitude of thermal cycles to which the inverter is subjected and, as a consequence, an estimate of durability of the inverter.

A partir de 2014, o interesse pelas grandes centrais de geração fotovoltaica tem aumentado no Brasil. Visando elevar a produtividade dos sistemas e, com isso, alavancar a competitividade econômica, muitos dos investidores de grandes projetos estão optando pela utilização de sistemas de seguimento solar. Contudo, há pouco conhecimento sobre o real desempenho operacional de sistemas fotovoltaicos com seguimento no país. Este trabalho avalia a operação e o desempenho de sistemas fotovoltaicos com seguimento solar, com e sem concentração, através de dois estudos de caso. No primeiro, foram avaliados e comparados dois sistemas fotovoltaicos com seguimento em dois eixos, um com módulos de concentração e outro com módulos planos, ambos instalados em Ilha Solteira, São Paulo. Já no segundo, realizou-se a avaliação de um sistema fotovoltaico com seguimento de eixo horizontal instalado na Universidade de São Paulo, bem como a comparação deste sistema com um sistema fixo. Para realizar as avaliações nos estudos de caso, foram utilizadas as figuras de mérito produtividade final, YF, rendimento global, PR, e fator de capacidade, FC. No caso dos sistemas de Ilha Solteira, os resultados evidenciam não só que o sistema sem concentração teve um melhor desempenho em relação ao sistema com concentração, como também evidenciam a necessidade de atenção devido às particularidades dos sistemas fotovoltaicos com concentração no Brasil. No caso dos sistemas instalados na Universidade de São Paulo, os resultados mostram que, ao longo de seis meses de operação, o sistema fotovoltaico de eixo horizontal teve um ganho médio de produtividade final de 9% comparado com o sistema fixo. / Since 2014, interest in large-scale photovoltaic power plants has increased in Brazil. Aiming to raise system yield and thereby boost economic competitiveness, many investors are making use of solar tracking systems. However, there is little knowledge on the actual operational performance of photovoltaic systems with solar tracking in the country. This work evaluates the operation and performance of photovoltaic systems with solar tracking capabilities, with and without concentration technology, through two case studies. First, two photovoltaic systems with dual-axis solar tracking, one with concentration modules and the other with flat modules, both installed in Ilha Solteira, São Paulo, are evaluated and compared. Second, the performance of a photovoltaic system with horizontal axis solar tracking installed at the University of São Paulo, São Paulo, is evaluated, followed by a comparison with a fixed photovoltaic system. In order to carry out these assessments, the final yield, YF, the performance ratio, PR, and the capacity factor, FC, were used as figures of merit. Regarding the systems installed in Ilha Solteira, the results not only show that the non-concentrating system performed better than the concentrating system, but also evidences the necessity for attention due to the particularities of the photovoltaic systems with concentration technology in Brazil. As for the systems installed at the University of São Paulo, the results show that the photovoltaic system with horizontal-axis solar tracking had a final average yield 9% higher when compared to the fixed-tilt system.

Este trabalho apresenta a avaliação do dimensionamento de sistemas fotovoltaicos conectados à rede por meio de indicadores de custo de energia; foram feitas diversas simulações de geração de energia para sistemas fotovoltaicos com diferentes configurações e tamanhos com o objetivo de verificar a aplicabilidade do método proposto a qualquer sistema. Com a utilização dos indicadores busca-se determinar uma configuração adequada de módulos fotovoltaicos dentro do sistema, isto é, o espaçamento entre fileiras de módulos, o ângulo de inclinação destes, a quantidade de strings e a quantidade de módulos por string, considerando o impacto que estas variáveis têm na geração de energia do sistema ao longo dos anos de vida do projeto. Para avaliar esse impacto são utilizados três indicadores, a saber, o custo da energia gerada, entendida como o custo de instalação de um sistema fotovoltaico (incluindo custo de equipamentos, estruturas, componentes elétricos, mão de obra, lucro do instalador, etc.) dividido pela quantidade de energia que o sistema é capaz de entregar à rede elétrica, o custo nivelado de energia simples (sLCOE por sua sigla em inglês) e o custo nivelado de energia (LCOE) calculado pelo método da taxa de encargo fixo (FCR por sua sigla em inglês). Os indicadores são apresentados em valores em USD/kWh. As simulações foram realizadas em duas locações utilizando equipamentos comercializados atualmente, para sistemas com e sem rastreador solar. O software utilizado para realizar as simulações foi o System Advisor Model (SAM), software gratuito desenvolvido pelo National Renewable Energy Laboratory (NREL) para dimensionamento e cálculo de sistemas fotovoltaicos. / This work presents the evaluation of the sizing of grid-connected photovoltaic systems by means of energy costs indicators; several simulations of power generation for photovoltaic systems with different configurations and sizes were carried out to verify the applicability of the proposed method to any system. By using the indicators it is sought to determine a suitable configuration of photovoltaic modules within the system, that is, the spacing between rows of modules, their tilt angle, the number of strings and the number of modules per string, considering the impact that these variables have on system power generation. In order to evaluate this impact, three indicators are used, namely the cost of the generated energy, understood as the cost of installing a photovoltaic system (including cost of equipment, structures, electrical components, labor, profit of the installer, etc.) divided by the amount of energy that the system is able to deliver to the grid in the first year of operation, the Simple Levelized Cost of Energy (sLCOE) and the Levelized Cost of Energy (LCOE) calculated by the Fixed Charge Rate (FCR) method. The indicators are presented in values in USD/kWh. The simulations were carried out in two locations using commercially available equipment, for fixed-tilt and single axis tracker systems. The software used to perform the simulations was the SAM, free software developed by NREL for sizing and calculation of photovoltaic systems.

Este trabalho apresenta a avaliação do dimensionamento de sistemas fotovoltaicos conectados à rede por meio de indicadores de custo de energia; foram feitas diversas simulações de geração de energia para sistemas fotovoltaicos com diferentes configurações e tamanhos com o objetivo de verificar a aplicabilidade do método proposto a qualquer sistema. Com a utilização dos indicadores busca-se determinar uma configuração adequada de módulos fotovoltaicos dentro do sistema, isto é, o espaçamento entre fileiras de módulos, o ângulo de inclinação destes, a quantidade de strings e a quantidade de módulos por string, considerando o impacto que estas variáveis têm na geração de energia do sistema ao longo dos anos de vida do projeto. Para avaliar esse impacto são utilizados três indicadores, a saber, o custo da energia gerada, entendida como o custo de instalação de um sistema fotovoltaico (incluindo custo de equipamentos, estruturas, componentes elétricos, mão de obra, lucro do instalador, etc.) dividido pela quantidade de energia que o sistema é capaz de entregar à rede elétrica, o custo nivelado de energia simples (sLCOE por sua sigla em inglês) e o custo nivelado de energia (LCOE) calculado pelo método da taxa de encargo fixo (FCR por sua sigla em inglês). Os indicadores são apresentados em valores em USD/kWh. As simulações foram realizadas em duas locações utilizando equipamentos comercializados atualmente, para sistemas com e sem rastreador solar. O software utilizado para realizar as simulações foi o System Advisor Model (SAM), software gratuito desenvolvido pelo National Renewable Energy Laboratory (NREL) para dimensionamento e cálculo de sistemas fotovoltaicos. / This work presents the evaluation of the sizing of grid-connected photovoltaic systems by means of energy costs indicators; several simulations of power generation for photovoltaic systems with different configurations and sizes were carried out to verify the applicability of the proposed method to any system. By using the indicators it is sought to determine a suitable configuration of photovoltaic modules within the system, that is, the spacing between rows of modules, their tilt angle, the number of strings and the number of modules per string, considering the impact that these variables have on system power generation. In order to evaluate this impact, three indicators are used, namely the cost of the generated energy, understood as the cost of installing a photovoltaic system (including cost of equipment, structures, electrical components, labor, profit of the installer, etc.) divided by the amount of energy that the system is able to deliver to the grid in the first year of operation, the Simple Levelized Cost of Energy (sLCOE) and the Levelized Cost of Energy (LCOE) calculated by the Fixed Charge Rate (FCR) method. The indicators are presented in values in USD/kWh. The simulations were carried out in two locations using commercially available equipment, for fixed-tilt and single axis tracker systems. The software used to perform the simulations was the SAM, free software developed by NREL for sizing and calculation of photovoltaic systems.