ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DE UM PROJETO DE SISTEMAFOTOVOLTAICO PARA UM SÍTIO NO INTERIOR DO ESPÍRITO SANTO

Felipe Dantas Lobo

Projeto de Graduação apresentado ao Cursode Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,Universidade Federal do Rio de Janeiro, comoparte dos requisitos necessários à obtenção dotítulo de Engenheiro.

Orientador: Walter Issamu Suemitsu

Rio de JaneiroDezembro de 2019

ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DE UM PROJETO DE SISTEMAFOTOVOLTAICO PARA UM SÍTIO NO INTERIOR DO ESPÍRITO SANTO

Felipe Dantas Lobo

PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DOCURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICADA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTEDOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DEENGENHEIRO ELETRICISTA.

Examinado por:

Prof. Walter Issamu Suemitsu, Dr.Ing

Prof. Luís Guilherme Barbosa Rolim, Dr.Ing

Prof. Sergio Sami Hazan, Ph.D.

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASILDEZEMBRO DE 2019

Dantas Lobo, FelipeAnálise Técnico-Econômica de um Projeto de Sistema

Fotovoltaico para um Sítio no Interior do EspíritoSanto/Felipe Dantas Lobo. – Rio de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, 2019.

XII, 68 p.: il.; 29, 7cm.Orientador: Walter Issamu SuemitsuProjeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/

Curso de Engenharia Elétrica, 2019.Referências Bibliográficas: p. 63 – 65.1. Sistema Fotovoltaico. 2. Microgeração Distribuida.

3. Garagem fotovoltaica. I. Issamu Suemitsu, Walter. II.Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica,Curso de Engenharia Elétrica. III. Título.

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À minha família e amigos portodo incentivo e colaboraçãodurante a construção desse

trabalho.

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Agradecimentos

À minha família, por todo suporte emocional e financeiro durante essa etapada minha vida, principalmente ao meu pai, Claudemiro, por me apoiar fortementedurante a idealização desse projeto e minha mãe, Wanda, pelas palavras amorosase apoio em todas as minhas decisões.

Aos meus amigos cariocas, pela motivação constante e por comemorarem comigoa cada pequena vitória. Ao meu amigo e parceiro Lucas, por me acompanhar deperto durante a maior parte da minha trajetória acadêmica e pessoal e por toda apaciência e força que me deu nos dias de estresse e desânimo.

Aos meus amigos da engenharia elétrica por compartilharem comigo os momentosdifíceis e alegres passados durante o curso.

Aos professores do departamento de engenharia elétrica por todo conhecimentocompartilhado conosco, principalmente ao professor Walter, por ter me acompa-nhado de perto durante a construção desse trabalho.

v

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ comoparte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.

ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DE UM PROJETO DE SISTEMAFOTOVOLTAICO PARA UM SÍTIO NO INTERIOR DO ESPÍRITO SANTO

Felipe Dantas Lobo

Dezembro/2019

Orientador: Walter Issamu Suemitsu

Curso: Engenharia Elétrica

Devido a crescente preocupação com a preservação ambiental, novas tecnologiaspara geração limpa de energia têm ganhado forças na composição da matriz energé-tica brasileira. A nível residencial, a microgeração fotovoltaica está em um lugar dedestaque, pela simplicidade da instalação, longa duração dos equipamentos, baixocusto de manutenção necessária e retorno atrativo do investimento.

Esse trabalho tem como objetivo apresentar um projeto de implementação deum sistema de microgeração fotovoltaica para um sítio no interior do estado doEspírito Santo, e avaliar a atratividade do investimento, levando em conta o perfilde consumo energético da propriedade e o potencial solar da região.

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Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillmentof the requirements for the degree of Engineer.

TECHNICAL AND ECONOMIC ANALYSIS OF A PHOTOVOLTAIC SYSTEMDESIGN FOR A COUNTRY HOUSE IN ESPIRITO SANTO

Felipe Dantas Lobo

December/2019

Advisor: Walter Issamu Suemitsu

Course: Electrical Engineering

Due to the growing concern with environmental preservation, new technologiesfor clean energy generation have gained strength in the composition of the Brazilianenergy matrix. At the residential level, the photovoltaic microgeneration stands outfor its simplicity, long lasting equipment life, low maintenance costs and attractivereturn on investment.

This work aims to present a project to implement a photovoltaic microgenera-tion system for a country house in the interior of the state of Espirito Santo, andto evaluate the attractiveness of the investment, taking into account the energyconsumption profile of the property and the solar potential of the region.

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Sumário

Lista de Figuras x

Lista de Tabelas xii

1 Introdução 11.1 Apresentação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.2 Objetivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31.3 Metodologia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31.4 Estrutura do Trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

2 Fundamentos Teóricos 42.1 Energia Fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42.2 Componentes de um Sistema Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.2.1 Módulos fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62.2.2 Inversor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.2.3 Otimizadores de Potência e Microinversores . . . . . . . . . . 72.2.4 Diodo de Bloqueio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82.2.5 Dispositivos de Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.3 Parâmetros Importantes em um Projeto Fotovoltaico . . . . . . . . . 122.3.1 Radiação solar média (Brasil) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.3.2 Perdas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132.3.3 Regulamentações e Normas Técnicas . . . . . . . . . . . . . . 22

3 Projeto 273.1 Visão Geral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273.2 Perfil de Consumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 313.3 Localização Geográfica e Radiação Solar Média . . . . . . . . . . . . 343.4 Dimensionamento e Equipamentos Utilizados . . . . . . . . . . . . . . 433.5 Análise de Perdas por Sombreamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

3.5.1 Concessionária Local . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

4 Análise de Viabilidade Econômica 55

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5 Conclusão e Propostas de Estudos Futuros 61

Referências Bibliográficas 63

ix

Lista de Figuras

1.1 Irradiação solar média por ano (MME, 2016). . . . . . . . . . . . . . 2

2.1 Tipos de radiação solar. (PINHO e GALDINO, 2014). . . . . . . . . 52.2 Normas aplicadas a um sistema de microgeração fotovoltaico (AY-

RÃO, 2018). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92.3 Irradiação solar média máxima e mínima da Alemanha, Espanha,

Brasil (ASPE, 2013). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.4 Irradiação solar média anual no brasil, no plano inclinado (ASPE,

2006). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132.5 Fatores de perdas de um estudo feito no Japão em 2001 (IKKI; KU-

ROKAWA, 2001). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142.6 Anomalias da curva I-V de um módulo fotovoltaico (PINHO e GAL-

DINO, 2014). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152.7 Módulo sem diodo de desvio com um ponto quente (DGS, 2013). . . . 172.8 Caminho da corrente em módulo com diodo de desvio (DGS, 2013). . 172.9 Curvas I-V de um módulo contendo uma célula sombreada, com e

sem a utilização do diodo de desvio (DGS, 2013). . . . . . . . . . . . 182.10 Curva I-V de módulos a diferentes temperaturas. Fonte: Datasheet

CS6U-330P (CANADIAN SOLAR, 2019) . . . . . . . . . . . . . . . . 192.11 (a) Forma da onda de tensão (V) e de corrente (I) referente ao sis-

tema de chaveamento dos semicondutores no inversor; (b) Potênciadissipada no dispositivo semicondutor na fase de chaveamento e decondução (PINHO e GALDINO, 2014). . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

2.12 Curva eficiência versus carregamento em um inversor genérico. (AL-MEIDA, 2012). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

3.1 Esquema do projeto de garagem fotovoltaica. . . . . . . . . . . . . . . 283.2 Dimensões do Arranjo Fotovoltaico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293.3 Esquema do posicionamento dos módulos e dos obstáculos relevantes

para o software PVSyst. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

x

3.4 Diagrama de blocos do esquema do sistema fotovoltaico conectado àrede elétrica (PINHO e GALDINO, 2014). . . . . . . . . . . . . . . . 30

3.5 Histórico de Consumo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 323.6 Mapa do estado do Espírito Santo, destacando a localização do sítio.

Fonte: Google Maps, 2019 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 353.7 Imagem aérea da localização do sítio. Fonte: Google Earth, 2019. . . 363.8 Irradiação solar média no Plano Inclinado no Espírito Santo (ARSP,

2013) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 373.9 Mapa Solar e analema mostrando a posição solar no dia 28/10/2019.

FONTE: Sun Earth Tool . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 383.10 Irradiação solar média mensal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 403.11 Irradiação solar média para ângulos de interesse - Estação 1 . . . . . 423.12 Dimensões da estrutura da garagem fotovoltaica ajustada para os

módulos escolhidos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 453.13 Estimativa de consumo e geração. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 463.14 Mapa Solar do sítio gerado pelo software PVSyst. . . . . . . . . . . . 503.15 Perfil de Sombreamento em Janeiro. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 513.16 Representação das perdas por sombreamento por horário do dia

01/01/2015. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 513.17 Perfil de Sombreamento em Junho. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 523.18 Representação das perdas por sombreamento por horário do dia

22/06/2015. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

4.1 Média dos preços aplicados a instalações fotovoltaicas residenciais(GREENER, 2019). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

4.2 Fluxo de Caixa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 594.3 Saldo Acumulado Anual. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

1 Datasheet Módulo Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 662 Datasheet Inversor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

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Lista de Tabelas

2.1 Fatores de perdas de um sistema fotovoltaico de pequeno porte.Fonte: Adaptado de DGS, 2013. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2.2 Coeficientes de temperatura do módulo fotovoltaico CS6U-330P.Fonte: Adaptado da Folha de Dados CS6U-330P . . . . . . . . . . . . 20

2.3 Módulos do PRODIST . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

3.1 Dimensão veículos usados como referência do projeto. . . . . . . . . . 283.2 Consumo mensal médio - Grupo 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333.3 Consumo estimado para meses quentes e amenos para o grupo 2 . . . 333.4 Consumo estimado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 343.5 Concentração de raios em Linhares (ELAT,2019). . . . . . . . . . . . 363.6 Coordenadas geográficas do sítio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 393.7 Irradiação solar média . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 393.8 Irradiação solar média para alguns ângulos de interesse – Estação 1 . 413.9 Informações técnicas Módulo Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . 433.10 Energia produzida estimada por módulo sem as perdas do sistema . . 433.11 Energia produzida estimada por módulo com as perdas do sistema . . 433.12 Dimensões da estrutura da garagem fotovoltaica . . . . . . . . . . . . 443.13 Dimensionamento do Inversor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 473.14 Especificações do Inversor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 483.15 Simulação de economia com a utilização do sistema fotovoltaico . . . 49

4.1 Análise Financeira do Projeto de Instalação do Sistema FotovoltaicoDimensionado com Investimento Próprio. . . . . . . . . . . . . . . . . 58

4.2 Análise de Investimento Incluindo TIR, VPL e Payback considerando4% de inflação (BCB, 2019). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

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Capítulo 1

Introdução

1.1 Apresentação

Pode-se notar, desde a última década, avanços tecnológicos consideráveis em todoo globo, que impactaram a vida de milhões de pessoas em todos os seus âmbitos.No que tange ao modo como é produzida a energia elétrica, esse avanço tecnológicoacompanha a necessidade de suprir uma mudança de comportamento que se podeobservar em uma parcela cada vez maior da população mundial. A preocupação como meio ambiente tem se tornado um tópico cada vez mais discutido politicamente e,no Brasil, isso não é diferente.

Com uma matriz elétrica majoritariamente proveniente de hidrelétricas, o quechega a representar pouco mais de 60% dela (ANEEL, 2019), o Brasil carece deoutras formas de suprir sua demanda elétrica, principalmente em épocas de seca emque os níveis dos reservatórios das hidrelétricas podem chegar a um estado crítico e,consequentemente, atrapalhar a geração de energia futura através desta fonte. Desdea crise energética e o racionamento de 2001, a matriz elétrica brasileira entrou emum processo de diversificação com a entrada em operação das termelétricas (EPE,2018), fonte de energia que conta com um custo e complexidade de implantaçãorelativamente baixos, em comparação com as hidrelétricas. No entanto, as terme-létricas contam com a desvantagem de encarecerem o preço da energia provenientedesta fonte, visto que os combustíveis utilizados para a queima serão sempre maiscustosos que o uso da água nos reservatórios. Ademais, as termelétricas represen-tam uma ameaça à natureza, em função da poluição gerada pela emissão de gasesde efeito estufa.

Com base no supra exposto e, a fim de reduzir a necessidade das usinas ter-melétricas dada sua agressividade ao meio ambiente, há um movimento global debusca por fontes alternativas de geração de energia elétrica. No Brasil, as usinaseólicas e solares fotovoltaicas - fontes de energia consideradas como renováveis por

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terem como recursos o vento e a radiação solar - ganharam muita relevância na par-ticipação da matriz energética brasileira, sobretudo após a Conferência das NaçõesUnidas sobre as Mudanças Climáticas de 2015 (COP 21/Paris, 2015), em que o Bra-sil se comprometeu a alcançar, até 2030, a marca de 45% de sua matriz energéticacomposta por energia renovável.

A nível residencial, a implementação de uma microgeração fotovoltaica se apre-senta como uma alternativa conveniente, pois sua instalação é considerada simplese prática, além de não requerer espaço dedicado para sua instalação - visto queusualmente são instalados na cobertura de espaços já edificados e ainda apresentameconomia significativa a médio prazo.

A atratividade da microgeração fotovoltaica no Brasil tem aumentado significa-tivamente, uma vez que os custos dos equipamentos necessários à implantação estãocada vez mais baratos e o potencial do recurso solar nacional é expressivo, variandoentre 1.200 e 2.400 kWh/m2/ano, como pode ser observado através do infográficoextraído do relatório de energia solar do Ministério de Minas e Energia (Figura 1.1).Outro atrativo da implementação desta alternativa no Brasil se deve ao fato de que,no caso da geração distribuída, o consumidor conta ainda com o benefício de queo excedente de sua geração é injetado na rede da distribuidora local, sendo assim,transformado em créditos que serão utilizados em meses em que a geração é inferiorao consumo.

Figura 1.1: Irradiação solar média por ano (MME, 2016).

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1.2 Objetivo

Esse projeto tem como objetivo analisar a viabilidade técnica e econômica deum sistema fotovoltaico em um sítio no interior do estado do Espírito Santo. Osmódulos fotovoltaicos serão instalados na superfície de uma estrutura de garagem edeverão suprir a necessidade de consumo elétrico da propriedade.

1.3 Metodologia

O sítio a ser estudado no presente trabalho conta com uma área destinada àplantação de pimentas do reino e que exige uma intensa rotina de irrigação, fatoeste que reflete significativamente no aumento dos gastos com energia elétrica. Nessesentido, foi considerada a implantação de um sistema de geração fotovoltaica comoalternativa para reduzir os gastos mensais com a manutenção do terreno.

Para o dimensionamento do sistema fotovoltaico foi considerado o perfil de con-sumo elétrico da propriedade, a média mensal de temperatura da cidade, os índicesde radiação solar diários médios da região e as sombras que atingem o local. Tambémforam analisadas as perdas do sistema fotovoltaico de acordo com as especificaçõestécnicas dos equipamentos escolhidos.

Na análise de viabilidade econômica foi considerado o preço médio da energiacobrado pela distribuidora local no ano de 2019, tal como o custo dos equipamentose da instalação e manutenção do sistema fotovoltaico.

1.4 Estrutura do Trabalho

O trabalho foi dividido em cinco capítulos, organizados de maneira lógica parafacilitar o entendimento e a evolução do assunto abordado. O objetivo do primeirocapítulo foi apresentar o tema.

O segundo capítulo aborda de maneira detalhada os conhecimentos necessáriosà compreensão do funcionamento e desenvolvimento do projeto e objetiva situar osleitores no contexto das regulamentações em vigor que discorrem acerca dos sistemasfotovoltaicos no país.

As etapas de projeto e as discussões relevantes para as tomadas de decisão foramdescritas no capítulo três, ao passo que as discussões referentes à análise de viabi-lidade econômica da implantação do projeto foram agrupadas no capítulo quatrodeste trabalho.

Por fim, as conclusões sobre a análise realizada, bem como sugestões para futurosestudos sobre o tema compõem o capítulo cinco.

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Capítulo 2

Fundamentos Teóricos

2.1 Energia Fotovoltaica

De acordo com o Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos, elaboradopelo Grupo de Trabalho de Energia Solar (PINHO e GALDINO, 2014), duas horasde radiação solar produzem energia suficiente para suprir o consumo elétrico anualde todos os habitantes do planeta. A partir da tecnologia fotovoltaica, é possívelcaptar parte dessa energia e transformá-la em energia elétrica para uso nas atividadesdo cotidiano. Embora a porcentagem do aproveitamento da energia do sol por umsistema fotovoltaico ainda seja considerada baixa quando comparado com o potencialsolar disponível, as tecnologias estão avançando, possibilitando assim o aumentodeste aproveitamento.

A irradiação solar extraterrestre média que chega no topo da atmosfera terrestreé de aproximadamente 1.367 W/m2, e devido às perdas de radiação na atmosferaterrestre, que são estimadas em 27%, o valor teórico utilizado para a irradiânciaglobal é de 1.000 W/m2 (PINHO e GALDINO, 2014). Dessa forma, o rendimentode um módulo fotovoltaico é calculado pela seguinte expressão:

Rendimento do Modulo (%) =

Potencia do Modulo (Wpico)

Area do Modulo (m2)

1.000 (W/m2)∗ 100% (2.1)

A Equação 2.1 considera a radiância aproximada que o sol fornece à Terra pormetro quadrado e compara com a energia produzida pelo módulo fotovoltaico divi-dido por sua área. Quando entra na atmosfera terrestre, a radiação proveniente daenergia solar pode ser dividida em três tipos, conforme ilustração da Figura 2.1.

• Radiação direta: Atinge a superfície terrestre de forma perpendicular;

• Radiação difusa: Sofre alterações de trajeto antes de atingir o solo;

• Radiação refletida: É refletida após contato com a superfície.

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Figura 2.1: Tipos de radiação solar. (PINHO e GALDINO, 2014).

A radiação atinge as células fotovoltaicas e é convertida em eletricidade atravésdo efeito fotoelétrico, fenômeno descoberto por Alexandre-Edmond Becquerel, umcientista francês, no ano de 1839. A radiação direta possui a maior influência nageração de energia elétrica, mas isso não significa que as radiações difusa e refletidanão sejam importantes. Em dias nublados, são elas as responsáveis pela geração,visto que a radiação direta está sendo impedida de atingir a superfície dos módulosfotovoltaicos devido a obstáculos, como as nuvens, por exemplo.

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2.2 Componentes de um Sistema Fotovoltaico

2.2.1 Módulos fotovoltaicos

Os módulos fotovoltaicos são formados por células fotovoltaicas que, quandoatingidas pela radiação solar, geram uma diferença de potencial nas extremidadesda célula. As células são conectadas em um esquema série-paralelo as quais, emconjunto, formam o chamado módulo fotovoltaico. Estes módulos podem ser encon-trados no mercado em diversos tamanhos e modelos, sendo os modelos comerciaismais populares os de 36 e 72 células, com eficiência média 17%.

As células fotovoltaicas são constituídas de material semicondutor, sendo o silícioo mais utilizado em função de sua abundância na crosta terrestre, preço competitivoe tecnologia consolidada no mercado. Ademais, as células de silício cristalino sãoconsideradas estáveis e duráveis.

Em se tratando da energia solar, é recorrente a crença de que o potencial degeração é diretamente proporcional à temperatura, de modo que regiões com climasmais quentes seriam mais indicadas ao uso de sistemas fotovoltaicos para geraçãode energia. No entanto, este senso comum está equivocado, visto que as altas tem-peraturas, na realidade, aumentam as perdas da geração afetando a produção deenergia através dos módulos (PINHO e GALDINO, 2014). Sendo assim, pode-seafirmar que as regiões de clima mais frio têm perdas de geração menores, sendo,assim, mais eficientes ao uso de sistemas de geração fotovoltaicos em dias claros ecom boa luminosidade.

O arranjo mais comum das células fotovoltaicas dentro de um módulo é formadopor ligações série, e isso tem por consequência uma considerável perda de perfor-mance do sistema caso uma célula não esteja funcionando plenamente, visto queeste tipo de configuração implica em uma interdependência entre as células. Devidoa defeitos e perda de potência causados por obstáculos ou sombras que obstruema radiação direta até as células fotovoltaicas, é necessária a utilização de caminhosalternativos que irão evitar que uma célula atrapalhe drasticamente as variáveis desaída do módulo.

O diodo de passo é um componente eletrônico conectado em paralelo com cadacélula fotovoltaica, ou conjunto de células, para evitar que a corrente do módulo sejalimitada por uma célula com desempenho menor que as outras. Este componentefornece à corrente um caminho alternativo e reduz as perdas resistivas em célulascom defeitos (PINHO e GALDINO, 2014).

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2.2.2 Inversor

Os inversores são equipamentos responsáveis por fazer a conversão da correntecontínua proveniente dos módulos fotovoltaicos em corrente alternada, adequadapara a ligação do sistema com a rede elétrica.

Os inversores utilizados em sistemas fotovoltaicos podem ser divididos em duascategorias: on-grid e off-grid.

O inversor on-grid, também conhecido como Grid-Tie, é utilizado em sistemasprojetados para a conexão com a rede elétrica. Sua função é adequar o sinal deentrada às condições da rede de distribuição e desligar o sistema automaticamentecaso ele identifique alguma falta no fornecimento de energia da rede. Esse compor-tamento é chamado de “anti-ilhamento”.

Já o inversor off-grid é utilizado em sistemas isolados da rede de distribuição. Suafunção é adequar o sinal de entrada para alimentar as cargas elétricas diretamente.Na maioria dos casos, os sistemas off-grid contam com o auxílio de baterias para oarmazenamento de energia. Nesse caso, os módulos e as baterias são conectados aum controlador de cargas o qual será ligado ao inversor off-grid. Deve-se atentar queos inversores off-grid não foram projetados para conexão com a rede e, portanto,não devem ser conectados à rede de distribuição em função da incompatibilidadedos sinais.

2.2.3 Otimizadores de Potência e Microinversores

Otimizadores de potência

A geração de energia através de um sistema fotovoltaico depende de diversosfatores tais quais a irradiância, temperatura, inclinação dos módulos, entre outros.Visando reduzir as incertezas oriundas de tantos fatores, alguns inversores são equi-pados com algoritmos, chamados de MPPTs (Maximum Power Point Tracking), osquais têm por objetivo maximizar a geração de energia nas condições impostas. Nosinversores de string, isto é, aqueles que recebem a conexão de um arranjo de mó-dulos conectados em série, essa maximização é limitada pelo módulo com as piorescondições de geração (AYRÃO, 2018).

Os otimizadores de potência contam com a função MPPT e são conectados aosmódulos fotovoltaicos ou grupos de módulos, de modo que cada grupo trabalhe noseu ponto de máxima potência individualmente, aumentando assim a eficiência dosistema. Nesse caso, o inversor ainda é necessário para a conversão CC/CA, mas nãofaz o papel de rastrear o melhor ponto de operação, deixando para os otimizadoresde potência essa responsabilidade.

Com o auxílio de otimizadores de potência é possível diminuir o impacto cau-

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sado pelo sombreamento, defeitos, conexão de módulos com características técnicasdistintas e instalações com módulos apontando para diferentes direções e inclinações.

Microinversores

Os microinversores são inversores em miniatura que são conectados diretamenteaos módulos fotovoltaicos ou conjunto de módulos. A proposta é parecida com ados otimizadores de potência e se diferenciam por fazerem o papel de conversoresCC/CA. Logo, com a utilização dos microinversores ligados diretamente aos módu-los não é necessário utilizar um inversor de frequência tradicional. As funções demaximização de energia são mais eficientes por terem a característica de encontraro melhor ponto de operação individual para cada grupo de módulos .

Entre as grandes vantagens da utilização dos microinversores estão a facilidadede instalação, melhores opções de projeto e design e melhor rendimento devido aosMPPTs individuais com entrada para cada módulo.

2.2.4 Diodo de Bloqueio

Um arranjo fotovoltaico produz energia em corrente contínua, e não deve tolerara inversão de sentido da corrente. O diodo de bloqueio é conectado em série com ocircuito e tem a função de proteger os módulos fotovoltaicos de correntes circulandono sentido inverso ao projetado para as células fotovoltaicas. A inversão do sentidoda corrente pode causar perda de eficiência das células e, em alguns casos, danificar omódulo seriamente, pois ele estaria recebendo mais potência do que gerando (PINHOe GALDINO, 2014).

2.2.5 Dispositivos de Proteção

A proteção elétrica é importante pois garante a segurança das pessoas e dosequipamentos que compõem o sistema elétrico. Além disso, ajudam a evitar que de-feitos locais possam causar problemas ao sistema de fornecimento de energia elétrica,e vice-versa.

Os módulos fotovoltaicos geram energia elétrica em corrente contínua, e a pro-teção nesse caso é tratada de maneira diferente das instalações de baixa tensão, asquais trabalham em corrente alternada.

O inversor é um equipamento custoso e deve ser protegido para evitar que sejadanificado. Devido às suas características de converter um sinal contínuo em alter-nado, deve-se protegê-lo contra anomalias envolvendo a corrente contínua em suaentrada e a corrente alternada em sua saída.

Um sistema fotovoltaico conta com componentes de características específicas.

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Nesse sentido, pode-se dizer que, no Brasil, a norma que rege as instalações elé-tricas de baixa tensão, NBR 5410, apresentou-se como insuficiente para abrangertodo o projeto de microgeração distribuída. Como consequência, a NBR 16690 foidesenvolvida tendo por base normas europeias que regem as exigências de projetosde sistema fotovoltaicos incluindo dispositivos de proteção de anomalias na correntecontínua.

A ligação com o sistema de distribuição deve seguir as normas da concessionáriaque atende a região, ao passo que a parte da instalação que se encontra entre omedidor bidirecional e o inversor deve seguir a norma NBR 5410 da ABNT quefaz menção às instalações elétricas em baixa tensão. Finalmente, as conexões edispositivos de proteção que se encontram entre o inversor e os módulos fotovoltaicosdevem seguir as recomendações da NBR 16690 da ABNT, que traz diretrizes sobre asinstalações de um sistema fotovoltaico. A Figura 2.2 ilustra um esquema fotovoltaicoe as normas técnicas a serem seguidas para a instalação do mesmo.

Figura 2.2: Normas aplicadas a um sistema de microgeração fotovoltaico (AYRÃO,2018).

De acordo com o item 1.2.3 de sua redação, a norma NBR 5410 (ABNT, 2004,p.1) trata de instalações novas e de reformas em instalações existentes. Portanto,esta norma pode ser considerada aplicável à instalação de um sistema fotovoltaico emuma unidade consumidora, visto que afeta a configuração do sistema elétrico. O item7.1.4 faz ressalva de que, em casos de ampliação e/ou reforma da instalação elétrica,é necessário verificar se as modificações a serem implementadas não comprometerãoa segurança da instalação existente.

A norma técnica ABNT NBR 16690 é um complemento da NBR 5410 e temcomo objetivo especificar os requisitos de projeto e segurança que se aplicam àscaracterísticas particulares dos sistemas fotovoltaicos. Os inversores conectados àrede de distribuição devem estar em conformidade com as normas internacionais

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IEC 62109-1 (Safety of power converters for use in photovoltaic power systems -Part 1: General requirements) e IEC 62109-2 (Safety of power converters for usein photovoltaic power systems - Part 2: Particular requirements for inverters) paragarantir a segurança do sistema.

Proteção Contra Sobrecorrentes e Sobrecorrente Reversa

Sabe-se que a corrente de um módulo fotovoltaico é diretamente proporcional àirradiância (PINHO e GALDINO, 2014) e, devido a proximidade da corrente de má-xima potência de um módulo e sua corrente de curto-circuito, torna-se complicadodimensionar um dispositivo de proteção de corrente contínua para o sistema. Poressa razão, os dispositivos de proteção de um arranjo fotovoltaico devem ser dimen-sionados para a corrente de curto circuito informada na ficha técnica dos módulos,para as condições padrão STC (Standard Test Conditions), e multiplicada por umfator de segurança. Dessa forma, é garantida a segurança do sistema nas ocasiõesem que houver irradiação acima do estipulado na fase de projeto.

Cumpre ressaltar que se faz necessário proteger o sistema contra a corrente re-versa que pode ocorrer em casos de falta ou diferença de potencial causada porsombras e defeitos, em sistemas com duas ou mais séries de módulos conectados emparalelo. A conexão em paralelo exige que a tensão das séries conectadas seja amesma, logo quando uma série tem sua tensão reduzida ela limita as demais. As-sim, a série de módulos comprometida recebe uma injeção de corrente reversa, sendotratada como uma carga.

Na prática, a diferença de potencial para sistemas pequenos conectados em pa-ralelo é pequena, e as correntes reversas causadas por sujeira ou sombras são supor-tadas pelo módulo. Em sistemas de grande porte com muitas fileiras de módulosconectados em série, uma falta pode provocar sobreaquecimento e consequentementeocasionar incêndios.

Proteção Contra Sobretensão Transitória

A sobretensão transitória, ou surto, é causada majoritariamente por manobras narede elétrica e descargas atmosféricas. O surto pode provocar um aumento de quaseduas vezes o valor da tensão nominal da rede e é capaz de causar danos irreversíveisà instalação elétrica (GAZOLI, 2014).

É importante proteger o sistema fotovoltaico contra surtos atmosféricos, poisespera-se que os módulos tenham duração de pelo menos 25 anos com capacidadede geração maior do que 80% do especificado na aquisição, e o inversor tenha umavida útil de pelo menos 10 anos.

Apesar da instalação de módulos fotovoltaicos em telhados não aumentar a inci-

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dência de raios, é importante a utilização de SPDA’s (Sistema de Proteção ContraDescargas Atmosféricas), pois é a única maneira eficaz de proteger o sistema. E valeressaltar que mesmo que algum raio não atinja diretamente o sistema de transmissãode energia, a proximidade da queda pode causar sobretensão na rede por induçãomagnética (GAZOLI, 2014), causando variações na mesma.

Os dispositivos de proteção contra surtos (DPS) são comumente instalados emcaixas de proteção chamadas de string-box, e nessa caixa são agrupadas as stringsdo sistema de maneira organizada. Apesar da não obrigatoriedade de utilização dosDPS para sistemas de pequeno porte no Brasil (AYRÃO, 2018), eles são fortementerecomendados para proteger a integridade do sistema instalado.

Aterramento

O aterramento consiste em um dispositivo de segurança e, portanto, tem porobjetivo evitar acidentes e danos ao sistema.Tem por característica um custo de ins-talação relativamente elevado e, embora não seja mais mandatória para sistemas demicrogeração fotovoltaica, a instalação de um sistema de aterramento é fortementerecomendada como critério adicional de segurança, sobretudo para evitar o choqueelétrico no contato de pessoas com as partes metálicas do conjunto fotovoltaico.

Os sistemas de microgeração fotovoltaica podem contar com sistema de aterra-mento centralizado (GAZOLI, 2014). Dessa maneira, as correntes indesejadas quecirculam nas partes metálicas dos módulos e inversores podem ser escoadas.

A plataforma RINDAT (Rede Integrada Nacional de Detecção de Descargas At-mosféricas) e é uma ferramenta que pode ser utilizada para consultar a concentraçãode raios e a densidade de descargas atmosféricas por município brasileiro. Destaforma o projetista poderá recomendar o nível de proteção contra descargas atmos-féricas a ser utilizado no sistema, a fim de preservar os equipamentos adquiridos.

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2.3 Parâmetros Importantes em um Projeto Foto-

voltaico

2.3.1 Radiação solar média (Brasil)

O Brasil é um dos países com os índices de radiação solar mais altos do mundo(ASPE, 2013), o que faz dele um país muito favorável à geração de energia a partirdo sol. A figura 2.3 ilustra a irradiação média diária máxima e mínima da Alemanha,Espanha e Brasil, com destaque ao estado do Espírito Santo. Pode-se perceber quea irradiação solar média no Brasil é maior do que a de países europeus que sãoreferência em geração elétrica através da energia do sol.

Figura 2.3: Irradiação solar média máxima e mínima da Alemanha, Espanha, Brasil(ASPE, 2013).

A figura 2.4, ilustra a irradiação solar média anual no plano inclinado do Bra-sil. As irradiações médias anuais registradas no Brasil estão entre 4,52 e 6,10kWh/m2/dia, como mostrado na figura 2.4. Isso prova que mesmo as regiões commenores índices de radiação solar no Brasil possuem potencial para a geração foto-voltaica de energia elétrica.

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Figura 2.4: Irradiação solar média anual no brasil, no plano inclinado (ASPE, 2006).

2.3.2 Perdas

Além do baixo rendimento dos módulos fotovoltaicos disponíveis no mercado,diversos fatores podem influenciar o rendimento de um sistema fotovoltaico tais comoas perdas elétricas por efeitos ôhmicos nos módulos fotovoltaicos e cabos elétricos,as perdas no inversor, exposição a altas temperaturas, sombreamento, acúmulo desujeira, descasamento de módulos, degradação dos módulos, entre outros.

É importante analisar as especificações dos componentes escolhidos, pois na fichatécnica é estabelecida uma porcentagem das perdas esperadas na condição padrãode temperatura. O modo como o arranjo fotovoltaico é conectado também influencianas perdas do sistema, pois altera o valor da corrente que irá circular nos circuitoselétricos.

É desejável que sejam realizadas inspeções periódicas a fim de observar se omódulo fotovoltaico está operando nas condições esperadas. É também recomendadoevitar que os módulos sejam instalados em regiões com presença de sombreamento,de modo a preservar o rendimento do sistema. De acordo com uma pesquisa realizadano Japão (IKKI e KUROKAWA, 2001), os principais fatores que influenciam nasperdas são:

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• Perdas na conversão de energia;

• Sombreamento parcial;

• Perdas nos inversores;

• Descasamento de módulos (Mismatch);

• Aumento da temperatura do módulo fotovoltaico;

• Outros.

A figura 2.5 ilustra as porcentagens das perdas encontradas nesse experimento.

Figura 2.5: Fatores de perdas de um estudo feito no Japão em 2001 (IKKI; KURO-KAWA, 2001).

Através dos dados de um estudo disponibilizado pela Sociedade Alemã de EnergiaSolar (DGS, 2014), estima-se que as perdas totais de um sistema fotovoltaico depequeno porte variem de 13,7% a 40,0% como mostrado na tabela 2.1.

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Tabela 2.1: Fatores de perdas de um sistema fotovoltaico de pequeno porte. Fonte:Adaptado de DGS, 2013.

Fatores de Perdas VariaçãoSombreamento 0,0 - 5,0%Sujeira 1,0 - 3,0%Reflexão 3,0 - 5,0%Variação do espectro AM 1.5 1,0 - 2,0%Mismatch 0,5 - 2,5%Condições diferentes dos padrões de teste 4,0 - 9,0%Perdas C.C. 0,5 - 1,5%Perdas na conversão de energia 0,5 - 3,0%Perdas no inversor 3,0 - 7,5%Perdas na fiação elétrica 0,2 - 1,5%

A curva característica I-V de um sistema fotovoltaico mostra as perdas do sistemaatravés do desvio da curva ideal, como pode ser visto na figura 2.6. Esta curva mostraos valores da corrente de saída de um conversor fotovoltaico, em função da sua tensãode saída, em condições preestabelecidas de temperatura e irradiância total. O pontode potência máxima é o ponto da curva em que o produto da corrente pela tensãoé máximo. (URBANETZ, 2014).

Figura 2.6: Anomalias da curva I-V de um módulo fotovoltaico (PINHO e GAL-DINO, 2014).

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A alteração da curva I-V pela resistência série (Rs) mostra os problemas nasinterconexões elétricas de um módulo da fileira em série, ou problemas externos nafiação e conexões entre fileiras. A resistência em paralelo (Rp) representa defeitosinterno das células ou sombreamento parcial ou acúmulo de sujeira.

A corrente de saída (Isc) é diretamente influenciada pela radiação solar, sendoassim, a degradação dos módulos ou acúmulo de sujeira causa a redução do valorda corrente. O aumento da temperatura dos módulos está intimamente relacionadocom a redução da tensão de saída (Vsc), podendo esta redução ser causada pelatemperatura da região e por falta de ventilação nos módulos. As perdas por mis-match causam o aparecimento de uma curva que se assemelha a uma escada, comono caso de sombreamento parcial (PINHO e GALDINO, 2014).

Perdas por Sombreamento

Na fase inicial de um projeto fotovoltaico deve-se analisar o local de instalação afim de evitar o sombreamento dos módulos causado por árvores, construções e demaisobstáculos que possam impedir a incidência direta da radiação solar. Esse tipo desombreamento é usualmente previsível e, quando não puder ser evitado, pode-serecorrer ao estudo do posicionamento do sol durante o ano para que se possa obteruma estimativa das perdas causadas por esses sombreamentos. Deve-se levar emconsideração que o acúmulo de poeira, folhas e outras sujeiras também geram umsombreamento, cujas perdas, neste caso, não são passíveis de serem calculadas comexatidão. Nesse sentido, é recomendável manter uma rotina de limpeza dos módulosbem como atentar à inclinação mínima recomendada em projeto para aproveitar aágua das chuvas como recurso para retirar o excesso de obstáculos, como poeira efolhas, que possam obstruir a superfície dos módulos.

Os efeitos de sombreamento vão muito além de atrapalhar a geração das célulasobstruídas pelos obstáculos, causando ainda um efeito em cadeia oriundo das ligaçõesem série do circuito, visto que a célula que está sombreada limita a corrente de todoo conjunto em série. Além da perda de potência, há risco de danos ao módulo, poisesta potência que não está sendo entregue ao gerador é dissipada no local, podendoocasionar pontos quentes no módulo fotovoltaico (PINHO e GALDINO, 2014).Afigura 2.7 ilustra esse fenômeno.

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Figura 2.7: Módulo sem diodo de desvio com um ponto quente (DGS, 2013).

Conforme foi explicado anteriormente, o diodo de desvio pode evitar a ocorrênciade pontos quentes nas células sombreadas ou danificadas. Os módulos, em geral,incluem um ou mais diodos de desvio para aumentar o rendimento do arranjo fo-tovoltaico em caso de defeitos em uma ou mais células fotovoltaicas. A figura 2.8ilustra o diodo de desvio oferecendo um caminho alternativo para a corrente em casode sombreamento.

Figura 2.8: Caminho da corrente em módulo com diodo de desvio (DGS, 2013).

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A figura 2.9 mostra a comparação da curva I-V de um módulo fotovoltaico sem ecom sombreamento sobre uma das células. Nos casos com sombreamento é mostradouma comparação do efeito do diodo de desvio.

Figura 2.9: Curvas I-V de um módulo contendo uma célula sombreada, com e sema utilização do diodo de desvio (DGS, 2013).

O tipo de arranjo influencia diretamente nas perdas por sombreamento de umsistema fotovoltaico. De acordo com um estudo feito na Universidade Técnica deBerlim (DGS, 2013), na conexão em série, a característica das curvas não dependeda posição dos módulos sombreados; já na conexão em paralelo, a forma como sãosombreados os módulos fotovoltaicos interfere nas características das curvas.

Perdas por Aumento de Temperatura

A corrente produzida nas células fotovoltaicas é diretamente proporcional à irra-diância solar e quase não é afetada pela temperatura. Por outro lado, o aumento datemperatura nas células fotovoltaicas influencia diretamente na redução da tensãoe, consequentemente, há uma diminuição significativa da potência gerada. A curvaI-V mostrada na figura 2.10 ilustra o efeito da temperatura na tensão fotovoltaicade um módulo.

Os módulos fotovoltaicos com a tecnologia de filmes finos apresentam uma in-fluência menor com o aumento da temperatura quando comparados com módulosproduzidos a partir de silício cristalino. De acordo com Pinho e Galdino (2014), maisde 95% dos módulos vendidos no mercado são de tecnologia de silício cristalino.

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Figura 2.10: Curva I-V de módulos a diferentes temperaturas. Fonte: DatasheetCS6U-330P (CANADIAN SOLAR, 2019)

A temperatura de operação das células fotovoltaicas depende da variação dairradiância solar e da temperatura incidente. Para reduzir as perdas de potênciaprovenientes do aumento da temperatura, deve-se posicionar os módulos fotovoltai-cos de maneira a aproveitar melhor a ventilação do local e, assim, dissipar o calorcom maior facilidade.

As informações sobre os coeficientes de temperatura para variação de tensão ede corrente são especificadas na ficha técnica do módulo fotovoltaico, e esses dadossão fornecidos em porcentagem por grau Celsius. A tabela 2.2 ilustra os coeficientesde temperatura dos módulos fotovoltaicos utilizados neste projeto.

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Tabela 2.2: Coeficientes de temperatura do módulo fotovoltaico CS6U-330P. Fonte:Adaptado da Folha de Dados CS6U-330P

Características de TemperaturaEspecificação Variação percentual por oC

Coeficiente de Temperatura (Pmax) −0.40%/oC

Coeficiente de Temperatura (Voc) −0.31%/oC

Coeficiente de Temperatura (Isc) 0.05%/oC

Temperatura Nominal de Operação do Módulo (NMOT) 44 ± 3oC

Perdas nos Inversores

O inversor é o equipamento responsável pela conversão da corrente contínua emcorrente alternada. Em um sistema conectado à rede, o inversor é o responsável poradequar a tensão e a corrente para estarem em fase e na mesma frequência que arede de distribuição, de modo a garantir o paralelismo de geradores(URBANETZ,2010).

Conforme já foi abordado anteriormente, o inversor é formado por componentessemicondutores que trabalham como chaves eletrônicas controláveis as quais, por suavez, realizam a conversão CC/CA através de técnicas de modulação PWM (PulseWidth Modulation) (PINHO e GALDINO, 2014).

A figura 2.11 ilustra as perdas de comutação devido ao chaveamento dos semi-condutores do inversor. As perdas no inversor acontecem nos estados de comutaçãoe condução. A total dissipação de energia é mostrada pela área mais escura dográfico (PINHO e GALDINO, 2014).

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Figura 2.11: (a) Forma da onda de tensão (V) e de corrente (I) referente ao sistema dechaveamento dos semicondutores no inversor; (b) Potência dissipada no dispositivosemicondutor na fase de chaveamento e de condução (PINHO e GALDINO, 2014).

No início da comutação, a corrente se eleva até seu valor máximo, nesse momentoa tensão começa a decair até atingir seu valor mínimo. Com isso as perdas ocorremdevido a potência resultante do comportamento da corrente e da tensão durante acomutação. Durante o período de condução o sistema também apresenta perdas,mesmo que em proporções menores. Após o estado de condução o mesmo acontecemas em sequência inversa (PINHO e GALDINO, 2014).

A curva de eficiência versus carregamento, ilustrada pela figura 2.12, mostra arelação entre a eficiência de um inversor e a potência de saída quando comparadacom a potência nominal. Pode-se notar que apesar da eficiência dos inversoresser considerada alta, ela diminui significativamente para potência de saída baixa.Por essa razão, é importante que o dimensionamento do inversor seja realizadoadequadamente em um sistema fotovoltaico (ALMEIDA, 2012).

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Figura 2.12: Curva eficiência versus carregamento em um inversor genérico. (AL-MEIDA, 2012).

2.3.3 Regulamentações e Normas Técnicas

ANEEL

De acordo com a lei no 9.427/1996 e o decreto no 2.335/1997, a Agência Naci-onal de Energia Elétrica (ANEEL) é uma autarquia sob regime especial, vinculadaao Ministério de Minas e Energia, que tem a função de agência reguladora do setorelétrico brasileiro. A finalidade da ANEEL é regular e fiscalizar a geração, trans-missão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com alegislação e as políticas do governo federal.

Resolução Normativa 482/2012

A REN 482 estabelece condições gerais para o acesso de microgeração e minige-ração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica nacionais, além dofuncionamento do sistema de compensação de energia elétrica.

Os consumidores ativamente cadastrados no Ministério da Fazenda podem injetara energia produzida de maneira independente através de fontes renováveis nas redesde distribuição das concessionárias de energia elétrica. A resolução normativa aindagarante ao consumidor a possibilidade de acumular o excedente de energia geradapor meio de uma política de créditos, que funciona como um empréstimo de energiaà concessionária, desde que a unidade geradora e consumidora pertençam ao mesmotitular em CPF ou CNPJ. Os créditos gerados permanecem válidos em um prazo deaté 60 meses.

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Compreende-se, de acordo com a REN482, microgeração distribuída como umsistema gerador de energia elétrica por fontes renováveis, com potência instaladainferior ou igual a 75 kW. Os sistemas com potência instalada superiores a 75 kW einferiores a 5 MW são classificados como minigeração distribuída.

Os consumidores de baixa tensão que fazem parte da tarifação monômia, istoé, que pagam apenas pelo consumo, devem limitar a geração à carga instalada daunidade. Isso é importante pois garante à distribuidora de energia que a estruturafornecida àquela unidade irá suportar o fluxo de potência e assim evitará problemastanto para si quanto para os outros consumidores da região.

A REN 482 prevê que os consumidores de baixa tensão devem pagar à concessi-onaria um valor mínimo mensal, que se refere ao custo de disponibilidade de acessoà rede, mesmo que tenha havido acúmulo de créditos pelo produtor. Esse custo dedisponibilidade será cobrado caso o consumo subtraído da geração seja inferior aoconsumo mínimo estipulado para a unidade em questão. Se o consumo de algum mês,depois de abatidos os créditos acumulados anteriormente, for superior ao consumomínimo, então o valor faturado será superior ao custo de disponibilidade. Devidoa essa regra, mesmo que seja injetado na rede de distribuição um valor igual ousuperior ao consumo da unidade, não é possível zerar a conta mensal a ser faturadapela concessionária de energia.

Resolução Normativa 687/2015

A REN 687 introduziu alterações em alguns pontos da REN 482. Essa resoluçãoganhou importância posto que criou definições para novas modalidades de geraçãodistribuída como o autoconsumo remoto, a geração compartilhada e o empreendi-mento com múltiplas unidades consumidoras, permitindo que os créditos geradospossam ser utilizados em mais de uma unidade consumidora do mesmo titular e atémesmo em condomínios residenciais e corporativos.

A REN 687 também modificou alguns critérios de geração distribuída que incluí-ram empreendimentos maiores como beneficiários das políticas de micro e minigera-ção distribuídas. A resolução aumentou o limite de geração das usinas de 1MW para5MW para produção de energia a partir de fontes renováveis e ampliou o períodode validade dos créditos acumulados de 36 para 60 meses.

A partir da implementação da REN 687 os consumidores de baixa tensão podemestimar a carga instalada e, consequentemente, a potência máxima do sistema gera-dor a ser instalado a partir da multiplicação da capacidade de corrente do disjuntorgeral pela tensão nominal, disponíveis no ramal de entrada.

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PRODIST

Os Procedimentos de Distribuição (PRODIST) são documentos elaborados pelaANEEL e normatizam e padronizam as atividades técnicas relacionadas ao funcio-namento e desempenho dos sistemas de distribuição de energia elétrica.

Os PRODIST estão divididos em 11 módulos da seguinte maneira:

Tabela 2.3: Módulos do PRODISTPRODISTMódulo 1 IntroduçãoMódulo 2 Planejamento da Expansão do Sistema de DistribuiçãoMódulo 3 Acesso ao Sistema de DistribuiçãoMódulo 4 Procedimentos Operativos do Sistema de DistribuiçãoMódulo 5 Sistemas de MediçãoMódulo 6 Informações Requeridas e ObrigaçõesMódulo 7 Cálculo de Perdas na DistribuiçãoMódulo 8 Qualidade da Energia ElétricaMódulo 9 Ressarcimento de Danos ElétricosMódulo 10 Sistema de Informação Geográfica RegulatórioMódulo 11 Fatura de Energia Elétrica e Informações Suplementares

A seção 3.7 do módulo 3 do PRODIST descreve os procedimentos para acessoao sistema de distribuição de micro e minigeração distribuída. Para um sistema demicro ou minigeração por fontes renováveis é obrigatório seguir os procedimentos desolicitação de acesso e parecer de acesso.

Ainda de acordo com a seção 3.7 do módulo 3 do mesmo documento, a solicita-ção de acesso é o requerimento formulado pelo acessante que, uma vez entregue àacessada, implica na prioridade de atendimento, de acordo com a ordem cronológicade protocolo.

A distribuidora de energia é responsável por coletar e enviar as informaçõespara registro de micro e minigeração à ANEEL. As documentações necessárias quedevem ser entregues à acessada estão listadas nos formulários de solicitação de acessopresentes nos anexos do módulo 3 do PRODIST. Para um sistema de microgeraçãodistribuída com potência superior a 10kW é necessário apresentar à acessada osseguintes documentos:

• Anotação de Responsabilidade Técnica (ART) do Responsável Técnico peloprojeto elétrico e instalação do sistema de microgeração;

• Projeto elétrico das instalações de conexão, memorial descritivo;

• Diagrama unifilar e de blocos do sistema de geração, carga e proteção;

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• Certificado de conformidade do(s) inversor(es) ou número de registro da con-cessão do Inmetro do(s) inversor(es) para a tensão nominal de conexão com arede;

• Dados necessários ao registro da central geradora conforme disponível no siteda ANEEL: www.aneel.gov.br/scg;

• Lista de unidades consumidoras participantes do sistema de compensação (sehouver) indicando a porcentagem de rateio dos créditos e o enquadramentoconforme incisos VI a VIII do art. 2o da Resolução Normativa no 482/2012;

• Cópia de instrumento jurídico que comprove o compromisso de solidariedadeentre os integrantes (se houver);

• Documento que comprove o reconhecimento, pela ANEEL, da cogeração qua-lificada (se houver).

É responsabilidade da distribuidora disponibilizar os modelos de Formulário deSolicitação de Acesso para microgeração e minigeração distribuída em sua páginada internet, contendo a relação das informações que o acessante deve apresentar nasolicitação de acesso.

O Parecer de Acesso é um documento formal obrigatório que deve ser apresen-tado pela acessada para acessante sem incidência de ônus. Neste documento, sãoinformadas as condições de acesso e os requisitos técnicos que permitem a conexãodas instalações com prazos determinados. Compete à distribuidora a realização detodos os estudos para a integração de microgeração, sem ônus ao acessante.

O Parecer de Acesso poderá ser simplificado para unidades de microgeração emunidades consumidoras aptas a participar do sistema de compensação de créditose que não possuem necessidade de aumento da potência disponibilizada. Nestecaso, é necessário apenas indicar as responsabilidades do acessante e encaminhar oRelacionamento Operacional.

O Relacionamento Operacional é um documento firmado entre o consumidorproprietário do microgerador e a distribuidora que estabelece as condições paraassegurar a operação segura e ordenada das instalações elétricas que interligam ainstalação de microgeração ao sistema da distribuidora.

O prazo para elaboração do parecer de acesso, quando não existir pendênciasimpeditivas por parte do acessante, deve ser de até 15 dias contados a partir dorecebimento da solicitação de acesso pela acessada.

Na sequência, o acessante deve solicitar vistoria à distribuidora acessada em até120 dias após a emissão do parecer de acesso.

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O sistema de medição deve ser readequado para o consumo e geração de energia,seguindo as mesmas especificações exigidas para unidades consumidoras conecta-das no mesmo nível de tensão da geração distribuída e ainda se faz necessária asubstituição do atual medidor por um outro com função de medição bidirecional deenergia elétrica. A distribuidora é responsável por adquirir, instalar, operar e fa-zer manutenções, quando necessário, no sistema de medição, sem custos envolvidos,para sistemas de microgeração.

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Capítulo 3

Projeto

O projeto que será detalhado neste capítulo irá dimensionar um sistema fotovol-taico conectado à rede elétrica com o objetivo de diminuir os gastos provenientes doconsumo de energia elétrica e, para isso, é importante levar em consideração algunsdetalhes como as caraterísticas geográficas do local e o perfil de consumo elétrico.

Considerando-se o perfil de consumo anual da unidade consumidora, é possíveldimensionar um sistema que irá gerar a quantidade adequada de energia, baseando-se na irradiação solar média em cada mês do ano, e considerando as perdas portemperatura, sombras e eficiência dos equipamentos.

Nesse capítulo foram analisadas as características locais necessárias para quese pudesse projetar um sistema fotovoltaico adequado para a geração de energiaelétrica desejada e foram escolhidas as quantidades e modelos dos equipamentos queirão compor o sistema, levando em conta a qualidade, preço e a disponibilidade paraa compra no mercado nacional.

As informações relevantes para o dimensionamento foram discutidas separada-mente e organizadas em subcapítulos para facilitar o entendimento das etapas deprojeto seguidas.

3.1 Visão Geral

O sistema fotovoltaico será instalado em um sítio em que grande parte da suaárea é destinada a uma plantação de pimenta-do-reino, e possui muitos eucaliptosnos seus limites territoriais. Durante a maior parte do dia, o sítio encontra-se com-pletamente exposto à luz solar, e não conta com local para proteger os veículos dasações prejudiciais do sol e da chuva.

Ao analisar diversas opções de projeto foram levantadas algumas alternativascomo a instalação dos módulos sobre as estruturas de telhado já existentes na pro-priedade. Porém, percebeu-se que a maior parte das áreas de telhado disponíveispara a instalação dos módulos encontram-se sob áreas sombreadas e com inclinação

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para o leste e oeste. Desta forma, a fim de se projetar um sistema que aproveitemelhor a irradiação solar local, optou-se por edificar uma estrutura metálica na áreada garagem que servirá de cobertura para os veículos, e os módulos fotovoltaicosserão instalados em cima desta plataforma metálica.

A cobertura foi dimensionada para abrigar um ônibus tipo motorhome, doiscarros e duas motocicletas, protegendo-os do sol e chuva, como ilustrado na Figura3.1.

Figura 3.1: Esquema do projeto de garagem fotovoltaica.

As dimensões dos veículos usados como referência foram organizadas na tabela3.1 e, para o arranjo desejado, a estrutura da garagem deve ser projetada com asdimensões mínimas ilustradas na figura 3.2.

Tabela 3.1: Dimensão veículos usados como referência do projeto.Tipo Marca/Modelo Comprimento (m) Largura (m) Altura (m)Motorhome Iveco MTB 850S 8,50 2,30 3,20Carro Hyundai HB20S 3,94 1,72 1,47Motocicleta Honda XRE 300 2,195 0,838 1,215

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Figura 3.2: Dimensões do Arranjo Fotovoltaico.

Os eucaliptos que circundam o perímetro do terreno são os únicos obstáculosrelevantes para a análise de sombras sobre os módulos fotovoltaicos. O esquemado posicionamento dos obstáculos foi ilustrado em um software de análise e dimen-sionamento de sistemas fotovoltaicos chamado PVSyst, como mostrado na figura3.3.

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Figura 3.3: Esquema do posicionamento dos módulos e dos obstáculos relevantespara o software PVSyst.

A construção do sistema deve ser projetada de acordo com o propósito desejadopara a geração. Nesse caso, o objetivo final é ter uma economia financeira refe-rente aos gastos com consumo elétrico do terreno que justifiquem o investimentona instalação do sistema fotovoltaico. Logo, o esquema de construção escolhidofoi um sistema fotovoltaico com conexão com a rede elétrica da distribuidora local,conforme ilustrado pela figura 3.4.

Figura 3.4: Diagrama de blocos do esquema do sistema fotovoltaico conectado àrede elétrica (PINHO e GALDINO, 2014).

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Os módulos fotovoltaicos serão conectados a um inversor de frequência que seráresponsável por converter o sinal contínuo recebido dos módulos para um sinal al-ternado, adequado para a injeção de potência na rede de distribuição, e também irámelhorar a eficiência dos módulos fotovoltaicos através dos MPPTs já inclusos noequipamento.

3.2 Perfil de Consumo

A geração de energia elétrica esperada para o sistema fotovoltaico a ser projetadofoi baseada no perfil de consumo da propriedade. O histórico de contas de luz foianalisado e comparado com a entrevista feita com os proprietários residentes dosítio. Foi percebido que o histórico não representava fielmente o perfil de consumoesperado para os próximos anos, posto que no período compreendido entre os mesesde julho a setembro os moradores estiveram ausentes da propriedade. Para estimaro consumo, este foi dividido em dois grupos para fins de análise.

• GRUPO 1:

– Bombas do sistema de irrigação;

– Maquinário destinado a seleção e lavagem de grãos;

– Consumo da residência do funcionário responsável pela manutenção dapropriedade.

– Iluminação Externa.

• GRUPO 2:

– Casa principal;

O sistema de irrigação está dividido em três áreas que são regadas diariamenteem dias alternados. O funcionário do sítio realiza a mudança das conexões dasbombas com o sistema de distribuição de água manualmente, para que seja feita aalternância do sistema.

Os maquinários de seleção e lavagem de grão foram recém adquiridos e aindanão foram utilizados. A previsão de consumo mensal baseada na potência dos equi-pamentos e tempo estimado de uso irão representar um acréscimo mensal maiornos quatro meses de colheita mais intensa, que normalmente são fevereiro, março,outubro e novembro e um acréscimo menos significativo no restante dos meses.

O consumo da casa do funcionário do sítio quando comparado com as demaiscargas analisadas não representa um valor significativo e será considerado constantepara fins de estudo.

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A residência principal é habitada por um casal de aposentados e que adquiriramo sítio em março de 2019. Desde então, o casal esteve grande parte do tempoausente da propriedade. O histórico de consumo elétrico total da propriedade estárepresentado graficamente pela Figura 3.5.

Figura 3.5: Histórico de Consumo.

Pode-se notar que no primeiro mês de utilização da propriedade o consumo totalultrapassou 1500 kWh devido às atividades referentes a limpeza da propriedadee o sustento de doze pessoas que foram recepcionadas durante esse período. Foiinformado pelos proprietários que a casa principal se encontrou desocupada nosmeses de julho a setembro. Para fins de estudo, foi considerado o consumo do mêsde agosto como base para o consumo do grupo 1.

Os novos equipamentos adquiridos destinados às atividades de cultivo de pimentatêm a função de debulhar os cachos de pimenta e lavá-los. A potência dos motoresdesses equipamentos é de 1,5 HP e o tempo de utilização considerado foi de 1 horapor dia nos meses de colheita e 5 horas mensais para os demais meses. Dessa forma,o consumo estimado dos mesmos para os meses de colheita mais intensa foi de 67kWh/mês, ao passo que para os outros meses foi considerado um uso esporádico queserá estimado como 11 kWh/mês. Logo, o consumo do grupo 1 considerado será asoma do consumo do mês de agosto e o consumo dos novos maquinários, resultandoem 807 kWh nos meses de colheita pesada e 751 kWh nos outros meses como estáilustrado na tabela 3.2.

Baseando-se na rotina do casal, o consumo mais significativo da casa são osaparelhos de condicionamento de ar e os chuveiros elétricos, os quais de acordo

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Tabela 3.2: Consumo mensal médio - Grupo 1Consumo - Grupo 1

Mês Consumo mês referência Consumo Equipamentos Recém-Adquiridos TotalJaneiro 740 11 751Fevereiro 740 67 807Março 740 67 807Abril 740 11 751Maio 740 11 751Junho 740 11 751Julho 740 11 751Agosto 740 11 751Setembro 740 11 751Outubro 740 67 807Novembro 740 67 807Dezembro 740 11 751

com as informações recolhidas na entrevista com os proprietários e nas cartilhas doPROCEL, refletem em um consumo médio de aproximadamente 576 kWh nos mesesmais quentes do ano e 467 kWh nos meses mais amenos. As informações utilizadascomo referência, estão listadas na tabela 3.3.

Tabela 3.3: Consumo estimado para meses quentes e amenos para o grupo 2Equipamento Consumo estimado Consumo estimado

meses quentes (kWh) meses amenos (kWh)Ar-Condicionado Split 276 92

Chuveiro Elétrico 7500 W 150 225Eletrodomésticos 150 150

Total 576 467

Considerando-se todas as informações citadas anteriormente, foi estimado umperfil de consumo para a propriedade como ilustrado na tabela 3.4.

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Tabela 3.4: Consumo estimadoMês Grupo 1 (kWh) Grupo 2 (kWh) Consumo Mensal Médio (kWh)

Janeiro 751 576 1.327Fevereiro 807 576 1.383Março 807 576 1.383Abril 751 467 1.218Maio 751 467 1.218Junho 751 467 1.218Julho 751 467 1.218Agosto 751 467 1.218

Setembro 751 467 1.218Outubro 807 576 1.383Novembro 807 576 1.383Dezembro 751 576 1.327Média 770 522 1.291

A média estimada de 1291 kWh/mês de consumo será utilizada para os cálculosseguintes de dimensionamento dos equipamentos do projeto. Pode-se notar que nafigura 3.5 o consumo chegou a 1500 kWh no mês de abril, mas não representa asituação projetada para os próximos anos.

3.3 Localização Geográfica e Radiação Solar Média

O projeto será implementado em um sítio na zona rural do município de Linhares,localizado no interior do estado do Espírito Santo. Linhares faz parte do litoralcapixaba, possui população estimada de 173.555 habitantes (IBGE, 2019) e 3.496,263km2 de área territorial (IBGE, 2018). O município é famoso por contar com umagrande quantidade de lagoas - ao total, 69 de acordo com IEMA (2011) - e o sítioencontra-se às margens da Lagoa Nova. A figura 3.6 ilustra o mapa do EspíritoSanto com uma indicação da localização do sítio.

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Figura 3.6: Mapa do estado do Espírito Santo, destacando a localização do sítio.Fonte: Google Maps, 2019

O terreno do sítio é amplo e tem por característica a abundância de eucaliptosno perímetro do terreno. Uma imagem aérea do sítio retirada da plataforma doGoogle Earth pode ser visualizada na figura 3.7.

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Figura 3.7: Imagem aérea da localização do sítio. Fonte: Google Earth, 2019.

De acordo com a plataforma do ELAT (Grupo de Eletricidade Atmosférica) a ci-dade de Linhares/ES tem densidade de descargas atmosféricas igual a 0,55 km2/ano,e está localizada em 4860o no ranking de cidades com maior densidade de raios emterritório nacional, conforme pode ser visualizado na tabela 3.5.

Tabela 3.5: Concentração de raios em Linhares (ELAT,2019).Concentração de raios na cidade

Cidade/UF Linhares / ESDensidade de descargas 0,545 por km/anoRanking densidade nacional 4860Ranking densidade estadual 73

A radiação solar média no plano inclinado no estado do Espírito Santo, retiradada cartilha da ARSP-ES está ilustrada na figura 3.8.

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Figura 3.8: Irradiação solar média no Plano Inclinado no Espírito Santo (ARSP,2013)

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É possível, com o auxílio de software, traçar a trajetória do sol durante cadadia do ano para estimar as sombras causadas por obstáculos próximos ao local deinstalação dos módulos. A figura 3.9 mostra o analema do local desejado para ainstalação dos módulos para o dia 28 de outubro de 2019. Através dele, podemosentender a influência solar para o projeto e posicionar os módulos na direção quefavoreça a maior captação de energia durante o dia. De acordo com a literaturaexistente, o melhor posicionamento para os módulos é aquele em que estes apontamem direção ao norte geográfico e com inclinação igual à latitude.

Figura 3.9: Mapa Solar e analema mostrando a posição solar no dia 28/10/2019.FONTE: Sun Earth Tool

Os dados de radiação solar disponíveis para o local onde o projeto será im-plementado foram retirados do banco de dados do CRESESB-CEPEL, através daplataforma SunData v 3.0. As informações sobre a localização do terreno foram ob-

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tidas com o auxílio da plataforma Google Earth, e os dados de longitude e latitudedo sítio estão descritos na tabela 3.6.

Tabela 3.6: Coordenadas geográficas do sítioLocalização: Linhares-ESLatitude: -19,35Longitude: -40,16

A plataforma do SunData v3.0 tem como entrada os dados de coordenadas geo-gráficas do local de interesse. Os dados disponibilizados pela plataforma são organi-zados em estações de medição próximas das coordenadas de entrada e separadas poruma média mensal. Os dados de irradiação solar média diária para as coordenadasdo local de projeto, obtidos através do software SunData, para as duas estações demedição mais próximas estão representados mensalmente e discriminados na Tabela3.7.

Tabela 3.7: Irradiação solar médiaIrradiação solar diária média [kWh/m2/dia]Estação 1 2Latitude [o] 19,301o S 19,401o SLongitude [o] 40,149o O 40,149o ODistância [km] 5,60 5,80Jan 6,08 6,11Fev 6,16 6,20Mar 5,33 5,35Abr 4,50 4,49Mai 3,92 3,91Jun 3,60 3,58Jul 3,67 3,66Ago 4,28 4,28Set 4,84 4,85Out 4,95 4,99Nov 5,00 5,01Dez 5,89 5,90Média 4,85 4,86Delta 2,56 2,62

O gráfico da figura 3.10, ilustra os dados da tabela 3.7 para facilitar a visualizaçãodo comportamento da radiação solar diária média durante o ano.

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Figura 3.10: Irradiação solar média mensal

O dimensionamento do sistema fotovoltaico depende diretamente do perfil deconsumo, da radiação local, da área disponível para a instalação e do posiciona-mento dos módulos fotovoltaicos. De acordo com as informações extraídas da pla-taforma SunData, podem-se obter os dados de radiação solar para o local desejadopara alguns ângulos de inclinação de interesse. Conforme foi citado anteriormente,existem duas estações de medição próximas ao local desejado. Os dados da estação1 foram utilizados como referência devido à maior proximidade do local de estudo.Os dados estão na tabela 3.8.

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Tabela 3.8: Irradiação solar média para alguns ângulos de interesse – Estação 1Irradiação solar diária média mensal [kWh/m2/dia]

Ângulo Plano Horizontal Ângulo igual Maior média Maior mínimoa latitude anual mensal

Inclinação 0o N 19o N 17o N 24o NJan 6,080 5,550 5,620 5,350Fev 6,160 5,890 5,940 5,750Mar 5,330 5,430 5,440 5,390Abr 4,500 4,940 4,920 5,000Mai 3,920 4,620 4,560 4,740Jun 3,600 4,390 4,330 4,540Jul 3,670 4,400 4,340 4,530Ago 4,280 4,840 4,800 4,920Set 4,840 5,070 5,070 5,070Out 4,950 4,840 4,860 4,740Nov 5,000 4,650 4,700 4,510Dez 5,890 5,320 5,400 5,110

Média 4,850 5,000 5,000 4,970Delta 2,560 1,500 1,620 1,240

A figura 3.11 facilita a visualização dos dados da tabela 3.8.

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Figura 3.11: Irradiação solar média para ângulos de interesse - Estação 1

Pode-se notar que para o plano horizontal os índices de radiação solar são osmaiores nos meses mais quentes e os menores nos meses mais amenos, quando com-parado com as demais inclinações analisadas. Isto decorre do fato de que, parao módulo posicionado no plano horizontal, não se consegue aproveitar o potencialsolar total em todas as épocas do ano, em função da variação do ângulo azimutal.Mesmo com as inclinações de interesse analisadas, percebe-se que as variações nãoforam muito expressivas. Assim, pode-se afirmar que uma inclinação entre 17 e 24graus traria um resultado dentro do esperado.

Em termos de projeto, outro fator relevante a ser levado em consideração é o fatode que a inclinação dos módulos pode ajudar na eficiência da geração ao evitar oacúmulo de sujeira como poeira e folhas, além de facilitar a autolimpeza dos módulosem dias chuvosos.

De acordo com Pinho e Galdino (2014), é recomendável uma inclinação de, nomínimo, 10 graus para evitar o acúmulo de poeira e outros pequenos obstáculos.Para o presente estudo, será considerada uma inclinação de 20 graus, e os dados deirradiação para 19 graus.

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3.4 Dimensionamento e Equipamentos Utilizados

Os equipamentos utilizados nesse projeto foram escolhidos de acordo com algunsfatores como a qualidade, facilidade de compra no Brasil, preço e recomendação deprofissionais da área. As informações sobre os módulos fotovoltaicos escolhidos parao projeto abordado neste trabalho foram especificadas na tabela 3.9.

Tabela 3.9: Informações técnicas Módulo FotovoltaicoMódulo FotovoltaicoMarca: Canadian SolarModelo: CS6U-PPotência: 330[Wp]Eficiência: 17%Largura: 0,992[m]Comprimento: 1,96[m]Preço Aprox.: R$ 700,00Peso: 22,4[Kg]

Levando-se em consideração o ângulo de inclinação adotado e as dimensõesdos módulos escolhidos, será calculada a área necessária para a instalação dosmódulos fotovoltaicos. Dessa forma, considerando-se a radiação média local de5kWh/m2/dia, a área e a eficiência dos módulos, os seguintes resultados são ob-tidos para a geração de energia por módulo:

Tabela 3.10: Energia produzida estimada por módulo sem as perdas do sistemaEnergia Produzida: 1,65[kWh/dia]

49,49[kWh/mês]

Adotando as perdas totais do sistema como 23%, tem-se que:

Tabela 3.11: Energia produzida estimada por módulo com as perdas do sistemaPerdas Aproximadas: 23%Energia Produzida Considerada: 1,27[kWh/dia]

38,11[kWh/mês]

A quantidade de módulos necessária para o projeto pode ser calculada dividindo-se o consumo médio, descontado da taxa de disponibilidade, pela geração média comperdas:

1291, 17 − 30

38, 11= 33, 09modulos (3.1)

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O dimensionamento ideal dos módulos para o projeto será de 33 módulos foto-voltaicos. Deve-se verificar se a área mínima projetada anteriormente é compatívelcom a quantidade de módulos dimensionados, para que sejam feitos os ajustes ne-cessários.

Largura da garagem

Largura do modulo=

9, 00

0, 992= 9, 07 (3.2)

Comprimento da garagem

Comprimento do modulo=

7, 00

1, 96= 3, 57 (3.3)

Quantidade de modulos = 9 x 4 = 36 modulos (3.4)

As dimensões da garagem serão adequadas às dimensões dos módulos fotovoltai-cos e, por considerações estéticas, o arranjo dos módulos será idealizado para umaconfiguração parecida com a imaginada inicialmente, contando com quatro fileirase nove colunas, totalizando, portanto, 36 módulos. Vale ressaltar que a estima-tiva de consumo prevista tende a aumentar com o passar dos anos devido a novosinvestimentos em maquinários para a manutenção da plantação. Dessa forma, oinvestimento em um número maior de módulos não será em vão, pois irá suprir asnecessidades futuras de consumo e evitará que o sistema tenha que ser expandidonos próximos anos. Considerando-se as dimensões dos módulos escolhidos, pode-serefazer os cálculos para a estrutura metálica para que ela se adeque a quantidade demódulos necessária.

Comprimento minimo = 4 x 1, 96 x COS(20) = 7, 36 m (3.5)

Largura minima = 9 x 0, 992 = 8, 928 m (3.6)

Serão, portanto, adotadas as dimensões da estrutura metálica em que os módulosserão fixados como listadas na tabela 3.12.

Tabela 3.12: Dimensões da estrutura da garagem fotovoltaicaÁrea: GaragemDimensão-NS: 7,4 [m]Dimensão-LO: 9,0 [m]Área Útil: 70,9 [m2]Área Ocupada: 99%Qtd. Módulos: 36 módulos

A figura 3.12 apresenta as dimensões finais da garagem, já considerando os 36módulos instalados.

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Figura 3.12: Dimensões da estrutura da garagem fotovoltaica ajustada para os mó-dulos escolhidos.

A figura 3.13 apresenta os valores estimados para o consumo mensal conformeexplicado anteriormente, bem como a geração esperada de acordo com a potênciade geração resultante de 36 módulos do modelo escolhido e a radiação solar paraum ângulo de 19 graus. Assim, o gráfico abaixo ilustrado foi traçado considerandoas informações de irradiação média e as perdas de 23% do sistema.

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Figura 3.13: Estimativa de consumo e geração.

Vale ressaltar que a geração estimada para esse sistema excede o consumo em1181 kWh/ano. Isto é devido às escolhas de projetos discutidas previamente. A ten-dência a ser seguida é que a diferença entre geração e consumo venha a diminuir nosanos subsequentes. Deve-se ter em mente que o superdimensionamento do sistemasomente impactará no investimento inicial do projeto, pois esse excedente de geraçãoserá convertido em créditos com a concessionária e estes poderão ser utilizados emmeses cujo consumo exceder a geração.

Dimensionamento do Inversor

O dimensionamento seguro de um inversor deve levar em consideração a quanti-dade de módulos a ser utilizada no sistema e a potência máxima deles. No presenteprojeto serão instalados 36 módulos fotovoltaicos de 330 Wpico de potência máxima,consequentemete a potência máxima que esse sistema pode gerar é 11,88 kWpico.

A tabela 3.13 apresenta o resultado dos cálculos utilizados para a escolha daconfiguração do arranjo fotovoltaico, assim como a potência e tensão máxima en-contradas para o sistema.

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Tabela 3.13: Dimensionamento do InversorInversor

Mín. Módulos Série: 3

Máx. Módulos Série: 21

Máx. Módulos Paralelo: 2

Strings: 3

Qtd. Módulos/String: 12

Tensão Curto-Circuito: 600,6 [V]

Temperatura Mínima: 9,5 [C]

Variação Tensão pela Temp.: 28,9 [V]

Tensão Total: 629,5 [V]

Potência Máx: 11,9 [kWp]

De posse da potência, tensão e corrente máximas do sistema, foi escolhido omodelo do inversor baseando nas especificação que atenda às necessidades de pro-jeto e também na qualidade do produto. A instalação da propriedade tem padrãomonofásico e disponibilidade de tensão 254/127V, com transformador próprio. Otransformador tem potência de 25kVA e o disjuntor de entrada de 70A, logo a po-tência do sistema fotovoltaico projetado deve ser inferior a 17,78 kVA. A tabela 3.14apresenta as especificações do modelo de inversor escolhido.

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Tabela 3.14: Especificações do Inversor

Inversor

Marca: Fronius

Modelo: Primo 8.2-1

Preço: R$ 11.000,00

ENTRADA:

Qt. MPPT 2

Imáx 18 [A]

Vnom 710 [V]

Tensão mín: 80 [V]

Tensão máx: 1000 [V]

MPPmín 270 [V]

MPPmáx 800 [V]

Corrente máx: 12 [A]

Strings 4

Pot. Máx 12,3 [kWp]

SAÍDA:

Potência Nom.: 8,2 [kW]

Tensão mín: 180 [V]

Tensão máx: 270 [V]

Frequencia: 60 [Hz]

Corrente máx: 35,7 [A]

Eficiência: 98,10%

Consumo Interno: 1 [W]

Temp. máx: 55 [C]

Largura: 0,645 [m]

Altura: 0,431 [m]

Profundidade: 0,204 [m]

Peso: 21,5 [Kg]

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Considerando-se a tarifa média dos últimos meses e as regras de créditos esta-belecidas pela ANEEL, foi feita uma simulação básica para a economia aproximadaanual, sem considerar os gastos com os equipamentos e a instalação. A simulaçãode economia financeira está ilustrada na tabela 3.15. A rua em que o sítio estálocalizado não possui iluminação pública.

Podemos notar que em uma primeira análise a economia esperada foi de 98%.

Tabela 3.15: Simulação de economia com a utilização do sistema fotovoltaico

Mês Consumo Geração Tarifa Diferença Crédito Acumulado Fatura sem Fatura com Diferença

(kWh) (kWh) (R$) (kWh) Total (kWh) Sistema FV Sistema FV (R$)

Jan 1327 1579 R$0,57 252,28 252,28 R$751,01 R$16,98 R$734,04

Feb 1383 1519 R$0,57 135,64 387,92 R$782,71 R$16,98 R$765,73

Mar 1383 1545 R$0,57 162,26 550,18 R$782,71 R$16,98 R$765,73

Apr 1218 1350 R$0,57 131,99 682,17 R$689,33 R$16,98 R$672,35

May 1218 1304 R$0,57 86,25 768,42 R$689,33 R$16,98 R$672,35

Jun 1218 1199 R$0,57 -18,93 749,50 R$689,33 R$16,98 R$672,35

Jul 1218 1242 R$0,57 23,88 773,37 R$689,33 R$16,98 R$672,35

Aug 1218 1372 R$0,57 154,30 927,68 R$689,33 R$16,98 R$672,35

Sep 1218 1394 R$0,57 175,89 1103,56 R$689,33 R$16,98 R$672,35

Oct 1383 1381 R$0,57 -2,19 1101,37 R$782,71 R$16,98 R$765,73

Nov 1383 1279 R$0,57 -104,36 997,02 R$782,71 R$16,98 R$765,73

Dec 1327 1511 R$0,57 184,23 1181,25 R$751,01 R$16,98 R$734,04

Média 1291,17 1390 R$0,57 R$ 8.768,81 R$ 203,74 R$ 8.565,07

De acordo com as regras da ANEEL, a tarifa mínima não pode ser abatida doscréditos acumulados. Para o caso dessa propriedade a tarifa mínima é referente aum consumo de 30 kWh/mês, pois o fornecimento de energia é monofásico.

3.5 Análise de Perdas por Sombreamento

A análise de sombreamento foi realizada com o auxílio do software PVSyst, emque foram feitas simulações das áreas encobertas por sombras ao longo de cada épocado ano, e o quanto estas sombras impactam na geração de energia.

A figura 3.14 representa o mapa solar da região onde o projeto será implemen-tado. Um mapa solar é uma ferramenta poderosa que identifica através da posiçãodo sol e da localização dos objetos que causam o sombreamento, os horários aproxi-mados em que o local terá maior incidência de sombras, de acordo com os períodosdo ano.

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Figura 3.14: Mapa Solar do sítio gerado pelo software PVSyst.

Ao analisar o infográfico apresentado na imagem 3.14 , é notório que a geraçãode energia elétrica através do sistema fotovoltaico projetado no período de 20 deAbril até 23 de Agosto pode ter perdas por sombreamento de até 5% nos horáriosda manhã, até as 10:00 h, e no período da tarde, após as 14:00 h. Levando-se emconsideração que o período de maior incidência solar ocorre entre as 9:00 h e 17:00h (JARDIM, 2003), o sombreamento terá maior influência nas perdas nesse períododo ano do que no restante dos meses, nos quais as perdas por sombreamento afetamprincipalmente os horários anteriores às 8:00h e posteriores às 17:00h.

Através de simulações, utilizando o PVSyst, foi investigado o perfil do sombre-amento em cada mês do ano, e notou-se que no começo do ano, representado nafigura 3.15 pelo mês de Janeiro, as sombras atingem os módulos instalados na partemais alta da estrutura e no meio do ano, representado na figura 3.17 pelo mês deJunho, houve maior sombreamento nos módulos instalados na parte mais baixa daestrutura.

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Figura 3.15: Perfil de Sombreamento em Janeiro.

A figura 3.16 representa o resultado da análise de um dia representativo do mês deJaneiro com perdas diárias por sombreamento de até 2,3%, sendo essas concentradasprincipalmente nos horários anteriores às 8:00h e posteriores às 15:00h.

Figura 3.16: Representação das perdas por sombreamento por horário do dia01/01/2015.

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Da mesma maneira, foi analisado o perfil de sombras do mês de Junho, que éinfluenciado pelos obstáculos do lado oposto que causam sombreamento no verão.A figura 3.17 representa o perfil de perdas por sombreamento no mês de Junho.

Figura 3.17: Perfil de Sombreamento em Junho.

A representação horária do perfil de sombreamento está representada na figura3.18. Nota-se que as perdas estimadas são de 2,2% e sombras têm maior impactona geração durante os horários as 9:00h e 15:00h.

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Figura 3.18: Representação das perdas por sombreamento por horário do dia22/06/2015.

As análises feitas utilizando o software PVSyst mostraram um rendimento dosistema projetado de 72,7%. Em outras palavras, as perdas por sombreamento,aquecimento, efeito ôhmico, funcionamento do inversor entre outras representamum total de 27,3%.

3.5.1 Concessionária Local

O modelo de residência de que trata o presente trabalho é abastecido em baixatensão com disponibilidade de tensão 254/127V, padrão monofásico e tarifa rural.O sítio possui transformador próprio com potência de 25kVA e disjuntor de entradade 70A. A concessionária com concessão atual na cidade de Linhares- ES é a EDP.

Os documentos exigidos pela EDP para regularização da instalação de um sis-tema de microgeração distribuída fotovoltaica são:

• Formulário de solicitação de acesso;

• Formulário de solicitação de acesso para microgeração distribuída com potênciasuperior a 10 kW;

• Formulário de solicitação de acesso para minigeração distribuída;

• Documento do responsável técnico pelo projeto elétrico e instalação do sistemageração distribuída;

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• Procuração com firma reconhecida do profissional que irá tramitar com o pro-cesso junto à EDP, assinada pelo consumidor e cópia do seu RG;

• Projeto elétrico das instalações de conexão, com diagrama unifilar e de blocosdo sistema de geração, carga e proteção - Diagrama Unifilar;

• Memorial descritivo;

• Certificado de conformidade do(s) inversor(es) ou número de registro da con-cessão do Inmetro do(s) inversor(es) para a tensão nominal de conexão com arede;

• Dados necessários ao registro da central geradora, conforme disponível no siteda ANEEL: Dados para Registro da Central Geradora (MMGD);

• Documento que comprove o reconhecimento, pela ANEEL, da cogeração qua-lificada (se houver).

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Capítulo 4

Análise de Viabilidade Econômica

Neste capítulo foi feita uma análise de viabilidade econômica para verificar se osistema projetado terá o retorno financeiro esperado, já que o investimento inicialserá expressivo.

De acordo com as regras da ANEEL, os produtores de microgeração distribuídanão podem ser remunerados pela produção de energia, mas são compensados pelapolítica de créditos. Vale recordar que, ao final de cada ciclo, a distribuidora localcalcula a diferença entre a energia produzida e a consumida, esse saldo é transfor-mado em créditos que poderão ser utilizados em meses que o consumo for maior quea geração. É importante atentar-se ao fato de que a tarifa mínima da concessionáriadeve ser paga, mesmo que se tenha créditos disponíveis.

Atualmente está em vigor a REN 482/2012, com as devidas alterações feitas pelaREN 657/2015, que garante diversos incentivos e benefícios para os produtores degeração distribuída. Muitas discussões sobre o assunto estão direcionadas a atualizara atual REN e essa decisão, quando tomada, irá impactar diretamente a economiamensal dos micro e mini produtores de energia elétrica.

Como o sistema será instalado em um sítio, na zona rural do município, a ta-rifa aplicada pela concessionária é reduzida, pois possui subsídio. Esse fator deveser considerado uma vez que irá aumentar o tempo de retorno ao investimento.Vale ressaltar que o retorno ao investimento (payback) não é um critério de decisãorecomendável a ser considerado individualmente, por isso, nesse estudo, também fo-ram analisados mais dois critérios de viabilidade financeira, o valor presente líquido(VPL) e a taxa interna de retorno (TIR).

O VPL corresponde a um critério de decisão que informa a geração de valor doempreendimento, enquanto que, a TIR corresponde a um critério de decisão queinforma a rentabilidade do empreendimento.

Por definição, o VPL corresponde à diferença entre a soma dos valores presentesdo fluxo de caixa futuros e o investimento, ou seja, é a soma dos valores presentesdo fluxo de caixa futuros. De maneira prática, o lucro corresponde à diferença entre

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as receitas e despesas obtidas no futuro e o investimento no empreendimento.No entanto, esses valores futuros devem ser descontados por uma determinada

taxa de juros, chamada de taxa mínima de atratividade (TMA). A TMA é a taxa apartir da qual o investidor considera que está obtendo ganhos financeiros, ou seja,uma proposta de investimento, para ser atrativa, deve render, no mínimo, esta taxade juros.

Em termos de análise de viabilidade financeira de um projeto, este será conside-rado viável se o VPL calculado for positivo, caso contrário, o projeto será financei-ramente inviável.

A receita em um projeto fotovoltaico sempre corresponderá ao produto entregeração de energia do sistema fotovoltaico e a respectiva tarifa. Neste sentido, torna-se relevante elaborar um critério de decisão que informe a rentabilidade do projetoanalisado. O método de análise do VPL não fornece informações de rentabilidade.

A TIR é o critério que utiliza informação de rentabilidade do projeto para ampa-rar a decisão de investimento. A TIR corresponde à taxa de juros que, ao descontaro fluxo de caixa futuro, iguala o valor do negócio ao investimento realizado. Emoutras palavras, o TIR é a taxa de juros que iguala o valor futuro descontado aovalor presente efetivamente aplicado.

Um projeto é considerado financeiramente viável quando a TIR é maior do quea TMA. Caso a TIR encontrada seja menor que a TMA, o projeto não será uminvestimento rentável, tornando essa opção inviável financeiramente.

Por fim, cumpre ressaltar que os módulos fotovoltaicos duram 25 anos, em média.Entretanto, os inversores não possuem a mesma vida útil, em geral, entre 12 e 15anos apenas. Isto significa que, na prática, no meio da utilização dos sistemasfotovoltaicos, a troca do inversor deverá ser realizada entre o décimo segundo edécimo quinto ano. Esta compra de novos inversores no meio da vida útil é um novoinvestimento a ser realizado. Vale ressaltar, também, que é preciso prever recursospara a operação e manutenção (O&M) do sistema.

O investimento inicial do projeto foi calculado com base em um estudo realizadono inicio do ano de 2019 pela Grenner, uma empresa de pesquisa e consultoriaespecializada no setor de energia solar fotovoltaica. A figura 4.1

56

Figura 4.1: Média dos preços aplicados a instalações fotovoltaicas residenciais (GRE-ENER, 2019).

De acordo com o infográfico acima, o preço médio de um projeto de 12kWpico éaproximadamente R$ 4,54 /Wpico, ou seja para um projeto de 11, 9kWpico o investi-mento necessário será da ordem de R$ 54.026,00. Considerando que a instalação daestrutura metálica, de acordo com orçamentos feitos por empresas locais, terá custode aproximadamente R$ 10.000,00, o investimento total estimado considerado nesseestudo será de 64.026,00

A partir dessa informação foi feita a análise de viabilidade econômica para esseprojeto considerando a economia anual esperada como entradas de caixa e investi-mento com fundos próprios do cliente corrigidos pela inflação, como pode-se ver natabela 4.1.

57

Tabe

la4.1:

Aná

liseFinan

ceirado

Projeto

deInstalação

doSistem

aFo

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Dim

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$10

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R$

11.4

62,0

3

58

Os resultados dos cálculos do VPL, TIR e Payback para um período de análisede 10 anos, considerando a meta de inflação para 2020 (BCB,2019) foi descrito natabela 4.2.

Tabela 4.2: Análise de Investimento Incluindo TIR, VPL e Payback considerando4% de inflação (BCB, 2019).

INFLAÇÃO 4,00% (Meta 2020)TIR 7,44%VPL R$ 10.311,43PayBack 8 Anos

Como se pode notar, o VPL encontrado é positivo e o TIR maior do que a taxabásica de juros (SELIC), desta forma pode-se afirmar que o projeto em questão éeconomicamente viável. Pode-se utilizar a taxa SELIC como referência, pois elaé a taxa básica de juros e alguns investimentos como a poupança possuem seusrendimentos baseados nessa taxa de juros.

O fluxo de caixa, figura 4.2, e o saldo acumulado anual do projeto, figura 4.3,estão apresentados a seguir.

Figura 4.2: Fluxo de Caixa.

59

Figura 4.3: Saldo Acumulado Anual.

Pode-se concluir, então, que o investimento nesse projeto de sistema fotovoltaicoé viável financeiramente, pois possui TIR maior que a TMA e VPL positivo. Cumpreressaltar que o payback de oito anos tem relação direta com o custo da energiarural, que é mais barato do que em áreas residenciais e faz com que o retorno aoinvestimento seja maior.

60

Capítulo 5

Conclusão e Propostas de EstudosFuturos

Este trabalho teve por escopo o projeto básico de um sistema fotovoltaico co-nectado à rede para um sítio na zona rural do estado do Espírito Santo. O objetivoalmejado é reduzir os gastos com o consumo de energia elétrica da propriedade, vistoque devido à plantação de pimentas do reino que se encontra no local, é necessária autilização de equipamentos para irrigação e lavagem das pimentas que refletem emum consumo signiticativo.

De acordo com análises feitas durante este estudo, o projeto se mostrou atrativopara as condições analisadas. Apesar do subsídio que reduz a tarifa da conta de luz, oretorno ao investimento está dentro do esperado. Vale ressaltar que existem diversosfinanciamentos no mercado que facilitam a aquisição dos equipamentos necessáriospara a implementação de um sistema fotovoltaico, e o valor mensal a ser pago podechegar a ser equivalente aos gastos com o consumo elétrico quando não se possui umsistema fotovoltaico em funcionamento.

Durante o dimensionamento do projeto pode-se perceber que a utilização de 34módulos fotovoltaicos seriam suficientes para suprir as necessidades de consumo daunidade, porém foi escolhida a utilização de 36 módulos para que a superfície queformará o telhado da garagem fotovoltaica esteja completamente fechado e a estéticaagradável. Vale ressaltar que aumentar a quantidade de módulos em um sistemainfluencia somente no investimento inicial e pode aumentar o tempo de retorno aoinvestimento, visto que módulos fotovoltaicos ainda são muito custosos.

Outro fator relevante de ser citado é que a instalação elétrica do sítio é monofásicae o custo de disponibilidade cobrado pela concessíonaria é o mais baixo quandocomparado com outros tipos de instalação. Visto que a tarifa rural é muito menordo que a tarifa convencional, o custo de disponibilidade também é mais baixo.

Como propostas de estudos futuros para a economia na conta de luz desse pro-priedade seguem as seguintes propostas:

61

• Estudo para automação das bombas d’água utilizadas para a irrigação;

• Estudo de viabilidade técnico econômica para a instalação de um sistema deaquecimento solar;

• Estudos de avaliação de performance com a utilização de otimizadores de po-tência ou microinversores;

• Estudo de viabilidade econômica para o caso de financiamento.

62

Referências Bibliográficas

[1] ALMEIDA, Marcelo Pinho. QUALIFICAÇÃO DE SISTEMAS FOTOVOLTAI-COS CONECTADOS À REDE . 2012. 173 p. Tese (PROGRAMA DEPÓS-GRADUAÇÃO EM ENERGIA)- Universidade de São Paulo, USP,São Paulo, 2012.

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[10] ELAT. Grupo de Eletricidade Atmosférica. Disponível em:<http://www.inpe.br/webelat/homepage/menu/noticias/ranking.de.municipios.php>

63

[11] EPE. Empresa de Pesquisa Energética, Estudos de Longo Prazo, Rio de Ja-neiro, 2018. Disponível em <http://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-227/topico-457/Considera%C3%A7%C3%B5es%20sobre%20a%20Expans%C3%A3o%20Hidrel%C3%A9trica%20nos%20Estudos%20de%20Planejamento%20Energ%C3%A9tico%20de%20Longo%20Prazo.pdf> Acesso em Novem-bro/2019.

[12] DGS - German Solar Energy Society. Planning and Installing Photovoltaic Sys-tems. 2013.

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[18] PINHO, João; GALDINO, Marco. A. Manual de engenharia para sistemas fo-tovoltaicos. CRESESB, Rio de Janeiro, 2014.

[19] RINDAT. Rede Integrada Nacional de Detecção de Descargas Atmosféricas.Disponível em: <http://www.rindat.com.br/>

[20] RESOLUÇÃO NORMATIVA, N. 482, Agência Nacional de Energia ElétricaA-NEEL, 2012.

64

[21] URBANETZ JR, J. Sistemas Fotovoltaicos Conectados a Redes de DistribuiçãoUrbanas: Sua Influência na Qualidade da Energia elétrica e Análise dosParâmetros que Possam Afetar a Conectividade. Universidade Federal deSanta Catarina. Florianópolis. 2010.

65

ANEXOSANEXO I - Folha de Dados do Módulo Fotovoltaico

KEY FEATURES

CANADIAN SOLAR INC.545 Speedvale Avenue West, Guelph, Ontario N1K 1E6, Canada, www.canadiansolar.com, support@canadiansolar.com

MAXPOWER CS6U- 325| 330| 335P

Excellent module efficiency of up to: 17.23 %

IP68 junction box for long-term weather endurance

MANAGEMENT SYSTEM CERTIFICATES*

Heavy snow load up to 5400 Pa, wind load up to 3600 Pa*

Canadian Solar‘s modules use the latest innovative cell technology, increasing module power output and system reliability, ensured by 18 years of experience in module manufacturing, well-engineered module design, stringent BOM quality testing, an automated manufacturing process and 100% EL testing.

PRODUCT CERTIFICATES*

High PTC rating of up to: 92.18 %High

*For detail information, please refer to Installation Manual.

CANADIAN SOLAR INC. is committed to providing high quality solar products, solar system solutions and services to customers around the world. No. 1 module supplier for quality and performance/price ratio in IHS Module Customer Insight Survey. As a leading PV project developer and manu-facturer of solar modules with over 33 GW deployed around the world since 2001.

* As there are different certification requirements in different markets, please contact your local Canadian Solar sales representative for the specific certificates applicable to the products in the region in which the products are to be used.

IEC 61215 / IEC 61730: VDE / CE / MCS / INMETRO / KS

UL 1703 / IEC 61215 performance: CEC listed (US)

UL 1703: CSA / IEC 61701 ED2: VDE / IEC 62716: VDE

IEC 60068-2-68: SGS

Take-e-way

ISO 9001:2015 / Quality management system

ISO 14001:2015 / Standards for environmental management system

OHSAS 18001:2007 / International standards for occupational health & safety

linear power output warranty*

product warranty on materials and workmanship*

IP68

*According to the applicable Canadian Solar Limited Warranty Statement.

Figura 1: Datasheet Módulo Fotovoltaico

66

ANEXO II - Folha de Dados do Inversor

TECHNICAL DATA FRONIUS PRIMO (5.0-1, 5.0-1 AUS, 6.0-1, 8.2-1)

FRONIUS PRIMO 8.2-1 EFFICIENCY CURVE FRONIUS PRIMO 8.2-1 TEMPERATURE DERATING

■ 270 VDC ■ 710 VDC ■ 800 VDC

EFFI

CIE

NCY

[%

]

STANDARDISED OUTPUT POWER PAC /PAC,R

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

92

94

98

96

86

90

100

88

84

82

OU

TPU

T PO

WER

[W

]

AMBIENT TEMPERATURE [°C]

2,00030 35 40 45 50

■ 270 VDC ■ 710 VDC ■ 800 VDC

4,000

8,000

12,000

6,000

10,000

FFRUGL J WR ,(

)UR L V 3ULPR )UR L V 3ULPR D G )UR L V 3ULPR DUH RW I OO FRPSOLD W LW 9 ( 5 1

) UW HU L IRUPDWLR UHJDUGL J W H DYDLODELOLW RI W H L YHUWHUV L R U FR WU FD EH IR G DW�ZZZ�IURQLXV�FRP�

INPUT DATA PRIMO 5.0-1 PRIMO 5.0-1 AUS PRIMO 5.0-1 SC PRIMO 6.0-1 PRIMO 8.2-1Number of MPP trackers

Max. input current (Idc max 1 / Idc max 2)

Max. array short circuit current (MPP1/MPP2 )

DC input voltage range (Udc min - Udc max) 9

Feed-in start voltage (Udc start) 9

Usable MPP voltage range 9

Number of DC connections

Max. PV generator output (Pdc max) N SHDN N SHDN N SHDN N SHDN N SHDN

OUTPUT DATA PRIMO 5.0-1 PRIMO 5.0-1 AUS PRIMO 5.0-1 SC PRIMO 6.0-1 PRIMO 8.2-1AC nominal output (Pac,r)

Max. output power 9 9 9 9 9

AC output current (Iac nom) Grid connection (voltage range) a 13( 9 9 9 9

Frequency (frequency range) + + +

Total harmonic distortion

Power factor (cos φac,r) L G FDS

GENERAL DATA PRIMO 5.0-1 PRIMO 5.0-1 AUS PRIMO 5.0-1 SC PRIMO 6.0-1 PRIMO 8.2-1Dimensions (height x width x depth) PP

Weight NJ

Degree of protection ,3

Protection class

Overvoltage category (DC / AC) 1)

Night time consumption

Inverter design 7UD VIRUPHUOHVV

Cooling 5HJ ODWHG DLU FRROL J

Installation , GRRU D G R WGRRU L VWDOODWLR

Ambient temperature range r

Permitted humidity

Max. altitude P

DC connection technology D G VFUH WHUPL DOV PPt

AC connection technology SROH VFUH WHUPL DOV PPt

Certificates and compliance with standards,1 9 9 ( ,( ,( ,( 6

6 (, 9 ( 5 1

67

DV

U L HU L P

UR L V DWV

VWULDVD V IUR L V FRP

IUR L V FRP

U L . LPL HG

0DLGVWR 5RDG .L VWR0L WR . V 0.

LW G .L GRPVD V N IUR L V FRP

IUR L V FR N

U L U L G

DP FN UL7 DPDUL 9,

VWUD LDVD V D VWUD LD IUR L V FRP

IUR L V FRP D

U L GL UL H LPL HG

7 R 1D NDU DGLKDND 7D ND .K G LVWULFW

3, GLD

VD V L GLD IUR L V FRPIUR L V L

FW FW

1

7W

PF

SW

WF

WWW

WF

WWWP

SW

EFW

WP

FW

PW

WW

WSW

FW

EW

FS

WW

W P W E W S FW E S W S W W F E W ZZZ�IURQLXV�FRP

THREE BUSINESS UNITS, ONE GOAL: TO SET THE STANDARD THROUGH TECHNOLOGICAL ADVANCEMENT.What began in 1945 as a one-man operation now sets technological standards in the fields of welding technology, photovoltaics and battery charging. Today, the company has around 3,800 employees worldwide and 1,242 patents for product development show the innovative spirit within the company. Sustainable development means for us to implement environmentally relevant and social aspects equally with economic factors. Our goal has remained constant throughout: to be the innovation leader.

0(1Y

0D

OVR DYDLODEOH L W H OLJ W YHUVLR

) UW HU L IRUPDWLR D G WHF LFDO GDWD FD EH IR G DW�ZZZ�IURQLXV�FRP�

EFFICIENCY PRIMO 5.0-1 PRIMO 5.0-1 AUS PRIMO 5.0-1 SC PRIMO 6.0-1 PRIMO 8.2-1Max. e ciency

European e ciency (ηEU)

MPP adaptation e ciency

PROTECTIVE DEVICES PRIMO 5.0-1 PRIMO 5.0-1 AUS PRIMO 5.0-1 SC PRIMO 6.0-1 PRIMO 8.2-1DC insulation measurement <HV

Overload behaviour 2SHUDWL J SRL W V LIW SR HU OLPLWDWLR

DC disconnector <HV

Reverse polarity protection <HV

INTERFACES PRIMO 5.0-1 PRIMO 5.0-1 AUS PRIMO 5.0-1 SC PRIMO 6.0-1 PRIMO 8.2-1WLAN / Ethernet LAN )UR L V 6RODU HE 0RGE V 7 3 6 6SHF )UR L V 6RODU 3, -621

6 inputs and 4 digital in/out , WHUIDFH WR ULSSOH FR WURO UHFHLYHU

USB (A socket) 1) Datalogging, inverter update via USB �ash drive

2x RS422 (RJ45 socket) 1) )UR L V 6RODU 1HW

Signalling output 1) ( HUJ PD DJHPH W SRWH WLDO IUHH UHOD R WS W

Datalogger and Webserver , FO GHG

External input 1) 6 0HWHU , WHUIDFH , S W IRU RYHUYROWDJH SURWHFWLR

RS485 0RGE V 578 6 6SHF RU PHWHU FR HFWLR

Figura 2: Datasheet Inversor

68