Solarize-manual-energia-solar-completo

Eeefm Lauro Sodre

Enviado por Paulo Victor I em 16/04/2025

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Prévia do material em texto

A convite da revista O Setor Elétrico começamos
em janeiro de 2019 a publicar um manual sobre
energia solar. Ele tem como objetivo ensinar as
etapas para projetar um sistema fotovoltaico
conectado à rede (SFCR), como é apresentado de
forma mais completa dentro dos nossos cursos
para projetistas.
O manual está disponível gratuitamente no site
www.solarize.com.br, junto com farto material
adicional. A presente edição foi revisada em julho
de 2024.
1. Aproveitamento da energia solar
No primeiro capítulo apresentaremos as
diferentes formas de aproveitamento da energia
solar. Delas, a geração distribuída com sistemas
fotovoltaicos conectados à rede (SFCR) é
escolhido como foco do manual.
Explicamos ainda como este tipo de sistema se
comporta dentro da rede predial.

2. O Projeto
A elaboração do projeto técnico-comercial do
SFCR começa com o levantamento de dados,
passa pelo projeto técnicos e é concluído no
cálculo do retorno financeiro. O capítulo dois
abre a visão dessa sequência.
Em todas as etapas é importante ponderar
critérios técnicos, legais e estéticos para alcançar
objetivos concorrentes.
3. Módulos
No terceiro capítulo abordamos a tecnologia
fotovoltaica, que transforma a luz em energia, e
as características elétricas e físicas dos módulos
fotovoltaicos.
A resposta das células fotovoltaicas à oscilação
das condições climáticas também é explicada.
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
EDIÇÃO 2024

Autor: Hans Rauschmayer,
reconhecido especialista em
energia solar e sócio-gerente da
empresa Solarize Treinamentos
Profissionais Ltda.
https://manual.solarize.com.br/
http://www.solarize.com.br/
MANUAL DE ENERGIA SOLAR

O inversor é o componente que recebe a energia
gerada pelos módulos e a transforma para que
possa ser injetada na rede elétrica.
O capítulo explica o funcionamento com
características elétricas e aborda assuntos como
instalação, monitoramento e o uso de baterias.
5. Configuração do Arranjo
Fotovoltaico com o Inversor
O coração do projeto fotovoltaico é o
dimensionamento adequado de módulos com o
respectivo inversor. Vários critérios elétricos
devem ser respeitados, que dependem, inclusive,
das condições climáticas no local da instalação.
Este capítulo inclui uma planilha, disponibilizada
gratuitamente no site manual.solarize.com.br.
6. Sombreamento e outras Formas
de Descasamento
Descasamento (inglês “mismatch”) ocorre
quando as características elétricas de módulos
interconectados não são iguais.
Como não é sempre possível evitar o
descasamento, precisamos aprender como viver
com ele. É disso que trata o capítulo seis.
7. Projeto Elétrico

O projeto elétrico é dividido em duas partes: o
lado da corrente contínua, entre módulos e
inversores, e o lado da corrente alternada, na
conexão do inversor à rede predial e da
concessionária.
O capítulo sete aborda as diferentes proteções
necessárias, o cálculo do cabeamento e a
inserção do projeto na instalação predial.
8. Fixação dos Módulos na Estrutura
de Base
A estrutura de base para cada instalação deve ser
escolhida com cuidado, para evitar infiltração e
assegurar segurança e durabilidade da instalação.
Aprende os princípios disso neste capítulo.
9. Instalação Segura e
Comissionamento
Depois de termos estudado, nos capítulos
anteriores, os conceitos do projeto de um sistema
http://www.solarize.com.br/
http://manual.solarize.com.br/
MANUAL DE ENERGIA SOLAR

© Solarize Treinamentos Profissionais Ltda. www.solarize.com.br Página 3
solar conectado à rede, entraremos agora na
parte prática.
A execução da instalação requer cuidados que
são desconhecidos à maioria dos eletricistas, e
que são importantes para prevenir acidentes ou
incêndios.
Explicaremos ainda como se faz o
comissionamento do sistema na hora da entrega.
10. Dimensionamento e
Compensação da Energia Gerada
O dimensionamento do sistema fotovoltaico é
regido pela legislação que define como a energia
gerada pode ser compensada em diferentes
constelações.
Explicaremos as linhas gerais do marco legal
brasileiro com princípios do cálculo do retorno
financeiro.
11. Softwares de Planejamento e
Simulação para Projetos
Fotovoltaicos
Softwares são fundamentais para elaborar um
projeto tecnicamente impecável e para calcular o
retorno financeiro com segurança.
Afinal de contas, é preciso modelar a situação em
3D para poder calcular o sombreamento. Outras
perdas no sistema dependem de detalhes
técnicos do equipamento além da realidade
climática do local da instalação.
No capítulo 11 apresentaremos as demandas
para um software profissional e comparamos
alguns produtos oferecidos no Brasil
12. Legalização de Projetos
Sistemas conectados à rede precisam ser
legalizados junto à concessionária. O capítulo 12
trata dessa etapa do projeto.
13. Tendências do Mercado
A energia solar entrou na realidade brasileira para
valer em 2012, intitulada e “energia do futuro”.
No ano seguinte conectamos nosso sistema à
rede, sendo o primeiro do Rio de Janeiro. Viramos
manchete, explicando a tecnologia a um público
descrente.
Agora, em 2024, uma parte significativa já
conhece “placas solares” ou recebe sua energia
limpa e barata. Muitos desejam o mesmo,
aguardando condições de financiamento
adequadas.
Para fechar o manual, vamos apontar as
tendências do mercado que devem marcar os
próximos anos.

Desejamos uma ótima leitura!
http://www.solarize.com.br/

1. Aproveitamento da energia
solar
Existem, basicamente, duas formas de se
aproveitar a energia solar (fig. 1): aquecimento
solar e energia fotovoltaica. O aquecimento solar
aproveita a energia térmica em que se transforma
a irradiação solar quando atinge um corpo.
O corpo pode ser um coletor solar, onde o calor
do sol é transferido para a água que percorre o
coletor e encaminhada para o reservatório. O uso
final é água quente para tomar banho, para uso
em cozinhas ou em processos industriais.
Aquecimento de ar é outra tecnologia simples e
empregada em regiões com clima moderado, mas
nunca ganhou grande escala.
Resfriamento solar transforma o calor em frio,
usando máquinas de gelo. Como é uma
tecnologia bem mais complexa do que a
combinação de energia fotovoltaica com
aparelhos de ar condicionado comuns, ela perdeu
viabilidade na medida que os painéis
fotovoltaicos caíram de preço.
Usinas termossolares concentram a irradiação
mediante espelhos para aquecer um fluído e
gerar energia numa turbina. A vantagem é o
armazenamento da energia térmica por algumas
horas após o pôr do sol e a consequente
continuação de geração de eletricidade além da
presença do sol.
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
1 – APROVEITAMENTO DA ENERGIA SOLAR
Figura 1: Formas de aproveitar a energia solar
Arranjo fotovoltaico na residência do autor, potência: 4,1
kWp, primeiro SFCR do Rio de Janeiro
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
1 – APROVEITAMENTO DA ENERGIA SOLAR

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2. Tipos de sistemas
fotovoltaicos
Podemos dividir os sistemas fotovoltaicos em três
grupos (fig. 2). O primeiro é representado por
bombas solares, única aplicação onde os módulos
fotovoltaicos são conectados diretamentepor baixo da
instalação.

Deseja aprender mais?
Ensinamos a prática no curso de instalador,
totalmente mão na massa:
instalador.solarize.com.br
http://www.solarize.com.br/
http://instalador.solarize.com.br/

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1. Introdução
Figura 1: A sequência correta da montagem com medições
assegura segurança e qualidade da instalação
Depois de termos estudado, nos capítulos
anteriores, os conceitos do projeto de um sistema
solar conectado à rede, entraremos agora na
parte prática.
Há diversas características associadas à
segurança e à qualidade que fogem do
conhecimento dos eletricistas prediais e exigem
cuidados especiais: a sequência da montagem do
sistema e as medições durante instalação e
manutenção asseguram a segurança da equipe e
preservam o local da instalação.
Em seguida introduziremos algumas medições
obrigatórias para o comissionamento do sistema.
2. Perigos específicos de
sistemas fotovoltaicos
Eletricistas prediais estão acostumados com
instalações em corrente alternada, dotados de
um disjuntor que permite desenergizar o circuito
inteiro a partir de um ponto único.
No sistema fotovoltaico, a energia vem de duas
fontes:
• Da rede predial em corrente alternada,
protegida por um disjuntor;
• Dos módulos que fornecem tensão
sempre que recebem irradiação,
energizando assim o circuito em corrente
contínua.
Como está fora do nosso alcance desligar o sol,
devemos aprender a trabalhar com um circuito
energizado sem colocar nossa vida e a integridade
do prédio em risco.
A equipe deve ser treinada também na norma
regulatória NR-10, que trata da segurança em
instalações elétricas;
2.1. O arco voltaico
Figura 2: O arco voltaico atravessa o ar. Com corrente
contínua, ele apaga somente com o afastamento dos polos
ou com dispositivos construídos para este fim.
Ao abrir um circuito sob carga, isto é, com
passagem de corrente, ocorre um arco voltaico: a
corrente consegue ultrapassar o ar (figura 2). Em
corrente alternada, o arco é rapidamente
apagado quando a tensão é zerada, o que ocorre
120 vezes ao segundo considerando a frequência
de rede de 60 Hz.
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
9 – INSTALAÇÃO SEGURA E COMISSIONAMENTO
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
9 – INSTALAÇÃO SEGURA E COMISSIONAMENTO
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Em corrente contínua, o arco fica estável até que
os polos sejam afastados o suficiente para
interromper a corrente ou ao acionar um
dispositivo construído para este fim, como um
disjuntor de corrente contínua.
O arco danifica os contatos de ambos os lados,
coloca em risco a saúde e a vida dos técnicos e
pode causar um incêndio no local onde ocorre.
Assista ao seguinte vídeo que demonstra o efeito
e não deixe de apresentá-lo a todos os técnicos
envolvidos na instalação ou manutenção! Em
sistemas fotovoltaicos, trabalhamos com tensões
superiores à do vídeo, chegando até 1.000 V em
instalações pequenas e 1.500 V em usinas.
2.2. Carga em c.c. e sua interrupção
A carga no circuito em c.c. ocorre em diferentes
situações:
1. Funcionamento normal: o inversor
recebe a energia em c.c. e a injeta no
circuito em c.a.;
2. Conexão errada: um dos strings está com
polaridade invertida;
3. Diferença de potencial por defeito: um
módulo está com defeito, da forma que o
string ao qual pertence produz uma
tensão inferior aos outros strings;
4. Diferença de potencial por erro de
projeto ou execução: um string contém
menos módulos do que o outro
conectado em paralelo;
5. Falha de isolamento em algum ponto do
circuito (incluindo curto circuito em DPS
defeituoso).
O desligamento correto do sistema solar começa
com o disjuntor em c.a., o que leva o inversor a
abrir o circuito primário.
O dispositivo interruptor-seccionador isola o
inversor do circuito c.c., mas não abre a conexão
paralela entre strings: a carga nas situações 2 a 5
acima somente desaparecem ao cair da noite!
É imprescindível verificar a ausência da corrente
antes de abrir qualquer conexão em corrente
contínua (fig. 3), seja conector MC4, conexão por
parafuso ou remoção de um dispositivo (fusível,
DPS)! Na dúvida, aguarde a noite!
Como seria um procedimento seguro para a
instalação do sistema solar? Durante a instalação
devemos prevenir as situações de falha, e
durante a manutenção precisamos detectá-las a
fim de evitar acidentes.
Figura 3: Exemplos de pontos do circuito onde pode ocorrer um arco voltaico
http://www.solarize.com.br/
https://www.youtube.com/watch?v=hy5Xj6C32PI
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
9 – INSTALAÇÃO SEGURA E COMISSIONAMENTO
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3. Procedimento seguro da
instalação
A instalação física e elétrica do sistema solar é
dividida em três partes, que podem ser
executadas simultaneamente:
• Circuito do string: a montagem dos
módulos e a interligação dos mesmos;
• Circuito da caixa de junção: do cabo do
string até o inversor;
• O circuito em corrente alternada, do
inversor até o quadro de distribuição: a
montagem deste circuito é bem
conhecida e segue as regras normais;
3.1. Montagem do circuito do string
O circuito do string é conectado em simultâneo à
montagem dos módulos:
• O conector positivo de cada módulo é
ligado ao negativo do módulo adjacente;
• O cabo do retorno acompanha os de
interligação, para reduzir eventuais
surtos (veja capítulo 7);
• O fio de equipotencialização (terra)
também é conectado durante a
montagem. A continuidade da mesma
deve ser verificada durante a instalação.
É importante deixar o conector de saída do string
aberto para manter o cabo desenergizado que
segue até a caixa de junção. Este conector deve
ser de fácil acesso para concluir a instalação e
para permitir abertura em casos de manutenção.

MANUAL DE ENERGIA SOLAR
10 – DIMENSIONAMENTO E COMPENSAÇÃO DA ENERGIA GERADA

Figura 1: Ilustração de algumas formas de compensação da energia.
Fonte: Guia de Constituição de Cooperativas de Geração Distribuída Fotovoltaica, OCB
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
10 – DIMENSIONAMENTO E COMPENSAÇÃO DA ENERGIA GERADA
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2.1. Princípios
Os princípios básicos são os seguintes:
• A energia gerada, inicialmente, abate o
consumo da própria unidade;
• A energia excedente é injetada na rede
da concessionária e considerada
emprestada à distribuidora. Em outro
horário, ela é devolvida ao cliente e
compensa consumo;
• O faturamento mensal apura a energia
consumida e injetada: a diferença
positiva é cobrada;
• Além disso, há cobrança da Taxa de Uso
do Sistema de Distribuição (TUSD Fio B)
referente à energia compensada;
• O excedente mensal gera crédito que
pode ser abatido em um dos meses
subsequentes;
• Os créditos podem ser transferidos para
outras contas vinculadas;
• Outras cobranças na conta de energia,
como o custo de disponibilidade ou da
demanda contratada, não são
modificadas.
3. Faturamento do consumidor
grupo B
Figura 2: Exemplo de fluxo de energia em um determinado
mês com montantes faturados
O grupo B reúne consumidores que recebem a
energia em baixa tensão, por exemplo residências
e pequenas empresas. Eles pagam uma tarifa
única ao longo do dia (com exceção da Tarifa
Branca, que é opcional e desvantajosa no caso da
geração solar) e são faturados pelo consumo
mensal.
Para compreender como funciona o faturamento,
vamos usar o exemplo da figura 2, que apresenta
o fluxo de energia ao longo de um mês:
• Neste mês, o sistema fotovoltaico gerou
300 kWh;
• Desta energia, 180 kWh foram
consumidas por aparelhos ligados
simultaneamente, o chamado
“autoconsumo”;
• O restante da energia gerada, 120 kWh,
foi injetada na rede da concessionária;
• O consumo total dos aparelhos elétricos
nesta unidade somou 500 kWh;
• Deste consumo, 180 kWh foram
fornecidos pelo sistema solar e o
restante, 320 kWh, vieram da rede da
concessionária (consumo bruto da rede);
• A concessionária recebeu da unidade 120
kWh em energia injetada e a devolveu em
outro horário. Ela precisou, portanto,
comprar 200 kWh de outras usinas para
completar o fornecimento (consumo
líquido da rede). Este montante é
faturado, aplicando a tarifa de consumo;
• A energia que compensa o consumo,
neste mês, é igual à energia injetada, 120
kWh. Sobre este montante é faturado a
Taxa de Uso do Sistema de Distribuição
(TUSD Fio B);
• Caso houvesse crédito acumulado de
meses anteriores, então estes seriam
aproveitados para compensar o
consumo, mediante faturamento da
TUSD Fio B.
Precisamos de três leituras para estabelecer
todos os números do fluxo de energia:
• A leitura do medidor de consumo;
• A leitura do medidor de injeção;
• A leitura do inversor.
É importante que o proprietário do sistema
compreenda esta lógica. Em especial, ele deve
estar ciente que a conta de energia apresenta
apenas parte das informações.
http://www.solarize.com.br/
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
10 – DIMENSIONAMENTO E COMPENSAÇÃO DA ENERGIA GERADA
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3.1. A fase de transição da lei 14.300
A lei 14.300/2022 introduziu como novidade a
cobrança da TUSD Fio B. Para que essa cobrança
não ocorresse de um dia para outro,
inviabilizando o setor fotovoltaico, definiu-se
uma fase de transição, durante a qual a cobrança
aumenta a cada ano:
Ano Cobrança
2023 15% da TUSDg
2024 30% da TUSDg
2025 45% da TUSDg
2026 60% da TUSDg
2027 75% da TUSDg
2028 90% da TUSDg
2029 Valor “encontro das contas”
Tabela 1: Cobrança do TUSD Fio B durante a fase de
transição
O percentual apresentado na tabela 1 é válido
para solicitações de conexão desde 08/07/2023.
A cobrança a ser aplicada a partir de 2029 será
definida por uma comissão que deve reunir num
cálculo benefícios e custos que a geração
distribuída traz para o sistema energético do
Brasil, levando ao “encontro de contas”.
Conforme a lei, esse cálculo já deveria ter sido
publicado até julho de 2023.
3.2. O custo de disponibilidade
Em meses com consumo muito baixo é cobrada
uma taxa mínima, chamada “Custo de
Disponibilidade”, no valor de
• 30 kWh para ligações monofásicas;
• 50 kWh para ligações bifásicas;
• 100 kWh para ligações trifásicas.
Esta taxa é aplicada para todos os consumidores
do grupo B, independentemente de haver uma
geração solar no local ou não. Com isso fica
impossível zerar a conta com energia solar.
A compensação da energia injetada ou do crédito
acumulado é limitada pelo valor do Custo de
Disponibilidade.
4. Dimensionar o sistema solar
para um consumidor do grupo B
4.1. Analisar a conta do cliente
A tarefa do projetista consiste em dimensionar o
sistema fotovoltaico de forma adequada para
cada cliente.
Usamos o histórico de consumo ao longo dos
últimos 12 meses, impresso na conta como base
de cálculo, e formamos a média destes valores.
4.2. Estipular a meta de geração
Quanta energia deve ser gerada pelo futuro
sistema solar? Via de regra, usamos o histórico
como previsão para o futuro.
No entanto é importante corrigir a média mensal
pela expectativa de aumento do consumo: é
frequente que o cliente seja mais generoso no
consumo a partir da instalação do sistema solar –
um aumento de 10% a 15% é comum. Mas ele
pode também prever mudanças de hábito que
reduzam o consumo de energia.
Recomendável é aproveitar o momento para
efetuar medidas de eficiência energética, antes
do dimensionamento do sistema e analisar
tecnologias complementares, como aquecimento
solar para banho.
Em unidades novas, sem histórico, deve-se
estimar o futuro consumo a partir de unidades
similares ou outros métodos da engenharia
elétrica.

MANUAL DE ENERGIA SOLAR
4 – O INVERSOR FOTOVOLTAICO
Figura 1: O diagrama elétrico do sistema fotovoltaico conectado à rede
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
4 – O INVERSOR FOTOVOLTAICO
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1.2. Funções opcionais
Algumas funções são opcionais e incluídas
conforme decisão do fabricante do inversor:
• O monitoramento envia os dados de
produção via internet para o servidor do
fabricante.
• Alguns inversores permitem conexão de
sensores de irradiância, de temperatura
ou medidores de energia com fins de
enriquecer o monitoramento;
• O inversor pode conter componentes
elétricos como seccionadores, fusíveis ou
dispositivos de proteção contra surtos.
Estes componentes, alternativamente,
seriam colocados em caixas separadas.
1.3. Tipologias de Inversores
Há diferentes tipologias de inversores a respeito
do melhor aproveitamento de cada módulo:
inversores com várias entradas (multi-MPPT),
micro inversores e inversores com otimizadores
de potência. Estes conceitos serão abordados no
capítulo 6, após discutir a conexão entre módulos
e inversores e questões de sombreamento.
1.4. Normas para Inversores
As características da conexão com a rede elétrica
de distribuição foram definidas na norma ABNT
NBR 16149:2013, e foram incluídas também nos
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica
no Sistema Elétrico Nacional PRODIST Módulo 3
e nas normas da maioria das concessionárias. A
respectiva norma internacional é a
IEC62109:2011.
2. As Características Elétricas
2.1. As Características da Entrada
em c.c.
A entrada do inversor recebe a energia gerada
pelo arranjo fotovoltaico, em c.c., que é
especificada pelas seguintes características:
• Potência nominal Pnom e potência máxima
Pmax
• Corrente máxima Imax
• Tensão máxima Vmax
• Faixa de tensão permitida em operação:
VPMP min e VPMP max
• Tensão mínima para início do trabalho
Vstart
O arranjo fotovoltaico, que consiste numa
conexão série-paralela de módulos, deve ser
configurado da forma que não passe das
características acima. Como isso é calculado
aprenderemos no próximo capítulo.
2.2. As Características da Saída em
c.a.
A saída em corrente alternada é caracterizada
pelas seguintes grandezas:
• Potência nominal Pnom (igual à potência
nominal de entrada) e potência máxima
Pmax
• Corrente máxima Imax
• Tensão nominal e faixa de tensão
• Quantidade de fases
• Frequência nominal e faixa permitida
A maioria dos inversores de baixa potência (até
cerca de 5 kW) é oferecida com saída em 220 V
monofásica. Estes inversores são conectados
entre fase e neutro ou entre fase e fase,
dependendo da tensão da rede local. Há poucos
produtos com saída em 127 V.
Figura 2: Instalação do inversor marca SMA durante o curso
da Solarize
http://www.solarize.com.br/
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
4 – O INVERSOR FOTOVOLTAICO
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Verifique com os fabricantes quais inversores se
adaptam a redes menos comuns no Brasil, com
tensão em 115 V, 120 V, 208 V, 230 V e 254 V.
Os inversores maiores apresentam saída trifásica
com tensões variadas. Detalharemos este
assunto no capítulo sobre a conexão elétrica.
2.3. A Proteção de Anti-Ilhamento
Figura 3: Comportamento do inversor sob variações da
frequência da rede. Fonte: NBR 16149
Inversores conectados à rede não devem
trabalhar de forma ilhada, por duas razões:
1. Eles fornecem a cada instante a potência
recebida, que oscila em decorrência das
condições climáticas (ex. passagem de
nuvens), sem poder garantir a potência
suficiente para o funcionamento de
qualquer carga;
2. A injeção de energia na rede desligada
poderia expor ao risco de choque algum
técnico que esteja fazendo manutenção
da rede.
O inversor deve operar normalmente na faixa de
80% ... 110% da tensão nominal da rede e desligar
quando a tensão sair disso. A faixa permitida da
frequência vai de 57,5 Hz até 62 Hz, sendo que o
inversor deve reduzir a potência gradativamente
acima de 60,5 Hz conforme gráfico da fig. 3.
Após um desligamento por falhas na rede, o
inversor volta a operar automaticamente sem
intervenção manual, da mesma forma que ele
“acorda” toda manhã com a primeira claridade. O
tempo de religamento é definido pela
concessionária local e publicada na norma dela e
varia de 30 a 300 segundos.
Somente inversores com bateria conseguem
trabalhar de forma ilhada – veja capítulo 12.
2.4. A Eficiência do inversor
Figura 4: Curva de eficiência de um inversor no software
PV*SOL
A eficiência do inversor é a relação entre a
energia injetada na saída e a energia recebida na
entrada. Ela depende das condições elétricas a
cada instante (veja fig. 4).
Além da eficiência máxima, a ficha técnica do
inversor apresenta a “eficiência europeia”, um
valor ponderado sobre a eficiência em diferentes
faixas da potência do inversor que serve para
comparar diferentes produtos.
A eficiência efetiva pode ser estipulada usando
programas que simulam o sistema fotovoltaico ao
longo de um ano típico, em passos de hora ou de
minuto, como PV*SOL ou PVSyst.

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4 – O INVERSOR FOTOVOLTAICO
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3. Onde Instalar o Inversor
Figura 5: Distâncias mínimas para refrigeração, conforme
manual de instalação da PHB
Inversores aquecem internamente e dissipam o
calor por convecção natural ou usando coolers
internos. Por facilitar isso, deve-se escolher um
local de instalação arejado, sem poeira e sem
incidência do sol. O manual de instalação de cada
fabricante informa sobre distâncias mínimas ao
redor do inversor (fig. 5).
Muitos inversores permitem até instalação ao
tempo, já que contam com um grau de proteção
IP 65 ou superior, mas isso não é recomendado.
O inversor é acessado somente em casos de
manutenção, e ele deve estar fora do alcance de
crianças, especialmente quando há fios expostos.
No entanto, a norma da Aneel exige um fácil
acesso para o comissionamento pelo técnico da
concessionária.
Facilitar o cabeamento c.c. e c.a. também é
importante, já que o comprimento do fio
determina a bitola dele. Para monitoramento é
importante verificar o acesso à internet, por cabo
ou Wifi.
Não deixe de conversar com o futuro proprietário
sobre o local da instalação, para evitar queixas
sobre a estética.

(A) Número máximo de módulos por string,
pela tensão máxima do inversor
A primeira condição calcula o número máximo de
módulos m por string que podemos conectar em
série, respeitando a limitação do inversor.
O número máximo de módulos por string mmáx é
igual à tensão máxima da entrada do inversor
Vinv,máx, dividida pela tensão máxima do módulo
em circuito aberto Vmod,OC,máx.

(B) Número máximo de módulos por string,
pela tensão de operação
A segunda condição calcula, quantos módulos
podemos conectar em série, considerando agora
o limite de tensão de operação do inversor:
Esta condição é calculada independentemente
de (A), mas como resultado deve valer o menor
número dos dois, ainda arredondado para baixo.
(C) Número mínimo de módulos por string,
pela tensão de operação
O inversor exige um número mínimo de módulos
para trabalhar, que é calculado dividindo a tensão
mínima do inversor pela tensão mínima do
módulo, ambos em condição de operação:
O número resultante deve ser arredondado para
cima.
(D) Número máximo de strings
O número máximo de strings conectados em
paralelo é calculada dividindo a corrente máxima
de entrada do inversor pela corrente gerada
pelos módulos em condições padrão:

(E) Número tolerado de strings
Nos últimos anos, a corrente gerada pelos
módulos cresceu numa velocidade que a
engenharia dos inversores não conseguiu
acompanhar devido ao ciclo maior de
desenvolvimento.
Desta forma, ficou comum conectar módulos ao
inversor com uma corrente levemente acima do
limite.
Muitos fabricantes de inversores se adaptaram à
nova realidade informando uma corrente
máxima tolerada ou então a corrente máxima de
curto-circuito, que representa o limite de
corrente que pode ser conectada ao inversor
sem que ele apresente defeito.
Usando a mesma fórmula de cima, aplicando o
limite tolerado chegamos ao número de strings
tolerados:

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5 – CONFIGURAÇÃO DO ARRANJO FOTOVOLTAICO COM O INVERSOR
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No entanto, toda corrente superior à corrente
máxima será descartada, similar ao que acontece
no efeito de clipping (veja Fator de
Dimensionamento a seguir).
(F) Potência máxima
O fabricante indica a potência máxima do arranjo
fotovoltaico na ficha técnica, que determina
número máximo total de módulos que devem ser
conectados:
A potência máxima é correlacionada ao fator de
dimensionamento, que discutiremos em seguida,
e não representa uma restrição crítica.
(G) Fator de Dimensionamento
O Fator de Dimensionamento expressa a relação
da potência entre o arranjo fotovoltaico e o
inversor e costuma ser informado em porcento.
É comum superdimensionar o arranjo, já que a
potência nominal dos módulos raramente é
alcançada em clima tropical.
Um FDI entre 100% e 120% é considerado
conservador. Um FDI mais alto traz a vantagem
de reduzir o investimento, mas acarreta um corte
de produção em horas de alta irradiância.
A figura 4 mostra este efeito: o sistema com FDI
de 158% (linha azul) perde energia quando a
potência máxima do inversor é alcançada. Já o
sistema com FDI de 119% raramente alcança a
potência máxima.
Por outro lado, o sistema com alto FDI consegue
gerar energia em horas e dias de menor
irradiação: na figura 4, são as horas durante a
manhã e à tarde. Leia mais na nossa matéria
sobrecarregamento.solarize.com.br e assista aos
webinares disponíveis no site.
Um FDI abaixo de 100% é aceitável quando não
se encontra um inversor menor com potência
adequada, algo frequente em sistemas muito
pequenos.
7. Verificação de Alternativas
Depois de calcular as condições, podemos
verificar alternativas do layout elétrico. Vamos
usar um exemplo resumido para compreender
este procedimento:
• Pretendemos montar um sistema de 12
kWp, usando 24 módulos de 500 Wp de
um determinado modelo;
• Um inversor de 10 kW seria adequado,
levando em consideração um FDI de
120%;
• Usamos as fichas técnicas do módulo e do
inversor para levantar os dados listados
acima e calcular das condições listadas
acima;
• Com 24 módulos temos as seguintes
alternativas de layout: 3 strings de 8
módulos, 4 strings de 6 módulos ou 2
strings de 12 módulos;
• Testamos as alternativas contra as
fórmulas apresentadas acima para
determinar quais delas são permitidas.
• Em termos elétricos, é favorável
aumentar o número de módulos por
string para manter a corrente baixa. No
entanto pode haver outros critérios da
execução que nos levam a priorizar uma
alternativa diferente.
Se nenhuma das alternativas for viável, então é
necessário mudar a escolha do equipamento e
Figura 4: Comparação entre um sistema com FDI de 119%
(linha amarela) com um de 158% (linha azul), simulado no
software PV*SOL
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5 – CONFIGURAÇÃO DO ARRANJO FOTOVOLTAICO COM O INVERSOR
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refazer o cálculo. Isso ocorre com certa
frequência com inversores que apresentam uma
faixa estreita de tensão.
Se um determinado inversor, por exemplo,
permitir somente 19 ou 20 módulos por string,
então o número total de módulos deve ser
divisível por 19 ou 20, e a área de montagem deve
permitir a fixação deste número de módulos.
8. Uso da Planilha
Disponibilizamos no nosso site uma planilha
(figura 5, acesse aqui) que efetua os cálculos
apresentados neste capítulo e que contém um
exemplo completo. A planilha serve para
configurar projetos reais, ela não é meramente
didática.
Ela deve ser preenchida na seguinte sequência:
1. Local da instalação: temperaturas
máximas e mínimas;
2. Dados do módulo: preencha os campos
em azul. Os campos em cinza apresentam
resultados intermediários e os em verde,
resultados finais;
3. Dados do inversor: procure os dados na
ficha técnica;
4. Após preencher os dados acima, o
quadro “Cálculo” já apresenta as
condições de mapeamento, com
números mínimos e máximos de módulos
e strings;
5. Fator de dimensionamento: informe
aqui o limite inferior e superior da faixa
tolerada e da faixa ideal;
6. Verificação de alternativas: preenche os
campos “Nº de strings” e “Nº módulos
por string” e observe o campo
“Verificação” à direita, que testa a
alternativa contra as condições no
quadro “Cálculo”
A planilha está com os campos todos abertos para
que você possa verificar e, se for necessário,
modificar as fórmulas.
Ela segue o nosso padrão de coloração:
• Preencha campos em azul;
• Campos cinza mostram resultados
intermediários;
• Campos verde mostram resultados
principais.contra superaquecimento e contra uma
potência de entrada excessiva. Nestes
casos, o inversor reduz sua potência de
saída;
• Ele ainda supervisiona o circuito da
entrada em relação à resistência de
isolamento entre os polos e a terra. Em
casos de falhas, ele se desliga e dispara
um alarme;
• O mesmo ocorre em casos de passagem
de corrente contínua para a rede de
corrente alternada (para inversores sem
transformador interno, o tipo comum);
• A partir de 2024 passa a ser obrigatória
uma proteção contra arcos voltaicos
(AFCI). Ela detecta de forma eletrônica
arcos e abre o circuito em c.c..

4. Monitoramento
Figura 6: Geração diária de um inversor (barras coloridas)
comparadas com a meta calculado pela irradiância
(triângulo) no sistema Solarize
Os inversores atuais permitem acompanhar seu
funcionamento pela internet. O proprietário
deseja verificar a energia gerada ou mostrar a
amigos sua nova aquisição. Além disso, ele
precisa saber de defeitos muito antes de receber
uma alta conta de energia.
Já para o instalador, o monitoramento serve para
averiguar se o sistema realmente está
funcionando de forma satisfatória. Ele ainda pode
detectar defeitos, planejar uma manutenção ou
antecipar problemas remotamente e sem
depender de uma irradiação forte durante uma
eventual visita à instalação.
O instalador usa os dados acumulados durante omês junto com a conta de energia para explicar
ao cliente os fluxos da energia: este precisa
aprender que a energia que é consumida na hora
da geração não aparece na conta de energia,
porque não passa pelo medidor (autoconsumo).
Geralmente, os inversores enviam informações
sobre a potência atual e sobre a energia
acumulada ao longo do dia, mês e ano ao site do
fabricante do equipamento. O acesso se dá via
aplicativo, resumido e mais bonito, ou via site,
com mais detalhes. Muitos sites ainda enviam
avisos por e-mail quando o sistema está fora do
ar ou apresenta defeitos.
No entanto, não é simples verificar se um sistema
está realmente funcionando bem. Afinal de
contas, ele depende das condições climáticas que
oscilam. Estratégias compreendem a comparação
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4 – O INVERSOR FOTOVOLTAICO
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entre inversores da mesma instalação, entre
diferentes sistemas na mesma região (cuidado
com microclima!), ou com sensores de
irradiância.
5. Inversores Híbridos com
Baterias
Inversores com baterias (fig. 7) carregam e
descarregam baterias em paralelo à injeção na
rede ou à alimentação de cargas. Eles podem
servir a três propósitos:
1. Backup solar: as baterias servem para
alimentar cargas no caso de falhas na
rede. Adicionalmente, o inversor pode
acionar um gerador para recarregar as
baterias;
2. Remuneração da energia gerada: a
energia é armazenada na energia em
horários de tarifa baixa e descarregada
em horários com tarifa alta.
3. Gerenciar energia: as baterias podem
amenizar picos de demanda (peak
shaving), ou armazenar energia
excedente num certo momento para
limitar a energia injetada (redução da
demanda de injeção; zero-grid);
A primeira opção atende a um nicho de mercado
crescente, já que segurança energética apresenta
um valor alto para empresas e um conforto
importante para residências. Os projetos
combinam cálculos de sistemas autônomos (off-
grid) e sistemas conectados à rede e requerem
uma intervenção na instalação elétrica do cliente
para criar uma rede emergencial. Em caso de
ilhamento, o sistema precisa garantir a
desconexão do gerador da rede.
As outras opções são viáveis quando o custo da
energia armazenada fica abaixo da economia
alcançada com ela. No capítulo 12 analisaremos
essa tendência de mercado que se tornou
realidade em vários países.
Figura 7: Um inversor híbrido e suas possíveis conexões
Deseja aprender mais?
O primeiro passo é o curso de projetos
fotovoltaicos conectados à rede:
projeto.solarize.com.br
Em seguida, avance para o curso de sistemas
híbridos: hibridos.solarize.com.br
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1. Introdução
Nos capítulos anteriores abordamos
características de sistemas fotovoltaicos
conectados à rede (SFCR) e o passo-a-passo na
elaboração de um projeto solar. Depois
conhecemos os módulos fotovoltaicos e o
inversor, componentes principais do nosso
sistema.
Chegou a hora de compreender como se
configura um arranjo fotovoltaico com
determinados módulos e o inversor escolhido e
definir, chegando à conexão série-paralelo dos
módulos.
Uma planilha que efetua os cálculos
apresentados neste capítulo está disponível na
mesma página do manual.
2. Visão Geral
Figura 1: O arranjo fotovoltaico é uma conexão série-
paralela de módulos que precisa combinar com as
características do inversor
Costumo chamar a configuração entre módulos e
inversor de “casamento”, já que ela deve
funcionar por muitos anos, em dias de sol e de
chuva, e em horas de calor e de frio.
O casamento vai funcionar se os parâmetros
elétricos de tensão, corrente e potência dos
módulos e do inversor forem compatíveis, na
conexão série-paralelo escolhida.
Como a tensão do módulo depende da
temperatura das células devemos levar ainda em
consideração o local da instalação com suas
condições climáticas, e a ventilação dos módulos
na condição em que serão instalados (paralelo ao
telhado ou em fileiras elevadas).
3. Temperaturas no Local da
Instalação
Figura 2: Curva característica V-P em diferentes
temperaturas, gerada no software PV*SOL
Aprendemos no capítulo 3 que a tensão
produzida pelo módulo é fortemente afetada
pela temperatura, com comportamento inverso:
quanto maior o calor do módulo, menor é a
tensão de saída.
• A faixa de temperatura do módulo em
operação determina a faixa de tensão na
saída do módulo VPMP. A temperatura
máxima do módulo Tcélula,máx determina a
menor tensão de saída do módulo em
operação VPMP,mín. A literatura
recomenda usar um valor 30°C a 40°C
acima da máxima ambiental do local,
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5 – CONFIGURAÇÃO DO ARRANJO FOTOVOLTAICO COM O INVERSOR
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5 – CONFIGURAÇÃO DO ARRANJO FOTOVOLTAICO COM O INVERSOR
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dependendo da ventilação dos módulos e
da ocorrência de vento no local.
• A temperatura mínima da célula em
operação Tcélula,mín determina a tensão
VPMP,máx. É a temperatura que o módulo
alcança com um pouco de irradiação.
• A terceira condição climática a ser
considerada é a temperatura mínima do
local da instalação Tambiente,mín. Ela causa
a tensão máxima que o módulo produz,
VOC,máx.
O INPE oferece a busca por dados climáticos, mas
geralmente prevalece o bom senso e a
experiência na definição do trio das
temperaturas. A tabela 1 lista valores que podem
servir como referência.
Tabela 1: Valores referenciais para a escolha das temperaturas
características
Fonte Tcélula,máx Tcélula,mín Tambiente,mín
Alemanha 70°C 15°C -10°C
Sistema Solarize
(Rio de Janeiro – RJ)
75°C 25°C +10°C
4. Dados Características do
Módulo
Para efetuar o cálculo, buscamos os seguintes
dados na ficha técnica do módulo:
• Potência nominal Pmód,nom;
• Corrente de curto circuito Imód,SC;
• Tensão PMP nominal Vmód,PMP;
• Tensão em circuito aberto Vmód,OC;
• Coeficiente da variação da tensão com a
temperatura CoefV, comumente
informado em % / °C ou % / K
(observação: 1 K = 1 °C).
Em seguida calculamos as tensões derivadas das
temperaturas no local da instalação. As tensões
informadas na ficha técnica foram medidas nas
condições STC, sob 25°C (veja capítulo 3). A
seguinte fórmula aplica o coeficiente da variação
da tensão e a diferença da temperatura:

Os valores derivados são:
• Tensão máxima e circuito aberto
Vmód,OC,máx
• Tensão mínima e máxima em operação
Vmód,PMP,mín e Vmód,MP,máx (obs.: usando a
fórmula chegamos a um valor
aproximado para Vmód,PMP, já que o valor
exato pode ser determinado somente
com um software de simulação).
5. Dados Características do
Inversor
Na ficha técnica do inversor escolhido buscamos
os seguintes dados:
• Potência nominal Pinv,nom;
• Potência máxima Pinv,máx;
• Corrente máxima Iinv,máx;
• Corrente máxima tolerada Iinv,máx, SC;
• Tensão máxima Vinv,máx;
• Faixa de tensão de operação Vinv,PMP,mín e
Vinv,PMP,máx.
O objetivo é calcular a combinação entre os
módulos e o inversor, portanto devemos buscar
os valores da entrada do inversor, em c.c.. No
entanto, a potência nominal pode ser informada
na seção c.c. ou c.a., dependendo do fabricante.
6. O Cálculo do Arranjo
Fotovoltaico
Figura 3: O layout do arranjo fotovoltaico é determinado
respeitando os limites do inversor
Depois de colher as informações básicaspodemos agora mapear as características
elétricas dos módulos com as do inversor
escolhido. Objetivo é definir o arranjo
fotovoltaico, que é a associação de n séries
fotovoltaicas (usamos a seguir o nome inglês,
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https://materiais.solarize.com.br/manual-de-energia-solar-tecnologia-fotovoltaica-e-modulos
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string) em paralelo, cada com m módulos
conectados em série (figura 3).
Importante: O arranjo precisa ser
homogêneo, usando somente um modelo
de módulo e o mesmo número de módulos
em todos os strings. Casos onde isto não é
possível serão analisados no próximo
capítulo, que tratará também de
sombreamento parcial.
Pelas leis ôhmicas, a tensão resultante de cada
string é o produto do número de módulos m com
a tensão de cada módulo. A corrente resultante
do arranjo é o produto do número de strings n
com a corrente de cada string.
O mapeamento é feito por condições
independentes que, depois, são reunidas.

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No entanto, toda corrente superior à corrente
máxima será descartada, similar ao que acontece
no efeito de clipping (veja Fator de
Dimensionamento a seguir).
(F) Potência máxima
O fabricante indica a potência máxima do arranjo
fotovoltaico na ficha técnica, que determina
número máximo total de módulos que devem ser
conectados:
A potência máxima é correlacionada ao fator de
dimensionamento, que discutiremos em seguida,
e não representa uma restrição crítica.
(G) Fator de Dimensionamento
O Fator de Dimensionamento expressa a relação
da potência entre o arranjo fotovoltaico e o
inversor e costuma ser informado em porcento.
É comum superdimensionar o arranjo, já que a
potência nominal dos módulos raramente é
alcançada em clima tropical.
Um FDI entre 100% e 120% é considerado
conservador. Um FDI mais alto traz a vantagem
de reduzir o investimento, mas acarreta um corte
de produção em horas de alta irradiância.
A figura 4 mostra este efeito: o sistema com FDI
de 158% (linha azul) perde energia quando a
potência máxima do inversor é alcançada. Já o
sistema com FDI de 119% raramente alcança a
potência máxima.
Por outro lado, o sistema com alto FDI consegue
gerar energia em horas e dias de menor
irradiação: na figura 4, são as horas durante a
manhã e à tarde. Leia mais na nossa matéria
sobrecarregamento.solarize.com.br e assista aos
webinares disponíveis no site.
Um FDI abaixo de 100% é aceitável quando não
se encontra um inversor menor com potência
adequada, algo frequente em sistemas muito
pequenos.
7. Verificação de Alternativas
Depois de calcular as condições, podemos
verificar alternativas do layout elétrico. Vamos
usar um exemplo resumido para compreender
este procedimento:
• Pretendemos montar um sistema de 12
kWp, usando 24 módulos de 500 Wp de
um determinado modelo;
• Um inversor de 10 kW seria adequado,
levando em consideração um FDI de
120%;
• Usamos as fichas técnicas do módulo e do
inversor para levantar os dados listados
acima e calcular das condições listadas
acima;
• Com 24 módulos temos as seguintes
alternativas de layout: 3 strings de 8
módulos, 4 strings de 6 módulos ou 2
strings de 12 módulos;
• Testamos as alternativas contra as
fórmulas apresentadas acima para
determinar quais delas são permitidas.
• Em termos elétricos, é favorável
aumentar o número de módulos por
string para manter a corrente baixa. No
entanto pode haver outros critérios da
execução que nos levam a priorizar uma
alternativa diferente.
Se nenhuma das alternativas for viável, então é
necessário mudar a escolha do equipamento e
Figura 4: Comparação entre um sistema com FDI de 119%
(linha amarela) com um de 158% (linha azul), simulado no
software PV*SOL
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5 – CONFIGURAÇÃO DO ARRANJO FOTOVOLTAICO COM O INVERSOR
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refazer o cálculo. Isso ocorre com certa
frequência com inversores que apresentam uma
faixa estreita de tensão.
Se um determinado inversor, por exemplo,
permitir somente 19 ou 20 módulos por string,
então o número total de módulos deve ser
divisível por 19 ou 20, e a área de montagem deve
permitir a fixação deste número de módulos.
8. Uso da Planilha
Disponibilizamos no nosso site uma planilha
(figura 5, acesse aqui) que efetua os cálculos
apresentados neste capítulo e que contém um
exemplo completo. A planilha serve para
configurar projetos reais, ela não é meramente
didática.
Ela deve ser preenchida na seguinte sequência:
1. Local da instalação: temperaturas
máximas e mínimas;
2. Dados do módulo: preencha os campos
em azul. Os campos em cinza apresentam
resultados intermediários e os em verde,
resultados finais;
3. Dados do inversor: procure os dados na
ficha técnica;
4. Após preencher os dados acima, o
quadro “Cálculo” já apresenta as
condições de mapeamento, com
números mínimos e máximos de módulos
e strings;
5. Fator de dimensionamento: informe
aqui o limite inferior e superior da faixa
tolerada e da faixa ideal;
6. Verificação de alternativas: preenche os
campos “Nº de strings” e “Nº módulos
por string” e observe o campo
“Verificação” à direita, que testa a
alternativa contra as condições no
quadro “Cálculo”
A planilha está com os campos todos abertos para
que você possa verificar e, se for necessário,
modificar as fórmulas.
Ela segue o nosso padrão de coloração:
• Preencha campos em azul;
• Campos cinza mostram resultados
intermediários;
• Campos verde mostram resultados
principais.9. Outros tipos de inversores
Apresentamos o cálculo para a tipologia chamada
de “inversor string”, com apenas uma entrada.
Há outras opções, cuja discussão detalhada
extrapola o espaço do capítulo:
• Inversores múlti-MPPT oferecem mais
do que uma entrada, cada uma com seu
seguidor de ponto de máxima potência
SPMP (inglês MPPT). Neste caso, o
cálculo deve ser repetido para cada
entrada separadamente, cujas
características podem ser diferentes, e
também para o inversor como um todo;
• A configuração de Micro inversores, que
atendem de um a quatro módulos, usa
os mesmos cálculos apresentados acima;
• Para sistemas com otimizadores de
potência é necessário efetuar o cálculo
para cada otimizador separadamente.
Além disso, há regras para o número de
otimizadores que podem ser conectados
a cada entrada do inversor. Consulte a
documentação do fabricante.

Figura 5: A planilha de configuração
Deseja aprender mais?
No curso de projetos fotovoltaicos
conectados à rede abordamos todas as
tecnologias com planilhas avançadas:
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1. Visão Geral
Figura 2: Exemplo de sistema fotovoltaico com
sombreamento pela árvore numa manhã de inverno,
modelado no software PV*SOL premium
Descasamento (inglês “mismatch”) ocorre
quando as características elétricas de módulos
interconectados não são iguais. Possíveis causas
são
• Defeitos técnicos;
• Diferentes modelos;
• Insolação diferente devido a
sombreamento parcial (veja figura 1) ou
instalação em planos divergentes
(consulte capítulo 3).
2. O Efeito Elétrico do
Descasamento
Frequentemente se escuta que um módulo
sombreado inibe a série inteira de módulos
(string) de gerar energia, em analogia ao caso de
um rádio com pilhas, das quais uma está
esgotada. Essa comparação é simplista demais –
no nosso caso precisamos analisar a curva
característica do string.
Vamos aproveitar o exemplo da figura 1: do string
que ocupa a metade da esquerda do telhado,
quatro módulos recebem pleno sol e os outros
têm algum sombreamento (o software informa
valores entre 2% e 8%).
A figura 2 retrata a curva característica do string
no exato instante daquela imagem.
• A curva azul (corrente versus tensão)
evidencia que apenas parte dos módulos
consegue gerar a corrente total de aprox.
2,7 A, enquanto o restante é limitado a
uma corrente de 0,8 A;
• A curva preta (potência versus tensão)
apresenta dois máximos locais, um com
um pouco mais de 500 W e o outro pouco
acima de 300 W.
• Se o inversor conectado ao string
encontrar o ponto PMP1, então ele vai
fornecer 500 W. Dependendo das
condições, ele pode encontrar somente
PMP2 e permanecer na geração de 300
W. Ambos os pontos não aproveitam a
potência dos módulos por completo
(veremos alternativas mais adiante).
Já a figura 3 mostra a curva característica duas
horas depois, quando todos os módulos se
encontram sob pleno sol. As duas curvas são
uniformes com somente um ponto de máxima
potência, com mais de 2000 W.
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6 – SOMBREAMENTO E OUTRAS FORMAS DE DESCASAMENTO
Figura 1:Curvas características geradas no software PV*SOL para a
situação da figura 1, com sombreamento
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6 – SOMBREAMENTO E OUTRAS FORMAS DE DESCASAMENTO
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3. Diodos de Desvio
O descasamento não somente causa perdas, ele
também pode danificar módulos, devido à
conexão em série das células: quando todas as
células recebem a mesma radiação, elas
produzem a mesma corrente.
No momento em que uma célula é sombreada,
ela deixa de produzir e vira resistência por onde
passa a corrente gerada pelas outras células.
Em consequência, a célula aquece (efeito hot
spot). Sem proteção, este aquecimento poderia
até derreter a célula. Por isso, os módulos contam
com diodos de desvio (by-pass), que conduzem a
corrente reversa, tirando as células inoperantes
do circuito.
Normalmente, há três diodos de desvio por
módulo, cada um protegendo duas fileiras do
módulo.
Em módulos Half-cell (veja cap. 3), a perda por
sombreamento é reduzida, porque as células na
metade superior são conectadas em paralelo às
células na metade inferior.
4. Sombreamento
Vamos analisar o grande vilão, o sombreamento,
começando pelo percurso do sol.
4.1. Geometria solar
A figura 4 mostra o percurso do sol para a latitude
do Rio de Janeiro:
• Durante o inverno, o sol nasce no
Nordeste, passa pelo Norte, e se põe no
Noroeste;
• No verão, o percurso começa no Sudeste
e termina no Sudoeste. O ápice chega ao
zênite no solstício do verão (dia 21 de
dezembro);
• Ao longo do ano, o sol faz um percurso
entre os dois apresentados na figura.
Em latitudes menores (locais mais próximos ao
equador), a altura do sol no inverno é maior e o
sol do verão passa mais ao sul. Já em latitudes
maiores, o sol do meio-dia fica mais baixo e mais
ao norte, com uma variação maior entre nascer e
pôr do sol.
4.2. Sombra Distante
Figura 5: Sombreamento pelo horizonte no diagrama e na
modelagem 3D no software PV*SOL premium
Objetos distantes da nossa planta solar afetam
todos os módulos da mesma forma, num efeito
liga/desliga. Eles são modelados como horizonte
(figura 5).
Um meio simples para analisar o horizonte é o
aplicativo Sun Surveyor para smartfones que
projeta a curva solar na imagem captada pela
câmera. Publicamos um manual de uso do
aplicativo no site.
Figura 3: O percurso solar nas estações do ano.
Fonte: pacearquitetura.ning.com
Figura 4:Curvas características sem sombreamento
http://www.solarize.com.br/
http://www.pvsol.com.br/
https://www.solarize.com.br/site_content/17-base-de-conhecimento/118-analise-do-sombreamento-com-o-aplicativo-sun-surveyor
https://www.solarize.com.br/site_content/17-base-de-conhecimento/118-analise-do-sombreamento-com-o-aplicativo-sun-surveyor
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6 – SOMBREAMENTO E OUTRAS FORMAS DE DESCASAMENTO
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4.3. Sombreamento próximo
Figura 6: Sombreamento pela antena parabólica
Objetos próximos ao nosso arranjo fotovoltaico
causam sombra que afeta parte dos módulos e se
“movimenta” pelos módulos conforme percurso
solar diário e anual:
• A sombra visível na figura 1 ocorre no dia
21/06 às 9hs. Durante o verão, a casa
deste exemplo fica fora da sombra da
árvore;
• Em contrapartida ocorre sombreamento
pela antena parabólica durante os meses
do verão (figura 6).
4.4. Análise da Situação
Figura 7: Frequência de sombreamento ao longo do ano
(visualização PV*SOL premium)
A visualização da sombra (figuras 1 e 6) ajuda a
compreender causas do sombreamento, mas
retrata apenas certos instantes. O cálculo do
percentual das horas com sombra ao longo do
ano (figura 7) é uma informação mais rica e ajuda
ao projetista tomar decisões sobre a colocação
dos módulos:
• Neste exemplo, percebemos um alto
percentual próximo à antena, indicando
que deveríamos afastar os módulos dela
(ou então remover a antena para outro
lugar);
• Na sombra da árvore há outros valores
elevados. Estes seriam os primeiros
módulos a serem retirados se uma
potência reduzida fosse suficiente para o
cliente.
5. Como Otimizar um Sistema
com Descasamento
O projetista deve reduzir as perdas por
descasamento, pela seleção do módulo
apropriado, a melhor colocação dos módulos, a
devida escolha da tecnologia do inversor e aadequada interligação do arranjo.
5.1. Inversor String ou Multi-MPPT
O inversor string recebe a energia de uma grande
quantidade de módulos em cada entrada dele
(chamado de SPMP ou MPPT, veja capítulos 4 e 5)
e exige mais homogeneidade no subarranjo que é
conectado a uma entrada: Use o mesmo modelo
de módulos, todos com a mesma orientação
geográfica e com a mesma inclinação.
No entanto é possível dividir o arranjo e conectar
partes com características diferentes em
entradas MPPT separadas. No nosso exemplo é
recomendável escolher um inversor com duas
entradas, no mínimo, e separar os módulos do
lado esquerdo, sombreados pela árvore, dos da
direita, sombreados pela antena.
Além disso, deve-se escolher um inversor com
otimização de sombreamento. Essa função
percorre a curva característica (figura 2) de
tempos em tempos com objetivo de identificar o
maior PMP existente (ex. SMA Shade Fix).
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http://www.pvsol.com.br/
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
6 – SOMBREAMENTO E OUTRAS FORMAS DE DESCASAMENTO
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5.2. Micro Inversores
A figura 8 mostra o monitoramento de uma
instalação com micro inversores, com a foto real
à direita. Os números no gráfico à esquerda, e as
barras cor laranja representam a energia gerada
naquele instante.
É visível que os módulos da fileira inferior sofrem
com o sombreamento pela platibanda,
especialmente os centrais, onde a platibanda é
mais alta (o monitoramento retrata um momento
de manhã cedo, diferente da hora quando a foto
foi tirada).
Neste caso real, os micro inversores foram
vantajosos também para aproveitar o telhado ao
máximo: instalamos módulos pequenos na fila
inferior, maiores na superior e ainda dois
adicionais na água oposta, não visível na foto.
Micro inversores aumentam ainda a segurança da
instalação, por terem cabos c.c. curtos e em
baixíssima tensão.
5.3. Inversores com Otimizadores
de Potência
O inversor fotovoltaico é feito de dois
componentes principais: os Seguidores do Ponto
de Máxima Potência (SPMP, inglês Maximum
Power Point Tracker MPPT) e o inversor
propriamente dito.
No conceito de otimizadores de potência, esses
componentes são separados (figura 9):
• O otimizador de potência, que contém o
SPMP se torna individual para cada
módulo, da forma que ele consegue
extrair a maior potência a cada instante.
Ele é fixado numa caixinha junto ao
módulo;
• O inversor efetua somente a conversão
de c.c. para c.a. e atende a vários
otimizadores.
Este conceito traz as mesmas vantagens do micro
inversor em termos de melhor aproveitamento
energético de cada módulo e monitoramento.
Ele ainda ganha nos quesitos de manutenção, por
concentrar o inversor num aparelho instalado em
local abrigado e acessível, e na escalabilidade da
solução.
Otimizadores de potência são uma solução em
instalações onde há a exigência de desenergizar o
cabo em c.c. em caso de emergência:
dependendo do modelo, os otimizadores
desligam sua saída quando o inversor é
desconectado da rede.

Figura 8: Monitoramento de sistema com micro inversores
Figura 9: Diagrama do inversor com otimizadores
Deseja conhecer mais?
Assista à gravação da série de webinares
sobre sombreamento disponível
gratuitamente no nosso site.
http://www.solarize.com.br/
https://www.solarize.com.br/component/search/?searchword=webinar%20sombreamento&searchphrase=all&areas%5b0%5d=content
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1. Introdução
Nos capítulos anteriores aprendemos como o
projeto de um sistema solar conectado à rede é
elaborado, e como são configurados os principais
componentes, módulos e inversores.
O presente capítulo trata do projeto elétrico,
dividido em duas partes: o lado da corrente
contínua, entre módulos e inversores, e o lado da
corrente alternada, na conexão do inversor à
rede predial e da concessionária.
Em função da profundidade do tema e do espaço
restrito aqui, recomendamos ao leitor
acrescentar estudos de normas e literatura e
capacitar-se num curso profissional para
complementar o conhecimento: entre no nosso
site solarize.com.br – estamos sempre com
turmas abertas.

2. Conexão entre Gerador e
Inversor em c.c.
A figura 1 apresenta o exemplo de um projeto de
sistema fotovoltaico conectado à rede (SFCR).
Este diagrama serve como guia para o presente
capítulo.
Iniciaremos a descrição com o lado da corrente
contínua, entre os módulos e o inversor,
lembrando que as características dos módulos e a
configuração dos módulos em séries fotovoltaicas
(usaremos em seguida o termo inglês string) já
foram abordadas em capítulos anteriores.
A norma que regulamenta o projeto é a ABNT
NBR 16690 – Instalações Elétricas de Arranjos
Fotovoltaicas.
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
7 – O PROJETO ELÉTRICO
Figura 1: Diagrama exemplar de um projeto fotovoltaico conectado à rede.
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7 – O PROJETO ELÉTRICO
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2.1. Conectores Fotovoltaicos
Módulos para sistemas conectados à rede já são
equipados com conectores específicos para este
fim. O modelo mais comum é chamado de MC4
(figura 2).
Os conectores foram projetados para conduzir a
corrente durante muitos anos nas condições
encontradas embaixo dos módulos (calor e
chuva).
Eles são polarizados e evitam acidente com curto
circuito durante a instalação. Invista em alta
qualidade, visto que conectores são uma fonte
frequente de falhas!
2.2. Cabo do String
A figura 3 mostra a ligação de um string: os
módulos são interconectados em série, usando
diretamente os próprios conectores pré-
montados nos cabos dos módulos (representado
pelas caixinhas verdes na figura; a norma
proposta exige que os conectores interligados
sejam do mesmo fabricante).
Dois fios distintos levam o polo negativo e o
positivo à caixa de junção – eles formam o cabo
do string. Por serem expostos a intempéries e
altas temperaturas, estes fios devem atender à
norma ABNT NBR 16612:2017 (Cabos de potência
para instalações fotovoltaicas).
É importante evitar laços na fiação que possam
aumentar a tensão induzida por uma descarga
atmosférica próxima ao sistema. Por isso, o fio
conectado ao último módulo percorre todo o
arranjo paralelamente aos fios dos módulos (na
figura, é o fio negativo).
Observe que o cabo do string está energizado
sempre que há incidência de luz nos módulos.
Este fato implica em cuidados especiais durante a
instalação e manutenção que serão abordados no
capítulo 9.
2.3. Fusíveis
Os fusíveis protegem os módulos do string, ao
qual estão conectados, contra uma possível
corrente reversa gerada pelos strings conectados
em paralelo. Esta situação pode ocorrer no caso
de um curto-circuito entre o polo positivo e o
negativo em algum ponto deste string. A
consequência seria o aquecimento e potencial
derretimento das células que recebem a corrente
reversa.
Os fusíveis devem ser específicos para sistemas
fotovoltaicos, tipo gPV conforme norma IEC
60269-6. A corrente nominal é indicada pelo
fabricante do módulo – usar fusíveis com
amperagem inferior não é recomendado, porque
causaria perdas em momentos de alta
irradiância!

Figura 2: Conectores fotovoltaicos tipo MC4, com crimpagem
(acima) ou sem crimpagem (abaixo, marca Weidmüller PV-Stick)
Figura 3: Cabeamento do string sem laço para redução de
indução de surtoshttp://www.solarize.com.br/
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7 – O PROJETO ELÉTRICO
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Geralmente, fusíveis são necessários em arranjos
com três ou mais strings em paralelo. Para
entender isso, vamos ver um exemplo ilustrativo,
usando valores comuns de módulos de 60 células.
Considere a seguinte situação:
• Corrente de curto circuito do módulo,
conforme ficha técnica do módulo Imód,SC = 13
A;
• Corrente reversa máxima do módulo
Imód reversa max = 20 A;
• Três strings conectados em paralelo;
• No caso de curto-circuito em um dos strings, a
corrente gerada nos outros dois strings é igual
a I = 2 x 13 A = 26 A. Esta corrente é superior à
corrente reversa permitida de 20 A, o que
indica a necessidade dos fusíveis.
Diodos de bloqueio e disjuntores, que poderiam
ser meios alternativos de proteção, não se
mostraram confiáveis na prática.
2.4. Dispositivo de Proteção contra
Surtos (DPS)
O dispositivo de proteção contra surtos (DPS)
protege o inversor contra surtos ou descargas
atmosféricas provindo do circuito fotovoltaico e
evita que estes surtos sejam propagados à
instalação predial por indução.
O DPS deve ser do tipo fotovoltaico conforme
norma EN 50539-11 (exemplo na figura 4).
A tensão nominal do DPS deve ser superior à
tensão máxima do string em circuito aberto
(Vmód,OC,máx, veja capítulo 5). Quanto menor a
diferença entre a tensão nominal do DPS e a do
string, melhor será a proteção – o mercado
oferece tensões na faixa de 600 V, 1000 V e 1500
V.
2.5. Dispositivo Interruptor-
Seccionador
O dispositivo interruptor-seccionador deve ser
capaz de abrir o circuito sob plena carga na
máxima corrente de falta (manobra de
interrupção) e manter o circuito aberto de forma
segura (seccionamento). Recomenda-se usar um
dispositivo com capacidade de abertura de uma
corrente 25% acima da corrente de curto-circuito
do string.
Ele precisa ser aprovado pelo fabricante para
operar em corrente contínua – jamais use
componentes de corrente alternada! Verifique
especificações adicionais na norma NBR 16690.
2.6. Cabo do Arranjo Fotovoltaico
Figura 3: Opções de isolamento para o cabo em corrente
contínua (NBR 16690)
O cabo do arranjo fotovoltaico interliga a caixa de
junção ao inversor. Por ser abrigado, ele não
precisa ser um cabo fotovoltaico. No entanto, a
norma 16690 exige duplo isolamento para cada
polo (figura 5).
A boa prática recomenda que a bitola dos fios em
corrente contínua nunca seja inferior à dos
módulos (usualmente cobre de 4 mm²) e que ela
seja calculada para que a perda de potência seja
inferior à 1% da potência nominal do lado da c.c.
Na página do manual de energia solar
disponibilizamos uma planilha que calcula a bitola
e a perda associada.

Figura 2: DPS fotovoltaico da marca DEHN
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https://www.solarize.com.br/site-content/11-blog/288-manual-de-energia-solar-288
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7 – O PROJETO ELÉTRICO
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2.7. Caixa de Junção e Localização
dos Componentes
Lembrando que o diagrama da figura 1 é
exemplar, cabe ao projetista avaliar variantes
dele e especificar o local da instalação de cada
componente:
• A caixa de junção (normalmente se usa o
termo inglês stringbox), costuma ser
instalada do lado do inversor, o que
facilita a verificação e manutenção;
• Outra possibilidade é instalar o stringbox
ou um stringbox adicional próximo aos
módulos. Vantagem é a unificação dos
cabos dos strings e uma melhor proteção
da rede predial contra surtos;
• A norma exige DPS adicionais, caso o
cabo em c.c. tenha mais que 50m.
Alguns inversores são produzidos com
dispositivos embutidos, o que dispensa a
duplicação deles dentro do stringbox ou com
espaço previsto dentro do involucre do inversor.
2.8. Separação entre Corrente
Contínua e Corrente Alternada
As normas NBR 5410 e NBR 16690 exigem que
circuitos em corrente contínua e alternada
devem ser separados.
É ainda altamente recomendável sinalizar dutos e
caixas de passagem de corrente contínua para
evitar que algum técnico não capacitado os
acesse e cause um acidente (veja sugestão na
NBR 16690).
3. Conexão do Inversor à Rede
Predial em c.a.
A conexão do inversor à rede predial, a princípio,
apresenta poucos detalhes que diferem de uma
instalação comum. No entanto, ela representa
uma modificação do projeto original do local da
instalação e requer uma reconsideração das
premissas consideradas durante a elaboração
daquele projeto.
Isto vale especialmente para locais de afluência
de público (NBR 13570) ou com ambiente
classificado. O projeto de energia solar deve ser
elaborado seguindo todos os conceitos da
engenharia.
Seguimos com a descrição dos elementos
apresentados na figura 1, agora do lado da
corrente alternada.
3.1. Caixa de Proteção
A caixa de proteção contém um disjuntor,
dimensionado de acordo com a corrente máxima
de saída do inversor, e um DPS que protege o
inversor contra surtos vindo da rede predial.
3.2. Quadro de Distribuição
No quadro onde ocorre a conexão do inversor à
rede predial é acrescentado um disjuntor que
desarma em casos de curto-circuito no inversor
ou no cabo que leva a ele.
A saída deste disjuntor é conectada ao
barramento do quadro, por onde ele descarrega
a energia gerada, alimentando as outras cargas.
Em certos momentos, a geração pode superar o
consumo destas cargas e o fluxo de energia no
quadro inteiro pode ser invertido e até chegar a
injetar energia na rede da concessionária, como
vimos no primeiro capítulo.
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MANUAL DE ENERGIA SOLAR
7 – O PROJETO ELÉTRICO
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3.3. Dispositivo de Proteção contra
Surtos (DPS)
O DPS do quadro geral protege toda a rede
predial contra surtos ou descargas atmosféricas
entrando pela rede da concessionária e pode
tornar dispensável um DPS específico do inversor.
3.4. Dispositivo Residual (DR)
Os módulos fotovoltaicos apresentam um efeito
capacitivo que aparenta ser uma fuga de corrente
na amplitude de 10 mA por cada kWp de potência
instalada (norma IEC 62109-2).
Dispositivos Residuais (DR) instalados para
proteger pessoas em caso de choque elétrico
devem ter sensibilidade de 30 mA e podem
desarmar, caso instalado no circuito do sistema
solar, mesmo sem falha técnica.
O circuito do inversor, neste caso, deve ser
conectado separadamente dos outros circuitos
protegidos por DR, e pode receber um DR com
sensibilidade de 300 mA, que atua em casos de
fuga decorrente de incêndio (IEC 62109-2).
3.5. Cabo em corrente alternada
O cabo em corrente alternada e os dutos devem
ser dimensionados conforme NBR 5410. Boa
prática é prever uma perda de potência abaixo de
1% relativo à potência nominal.
3.6. Balanceamento das fases
A maioria dos inversores pequenos (até 5 .. 6 kW)
tem saída monofásica em 220 V, com conexão
entre fase e neutro ou entre duas fases,
dependendo da rede local (veja exemplos na
figura 6). Não há necessidade de gerar energia em
todas as fases da rede predial.
No caso da instalação com mais de um inversor,
faz-se um balanceamento das fases, observando
os limites impostos pela concessionária. Os
inversores se ajustam automaticamente à
sequência das fases.
Inversores de potência maior são trifásicos e
precisam de um transformador, caso a tensão de
saída seja diferente da tensão da rede.
3.7. Aterramento
O sistema solar necessita de um aterramento
sólido. Ele serve como referência para o inversor,
é conectado aos DPS e é usado para aterrar a
estrutura e as molduras dos módulos.
Em muitos locais é necessário reforçar o
aterramento presente. Ele deve ser interligado
com o existenteno barramento PEN. Somente em
esquemas TT é admitido ter-se aterramentos
separados para alimentação e equi-
potencialização.
Figura 4: Exemplos de conexão de inversores à rede e balanceamento das fases
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7 – O PROJETO ELÉTRICO
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4. O Padrão de Entrada
O padrão de entrada é definido pela
concessionária local, que publica também uma
norma para conexão de sistemas de geração
distribuída à rede dela com base na
Regulamentação Normativa da Aneel 1000/2021
e no Módulo 3 do PRODIST.
A concessionária não pode exigir uma atualização
do padrão de entrada por causa da solicitação de
conexão do sistema solar, a não ser que o padrão
existente esteja fora dos padrões da época da
conexão original da unidade ou que não seja
possível substituir o medidor atual pelo modelo
bidirecional. Este item merece avaliação
criteriosa, já que a atualização do padrão de
conexão pode ser custosa.
Na microgeração, a concessionária não pode
cobrar pela troca do medidor. Na minigeração,
ela cobra o valor e pode ainda exigir obras na rede
dela, caso necessário.

5. Proteção contra Raios e
Surtos
Um estudo de uma seguradora alemã aponta que
28% dos danos em plantas solares são causadas
por raios ou surtos. Considerando que a
incidência de raios no Brasil supera a da
Alemanha em grande parte do seu território
(figura 7), podemos constatar que o tema
extremamente relevante.
Nosso sistema deve ser protegido tanto por raios
e surtos entrando pelo arranjo fotovoltaico
quanto pela rede da concessionária. A
especificação depende da existência ou não de
um Sistema de Proteção contra Raios e Surtos
(SPDA) e da distância mantida dele.
A abordagem excede o espaço disponível aqui.
Acesse uma apresentação a respeito na página do
manual de energia solar.

Figura 5: Densidade de raios nas regiões do Brasil,
comparado com a Alemanha
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https://www.solarize.com.br/site-content/11-blog/288-manual-de-energia-solar-288

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1. Introdução
Agora entraremos em questões mecânicas e
estruturais: como fixar os módulos em estruturas
de base de forma segura e durável.
A discussão evidencia o fato de que o projeto
fotovoltaico é multidisciplinar, requerendo
conhecimento de várias áreas.
Vale ressaltar que o trabalho na cobertura é tão
importante quanto a instalação elétrica do
projeto, porém exige muito mais do instalador
por causa do desconforto de trabalhar sob o sol,
do perigo de trabalhar em altura, e por causa do
risco de infiltração com possíveis danos de alto
prejuízo. Por isso é frequente contratar
especialistas de telhado para as equipes de
instalação.
2. Estruturas de Base
Já aprendemos que as células fotovoltaicas
perdem eficiência com o aumento da
temperatura (veja terceiro capítulo). Por isso é
fundamental que os módulos possam dissipar o
calor não somente pela frente, mas também por
trás.
Em consequência, os módulos nunca são
colocados diretamente sobre telhas, mas sempre
sobre uma estrutura que garanta a circulação do
ar por baixo dos módulos, diferente de coletores
para aquecimento solar.
Os princípios para escolher a correta base de
fixação são os seguintes:
• Local da instalação: telhado inclinado,
laje, solo ou fachada;
• Forma da fixação, que o local permite;
• Resistência estrutural da cobertura onde
os módulos serão instalados
• Montagem fixa ou com seguidor do sol;
• Especificações do fabricante dos
módulos.
Em seguida mostraremos várias tipologias.
3. Telhado inclinado
A instalação de módulos em telhados inclinados
ocorre paralela à cobertura. Procuramos a
melhor face em relação à irradiação e ao
sombreamento, respeitando preferências
estéticas e funcionais do telhado.
A instalação paralela ao telhado é leve, simples de
executar e causa pouca carga de vento. Essas
vantagens, junto à queda de preço dos módulos,
fazem com que, hoje em dia, raramente se corrija
uma orientação ou inclinação desfavorável da
cobertura.
As condições encontradas são simplesmente
avaliadas num software fotovoltaico. Caso
necessário, aumenta-se a potência do gerador.
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
8 – FIXAÇÃO DOS MÓDULOS EM ESTRUTURAS DE BASE
Figura 1: Montagem de sistema solar em laje
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
8 – FIXAÇÃO DOS MÓDULOS EM ESTRUTURAS DE BASE
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3.1. Telhado de barro
Em telhado de barro, a estrutura é fixada no
madeiramento do telhado (figura 2):
• Ganchos são fixados nos caibros, da
forma que eles passem entre uma telha e
outra. Ajustes laterais e de altura
permitem a adequação da estrutura ao
telhado;
• Na parte superior do gancho entra o
trilho. Aqui também há ajustes para
adequar a distância dos trilhos à
especificação dos módulos (veja a
seguir);
• Os grampos seguram o módulo no trilho:
o grampo terminal é usado no início e no
final de cada fileira, e o grampo
intermediário, entre os módulos.
O maior desafio na fixação em telhados de barro
é a falta de padronização: o formato das telhas
varia muito, o que dificulta não somente a
instalação, mas também a reposição de telhas
quebradas.
3.2. Telhado ondulado
(fibrocimento)
Figura 3: Fixação com parafuso prisioneiro em telhado
ondulado. Fonte: Solar Group
Em telhado ondulado usam-se parafusos
prisioneiros que atravessam as telhas e que são
fixados na estrutura do telhado (figura 3). Os
parafusos são oferecidos com diferentes tipos de
roscas e pontas na parte inferior, para base de
madeira e metal.
O comprimento dos parafusos varia também e
deve ser escolhido conforme a altura da
ondulação das telhas.
Na parte superior da rosca é fixado um adaptador
fazendo a conexão com o trilho, que é o mesmo
da telha de barro. Aliás, o sistema de parafusos
pode ser aplicado também em telhados de barro.
Figura 4: Fixação com mini trilho em telhado ondulado.
Fonte: Solar Group
Uma solução nova são mini trilhos, aparafusados
na estrutura do telhado abaixo das telhas (fig. 4).
É comum que a subestrutura do telhado precisa
ser reforçada nas distâncias das fixações.
Figura 2: Componentes da estrutura de base para telhado de barro
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8 – FIXAÇÃO DOS MÓDULOS EM ESTRUTURAS DE BASE
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3.3. Telhado metálico
Figura 5: Mini trilhos em telhado metálico trapezoidal,
prontos para receberem os módulos. Fonte: TRITEC
No caso de coberturas metálicas, a estrutura é
fixada diretamente na telha. A estrutura mais
comum consiste em mini trilhos, presos por
parafusos ou rebites (exemplo na figura 5).
A baixa inclinação deste tipo de telhado
compromete a autolimpeza dos módulos que
deve ser considerada no plano de manutenção.
4. Laje
Figura 6: Base para laje com dormentes de concreto como
lastro. Fonte: Solar Group
A instalação em laje requer uma base elevada.
Como não é aconselhável perfurar a laje, usam-se
lastros como ancoragem contra a força do vento
em formato de dormentes ou bloquetes (fig. 6).
Até poucos anos atrás, a inclinação e a orientação
eram determinadas otimizando a geração de
energia por cada módulo. Este conceito mudou
na decorrência da redução do preço dos módulos.
Hoje, a inclinação costuma variar entre 10° e 15°,
minimizando assim a carga de vento sem abrir
mão da autolimpeza.
Seguindo o mesmo princípio, atualmente as
fileirassão alinhadas com a laje, simplificando
projeto e instalação e aproveitando melhor o
espaço disponível.
4.1. Distância entre Fileiras
Figura 7:Índice de sombreamento em módulos num projeto
em laje, causado pela platibanda e pelas outras fileiras.
Cálculo no software PV*SOL.
A distância entre as fileiras deve respeitar dois
quesitos:
(1) A movimentação dos técnicos durante a
instalação e manutenção (mín. 50 cm).
(2) O aproveitamento energético: havendo
espaço sobressalente vamos distanciar mais as
fileiras e evitar o sombreamento entre elas (veja
figura 7 e capítulo 6).
Em espaços apertados e quando o objetivo do
cliente for gerar o máximo de energia, então será
necessário aumentar o número das fileiras,
mesmo que a sombra causa perdas nos meses do
inverno.
É essencial usar um software que permita
experimentar de forma rápida alternativas,
variando equipamento, conexão elétrica e
configuração da montagem elevada (inclinação,
orientação, altura, afastamento).
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8 – FIXAÇÃO DOS MÓDULOS EM ESTRUTURAS DE BASE
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4.2. Base Leste-Oeste
Figura 8: A base Leste-Oeste aproveita melhor o espaço
Já bastante popular na Europa, a base Leste-
Oeste, também chamada de “telhadinho”,
começou a chegar ao Brasil. Ela aproveita melhor
o espaço disponível, por economizar um corredor
a cada duas fileiras. Outra vantagem é a proteção
melhor do cabeamento contra eventuais
intervenções por pessoas não capacitadas.
No nosso país, próximo ao equador, esta base
pode ser instalada em qualquer orientação. Use o
software para simular o rendimento anual.
Algumas bases, como a da figura 8, economizam
material, mas devem ser homologadas pelo
fabricante do módulo.
Vale lembrar que os módulos de diferentes
orientações não devem ser conectados juntos,
como descrito no capítulo 6.
5. Estruturas em Solo
Figura 9: Planta fotovoltaica em solo
Usinas fotovoltaicas de grande porte usam
estruturas específicas que requerem estudos
geológicos e máquinas especiais. A maioria delas
usa mesas que seguem o percurso do sol ao longo
do dia (rastreador/tracker).
Em usinas de pequeno porte, como trabalhadas
nesta série de capítulos, usam-se soluções mais
simples, normalmente bases fixas com fundação
de concreto. O fabricante costuma fornecer o
projeto básico de acordo com sua solução.
Neste caso, o layout das mesas é adequado ao
layout elétrico, da forma que uma mesa
comporte strings inteiros.
6. Outras Estruturas
6.1. Telhas fotovoltaicas
Telhas fotovoltaicas geram grandes expectativas
por serem consideradas mais bonitas do que
módulos comuns, em função de sua integração
arquitetônica. No entanto, há várias
desvantagens que comprometem a viabilidade:
• O formato das telhas dificilmente é o
mesmo do telhado existente e demanda
uma reconstrução;
• A reposição de telhas danificadas será
restrita ao mesmo modelo e depende da
existência do fornecedor;
• Cada telha representa, em termos
elétricos, um módulo e é equipado com
dois conectores, aumentando assim os
riscos de má conexão;
• Mesmo com uma ventilação interna, as
telhas esquentam mais do que os
módulos comuns, causando perdas
adicionais. O calor ainda é transferido à
própria edificação, um efeito indesejado
no nosso país tropical;
• A manutenção e a simples limpeza das
telhas requerem técnicos capacitados.

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8 – FIXAÇÃO DOS MÓDULOS EM ESTRUTURAS DE BASE
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6.2. Estacionamento (carport)
Para estacionamentos com cobertura
fotovoltaica (carports) existem no mercado
estruturas específicas com vedação entre os
módulos. Consulte os fabricantes para obter mais
informações.
6.3. Fachadas
Fachadas podem receber módulos opacos,
cobrindo muros, ou translúcidos, em substituição
a vidros. Como a fachada recebe menos
irradiação do que a cobertura, fica difícil viabilizar
uma usina vertical somente pela energia gerada.
O cálculo da viabilidade é diferente em casos de
construções novas ou em retrofit de prédios: o
custo adicional da função fotovoltaica, quando
comparado com uma fachada comum, pode
trazer um retorno financeiro interessante.
Além disso ocorre uma valoração do prédio pelo
aspecto de sustentabilidade.

7. Projeto e Execução
O objetivo da base é oferecer sustentação aos
módulos pela vida útil deles, estimada em mais de
25 anos. Esta responsabilidade justifica um
planejamento detalhado do projeto que tornará
a execução mais segura e rápida.
7.1. Faixa para Fixação do Módulos
Figura 11: Faixa para fixação do módulo
O manual de instalação dos módulos especifica as
condições da fixação deles, em especial a faixa
permitida para fixação (fig. 11). Esta faixa precisa
ser respeitada para assegurar a resistência física
da instalação e para manter as condições de
garantia – é frequente observar erros em fotos
divulgadas pelos instaladores.
Figura 10: Princípios da disposição do arranjo no telhado
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8 – FIXAÇÃO DOS MÓDULOS EM ESTRUTURAS DE BASE
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7.2. Disposição no telhado
A figura 10 mostra os princípios do projeto físico
do arranjo fotovoltaico:
• Os trilhos são montados paralelos às
ripas;
• Os pontos de apoio dos trilhos (ganchos
ou parafusos) devem ser distribuídos
conforme especificações do fabricante
do sistema de base. A distância mínima
depende da resistência do trilho e da
velocidade máxima de ventos na região
da instalação;
• Emendas de trilhos precisam ser
conectadas por junções, para evitar que a
dilatação provoque danos nos módulos;
• A distância vertical entre os trilhos deve
respeitar as exigências do fabricante dos
módulos em todas as fileiras (veja item
anterior);
• A distância entre os módulos e a
cumeeira lateral deve ser igual nos dois
lados.
Na execução é extremamente importante alinhar
o primeiro módulo com muito cuidado, já que
todo o resto do arranjo será alinhado com ele. Um
pequeno desvio será multiplicado pelo número
de módulos na fileira e será visível a olho nu. A
correção posterior causa um retrabalho enorme.
7.3. Sequência da Execução
Vários fatores determinam a melhor sequência
da execução:
• Acesso e movimentação dos técnicos,
respeitando NR-35 (segurança de
trabalho em altura) e NR-33 (espaços
confinados). É proibido pisar nos
módulos e deve-se tomar muito cuidado
para não danificar os mesmos com os
mosquetões do talabarte.
• Içamento dos módulos: procure uma
solução adequada, que pode ser
içamento manual, com elevador escada
ou usando um caminhão Munck;
• Local da passagem dos cabos para dentro
do telhado (sempre protegido por um
duto resistente às intempéries);
• Interligação dos módulos: o cabo de
retorno do string (veja capítulo 7) é
conduzido em paralelo à colocação dos
módulos;
• Equipotencialização: para o aterramento
dos módulos existem soluções com
chapinhas integradas à fixação ou usando
os orifícios previstos no módulo. Consulte
o fabricante sobre restrições;
• O trilho também deve ser aterrado.
7.4. Resistência da Cobertura
O arranjo fotovoltaico impõe uma carga adicional
à cobertura, pelo peso dos módulos (aprox. 12
kg/m²), da base de montagem e do lastro (em
caso de lajes).
A força oposta ocorre durante ventanias,
chamada de carga de vento. Esta é mínima em
instalações paralelas ao telhado, mas
considerável em montagens elevadas.
Quem fornece a garantia de que a cobertura
resiste a estas forças, é o engenheiro calculista.
Ele emitirá uma Anotação de Responsabilidade
Técnica (ART), indispensável quando há
movimentação de pessoaspor baixo da
instalação.

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Ensinamos a prática no curso de instalador,
totalmente mão na massa:
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Figura 4: Divisão do circuito durante a instalação
Figura 5: Durante a montagem dos módulos, o circuito do string é conectado, deixando apenas o último conector aberto
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MANUAL DE ENERGIA SOLAR
9 – INSTALAÇÃO SEGURA E COMISSIONAMENTO
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3.2. Montagem do circuito da caixa
de junção (string box)
O circuito da caixa de junção, que começa com o
fio descendo dos módulos e vai até o inversor, é
montado em simultâneo com o circuito do string.
Os fusíveis são removidos, evitando assim o
paralelismo entre os strings, e o dispositivo
interruptor-seccionador é aberto.
3.3. Fechamento do último conector
dos strings
Depois de montar os três circuitos podemos
então fechar o conector de saída de cada string e
assim energizar o circuito da caixa de junção até
a entrada dos porta-fusíveis.
3.4. Verificação da polaridade
O primeiro passo na verificação elétrica é a
medição da polaridade, já que a polaridade
invertida de apenas um dos strings causa um
curto circuito com os outros conectados em
paralelo e poderá ser aberto somente à noite.
Técnicos sem prática de medição em c.c. devem
ser bem treinados no uso correto do multímetro
e no padrão de cores dos fios.
3.5. Verificar a tensão do string em
circuito aberto
A tensão produzida por cada string é medida em
simultâneo com a polaridade. Ela indica se o
número correto de módulos foi efetivamente
conectado, e se os strings são homogêneos entre
si.
Exemplo:
• A ficha técnica do módulo informa a
tensão nominal de circuito aberto UOC,
módulo = 35 V – lembrando que ela é
medida a 25 °C (condições STC, capítulo
3);
• A medição da tensão do string fornece
UOC, string = 200 V;
• O projeto elétricoindica que 6 módulos
compõem o string;
• Dividimos a tensão medida pelo número
dos módulos e chegamos à tensão gerada
por cada módulo: UOC, mod = 200 V / 6 =
33,3 V
Figura 6: O circuito da caixa de junção (string box) é montado em paralelo com o do string
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• O resultado coincide com uma
temperatura dos módulos pouco acima
de 25 °C, o que pode ser verificado com
um toque manual. Se a instalação
estivesse errada, com 5 ou 7 módulos no
string, então a tensão estaria
significativamente diferente (mais
adiante abordaremos o
comissionamento, que exige uma
medição mais precisa);
• Portanto podemos concluir que o
número de módulos no string está
correta.
A medição deve ser executada separadamente
para cada string, e os resultados devem ficar
dentro de uma faixa de 5%.
3.6. Verificar a corrente do string
em curto circuito
Para aferir a corrente é necessário fechar um
curto-circuito no string. A forma mais simples
com uso da caixa de junção é o seguinte
procedimento:
• Abra o dispositivo interruptor-
seccionador (abreviamos o termo em
seguida).;
• Interligue o polo positivo da seccionadora
com o negativo;
• Insira o fusível do primeiro string e feche
o porta-fusível;
• Feche a seccionadora
• Meça a corrente;
• Abra a seccionadora e o porta- fusível.
Repita o procedimento para todos os strings. Os
resultados devem ficar dentro de uma faixa de
5%. É importante que a irradiância não mude
entre uma medição e outra, e que não haja
sombra nos módulos, já que a corrente oscila
instantaneamente com a irradiância.
Em instalações sem caixa de junção usa-se uma
caixa de curto-circuito, como apresentada a
figura 7, que contém um interruptor c.c., ao invés
da seccionadora. Tome muito cuidado com
acidentes por arcos voltaicos entre fios
desencapados!
3.7. Iniciar o inversor
Depois de aferir todos os strings e corrigir
eventuais erros podemos colocar os fusíveis,
fechar a seccionadora e o disjuntor c.a. e iniciar o
inversor. Estude o manual com cuidado e respeite
a sequência correta dos passos de configuração.
Figura 7: Exemplo de uma caixa de curto circuito
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9 – INSTALAÇÃO SEGURA E COMISSIONAMENTO
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4. Comissionamento
O instalador do sistema solar é obrigado, pela
norma ABNT NBR 16274:2014, a efetuar ensaios
e entregar uma documentação ao cliente. Este
comissionamento não deve ser confundido com
aquele que a concessionária de energia efetua:
ela se interessa somente por eventuais perigos
para sua rede de distribuição e não com o
funcionamento ou riscos fora do escopo dela.
O desafio do comissionamento do sistema solar
consiste na fonte: a irradiação é variável e com
isso, a energia gerada. Nunca teremos certeza de
que o sistema está realmente funcionando
perfeitamente.
O que podemos fazer é medir as grandezas
climáticas junto às elétricas, e é isso que a norma
exige. A seguir apresentamos os principais
ensaios – estude a norma para complementar a
informação e acesse nosso minicurso sobre o
tema no site.
Todos os ensaios devem ser executados para
cada string, e o resultado não pode ultrapassar
uma faixa de 5% da média.
4.1. Verificar a tensão conforme
temperatura
A tensão produzida pelo módulo depende da
temperatura atual da célula. Portanto, devemos
medir as duas grandezas simultaneamente. A
seguinte fórmula calcula a tensão nominal de um
string em determinada temperatura Vstring,OC,temp,
usando
• O número de módulos por string n;
• A tensão de curto circuito nominal do
módulo Vmód,OC;
• A temperatura atual da célula T;
• O coeficiente da variação da tensão com
a temperatura CoefV;
Confira também capítulos 3 e 5. Para medir a
temperatura da célula, coloque um sensor com
corte quadrado por baixo do módulo e o
pressione contra a célula.
4.2. Verificar a corrente conforme
irradiância
A corrente depende da irradiância e esta relação
é linear na faixa superior da escala. Por isso, a
norma exige um comissionamento em condições
estáveis com irradiância acima de 700 W/m².
Podemos usar a seguinte fórmula para calcular a
corrente esperada Iirrad, a partir da
• Corrente nominal do módulo Inom; e
• Irradiância geral medida G
4.3. Ensaiar o isolamento do circuito
em c.c.
A norma exige o ensaio do isolamento entre os
polos e a terra, porque falhas podem causar
acidentes ou incêndios. O próprio inversor ensaia
o isolamento e deixa de iniciar quando detecta
um problema.
Figura 8: Equipamento profissional de comissionamento agiliza a
medições e aumenta a precisão (exemplo Seaward Solar PV200)
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O ensaio é efetuado por um megômetro, que
mede a resistência enquanto injeta uma tensão
superior à do arranjo fotovoltaico (detalhes na
norma). Se a tensão ficar próxima à tensão
nominal do DPS, então este deve ser
desconectado do circuito.
4.4. Equipamento para
comissionamento
Um solarímetro com termômetro é essencial para
efetuar os ensaios (figura 8 apresenta um
exemplo à direita). Além disso, existem
multímetros específicos que efetuam os
principais ensaios de forma automática, recebem
os dados do solarímetro e gravam os resultados
na memória para posterior exportação ao
computador.
4.5. Planilhas de verificação
Disponibilizamos na página do manual duas
planilhas que facilitam a verificação:
• A primeira calcula tensão e corrente para
o string de um determinado módulo a
partir das medições de temperatura e
irradiância, e compara as medições com
o cálculo;
• A segunda permite cadastrar as medições
para vários strings e compara cada uma
com a média, apontando desvios.
Ambas planilhas, quando usadas em notebook,
tablet ou até celular, podem ser preenchidas no
ato do comissionamento. Erros são detectados na
hora, permitindo um conserto imediato.
Uma apresentação, também disponibilizada no
site, detalha melhor os passos do
comissionamento.

Comissionamento: aferição da medição de um string
Fabricante Jinko Configuração do string
Modelo JKM270PP-60 N° de módulos em série 6
Ficha técnica Valor Parâmetros climáticos medidos
P nom [Wp] 270 Irradiância [W/m²] 654
I SC [A] 9,09 Temperatura módulo [°C] 60
I MPP nom [A] 8,52
V MPP nom [V] 31,7 Medição fora de operação Medido Calculado Diferença Observação
V OC [V] 38,8 I SC [A] 6,0 5,9 0,9% ok
Coef V [%/°C] -0,30% V OC [V] 200 208,4 -4,0% ok
Preenche ou veri fique os campos em azul Medição em operação Medido Calculado Diferença Observação
Campos cinzas mostram resultados intermediários I MPP [A] 5,8 5,6 4,1% ok
Campos verdes apresentam resultados principais V MPP [V] 160 170,2 -6,0% diferença acima de 5%!
Parte do Manual de energia solar
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Figura 9: Planilhas de comissionamento ajudam a detectar problemas no ato
Deseja aprender mais?
Os procedimentos da instalação segura
fazem parte do nosso curso de instalador:
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1. Introdução
Os nove capítulos anteriores ensinaram conteúdo
técnico que tem validade no mundo inteiro,
independentemente do local da instalação
fotovoltaica. No presente capítulo,
apresentaremos o dimensionamentodo sistema
solar baseado na regulamentação brasileira.
No nosso país, o princípio da compensação da
energia gerada na Geração Distribuída é a
compensação da energia consumida. Não há
venda da energia à concessionária.
Esse regime, junto com a aplicação de taxas
mínimas, determina o dimensionamento ideal de
uma planta fotovoltaica para um determinado
cliente, da forma apresentada no capítulo 2 e
detalhada em seguida.
2. O Marco Legal da Geração
Distribuída 14.300/2022
Em 7 de janeiro de 2022, foi promulgado a lei
14.300, chamada o Marco Legal da Geração
Distribuída, e que substituiu a REN ANEEL
482/2012, normativa até então válida.
Em seguida, a Agência Nacional de Energia
Elétrica ANEEL adaptou sua resolução REN Aneel
1000/2021, que define as “regras de prestação de
serviço para distribuição de energia elétrica”.
Tanto a lei quanto a resolução estão em
constante evolução, buscando tornar as regras
mais claras e incluindo novas tecnologias.

MANUAL DE ENERGIA SOLAR
10 – DIMENSIONAMENTO E COMPENSAÇÃO DA ENERGIA GERADA

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MANUAL DE ENERGIA SOLAR
10 – DIMENSIONAMENTO E COMPENSAÇÃO DA ENERGIA GERADA
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4.3. Estipular a potência do sistema
ideal
A irradiação varia entre as regiões do nosso país
e com isso a potência do sistema fotovoltaico
necessária para gerar a energia desejada.
Vamos chamar de geração típica o fator usado
para calcular essa potência.
Exemplo:
• Meta de geração: 600 kWh / mês
• Rendimento típico: 120 kWh / mês kWp
• Potência do sistema = 600 / 120 = 5 kWp
O valor do rendimento típico pode ser obtido
mediante simulação de um sistema padrão de
1kWp usando software fotovoltaico. Com um
pouco de prática, o projetista já conhece o valor
para a região da sua atuação.
4.4. Projetar o sistema fotovoltaico
Agora chegou a hora de projetar o sistema real,
ocupando parte da cobertura ou do terreno do
cliente, comoabordado nos capítulos anteriores.
É possível que a área disponível não seja
suficiente para o sistema ideal e nos força a
restringir a potência ou a procurar soluções de
geração remota.
4.5. Verificar o dimensionamento
Figura 3: Consumo (barras cinzas) e geração simulada
(barras amarelas) a cada mês. Diagrama do software
PV*SOL.
O último passo na elaboração do projeto
fotovoltaico é a simulação dele.
Usamos os componentes selecionados na
configuração prevista com o máximo de detalhes
possíveis, como orientação e inclinação dos
módulos e sombreamento (veja capítulo 11).
O resultado (fig. 3) mostra se o sistema projetado
atende à demanda, ou se ele precisa ser ajustado.
4.6. Retorno financeiro
Para calcular o retorno financeiro pode-se optar
por diferentes indicadores financeiros:
• Retorno simples: em quanto tempo se
paga o sistema, desconsiderando juros
ou inflação?
• Retorno descontado: em quanto tempo
se paga o sistema, considerando juros
que o dinheiro poderia render se fosse
aplicado no banco?
• Taxa Interna de Retorno (TIR): imagine o
investimento no sistema fotovoltaico
como aplicação no banco por 25 anos. A
TIR representa os juros ganhos
anualmente com essa aplicação e
permite a comparação fácil com outras
aplicações, ex. CDB;
• Valor presente líquido (VPL): qual é o
valor que o sistema representa para o
proprietário, trazendo todos os ganhos
futuros para hoje com a correção
monetária conforme inflação esperada?
Escolher o indicar mais adequado para cada
cliente ajuda no processo de venda do sistema.
4.7. Limite conforme demanda
disponibilizada
Toda unidade de consumo é conectada à rede
conforme a demanda de potência informada pelo
proprietário. O disjuntor geral da unidade, junto
com a norma da concessionária, permite
determinar a demanda máxima.
Essa demanda é o limite para a potência injetada
à rede. Se desejar instalar um sistema maior será
necessário solicitar um aumento de carga à
concessionária ou prever um controle que limita
a potência injetada (veja cap. 12).

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https://www.solarize.com.br/software-pv-sol
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10 – DIMENSIONAMENTO E COMPENSAÇÃO DA ENERGIA GERADA
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5. Dimensionar o sistema solar
para um consumidor do grupo A
Consumidores do grupo A recebem energia em
média tensão. A fatura deles é dividida em
diversas rubricas. Segue uma abordagem
resumida, sem entrar nos detalhes e nas
diferentes opções:
• O consumo é separado pelo horário de
Ponta e Fora de Ponta, aplicando tarifas
diferentes;
• A demanda contratada é cobrada
mensalmente com um valor fixo,
independentemente do consumo
ocorrido;
• Há ainda multas por demanda acima da
contratada e por excesso de energia
reativa.
A abordagem simples segue o cálculo
apresentado para o grupo B, usando o consumo
no horário Fora de Ponta.
A demanda contratada limita a potência do
sistema solar e faz com que o sistema solar, em
quase todos os casos, gere apenas uma parte do
consumo. A razão disso é simples: o sol não gera
energia com 100% da potência de 8 às 18 hs,
muito menos à noite.
Ao compensar energia gerada durante o horário
fora ponta no consumo de ponta é aplicada o
fator da diferença das tarifas, exigindo então uma
geração muito mais alta.
5.1. Opções para ajustar a demanda
em projetos do grupo A
Há várias opções para conduzir o projeto:
a) Restringir-se à demanda contratada: a
implantação será mais simples e mais
barata;
b) Esticar o Fator de Dimensionamento até
o limite permitido pelo inversor, da forma
que a energia gerada aumente
consideravelmente;
c) Aumentar a potência do sistema
fotovoltaico, mas limitar a energia
injetada através de um controle
dinâmico;
d) Aumentar a demanda de geração além da
demanda de consumo: isso acarretará
numa obra na conexão à rede e em
custos mensais com TUSDg (TUSD de
geração);
e) Migrar para o Mercado Livre de Energia
(ACL) onde a geração fotovoltaica pode
ocorrer junto à carga ou remotamente.
6. Compensação remota
Figura 4: Ilustração da compensação remota.
Fonte: Guia de Constituição de Cooperativas de GD
A compensação local é a forma mais simples: o
sistema solar é instalado na própria unidade de
consumo. Neste caso, aplicam-se as regras
descritas anteriormente.
No entanto, a legislação permite diversas formas
de compensação remota, onde o excedente da
energia na unidade de geração é transferido para
outras unidades. A compensação é efetuada de
forma contábil e é restrita à mesma área de
concessão.
Todas as formas de compensação remota têm em
comum a transferência em kWh, independente
da tarifa da origem e do destino, e a cobrança do
TUSD Fio B sobre a energia compensada.
A legislação não prevê compensação entre
diferentes concessionárias ou diferentes áreas de
concessão.
6.1. Autoconsumo remoto
O excedente da energia gerada pode ser
transferido para uma outra unidade do mesmo
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10 – DIMENSIONAMENTO E COMPENSAÇÃO DA ENERGIA GERADA
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titular. Se for pessoa física, então as duas contas
devem estar cadastradas no mesmo CPF.
No caso da pessoa jurídica é permitida a
transferência entre diferentes filiais (CNPJ
idêntico antes da barra).
Na unidade de origem, se for do grupo B, é
cobrado o custo de disponibilidade. Na unidade
receptora, também, se o consumo líquido ficar
abaixo deste valor.
O excedente pode ser transferido para mais do
que uma unidade. Neste caso, o proprietário
declara à concessionária o percentual que cada
unidade deve receber.
Eventuais créditos permanecem na respectiva
unidade.
6.2. Geração compartilhada
Grupos de empresas podem formar um consórcio
e construir uma usina em conjunto. No contrato
é definido o percentual de energia que cada
consorciado recebe.
Regras similares permitem a geração
compartilhada para condomínios (múltiplas
unidades de consumo, MUC) ou cooperativas.
A lei 14.300 permitiu a constituição de
“condomínios voluntários” para o mesmo fim,
sem detalhar ainda seu funcionamento.
7. Modelos de Negócio
A construção e a operação da planta fotovoltaica
não precisam, necessariamente, serem
executadas pelo cliente em propriedades dele.
Além da venda do equipamento há modalidades
de locação do equipamento, do local da
instalação e de locação virtual de partes de uma
usina maior.
Todos os modelos exigem muita atenção para a
correta contratação em consideração à legislação
fora do setor elétrico, evitando conflitos com o
monopólio da distribuidora local.
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1. Introdução
O tema do presente capítulo são softwares de
planejamento e simulação de projetos
fotovoltaicos, fundamentais para elaborar um
projeto tecnicamente impecável, para calcular o
retorno financeiro com segurança e para efetuar
vendas de forma eficiente, como já vimos em
outros capítulos.
2. Requisitos ao Software
Fotovoltaico
A engenharia de software, formação original do
autor deste manual, ensina que se deve iniciar a
escolha de um software pela análise dos
requisitos. Em seguida, é preciso priorizar as
demandas para então escolher uma solução.
2.1. O Fluxo de Trabalho
O segundo capítulo apresentou o passo-a-passo
da elaboração de um projeto fotovoltaico
conectado à rede (figura 1).
As fases principais são
1. A análise das informações que embasam
o projeto;
2.A elaboração do projeto técnico;
3. O cálculo do retorno do investimento
(custo / benefício).
O resultado do terceiro passo pode levar a uma
revisão do projeto, por questões técnicas ou
financeiras. O software ideal conduz o projetista
no fluxo natural do seu trabalho, ao mesmo
tempo que oferece flexibilidade conforme o tipo
do projeto e o perfil do usuário.
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
11 – SOFTWARES DE PLANEJAMENTO E SIMULAÇÃO PARA PROJETOS
FOTOVOLTAICOS

Figura 1: As etapas da elaboração do projeto fotovoltaico
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11 - SOFTWARES DE PLANEJAMENTO E SIMULAÇÃO
PARA PROJETOS FOTOVOLTAICOS
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2.2. Os Diferentes Atores
Cada ator envolvido no projeto tem interesses
próprios, com demandas de informações, que
devem ser atendidas pelo software (figura 2).
Vamos entender os principais.
2.2.1. O Vendedor
O vendedor recolhe as informações do cliente e
elabora um projeto primário que precisa ter o
detalhamento suficiente para garantir a
viabilidade técnica e calcular o retorno do
investimento. Com esta informações, ele prepara
uma proposta para iniciar as negociações com o
cliente.
Na realidade brasileira, o processo da venda é
mais desafiador do que os processos técnicos, por
causa da baixa taxa de conversão.
Com isso, a qualidade da proposta é fundamental
para aumentar as vendas, e a agilidade na
elaboração reduz o tempo que, possivelmente,
não será remunerado. Ambas são questões onde
um software pode ajudar muito.
2.2.2. O Projetista
O projetista recebe o projeto primário do
vendedor e o detalha com objetivo de aprimorar
questões técnicas e financeiras.
Ele produz listas de materiais e diagramas
técnicos para planejamento, aprovação e
execução do projeto.
2.2.3. O Cliente
O cliente tem vários papéis neste processo, que
podem ser acumulados:
• No papel de investidor, ele compara o
rendimento do sistema solar com outras
aplicações financeiras;
• Sendo proprietário do local da instalação,
ele se preocupa com a estética e
segurança da instalação;
• No caso de uma empresa pode haver
outros interesses, como marketing verde
ou proteção contra aumentos da tarifa.
O software ideal oferece diversidade de
informações técnicas e financeiras, que serão
utilizadas de acordo com o perfil de interesse do
cliente
2.2.4. A Distribuidora de Energia
A distribuidora espera receber a documentação
padronizada conforme normas próprias e da
ANEEL, para então aprovar o projeto.
Figura 2: O projeto fotovoltaico visto por diferentes atores
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11 - SOFTWARES DE PLANEJAMENTO E SIMULAÇÃO
PARA PROJETOS FOTOVOLTAICOS
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2.2.5. Instituições
Outras instituições recebem a documentação do
projeto, conforme o caso:
• Conselhos de engenharia ou de técnicos;
• Bancos ou investidores;
• Seguradoras;
• Instituições públicas, como por exemplo
órgãos ambientais, EPE (Empresa de
Pesquisa Energética, no caso de leilões de
usinas), órgãos de preservação de
patrimônio histórico etc.
2.3. Escopo do projeto
Podemos diferenciar as seguintes categorias de
projetos (figura 3):
2.3.1. Projetos de Pequeno Porte
Projetos residenciais ou comerciais de pequeno
porte devem priorizar a venda individualizada ao
cliente, com propostas assertivas. A margem de
lucro, geralmente reduzida, exige que o processo
de venda e instalação seja eficiente.
2.3.2. Prédios Comerciais
Projetos em prédios comerciais costumam
apresentar uma série de exigências técnicas:
coberturas repletas de obstáculos (casa de
máquinas, caixas d´água, aparelhos de ar-
condicionado, ...) e uma maior complexidade na
conexão elétrica. O software ideal permite um
trabalho interativo com grande flexibilidade.
Este tipo de cliente exige também um cálculo do
rendimento mais apurado.
2.3.3. Usinas em Solo
No caso de usinas em solo, o projeto técnico é
modular e repetitivo. Podemos diferenciar ainda
usinas de grande porte, que usam rastreadores
(tracking), de usinas menores, com aplicação de
tecnologias mais simples.
O financiador destas usinas deseja receber
informações detalhadas e altamente confiáveis, e
as insere nas suas próprias planilhas financeiras.
2.4. Questões Técnicas
2.4.1. Cálculo Confiável
Pelo ponto de vista do investidor, a questão
fundamental é a confiabilidade dos resultados.
Um software com reputação internacional ganha
pontos na avaliação.
2.4.2. Dados Meteorológicos Detalhados
Os dados meteorológicos formam a entrada
principal dos algoritmos de simulação. O formato
padrão se chama TMY (typical metereological
year), em detalhamento horário.
Este detalhamento é essencial para simular o
sistema fotovoltaico, porque a eficiência dos
componentes varia conforme irradiância e
temperatura momentânea, e porque as perdas
dependem da potência gerada a cada instante.
Há empresas internacionais que fornecem séries
de dados a partir de medições de solo e por
satélite (ex. Meteonorm). As fontes brasileiras, do
atlas solarimétrico, infelizmente não são
Figura 3: Projetos de portes diferentes apresentam características diferenciadas
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11 - SOFTWARES DE PLANEJAMENTO E SIMULAÇÃO
PARA PROJETOS FOTOVOLTAICOS
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fornecidas na resolução horária, mas apenas por
médias mensais.
2.4.3. Flexibilidade da Configuração dos
Inversores
O software deve providenciar as regras
específicas para inversores string, micro
inversores e otimizadores de potência.
A associação dos módulos a inversores deve ser
resultado da modelagem 3D.
Já o projetista deve ter a liberdade total na
configuração: juntar módulos de diferentes
prédios, modificar limites de configuração (ex.
fator de dimensionamento, veja capítulo 5) e
definir a sequência dos strings (figura 4).
Telhados em arco são um exemplo onde pode ser
necessário juntar módulos de diferentes
inclinações no mesmo string. O software deve
calcular as perdas causadas no descasamento, o
que é possível somente com dados climáticos
detalhados.
2.4.4. Tratamento Diferenciado da Sombra
por Objetos Próximos e Distantes
Objetos distantes como, por exemplo, morros
causam um efeito “liga/desliga” no arranjo
fotovoltaico inteiro. Eles representam o
horizonte do cenário.
Objetos próximos, como prédios, árvores ou
antenas, projetam uma sombra que parece andar
por cima do arranjo. A cada momento, a sombra
atinge outras partes dos módulos.
As duas formas causam efeitos elétricos
diferentes, o que exige uma modelagem
diferente no software.
3. Comparação de Softwares
Mais Utilizados
Nos últimos anos foram desenvolvidos muitos
softwares fotovoltaicos. A seguir analisaremos as
características dos mais populares no Brasil.
Como nenhum software é perfeito,
recomendamos priorizar pelo tipo de projeto
mais utilizado e testar o programa antes de
efetuar a compra.
Figura 4: Exemplo de uma instalação comercial, onde o projetista definiu a configuração dos módulos de forma semi-
automática (PV*SOL premium)
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11 - SOFTWARES DE PLANEJAMENTO E SIMULAÇÃO
PARA PROJETOS FOTOVOLTAICOS
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3.1. PVSyst
Figura 5: Foto de uma usina com tracking e a simulação do
sombreamento no software PVSyst
PVSyst é o programa clássico para usinas de
grande porte. Parâmetros específicos permitem
aos especialistas modelarem detalhes que são
importantes para esta categoria de projetos.
PVSyst permite também analisar sombreamento
em instalações com tracking (rastreamento,
figura 5).
A interface do usuário é antiquadae pouco
amigável e não foi traduzida completamente para
português. A modelagem em 3D não é intuitiva, o
que restringe o uso do software a especialistas.
PVSyst não oferece uma análise financeira do
projeto.
Os dados meteorológicos são horários e
fornecidos pela empresa Meteonorm, mas é
possível importar outras fontes. O programa
consegue gerar dados em minuto para simular
sombreamento com mais precisão.
3.2. Solergo
Solergo foi o primeiro programa a ser traduzido
para português e recebeu adaptações ao Brasil, o
que o tornou bastante popular.
Ele pertence a uma família de programas para
elaborar diagramas elétricos (figura 7). E é neste
quesito que ele tem sua maior força: o banco de
dados contém normas e catálogos de dispositivos
de proteção.
O programa trabalha baseado em imagens de
satélite e extrusão de prédios, com pouca
versatilidade de importação.
O fluxo de trabalho dentro do Solergo parte da
premissa que o projetista iniciou o projeto num
software CAD para definir o número de módulos
a serem colocados em cada cobertura – um passo
que idealmente deveria ser indicado pelo próprio
software de planejamento fotovoltaico.
É fácil modelar projetos simples, porém falta
apoio para projetos complexos. A liberdade de
Figura 7: Exemplo de diagrama elétrico gerado pelo
software Solergo
http://www.solarize.com.br/
Solergo%20recorte.wmv
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
11 - SOFTWARES DE PLANEJAMENTO E SIMULAÇÃO
PARA PROJETOS FOTOVOLTAICOS
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configuração dos inversores também é restrita e
pouco interativa.
Os dados meteorológicos abrangem somente
médias mensais, não permitindo uma simulação
de perdas por sobrecarregamento de inversores,
entre outros.
3.3. Helioscope
Helioscope é um programa online que usa
imagens de satélite como base (figura 8). Ele é
oferecido somente em inglês. Diferente dos
outros programas, a cobrança é por mensalidade,
o que o torna mais caro a longo prazo.
A interface dele é muito intuitiva, com alto grau
de automação, o que facilita projetos simples. No
entanto, a automatização pode atrapalhar em
projetos mais complexos, onde o projetista
precisa ter mais autonomia de decisão.
Como não foi adaptado às regras do Brasil, o
software exige planilhas financeiras à parte.

3.4. PV*SOL premium
PV*SOL premium é um software que ganhou
reconhecimento em mais de 20 anos de
existência. Ele foi traduzido para português do
Brasil e adaptado às tarifas nacionais, o que o
tornou o software mais usado no país (estudo
Greener, 09/2023).
Ele se diferencia pelo fluxo natural com qual ele
conduz o usuário: cada passo é consequência dos
passos anteriores e resolvido dentro do próprio
PV*SOL.
O vendedor gasta pouco tempo para elaborar
propostas bonitas, aproveitando escolhas
automáticas e simplificadas.
O projetista, em seguida, tem toda liberdade para
detalhar e modificar o projeto. O software
permite controle total sobre a configuração dos
módulos com os inversores e a sequências da
conexão em strings.
Os diagramas elétricos permitem desenhar um
diagrama unifilar, satisfatório para a legalização
na concessionária. Para ir além disso, recomenda-
se o uso de um software CAD.
Figura 6: Helioscope trabalha com extrusão a partir de imagens de
satélite
Figura 7: Projeto elaborado a partir de modelagem 3D obtida por
aerofotogrametria com drones (PV*SOL premium)
http://www.solarize.com.br/
https://www.solarize.com.br/software-pv-sol
Helioscope%20recorte.wmv
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
11 - SOFTWARES DE PLANEJAMENTO E SIMULAÇÃO
PARA PROJETOS FOTOVOLTAICOS
© Solarize Treinamentos Profissionais Ltda. www.solarize.com.br Página 7
A planta da cobertura também é produzida pelo
software e pode ser importada no CAD.
A simulação é baseada em dados climáticos
horários, permitindo também a geração de dados
em minutos. Diversos coeficientes de perdas
podem ser aplicados: sujeira, degradação, cabos
com cálculo da bitola, entre outros. Cada
parâmetro é simulado separadamente, e as
informações ajudam a otimizar o sistema.
Os parâmetros econômicos incluem o valor do
investimento, custos com financiamento,
despesas com operação e manutenção e a taxa de
desconto. As tarifas permitem cálculos conforme
a lei 14.300/2021.
O relatório do cálculo econômico traz vários
indicadores, como retorno de investimento e taxa
interna de retorno com um aspecto apresentável.
Uma qualidade importante é a versatilidade da
modelagem: ela pode partir da imagem de
satélite ou de uma planta baixa, mas permite
também uma modelagem de maquete com
dimensões dos prédios.
A forma muito usada no Brasil é a importação de
modelos 3D criados por drone, importante no
interior onde o Google fornece uma baixa
resolução, e facilitador em coberturas complexas
que, antes, necessitavam um levantamento
demorado dos obstáculos (figura 8).
A importação de programas de arquitetura é
outra opção, essencial para a colaboração com
arquitetos.
O software PV*SOL simula ainda sistemas
híbridos e veículos elétricos.
Consideramos PV*SOL o software mais completo
para projetos de geração distribuída simples e
complexos.
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1. Introdução
O presente capítulo encerra a série do manual de
energia solar. Aprenderemos como legalizar um
projeto fotovoltaico na concessionária.
2. Legalização de Projetos
Fotovoltaicos – Princípios
O estado oferece diversas concessões. No nosso
contexto estamos falando da distribuição
regional de energia. Portanto, seria mais correto
usar o termo “distribuidora” ao invés de
“concessionária”.
A distribuidora local tem o monopólio de
fornecimento de energia elétrica na sua área de
concessão. Ela ganhou o direito de vender
energia e assumiu a obrigação de atender a todos
os clientes naquela área.
Além de vender energia, ela também distribui
energia dentro do Ambiente de Contratação Livre
(ACL), também chamado de “Mercado Livre”. E é
isso que ela faz na Geração Distribuída também:
ela recebe energia gerada pelo consumidor
produtor, sem qualquer cunho comercial, e a
devolve em outro horário.
O relacionamento entre o cliente e a distribuidora
envolve diferentes esferas:
• A esfera contratual: consumo e produção
de energia;
• O faturamento da energia;
• A esfera técnica: como acessar à rede
para receber e injetar energia.
O lado contratual é padronizado pela Aneel, de
forma simplificada. Sobre o faturamento falamos
no capítulo 10 – ele também é padronizado.
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
12 – LEGALIZAÇÃO DE PROJETOS

Figura 1: Etapas do processo de legalização de um projeto fotovoltaico conectado à rede
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
12 – LEGALIZAÇÃO DE PROJETOS
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Ambas estão descritas na Regulação Normativa
REN 1000/2021 ANEEL.
O lado técnico é o mais delicado para a
distribuidora, porque envolve equipamento
individual e pode causar impactos na rede e em
outros clientes dela.
3. Normas para definir o acesso
à rede
Além das regras da Aneel, cada distribuidora
publica uma norma própria que alinha as regras
da REN 1000 à sua norma do acesso à rede.
4. O Processo da Legalização
4.1. Os Atores
O processo da legalização envolve três atores:
• Oacessante, que é o proprietário ou
locatário da unidade de consumo onde o
sistema solar será conectado;
• Um profissional habilitado que conduz o
processo e representa o cliente frente à
distribuidora, que pode ser engenheiro
eletricista ou eletricista predial;
• A distribuidora de energia.
4.2. O Processo
A figura 1 apresenta as etapas do processo:
• O profissional elabora o projeto e
prepara a documentação;
• Opcionalmente, ele solicita o Orçamento
Estimado. Este passo é recomendado
quando há incertezas se o projeto será
aprovado ou se o acesso envolve custos
adicionais, como, por exemplo, obras na
subestação da distribuidora;
• A solicitação do Orçamento de Conexão
(também chamado de Orçamento Prévio)
representa o início da legalização e deve
ser acompanhada pelos documentos
necessários (veja a seguir);
• A distribuidora analisa os documentos e
o ponto de conexão no local e informa
pendências ou condições específicas;
• Depois da resolução das pendências, a
distribuidora emite o Orçamento de
Conexão e envia, junto, os contratos com
o cliente, que passa a ser fornecedor de
energia;
• O orçamento tem validade de 120 dias,
que é o prazo para instalar o sistema;
• Concluída a instalação, o profissional
solicita a vistoria;
• A distribuidora realiza a vistoria e troca o
medidor;
• Eventuais pendências devem ser
adequadas antes da troca do medidor e
liberação do acesso.
A figura 1 indica os prazos máximos da
distribuidora para cada passo em caso de micro e
minigeração. Para eventuais obras de reforço da
rede, os prazos são maiores.
4.3. A Documentação
A REH ANEEL 3171/23 define a documentação a
ser entregue junto à solicitação, que é feita no
site da distribuidora:
• O formulário de solicitação;
• A ART de projeto e execução. Procure
informações sobre os detalhes da ART
que a respectiva distribuidora espera;
• Diagrama unifilar, diagrama de blocos e
memorial descritivo;
• Os certificados Inmetro dos inversores;
• Dados para registro do sistema no banco
de dados da ANEEL;
• No caso de compensação remota, a lista
das unidades com o percentual que cada
uma deve receber da energia excedente;
• Eventuais documentos que comprovam a
relação entre os participantes do rateio.
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MANUAL DE ENERGIA SOLAR
12 – LEGALIZAÇÃO DE PROJETOS
© Solarize Treinamentos Profissionais Ltda. www.solarize.com.br Página 3
4.4. O Projeto Unifilar
Frequentemente percebe-se entre empresas
iniciantes neste setor uma preocupação com o
conteúdo ou formato do projeto unifilar a ser
entregue à distribuidora. No entanto, ele é
bastante simples e repetitivo e inclui poucos
elementos. Figura 2 apresenta um exemplo.
Várias distribuidoras fornecem modelos de
diagramas e documentos para padronizar seu
trabalho e reduzir erros.
4.5. Microgeração versus
Minigeração
Na definição dos procedimentos, a ANEEL partiu
da premissa que o cliente que deseja instalar um
sistema de microgeração (até 75 kW de potência)
deve ter um acesso simplificado sem custo
adicional.
Já nos casos de minigeração, a concessionário
efetua estudos sobre proteções adicionais e
informa ao cliente exigências técnicas com o
respectivo custo, caso contratado com a própria
distribuidora. Por isso recomenda-se executar a
Consulta de Acesso em casos de dúvidas.
4.6. Zero grid
Sistemas zero grid contam com um controle que
impede a injeção da energia na rede. Este tipo
de sistema deve ser informado à distribuidora,
mas não necessita da autorização.

Figura 2: Exemplo de projeto unifilar para legalização do projeto
http://www.solarize.com.br/

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1. Sistemas Híbridos
Figura 1: Crescimento mundial de sistemas híbridos
O uso de baterias abre um leque de novas
oportunidades que estamos apenas começando a
entender. Estamos falando de temas muito
variados, como:
• Segurança energética, para suprir falhas
na rede;
• Economia tarifária;
• Aumento do autoconsumo sem aumento
da demanda contratada;
• Estabilização das redes, com objetivo de
reduzir risco de blackout e para evitar
investimento em transmissão;
• Despacho de energia em horário de alta
demanda, sem custo e poluição das
termelétricas.
A Alemanha usa sistemas híbridos distribuídos
como usinas virtuais, onde uma central de
operação gerencia o carregamento e
descarregamento de baterias espalhadas de
acordo com o valor instantâneo da energia na
bolsa.
A figura 1 mostra a expansão desse mercado no
segmento residencial. Em 2023, 79% das
instalações fotovoltaicas residenciais na
Alemanha já incluíram baterias, tornando essa
tecnologia o novo normal.
No Brasil, a drástica redução do preço das
baterias (29% em 2023) fez com que metade dos
integradores oferecessem sistemas híbridos
(estudo Greener, 2024).
A Cela (Clean Energy Latin America) prevê um
crescimento de 12,8% ao ano, mesmo sem
incentivos legais. Com incentivos, essa previsão
pode até triplicar.
Regulamentações para essas formas inovadoras
estão sendo elaboradas e estabelecerão uma
base que permite a investidores analisar a
viabilidade dos projetos.
2. Aquecimento fotovoltaico
Aquecimento solar é uma tecnologia muito bem
estabelecida: coletores solares recebem a
irradiação e aquecem água num circuito com o
reservatório (boiler).
Na medida que o preço dos módulos
fotovoltaicos vem caindo, surgiu a opção de usar
energia elétrica para aquecer a água.
Em países como Portugal, essa modalidade já está
em amplo uso. Lá, se usam bombas de calor,
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
13 –TENDÊNCIAS DO MERCADO

Deseja aprender mais?
Ensinamos e discutimos sistemas híbridos
em 10 modalidades no curso
hibridos.solarize.com.br
http://hibridos.solarize.com.br/
MANUAL DE ENERGIA SOLAR
13 –TENDÊNCIAS DO MERCADO
© Solarize Treinamentos Profissionais Ltda. www.solarize.com.br Página 2
trazendo a vantagem que cada kWh elétrico é
multiplicado por até quatro vezes ao gerar calor.
O reservatório armazena então a energia
sobressaliente durante o dia, similar a baterias.
Outra vantagem é a sazonalidade: durante o
inverno há mais demanda de energia para
aquecimento, enquanto, no verão, o ar-
condicionado representa uma carga maior. A
energia fotovoltaica consegue atender às duas
demandas.
3. Drones como Ferramenta de
Trabalho
Drones surgiram como equipamento de diversão.
Logo em seguida foram usados para filmar festas
e eventos.
No setor de energia solar, muitas instaladoras já
costumam filmar suas instalações executadas
com drones. Além de documentar o sistema, o
vídeo e permite ao proprietário compartilhar a
aquisição com seus amigos – marketing perfeito
para a integradora.
Em usinas de porte maior, o drone pode tirar uma
foto por dia, sempre do mesmo lugar, para
mostrar o progresso no estilo time-lapse. A
filmagem permite também um acompanhamento
remoto.
Para uma usina em funcionamento é
imprescindível detectar e consertar defeitos,
antes que acumulem prejuízos financeiros.
Drones com câmeras termográficas conseguem
apontar módulos ou células com problemas,
porque estes esquentam mais do que as em
funcionamento normal.
Mapeamento aéreo
No planejamento de instalações lança-se mão do
mapeamento aéreo de terrenos ou edificações. O
drone é programado para sobrevoar a área de
interesse e tirar fotos com uma sobreposição
definida.
As fotos, depois, são tratadas em softwares
específicos e geram dois produtos:
• Mapas ortomosaicos, similares a imagens
de satélite, só que com uma definição e
precisão muito superior;
• Modelos em 3D para levantamento
integralde coberturas: a figura 2 mostra
uma laje típica, repleta de obstáculos,
entre os quais foram encaixados os
módulos, respeitando o sombreamento.
Um voo de drone de 10 minutos substitui
várias horas gastas para levantamento da
planta da cobertura e substitui acesso
pessoal.
O aproveitamento completo destas técnicas se
faz com um software de modelagem interativo,
como o PV*SOL premium é um exemplo disso
(leia mais no capítulo 11).
4. Veículos elétricos
Veículos elétricos estão aparecendo cada vez
mais nas nossas ruas.
O primeiro grande mercado é o uso comercial em
serviços urbanos. Nestas aplicações, os veículos
Figura 2: Exemplo de uma laje, onde o levantamento por
drone economiza o trabalho
Deseja aprender a fazer mapeamento aéreo
com drones?
Venha conhecer nosso curso
drone.solarize.com.br
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MANUAL DE ENERGIA SOLAR
13 –TENDÊNCIAS DO MERCADO
© Solarize Treinamentos Profissionais Ltda. www.solarize.com.br Página 3
rodam, diariamente, um percurso conhecido e
são recarregadas durante a noite. As questões da
autonomia restrita e da demora na recarga não
aparecem.
A grande vantagem dos veículos elétricos é o
custo menor por quilômetro rodado e da
manutenção, quando comparado aos veículos
equipados com motores a explosão. Publicamos
estudos para carros elétricos, onde o valor caiu de
0,60 R$ / km com gasolina para 0,13 R$ / km com
energia da concessionária (acesse na coletânea
de apresentações do nosso site).
Com energia solar, o custo por quilômetro cai
ainda mais, a meros R$ 0,06 R$. Imbatível,
quando a montadora oferece modelos de aluguel
para diluir o valor de compra mais alto.
Podemos afirmar que os mercados de energia
solar e de veículos elétricos andam de mãos
dadas: quem se interesse por uma dessas
tecnologias, invariavelmente vai querer a outra
também. Uma vantagem para empresas que
conhecem ambas.
A questão chave para o uso de veículos elétricos
é a infraestrutura de carregamento: a potência do
eletroposto define o tempo da recarga e a
conexão na rede predial e na distribuidora.
As opções de faturamento devem ser estudadas
para uso compartilhado em edifícios ou pontos
públicos de recarga, que foram liberadas pela
ANEEL na Resolução 819/2018.
4.1. Hidrogênio verde
Petróleo e gás natural estão sendo banidos
porque contribuem para os efeitos do
aquecimento global. A grande aposta industrial
de substituição é hidrogênio, que precisa ser
gerado a partir de fontes sustentáveis para
entregar a energia limpa no destino.
O Brasil apresenta condições perfeitas para
produzir o hidrogênio verde, por causa das fontes
de energia abundantes, e está se preparando
para um papel de liderança mundial neste setor.
5. Conclusão
A energia solar entrou na nossa realidade e não
sairá mais dela, porque combina um preço baixo
com áreas ociosas de geração, especialmente na
geração distribuída.
Além disso, permite um crescimento rápido a fim
de atender as novas demandas de eletricidade,
previstas por causa do avanço da inteligência
artificial.
Agradecemos ao convite da revista O SETOR
ELÉTRICO para apresentar em 12 fascículos o
conteúdo resumido do nosso curso para projetos
fotovoltaicos conectados à rede.
Esperamos que tenha gostado do Manual de
Energia Solar! O compartilhe entre colegas e
amigos e acesse o material adicional no site
manual.solarize.com.br – é grátis. No caso de
sugestões ou dúvidas não hesite em nos contatar.
Aproveite ainda para participar de um dos nossos
cursos: oferecemos turmas para iniciantes e para
experientes, sempre inovando de acordo com as
novidades do mercado.
E não deixe de se cadastrar no newsletter, você
receberá ainda muito mais informações e
convites para cursos e eventos.

Figura 3: A Guarda Municipal de São José dos Campos com
seus carros elétricos (foto do site da prefeitura)
http://www.solarize.com.br/
http://manual.solarize.com.br/
https://www.solarize.com.br/cursos-e-eventos/

Solarize-manual-energia-solar-completo

Eeefm Lauro Sodre

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