Curso Avançado MInigeração DEZ2020

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CURSO AVANÇADO REGULAÇÃO, 
PROJETO, COMISSIONAMENTO E OEM
1
Agenda
1. Projeto de Usina FV de Minigeração Distribuída
* Análise de Viabilidade Técnica
* Dimensionamento do Projeto com PVSyst
* Análise de Sombreamento mútuo em PVsyst
* Estudo de Viabilidade Econômica UC do Grupo A
* Gestão do projeto civil, Mecânico e Elétrico
* Análise de Desempenho de Geração
2. Regulação e Modelos de Negócios
* Resolução Normativa ANEEL nº 414, 482e 687.
* Modelos de Negócios PPA e BOT
* Modelos de Consórcio, Cooperativas, Condomínios, Aluguel de Telhado, Locação de Usinas, 
Locação de hub, Contrato de Performance.
* Distribuição e uso de excedentes e créditos.
* Compensação em diferentes postos tarifários.
* Riscos da Revisão da Resolução nº 482/2012
Curso Regulação, Projeto, Comissionamento e 
OEM de Minigeração
Agenda
3. Comissionamento conforme NBR 16274
* Inspeção do sistema CC
* Inspeção do sistema CA
* Inspeção da proteção
* Ensaios de categoria 1
* Ensaios de categoria 2
* Ensaios adicionais
4. OEM de Usinas de Minigeração
* Plano de OEM
* Gestão de Documentos e Manutenção de Registros
* Software SCADA
* Operação de Planta FV
* Manutenção Preventiva/Corretiva.
* Contrato de OEM e Garantia de Desempenho
Curso Regulação, Projeto,Comissionamento e 
OEM de Minigeração
MERCADO DE ENERGIA
MERCADO DE ENERGIA
• Central geradora de capacidade 
reduzida
• Qualquer fonte (renováveis 
incentivadas)
• Autorizada a comercializar a energia
• Registro efetuado junto à ANEEL
• Unidade consumidora com 
geração 
• Fonte renovável ou cogeração 
qualificada
• Sistema de Compensação de 
Energia
• Registro efetuado junto à 
distribuidora
Centrais Geradoras de Pequeno Porte 
(até 5MW)
REN n° 482/2012
Lei n° 9.074/1995
Geração Distribuída: Resolução Nº 482/2012
Micro e mini geração Distribuída
• Renováveis ou cogeração qualificada
• Unidade consumidora
Micro GD
• < 75 kW
Regulamentação
• Resolução Normativa n° 482/2012
• Resolução Normativa n° 687/2015
Mini GD
• 75 – 5.000 kW
Sistema de Compensação de Energia Elétrica
7
Área comum
Mesma área de concessão
Mesma titularidade
GD junto à carga
Condomínio com 
GD
Autoconsumo 
remoto
Mesma área de concessão
Diferentes titularidades (consórcio/cooperativa)
Geração 
Compartilhada
Sistema de Compensação de Energia Elétrica
Produto
Contrato entre 
empresa solar e 
cliente:
- Locação
- PPA / BOT
- Venda 
parcelada, etc
Local da 
Compensação de 
Energia
Casa / terreno de 
posse ou alugada 
pelo cliente final
Outros imóveis do 
mesmo proprietário 
na área concessão
Área comum do 
condomínio 
Apartamentos /
casas / escritórios 
dos condôminos 
no condomínio 
conforme rateio
Apartamentos / 
casas / escritórios 
dos consorciados 
em outras áreas 
(mas mesma 
concessão) 
conforme cotas
Sistema
Fotovoltaico
Equipamentos 
podem ser de 
posse da empresa 
solar
Unidade
Consumidora 
(UC)/Cliente
Cliente final 
(residência/comér-
cio/indústria é 
titular da UC (da 
conta de luz)
O condomínio é a 
UC titular e cliente
Preciso comprovar
condomínio/condô
minos e o rateio
Consórcio/Coopera 
tiva é UC 
titular/cliente
Clientes devem ser 
cotistas do 
consórcio
G
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io
s
Local da Geração 
FV
Casa / terreno de
posse ou alugada
pelo cliente final
Área comum do
condomínio
Área remota
permitida
Titular da UCdeve 
ter posse da área 
(mesmo que seja 
aluguel da área)
Modelo 
de 
Negócio
8
Modelos de Negócios
9
CLIENTE
DISTRIBUIDORA
Empresa Solar CLIENTE Empresa Solar
PPA / Locação / Leasing de equipamento Venda Financiada de equipamento
Instalação, 
manutenção e 
monitoramento
Pagamento de
mensalidade
DISTRIBUIDORA
Instalação, 
manutenção e 
monitoramento
Acordo Operativo 
vs. Sistema de 
compensação
Acordo Operativo 
vs. Sistema de 
compensação
Compra 
parcelada
9
B.O.T ou BOT = Build, Operate and Transfer
Modelos de Negócios
BOT: PPA:
Modelos de Negócios
Vantagens:
• Mais fácil de acontecer no mercado
cativo, pois cliente amortiza a instalação
e deixa de pagar a concessionária (de
quem atualmente compra energia cara).
Desvantagens:
• Competitividade atual do mercado livre
desestimula possíveis clientes a ter sua
própria geração e fechar um contrato
longo de fornecimento.
Restrições:
• Encontrar investidores no contexto atual
brasileiro; incertezas sobre o futuro do
mercado desestimula contratos longos.
Vantagens:
• Cliente paga somente o que foi gerado; 
custo inicial zero (solar com zero up-
front cost)
Desvantagens:
• Competitividade atual do mercado livre 
desestimula possíveis clientes a ter sua 
própria geração e fechar um contrato 
longo de fornecimento.
Restrições:
• Legislação brasileira não permite venda 
de energia livre a todos os 
consumidores; Políticas protecionistas.
CONTRATO DE COMPRA DE ENERGIA - PPA
12
 Lista de verificação do Contrato de Compra de Energia Específico para Energia Solar (PPA)

 Os termos do PPA especificam a capacidade instalada esperada do projeto solar 
fotovoltaico (em MW) e a produção anual prevista de eletricidade em MWh.
 O PPA inclui provisão de "aceitar ou pagar", ou especifica o volume de energia a ser 
transacionado e as penalidades por não entregarem.
 O prazo do PPA atende ou excede o prazo de pagamento da dívida.
 Condições para começar acordado com off-taker.
 Arranjos de medição em vigor que estejam alinhados com o código nacional, inclusive para 
instalação e propriedade.
 Os termos do contrato de empréstimo, contrato de conexão de grade, contrato de EPC e 
O&M estão alinhados com os termos do PPA.
 Obrigações para conformidade de código de grade incluídas no PPA.
 O PPA descreve claramente como a redução será tratada, incluindo como os danos 
liquidados serão calculados.
 Cessão e direitos de inter-in estabelecidos.
 O PPA define limites de passivos, eventos de rescisão antecipada e métodos para calcular 
pagamentos de rescisão.
Revisão da REN 482/2012
Jun. 2018
• CP 
10/2018
Jan. 2019
• AP 
01/2019 
AIR
Jun. 2019
• AP 
Minuta 
Resolução
Dez. 2019
• RPO 
Resolução
. Comparação referente a qualidade técnica das propostas :
Foram analisados 17 itens básicos e relevantes para a REN482 CBEE PL-2215
1) Preserva o direito adquirido para os que já possuem GD ?
2) Define detalhadamente uma transição das regras atuais para as novas ?
3) Extingue o custo de disponibilidade pago pelos prosumidores em BT ?
4) Dá previsibilidade ao setor pois delimita datas os invés de % ?
5) Possibilita a entrada de mais 70 milhões de consumidores em GD?
6) Não tem limite para o índice de penetração de GD no sistema (%) ?
7) Prevê o uso da TUSDg - ~ ¼ do valor da atual TUSD fio B utilizada ? parcial
8) Cria definições para a Geração Distribuída (prosumidor, SCEE, etc) ? parcial
9) Trata do atendimento às solicitações de acesso ?
10) Descreve a contratação do sistema de distribuição de energia ?
11) Trata do sistema de compensação de energia elétrica ?
SIM 
NÃO
CBEE: Código Brasileiro de Energia Elétrica (Art. 187 a Art. 206) – em consulta pública
Revisão da REN 482/2012
Fonte: ABGD 
. Comparação referente a qualidade técnica das propostas :
Foram analisados 17 itens básicos e relevantes para a REN482 CBEE PL-2215
12) Descreve a conexão da unidade geradora remota ?
13) Regula as informações disponibilizadas nas faturas ?
14) Regula a remuneração pelo uso do fio através da TUSD FIO B ? (TUSDg) ??
15) Mantém o marco regulatório para as instalações de GD existentes ?
16) Descreve detalhadamente os critérios de transição ?
17) Propõe critérios de utilização da CDE na transição ?
Conclusão: O projeto da CBEE (apoiado pela ABGD) está muito bem fundamentado, detalhado e trata o
assunto em profundidade olhando todo o setor, além disso, não estabelece limites de penetração, prevê
data para a transição, dá segurança e previsibilidade para o segmento de GD.
 CBEE é a única propostaque extingue o custo de disponibilidade (hoje o prosumidor paga 2 vezes....)
SIM 
NÃO
CBEE: Código Brasileiro de Energia Elétrica (Art. 187 a Art. 206) – em consulta pública
Revisão da REN 482/2012
Fonte: ABGD 
. Comparação referente a chances políticas de aprovação :
Foram analisadas as chances de tramitação positiva na Câmera dos Deputados CBEE PL-2215
A) É parte integrante do novo Código Brasileiro de Energia Elétrica ?
B) Foi apresentado oficialmente à ANEEL, CCEE, EPE e MME ?
C) Será apresentado como substitutivo de um PL e como parte do Marco
Regulatório do Setor Elétrico Brasileiro ?
D) Defendido pelo presidente da Frente Parlamentar de Energias Renováveis?
E) Defendido pelo relator do Código Brasileiro de Energia Elétrica ?
F) Estava pronto e na iminência de ser apresentado e votado em 2020 ? parcial parcial
Obs: o PL-2215 está com urgência urgentíssima na Câmera há meses, no entanto, não foi ao menos 
pautado o que demonstra pouca força de aprovação no Congresso.
SIM 
NÃO
CBEE: Código Brasileiro de Energia Elétrica (Art. 187 a Art. 206) – em consulta pública
Revisão da REN 482/2012
Fonte: ABGD 
. Prós e contras de cada modelo:
POR DATA LIMITE: POR % DE PENETRAÇÃO
CBEE PL-2215
Previsibilidade exata da data da mudança das regras. Imprevisibilidade para as empresas
que nunca saberão a data exata de
mudança das regras.
Não tem limite máximo de percentual de penetração. Limita ao máximo de 15% a penetração.
Permite que todas empresas possam protocolar
projetos, mesmo os pequenos, até a data limite.
Permite que 1 ou poucas
empresas tenham domínio
quase que total da potência
instalada.
Estimula a concorrência entre todas as 
empresas: pequenas, médias e grandes.
Uma ou duas empresas grandes 
podem atingir todo o percentual de
penetração.
Todos sabem a data exata e não 
dependem de informações das
distribuidoras.
Transfere o poder da informação para 
as distribuidoras.
apoiado pela
ABGD !!
CBEE: Código Brasileiro de Energia Elétrica (Art. 187 a Art. 206) – em consulta pública
Revisão da REN 482/2012
Fonte: ABGD 
. Entendendo o ante-projeto de GD no Código Brasileiro de Energia Elétrica (CBEE):
Foram propostas 4 categorias de GD,
visando adequar as particularidade de
cada uma deles referente ao uso da
rede, perfil de prosumidor e incidência
tributária.
• Geração Local
• Geração Compartilhada residencial
• Geração Compartilhada comercial
• Autoconsumo remoto
Obs: entrada em 2021 será postergado
para 2022 ou além devido ao atraso na
aprovação.
CBEE: Código Brasileiro de Energia Elétrica (Art. 187 a Art. 206) – em consulta pública
Fonte: ABGD 
Revisão da REN 482/2012
A legislação difere as tarifas
e a forma de cobrança em
função do tipo de cliente e
da tensão de alimentação
(que por sua vez é definida
pela potência (a demanda
máxima) que você vai
solicitar).
Essa divisão é o que a ANEEL
chama de CLASSES DE
CONSUMO, resumidas na
tabela abaixo:
Grupo A – Alta Tensão
Grupo B – Baixa Tensão
SISTEMA TARIFÁRIO - CLASSIFICAÇÃO
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SISTEMA TARIFÁRIO - CLASSIFICAÇÃO
Grupo A – É composto por unidades consumidoras com fornecimento de energia em tensão 
igual ou superior a 2.300 V. Estes consumidores pagam pelo consumo (kWh) e pela emanda 
(kW). 
Custo da fatura:
Consumo: 3.450 kWh, tarifa = R$ 0,22/kWh
Demanda faturada: 80 kW, tarifa = R$ 25,00/KW
Valor da fatura:
(1) 3.450 x 0,25 = R$ 862,50
(2) 80 x 25,00 = R$ 2.000,00
Valor total = (1) + (2) = R$ 2.862,50
SISTEMA TARIFÁRIO - CLASSIFICAÇÃO
SISTEMA TARIFÁRIO - CLASSIFICAÇÃO
22
SISTEMA TARIFÁRIO - CLASSIFICAÇÃO
23
FATURAMENTO NO SISTEMA DE
COMPENSAÇÃO
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Consumidor do grupo A (alta tensão)
Neste segundo exemplo, vamos considerar uma unidade consumidora comercial na
cidade de Fortaleza, com as seguintes características:
•Tensão: 13,8 kV;
•Tarifa: Azul;
•Demanda na Ponta: 100 kW;
•Demanda Fora da Ponta: 400 kW;
•Potência instalada de minigeração: 350 kW (pico).
Para as unidades consumidoras que dispõem de tarifa horária, a energia injetada
deve ser utilizada, prioritariamente, para abater o consumo mensal no mesmo
período (ponta ou fora ponta). Caso haja sobra, esse saldo será utilizado para reduzir
o consumo no outro posto tarifário, após a aplicação de um fator de ajuste.
FATURAMENTO NO SISTEMA DE
COMPENSAÇÃO
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No exemplo em questão, houve um excedente de energia injetada na rede no período fora de
ponta. Esse saldo, para abater o consumo do período de ponta, deve ser submetido ao fator de
ajuste. O fator de ajuste é o resultado da divisão do valor de uma componente da tarifa (a
componente TE – Tarifa de Energia) de ponta pela fora de ponta (nos casos do excedente ser
originado no posto tarifário ponta), ou da tarifa fora de ponta pela tarifa de ponta, quando o
excedente surgir no posto fora de ponta.
FATURAMENTO NO SISTEMA DE
COMPENSAÇÃO
26
Aplicado o fator de ajuste no nosso exemplo, resultou um crédito de 1.799 kWh a ser
utilizado na ponta, a fim de abater o consumo daquele posto tarifário.
(Líquido ponta => 7.895 - 1.799 = 6.096 kWh)
FATURAMENTO NO SISTEMA DE
COMPENSAÇÃO
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Aplicado o fator de ajuste no nosso exemplo, resultou um crédito de 1.799 kWh a ser
utilizado na ponta, a fim de abater o consumo daquele posto tarifário.
(Líquido ponta => 7.895 - 1.799 = 6.096 kWh)
FATURAMENTO NO SISTEMA DE
COMPENSAÇÃO
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Considerando 12 meses de faturamento, haverá créditos de energia excedente no horário
fora de ponta nos meses de janeiro, fevereiro e outubro, os quais serão utilizados para reduzir
o consumo no horário de ponta, após a devida aplicação do fator de ajuste.
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FATURAMENTO NO SISTEMA DE
COMPENSAÇÃO
Condomínio com geração distribuída
Consideremos que um condomínio comercial é atendido em alta tensão (Grupo A, e
possui 4 lojas instaladas dentro do mesmo local, as quais são atendidas em baixa
tensão (Grupo B).
Para tanto, serão consideradas as características técnicas abaixo:
•Tensão: 13,8 kV;
•Tarifa: Azul;
•Demanda na Ponta: 100 kW;
•Demanda Fora da Ponta: 400 kW;
•Potência instalada de minigeração: 350 kW (pico).
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FATURAMENTO NO SISTEMA DE
COMPENSAÇÃO
DESENVOLVIMENTO DE PROJETO 
USINA FOTOVOLTAICA
31
 ETAPA 1 CONCEITUAL E IDENTIFICAÇÃO DO LOCAL
 ETAPA 2 ESTUDO DE PRÉ-VIABILIDADE
 ETAPA 3 ESTUDO DE VIABILIDADE
 ETAPA 4 FINANCIAMENTOS/CONTRATOS
 ETAPA 5 PROJETO DETALHADO
 ETAPA 6 CONSTRUÇÃO
 ETAPA 7 COMISSIONAMENTO
 Identificação de possíveis sites
 Financiamento do desenvolvimento de projetos
 Desenvolvimento de conceito técnico básico  Avaliação de diferentes opções técnicas
 Custos/benefícios aproximados
 Permitindo necessidades
 Avaliação de mercado Avaliação técnica e financeira 
 Avaliação das opções de financiamento
 Iniciação do processo de autorização
 Desenvolvimento de conceito técnico básico
 Estratégia de contratação
 Seleção de fornecedores e negociação de contratos
 Financiamento de projeto
 Elaboração de design detalhado
 Elaboração da implementação do projeto
 Finalização do processo de autorização  Supervisão de construção
 Teste de desempenho – Classes I e II.
DESENVOLVIMENTO DE PROJETO 
USINA FOTOVOLTAICA - CONCEITO
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• Verificação de Viabilidades:
• Ambiental – Instituto Meio Ambiente (IBAMA/IMA Estadual/Municipal)
• Fundiária - Cadastro Nacional de Imóveis Rurais - CNIR
• FUNAI - Portaria Interministerial nº 060 de 24 de março de 2015 e Instrução 
Normativa nº 02 de março de 2015.
• IPHAN - Ficha de Caracterização de Atividade (FCA)
• DNPM - SIGMINE - Sistema de Informações Geográficas da Mineração
• Prefeitura – Licença de Parcelamento do Solo / Licença da Obra
• Cartório de Registro de Imovéis ou Cadastro INCRA
• Local adequado identificado levando em conta as restrições do local.
• Acesso à rede (proximidade, capacidade e viabilidade financeira e técnica).
• Fundos apropriados disponíveis para a realização das avaliações de viabilidade.
• Contrato de compra mínima garantida (off-taker agrimeent)
• Infraestrutura disponível para obra – (acesso viário,agua, hospedagem)
DESENVOLVIMENTO DE PROJETO 
USINA FOTOVOLTAICA – PRE - VIABILIDADE
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• Avaliação do local e áreas de fronteira, incluindo permissões de acesso e restrições.
• Design conceitual concluído, incluindo a consideração de opções de tecnologia e seus
impactos financeiros.
• Custos aproximados para terra, equipamentos, entrega, construção e operação identificados
juntamente com a receita prevista.
• Rendimento de energia indicativo concluído.
• Identificação da tarifa de eletricidade antecipada a ser recebida e revisão dos
termos/condições esperados dos PPAs.
• Análise financeira detalhada concluída.
• Custo e probabilidade de alcançar a conexão de rede nas escalas de tempo identificadas.
• Principais restrições ambientais identificadas.
• Avaliação do futuro regulatório atual e potencial concluído.
• Conceito inicial da estrutura jurídica/societária do projeto.
• Soluções para desafios de projetos.
• Identificar todos requisitos do projeto/custos identificados.
• Cronograma/fluxo de trabalho preliminar do projeto mostrando espaçamento das principais
atividades elaboradas.
DESENVOLVIMENTO DE PROJETO 
USINA FOTOVOLTAICA – VIABILIDADE
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• Plano detalhado do local produzido.
• Recursos solares avaliados, incluindo avaliação de sombreamento.
• Características ambientais que podem afetar o desempenho identificado.
• Revisão detalhada das considerações ambientais.
• Revisão detalhada das licenças necessárias realizadas.
• Avaliação do Capex para opções de tecnologia e fornecedor; custo/benefício para opções e 
localização do projeto concluída.
• Discussões de pré-aplicação com autoridade local de consentimento de inicio da obra.
• Consultas iniciais com as principais partes interessadas, inclusive da comunidade concluídas.
• Avaliação de conexão de rede concluída.
• Previsão de rendimentos de energia estabelecidos.
• Nova avaliação da tarifa de eletricidade antecipada realizada.
• Análise financeira realizada. Financiamento preliminar planejado.
• Plano de implementação do projeto desenvolvido.
• Opções de contratos de locação, compra ou acesso à terra (quando necessário) assegurados.
• Avaliação e conceito da estrutura comercial do projeto e da empresa de projetos(s) 
realizados.
DESENVOLVIMENTO DE PROJETO 
USINA FOTOVOLTAICA – CONTRATOS
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• Elaboração e apresentação de pedidos de licença e licença relevantes.
• Avaliações ambientais e sociais (conforme necessário) concluídas.
• Aplicativo de conexão de rede preparado e enviado. Contrato de conexão de rede 
assinado.
• Revisão das condições de projeto e permissão/licenciamentos concluídas.
• Abordagem de estratégia de contratação determinada.
• Estrutura de financiamento decidida. Financiamento garantido para o projeto.
• O engajamento da comunidade ou das partes interessadas foi concluído.
• Documentação de licitação de compras do Equipamentos, BOS, BOP solar pv preparada.
• Seleção e classificação de fornecedores realizados.
• Documentação do PPA preparada.
• Contratos de O&M preparados.
• Contratação do EPC, Engenheiro responsável, ART CREA, e demais contratações de 
utilidades realizados.
DESENVOLVIMENTO DE PROJETO 
USINA FOTOVOLTAICA – CONTRATOS
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• Seguro total relevante adquirido e contratado – Seguro All Risks:
| Incêndio
| Raio ou explosão de qualquer natureza
| Danos elétricos
| Roubo ou furto qualificado
| Vendaval
| Granizo
| Outras situações previstas em apólice.
• Relatórios e Analises de viabilidades 
preparadas.
• Licitação e avaliação de licitantes 
para todos os contratos realizados.
• Negociações contratuais concluídas.
• Rendimento de energia calculado e 
concluído.
• Modelo financeiro bancário 
detalhado concluído
DESENVOLVIMENTO DE PROJETO 
USINA FOTOVOLTAICA – CONTRATOS
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• Análise de transporte (se necessário) realizada.
• Todos os acordos de cessão de terra e acesso finalizados.
• Análise de risco do projeto concluída.
• PPA finalizado com off-taker – Contrato Minímo de compra de energia.
• Plano detalhado de implementação do projeto finalizado.
• Diligência técnica e jurídica concluída (se necessário).
DESENVOLVIMENTO DE PROJETO 
USINA FOTOVOLTAICA – ENGENHARIA
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Desenvolvimento de Projeto Fotovoltaico Detalhado
O contratante da EPC elaborará a documentação detalhada necessária para que a usina solar 
fotovoltaica seja licitada e construída. A seguinte documentação será preparada:
• Design detalhado do layout.
• Projeto civil detalhado (edificações, fundações, drenagem, estradas de acesso).
• Projeto elétrico detalhado.
• Produção de energia revisada.
• Planos de construção.
• Cronograma do projeto.
• Matriz de interface.
• Planos de comissionamento.
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- Projeto Básico (Arranjo + Unifilar simplificado);
- Projeto CIVIL Completo (Validação da estrutura existente, drenagem, terraplenagem,
pavimentação, locação e edificações para instalação dos eletrocentros/subestações);
- Realização de sondagem geotécnica à percussão, tipo SPT da área que será localizada o
eletrocentro/subestação*; 
DESENVOLVIMENTO DE PROJETO 
USINA FOTOVOLTAICA – ENGENHARIA
- Homologação de fornecedores de 
materiais;
- Projeto executivo do Layout das 
Placas/Mesas/Eletrocentros/Utilida
des;
- Projeto Elétrico Completo da Rede 
CC das Strings;
- Projeto Elétrico Completo da Rede 
CA em BT/MT;
- Projeto Elétrico Completo da SE 
de Proteção MT/AT*(Caso seja 
necessária);
40
- Projeto Elétrico Completo da Medição de Faturamento;
- Projeto Elétrico Completo de SPDA;
- Projeto Elétrico Completo da Malha de aterramento;
- Diagrama Unifilar Geral Simplificado e Diagrama de Blocos;;
- Estudo de Curto-Circuito de toda instalação;
- Detalhes Construtivos em 3D;
- Projeto de Seletividade e Coordenação da Proteção;
- Projeto de Automação FULL para Monitoramento Energético (topologia/materiais);
- Memorial de Cálculo da SE 15kV / 69kV*(Caso necessária);
- Memorial Descritivo Geral contendo todas as premissas para aprovação e construção;
- Lista de Documentos Geral;
DESENVOLVIMENTO DE PROJETO 
USINA FOTOVOLTAICA – ENGENHARIA
MODELO EPC
41
CENTRALIZADA X DESCENTRALIZADA
42
Combiner
Box
CAPEX X OPEX
43
Custos médios para um projeto fotovoltaico solar no solo
MODULO FOTOVOLTAICO
44
MODULO FOTOVOLTAICO
45
Teste Descrição Comentário
IEC 61215 Módulos de silício cristalino (c-Si) -
Qualificação de design e aprovação de
tipo
Inclui testes para ciclismo térmico, umidade e congelamento, estresse
mecânico e resistência à torção e granizo. A certificação padrão utiliza
uma pressão de 2.400Pa, em locais de neve pesada em condições de
5.400Pa.
IEC 61646 Módulos de filme fino - Qualificação de 
design e aprovação de tipo
Muito semelhante à certificação IEC 61215, mas um teste adicional
considera especificamente a degradação adicional de módulos de filme
fino.
EN/IEC 61730 Qualificação de segurança do módulo PV Safety Class O - Aplicações de acesso restrito.
Safety Class II - Aplicações gerais.
Safety Class III - Aplicações de baixa tensão (LV).
IEC 60364-4-41 Proteção contra choque elétrico • Durabilidade.
• Alta força dielétrica.
• Estabilidade mecânica.
• Espessura e distâncias de isolamento.
IEC 61701 Resistência à névoa salgada e corrosão Necessário que módulos sejam instalados perto da costa ou para 
aplicações marítimas.
IEC 61853-1 Teste de desempenho do módulo
fotovoltaico e classificação de energia
Descreve os requisitos para avaliar o desempenho do módulo PV em
termos de classificação de potência sobre uma série de irradiações e
temperaturas.
IEC 62804 Teste de durabilidade da tensão do sistema 
para módulos c-Si
Descreve o procedimento de teste e as condições para a realização de
um teste de PID. O módulo será considerado resistente ao PID se a
perda de energia for inferior a 5% após o teste.
UL 1703 Código Nacional de Energia Elétrica, a
Administração de Segurança e Saúde
Ocupacional e a Associação Nacional de
Prevenção de Incêndios.
Underwriters Laboratories Inc. (UL) é uma empresa dos EUA
independente de certificação de teste de segurança de produtos baseada
na NationallyRecognised Testing Laboratory (NRTL).
Certification by an NRTL is mandatory in the U.S.
MODULO FOTOVOLTAICO - BANKABILITY
A "capacidade bancária" de um
módulo pode ser entendida de
diferentes formas por
desenvolvedores, financiadores e
fabricantes de módulos.
A "capacidade bancária" geralmente
inclui uma avaliação geral de:
• Características técnicas do
módulo.
• Qualidade da fábrica.
• Procedimentos de certificação e
teste.
• Histórico da empresa e do
módulo.
• Condições de garantia.
• Posição financeira da empresa.
46
MODULO FOTOVOLTAICO - BANKABILITY
47
Os testes avaliam as falhas de segurança e 
desempenho, conforme a IEC 61215, 
avaliação de arquivos PAN pelo Pvsyst e 
demais analises de operação dos modulos
em campo.
De 22 fabricantes e 144 módulos 
avaliados, 73 módulos foram avaliados 
como Top Performers em um ou mais 
indicadores:
• 78% usam células PERC.
• 77% usam half cells.
• 26% são bifaciais.
• 13% são vidro-vidro.
INVERSORES
48
Lista Indicativa de Padrões relacionados com inversores
EN 61000-6-1: 2007 Compatibilidade eletromagnética (EMC). Padrões genéricos. Imunidade para ambientes 
residenciais, comerciais e leves.
EN 61000-6-2: 2005 Emc. Padrões genéricos. Imunidade para ambientes industriais.
EN 61000-6-3: 2007 Emc. Padrões genéricos. Padrão de emissão para ambientes residenciais, comerciais e leves 
industriais.
EN 61000-6-4: 2007 Emc. Padrões genéricos. Padrão de emissão para ambientes industriais.
EN 55022: 2006 Equipamento de tecnologia da informação. Características de perturbação de rádio. Limites e 
métodos de medição.
EN 50178: 1997 Equipamentos eletrônicos para uso em instalações elétricas.
IEC 61683: 1999 Photovoltaic systems—Power conditioners—Procedure for measuring efficiency.
IEC 61721: 2004 Characteristics of the utility interface.
IEC 62109-1&2: 2011-
2012
Safety of power converters for use in photovoltaic power systems.
IEC 62116 : 2008 Islanding prevention measures for utility-interconnected photovoltaic inverters.
INVERSORES - FDI
49
O inversor Sungrow SG8K3-D, com potência nominal de 8,3kW, com 2MPPT’s (Até 3 strings
ao todo), em conjunto com módulos Canadian Solar CS3U-360P. Este inversor possui 3
entradas individuais, com tensão CC limite de 600V
MPPT1 7 módulos 9 módulos 10 módulos 11 módulos
MPPT2-1ª Entrada 8 módulos 9 módulos 10 módulos 11 módulos
MPPT2-2ª entrada 8 módulos 9 módulos 10 módulos 11 módulos
Potência (kWp) 8,28 kWp 9,72 kWp 10,80 kWp 11,88 kWp
Oversizing (kWp/kW) -0,24% 17,11% 30,12% 43,13%
Potência (kWp) 8,28 kWp 9,72 kWp 10,80 kWp 11,88 kWp
Oversizing (kWp/kW) -0,24% 17,11% 30,12% 43,13%
kWh/yr 13.322 15.707 17.403 18.853
kWh/kWp/yr 1.609 1.616 1.611 1.587
PR 0,83 0,834 0,832 0,819
Vmp (50°C) pvsyst 249 / 285V 321V 356V 392V
Os indicadores de performance, com oversizing conforme tabela abaixo demonstrou, que
quanto maior o sobrecarregamento maior a produção e maior as perdas, a questão e
equalizar esta relação, bem como o fator de capacidade e o PR – Performance Ratio.
INVERSORES - FDI
50
AVALIAÇÃO DE PERDAS
51
Perda Descrição
Poluição do ar O recurso solar pode ser reduzido significativamente em alguns locais devido à poluição do ar. A
poluição do ar reduz o incidente de irradiação solar no módulo e reduz a produção de energia.
Sujeira As perdas por sujeira (pó e excrementos de aves) dependem das condições ambientais, frequência de
chuvas e estratégia de limpeza. Ele tem o potencial de atingir até 15% ao ano, mas geralmente é menos
de 4% . Espera-se que a perda de sujeira seja menor para módulos em um ângulo de inclinação alta, pois
os módulos inclinados se beneficiarão mais do efeito natural de limpeza da água da chuva. Sistemas de
rastreamento normalmente registram perdas de solo semelhantes aos sistemas fixos. Como essa perda
pode ter um impacto importante sobre o RP, recomenda-se que um especialista seja consultado para
quantificar a perda de sujeira.
Sombreamento As perdas de sombreamento ocorrem devido a montanhas ou edifícios próximos no horizonte distante,
sombreamento mútuo entre fileiras de módulos e sombreamento próximo devido a árvores, edifícios,
pilares ou cabeamento aéreo. Para modelar com precisão as perdas recomenda-se que uma
representação 3D da planta e obstáculos de sombreamento sejam gerados dentro do software de
modelagem. Essa perda pode ser potencialmente muito grande, por isso é importante que a planta
seja modelada com precisão.
Sombreamento 
elétrico
O efeito dos sombreamentos parciais na produção elétrica da usina fotovoltaica não é linear e é modelado
através da particionamento das strings dos módulos. Os módulos instalados na configuração da paisagem
para uma orientação para o equador normalmente sofrerão menos perdas de sombreamento elétrico do
que os módulos instalados na configuração de retrato devido à conexão de diodos. Da mesma forma,
alguns tipos de tecnologia de filme fino são menos impactados do que módulos PV cristalinos. Os efeitos
de sombreamento elétrico podem normalmente ser definidos dentro do software de modelagem. Isso
será quantificado de forma diferente, dependendo da configuração do módulo, da tecnologia escolhida e
do tipo de sistema (rastreamento ou fixo).
AVALIAÇÃO DE PERDAS
52
Ângulo de incidencia A perda do ângulo de incidência explica a radiação refletida do vidro frontal quando a luz que a
atinge não é perpendicular. Para módulos PV inclinados, espera-se que essas perdas sejam maiores
do que as perdas experimentadas com sistemas de rastreamento de eixo duplo, por exemplo.
Baixa irradiação A eficiência de conversão de um módulo PV geralmente reduz em baixas intensidades de luz. Isso
causa uma perda na saída de um módulo em comparação com as Condições de Teste Padrão (STC)
(1.000W/m2). Essa "baixa perda de irradiação" depende das características do módulo e da
intensidade da radiação incidente. A maioria dos fabricantes de módulos será capaz de fornecer
informações sobre suas perdas de baixa irradiação do módulo. No entanto, sempre que possível, é
preferível obter tais dados de institutos de testes independentes.
Temperatura do 
módulo
As características de um módulo FOTOPlécpido são determinadas em condições de temperatura
padrão de 25°C. Para cada grau de aumento da temperatura Celsius acima deste padrão, os
módulos de silício cristalino reduzem em eficiência, geralmente em torno de 0,5%. Em altas
temperaturas ambientais sob forte irradiação, as temperaturas dos módulos podem subir
consideravelmente. O vento pode fornecer algum efeito de resfriamento, que também pode ser
modelado.
Qualidade do 
módulo
A maioria dos módulos FOTOVOLTAICOS não corresponde exatamente às especificações nominais
do fabricante. Os módulos são vendidos com uma potência nominal de pico e uma garantia de
potência real dentro de uma determinada faixa de tolerância. A perda de qualidade do módulo
quantifica o impacto no rendimento da energia devido a divergências nas características reais do
módulo a partir das especificações. Normalmente, a potência de saída do módulo em STC é maior
do que a potência nominal especificada nas folhas de dados. Como tal, um fator de qualidade
positivo pode ser aplicado ao rendimento energético.
Redução do 
rastreamento
Perdas de rendimento podem ocorrer devido aos ventos fortes que aplicam o modo 
stow de sistemas de rastreamento para que os módulos PV não sejam orientados de 
forma ideal.
Desempenho do 
Transformador 
As perdas do transformador são geralmente quantificadas em termos de perdas 
de ferro e resistivas/indutivas, que podem ser calculadas com base nas perdas 
sem carga e carga completa do transformador.
AVALIAÇÃO DE PERDAS
Incompatibilidade 
de módulo
As perdas por "incompatibilidade" estão relacionadas ao fato de que os módulos reais em uma
sequência não apresentam rigorosamente os mesmos perfis de corrente/tensão; há uma
variação estatística entre eles que dá origem a uma perda de energia. Essa perda está
diretamente relacionada com a tolerância de energia dos módulos.
DegradaçãoO desempenho de um módulo PV diminui com o tempo (ver Seção 3.3.5). Se nenhum teste
independente foi realizado nos módulos que estão sendo utilizados, então uma taxa de
degradação genérica dependendo da tecnologia do módulo pode ser assumida.
Alternativamente, uma taxa máxima de degradação que esteja em conformidade com a garantia
de desempenho do módulo pode ser considerada como uma estimativa conservadora.
Desempenho do 
inversor
Os inversores convertem a corrente de DC em AC com uma eficiência que varia com a carga do
inversor. Os fabricantes geralmente são capazes de fornecer o perfil de eficiência de um inversor
para tensões baixas, médias e altas; inserindo-os no software de modelagem fornecerá perdas
mais precisas de inversor.
MPP tracking Os inversores estão constantemente buscando o ponto de potência máxima (MPP) da matriz, 
deslocando a tensão do inversor para a tensão MPP. Diferentes inversores fazem isso com 
eficiência variada.
AVALIAÇÃO DE PERDAS
54
Perdas de cabos DC Resistência elétrica no cabo entre os módulos e os terminais de entrada do inversor dão
origem a perdas ohmic (I²R). Essas perdas aumentam com a temperatura. Se o cabo for
corretamente dimensionado, essa perda deve ser inferior a 3% ao ano.
Perdas de cabos CA As perdas de cabos CA são as perdas ohmic no cabeamento CA. Isso inclui todos os cabos pós
inversor até o ponto de medição. Essas perdas são tipicamente menores do que as perdas de
cabos DC e geralmente são menores para sistemas que usam inversores centrais.
Auxiliary power Pode ser necessária energia para equipamentos elétricos dentro da usina. Isso pode incluir
sistemas de segurança, motores de rastreamento, equipamentos de monitoramento e
iluminação. As plantas com configurações de inversor de string normalmente sofrerão perdas
auxiliares menores do que as configurações do inversor central. Além disso, deve-se ter
cuidado quanto a como quantificar tanto perdas auxiliares diurnas quanto noturnas.
Inatividade O tempo de inatividade é um período em que a planta não gera devido à falha. Os períodos
de inatividade dependerão da qualidade dos componentes da planta, design, condições
ambientais, tempo de resposta ao diagnóstico e tempo de resposta ao reparo.
Disponibilidade e 
interrupção da rede
A capacidade de uma usina de energia fotovoltaica de exportar energia depende da
disponibilidade da rede de distribuição ou transmissão. O proprietário da usina conta com a
operadora de rede de distribuição para manter o serviço em altos níveis de disponibilidade.
Essa perda é baseada na suposição de que a rede local não estará operacional por um
determinado número de horas/dias em um ano, e durante períodos de produção média.
Perda de conformidade 
de rede
O carregamento excessivo de equipamentos locais de transmissão ou rede de distribuição,
como linhas aéreas ou transformadores de energia, pode levar à instabilidade da rede. Neste
caso, a tensão e a frequência da rede podem estar fora dos limites operacionais dos
inversores.
DIMENSIONAMENTO USINA MINIGERAÇÃO
1. Avaliação do site - Aspectos técnicos / legais
• Verificação prévia do ponto de conexão
• Terreno adequado à instalação em região com bom índice de irradiação solar
• Estudo da geração solar preliminar
55
DIMENSIONAMENTO USINA MINIGERAÇÃO
1. Estudo de Caso
• Area do empreendimento : 3 ha – Area de aproveitamento : 75 % x 30.000 = 22.500
• Objetivo: Maior Geração de Energia
• Rede de acesso 13,8 kv
56
CALCULO DA TEMPERATURA DE OPERAÇÃO
57
Cálculo da temperatura do módulo
A temperatura do módulo é obtida em função da temperatura ambiente, velocidade do vento,
irradiação solar e características do equipamento.
Para determinação da temperatura do módulo em uma condição operacional específica será
utilizado o modelo proposto por TamizhMani et al. (2002).
2. Desenvolvimento do projeto básico preliminar
• Consulta do acesso à rede 
– Enel/CE
• Análise de investimento
• Contrato de compra / aluguel do terreno
• Estudo ambiental e obtenção de Licenciamento 
Prévio 
- Resolução COEMA Nº 6 DE 06/09/2018
- O prazo para emissão das licenças passou a ser 
de 45 dias, no máximo
- Ate 450 ha não precisa EIA/RIMA.
• Medição de dados ambientais
- Estação solarimetrica. 
DIMENSIONAMENTO USINA MINIGERAÇÃO
58
• Certificação da produção de energia
- Energia garantida - GF = [ 50 × (1 − ) × (1 − ) − ∆ ] /8760
- LCOE
A garantia física de energia conforme portaria do MME, em MW médios, tem a
expressão abaixo:
GF = [ 50 × (1 − )× (1 − ) − ∆ ] /8760
Sendo:
• GF = Garantia Física de Energia, em MW médio
• P50ac =Produção média anual de energia certificada, em MWh, referente ao valor de
energia anual média que é excedido com uma probabilidade de ocorrência igual ou
maior a cinquenta por cento (50%)
• TEIF = Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada;
• IP = Indisponibilidade Programada;
• ∆ = Estimativa Anual de Consumo Interno e Perdas Elétricas, em MWh; e
• 8760 = número de horas no ano.
DIMENSIONAMENTO USINA MINIGERAÇÃO
59
DIMENSIONAMENTO USINA MINIGERAÇÃO
3. Projeto Básico
• Consulta do Orçamento dos principais componentes, construção, custos
administrativos e O&M
• Análise de Avaliação Econômica.
60
4. Projeto executivo
• Dimensionamento da potencia 
do gerador, modulos e 
inversores.
• Consolidação das 
especificações dos 
equipamentos e materiais.
• Elaboração Projeto Mecanico.
• Elaboração Projeto Eletrico.
• Elaboração Projeto 
Aterramento.
• Elaboração de desenhos de
projetos e listas de compras
• Cronograma da construção 
DIMENSIONAMENTO USINA MINIGERAÇÃO
61
5. Construção
• Preparação do site e mobilização
• Atividades de caráter civil e montagem eletromecânica
• Testes de operação: testes elétricos
DIMENSIONAMENTO USINA MINIGERAÇÃO
62
Análises do Terreno e Local de Instalação
A maior parte dos serviços
para a construção de uma
usina solar fotovoltaica está
associada a montagens
eletromecânicas e elétricas
porém, se tratando de grandes
projetos como montagem em
solo uma engenharia civil
eficiente evitará surpresas
durante a construção que
podem onerar a obra ou
mesmo inviabilizar o projeto.
63
TOPOGRAFIA DA USINA SOLAR
A topografia junto das análise de
engenharia ambiental e de regularização
fundiária serão as ferramentas para a
escolha de um local apropriado para o
desenvolvimento de um projeto.
Georeferenciamento é um memorial descritivo da
área, que contém as coordenadas dos vértices
definidores dos limites dos imóveis,
georeferenciadas pelo Sistema Geodésico
Brasileiro e com a precisão posicional a ser fixada
pelo INCRA.
O Memorial descritivo será certificado pelo
INCRA, o qual atestará a inexistência de outra
área sobreposta ao imóvel analisado onde será
implantado a usina solar.
64
LEVANTAMENTO ALTIMETRICO
Levantamento Altimétrico – O Levantamento
Altimétrico é o estudo responsável por medir as
diferenças de nível de um mesmo território através
de equipamentos de alta precisão de forma que se
conheçam todas as irregularidades do relevo do
local.
A partir das análises básicas para se ter
uma referência clara dos limites e
altimetria do terreno podemos iniciar os
estudos direcionados ao projeto.
65
ANÁLISE DE DECLIVIDADE 
DO TERRENO DA USINA SOLAR
A declividade é a inclinação da superfície do terreno em relação ao plano horizontal.
Largura do terreno (L=horizontal): 13,40
Desnível (H=Vertical): 0,74 m
Declividade = L / H * 100 = 0,74 / 13,40 * 100 = 5,52 %
Muitos fabricantes de estruturas metálicas fixadas em solo apresentam requisitos
mínimos de declividade do terreno para a montagem das estruturas de apoio dos
módulos fotovoltaicos.
66
Um fabricante de estrutura metálica tipo tracker
informa que a você precisa entregar o terreno
com uma declividade máxima de 10%. A partir
dessa informação você sabe que se o seu
terreno tiver declividade acima de 10% serão
necessárias obras de movimentação de terra
como cortes e aterros no seu projeto.
ANÁLISE DE DECLIVIDADE 
DO TERRENO DA USINA SOLAR
A declividade de um terreno é a principalcaracterística que condiciona a sua capacidade
de uso para implantação de uma usina solar e
caracteriza-se por um ângulo entre uma
superfície inclinada e um plano horizontal e é
um dos fatores condicionantes dos processos
erosivos, sendo um dos principais parâmetros
utilizados nas metodologias de classificação da
aptidão de uso do solo no Brasil
67
Mapa de declividade de terreno
Variações de cores indicam níveis diferentes de
declividade para facilitar o mapeamento das
áreas para serviços de terraplenagem.
A viabilidade da implementação é determinada
pela declividade do terreno, uma vez que a
erosão é proporcional ao declive, quanto maior o
declive maior a erosão, os custos de construção e
manutenção de um terraço aumentam em
função do grau do declive do terreno,
ANÁLISE DE DECLIVIDADE 
DO TERRENO DA USINA SOLAR
As curvas de níveis também chamadas de
curvas horizontais ou hipsométricas são
linhas que ligam pontos, na superfície do
terreno, que tenham a mesma cota (mesma
altitude), sendo uma forma de representação
gráfica de grande relevância
68
Sondagem
A sondagem do terreno é de grande
importância para definir a composição do solo,
nível de lençol freático ou rocha. Os resultados
de uma boa sondagem serão utilizados pelos
projetistas para a análise de viabilidade técnica
de um projeto, métodos de execução
de fundações e consequentemente uma
apuração dos custos do seu orçamento de
obras civis.
Exemplo: Solos arenosos possuem uma
característica de baixa coesão e estabilidade
para cravação de perfis metálicos diferente de
solos mais argilosos. Essas informações
determinam a profundidade de cravação dos
perfis, a escolha do método de cravação e a
necessidade de reforços como por exemplo
concreto armado na base do perfil.
SONDAGEM DO TERRENO
69
Pull-Out Test
O ensaio de Pull-Out é o principal ensaio aplicado
a plantas de energia solar pois simula a cravação
do perfil metálico no local onde será implantado
o projeto e em sequência a remoção através de
esforços verticais e horizontais simulando cargas
de vento em situações críticas.
Durante todo o ensaio são apropriadas as
relações de medidas de deslocamento com
relação a força aplicada. O resultado desse ensaio
é utilizado para a definição do projeto de
estrutura metálica da usina.
Também serão levados em consideração as
características topográficas da região, velocidade
do vento e a influência de vizinhanças próximo a
obra que podem influenciar na carga de vento
(NBR 6123) sobre a usina de forma a minimizar os
riscos do projeto.
PULL OUT TESTE
70
Devido as variações de composição do solo, umidade
e temperatura a resistividade do solo pode variar.
O valor da resistividade do solo está sujeito a
grandes variações, devido à umidade, temperatura e
conteúdo químico. Os valores típicos são:
Valores habituais: de 10 até 1000 (Ω-m)
Valores excepcionais: de 1000 a 10000 (Ω-m)
TESTE RESISTIVIDADE
A resistividade do solo é uma medida de
quanto o solo resiste ao fluxo de eletricidade. É
um fator crítico na concepção de sistemas que
dependem da passagem de corrente através
da superfície terrestre. A compreensão da
resistividade do solo e a sua variação com a
profundidade no solo é necessária para
projetar o sistema de aterramento como por
exemplo em uma subestação elétrica ou para
condutores de raios.
71
Projeto da Planta FV - Pvsyst
• Dimensionamento da Potencia do Gerador
• Definição do espaço entre fileiras de módulos paraminimizarou
eliminar osombreamento.
• Dimensionamento do Inversor
• Dimensionamento da estrutura mecânica
• Dimensionamento Trackers
• Dimensionamento Instalação elétrica
72
NBR 5410 – INSTALAÇÕES
ELÉTRICAS DE 
BAIXA TENSÃO
NBR 5419 – PROTEÇÃO
DE ESTRUTURAS CONTRA 
DESCARGAS ATMOSFERICAS
NBR 14.039 INSTALAÇÕES ELETRICAS
EM MEDIA TENSAO – CÁLCULO DE
CURTO CIRCUITO, COORDENAÇÃO
E SELETIVIDADE.
NBR 16.690 – INSTALAÇÕES
ELÉTRICAS DE ARRANJOS 
FOTOVOLTAICOS
Normas de Proteção e Segurança
NBR 16612 – DIMENSIONAMENTO 
CABOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS
http://www.sdnexans.com.br
Projeto da Planta – Perdas 
74
Fatores que contribuem para a redução do PR
• Sujeira nos módulos;
• Sombreamento;
• Temperatura de operação dos módulos;
• Qualidade dos módulos;
• Ângulo de incidência da irradiação;
• Baixa Irradiação;
• Diferenças entre módulos (mismatch);
• Desempenho do inversor
• Perdas lado C.C. – perdas ôhmicas
• Perdas lado C.A. – cabos, transformadores
• Desligamentos/paradas
Projeto Planta FV
Inversores
Dispositivo capaz de transformar tensão C.C. em
tensão C.A. ao mesmo tempo regulando a
tensão, corrente e a frequência do sinal.
Potências – 1 kW a 1.000 kW
Sincronização automática.
Devem ser aptos a detectar situação de
ilhamento e tomar as medidas apropriadas de
modo a proteger pessoas e equipamentos.
Varredura do ponto de máxima potência (MPPT)
dos módulos FV conectados.
IEEE 1547: regulação de tensão; sincronização,
limitação de
injeção de C.C.; harmônicos, ilhamento.
Com ou sem isolação galvânica.
75
Etapas da Construção
76
As etapas da construção de uma usina fotovoltaica, desconsiderando o processo de
engenharia, especificação e aquisição dos equipamentos e materiais, podem ser
resumidas da seguinte forma.
• Etapa de obra civil: inicia com o processo de supressão vegetal, confirmação da
topografia e terraplenagem quando necessário, construção de acessos internos e
posterior confecção das valas de drenagem e de encaminhamento de cabos.
Etapas da Construção
77
• Etapa de montagem mecânica: é composta pela instalação das fundações, posterior
montagem das traves e mesas de suporte e finalmente a fixação dos módulos
fotovoltaicos.
Construção
78
• Montagem elétrica: quando as conexões dos módulos são efetivadas e ocorre o
encaminhamento dos cabos de baixa tensão até as caixas de junção e inversores. Nos
eletrocentros ocorre a elevação da tensão e então os circuitos de média tensão são
encaminhados para a subestação de conexão da usina. Todos os elementos são também
devidamente protegidos através da instalação de um adequado sistema de aterramento e
proteção.
Construção
79
• Comissionamento: Antes da conexão e início da operação da usina, os elementos
componentes da usina são inspecionados visualmente e através de testes mecânicos e
elétricos, certificando o projeto e os parâmetros previstos de operação.
Construção
80
• Acesso ao local
• Segurança
• Preparo do terreno (terraplenagem, supressão vegetal, 
etc.)
• Trabalho de fundações
• Montagem e instalação das estruturas
• Instalação dos módulos
• Construção da subestação e instalações auxiliares 
(dutos/canaletas; caixas de passagens, flexodutos, etc.)
• Instalação elétrica geral (cabeamento C.C., C.A., 
instalação painéis elétricos, aterramento, proteções
FUNDAÇÃO DAS ESTRUTURAS
81
Três tipos de fundação para estruturas de suporte podem hoje ser citadas como as principais
opções praticadas, todas considerando o uso de uma haste metálica na solução, a qual já
representa componente estrutural de apoio para as demais peças de suporte.
Cravação direta: Este tipo de fundação consiste da cravação direta da haste metálica através
de uma máquina especial.
Pré-escavação + cravação: Esta opção é aplicada quando a cravação direta não é possível,
normalmente pela ocorrência de um solo muito duro ou leito de rocha. A solução consiste em
pré-escavar o solo em profundidade projetada, preencher com material peneirado, compactar
e realizar a cravação normal.
Mini-tubulão: Esta alternativa consiste em escavar o solo, inserir a haste metálica e preencher
com concreto.
FUNDAÇÃO DAS ESTRUTURAS
82
No processo de locação dos pontos de fundação, a codificação dos tipos e posicionamento das
fundações representa relevante importância. A seguir na Figura 22 são estabelecidos os
códigos aplicados, os quais têm sequência crescente numérica a partir do eixo central NS e
alfabética a partir do eixo WE.
SEGUIDORES SOLAR
Um seguidor solar é um dispositivo que altera várias vezes a posição dos módulos fotovoltaicos
durante o dia,seguindo o caminho do sol para aumentar a captação de energia. O uso de
seguidores solares é cada vez mais comum em plantas fotovoltaicas em outros países, uma vez
que a indústria solar tem provado os grandes benefícios que eles têm. Mas nem todo mundo
entende os benefícios completos e as desvantagens potenciais que um sistema adicional deste
tipo pode proporcionar a um sistema fotovoltaico.
83
84
Sistemas com seguidores solares geram mais energia do que os sistemas fixos. Isto ocorre
devido ao aumento da exposição direta aos raios solares, esse ganho pode alcançar valores de
25 a 45%. De certa forma e com as devidas características, faz sentido dizer que um sistema com
seguidor solar que aumenta em 30% a produção de energia é semelhante a um sistema fixo 30%
maior (contém mais módulos fotovoltaicos).
SEGUIDORES SOLAR
85
Seguidores Solares Passivos
Os seguidores passivos fazem uso da comparação ou transferência de massa de um lado para o
outro para seguirem o Sol. Em sistemas passivos normalmente utilizam-se fluidos com baixas
temperaturas de vaporização ou que simplesmente escoam de um reservatório em uma
extremidade para o reservatório da outra extremidade. Por utilizarem apenas da gravidade e
das características do fluido, não é necessária outra forma adicional de energia para realizar a
rotação dos módulos fotovoltaicos. São rastreadores simples, que limitam-se a seguir o Sol em
seu movimento de Leste para Oeste, normalmente não possuindo ajustes de inclinação
conforme as estações do ano.
SEGUIDORES SOLAR
86
Seguidores Solares Ativos
Os seguidores solares ativos utilizam sensores que informam a posição na qual se encontram os
módulos fotovoltaicos ou seus arranjos em relação ao Sol. A partir destes dados um sistema
microprocessado controla o funcionamento dos motores elétricos responsáveis por movimentar
os módulos fotovoltaicos e por fim alinhá-los de acordo com a melhor posição para otimização
da captação da energia solar. Seguidores solares ativos sofrem menores influências das
condições meteorológicas e podem oferecer alta precisão. Por exemplo, em dias nublados o
seguidor solar ativo pode ser programado para captar uma maior quantidade de raios solares
refletidos, e nos casos em que o Sol voltar a brilhar no céu o seguidor será orientado a seguir a
posição solar.
SEGUIDORES SOLAR
87
Seguidores Solares Ativos
Sistemas de seguimento solar ativos são mais complexos, pois envolvem o uso de sistemas para
processamento e controle, componentes eletrônicos, motores elétricos, atuadores,
engrenagens, sensores, etc. Também podem utilizar de algoritmos de controle que executem
cálculos baseados nos conhecimentos astronômicos para prever a posição do Sol.
SEGUIDORES SOLAR
88
Os seguidores solares ativos podem acompanhar o Sol com sistemas de eixo único ou de dois
eixos.
Os seguidores de eixo único podem ser do tipo polar ou horizontal. Os seguidores solares do
tipo horizontal são mais adequados para pequenas latitudes e os do tipo polar para as
localidades situadas em latitudes maiores. Os seguidores solares de eixo único são menos
complicados e possuem custos menores envolvidos.
SEGUIDORES SOLAR
89
Os seguidores solares de eixo duplo são mais complexos e por tanto um pouco mais caros.
Permitem posicionar os módulos fotovoltaicos de forma perpendicular aos raios solares o
tempo todo.
SEGUIDORES SOLAR
INSTALAÇÃO EM SOLO COM TRACK
90
91
Para que haja garantia de funcionamento contínuo e estável do tracker, condições e critérios
instalação devem ser avaliados durante o projeto de instalação. Com implicações estruturais e
de operação, condições do terreno e tolerâncias de funcionamento devem ser consideradas:
• Altura máxima de instalação dos módulos;
• Altura mínima de instalação dos módulos;
• Declividade máxima do eixo de suporte dos módulos (viga de torção) no sentido NS;
• Declividade máxima do eixo de acionamento dos módulos (biela) no sentido LO;
• Cravação mínima da fundação metálica para garantia de atendimento dos esforços
previstos.
• Extensões disponíveis de hastes;
• Topografia precisa do local de instalação
• Movimentação e regularização do terreno
ESTRUTURAS MECÂNICAS
ESTRUTURAS MECÂNICAS
92
As estruturas de suporte dos módulos fotovoltaicos são predominantemente
metálicas, compostas por aço, alumínio, ou até madeira, com proteção galvânica e
por anodização, quando for o caso. Elas devem ser resistentes às condições
ambientas, pois estão sujeitas aos efeitos de degradação e por estarem em contato
com os módulos devem apresentar durabilidade compatível, sendo comum
encontrar fornecedores apresentando garantias de até 20 anos. As estruturas são
dimensionadas considerando as características mecânicas dos módulos e as ações
permanentes (peso próprio) e variáveis (cargas de vento).
ESTRUTURAS MECÂNICAS
93
Estão disponiveis duas opções de suporte de
módulos fotovoltaicos:
Suporte Fixo. Opção clássica, com inclinação e
orientação fixas.
Suporte Móvel. Opção que requer esquema
de acionamento e programação de
posicionamento, em específico o modelo de
eixo horizontal N-S ou W-E de um eixo, ou de
dois eixos N-S / W-E .
(a) Fixed orientation
(b) Horizontal axis E-W PV 
tracker
(c) vertical axis PV 
tracker
ESTRUTURAS MECÂNICAS
94
Para escolher o lay out das mesas os sistemas do tipo tracker, deve-se levar em consideração
o custo-benefício conhecido em termos de fornecimento, montagem e flexibilidade de
adaptação às condições do terreno. Para a estrutura fixa, a qual está exposta a esforços
mecânicos menores em relação à opção móvel, principalmente pela inclinação reduzida,
considera-se uma mesa padrão com maior largura. Em termos de distanciamento entre
mesas, tomou-se como critério a aplicação de espaço livre mínimo de 3 metros entre as
mesmas, além de perda máxima prevista de 2 % por sombreamento mútuo para os sistemas
fixos e 3% para os sistemas com uso do tracker.
Esses valores são os gealmente adotados como critérios de perda máxima admitida de
projeto.
Tecnologia Disposição Largura
(m)
Módulos/
mesa
Comp. da
mesa (m)
Pitch (m) GCR
TRACKER p-Si 1 Vertical 2 60
60
5 0,40
FIXO p-Si 2 Vertical 4 120 7 0,57
ESTRUTURAS MECÂNICAS
95
O tracker pode ser dividido em três partes:
• Fundação
• Estrutura de acionamento e suporte
(mesas de suporte)
• Módulos e fixadores
Abaixo são indicadas as principais dimensões
e características dos conjuntos e partes e
outros subgrupos.
Dimensões
gerais
Valores 
(mm)
Nº de
Fileiras
E (mm)
A 36.920 16 102.345
B 1.550 12 75.053
C 2.487 8 47.761
D 6.823
E 102.345
F 475
G 2.517
H (º) ±55
ESTRUTURAS MECÂNICAS
96
tracker multi-fileira padrão com a identificação dos seus principais componentes, 
com destaque para o acionamento central e conexão entre a biela (eixo EW) e vigas 
de torção (eixo NS)
ESTRUTURAS MECÂNICAS
97
A viga de torção é formada por tubos unidos por presilhas de junção. Esta peça é responsável 
por transmitir o movimento para os módulos fotovoltaicos.
Na parte central da viga de torção são instalados os braços que transmitem o movimento da 
biela para as vigas de torção.
A biela é o sistema que transmite o movimento entre o braço do acionador para as vigas de 
torção. A peça consiste em tubos de aço unidos por perfis C de junção.
As travessas são as peças de suporte direto dos módulos fotovoltaicos. São unidos através de 
parafusos com as vigas de torção.
ESTRUTURAS MECÂNICAS
98
O conjunto de acionamento é um sistema eletromecânico composto por um motor e sistema
de rotação que move um braço que se une à biela que transmite a força para as demais
peças. O conjunto é unido à fundação através de um suporte metálico que serve de apoio
para as demais peças.
ESTRUTURAS MECÂNICAS
99
O tracker é idealmente projetado para uma montagem em terreno totalmente horizontal
(declive de 0%) na direção N - S, e sem declive ou declive constante no sentido L - O.
No entanto, o tracker pode operar mecanicamente em terreno com os seguintes declives
máximos:
DIREÇÃO L-O:Inclinação máxima permitida em uma direção de até 5%.
DIREÇÃO N-S: Inclinação máxima permitida de até 5%.
O Tracker não é perfeitamente horizontal quando se usufrui dos declives mencionados.
Outras inclinações podem ser usadas com o estudo prévio do fabricante.
• Biela: declividade L – O deve ser retilínea, com inclinação máxima de 5%.
• Viga de torção:
A declividade N – S deve ser retilínea, com inclinação máxima de 5%.
A declividade de dois eixos adjacentes deve ter variação máxima de 0,5%.
Todas as vigas de torção devem girar em torno do seu ponto médio ou eixo central, que é a
linha de inclinação da biela.
ESTRUTURAS MECÂNICAS
10
0
1. Projeto e engenharia
• Testes geológicos e estudos para definição das fundações
• Estudo da topografia e alinhamento das estruturas frente às tolerâncias funcionais
2. Etapas principais de montagem
a. Hastes de fundação
• Posicionamento georreferenciado dos locais de cravação das hastes metálicas de
fundação
• Alinhamento dos eixos de cravação
• Cravação das hastes
• Conferência do resultado e ajustes
b. Travessas e eixos de acionamento
• Posicionamento das estruturas
• Instalação e fixação
• Pré-testes
c.Fixação dos módulos
• Pré-instalação: descarregamento, coleta e posicionamento.
• Posicionamento e encaixe
• Fixação
• Conferência de torque
STRING / MESA OU SHEDS
10
1
O termo string é usado no ambiente técnico tanto para designar modulos ligadas em série.
Os módulos são dispostos “deitados” sobre as mesas (ou “sheds”), ou seja, com seu lado de
maior medida na horizontal, pois se evita em parte perdas com sombreamento em
proporções diferentes em strings diferentes, causando perdas de produção de energia,
principalmente durante o nascer do sol e no pôr do sol.
STRING / MESA OU SHEDS
10
2
Deve ser verificado um ângulo de desvio azimutal de superfície, a partir disso, têm-se duas 
possibilidades: Na primeira é dispor os módulos na direção Norte-Sul, na segunda coloca-se 
na direção do alinhamento do terrreno para aproveitar mais a area do terreno.
Analisando as duas possibilidades têm-se:
Na primeira possibilidade se evitaria perdas devido ao desvio de ângulo azimutal, dispondo
os módulos na direção em “pé” o que resultaria numa má distribuição de módulos por
strings.
DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA 
FOTOVOLTAICO
Potência Instalada Nível de Tensão de Conexão
< 10 kW Baixa Tensão (monofásico)
10 a 75 kW Baixa Tensão (trifásico)
76 a 150 kW Baixa Tensão (trifásico) / Média Tensão
151 a 500 kW Baixa Tensão (trifásico) / Média Tensão
501 kW a 10 MW Média Tensão / Alta Tensão
11 a 30 MW Média Tensão / Alta Tensão
> 30 MW Alta Tensão
Na seção 3.3 do PRODIST, para efeito de acesso e estabelecimento
das proteções mínimas necessárias para o ponto de conexão de centrais
geradoras, são consideradas as faixas de potência indicadas na Tabela 1.
Tabela 1 – Níveis de tensão considerados para conexão de centrais 
geradoras - PRODIST- ANEEL 
103
DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA 
FOTOVOLTAICO
Requisitos de Proteção já
Incorporados no Inversor do
Projeto. O Dispositivo de
Seccionamento Visível (DSV)
consiste em uma chave
seccionadora sob carga abrigada
para garantir a desconexão da
Microgeração ou Minigeração
durante manutenção em seu
sistema.
O DSV deverá ser instalado em
caixa própria com acesso pela via
pública, e conectado eletricamente
após a medição de faturamento. A
derivação deverá ser realizada na
caixa de disjuntor à jusante do
disjuntor de proteção da carga;
104
DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA 
FOTOVOLTAICO
105
DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA 
FOTOVOLTAICO
CENTRALIZADA DISTRIBUIDA
SELEÇÃO COMPACTA TESTADA E 
CONFIGURADA DE FABRICA
MENOR BOS – BALANÇO DE SAÍDA DE 
ENERGIA
IMPLANTAÇÃO SIMPLIFICADA – MENOS 
CONEXÕES E ERROS DE INSTALAÇÃO
MENORES CUSTOS DE MANUTENÇÃO
MAIS CONSOLIDADO NO MERCADO MODULARIDADE – SIMPLES 
NORMALMENTE MENOR CUSTO MULTIPLAS MPPT/ALTA 
DISPONIBILIDADE
106
AVALIAÇÃO DO ESPAÇO FISICO DA INSTALAÇÃO
Terreno está localizado nas proximidades rurais do bairro de Nova
Iguaçu no Rio de Janeiro, nas presentes coordenadas 22°40'24.9" S
43°30'58.8" O. O local apresenta uma área total de
aproximadamente 51 mil metros quadrados, calculado através da
ferramenta Google Earth Pro conforme demonstrado na Figura.
107
DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA 
FOTOVOLTAICO
Para o projeto foi considerado o agrupamento de 25 módulos fotovoltaicos em série,
formando uma Fileira. Assim, conforme a tensão do grupo será a soma da tensão de cada
placa, 25 x 27.2V = 680 V.
A Figura abaixo representa o esquema de ligações de cada placa em série.
108
DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA 
FOTOVOLTAICO
Módulo Arranjo
Dimensões (m) Quantidade Dimensões (m)
Eixo x 0,992 50 49,6
Eixo y 1,48 5 7,4
Área (m2) Área (m2)
1,47 367,04
Módulo Arranjo
Potência (Wp) 235 58.750
Tensão (V) 27,2 680
Corrente (A) 8,64 86,4
Memória de Cálculo das grandezas do Arranjo fotovoltaico
Serão ao todo 50 módulos presentes no eixo x e 5 módulos no eixo y. Portanto, levando em
consideração as dimensões de cada módulo, apresentas na Tabela 8, cada Arranjo terá 0,992
m x 50 = 49,6 m de comprimento e 1,48 m x 5 = 7,4 m de largura. Apresentando uma potência
instalada de 250 x 235 W = 58750 Wp, uma tensão de 680 V e uma corrente de 86,4 A.
109
DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA 
FOTOVOLTAICO
A união em série de certo número de módulos é chamada string (ou série fotovoltaica).
As strings terão módulos em série e serão ligadas em paralelo ainda na mesa de suporte
através de conectores especiais, formando um circuito de strings em paralelo antes do
encaminhamento para as string boxes.
Os cabos das séries
fotovoltaicas serão
encaminhados através da
estrutura de suporte dos
módulos por meio de calhas
metálicas. Os circuitos c.c.
serão então paralelizados nas
caixas de junção (String Box) e
então encaminhados através de
valas até o inversor.
110
DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA 
FOTOVOLTAICO
Arranjos Painéis Área (m2) Potência (kWp)
Coluna 1 8 2000 2.936,32 470
Coluna 2 15 3750 5.505,60 881,25
Coluna 3 16 4000 5.872,64 940
Coluna 4 18 4500 6.606,72 1057,5
Coluna 5 18 4500 6.606,72 1057,5
Coluna 6 16 4000 5.872,64 940
Total 91 22750 33.400,64 5.346,25
Resumo das configurações da modelagem ideal 
111
DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA 
FOTOVOLTAICO
Arranjos Painéis Área (m2) Potência (kWp)
Coluna 1 15 3750 5.505,60 881,25
Coluna 2 17 4250 6.239,68 998,75
Coluna 3 14 3500 5.138,56 822,5
Coluna 4 12 3000 4.404,48 705
Coluna 5 12 3000 4.404,48 705
Coluna 6 2 500 734,08 117,5
Total 72 18000 26.426,88 4.230,00
112
DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA 
FOTOVOLTAICO
SKID – ELETROCENTRO - SUBESTAÇÕES UNITÁRIAS (INVERSORES + ESTAÇÃO ELEVADORA)
O principal elemento presente na subestação unitária é o inversor, equipamento eletrônico
que converte a energia gerada pelos módulos de corrente contínua (c.c.) para corrente
alternada (CA). A topologia adotada é de inversores por string, formando com o
transformador elevador para média tensão (MT) e dispositivos de proteção e controle um
Skid ou Eletrocentro, aqui denominado Subestação Unitária.
113
DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA 
FOTOVOLTAICO
Combiner Box
As combiner box, também conhecida como caixa de conexão, é o equipamento capaz de concentrar as
strings e medir e monitorar a corrente de cada conjunto de placas em série, com precisão. O dispositivo
opera fazendo a interface entre os painéis fotovoltaicos e os inversores utilizando tecnologias como a
comunicação RS-485, GSM/GPRS, Ethernet ou o WiFi.
• Medição eletrônica de cada ligação em série de painéis fotovoltaicos.
• Detecção de corrente de defeito por ligação série de painéis.
• Fusível de proteção individual por ligação série de painéis.
• Proteção IP65 para instalação ao ar livre.
• Possui descarregadores de sobre tensão em CC e chave seccionadora CC.
114
DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA 
FOTOVOLTAICO
Modelo String Control 160
Máximo de conjuntos em paralelo a serem conectados 16
Corrente Máxima de Entrada (CC) por conexão (A) 10
Corrente Máxima de Entrada (CC) Total (A)160
Tensão Máxima de Entrada (V) 1000
Informações técnicas da Combiner Box
Desse modo, a caixa de controle é utilizada para conectar em paralelo cada uma das 10
Fileiras presentes no arranjo de 250 painéis. Portanto, levando em consideração o que foi
dimensionado anteriormente, iremos empregar um total de 72 dispositivos para realizar a
conexão de cada arranjo.
115
DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA 
FOTOVOLTAICO
O inversor dimensionado para este caso é da marca Ingeteam, modelo Ingecon Sun Power 110TL B220 que tem tensão
máxima de 1000 V. A temperatura de operação na faixa de - 20 º C a 65 º C e possui 1 MPPT com tensão de operação
no intervalo 405 V a 820 V.
Ao todo serão empregados 36 inversores, de modo que cada um receberá a potência advinda de duas Caixas de
Conexão, o que totaliza uma potência de 117,5 kW, com tensão de 680V e uma corrente de 172,8 A por inversor.
O Sun Power 110TL B220 tem a capacidade de operar a uma potência máxima de 110 kW. Nota-se que o valor da
potência de entrada no inversor (117,5 kW) está ligeiramente acima do limite especificado (110 kW). No entanto, ao
calcular o Fator de Dimensionamento de Inversores, obtém-se uma relação FDI de 0,9362
116
DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA 
FOTOVOLTAICO
A utilização de DPS está diretamente ligada ao quanto uma instalação está exposta a
descargas atmosféricas diretas e/ou indiretas e também a outros eventos causadores de
sobretensões. Entretanto, o manual do inversor escolhido classifica o uso do DPS como
opcional, não sendo obrigatório inclusive para conexão junto a concessionária.
117
DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA 
FOTOVOLTAICO
Como a conexão em paralelo dos 36 inversores resultaria em uma corrente máxima muito
elevada, 36 x 308,36 A = 11100,96 A, faz-se necessária a utilização de mais de um QGBT e de
um transformador. Assim, serão empregados, ao todo, 4 quadros gerais de baixa tensão, nos
quais cada um receberá a potência de saída de 9 inversores. Dessa forma, a corrente de
saída de cada quadro será de 9 x 308,36 A = 2775,24 A. Logo, esperado que haja um
disjuntor na saída do barramento dentro do quadro para proteção de cada um dos
transformadores.
118
DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA 
FOTOVOLTAICO
O transformador trifásico dimensionado apresenta uma potência nominal 1250 kVA e
relação de transformação 220 V / 13.800 V. Os enrolamentos de baixa são ligados em
estrela, aterrado em conjunto com os de alta para compatibilização com a rede de
distribuição da concessionária local. A corrente projetada para circular no lado de baixa do
transformador, como previamente apresentado, é de 2775,24 A. Aplicando-se a relação de
transformação, a corrente a circular no lado de alta é de 2775,24 x (220 / 13.800) = 44,24 A.
119
DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA 
FOTOVOLTAICO
Diagrama unifilar geral do projeto para os casos A e B, respectivamente, mostrando as
conexões das etapas do projeto, desde a geração até a conexão com a rede de 13,8 kV.
120
DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA DE 
MINIGERAÇÃO
Um eletrocentro padrão é formado por cubículos de média tensão, painéis de baixa tensão,
painéis de Controles Lógicos Programáveis (CLP), transformadores a seco, entre outros
equipamentos elétricos. Em uma dessas estruturas metálicas, para garantir a segurança dos
trabalhadores da instalação, o eletrocentro tem que contar ainda com portas corta-fogo,
com fechadura anti-pânico; flaps laterais, para alívio de pressão em caso de arco interno
nos painéis; sistema de climatização; e portas para inspeção de barramento na parte
traseira dos painéis.
ELETROCENTRO = INVERSOR + TRAFO + PROTEÇÃO
SKID = INVERSOR + TRAFO
121
ELETROCENTROS E SKID
Componentes elétricos para plantas Solares
Subestação
Sistema de Supervisão e controleEletrocentros
Cubículos MT e Quadros BT
Inversores solares
TransformadoresString Box
122
ELETROCENTROS E SKID
Comunicação PLC e GPRS
Tensão máxima DC: 1500 Vcc
 Ganho em cabos e string box
 Solução integradas acima de 3 MW
 Transformadores Pad Monted.
Refrigeração ar-água;
String Inverter 1500V 
 Maior densidade de energia 60 e 100 KW.
 Ganho em cabos e string box
123
ELETROCENTROS E SKID
Monitoramento com Drones
 3 x mais rápido
 Analises termográficas
Segurança 
124
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
• Pay Back
• VPL
• Taxa Interna de Retorno – TIR
• Custo Unitário
• Depreciação
• Ponto de Equilíbrio (Break Even)
• Lcoe – Custo Nivelado de Energia
INTRODUÇÃO
ANÁLISE ECONÔMICA
ANÁLISE FINANCEIRA
Decisão de investir em projetos
Análise preliminar dos
possíveis investimentos até se
conhecer os resultados, sendo
aprovação ou rejeição.
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
INDICADORES DE VIABILIDADE ECONÔMICO-
FINANCEIRA
 Payback;
 Payback descontado;
 Valor Presente Líquido (VPL);
 Taxa Mínima de Atratividade (TMA);
 Taxa Interna de Retorno (TIR);
 Índice de Lucratividade (IL).
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
PAYBACK
• Indica o número de anos necessários para a recuperação do investimento
original.
• Quanto menor o período de payback, mais bem avaliado é o projeto.
Simplicidade no cálculo, significado 
intuitivo e liquidez do projeto
Ignora os fluxos de caixa que são 
gerados após o período de payback.
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
PAYBACK
I = Investimento inícial;
CF = Fluxo de caixa esperado no período;
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
PAYBACK DESCONTADO
• Indica o número de anos necessáriosque se leva para recuperar o custo
de um investimento a partir do valor presente do fluxo de caixa gerado
pelo projeto, utilizando-se o custo de capital do projeto como taxa de
desconto.
Desconta o fluxo de caixa do projeto e, desta forma, 
considera o risco que está implícito ao projeto.
Formulação mais complexa se comparada ao 
payback simples.
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
PAYBACK DESCONTADO
I = Investimento inícial;
CF = Fluxo de caixa esperados como retorno do investimento;
n = Período ou número de fluxos de caixa considerados para o retorno do investimento;
TMA = Taxa Mínima de Atratividade exigida pelo investidor.
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
VALOR PRESENTE LÍQUIDO (VLP)
• É considerada uma técnica sofisticada de análise de investimentos.
• Proporciona uma comparação entre o valor do investimento e o valor dos
retornos esperados, na forma de fluxo de caixa líquido.
Pode ser aplicado a praticamente qualquer situação, 
bastando que seja possível predizer fluxos de caixa 
futuros para o investidor;
Mede o valor presente dos fluxos de caixa gerados pelo 
projeto ao longo de sua vida útil.
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
VALOR PRESENTE LÍQUIDO (VLP)
CF = Fluxo de caixa esperados como retorno do investimento;
n = Período ou número de fluxos de caixa considerados para o retorno do investimento;
k = taxa de juros;
I0 = investimento inicial.
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
VALOR PRESENTE LÍQUIDO (VLP)
• VPL < 0 – Rejeita-se o projeto de investimento, uma vez que os retornos não
cobrirão o capital investido somado ao retorno mínimo exigido pelo investidor;
• VPL = 0 – Não oferece qualquer vantagem além de cobrir o capital investido
acrescido do retorno mínimo exigido pelo investidor;
• VPL > 0 – Aceita-se o projeto de investimento pois os retornos oferecidos cobrirão
o capital investido somado ao retorno mínimo exigido pelo investidor.
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
TAXA MÍNIMA DE ATRATIVIDADE (TMA)
• Representa o mínimo que um investidor se propõe a ganhar quando faz um
investimento;
• Os fluxos de caixa futuros são descontados a taxas de juros compostos para o valor
presente, usando alguma taxa de mercado que sirva de referência para a análise de
um investimento.
CUSTO DE OPORTUNIDADE
RISCO DO NEGÓCIO
LIQUIDEZ DO NEGÓCIO
Remuneração que teríamos pelo 
capital.
O ganho deve remunerar o risco inerente à nova 
ação.
Facilidade ou velocidade de mudar de posição no 
mercado para assumir outra.
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
TAXA INTERNA DE RETORNO (TIR)• Taxa de desconto que iguala o valor presente dos fluxos de caixa futuros ao
investimento inicial.
• Taxa de desconto que faz com que o valor presente líquido (VPL) de uma
oportunidade de investimento iguale-se a zero;
O método da TIR é aquele que nos permite descobrir a 
remuneração do investimento em termos percentuais. 
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
TAXA INTERNA DE RETORNO (TIR)
CF = Fluxo de caixa esperados como retorno do investimento;
n = Período ou número de fluxos de caixa considerados para o retorno do investimento;
k (custo de capital) = TIR;
I0 = investimento inicial.
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
TAXA INTERNA DE RETORNO (TIR)
• TIR < TMA – VPL é negativo, então rejeita-se o investimento, pois o projeto não é
capaz de devolver o capital investido;
• TIR = TMA – VPL será igual a zero, então é indiferente realizar ou não o
investimento;
• TIR > TMA – VPL é positivo, então aceita-se o investimento, pois o projeto é
atrativo por retornar o capital investido além de outro valor adicional.
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
ÍNDICE DE LUCRATIVIDADE (IL)
• Medida relativa entre o valor presente dos fluxos de caixa recebidos e o investimento
inicial
• IL > 1 – Aceita-se o projeto, pois significa que o investimento será remunerado pelo 
menos com a taxa mínima exigida;
• IL = 1 – É indiferente realizar ou não o investimento, pois significa que a soma dos 
Fluxos de Caixa produzidos, descontados pela taxa escolhida, será pelo menos igual ao 
investimento inicial;
• IL < 1 – Rejeita-se o projeto, pois significa que o investimento não será recuperado.
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
ÍNDICE DE LUCRATIVIDADE (IL)
I = Investimento;
CF = Fluxo de caixa esperados como retorno do investimento;
n = Período ou número de fluxos de caixa considerados para o retorno do investimento;
TMA = Taxa Mínima de Atratividade.
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
AMORTIZAÇÃO DE DÍVIDAS
• Todo financiamento exige uma taxa de juros, pois ela é a remuneração do capital. 
• As formas de devolução do valor principal financiado e os juros é denominado 
Sistemas de Amortização.
JUROS SIMPLES
JUROS COMPOSTOS
É constante e incide apenas sobre o capital 
emprestado. 
É constante por período, porém com a base 
variável, incidindo sobre o capital atualizado. 
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
AMORTIZAÇÃO DE DÍVIDAS
• Encargos Financeiros (J) – Juros da operação;
• Principal (P) – Capital emprestado, na data do empréstimo;
• Amortização (A) – Pagamento do principal, por meio de parcelas periódicas;
• Saldo Devedor (SD) – Valor principal da dívida, após a dedução da 
amortização;
• Prestação (PMT) – Soma da amortização e dos encargos financeiros;
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
• Sistema de Amortização Constante;
• O valor da prestação é composto pela amortização somada ao valor dos juros,
que diminuem linearmente com o passar do tempo;
• O saldo devedor é obtido subtraindo-se o valor da amortização do valor
principal, multiplicando-se pelo número de prestações pagas.
AMORTIZAÇÃO DE DÍVIDAS – SISTEMA SAC
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
OUTROS FATORES - DEPRECIAÇÃO
• Perda de valor de determinado bem, seja por deterioração ou por obsolescência;
• A depreciação contábil é feita de forma linear, de modo que o valor do bem deprecie
anualmente, porém na maioria das vezes a depreciação é conduzida por uma curva
exponencial.
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
• Filosofia de projeto
• Amortização do valor
CONSIDERAÇÕES INICIAIS
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
CONSIDERAÇÕES INICIAIS
• Aumento de preço na energia elétrica 
(2010-2020) foi de: 167,7%;
• Inflação (2010-2020): 68,75%.
• Capacidade do sistema: 123kWp/h.
• Custo de implementação: 
R$ 781.000,00.
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
Valores 
• Custo inicial do projeto: R$ 781.000,00
(financiado em 10 anos)
• Receita bruta: R$ 14.856,22
• Tempo de projeto: 25 anos
• Custos totais: taxa de disponibilidade 
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
Fonte: STORO (2016)
INDICADORES DE VIABILIDADE FINANCEIRA
INDICADORES DE CUSTO
A metodologia de comparação de custo nivelado de energia (Levelized Cost of Energy -
LCOE), métrica que é bastante utilizada em estudos comparativos entre fontes de geração
de energia elétrica.
O LCOE pode ser calculado através da seguinte equação:
t: período considerado, onde T é tempo máximo de vida útil do empreendimento;
Ct: custos do empreendimento no período t;
i: inflação considerada;
Et: energia gerada pelo empreendimento no período t;
d: degradação do sistema FV;
j: taxa de desconto, onde pode ser considerada a TMA.
INDICADORES DE CUSTO
INDICADORES DE CUSTO
VPL X TIR
• VPL: Considera a escala do projeto – projeto 
maior tende a ter VPL maior (mas pode ter 
menor rentabilidade)
• TIR: Não considera a escala – projeto com maior 
TIR é mais rentável, mas pode ser pequeno.
• VPL é mais adequado para comparar projetos de 
mesma escala e a TIR para escalas diferentes.
• CONCLUSÃO: Usar sempre as duas para tomar 
decisão (gráfico taxa x VPL).
Ponto de Equilíbrio (Break EvenPoint)
Custos/ 
Receitas
Custo Total
= Custo Fixo + Custo Variável
ReceitasRegião de Lucro
Região de Prejuízo
Quantidade 
produzida
CustoFixo
Break EvenPoint
Depreciação - Métodos
• Soma dos algarismos
nt
F0  Fn 
n - t1
d 
∑ t
t1
• Parâmetros
– F0: valor do ativo novo;
– Fn: valor residual;
– n: vida útil
– N: produção total em n períodos
– Pt: produção no período t
• Linear
32
n
 Fnd  F0 • Unidades produzidas
• Saldo decrescente
d1  Ft-1 r n0
t
t N
P F  F d 
MAISIMPORTANTES
Depreciação - Exemplo
Parâmetros
F0: valor do ativo novo (R$) 30.000,00
Fn: valor residual (R$) 1.500,00
n: vida útil (anos) 5
N: produção total em n (milhões) 10
Pt: produção no período t (milhões/período) 2
Método Linear
d  30.000,00 1.500,00 5.700,00
5
n
 Fnd  F0
Comissionamento é um processo
padronizado e imparcial, que visa garantir a
operação segura e eficiente de um
determinado sistema. Deve validar o
projeto, a execução e os equipamentos
empregados de acordo com as normas, leis,
boas práticas de engenharia e requisitos
específicos do proprietário. Trazendo essa
definição para o nosso universo fotovoltaico,
podemos resumir o comissionamento como
sendo o processo de verificação e validação
do SFV, visando identificar problemas que
podem comprometer a segurança e a
geração de energia (kWh) nos níveis
esperados.
COMISSIONAMENTO
156
Comissionamento
15
7
• O processo de comissionamento certifica que as exigências do
contratante foram atingidas, a instalação da planta está completa e a
planta obedece às exigências de segurança e de conexão à rede.
• O comissionamento compreende fases de testes da planta a fim de
garantir que a planta FV esteja elétrica e estruturalmente segura, que
seja suficientemente robusta para operar para a vida útil projetada e
que a planta opera como projetada e desempenha conforme o
esperado.
• Os testes são divididos
normalmente em três grupos:
testes visuais, testes pré-conexão e
testes de pós-conexão à rede
elétrica.
Comissionamento
15
8
• Benefícios
- Formaliza a preocupação com o controle de qualidade do projeto
e instalação;
- Evita riscos de incêndio, choques elétricos e mal funcionamento
do sistema.
- Evita retrabalhos e chamados de campo;
- Incentiva os instaladores a serem diligentes na execução,
facilitando a conclusão do projeto e pronto pagamento;
- Segurança para projetistas e instaladores;
- Satisfação para os clientes;
- Protege contra a falta de confiança do público em geral em
relação à tecnologia fotovoltaica.
Comissionamento
15
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Etapas 
1. Revisão do projeto básico e projeto executivo 
2. Acompanhamento durante a instalação e montagem
3. Inspeção 
4. Ensaios de comissionamento 
5. Start-up
6. Avaliação de desempenho 
7. Documentação – Relatório 
8. Acompanhamento
Comissionamento
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Os comissionamentos são separados em 2 categorias: