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UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ 
 
 
 
 
ANDRÉ TSUYOSHI HIOKI 
BRUNO CARAMURU AMARANTE 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
AVALIAÇÃO DA QUALIDADE E DESEMPENHO DE SISTEMAS 
FOTOVOLTAICOS DE PEQUENO PORTE CONECTADOS À REDE ELÉTRICA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CURITIBA 
2017
 
 
 
ANDRÉ TSUYOSHI HIOKI 
BRUNO CARAMURU AMARANTE 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
AVALIAÇÃO DA QUALIDADE E DESEMPENHO DE SISTEMAS 
FOTOVOLTAICOS DE PEQUENO PORTE CONECTADOS À REDE ELÉTRICA 
 
 
 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado como 
requisito parcial à obtenção do título de Engenheiro 
Eletricista, Curso de Graduação em Engenharia 
Elétrica, Setor de Tecnologia, Universidade Federal 
do Paraná. 
 
Orientador: Prof. M.Sc. Vilson Roiz Gonçalves 
Rebelo da Silva 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CURITIBA 
2017
 
 
 
DEDICATÓRIA 
 
Ao único Deus, para toda Sua honra, glória e louvor. 
Aos meus pais, Daniel e Cecília, e irmãos, Raquel e Elias, por todo amor, 
apoio e incentivo durante cada momento da minha vida. 
 
André Tsuyoshi Hioki 
 
 
 
Aos meus pais, Luiz e Rosangela, pelo amparo e compreensão. 
Aos meus professores pelo incentivo e discussão de ideias. 
 
Bruno Caramuru Amarante 
 
AGRADECIMENTOS 
 
Aos nossos pais e familiares pelo total apoio, incentivo e carinho por nossas 
vidas. 
Ao professor orientador, M.Sc. Vilson Roiz Gonçalves Rebelo da Silva, pelo 
compromisso e disposição em nos orientar neste trabalho. 
Aos professores que contribuíram para o desenvolvimento desse trabalho. 
Aos amigos pelo apoio e incentivo em momentos difíceis. 
Aos colegas do Departamento de Engenharia Elétrica que caminharam juntos 
nesses anos do curso de graduação. 
À Universidade Federal do Paraná por ter nos proporcionado um ensino de 
excelência. 
À empresa EGNEX por fornecer os dados referentes ao sistema fotovoltaico 
do Departamento de Engenharia Elétrica. 
À Superintendência de Infraestrutura da Universidade Federal do Paraná pelo 
fornecimento dos equipamentos e ferramentas. 
À Lisiane Amarante pelo revisão e correção ortográfica deste trabalho. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“Para se ter sucesso, é necessário amar de verdade o que se faz. Caso 
contrário, levando em conta apenas o lado racional, você simplesmente 
desiste. É o que acontece com a maioria das pessoas”. 
 
Steve Jobs 
 
RESUMO 
 
A necessidade de geração de energia por meio de fontes sustentáveis é um 
consenso em toda a sociedade. Dentre as fontes sustentáveis e menos poluentes tem-
se a energia solar fotovoltaica que angaria cada vez mais adeptos, especialmente no 
segmento da geração distribuída. Esse crescimento advém, principalmente, da 
elaboração de normas voltadas a fomentar seu uso e oferecer vantagens 
consideráveis ao consumidor que deseja gerar sua própria energia, um exemplo é a 
resolução normativa da Aneel nº 482 de 2012, tida como um marco no segmento da 
geração distribuída por meio de fontes incentivadas. O presente trabalho de pesquisa 
foi fundamentado, inicialmente, de revisão bibliográfica e estudo de resoluções, 
instrumentos regulatórios, normas regulamentadoras e normas técnicas 
nacionais/internacionais vigentes a respeito da utilização da energia solar como fonte 
alternativa de geração de energia elétrica interligada a rede de distribuição. O objetivo 
do estudo, a partir, desta fundamentação foi estabelecer um conjunto de 
recomendações de análise de qualidade e desempenho de sistemas fotovoltaicos 
conectados à rede elétrica de pequeno porte até 10 kW. O conjunto de 
recomendações de análise foi elaborado pelos autores e desenvolvido para que não 
fosse necessário o uso de instrumentos caros e de operação complexa. Por fim, as 
recomendações julgadas como adequadas foram aplicadas em um estudo de caso 
que se encontra em operação desde 2014, com potencial de geração de 3,5 kWp, 
localizado no bloco de engenharia elétrica da Universidade Federal do Paraná. 
 
Palavras chaves: Geração Distribuída, Microgeração, Qualidade, Desempenho, 
Sistema Fotovoltaico. 
 
 
 
 
ABSTRACT 
 
The necessity for energy generation through sustainable sources is a consensus 
throughout society. Among the sustainable and less polluting sources, there is solar 
photovoltaic energy, establishing the increasing amounts in the number of adepts, 
especially in the segment of distributed generation. This growth comes mainly from the 
elaboration of regulations focused on fostering its use and offering considerable 
advantages to consumers who wish to generate their own energy, such as the ANEEL 
Normative Resolution No. 482 of 2012, considered as a milestone in the segment of 
Brazilian generation distributed through renewable energy sources. This work was 
based on a bibliographical review and study of resolutions, regulatory instruments, 
regulatory norms and current national / international technical standards, regarding the 
use of solar energy as an alternative source of electric power generation 
interconnected to the grid. distribution. The purpose of the study, based on this 
foundation, it was to establish a set of recommendations for quality and performance 
analysis of small photovoltaic systems up to 10 kW connected to the electric grid. The 
set of recommendations of analysis was elaborated by the authors and developed so 
that it was not necessary the use of expensive instruments and of complex operation. 
Finally, the recommendations considered as adequate were applied in a case study, 
which has been in operation since 2014, with a generation potential of 3.5 kWp, located 
in the electric engineering block of the Federal University of Paraná. 
 
Keywords: Distributed Generation, Microgeneration, Quality, Performance, 
Photovoltaic System. 
 
 
 
LISTA DE ILUSTRAÇÕES 
 
FIGURA 1 – DIAGRAMA BÁSICO IDEF0 ................................................................. 15 
FIGURA 2 – IDEF DA ATIVIDADE 1 E 2 .................................................................. 16 
FIGURA 3 – IDEF DA ATIVIDADE 3 E 4 .................................................................. 17 
FIGURA 4 – ESTAÇÕES DO ANO E MOVIMENTO DA TERRA .............................. 19 
FIGURA 5 – TIPOS DE RADIAÇÃO ......................................................................... 20 
FIGURA 6 – RADIAÇÃO SOLAR NO PLANO INCLINADO (MÉDIA ANUAL)........... 21 
FIGURA 7 – RADIAÇÃO SOLAR NO PLANO INCLINADO (MÉDIA SAZONAL) ...... 23 
FIGURA 8 – PIRANÔMETRO FOTOVOLTAICO ...................................................... 24 
FIGURA 9 – PIRANÔMETRO TERMOELÉTRICO ................................................... 25 
FIGURA 10 – PIROHELIÔMETRO ........................................................................... 25 
FIGURA 11 – ESTRUTURA DE BANDAS DE ENERGIA NOS MATERIAIS ............ 26 
FIGURA 12 – DOPANTES NA REDE CRISTALINA ................................................. 27 
FIGURA 13 – EFEITO FOTOVOLTAICO NA JUNÇÃO PN ...................................... 28 
FIGURA 14 – PARTICIPAÇÃO DAS TECNOLOGIAS NO MERCADO .................... 29 
FIGURA 15 – CÉLULAS DE SILÍCIO ........................................................................ 30 
FIGURA 16 – CÉLULA FOTOVOLTAICA DE FILMES FINOS.................................. 31 
FIGURA 17 – ESTRUTURA CONVENCIONAL DE UM MÓDULO RÍGIDO ............. 33 
FIGURA 18 – MÓDULO COMPOSTO POR CÉLULAS DE FILMES FINOS............. 34 
FIGURA 19 – EFICIÊNCIA DOS INVERSORES ....................................................... 36 
FIGURA 20 – TIPO DE INVERSORES DE CONEXÃO COM A REDE ..................... 38 
FIGURA 21 – CONECTOR MC4 MACHO/FÊMEA ................................................... 39 
FIGURA 22 – BLOCOS BÁSICOS DE UM SFVI ....................................................... 40 
FIGURA 23 – BLOCOS BÁSICOS DE UM SFVCR .................................................. 41 
FIGURA 24 – TÍPICO SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADOÀ REDE ............ 42 
FIGURA 25 – ESCADA EXTENSÍVEL ...................................................................... 53 
FIGURA 26 – EPI DE RETENÇÃO DE QUEDA ........................................................ 53 
FIGURA 27 – CAPACETE......................................................................................... 53 
FIGURA 28 – TRANSFERIDOR ................................................................................ 54 
FIGURA 29 – BÚSSOLA ........................................................................................... 54 
FIGURA 30 – PIRANÔMETRO TERMOELÉTRICO ................................................. 55 
FIGURA 31 – MEDIÇÃO DE INCLINAÇÃO (TRANSFERIDOR) ............................... 63 
FIGURA 32 – MEDIÇÃO DE INCLINAÇÃO COM TRANSFERIDOR ........................ 63 
 
 
GRÁFICO 1 – GRAFICO TÍPICO DE GERAÇÃO ENERGÉTICA ............................. 65 
FIGURA 33 – SOMBREAMENTO NOS PAINÉIS FOTOVOLTAICOS ...................... 71 
FIGURA 34 – SISTEMAS DE CONTROLE E CONDICIONAMENTO ....................... 78 
FIGURA 35 – MÓDULOS FV INSTALADOS SOBRE O DELT UFPR ...................... 78 
FIGURA 36 – LOCALIZAÇÃO DA ESTAÇÃO DO INMET ........................................ 81 
FIGURA 37 – DISPOSIÇÃO DOS SENSORES NA ESTAÇÃO ................................ 81 
FIGURA 38 – DIAGRAMA UNIFILAR NA PORTA DO QUADRO ............................. 84 
FIGURA 39 – CONFERÊNCIA DOS EQUIPAMENTOS ........................................... 85 
FIGURA 40 – PROTEÇÃO DOS CABOS ................................................................. 86 
FIGURA 41 – ETIQUETA DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ............................... 88 
FIGURA 42 – LOCALIZAÇÃO DO ARRANJO FOTOVOLTAICO ............................. 88 
FIGURA 43 – PORTAL ONLINE SMA ...................................................................... 89 
FIGURA 44 – ORIENTAÇÃO GEOGRÁFICA ........................................................... 90 
FIGURA 45 – LOCALIZAÇÃO E REGIÃO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO ............ 92 
GRÁFICO 2 – CURVA DE GERAÇÃO EM 13 DE JANEIRO DE 2017 ..................... 93 
FIGURA 46 – TELA INICIAL DO SOFTWARE RADIASOL 2 .................................... 95 
GRÁFICO 3 – IRRADIAÇÃO DIÁRIA MÉDIA NO SOFTWARE RADIASOL 2 .......... 96 
FIGURA 47 – CAPTOR DE RAIO NO DELT UFPR ................................................ 103 
FIGURA 48 – ATERRAMENTO DA ESTRUTURA DE SUPORTE ......................... 104 
FIGURA 49 – ACESSO AOS PAINÉIS FOTOVOLTAICOS .................................... 105 
FIGURA 50 – LOCOMOÇÃO NO TELHADO METÁLICO ....................................... 105 
FIGURA 51 – VEGETAÇÃO PRÓXIMO AOS PAINÉIS FOTOVOLTAICOS ........... 106 
FIGURA 52 – PEÇAS E PARAFUSOS FIRMES E PRESOS ................................. 106 
FIGURA 53 – CABOS, CONEXÕES E CONECTORES ......................................... 107 
FIGURA 54 – CONEXÕES SENSORBOX E DIODOS BY-PASS ........................... 108 
FIGURA 55 – INVERSOR SMA .............................................................................. 108 
FIGURA 56 – PAINEL FOTOVOLTAICO ................................................................ 109 
FIGURA 57 – CELULAS FOTOVOLTAICAS........................................................... 109 
 
 
LISTA DE TABELAS E QUADROS 
 
TABELA 1 – EFICIÊNCIA DAS CÉLULAS E MÓDULOS FOTOVOLTAICOS .......... 34 
TABELA 2 – FLUXO DE CAIXA DO SISTEMA FOTOVOLTAICO ............................ 47 
TABELA 3 – AVALIAÇÃO DOS ESPECIALISTAS .................................................... 75 
TABELA 4 – NÍVEL DE CONCORDÂNCIA ENTRE OS JULGADORES .................. 75 
TABELA 5 – PARÂMETROS DOS MÓDULOS ......................................................... 79 
TABELA 6 – INVERSOR MONOFÁSICO SMA SUNNY BOY 3600 TL-21 ............... 79 
TABELA 7 – MATERIAIS NECESSÁRIOS PARA O CAMPO ................................... 80 
QUADRO 1 – RESULTADO DA LISTA DE VERIFICAÇÕES ................................... 82 
TABELA 8 – GERAÇÃO DE ENERGIA E O RESPECTIVO MÊS ............................. 94 
TABELA 9 – PRODUTIVIDADE PARA UMA PLANTA DE 3,5 kWp .......................... 94 
TABELA 10 – IRRADIAÇÃO MENSAL E DIÁRIA MÉDIA (PLANO HORIZONTAL) .. 94 
TABELA 11 – IRRADIAÇÃO DIÁRIA MÉDIA NO SOFTWARE RADIASOL 2........... 96 
TABELA 12 – TAXA DE DESEMPENHO OBTIDA NO ESTUDO DE CASO ............ 96 
TABELA 13 – FATOR DE CAPACIDADE OBTIDO PARA O ESTUDO DE CASO ... 98 
TABELA 14 – ENERGIA GERADA ENTRE 2015 E 2016 ......................................... 99 
TABELA 15 – ENERGIA GERADA ENTRE 2015 E 2016 ....................................... 100 
TABELA 16 – TARIFAS VIGENTES DA COPEL ENTRE 2015 E 2016 .................. 100 
TABELA 16 – TARIFAS VIGENTES DA COPEL ENTRE 2015 E 2016 .................. 101 
TABELA 17 – CRÉDITOS E ENERGIA INJETADA ................................................ 101 
TABELA 17 – CRÉDITOS E ENERGIA INJETADA ................................................ 102 
 
 
 
LISTA DE SIGLAS 
 
ABINEE – Associação Brasileira da Industria Elétrica e Eletrônica 
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 
C.A. – Corrente Alternada 
C.C. – Corrente Contínua 
CAPES – Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior 
COFINS – Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social 
COPEL – Companhia Paranaense de Energia 
CRESESB – Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito 
DELT – Departamento de Engenharia Elétrica 
DPS – Dispositivo de Proteção contra Surtos 
DR – Dispositivo de Proteção contra Correntes Residuais 
EPE – Empresa de Pesquisa Energética 
EPI – Equipamento de Proteção Individual 
EVA – Etil Vinil Acetato 
FV – Fotovoltaico 
ICMS – Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços 
IDEF0 - Integration Definition for Function Modeling 
IEC – International Electrotechnical Commission 
IEEE – Institute of Electrical and Electronics Engineers 
INMET – Instituto Nacional de Meteorologia do Brasil 
INMETRO – Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia 
IRR – Inter-Rater Reliability 
LABSOL – Laboratório de Energia Solar 
MME – Ministério de Minas e Energia 
MPPT – Maximum Power Point Tracker 
 
 
NOAA – National Oceanic and Atmospheric Administration 
NOCT – Nominal Operating Cell Temperature 
O&M – Operação e Manutenção 
ONU – Organização das Nações Unidas 
P&D – Pesquisa e Desenvolvimento 
PASEP – Patrimônio do Servidor Público 
PIS – Programa de Integração Social 
PRODIST – Procedimentos de Distribuição 
SFVCR – Sistemas fotovoltaicos conectados à rede 
SFVI – Sistema Fovoltaico Isolado 
SPDA – Sistema de Proteção Contra Descargas Atmosféricas 
STC – Standard Test Conditions 
SUINFRA – Superintendência de Infraestrutura 
UFRGS – Universidade Federal do Rio Grande do Sul 
UNESCO – Organização das Nações Unidas para a Educação, a Ciência e a Cultura 
UFPR – Universidade Federal do Paraná 
ZCIT – Zona de Convergência Intertropical 
 
 
 
 
SUMÁRIO 
 
1 INTRODUÇÃO ..................................................................................................... 11 
1.1 TEMA .............................................................................................................. 12 
1.1.1 Delimitação do tema ................................................................................... 12 
1.2 DEFINIÇÃO DO PROBLEMA ......................................................................... 12 
1.3 OBJETIVOS ................................................................................................... 13 
1.3.1 Objetivos específicos .................................................................................. 13 
1.4 JUSTIFICATIVA ............................................................................................. 14 
1.5 PROCEDIMENTOS METODOLÓGICOS ....................................................... 14 
1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO .......................................................................17 
2 REVISÃO DE LITERATURA ............................................................................... 19 
2.1 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA ...................................................................... 19 
2.1.1 Recursos solares ........................................................................................ 19 
2.1.2 Instrumentos de medição ............................................................................ 24 
2.1.3 Piroheliômetro ............................................................................................. 25 
2.1.4 Efeito fotovoltaico ........................................................................................ 26 
2.1.5 Componentes de um sistema fotovoltaico .................................................. 29 
2.1.6 Aplicações de sistema fotovoltaicos............................................................ 40 
2.1.7 Problemas que afetam o desempenho do sistema ..................................... 43 
2.1.8 Indicadores de desempenho ....................................................................... 43 
2.1.9 Retorno financeiro do sistema fotovoltaico ................................................. 45 
2.2 NORMAS E REGULAMENTOS PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ........ 47 
3 MATERIAIS E MÉTODOS ................................................................................... 52 
3.1 MATERIAIS .................................................................................................... 52 
3.2 MÉTODOS ..................................................................................................... 55 
3.2.1 Nível de aceitação dos requisitos por parte dos especialistas .................... 57 
4 CONJUNTO DE RECOMENDAÇÕES ................................................................ 59 
4.1 ITENS DO CONJUNTO DE RECOMENDAÇÕES ......................................... 59 
4.1.1 PROJETO ................................................................................................... 59 
4.1.2 INSTALAÇÃO ............................................................................................. 61 
4.1.3 ELÉTRICA .................................................................................................. 65 
4.1.4 SEGURANÇA E SAÚDE ............................................................................. 69 
 
 
 
4.1.5 MANUTENÇÃO........................................................................................... 70 
4.2 MODO DE UTILIZAÇÃO DO CONJUNTO DE RECOMENDAÇÕES ............. 74 
4.3 VERIFICAÇÃO DA ACEITAÇÃO DO CONJUNTO DE RECOMENDAÇÕES 
PELOS ESPECIALISTAS.......................................................................................... 74 
5 ESTUDO DE CASO ............................................................................................. 77 
5.1 LABORATÓRIO DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA – UFPR ............................. 77 
5.2 CARACTERISTICAS DO SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO .......... 78 
5.3 PROCEDIMENTOS DE CAMPO .................................................................... 80 
5.4 ESTAÇÃO METEREOLÓGICA DO INMET .................................................... 80 
5.5 RESULTADOS ............................................................................................... 82 
6 CONCLUSÕES .................................................................................................. 111 
REFERÊNCIAS ....................................................................................................... 114 
APÊNDICE I – IDEF0 COMPLETO ........................................................................ 120 
APÊNDICE II – CONJUNTO DE RECOMENDAÇÕES .......................................... 121 
APÊNDICE III – LISTA DE VERIFICAÇÕES RESPONDIDA A PARTIR DO ESTUDO 
DE CASO ................................................................................................................ 137 
ANEXO I – SIMULAÇÃO PVSYST ......................................................................... 143 
ANEXO II – DIAGRAMA UNIFILAR DO SISTEMA FOTOVOLTAICO ................... 146 
 
 
11 
 
 
 
1 INTRODUÇÃO 
 
Uma das razões pela qual é possível haver vida no planeta Terra é a 
existência da grande estrela do sistema solar, o Sol. O recurso energético que essa 
estrela disponibiliza para os habitantes da Terra é inesgotável. 
Apesar disso, a humanidade caminhou para o uso massivo de recursos não 
renováveis e poluentes, como o carvão mineral utilizado nas máquinas a vapor do 
século XVIII; o petróleo e gás natural consumido nas usinas termoelétricas para 
geração de energia e o urânio usado nas usinas nucleares. 
Na metade do século XX, marcado pelo crescimento industrial e o 
consumismo, as consequências dos testes nucleares e a queima de combustíveis 
fósseis tornaram-se alvos das principais discussões dos cientistas e ambientalistas. 
O início histórico da internacionalização dos movimentos ambientalistas foi com a 
Conferência das Nações Unidas para a Conservação e Utilização de Recursos, em 
1949, e com a Conferência sobre Biosfera, realizada pela UNESCO, em Paris, 1968. 
(BORGES; TACHIBANA, 2005). Porém, apenas com a crise do petróleo em 1973, 
ocorreu uma reconsideração política internacional em relação aos combustíveis 
fósseis, abrindo discussões e investimentos para busca de fontes alternativas de 
energia. (FARIAS; SELLITTO, 2011). 
Os sistemas fotovoltaicos foram uma das fontes alternativas de energia com 
intensas pesquisas e investimentos após a crise do petróleo. (VALLÊRA; BRITO, 
2006). Alguns dos motivos para sua escolha são: a utilização de energia solar - que é 
renovável e abundante; não emissão de gases poluentes na atmosfera para geração 
de energia elétrica e o fato de poderem ser utilizados tanto em locais com alta 
densidade urbana como em locais remotos (por exemplo, regiões montanhosas). 
Assim, com a evolução da tecnologia dos sistemas fotovoltaicos, tornou-se 
possível a geração de energia elétrica nos pontos de consumo (ou centros de carga), 
sem a necessidade de a energia ser transportada pelos sistemas de transmissão. 
Dessa forma, os próprios consumidores podem gerar sua energia, e o excedente 
podem injetar na rede de distribuição. Entretanto, é necessário o cumprimento de uma 
série de requisitos para os sistemas FV estarem conectados à rede de distribuição. 
Em função disso, tornou-se indispensável a avaliação e análise do desempenho 
desses sistemas para garantir a qualidade, confiabilidade e continuidade no 
fornecimento de energia elétrica. 
12 
 
 
 
 
1.1 TEMA 
 
A temática estudada neste trabalho aborda a análise de qualidade e 
desempenho de sistemas fotovoltaicos, por meio de um conjunto de recomendações 
desenvolvido com base em técnicas de análise consolidadas para microgeração e que 
envolvem diversos aspectos do sistema. Na relação de apontamentos amparada por 
normas e protocolos nacionais e internacionais – sujeita a validação experimental- 
serão investigadas questões de projeto, local da instalação, elétrica, custo/benefício 
do projeto, proteção, segurança e manutenção. 
 
1.1.1 Delimitação do tema 
 
O trabalho desenvolvido tem como foco uma análise da qualidade e 
desempenho de sistemas fotovoltaicos de pequeno porte de até 10 kW de potência 
instalada e conectados à rede de distribuição, comumente encontrados em 
residências e centros de estudo. Por fim, o trabalho busca validação experimental com 
base em estudo de caso em um sistema fotovoltaico no Laboratório de Eficiência 
Energética, localizado no bloco de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do 
Paraná. 
 
1.2 DEFINIÇÃO DO PROBLEMA 
 
A procura por um protocolo padrão para avaliação da qualidade e 
desempenho de sistemas fotovoltaicos conectado à rede de distribuição pode ser 
extremamente difícil de ser encontrado no Brasil, assim como internacionalmente. Tal 
procedimento muitas vezes está limitado a potência instalada e energia gerada.Contudo, isso consiste apenas em uma avaliação superficial do sistema. Em uma 
avaliação puramente elétrica, outros fatores estão de certa maneira ocultos, e a 
identificação de falhas nas partes físicas do projeto se torna mais complexa. 
Uma forma robusta de avaliação da qualidade e desempenho muito utilizado 
atualmente consiste no cálculo de indicadores de desempenho - também conhecidos 
como índices de mérito em sistemas fotovoltaicos. Entretanto, este tipo de abordagem 
leva em consideração irradiação solar no plano dos módulos fotovoltaicos; potência 
13 
 
 
 
nominal do arranjo fotovoltaico e quantidade de energia gerada pelo sistema e injetada 
na rede de distribuição. Partes do projeto como mecanismos de proteção, segurança, 
localização do sistema, cabos e conexões são deixadas de lado durante o cálculo 
desses indicadores. 
A elaboração de um conjunto de recomendações de análise, abordando 
diversos aspectos do sistema em único documento, levanta algumas dúvidas 
referentes a sua acessibilidade e confiabilidade. Com o crescente número de adesões 
de consumidores à geração distribuída, um conjunto de determinações que avalie a 
parte funcional e estrutural de um sistema fotovoltaico em operação, de maneira 
simples e que apresentem resultados confiáveis, sem que grandes investimentos 
sejam realizados é um grande desafio. 
 
1.3 OBJETIVOS 
 
Elaborar um conjunto de recomendações de avaliação de qualidade e 
desempenho de sistemas fotovoltaicos conectados à rede já em operação e de 
pequeno porte. Os métodos de abordagem para análise da qualidade e desempenho 
se fundamentam em técnicas práticas, aferição visual e cálculo de indicadores de 
desempenho. O produto final busca oferecer um método simples, porém robusto, de 
avaliação de desempenho do sistema, avaliando se projeto apresenta as condições 
ideais de funcionamento. 
Dentre os aspectos a serem avaliados no projeto, estão os elétricos e 
estruturais da instalação, assim como as influências climáticas no desempenho da 
unidade geradora. Além disso, as recomendações de avaliação da qualidade e 
desempenho serão colocadas à prova em um estudo de caso no Laboratório de 
Eficiência Energética do bloco de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do 
Paraná. 
O público alvo do trabalho é aquele que deseja verificar, a longo prazo, o 
desempenho de um sistema fotovoltaico em operação de pequenas unidades 
geradoras conectados à rede. 
 
1.3.1 Objetivos específicos 
 
• Revisar a literatura e estudar as normas vigentes aplicáveis aos SFVCRs; 
14 
 
 
 
• Elaborar conjunto de recomendações para sistemas fotovoltaicos de até 10 kW 
conectados à rede; 
• Realizar um estudo de campo para aplicar e validar o conjunto de 
recomendações. 
 
1.4 JUSTIFICATIVA 
 
O sistema de bandeiras tarifárias nas contas de energia dos consumidores, 
representando as condições favoráveis ou adversas de geração de energia em que o 
país se encontra, demonstra toda a fragilidade do Brasil no atendimento da demanda 
energética. A escassez de chuva, um argumento muito comum utilizado para justificar 
problemas energéticos, mascara uma falta de planejamento de anos. 
As fontes alternativas de geração de energia, como a solar, apresentam 
potencial comprovado, principalmente, no Brasil que conta com altas taxas de 
radiação solar em praticamente todo o território. 
Os recursos hídricos disponíveis estão sendo utilizados ao extremo, e na sua 
falta, os combustíveis fósseis são utilizados como matéria-prima na geração 
energética contribuindo para o aumento do efeito estufa. É o momento de elevar a 
capacidade de geração de uma fonte sustentável de enorme potencial como a solar, 
cuja matéria-prima é limpa e inesgotável. 
Os problemas enfrentados nesse tipo de geração energética - como custo dos 
equipamentos e baixa escala de produção mundial - não se comparam com a situação 
de anos atrás. A valorização desta fonte energética, principalmente na Europa, fez 
com que houvesse uma redução importante nos custos dos equipamentos e aumento 
da sua eficiência. No Brasil, a energia solar fotovoltaica não é popular como na Europa 
e pesquisas devem ser realizadas para fomentar a instalação de novos sistemas, um 
dos papéis da presente pesquisa. 
 
 
1.5 PROCEDIMENTOS METODOLÓGICOS 
 
Os procedimentos metodológicos deste trabalho serão apresentados por meio 
de uma linguagem de modelagem conhecida como IDEF0. Essa linguagem é 
15 
 
 
 
composta de elementos gráficos e textuais, associados a regras e técnicas, com a 
finalidade de facilitar o entendimento de sistemas e suporte para análises. 
Na FIGURA 1, está representado um diagrama básico do IDEF0, no qual a 
Entrada será transformada pela atividade, e, desse modo, originando a saída. 
Entretanto, para produzir uma saída correta são necessárias certas condições e 
limites determinados pelos controles. Por fim, os mecanismos e ferramentas são os 
meios pelos quais a atividade é executada. (FIPS PUB 183, 1993). 
 
FIGURA 1 – DIAGRAMA BÁSICO IDEF0 
 
FONTE: Adaptado de FIPS PUB 183 (1993). 
 
Com base no IDEF0, os procedimentos metodológicos deste trabalho foram 
divididos em quatro atividades: 
• Atividade 1: revisão da literatura quantitativa; 
• Atividade 2: revisão da literatura qualitativa; 
• Atividade 3: definição de conjunto de requisitos de desempenho; 
• Atividade 4: estudo de caso. 
 
Na FIGURA 2 e FIGURA 3 pode-se verificar o IDEF0 aplicado ao trabalho 
acadêmico (o IDEF0 completo encontra-se no APÊNDICE I). 
Inicialmente, tem-se as questões de pesquisa, os objetivos gerais e 
específicos do trabalho. Estas são as entradas base para realização de todo o 
trabalho, onde estão definidos o tema e suas delimitações; as metas; o problema a 
ser resolvido; os resultados esperados; público alvo e a relevância do estudo. 
A partir, dessas entradas foi realizada a Atividade 1 que consiste na revisão 
da literatura com uma análise quantitativa, gerando, então, duas saídas: os autores 
mais relevantes e citados no assunto e trabalhos acadêmicos. Dentre os mecanismos 
Entrada
Controles
Mecanismos e 
Ferramentas
Saída
16 
 
 
 
para que a revisão da literatura fosse possível, pode-se citar as bibliotecas digitais do 
IEEE, Elsevier e de universidades brasileiras, além do portal de periódicos CAPES. 
As ferramentas para esta atividade foram softwares como Mendeley para 
gerenciamento dos artigos e trabalhos, e Excel presente em todas as atividades. Já o 
controle foi realizado através de palavras-chave, como: análise de sistemas 
fotovoltaicos, desempenho de sistemas fotovoltaicos, avaliação de sistemas 
fotovoltaicos, medição de desempenho de sistemas fotovoltaicos, energia solar, 
energia renovável, sistema fotovoltaico e painéis fotovoltaicos. A Atividade 1 resultou 
em 50 artigos e trabalhos acadêmicos, a partir de uma análise quantitativa. 
 
FIGURA 2 – IDEF DA ATIVIDADE 1 E 2 
 
FONTE: Os autores (2017). 
NOTA: IDEF0 Completo – APÊNDICE I. 
 
Na Atividade 2, utilizando as mesmas palavras-chave da atividade anterior e 
uma análise qualitativa, isto é, uma análise e leitura do conteúdo de cada artigo e 
trabalho, foram reduzidos e filtrados de 50 para 10. Para o critério de análise 
qualitativa dos artigos foram evidenciados conteúdos que estivessem diretamente 
ligados ao tema desse trabalho. Nessa etapa também foram definidos os possíveis 
recursos e ferramentas que seriam necessários para a execução deste trabalho, bem 
como as dificuldades, os elementos conceituais e o conteúdo que poderia ser 
desenvolvido, a partir, da revisão bibliográfica. Foram empregados na Atividade 2 os 
softwares Endnote para gerenciamento de bibliografias de artigos e trabalhos. 
 
 
 
Análise Quantitativa
Questões
de
Pesquisa
Objetivos
Palavras-
Chave
Bibliotecas
e Portais de
Pesquisa
Excel
Revisão da Literatura
Análise Qualitativa
Autores
Palavras-
Chave
Análise
de Conteúdo
SoftwareEndNote
Excel
Trabalhos 
Acadêmicos
e Artigos
(Análise
Quantitativa) Elementos
Conceituais
Literatura
Selecionada
Barreiras
Recursos
Necessários
Lacunas
Softwares
Mendeley
Atividade 1 Atividade 2
17 
 
 
 
FIGURA 3 – IDEF DA ATIVIDADE 3 E 4 
 
FONTE: Os autores (2017). 
NOTA: IDEF0 Completo – APÊNDICE I. 
 
A Atividade 3 consistiu em desenvolver o conjunto de recomendações 
baseado na literatura selecionada; nas normas nacionais; internacionais e técnicas; e 
em regulamentos e protocolos de medição de desempenho. Nesta etapa também 
foram realizados surveys (ou pesquisas) para verificar a opinião de especialistas com 
relação ao correto uso e a seleção de procedimentos e recomendações para análise 
de qualidade e desempenho geral de sistemas fotovoltaicos. 
Por fim, a Atividade 4 foi a aplicação do conjunto de recomendações no 
sistema fotovoltaico do DELT UFPR. Foram utilizados alguns dos conceitos 
apresentados por Yin (2001) para conduzir o estudo de caso de forma adequada. Além 
disso, foi usado o software Radiasol para cálculo da radiação solar no plano inclinado, 
assim como contou-se com suporte e orientação de especialista da área. 
As saídas da Atividade 4 e deste trabalho foram: questões de pesquisas 
resolvidas, resultados quantitativos e qualitativos da aplicação do conjunto de 
recomendações no estudo de caso, validação do método e uma forma para avaliação 
de sistemas fotovoltaicos. 
 
1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO 
 
A partir deste capítulo, o presente trabalho foi estruturado da seguinte forma: 
revisão de literatura, materiais e métodos, conjunto de recomendações, estudo de 
caso e conclusões. 
Conjunto de
Recomendações
Elementos
Conceituais
Normas
Protocolos de
Medição de
Desempenho
Software
Radiasol
Excel
Literatura
Selecionada
Barreiras
Recursos
Necessários
Lacunas
Normas
Técnicas 
Especialistas
da Área
Estudo de Caso
Planejamento e Métodos
Estudo de Caso
Robert K. Yin
Surveys Excel
Conjunto de
Requisitos
Especialistas
da Área
Questões de
Pesquisa
Resolvidas
Validação
do Método
Resultados
Qualitativos e
Quantitativos
Sistema
Fotovoltaico
Engenharia
Elétrica UFPR
Avaliação de
Sistemas FV
Atividade 3 Atividade 4
18 
 
 
 
Na revisão de literatura, capítulo 2, é apresentado a revisão bibliográfica dos 
principais artigos encontrados a partir dos procedimentos definidos na seção 1.5 – 
procedimentos metodológicos, a fundamentação teórica com os conceitos essenciais 
para entendimento do trabalho e resumos das normas e regulamentos utilizados para 
elaboração do conjunto de recomendações. 
No capítulo seguinte, Materiais e Métodos, são definidos todos os materiais 
utilizados no trabalho, incluindo softwares, ferramentas e equipamentos. Além disso, 
são indicados os métodos necessários para a elaboração do conjunto de 
recomendações e sua aplicação no estudo de caso. 
Em Conjunto de Recomendação, no capítulo 4, são apresentados, 
classificados e esclarecidos cada item da lista de verificações. Posteriormente, são 
exibidos o modo de utilização do conjunto de recomendações e os resultados da 
pesquisa/surveys com os especialistas. 
No capítulo 5, Estudo de Caso, são apresentados todos os resultados, etapas 
e procedimentos da aplicação do conjunto de recomendações no sistema fotovoltaico 
do DELT UFPR. 
Finalmente, no capítulo 6, Conclusões, são feitas as conclusões e 
considerações finais de todo o trabalho, além de sugestões para trabalhos futuros. 
 
19 
 
 
 
 
2 REVISÃO DE LITERATURA 
 
Neste capítulo será apresentada uma fundamentação teórica necessária para 
o entendimento do trabalho. Também trará um breve resumo dos regulamentos e 
normas nacionais, internacionais e técnicas utilizadas para a elaboração do conjunto 
de recomendações de sistemas fotovoltaicos. 
 
2.1 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA 
 
A seguir, serão apresentados os elementos e conceitos essenciais para o 
entendimento do trabalho. 
 
2.1.1 Recursos solares 
 
O nível de radiação solar a que a superfície terrestre fica submetida se altera 
durante o movimento natural da Terra em torno do sol, devido à trajetória elíptica 
anual, cujo resultado são os períodos de solstício e equinócio. (GTES, 2014). Desse 
modo, de acordo com a latitude e os períodos de solstício, a duração solar do dia 
varia. Assim, quanto maior a latitude, ou seja, mais próximo das regiões polares, maior 
a variação da duração solar. Do contrário, nas regiões equatoriais e períodos de 
equinócio, a duração solar do dia é igual à duração da noite. (ANEEL, 2005). 
 
FIGURA 4 – ESTAÇÕES DO ANO E MOVIMENTO DA TERRA 
 
FONTE: ANEEL (2005). 
20 
 
 
 
 
Segundo ANEEL (2005), além da trajetória elíptica e da latitude, a radiação 
solar depende das condições climáticas e atmosféricas. Como pode ser visto na 
FIGURA 5, parte da radiação solar é refletida e absorvida pelas nuvens e atmosfera. 
Apesar disso, cerca de 25% da radiação solar atinge diretamente a superfície 
terrestre, e outros 26% atinge por radiação difusa. Este último é relativo a dispersão 
da radiação solar pelas moléculas e partículas presentes na atmosfera. 
 
FIGURA 5 – TIPOS DE RADIAÇÃO 
 
FONTE: Adaptado de NASA (2014). 
 
A maior parte do território brasileiro concentra-se próximo da linha do 
Equador, onde não há grandes variações na duração solar do dia. Entretanto, 
observam-se grandes variações nas Regiões Sul e Sudeste, localizadas mais 
distantes do Equador. Nessas regiões, um maior aproveitamento da radiação solar 
pode ser obtido ajustando-se a posição da tecnologia solar conforme a latitude do 
local e período do ano. Para sistemas de captação solar fixos localizados no 
Hemisfério Sul, como o Brasil, devem ser orientados para o Norte. Contrariamente, no 
Hemisfério Norte devem ser orientados para o Sul. Em ambos os casos, uma boa 
média de inclinação dos sistemas para o plano horizontal corresponde a ângulos 
próximos a latitude do local. (ANEEL, 2005). 
 
 
Radiação
Refletida na
Superfície
(Albedo)
6,7%
Refletida nas
nuvens
22,6%
Refletida na
atmosfera
Absorvida
nas nuvens e 
atmosfera
22,7%
Radiação
direta
Radiação
difusa
Radiação solar absorvida na superfície
48%
21 
 
 
 
FIGURA 6 – RADIAÇÃO SOLAR NO PLANO INCLINADO (MÉDIA ANUAL) 
 
FONTE: PEREIRA et al. (2006). 
 
Na FIGURA 6 e FIGURA 7, é apresentada a irradiação solar diária (no Brasil) 
incidente sobre um plano com inclinação igual à latitude do pixel em consideração, 
baseado em dados obtidos entre o período de julho de 1995 a dezembro de 2005. 
Como a irradiação solar sobre o plano inclinado não considera a topologia local, 
possibilita a observação da máxima captação da energia solar incidente, assim como 
também apresenta a forte influência da radiação refletida (albedo) pela superfície. 
(PEREIRA et al., 2006). 
 
 
22 
 
 
 
Na FIGURA 6, observa-se que: 
 
Os maiores índices de radiação são observados na Região Nordeste, com 
destaque para o Vale do São Francisco, onde a média anual é de 
aproximadamente 6 kWh/m².dia. Os menores índices são observados no 
Litoral Sul-Sudeste, incluindo a Serra do Mar, e na Amazônia Ocidental, 
respectivamente. No Amapá e Leste do Pará, onde também se observam 
índices inferiores à média nacional. (ANEEL, 2005). 
 
Na FIGURA 7, estão representadas as médias sazonais da irradiação solar 
diária (no Brasil) incidente sobre um plano inclinado. “Os meses do ano foram 
classificados em 4 estações de modo que o período de dezembro a fevereiro refere-
se ao Verão, de março a maio ao Outono, de junho a agosto ao Inverno e de setembro 
a novembro refere-se à Primavera”. (PEREIRA et al., 2006). 
A partir da FIGURA 7, verifica-se que no verão, a região Norte, mesmo 
próxima à linha do Equador, possui uma menor incidência de radiação solar se 
comparado com a região Sul. Entretanto, no inverno, o fenômeno ocorre ao inverso. 
Isso acontece por causa das características climáticas da região amazônicae da Zona 
de Convergência Intertropical (ZCIT) que, no verão, ocasiona um aumento de 
formação de nuvens e precipitações elevadas. (PEREIRA et al., 2006). 
Na região Norte também pode-se observar que a variação de radiação solar 
é menor se comparado com Sul e Sudeste entre o inverno e verão. Apesar da 
tendência natural da diminuição da radiação solar no inverno, na região amazônica tal 
redução é compensada por apresentar menor nebulosidade, devido ao deslocamento 
da ZCIT para o Hemisfério Norte. Esse deslocamento provocado pela incursão dos 
ventos alísios também resulta em altas taxas de precipitação, o que provoca baixos 
índices de irradiação no oeste do Amazonas durante todo o ano, e nas regiões 
costeiras e litorâneas do Nordeste. (PEREIRA et al., 2006). 
As regiões semiáridas (Oeste da região nordestina, parte do norte de Minas 
Gerais, nordeste de Goiás e sul de Tocantins) possuem altos índices de irradiação 
solar durante o ano todo, devido à baixa nebulosidade causada pela influência da Alta 
Tropical. De modo contrário, a região Sul possui os menores valores de irradiação e 
a maior variação de irradiação intersazonal do Brasil, proveniente das características 
do clima temperado e alta nebulosidade (influenciado pelos sistemas frontais 
23 
 
 
 
associados ao Anticiclone Polar Ártico), principalmente no inverno. (PEREIRA et al., 
2006). 
 
FIGURA 7 – RADIAÇÃO SOLAR NO PLANO INCLINADO (MÉDIA SAZONAL) 
 
FONTE: PEREIRA et al. (2006). 
 
Com relação a região Central do Brasil, durante Outono e Inverno, a região 
recebe maior incidência de radiação solar, “particularmente entre os meses de julho e 
setembro, quando a precipitação é baixa e o número de dias com céu claro é maior”. 
(PEREIRA et al., 2006). 
 
24 
 
 
 
2.1.2 Instrumentos de medição 
 
O conhecimento dos índices de radiação solar é de fundamental importância 
na implementação, bem como na avaliação de desempenho de um sistema FV. A 
coleta de dados pode estimar a eficiência de um sistema com as variações de radiação 
solar em um determinado período de tempo. 
Os instrumentos de mediação de recursos solares ou, simplesmente, 
instrumentos solarimétricos, frequentemente, utilizados são dois: o piranômetro e o 
piroheliômetro. 
 
2.1.2.1 Piranômetro 
 
São instrumentos que medem a irradiação solar global (composta das 
componentes direta e difusa) com um ângulo de aceitação de 180°. (PAULESCU et 
al., 2012). Com relação a construção do piranômetro existem os fotovoltaicos e os 
termoelétricos. 
Primeiramente, o piranômetro fotovoltaico (FIGURA 8) é constituído por uma 
célula fotovoltaica que transforma a luz em corrente elétrica. Na condição de curto-
circuito, essa corrente é proporcional à intensidade da radiação incidente. Em virtude 
do seu baixo custo e praticidade é, particularmente, útil em instrumentos secundários, 
apesar de possuir críticas quando ao seu comportamento espectral, devido a sua 
seletividade. (TIBA et al., 2000). A sua utilização também é “recomendada para 
integrais diárias de radiação solar total sobre o plano horizontal ou para observar 
pequenas flutuações da radiação, devido a sua grande sensibilidade e resposta quase 
instantânea, cerca de 10 s”. (TIBA et al., 2000). 
 
FIGURA 8 – PIRANÔMETRO FOTOVOLTAICO 
 
FONTE: TIBA et al. (2000). 
 
25 
 
 
 
O piranômetro termoelétrico (FIGURA 9) é, essencialmente, uma pilha 
termoelétrica, contendo termopares em série que “geram uma tensão elétrica 
proporcional à diferença de temperatura entre suas juntas, as quais se encontram em 
contato térmico com placas metálicas que se aquecem de forma distinta, quando 
iluminadas. Portanto, a diferença de potencial medida na saída do instrumento pode 
ser relacionada com o nível de radiação incidente”. (TIBA et al., 2000). 
 
FIGURA 9 – PIRANÔMETRO TERMOELÉTRICO 
 
FONTE: TIBA et al. (2000). 
 
2.1.3 Piroheliômetro 
 
Conhecido também como pireliômetro (FIGURA 10), é utilizado para medir a 
radiação solar direta. Devido a esse fato, deve ser permanentemente direcionado ao 
Sol, geralmente, através de um eixo. (PAULESCU et al., 2012). A radiação difusa é 
bloqueada instalando um sensor termoelétrico ao fundo do tubo de colimação 
(instrumento com a função de alinhar a trajetória dos feixes luminosos o mais paralelo 
possível ao tubo). As paredes deste mesmo tubo são enegrecidas. O instrumento 
caracteriza-se por apresentar uma pequena abertura de forma a "visualizar" apenas o 
disco solar e a região vizinha denominada circunsolar. (GTES, 2014). 
 
FIGURA 10 – PIROHELIÔMETRO 
 
FONTE: Adaptado de (PAULESCU et al., 2012). 
NOTAS: A esquerda tem-se um esquemático do piroheliômetro. 
A direita observa-se um piroheliômetro modelo Hukseflux DR01. 
 
26 
 
 
 
2.1.4 Efeito fotovoltaico 
 
Na natureza há materiais denominados semicondutores, com propriedades 
para conduzir de forma mais eficiente a eletricidade se comparado com os isolantes, 
porém, com menor capacidade se comparado com os condutores. É caracterizado 
pelo total preenchimento da banda de valência por elétrons, e na temperatura do zero 
absoluto, uma banda de condução “vazia” (sem elétrons). Dessa forma, no zero 
absoluto, um material semicondutor comporta-se como isolante. (GTES, 2014). 
 
FIGURA 11 – ESTRUTURA DE BANDAS DE ENERGIA NOS MATERIAIS 
 
FONTE: Adaptado de GTES (2014). 
 
Entre as duas bandas de energia, encontra-se a banda proibida (também 
chamada de bandgap ou, simplesmente, gap), representado por Eg. A largura desta 
banda determina se o material é um semicondutor. Enquanto os isolantes possuem 
uma banda proibida larga, na ordem de 6 eV (elétron-volt), os semicondutores podem 
atingir até 3 eV (como visto na FIGURA 11). Devido a estas bandas de energia nos 
semicondutores, é possível aumentar a sua condutividade com a temperatura, 
“proporcionado pela excitação térmica de elétrons da banda de valência para a banda 
de condução, deixando na banda de valência as lacunas, as quais constituem 
portadores de carga positiva”. (GTES, 2014). Assim, fótons com energia superior à Eg 
do gap podem excitar elétrons da banda de valência para a de condução. (GTES, 
2014). 
De acordo com GTES (2014), entre os semicondutores, o silício (Si) é o mais 
utilizado na aplicação fotovoltaica. É caracterizado por ter átomos tetravalentes, ou 
seja, possuem quatro elétrons que formam uma ligação covalente com os átomos 
vizinhos, estabelecendo uma rede cristalina. Adicionando-se nesta rede, um átomo 
pentavalente, como o fósforo (P), resultará em um elétron em excesso que estará 
Banda de condução
Banda proibida
Banda de valência
Condutor Semicondutor Isolante
< 3 eV > 6 eV
27 
 
 
 
fracamente ligado ao átomo de origem (FIGURA 12). Dessa forma, com pouca 
energia, o elétron é deslocado para banda de condução. Na temperatura ambiente, a 
energia térmica já é suficiente para esse deslocamento. No caso, o fósforo (P) é 
chamado de impureza doadora de elétrons e denomina-se dopante N ou impureza N. 
 
FIGURA 12 – DOPANTES NA REDE CRISTALINA 
 
FONTE: Adaptado de REUK.CO.UK. (2017). 
 
Em contrapartida, se for introduzido um átomo trivalente na rede cristalina, 
como é o caso do Boro, haverá a falta de um elétron para satisfazer as ligações com 
os átomos de silício (Si) da rede (FIGURA 12). A falta de elétron é chamada de buraco 
ou lacuna em que, na temperatura ambiente, a energia térmica de um elétron de um 
sítio vizinho é suficiente para fazê-lo passar para esta posição, ocorrendo o 
deslocamento da lacuna. Assim, o boro (B) é chamado de impureza aceitadora de 
elétrons e denomina-se dopante P ou impureza P. (GTES, 2014). 
Ao ter como base uma lâmina de silício (Si) e introduzir em uma de suas 
metades átomos de boro (B) e, na outra, átomos de fosforo (P), obtém-se a junção 
PN. Nesta junção, os elétrons livres da região N passam para região P, onde são 
capturados pelas lacunas. Isto resulta em um excessode elétrons na região P, 
tornando-a negativamente carregada. De modo contrário, na região N há uma redução 
de elétron, tornando-a positivamente carregada. Este excesso de cargas positivas e 
negativas, respectivamente, nas junções N e P, provoca um campo elétrico que 
impede a passagem de mais elétrons do lado N para o lado P, assim como a 
passagem de lacunas da região P para N. Desse modo, esse processo é equilibrado 
quando o campo elétrico (ou barreira de potencial) impede a passagem de qualquer 
elétron livre remanescente do lado N para o lado P. Após o equilíbrio, tem-se uma 
P
P
P
P
P
P
P
P
P
Silício dopado com fósforo (P)
B
B
B
B
B
B
B
B
B
Silício dopado com boro (B)
Elétron
em excesso
Falta de
elétron
(lacuna)
28 
 
 
 
zona de cargas positivas e negativas gerando um campo elétrico, conhecida como 
zona de carga espacial ou zona de depleção. (GTES, 2014). 
Caso a junção PN for exposta a fótons com energia maior que a do gap (Ef > 
Eg), então, ocorrerá a fotogeração de pares elétron-lacuna. Se isto ocorrer na zona de 
depleção, haverá uma separação pelo campo elétrico e os elétrons serão acelerados 
para o lado N e as lacunas para o lado P, gerando uma corrente elétrica através da 
junção. Caso os portadores de carga forem fotogerados fora da zona de depleção, 
“então os portadores minoritários, isto é, lacunas em região tipo N e elétrons em região 
tipo P, deverão ter um tempo de vida ou comprimento de difusão mínimo para 
eventualmente alcançarem a junção PN e serem coletados, sem que ocorra 
recombinação”. (GTES, 2014). O deslocamento de cargas gera uma diferença de 
potencial. 
 
FIGURA 13 – EFEITO FOTOVOLTAICO NA JUNÇÃO PN 
 
FONTE: Adaptado de REUK.CO.UK. (2017). 
 
Portanto, “a separação dos portadores de carga pela junção PN dá origem ao 
efeito fotovoltaico, que é a conversão de energia luminosa em energia elétrica 
associada a uma corrente elétrica e uma diferença de potencial”. (GTES, 2014). Se a 
região N for conectada na traseira da região P através de um metal condutor haverá 
uma circulação de elétrons. Dessa forma, o efeito fotovoltaico é fundamental para o 
funcionamento das células fotovoltaicas. 
 
Zona de depleção
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Região P Região N
Fóton
Fóton
 
 
 
 
Fóton
 
 
 
29 
 
 
 
2.1.5 Componentes de um sistema fotovoltaico 
 
Os principais componentes de um sistema fotovoltaico convencional completo 
são: célula fotovoltaica, módulos fotovoltaicos, inversor, cabos, conexões e estrutura. 
Todos os itens serão apresentados detalhadamente a seguir. 
 
2.1.5.1 Célula fotovoltaica 
 
A célula é unidade fundamental de geração do sistema fotovoltaico, fabricada, 
a partir, de materiais semicondutores fotossensíveis que possibilitam a conversão da 
energia luminosa proveniente do sol em energia elétrica, por meio do efeito 
fotovoltaico. Individualmente, uma célula em condições padronizadas de ensaio, ou 
Standard Test Conditions (STC), apresenta uma diferença de potencial de 
aproximadamente 0,6 V em seus terminais e potência na faixa de 1,0 a 1,5 W. (EPE, 
2012). 
 
FIGURA 14 – PARTICIPAÇÃO DAS TECNOLOGIAS NO MERCADO 
 
FONTE: Adaptado de Ogbomo et. al (2016). 
 
As principais tecnologias aplicadas na produção de células fotovoltaicas são: 
silício monocristalino (m-Si) e policristalino (p-Si), telureto de cádmio (CdTe), silício 
amorfo (a-Si), disseleneto de cobre índio e gálio (CIGS), arsinieto de galio (GaAs). 
(GTES, 2014). A FIGURA 14 apresenta a parcela no mercado das tecnologias mais 
utilizadas na confecção de células fotovoltaicas - destaque para a tecnologia de Silício 
Silício 
monocristalino
30%
Silício policristalino
54%
Silício amorfo
5%
Disseleneto de 
Cobre Índio e Gálio
4%
Telureto de Cádmio
6%
Arsinieto de Gálio
1%
30 
 
 
 
Cristalin que domina o mercado com 84% da produção mundial. (OGOBOMO et. al, 
2016). 
A tecnologia de silício cristalino, também conhecida como a primeira geração 
de células fotovoltaicas, pode ser dividida em dois tipos: sílicio monocristalino e 
policristalino. (GTES, 2014). No primeiro tipo, o silício deve possuir um grau de pureza 
de 99,9999% durante a etapa de fabricação. (EPE, 2012). O procedimento de 
fabricação das células monocristalinas também é mais complicado e caro, 
principalmente, se comparado a outros tipos de células, porém, apresenta o melhor 
desempenho nas condições padronizadas de ensaio. (OGBOMO et. al, 2016). 
As células de silício policristalino dominam o mercado e apresentam um 
processo mais simples de fabricação, em que menos silício é desperdiçado e o 
controle na etapa de fabricação é menos rigoroso quando comparado com o processo 
de produção das células monocristalinas. (EPE, 2012). As células policristalinas 
apresentam bom desempenho no geral, contudo, pelo maior número de imperfeições 
no processo de fabricação sua eficiência é prejudicada. Os dois tipos de células, 
podem ser visualizadas na FIGURA 15. 
 
FIGURA 15 – CÉLULAS DE SILÍCIO 
 
FONTE: Solar Energy (2017). 
NOTA: Célula de Silício monocristalino (esquerda) e policristalino (direita). 
 
A tecnologia que completa o mercado contempla as células de filme fino, que 
pode ser vista na FIGURA 16. Esse tipo de tecnologia é conhecido como a segunda 
geração de células fotovoltaicas e, atualmente, representa uma parcela modesta do 
mercado. (GTES, 2014). De acordo com Ogbomo et.al (2016), existem vários tipos de 
células de filmes finos disponíveis; confeccionadas, principalmente, a partir, de 
tecnologias de telureto de cádmio (CdTe), silício amorfo (a-Si), disseleneto de cobre 
índio e gálio (CIGS) e arsinieto de galio (GaAs). 
 
31 
 
 
 
FIGURA 16 – CÉLULA FOTOVOLTAICA DE FILMES FINOS 
 
FONTE: Itechworld (2016). 
 
As células de silício amorfo foram as primeiras de filmes finos a serem 
produzidas em larga escala, entretanto, não são populares atualmente, tendo 
representatividade de 5% do mercado. (OGBOMO et. al,2016). Segundo Peng, Lu e 
Yang (2013), o silício amorfo absorve a luz do sol de maneira mais eficiente que o 
silício cristalino, isso acarreta em uma redução na quantidade de silício no processo 
de fabricação, contudo, sua eficiência geral é inferior e sua aplicação fica limitada a 
aplicações de baixa potência. (GREEN et. al, 2015). 
De acordo com Ogbomo et. al (2016), o cadmio é um elemento abundante na 
natureza, mas é reconhecido como um dos materiais mais tóxicos conhecidos pelo 
homem. Do contrário, o composto telureto de cádmio é totalmente amigável ao meio 
ambiente, apesar de tornar a célula fotovoltaica que o utiliza mais cara. (OGBOMO et. 
al,2016). Esta célula de telureto de cádmio representa a maior parcela do mercado de 
células de filmes finos, com 6%, conta com um processo de fabricação simples e é 
mais barata do que células cristalinas e outras células de filmes finos. Também é visto 
como único tipo de células deste tipo a rivalizar com o silício cristalino. (SANGSTER, 
2014). 
Sobre a eficiência na conversão das células fotovoltaicas empregada 
atualmente, houve um salto significativo, principalmente quando comparadas com as 
primeiras, contudo alguns fatores ainda limitam a eficiência de conversão. A parcela 
da luz que é refletida na superfície da célula, sombreamento, energia dos fótons 
insuficiente para excitação dos portadores, excedente de energia no fóton, 
recombinação dos portadores de carga em áreas defeituosas do material e perdas 
térmicas na condução elétrica são alguns exemplos de fatores impactantes na 
eficiência de uma célula fotovoltaica (GTES,2014). 
32 
 
 
 
De acordo com Polman et. al (2017), a eficiência obtida em células de 
diferentes materiais e tecnologias vem estabelecendo recordes e se aproximando 
cada vez mais do limite teórico. O limite teórico de eficiência na conversão por uma 
célula fotovoltaica, segundo o modelo de Shockley e Queisser (1961),para células de 
junção simples, é de 33,7% para um semicondutor ideal com bandgap de 1,34 eV. As 
células de silício monocristalinas e policristalinas já alcançam eficiência de 25,6% e 
21,3%, respectivamente. 
As células com tecnologia de telureto de cádmio (CdTe), que apresentam 
excelente absorção de luz, alcançam 21,5% de eficiência. As células de disseleneto 
de cobre índio e gálio (CIGS) apresentam menor aproveitamento da luz, mas tem 
maior aplicabilidade no setor elétrico e alcança 21,7% de eficiência. (POLMAN et al., 
2017). 
 
2.1.5.2 Módulos fotovoltaicos 
 
Uma célula fotovoltaica apenas submetida às condições de ensaio padrão 
gera uma tensão muito pequena em seus terminais, na ordem de 0,6 V. (EPE, 2012). 
Para potências maiores, uma associação dessas unidades elementares é necessária. 
A integração das células, que devem ser dispostas de maneira a atender à 
necessidade e as características elétricas desejadas para a unidade geradora, 
formam a unidade básica do sistema, que é o módulo fotovoltaico. (GTES, 2014). 
A forma com que as células são interligadas depende dos parâmetros 
elétricos que se espera nos terminais de saída do módulo fotovoltaico. A interligação 
de células em série aumenta a tensão nos terminais do módulo e em paralelo aumenta 
a corrente. (GTES, 2014). O número de células no interior dos módulos fotovoltaicos 
varia muito de acordo com a aplicação. Em sistemas fotovoltaicos conectados à rede, 
por exemplo, na etapa de projeto, diferentes tensões são requeridas para um módulo 
fotovoltaico, muito em questão da área disponível para alocação dos módulos, o que 
justifica a variedade de módulos com características elétricas diversas, encontrados 
atualmente. 
Sobre a parte estrutural, a grande maioria dos módulos rígidos 
comercializados apresenta a mesma composição, que pode ser visualizada na 
FIGURA 17. 
 
33 
 
 
 
FIGURA 17 – ESTRUTURA CONVENCIONAL DE UM MÓDULO RÍGIDO 
 
FONTE: Energiatecsolar (2017). 
 
As células fotovoltaicas são o que há de mais importante em um módulo 
fotovoltaico. Praticamente todos os processos envolvidos na sua confecção, visam 
proteger o conjunto de células e elevar a funcionalidade do sistema. De acordo com 
Agroui et. al (2006), as células devem ser encapsuladas por material resistente a 
variações de temperaturas, que apresente boa aderência aos outros materiais que 
compõe o módulo, além de ser transparente para não afetar a captação luminosa 
incidente sobre o módulo. O material mais utilizado para o encapsulamento é o EVA 
(acetato-vinilo de etileno). 
A proteção inferior do módulo busca proteger as células de exposição a 
líquidos e umidade. Usualmente é feita por meio do uso de materiais como Tedlar que 
apresenta boa durabilidade sem perder suas propriedades ao longo de mais de duas 
décadas. (GAMBOGI et. al, 2014). A proteção superior do módulo evita que impactos 
de qualquer natureza provoquem avarias, geralmente, nesse processo é utilizado 
vidro temperado com baixo teor de ferro e de alta transparência. (GTES, 2014). A 
parte inferior do módulo ainda conta com a caixa de conexões, onde se tem acesso 
aos terminais de corrente contínua do módulo fotovoltaico. Por fim, o módulo é 
revestido por uma estrutura de alumínio, que associa leveza, durabilidade e 
resistência mecânica. 
Existem também módulos flexíveis, como o da FIGURA 18, cujas células são 
de filmes finos depositadas em substratos de baixo custo como plástico ou alguns 
metais. Por essa razão, são tratados como tecnologia de baixo custo. Contudo, esse 
tipo de módulo sofre com quedas acentuadas de eficiência logo nos primeiros meses 
de operação. (EPE, 2012). 
 
 
34 
 
 
 
FIGURA 18 – MÓDULO COMPOSTO POR CÉLULAS DE FILMES FINOS 
 
FONTE: Sustainia (2017). 
 
Os valores de eficiência que um módulo fotovoltaico pode alcançar atualmente 
estão expostos na TABELA 1. De acordo com Polman et. al (2017), o hiato entre 
eficiência máxima obtida para células fotovoltaicas e eficiência máxima nos módulos 
fotovoltaicos se deve a dois fatores importantes: o tamanho da célula analisada e o 
encapsulamento das células interligadas. O registro da eficiência de células 
fotovoltaicas nos laboratórios é obtido, muitas vezes, em uma porção reduzida da 
célula que será efetivamente utilizada por meio de métodos de análise de elevado 
custo. (POLMAN et al., 2017). 
 
TABELA 1 – EFICIÊNCIA DAS CÉLULAS E MÓDULOS FOTOVOLTAICOS 
Material 
Eficiência da 
célula (%) 
Eficiência do 
módulo (%) 
Silício monocristalino 25,6 22,4 
Silício policristalino 21,3 18,5 
CIGS 21,7 17,5 
CdTe 21,5 18,6 
FONTE: Adaptado de POLMAN et. al (2017). 
 
Deve se levar em conta também que o módulo fotovoltaico comercial conta 
com dezenas de células solares interligadas, o que acarreta em perdas na geração 
de corrente devido à resistência nas conexões e ao tamanho das células. (POLMAN 
et al., 2017). 
O desempenho dos módulos fotovoltaicos, assim como o das células que o 
compõe, é influenciado por dois fatores principais: nível de irradiação no plano dos 
módulos e a temperatura de operação das células. (GTES, 2014). Sobre o primeiro, a 
nebulosidade local e ângulo de inclinação dos módulos exercem maior influência. 
35 
 
 
 
Além disso, inevitavelmente ocorre uma queda na eficiência da conversão de energia 
de aproximadamente 1% ao ano. (EPE, 2012). 
Os módulos fotovoltaicos devem possuir etiqueta do INMETRO afixado no 
produto, para ser comercializado no Brasil (INMETRO, 2011). Os modelos que 
passaram pelos ensaios e receberam os certificados estão listados no endereço 
eletrônico do instituto. 
 
2.1.5.3 Inversor 
 
O inversor é o equipamento responsável pela conversão da potência em 
corrente contínua oriunda dos painéis fotovoltaicos em corrente alternada adequada 
para as cargas ou para interligação com a rede de distribuição. A conversão é 
realizada por meio de dispositivos eletrônicos de chaveamento controlável. Os 
inversores fotovoltaicos ainda contam com uma ferramenta integrada de controle que 
extrai o máximo potencial dos módulos fotovoltaicos, responsável pelo rastreamento 
do ponto de máxima potência, conhecido por Maximum Power Point Tracking, ou 
simplesmente MPPT. (GTES, 2014). 
Em sistemas fotovoltaicos, o inversor pode ser utilizado em dois tipos de 
aplicações, apresentadas em maiores detalhes mais adiante, que são: sistemas 
isolados e conectados à rede. Embora o princípio de funcionamento do equipamento 
seja o mesmo em ambas as aplicações, possuem características diferentes. Em 
sistemas conectados à rede de distribuição, por exemplo, diversos fatores devem ser 
levados em consideração. Neste tipo de aplicação, é fundamental que o inversor gere 
um sinal senoidal nos terminais de saída com amplitude e frequência em níveis 
adequados para sincronização com a rede elétrica e forma senoidal com baixo 
conteúdo harmônico. (GTES,2014). 
Existem no mercado dois tipos de inversores para aplicação fotovoltaica, os 
monofásicos e os trifásicos. De acordo com o PRODIST, em sistemas com potência 
nominal de geração inferior a 10 kW, podem ser utilizados qualquer um dos dois. Em 
projetos com potencial superior é necessária utilização de equipamentos trifásicos. 
(ANEEL, 2016). 
No que se refere a eficiência de conversão de potência dos inversores, com a 
evolução constante de componentes eletrônicos, alguns modelos destinados a 
conexão com a rede alcançam em média 95% de eficiência, segundo os principais 
36 
 
 
 
fabricantes. Segundo GTES (2014), o que determina a eficiência dos inversores são 
as perdas em condução e na comutação e, sobretudo, a temperatura ambiente - como 
podemos visualizar na FIGURA 19, retirada das folhas de dados técnicos de um 
inversor da empresa alemã SMA. 
 
FIGURA 19 – EFICIÊNCIA DOS INVERSORES 
 
FONTE: Adaptado de SMA (2013). 
 
De acordo com Islam, Mekhilef e Hasan (2015), os inversores fotovoltaicosdestinados à geração distribuída podem ser classificados em quatro categorias: 
inversores centrais, inversores de string, inversores integrados ao módulo e inversores 
multi-string. 
• Inversores centrais: Os primeiros inversores fotovoltaicos ligados à rede 
elétrica. Eram utilizados em sistemas com potencias superiores a 10 kW, onde 
a tensão gerada pelos módulos tinha de ser alta o suficiente para atender as 
condições de funcionamento do inversor. Por ser a primeira tecnologia 
empregada em sistemas conectados, apresentava desvantagens 
consideráveis, como perdas nos diodos da série fotovoltaica, cabos de 
interligação módulo-inversor de dimensões exageradas, perdas de potência 
devido ao MPPT ultrapassado, energia gerada com nível de qualidade 
questionável e, principalmente, o seu valor elevado. (ISLAM; MEKHILEF; 
HASAN, 2015). 
• Inversores de string: Atualmente, o tipo de inversor fotovoltaico conectado à 
rede mais comum e que oferece as melhores vantagens. Trata-se de uma 
forma abreviada do inversor centralizado, onde uma única cadeia de módulos 
fotovoltaicos está ligada ao inversor. As vantagens dos inversores de string são 
Temperatura ambiente (°C)
Po
tê
n
ci
a 
d
e 
sa
íd
a 
p
ad
ro
n
iz
ad
a
37 
 
 
 
muitas: perdas significativamente menores quando comparadas à tecnologia 
anterior, vantagem de oferecer MPPTs individuais para cada série fotovoltaica, 
baixo custo devido à larga produção e elevada eficiência de conversão. 
(ISLAM; MEKHILEF; HASAN, 2015). Ideal para microgeração até 10kWp. 
(GTES,2014). 
• Inversores de multi-string: Desenvolvido para aumentar nível de potência do 
sistema, aumentando a quantidade de cadeia de módulos conectados ao 
inversor, mantendo a confiabilidade e eficiência característica dos inversores 
string. As vantagens na utilização dos inversores multi-string são: custo 
reduzido e maior qualidade na energia injetada na rede elétrica devido ao 
controle individual da série fotovoltaica por meio dos MPPTs locais e sistemas 
de monitoramento otimizados. (ISLAM; MEKHILEF; HASAN, 2015). 
• Inversores integrados: Consiste em um micro inversor integrado aos módulos 
fotovoltaicos, que entregam em seus terminais potência c.a, sem acesso a 
parte c.c. A principal vantagem deste tipo de inversor é facilidade de 
implementação por se tratar de uma estrutura modular; e a principal 
desvantagem é a eficiência geral reduzida devido à necessidade de 
amplificação da tensão gerada no módulo individual, além do alto custo de 
instalação. (ISLAM; MEKHILEF; HASAN, 2015). 
A FIGURA 20 mostra a maneira com que cada tipo de inversor é 
implementado. 
Os inversores de conexão com a rede para serem comercializados no Brasil 
devem seguir uma série de requisitos mínimos. Segundo a ANEEL (2016), o inversor 
deve prover proteção anti-ilhamento, que impossibilita a geração de energia no 
sistema em caso de problemas na rede de distribuição. O equipamento, atendendo 
aos requisitos mínimos de proteção para ser ligado à rede de distribuição, deve 
atender também aos requisitos da NBR 16149 (ABNT, 2013), referente a faixas de 
variação de tensão e frequência, níveis de distorção harmônica, fator de potência, 
dentre outros. 
Por fim, o inversor deve apresentar a etiqueta do INMETRO exposta no 
próprio produto. A apresentação do número do registro da certificação do instituto é 
obrigatória no momento da solicitação de acesso à rede de distribuição, segundo a 
Portaria nº 17 (INMETRO, 2016). 
38 
 
 
 
 
FIGURA 20 – TIPO DE INVERSORES DE CONEXÃO COM A REDE 
 
FONTE: Adaptado de Jana et. al. (2016). 
 
2.1.5.4 Cabos e conexões 
 
O sistema fotovoltaico conta com elementos secundários, que embora 
passem despercebidos, apresentam a mesma importância na qualidade e 
desempenho geral do sistema. Os cabos confeccionados com materiais de alta 
condutividade realizam o transporte da energia de todo o sistema, e, assim como todo 
condutor, sofre aquecimento e perdas de energia devido a esse efeito térmico. Além 
disso, devem atender a alguns critérios referentes à seção do cabo e o tipo de 
material; que a princípio devem ser selecionados para compensar as perdas entre o 
sistema de geração e carga, estabelecendo a melhor relação custos/perdas possível. 
(BENITO, 2010). 
O módulo fotovoltaico conta geralmente com cabos pré-instalados destinados 
a interligação com os demais. Esses cabos geralmente contam com sistemas de 
conexão padronizados e de encaixe simples, FIGURA 21, garantindo confiabilidade 
ao sistema. Os conectores dispostos nos módulos fotovoltaicos devem ser 
equivalentes e atender um grau de proteção estabelecido pela NBR IEC 60529 
(ABNT, 2005). 
Tecnologia
centralizada
String de diodos
Módulos FV
Tecnologia de string Tecnologia de multi-string
Tecnologia
módulo c.a.
39 
 
 
 
 
FIGURA 21 – CONECTOR MC4 MACHO/FÊMEA 
 
FONTE: Adaptado de NeoSolar (2016). 
 
Os módulos ainda contam, geralmente, com uma caixa de conexões na parte 
de baixo, onde se encontram os diodos de desvio (by-pass) e os pontos de conexão 
dos conjuntos de células em série protegidas por esses diodos. (GTES, 2014). O local 
é ideal para o acesso dessas conexões, uma vez que não sofrem irradiação direta do 
sol, ficando livres de sobreaquecimento. Contudo, por se encontrarem na parte do 
módulo mais próxima à uma superfície de sustentação, como o telhado, podem ficar 
expostos a locais de alta concentração de umidade ou propícios ao acúmulo de água, 
situação que deve ser evitada. 
 
2.1.5.5 Estrutura 
 
Assim como os cabos, a estrutura de suporte dos módulos fotovoltaicos faz 
parte dos elementos secundários de uma instalação fotovoltaica. A estrutura é a base 
do sistema fotovoltaico e deve atender aos requisitos apresentados na NBR 16274, 
referente a instalação mecânica do arranjo fotovoltaico. (ABNT, 2014). A estrutura, 
geralmente, de alumínio ou aço inoxidável, garante a fixação necessária dos módulos, 
e impede que os módulos de desloquem sob tempestades. 
Existem vários tipos de estrutura de fixação; com características, custos e 
benefícios diferentes, e devem ainda levar em conta o tipo de cobertura ou local que 
irá acomodá-la. Cobertura com telhas de barro, fibrocimento, lajes, superfícies 
metálicas ou até mesmo o solo exigem uma estrutura de fixação desenvolvida para 
estes locais especificamente. 
 
40 
 
 
 
2.1.6 Aplicações de sistema fotovoltaicos 
 
Como comentado anteriormente, os sistemas fotovoltaicos podem ser 
implementados de duas maneiras distintas: isolados ou conectados à rede. O grande 
diferencial entre eles está na necessidade ou não de sistemas complementares de 
acumulação de energia e na forma de controle e condicionamento da potência gerada 
pelo sistema. 
 
2.1.6.1 Sistemas fotovoltaicos isolados 
 
Os sistemas isolados, também conhecidos como autônomos, foram os 
primeiros a entrar em operação em grande escala mundial. Este tipo de sistema tem 
como característica a capacidade de geração e atendimento de uma demanda 
energética sem supervisão e controle da concessionária de energia local, respeitando 
sempre requisitos de proteção e segurança. Sua implementação ocorre, 
principalmente, em regiões onde o acesso ao sistema elétrico de potência é precário, 
embora, possam ser utilizados também no setor de iluminação, telecomunicação e 
aplicações espaciais. (VILLALVA; GAZOLI, 2012). 
O problema dos sistemas isolados é a necessidade de complementação no 
armazenamento, devido à impossibilidade de geração durante a noite ou em dias 
nublados - embora existam sistemas fotovoltaicos isolados desprovidos de sistema de 
armazenamento que atuam somente quando existe sol; um exemplo são os sistemas 
de bombeamento de água a partir de módulos fotovoltaicos. O uso de sistemas de 
armazenamento aumenta o custo do projeto, principalmente, pelos custos que 
envolvem manutenção. (PINHO, 2008). 
 
FIGURA 22 – BLOCOS BÁSICOS DEUM SFVI 
 
FONTE: GTES (2014). 
41 
 
 
 
Sistemas isolados podem ser desmembrados em três blocos: gerador, 
controle e condicionamento, e, por fim, o bloco armazenamento. Por meio de 
levantamento dos dados históricos de radiação solar e da estimativa da demanda a 
ser atendida pela planta é possível dimensionar os três blocos. (GTES, 2014). 
 
2.1.6.2 Sistemas fotovoltaicos conectados à rede 
 
O sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica difere dos isolados 
principalmente por não ser necessário atender uma demanda energética. Nessa 
configuração de sistema, a demanda energética da unidade consumidora pode ser 
atendida pela rede elétrica da concessionária, pelo sistema fotovoltaico na forma de 
autoconsumo ou por ambos. Sistemas interligados com a rede elétrica passaram a 
ser visados após a resolução normativa 482 da Aneel que estabeleceu as condições 
de acesso à rede de distribuição e estabeleceu as condições de compensação 
energética no Brasil. (ANEEL, 2012). 
Os sistemas conectados à rede elétrica são mais eficientes, apresentam 
durabilidade superior e são em média 40% mais baratos que os sistemas isolados. 
(PINHO, 2008). 
Como pode ser visto na FIGURA 23, sistemas conectados à rede, usualmente, 
são separados em bloco gerador e bloco de controle e condicionamento. O 
armazenamento de energia elétrica é completamente dispensável nesse tipo de 
sistema, uma vez que, em períodos sem incidência solar a demanda energética da 
unidade consumidora pode ser atendida diretamente pela concessionária. Contudo, 
por serem instalados geralmente em ambientes urbanos, as perdas por 
sombreamento são maiores se comparadas com os sistemas isolados. (GTES, 2014). 
 
FIGURA 23 – BLOCOS BÁSICOS DE UM SFVCR 
 
FONTE: GTES (2014). 
 
42 
 
 
 
O potencial do bloco gerador fica condicionado à parte financeira disponível 
para a escolha dos módulos fotovoltaicos e, principalmente, as dimensões disponíveis 
para alocação dos módulos. Assim, visando o melhor potencial possível, a tecnologia 
utilizada nos módulos em sistemas conectados é, geralmente, de silício monocristalino 
ou policristalino. 
O inversor, responsável pelo condicionamento da potência proveniente do 
bloco gerador, deve ser capaz de converter toda a potência gerada nos módulos 
fotovoltaicos, portanto, devem possuir potências equivalentes. Contudo, as 
características elétricas especificadas pelos fabricantes nos módulos fotovoltaicos 
representam o resultado de ensaios obtidos sob condições específicas, que 
dificilmente, são alcançadas em operações de práticas. Considerando esta situação, 
alguns estudos mostram que um inversor de conexão com a rede levemente 
subdimensionada, também apresenta bom desempenho em campo e proporciona 
melhora do binômio custo/eficiência. (FIORELLI; ZUERCHER-MARTINSON, 2013). 
 
FIGURA 24 – TÍPICO SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE 
 
 
FONTE: Proengenergia (2016). 
 
De acordo com a norma técnica NTC 905200 da COPEL, o acesso à geração 
distribuída no estado do Paraná exige a troca do medidor convencional por medidor 
eletrônico (COPEL, 2016). Esse novo medidor tem a finalidade de medir a demanda 
de potência da unidade consumidora no chamado sentido direto de fluxo de potência 
e os níveis de energia no sentido contrário ao convencional (que mede a energia 
produzida na própria unidade consumidora e injetada na rede elétrica de distribuição). 
43 
 
 
 
A FIGURA 24, oferece uma visão geral de um típico sistema de geração 
distribuída. 
 
2.1.7 Problemas que afetam o desempenho do sistema 
 
Diversos pontos da instalação estão sujeitos a apresentar falhas que 
diminuem a produção energética ou, até mesmo, impossibilita o funcionamento 
adequado do sistema. As partes mais susceptíveis a falhas e danos são: módulos, 
inversor, cabos e conexões. A natureza dos problemas pode ser intrínseca, referentes 
as características elétricas dos equipamentos que compõe o sistema, ou extrínsecas 
referente as condições climáticas e fenômenos destrutivos. (MENDES, 2016). 
Os módulos e as células fotovoltaicas podem apresentar diversas falhas 
quando estão em operação. As falhas típicas identificadas nos módulos, que afetam 
negativamente o desempenho geral do sistema, são decorrentes de sobretensão, 
sobreaquecimento ou por conta de falhas na etapa de construção dos módulos. 
Falhas no diodo by-pass pelo sobreaquecimento das células, pontos quentes (hot 
spot) pelo sombreamento, conexões deficientes e curto circuito com a terra são alguns 
exemplos. (MENDES, 2016). 
No inversor, avarias e falhas nas conexões são as principais razões para a 
redução do desempenho do sistema, sendo a maioria passível de identificação visual. 
(MENDES, 2016). O confinamento do inversor em ambiente desprovido de ventilação 
natural também afeta de maneira negativa o desempenho do equipamento. Os cabos 
por sua vez, sofrem com a degradação do revestimento de proteção devido ao 
envelhecimento natural, contudo, a ação de roedores e algumas aves podem acelerar 
o processo, causando danos permanentes na produtividade do sistema. 
 
2.1.8 Indicadores de desempenho 
 
O sistema fotovoltaico se resume a três informações: irradiação solar 
incidente nos módulos fotovoltaicos, potência instalada na unidade geradora e energia 
gerada que é injetada na rede de distribuição. O conhecimento das três nos permite 
mensurar o desempenho geral de SFVCRs e compará-los com outros sistemas de 
potências diferentes e localizações distintas, por meio de três índices mérito 
calculados de maneira individual. Para avaliar o desempenho da planta fotovoltaica, a 
44 
 
 
 
produtividade (Yield), a taxa de desempenho (Performance Ratio) e o fator de 
capacidade devem ser calculados como é informado na norma internacional IEC 
Standard 61724. (IEC, 1998). 
 
2.1.8.1 Produtividade 
 
A produtividade final pode ser calculada anual, mensal ou diariamente, e 
obtida pela razão entre a energia gerada pelo sistema e a potência do arranjo 
fotovoltaico sob as condições padrão de ensaio, com irradiância solar de 1000W/m² e 
temperatura na célula fotovoltaica igual a 25ºC, conforme a equação (1). A 
produtividade de referência é a relação entre a irradiação solar no plano dos módulos 
(kWh/m²) dividido pela irradiância de referência do arranjo fotovoltaico (1000 W/m²). A 
produtividade de referência pode ser calculada pela equação (2), e consiste no 
número de horas de sol a 1000W/m² incidentes no arranjo fotovoltaico. (MARION et 
al., 2005). 
 
𝑌𝐹 =
𝐸(𝑘𝑊ℎ𝐴 )
𝑃𝑛𝑜𝑚(𝑘𝑊𝐷 )
 
(1) 
 
 
𝑌𝑅 =
𝐻(𝑘𝑊ℎ/𝑚²)
1𝑘𝑊/𝑚²
 
(2) 
 
 
2.1.8.2 Taxa de desempenho 
 
A taxa de desempenho do sistema fotovoltaico é a relação entre a 
produtividade final e produtividade de referência, e representa o desempenho do 
sistema descontando perdas devido a alguns fatores como: degradação dos painéis, 
temperatura ambiente, poluição e sombreamento, perdas no inversor e nas conexões. 
Este índice pode ser calculado pela equação (3), sendo expresso em porcentagem. 
(MARION et al., 2005). Um valor padronizado que possibilita comparação com 
diferentes regiões é 75%, que representa o desempenho mínimo visto na maioria dos 
sistemas conectados implantados na Europa. (TIEPOLO et. al, 2014). 
 
𝑃𝑅 =
𝑌𝐹
𝑌𝑅
 
(3) 
45 
 
 
 
 
 
2.1.8.3 Fator de capacidade 
 
O terceiro e último índice expressa capacidade de geração do sistema em 
relação a quantidade de energia que o sistema poderia gerar se operasse nas 
condições nominais, geralmente após um ano de operação. (ABINEE, 2015). O índice 
em porcentagem para um ano de operação pode ser calculado pela equação (4). Para 
os níveis de irradiação solar do Brasil, é desejável um fator de capacidade entre 13% 
e 18%. (BENEDITO, 2009). 
 
𝐶𝐹 =
𝑌𝐹
8760
=
𝐸
𝑃𝑛𝑜𝑚 ∗ 8760
 
(4) 
 
 
2.1.9 Retorno financeiro do sistema fotovoltaico 
 
O retorno financeiro de um sistema de microgeraçãofotovoltaico está atrelado 
ao custo da energia solar fotovoltaica que, por sua vez, depende das tarifas de energia 
elétrica, dos níveis de irradiância solar e do desempenho do sistema fotovoltaico. 
(ABINEE, 2015). Quanto maior a geração de energia nos módulos, maior o retorno 
financeiro convertido em créditos de energia e descontos na fatura de energia, devido 
a demanda de energia elétrica convencional que foi evitada. 
A concessionária local estabelece os prazos de validade para utilização dos 
créditos energéticos. Segundo publicação da concessionaria COPEL (2017), os 
créditos energéticos, são validos por sessenta meses, e são oferecidos ao consumidor 
que instalou um gerador de pequeno porte e que atende aos requisitos estabelecidos 
na resolução 482 da ANEEL. Os créditos podem ser utilizados para abater o consumo 
energético da própria unidade consumidora ou qualquer outra previamente 
cadastrada, desde que o titular seja o mesmo e que a unidade seja atendida pela 
mesma distribuidora, conforme estabelecido pela ANEEL em sua resolução nº 687 de 
2015. (ANEEL, 2015). 
O faturamento mensal da unidade é feito como base nas tarifas homologadas 
pela ANEEL, mais os percentuais referentes a tributos estaduais como ICMS, e 
federais como PIS/PASEP e COFINS. Contudo, deve-se levar em conta se existe ou 
46 
 
 
 
não energia injetada na rede de distribuição durante o mês de referência. Quando 
existe energia injetada, a geração de energia é superior à demanda da unidade 
consumidora. Em contrapartida, quando a energia gerada em sua totalidade é 
autoconsumida pela própria unidade que a gerou é sinal que não houve injeção de 
energia. 
Quando existe energia elétrica sendo injetada na rede, só é passível de 
abatimento a parcela de energia referente a total consumida na unidade, descontado 
o valor mínimo faturável, conforme estabelecido na resolução normativa da ANEEL nº 
414 de 2010. (ANEEL, 2010). No caso da COPEL, esse valor é discriminado na conta 
de energia como “custo de disponibilidade do sistema elétrico” e representa uma 
demanda de consumo de 50 kWh em residências com sistema de ligação bifásica. 
Sobre a energia autoconsumida, desde que superior ao consumo mínimo 
faturável, não existe qualquer tipo de cobrança, tarifação ou impostos, como 
informado pelo serviço de atendimento ao cliente COPEL. A parcela complementar da 
demanda energética que é atendida pela concessionária é cobrada de maneira 
convencional, incluindo a parcela destinada aos tributos. 
Sobre o faturamento da energia consumida e os créditos da energia injetada 
(COPEL, 2017): 
 
Mensalmente, a energia consumida na unidade consumidora proveniente da 
rede da COPEL é faturada com base na tarifa homologada pela ANEEL, 
acrescida dos tributos. Complementarmente, é creditado na fatura de energia 
o valor referente a energia injetada na rede, nos termos da ReN ANEEL 
482/2012, calculado com base no valor da tarifa homologada pela ANEEL 
sem tributos. (COPEL, 2017). 
 
De acordo com ABINEE (2015), o retorno financeiro sob o ponto vista do 
consumidor pode ser analisado em termos de fluxo de caixa, como o apresentado na 
TABELA 2. O investimento consiste nos gastos de aquisição e instalação do sistema; 
a receita seria o lucro obtido pelo abatimento energético na fatura de energia e os 
impostos representam os tributos ICMS, PIS/PASEP e COFINS, comentados 
anteriormente. 
O termo O&M é referente ao custo anual de operação e manutenção do 
sistema. Usualmente, considera-se 1% do investimento inicial do sistema fotovoltaico. 
(ABINEE, 2015). 
47 
 
 
 
 
TABELA 2 – FLUXO DE CAIXA DO SISTEMA FOTOVOLTAICO 
Ano 0 1 2 3 ... 25 
Fluxo de 
caixa 
- Investimentos 
Receita Receita Receita ... Receita 
- Impostos - Impostos - Impostos ... -Impostos 
- O&M - O&M - O&M ... - O&M 
FONTE: Adaptado de ABINEE, (2015). 
 
De acordo com os preços internacionais dos equipamentos que compõem um 
sistema fotovoltaico (como inversores e módulos), acrescidos de taxas de transporte 
e impostos de importação, obtém-se um preço nacionalizado próximo 7,19 R$/Wp, 
para sistemas de pequeno porte até 10kW. (ABINEE, 2015). 
Neste contexto, pode-se dizer que a relação custo/benefício de um sistema 
fotovoltaico conectado à rede depende fundamentalmente do retorno financeiro que 
ele proporciona, avaliado com base nas tarifas vigentes no momento da análise. Esta 
estimativa de retorno, diretamente relacionada ao desempenho do sistema, é possível 
com o conhecimento das seguintes informações: 
• Investimento financeiro no projeto fotovoltaico; 
• Energia produzida pelo sistema; 
• Demanda energética da unidade geradora; 
• Tarifa de utilização da energia elétrica da concessionaria; 
• Custo de disponibilidade do sistema elétrico; 
• Energia injetada na rede; 
• Custo de operação e manutenção do sistema fotovoltaico. 
 
A partir dessas informações, pode-se avaliar o quanto o sistema gerou de 
lucro mensalmente - proveniente dos créditos energéticos obtidos e descontos 
proporcionados pela redução da demanda energética mensal na fatura de energia. 
Por fim, pode-se realizar um levantamento anual do desempenho do investimento, 
considerando os custos de manutenção e operação do sistema, e concluir se a parcela 
de retorno condiz com o que era esperado no início da implementação do projeto. 
 
2.2 NORMAS E REGULAMENTOS PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS 
 
48 
 
 
 
O conjunto de recomendações para avaliação da qualidade e desempenho 
dos sistemas fotovoltaicos de pequeno porte conectados à rede foi elaborado com 
base, principalmente, em resoluções, instrumentos regulatórios, normas 
regulamentadoras e normas técnicas nacionais/internacionais vigentes. São esses 
documentos que estabelecem as condições mínimas que um sistema fotovoltaico 
deve apresentar. Nesta seção são apresentados os documentos utilizados na 
construção do trabalho e um breve resumo sobre cada um. 
 
• Resolução normativa nº 482 da ANEEL, de 17 de abril de 2012: 
O conhecimento da resolução nº482 da ANEEL é de fundamental importância 
para qualquer estudo envolvendo microgeração distribuída, pois, foi a partir dela que 
se estabeleceram as condições mínimas de acesso à rede de distribuição por meio 
de fontes sustentáveis incentivadas pelo governo (solar, eólica, biomassa e 
cogeração). Também foi a partir dela que surgiu o sistema de compensação da 
energia gerada na unidade consumidora injetada na rede elétrica da concessionária 
de energia, bem como a redução no valor da tarifa referente à utilização do sistema 
de transmissão e distribuição. 
 
• PRODIST – Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema 
Elétrico Nacional da ANEEL 
A ANEEL separou o PRODIST em 8 módulos. Porém, quando o assunto é 
acesso ao sistema de distribuição, ter ciência do módulo 3 do PRODIST é 
indispensável. Tal instrumento regulatório padroniza as condições de acesso ao 
sistema de distribuição através de definições de critérios técnicos e operacionais 
aplicáveis às unidades de microgeração novas e em operação; envolvendo a parte de 
conexão e utilização da rede elétrica. Segundo a resolução 482 da ANEEL, sobre a 
manifestação de vontade de uma unidade consumidora em se tornar geradora 
energética, a distribuidora deve considerar prazos dispostos no módulo 3 do 
PRODIST para fornecer maiores informações ou parecer de acesso. 
 
• NR-10 – Segurança em instalações e serviços em eletricidade 
O bem-estar de quem interage, direta ou indiretamente, com instalações e 
serviços com eletricidade deve ser assegurado. A NR-10 tem por objetivo atender 
49 
 
 
 
essa finalidade; estabelecendo requisitos e condições mínimas visando 
implementação de medidas de controle e prevenção, garantindo a segurança e saúde 
para quem a utiliza. Se aplica no segmento de geração, transmissão, distribuição e 
consumo, assim como, trabalhos realizados nas suas proximidades. 
 
• NBR 5410:2004– Instalações elétricas de baixa tensão 
As instalações elétricas, mesmo que alimentadas em baixa tensão (igual ou 
inferior a 1000 V), são obrigadas a atender um conjunto de condições que garantam 
a segurança de pessoas e animais que interajam com ela. O objetivo da NBR 5410 é 
estabelecer essas condições, garantindo também bom desempenho do sistema e 
conservação de seus componentes. 
 
• NBR 5419:2015 – Proteção contra descargas atmosféricas 
O sistema fotovoltaico não está livre de apresentar problemas decorrentes de 
descargas atmosféricas, uma vez que, os módulos possuem estruturas metálicas 
susceptíveis a circulação de corrente elétrica em caso de queda de raio nas 
proximidades. A NBR 5419 atua nessa questão ao fixar as condições necessárias de 
instalação e manutenção de sistemas de proteção contra descargas atmosféricas 
(SPDA). 
 
• ABNT NBR 16149:2013 – Características da interface de conexão com a rede 
elétrica de distribuição 
Sistemas fotovoltaicos operando em paralelo com a rede de distribuição 
devem seguir recomendações específicas referentes à interface de conexão. Assim, 
é necessária uma norma que estabeleça os requisitos de proteção e compatibilidade 
do projeto com o sistema elétrico, são apontamentos acerca desse assunto que 
compõem a NBR 16149. 
 
• ABNT NBR 16150:2013 – Procedimento de ensaio de conformidade 
Esta norma, assim como a NBR 16149, trata das características da interface 
de conexão, desta vez voltada às especificações de procedimentos de verificação dos 
equipamentos empregados na interface de conexão do sistema fotovoltaico com a 
50 
 
 
 
rede de distribuição. O objetivo da NBR 16150 e seus procedimentos é verificar se os 
equipamentos atendem aos requisitos estabelecidos na norma anterior NBR 16149. 
 
• NBR 16274:2014 – Sistemas fotovoltaicos conectados à rede 
O funcionamento a nível apreciável de geração de energia de um sistema 
fotovoltaico acontece durante um longo período de tempo, geralmente, superior a 
duas décadas. Durante esse período, mudanças estruturais e elétricas alteram o 
desempenho do sistema, principalmente, quando comparado ao apresentado nos 
primeiros meses de operação. Nesse contexto é baseada a NBR 16274 que assegura 
o desempenho a longo prazo e a segurança do sistema e de obras a ele relacionadas. 
As diretrizes da norma são: requisitos mínimos de documentação, inspeções, ensaios 
de comissionamento e avaliação de desempenho. 
 
• ABNT NBR 11876: 2010 – Módulos fotovoltaicos 
Os módulos fotovoltaicos para uso em projetos de microgeração devem 
atender algumas exigências e respeitar alguns critérios fundamentais. Cabe a NBR 
11876 fixar as condições e os critérios de aceitação de módulos de construção plana, 
sem concentradores, que utilizem como componentes ativos dispositivos fotovoltaicos 
que convertem diretamente a energia radiante em elétrica. 
 
• NBR IEC 60529 – Graus de proteção para invólucros de equipamentos elétricos 
Os invólucros de qualquer equipamento voltado para aplicação elétrica devem 
apresentar grau de proteção adequado, protegendo quem interage com esses 
equipamentos de choque elétrico por contato direto ou acidental. A NBR IEC 60529 
estabelece o sistema de classificação de proteção desses invólucros para a maioria 
dos equipamentos elétricos. Contudo, é importante que o fabricante do equipamento 
também seja contatado para verificação do grau de proteção disponível, conforme 
consta na mesma norma. 
 
• IEC Standard 61724 – Photovoltaic system Performance monitoring 
O monitoramento do desempenho elétrico dos sistemas fotovoltaicos deve 
seguir uma linha de análise que permita que os resultados obtidos possam ser 
51 
 
 
 
comparados com outros sistemas implementados em locais com situações climáticas 
diferentes, com potenciais de geração diferentes, bem como aplicações diferentes. A 
norma internacional IEC 61724 descreve os procedimentos adequados para análise 
do desempenho geral de sistemas fotovoltaicos configurados como isolados e 
conectados à rede de distribuição. 
 
• NTC 901100 – Fornecimento em tensão secundária de distribuição 
As concessionárias locais de energia elétrica também possuem normas que 
devem ser seguidas por todas as unidades consumidoras atendidas por ela. Um 
exemplo disso é a norma técnica da Companhia Paranaense de Energia (COPEL) 
NTC 901100 que estabelece as condições gerais de fornecimento de energia elétrica 
para as unidades atendidas em tensão secundária pela companhia. A norma se aplica 
a instalações novas, reformas e/ou ampliações que compõe as entradas de serviço 
das unidades consumidoras. Em caso de divergências entre essa norma e alguma 
norma brasileira prevalecerá sempre as condições estabelecidas em normas 
brasileiras (pois normas locais podem sofrer modificações a qualquer momento, no 
todo ou em parte). 
 
• NTC 905200 – Acesso de micro e minigeração distribuída ao sistema da 
COPEL 
Assim como a NTC 901100, a NTC 905200 trata-se de uma norma técnica 
local. Seu objetivo é fornecer as condições mínimas de acesso de fontes de geração 
de energia elétrica incentivadas, como a solar fotovoltaica, através de unidades 
consumidoras que pretendem participar do sistema de compensação de energia 
elétrica, conforme estabelecido na Resolução normativa nº 482 da ANEEL. A norma 
se aplica a unidades que possuem um sistema de geração autônomo que se enquadra 
na categoria de micro e minigeração. A elaboração desta norma levou em 
consideração critérios técnicos, de proteção e de segurança, bem como os 
procedimentos apresentados no PRODIST. 
 
 
52 
 
 
 
3 MATERIAIS E MÉTODOS 
 
Neste capitulo serão apresentados os materiais e métodos utilizados para o 
desenvolvimento deste trabalho. 
 
3.1 MATERIAIS 
 
Dentre os materiais utilizados para o trabalho estão os softwares e recursos 
online, instrumentos de medição e EPIs. 
Os softwares foram principalmente utilizados para cálculos, edição de texto e 
organização do trabalho. Apesar de alguns deles necessitarem da compra de uma 
licença, podem ser encontrados software similares e gratuitos. 
• Microsoft Excel: Foi utilizado o software Microsoft Excel, da Microsoft Office 
365, para organização de dados e cálculos envolvidos no trabalho. 
• Radiasol: Foi utilizado o software Radiasol 2 desenvolvido pelo LABSOL da 
Escola de Engenharia da UFRGS para calcular a irradiação solar no plano 
inclinado. Está disponível no site <http://www.solar.ufrgs.br/>. 
• Mendeley: É um software da Elsevier para gerenciar referências e trabalhos 
acadêmicos, contribuindo para organização da pesquisa. Foi utilizado o 
software Mendeley Desktop, versão 1.17.9. 
• EndNote: O EndNote, versão X7.5 é um software para gerenciamento de 
bibliografias, citações e referências. 
 
Para verificar a aceitação dos especialistas da área com relação ao conjunto 
de recomendações, foi utilizado o recurso online da Google Inc., o Google Forms (ou 
Google Formulários). 
No estudo de caso, para realizar a inspeção e avaliação da qualidade e do 
desempenho do sistema fotovoltaico foram necessários os EPIs e ferramentas 
fornecidos pela Suinfra UFPR. 
 
 
53 
 
 
 
• Escada extensível 9 m: escada de fibra e extensível até 9 m com degraus de 
alumínio. 
 
FIGURA 25 – ESCADA EXTENSÍVEL 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
• EPI de retenção de queda: equipamento constituído de cinturão paraquedista 
e talabarte de segurança. 
 
FIGURA 26 – EPI DE RETENÇÃO DE QUEDA 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
• Capacete: capacete com aba frontal e casco de polietileno de alta densidade. 
 
FIGURA 27 – CAPACETE 
 
FONTE: Os autores (2017). 
54 
 
 
 
 
Dentre os instrumentos de medição, tem-se: 
• Transferidor: medição da inclinação dos painéis fotovoltaicos foi necessário o 
uso do transferidor. 
 
FIGURA 28 – TRANSFERIDOR 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
• Bússola: na verificação da orientação e desvioazimutal dos painéis 
fotovoltaicos foi utilizada uma bússola. 
 
FIGURA 29 – BÚSSOLA 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
• Piranômetro 
Para os cálculos dos índices de desempenho foram utilizados os dados 
fornecidos pelo INMET por meio do piranômetro termoelétrico, que mede a radiação 
solar global a cada hora em unidades de kJ/m² no plano horizontal. 
 
 
 
 
 
55 
 
 
 
FIGURA 30 – PIRANÔMETRO TERMOELÉTRICO 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
3.2 MÉTODOS 
 
Com base nos regulamentos, normas nacionais e internacionais, normas 
técnicas das concessionárias de energia elétrica, bem como os artigos e trabalhos 
acadêmicos apresentados no capítulo anterior, foi possível elaborar cada item do 
conjunto de recomendações para avaliar o desempenho geral de sistemas 
fotovoltaicos de microgeração com potência de até 10 kW conectados à rede de 
distribuição – sem fazer uso de instrumentos de medição complexos e de alto custo. 
Primeiramente, foram elaborados os itens qualitativos e quantitativos com relação ao 
projeto do sistema fotovoltaico e, posteriormente, para os campos de instalação, 
elétrica, segurança e saúde e, por fim, de manutenção. 
Após a conclusão da elaboração dos itens foi realizada uma pesquisa com o 
intuito de verificar a opinião de especialistas com relação ao correto uso e seleção de 
procedimentos e recomendações para análise de qualidade e desempenho geral de 
sistemas fotovoltaicos de microgeração com potência até 10 kW conectados à rede 
de distribuição. Para verificar a aceitação dos itens foi utilizado o cálculo dos índices 
de concordância, também encontrados na literatura como Inter-Rater Reliability, ou, 
simplesmente, IRR. O material submetido à avaliação foi uma pesquisa que contou 
com várias sugestões de recomendações de análise, cada uma oferecendo cinco 
alternativas de escolha: concordo plenamente, concordo parcialmente, não concordo 
nem discordo, discordo parcialmente e discordo plenamente. 
56 
 
 
 
Se houver um consenso entre os professores e especialistas, o índice de 
concordância ou IRR é igual 100%, e se houver total discordância o índice de 
concordância é igual a zero. Se algum item for reprovado é necessário alterá-lo ou 
excluí-lo e realizar uma nova rodada de pesquisa com os mesmos especialistas. Se 
todos os itens forem aprovados, os itens poderão ser utilizados no trabalho. 
Existem vários métodos para calcular o IRR, de aplicações mais simples a 
mais complexas, selecionados de acordo com o tipo dos dados e número de 
especialistas que fazem parte do corpo de julgadores. O método selecionado para a 
presente pesquisa é caracterizado como simples e explicado na seção seguinte. 
Assim, a próxima etapa para o desenvolvimento do conjunto de 
recomendações foi transformá-lo em uma lista de verificações (checklist), sendo 
dividido em três partes: 
• Lista de verificações: composto de itens para marcar se o item é satisfatório, a 
partir, de opções como sim, não e não se aplica. 
• Lista de procedimentos: lista com o intuito de promover a escolha da alternativa 
mais adequada para cada item e para o sistema fotovoltaico em análise. 
• Lista de recomendações: constam as medidas preventivas e corretivas, ações 
fundamentais de um sistema conectado à rede e informações adicionais. 
 
Finalmente, o conjunto de requisitos em formato de lista de verificação foi 
aplicado ao estudo de caso do sistema fotovoltaico do DELT UFPR. O protocolo para 
o estudo de caso foi baseado no trabalho de Yin (2001). 
De acordo com Yin (2001), é preciso primeiramente ter uma visão geral do 
projeto de estudo de caso. Por isso, no decorrer do estudo de caso é necessário em 
todas as etapas rever o tema, o problema, hipóteses e objetivos, assim como o estudo 
do objeto em análise (que neste trabalho é o sistema fotovoltaico do DELT UFPR). 
Yin (2001) também recomenda a criação de um procedimento de campo que 
verifica três pontos importantes: verificar previamente se é necessário credenciais ou 
permissão de acesso para o local de estudo de caso; como serão aplicadas as 
questões de estudo de caso; quais são os EPIs e instrumentos para o estudo. 
Dessa forma, a utilização dos métodos e procedimentos elaborados por Yin 
(2001) torna científico a aplicação do estudo de caso. 
 
57 
 
 
 
3.2.1 Nível de aceitação dos requisitos por parte dos especialistas 
 
O método adotado para avaliação das recomendações foi semelhante ao 
apresentado por James, Demaree e Wolf (1984). As respostas dadas pelos 
especialistas formam o censo estatístico, e o julgamento de cada recomendação (com 
base em índices de concordância) são avaliados como uma função de duas 
variâncias: a observada na escolha das alternativas e a esperada na condição de um 
IRR igual a zero. 
O cálculo de índices de concordância é realizado com base em valores 
discretos. À vista disso, a variância observada seria aquela obtida a partir das 
escolhas dos indivíduos que responderam a pesquisa, ou seja, a variância 
convencional de um conjunto de valores. A variância esperada para um IRR igual a 
zero seria aquela, observada na situação de total discordância dos indivíduos, onde 
cada um escolhe uma alternativa diferente na avaliação da recomendação. 
Considerando que cada alternativa tem peso igualitário, tem-se um 
julgamento seguindo uma distribuição uniforme. A variância observada na escolha das 
alternativas pode ser calculada pela fórmula convencional de variância usada na 
estatística. A variância esperada para cada recomendação pode ser calculada usando 
a equação de variância para distribuição uniforme ou retangular: (Mood; Graybill; 
Boes, 1974). 
 
𝑠2 =
∑(𝑥 �̅�)²
(𝑛 1)
 
(5) 
 
onde: 
𝑠2 é variância observada; 
𝑥 é o valor atribuído a alternativa selecionada na pesquisa; 
�̅� é a média de todas as alternativas selecionadas; 
𝑛 é o número de avaliações. 
 
𝜎2 =
(𝐴2 1)
12
 
(6) 
 
onde: 
𝜎2 é a variância esperada de uma distribuição uniforme; 
𝐴 é número de alternativas para cada recomendação. 
58 
 
 
 
 
O critério de escolha das melhores recomendações é por meio do coeficiente 
de confiabilidade (IRR), que oferece a proporção da variância não variável, calculável 
por meio de equação (7), proposta por Finn (1970). 
 
𝑟 = 1 (𝑠2/𝜎2) (7) 
 
Para que a recomendação de análise seja aceita, o coeficiente de 
confiabilidade deve ser superior a 0,70 ou 70%. 
 
59 
 
 
 
4 CONJUNTO DE RECOMENDAÇÕES 
 
4.1 ITENS DO CONJUNTO DE RECOMENDAÇÕES 
 
A seguir, serão apresentados a explicação e os procedimentos de cada item 
do conjunto de recomendações classificados em: projeto, instalação, elétrica, 
segurança e saúde e manutenção. 
 
4.1.1 PROJETO 
 
Na avaliação do desempenho de um sistema fotovoltaico é necessário 
verificar questões de projeto, de equipamentos, acessórios e cabos utilizados. Dessa 
forma, foram elaborados 6 itens: 
 
1. O sistema fotovoltaico deve conter diagrama unifilar e memorial descritivo da 
instalação. 
O início de operação de um sistema fotovoltaico conectado à rede acontece 
quando a documentação mínima após a instalação é fornecida para o responsável do 
projeto. Para sistemas de microgeração, a documentação mínima que deve ser 
fornecida após instalação ser concluída são: diagrama unifilar (contemplando 
geração, proteção, inversor e medição) e memorial descritivo do projeto, segundo a 
ABNT NBR 16274 (ABNT, 2014), NTC 905200 (COPEL, 2017) e PRODIST módulo 3 
(ANEEL, 2016). A inspeção dos documentos é a primeira etapa para a avaliação 
conjunta do sistema, uma vez que, se não for atendido, o sistema não se encontra 
regularizado com a concessionária de energia e não satisfaz as condições mínimas 
exigidas para o acesso à rede de distribuição. 
 
2. Os equipamentos instalados conferem, em número e características, com os 
informados no projeto. 
Afim de analisar se o sistema fotovoltaico apresenta desempenho apreciávele que todos os elementos do sistema contribuem de maneira satisfatória, o ideal seria 
analisar se a instalação ainda apresenta a configuração especificada no projeto e se 
não sofreu alterações não declaradas ao longo do tempo, de forma que impactem no 
60 
 
 
 
desempenho geral do sistema, conforme consta na seção de inspeção da ABNT NBR 
16274 (2014). 
Por meio de inspeções visuais e da consulta das folhas de projeto, é 
necessário a verificação, principalmente, das características e das quantidades dos 
equipamentos, como, por exemplo, do inversor e dos módulos fotovoltaicos. 
 
3. Os cabos e suas conexões utilizados no projeto estão protegidos e resistem às 
influências externas, como vento, a temperatura e a radiação ultravioleta e 
apresentam resistência contra roedores. 
Apesar da boa prática de evitar a exposição dos cabos e conexões ao sol e 
chuvas, em determinados casos podem estar expostos a variações climáticas, a 
exposição à radiação ultravioleta e também podem estar sujeitos a comportamentos 
de natureza destrutiva de algumas espécies do mundo animal, como os roedores. 
(SPERTINO; CORONA, 2013). Conforme abordado na norma ABNT NBR 16274 
(2014), é importante analisar se o fabricante das especificações técnicas dos cabos 
utilizados na instalação garante a proteção necessária contra esses fenômenos 
destrutivos. 
 
4. O inversor utilizado possui certificação do INMETRO (sistema de energia 
fotovoltaico até 10 kW) 
Em sistemas fotovoltaicos, cuja potência nominal é inferior a 10 kW, apenas 
é autorizado a utilização de inversores certificados pelo INMETRO. Para verificar se o 
modelo está listado no INMETRO basta acessar o endereço eletrônico do instituto. A 
solicitação de acesso à rede de distribuição só é permitida mediante a apresentação 
do número de registro da certificação, segundo a Portaria do Inmetro nº 17 de 14 de 
janeiro de 2016. (INMETRO, 2016). 
 
5. O projeto do sistema fotovoltaico foi desenvolvido em área segura, 
considerando localização e dimensionamento de seus componentes. 
De acordo com a NR-10 (2014), o projeto deve proporcionar uma localização 
adequada para todos os elementos que o compõe. Devem ser verificadas a que tipo 
de influências externas o sistema está exposto e que afetam o seu funcionamento 
adequado, no que se refere a operação, limpeza e manutenção do sistema. 
61 
 
 
 
Assim, recomenda-se as seguintes verificações: existência de locais propícios 
ao acúmulo de água, inclusive nos painéis fotovoltaicos; se partes do sistema 
responsável pelo controle e condicionamento de potência estão expostas a chuva e 
outras situações adversas, como umidade e poeira; se o local da instalação possibilita 
acesso seguro à limpeza e manutenção, com facilidade de locomoção sob o telhado 
e sem uso de equipamentos auxiliares, como: andaimes, plataformas elevatórias, 
dentre outros. 
 
6. Os módulos instalados são do mesmo fabricante e mesma potência nominal. 
O arranjo fotovoltaico deve ser composto por módulos fotovoltaicos de mesma 
potência elétrica nominal, de mesmas características elétricas e mesmo fabricante. 
Caso a recomendação não seja cumprida, acarretará em limitações de tensão e 
corrente nos terminais de saída dos módulos, além de uma disparidade na qualidade 
e vida útil dos equipamentos que compõem o sistema, de acordo com o manual de 
engenharia para sistemas fotovoltaicos. (GTES, 2014). 
 
4.1.2 INSTALAÇÃO 
 
É essencial a verificação da condição da instalação do sistema fotovoltaico, 
influenciando diretamente no desempenho do sistema e/ou a acessibilidade do 
indivíduo responsável pelo mesmo. 
 
7. Existência de ventilação no arranjo fotovoltaico. 
Células fotovoltaicas operando sob temperatura elevada apresentam 
eficiência reduzida e esse é um dos principais problemas de sistemas fotovoltaicos 
instalados em países tropicais, o que torna indispensável um ambiente bem arejado 
no local onde se encontram os módulos. (SPERTINO; CORONA, 2013). 
Portanto, a forma com que os painéis e a estrutura fotovoltaica foram 
implementados devem favorecer a ventilação natural, assim como não devem haver 
a existência de obstáculos e elementos arquitetônicos que bloqueiem a circulação do 
ar ou a troca de calor com o arranjo. Esses pontos devem ser verificados em toda 
inspeção do sistema fotovoltaico, conforme apresentado na ABNT NBR 16274 (2014). 
 
62 
 
 
 
8. A estrutura metálica de suporte é a prova de corrosão. 
A estrutura do arranjo fotovoltaico deve apresentar resistência à corrosão 
devido às chuvas ácidas e a oxidação; um dos requisitos apresentados na ABNT NBR 
16274 (2014). Caso contrário, resultará em uma perda de resistência mecânica para 
suportar o peso dos painéis fotovoltaicos. 
 
9. Acessibilidade e conectividade ao datalogger do inversor. 
Todo sistema fotovoltaico conectado à rede deve conter um sistema robusto 
de armazenamento de informações referentes ao funcionamento do sistema. O 
acesso ao banco de dados (necessário para avaliação do desempenho elétrico do 
sistema) deve ser facilitado ao ponto de o responsável pelo sistema ser capaz de 
realizar a coleta das informações sem muitos problemas. O datalogger em si não 
prejudica o desempenho, mas a dificuldade de acessar as informações armazenadas 
no componente atrapalha, imensamente, uma análise qualitativa do sistema. 
Assim, o acesso aos dados de geração do sistema deve estar disponível de 
maneira simples e amigável para qualquer pessoa que tenha o desejo de realizar a 
coleta dessas informações; fisicamente por meio de uma interface USB ou por meio 
de acesso online. 
 
10. A instalação correta do sistema fotovoltaico, levando em consideração: 
orientação, inclinação e desvio azimutal. 
Com base no GTES (2014), para o máximo aproveitamento do recurso solar 
disponibilizado no local da instalação, algumas premissas devem ser levadas em 
conta no momento da implementação do projeto. Uma avaliação dos critérios 
adotados pelo projetista no que se refere a configuração dos elementos primários é 
importante, uma vez que toda região tem um perfil ideal de instalação. 
Consequentemente, o ângulo de inclinação dos módulos fotovoltaicos deve 
ser adequado para a região (sendo que o ideal é que a inclinação seja igual a latitude 
do local), e a orientação dos módulos deve ser voltada para o Equador com desvio 
azimutal pequeno. 
 
 
 
63 
 
 
 
FIGURA 31 – MEDIÇÃO DE INCLINAÇÃO (TRANSFERIDOR) 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
Para o cálculo da inclinação, deve-se utilizar um inclinômetro ou um 
transferidor. No caso do transferidor, seguir o esquema da FIGURA 31. 
O ângulo de inclinação é determinado pela equação (8) na FIGURA 32. Esse 
ângulo pode variar 5° em relação ao determinado no projeto. Além disso, recomenda-
se que para facilidade da limpeza natural com água da chuva, os painéis fotovoltaicos 
tenham inclinação igual ou maior que 10°. 
 
𝐴𝑛𝑔 𝑖𝑛𝑐 = |90 𝛼| (8) 
 
FIGURA 32 – MEDIÇÃO DE INCLINAÇÃO COM TRANSFERIDOR 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
Para verificação da orientação e desvio azimutal, são necessários os 
seguintes passos: 
o Encontrar as coordenadas do sistema fotovoltaico (recomenda-se o uso 
Google Maps); 
64 
 
 
 
o Inserir coordenadas na webpage do NOAA 
<https://www.ngdc.noaa.gov/geomag-web/> para obter o valor da 
declinação magnética. 
o Utilizar uma bússola para descobrir o desvio em relação ao Norte 
magnético (ou Sul magnético). Nesta mesma etapa, é possível descobrir 
se a orientação dos painéis está para o Norte ou Sul. 
o Subtrair o desvio em relação ao Norte magnético (ou Sul magnético) 
com o valor da declinação magnética para Oeste. Se a declinação 
magnética estiver para o Leste, deve-se somar. 
o O resultado da operação anterior é o desvio azimutal. 
 
11. Regiões em que são necessários maiores cuidados do sistema fotovoltaico. 
A região é um fator importante para verificação da qualidadee desempenho 
de um sistema fotovoltaico. Foram selecionadas duas principais regiões em que são 
necessários maiores cuidados do sistema fotovoltaico: 
o Região árida ou semiárida: Com um baixo índice pluviométrico, há um 
acúmulo de sujeira maior e mais rápido nos painéis fotovoltaicos, 
necessitando de limpezas frequentes (3 a 4 ao ano). Além disso, em 
razão das altas temperaturas da região, os equipamentos de 
condicionamento de potência devem estar em um local bem ventilado. 
o Região costeira ou litorânea: Se comparado com outras regiões, o 
processo de corrosão dos metais ocorre de forma mais rápida, devido 
ao fenômeno conhecido por maresia. Dessa maneira, deve-se verificar 
com maior frequência, as partes metálicas do sistema fotovoltaico. 
o Região industrial ou com altos níveis de poluição atmosférica: Cidades 
industriais ou regiões com altos níveis de poluição do ar possuem certos 
óxidos na atmosfera que dão origem às chuvas acidas. Isso provoca 
corrosão dos materiais em geral e, por isso, deve-se verificar, 
frequentemente, as partes do sistema fotovoltaico que ficam expostas à 
chuva (principalmente os painéis fotovoltaicos). 
 
65 
 
 
 
4.1.3 ELÉTRICA 
 
O desempenho elétrico é um dos itens fundamentais e mais estudados na 
avaliação de um sistema fotovoltaico. É diretamente relacionado com a eficiência, 
geração e índices de mérito. 
 
12. A avaliação das condições de sombreamento. 
O sombreamento sobre os módulos fotovoltaicos, cuja origem pode ser 
diversa, necessita ser considerado e, periodicamente, inspecionado, pois se trata de 
um fator predominante na análise de desempenho elétrico de um sistema fotovoltaico. 
Contudo, se trata de um fenômeno complexo de ser analisado em toda sua extensão. 
Uma alternativa é a análise dos efeitos do sombreamento com base em focos 
de sombras em um instante específicos, com duração bem delimitada e que apresenta 
mesmo comportamento ao longo dos dias; situação enfrentada por Balafas et. al 
(2010). Dessa forma, por meio de sucessíveis análises comparativas entre os gráficos 
de geração energética em função das horas do dia e tendo conhecimento de um 
gráfico típico de geração energética em um dia limpo e sem sombreamento (GRÁFICO 
1), deve-se procurar por semelhanças na queda de rendimento do sistema em um 
espaço de tempo bem delimitado, característico de sombreamento originado por algo 
fixo entre o sol e a superfície dos módulos. 
 
GRÁFICO 1 – GRAFICO TÍPICO DE GERAÇÃO ENERGÉTICA 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
 
En
er
gi
a 
ge
ra
d
a 
(k
W
h
)
Tempo (h)
Gráfico típico de geração energética para um 
dia limpo e sem sombreamento
66 
 
 
 
13. Verificação da taxa de desempenho. 
A taxa de desempenho, tópico visto na seção 2.1.8.2, é um dos indicadores 
globais de sistemas fotovoltaicos vinculado a um período de tempo, que representa o 
desempenho do sistema descontando perdas. O cálculo da taxa de desempenho deve 
seguir uma série de etapas e, como visto na seção 2.1.8.2, o ideal é que o resultado 
seja 0,75 ou superior. O valor representa o desempenho mínimo visto na maioria dos 
sistemas conectados implantados internacionalmente. 
Abaixo estão apresentadas as etapas para o cálculo da taxa de desempenho, 
considerando uma análise de desempenho mensal: 
o Coleta dos dados de irradiação solar em unidade de kWh/m² no plano 
inclinado dos módulos fotovoltaicos durante o mês de referência por 
meio de sensores instalados no mesmo plano dos módulos ou via 
estação meteorológica mais próxima. Se os dados de irradiação solar 
forem obtidos por meio de estações meteorológicas, precisam ser 
convertidos do plano horizontal para o plano inclinado através de 
ferramentas computacionais de tratamentos de dados, como o Radiasol. 
o Calculo da produtividade final por meio da equação (9), adotando um 
período de análise de um mês. 
𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑡𝑖𝑣𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 =
𝐸
𝑃𝑛𝑜𝑚
 
(9) 
 
onde, 
𝐸 é a energia gerada no mês de referência em [𝑘𝑊ℎ𝐴 ]; 
𝑃 é a potência nominal do bloco gerador em [𝑘𝑊𝐷 ]. 
o Cálculo da produtividade de referência por meio da equação (10), 
representando a relação entre a irradiação solar no plano dos módulos 
ao longo do mês sob análise e a irradiância de referência do arranjo 
fotovoltaico, sendo esta 1000 W/m². 
𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑡𝑖𝑣𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟ê𝑛𝑐𝑖𝑎 =
𝐻
1000
 
(10) 
 
onde 𝐻 é a irradiação solar no plano dos módulos ao longo do mês em 
[𝑘𝑊ℎ/𝑚²]. 
o Cálculo da taxa de desempenho do sistema fotovoltaico, equação (11), 
que é a relação entre a produtividade final e produtividade de referência. 
67 
 
 
 
𝑇𝑎𝑥𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑠𝑒𝑚𝑝𝑒𝑛ℎ𝑜 = 
𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑡𝑖𝑣𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙
𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑡𝑖𝑣𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟ê𝑛𝑐𝑖𝑎
 
(11) 
 
 
14. Verificação do fator de capacidade. 
O fator de capacidade é um outro indicador de desempenho de sistemas 
fotovoltaicos vinculado a um período de tempo. Representa a capacidade de geração 
do sistema em relação a quantidade de energia que o sistema poderia gerar se 
operasse nas condições nominais. Pode ser obtida a partir da produtividade final, 
calculada em uma das etapas da taxa de desempenho. Como visto anteriormente na 
seção 2.1.8.3, o fator calculado do sistema fotovoltaico deve estar entre 13% a 18%, 
considerando as taxas de insolação no Brasil. 
 
É calculado pela relação entre a produtividade final e a quantidade de horas 
do mês de referência, como visto na equação (12). 
 
Fator de capacidade = 
Prod. final
24 ∙ (dias do mês de referência)
 
(12) 
 
 
15. Análise do custo/benefício do sistema fotovoltaico, considerando o 
desempenho elétrico do sistema, o preço da energia e a economia obtida nos 
anos de operação. 
A partir do desempenho apresentado pelo sistema durante o período em que 
esteve em operação e do valor da tarifa energética durante esse período, é possível 
realizar um levantamento do retorno financeiro obtido com a economia na conta de 
energia e os créditos energéticos obtidos pela injeção de energia na rede de 
distribuição da concessionaria. Lembrando que só existe compensação energética e 
obtenção de créditos quando a demanda da unidade consumidora é superior ao valor 
mínimo mensal faturável, conforme apresentado na seção 2.1.9. Com isso, é possível 
concluir se o projeto apresentou um retorno financeiro considerável se comparado ao 
investimento inicial. 
A seguir, serão apresentadas as etapas para o levantamento do retorno 
financeiro, considerando uma análise mensal: 
68 
 
 
 
o Estimativa do custo do investimento inicial do sistema, com base nos 
valores nacionalizados do custo da energia fotovoltaica por Wp, 
apresentado na seção 2.1.9. 
o Cálculo do custo médio anual com operação e manutenção do sistema, 
considerando esse valor como 1% do investimento inicial, conforme 
apresentado na seção 2.1.9. 
o Levantamento mensal da energia elétrica gerada pelo sistema 
fotovoltaico. 
o Verificação do consumo energético durante o mês. (Importante que haja 
diferença positiva entre a energia consumida no mês e o custo de 
disponibilidade para haver compensação). 
o Cálculo da energia passível de compensação: diferença entre a energia 
consumida no mês e o custo de disponibilidade. 
o Obtenção das tarifas energéticas referente ao valor unitário do kWh dos 
meses sob análise, com tributos e sem os tributos. 
o No caso de a energia gerada ser inferior a energia passível de 
compensação (autoconsumo): Cálculo da economia na conta referente 
a energia gerada no mês sob análise, com base na tarifa com os tributos. 
o No caso de a energia gerada ser superior a energia passível de 
compensação (energia injetada na rede): Cálculo da economia na conta 
referente à energia passível de compensação no mês sob análise com 
base na tarifa com os tributos e cálculo dos créditos energéticos obtidos 
com energia injetada na rede, com base na tarifa sem os tributos. 
o Cálculoda economia líquida anual no período em que o sistema esteve 
em operação, obtido por meio da economia mensal na conta de energia 
ao longo do ano, acrescido dos créditos energéticos fornecidos pela 
concessionaria pela injeção de energia na rede, descontando os custos 
anuais de operação e manutenção do sistema. 
 
 
 
69 
 
 
 
4.1.4 SEGURANÇA E SAÚDE 
 
É necessário o estabelecimento de um conjunto de procedimentos e requisitos 
em instalações elétricas e serviços com eletricidade afim de garantir a segurança e 
saúde do indivíduo responsável pelo sistema fotovoltaico. Os itens aqui classificados 
foram baseados em normas NBR, normas técnicas de concessionárias de energia e 
na NR-10. 
 
16. Inspeção das ligações elétricas e componentes do sistema de proteção, 
incluindo o SPDA (caso tenha), malha de aterramento, e aterramento de todo 
sistema fotovoltaico. 
O sistema de aterramento não apenas é fundamental para a segurança dos 
trabalhadores, evitando choques elétricos, como também para o próprio sistema 
fotovoltaico, evitando danos provenientes de curtos-circuitos ou descargas 
atmosféricas, ABNT NBR 5419 (2015). 
As normas ABNT NBR 5410 (2004) e NTC 901100 (COPEL, 2016) 
estabelecem que todas as massas da instalação situadas na mesma edificação 
devem estar vinculadas a mesma equipotencialização principal, isto é, o SPDA, o 
aterramento das cargas da edificação, das carcaças dos equipamentos, dos quadros 
e do sistema fotovoltaico (estrutura metálica de suporte dos painéis fotovoltaicos, 
sistema de controle e condicionamento de potência, DPS classe 1 ou 2 no lado c.c. e 
c.a., DR) devem estar conectados eletricamente por condutores (ou barramento) de 
proteção. Este último, deve estar ligado a uma única haste ou malha de aterramento. 
 
17. O local físico onde estão instalados os controles, equipamentos de 
condicionamento de potência e instrumentos de medição não é utilizado como 
local de armazenamento de materiais e não permite o acesso de pessoal não 
autorizado. 
A NR-10 (2014) veta que o local físico onde estão instalados os controles, 
equipamentos de condicionamento de potência e instrumentos de medição, 
(considerado, portanto, como local de serviços e instalação elétrica), seja utilizado 
para armazenamento ou guarda de quaisquer objetos. 
70 
 
 
 
Além disso, é exigida a existência de placa de advertência na entrada do local 
com mensagens de restrição de acesso e risco de choque elétrico, bem como a 
presença de fechadura ou trava na entrada do local, permitindo apenas acesso de 
pessoas autorizadas. 
 
18. Nas atividades e trabalhos no local da instalação, são adotadas medidas 
preventivas para eliminação de risco, como: altura, confinamento, umidade e 
poeira. 
De acordo com a NR-10 (2014), os painéis fotovoltaicos devem considerar 
espaço seguro, permitindo a realização de manutenções com segurança. É 
aconselhável que os painéis tenham fácil acessibilidade e sempre lembrando do uso 
dos EPIs adequados. Caso os painéis estejam localizados em uma estrutura alta, 
expondo o indivíduo ao risco de queda, como um telhado, devem ser instalados pontos 
de ancoragem para fixar o EPI de retenção de queda. 
Outra medida preventiva para segurança e saúde dos trabalhadores é a 
ventilação adequada (seja ela forçada ou natural) do local onde estão instalados os 
controles, equipamentos de condicionamento de potência e instrumentos de medição. 
Locais não ventilados podem ser prejudiciais à saúde, pois aumenta a probabilidade 
de acúmulo de poeira e de umidade causando a proliferação de fungos. 
 
4.1.5 MANUTENÇÃO 
 
As manutenções no sistema fotovoltaico são importantes para manter ou 
melhorar o seu desempenho, assim como reduzir ao máximo o número de 
interrupções da geração de energia devido a problemas técnicos. 
Entretanto, caso a manutenção tenha contato direto com a eletricidade, 
recomenda-se que seja feita por um especialista da área. 
 
19. Sombreamento sobre os painéis fotovoltaicos causado pelo crescimento de 
vegetação em torno da edificação. 
O sombreamento nos painéis influência diretamente no desempenho do 
sistema fotovoltaico, resultando em diminuição da geração de energia elétrica ou até 
aquecimento das células fotovoltaicas (em caso de sombreamento parcial). Por isso, 
71 
 
 
 
é necessário efetuar verificações periódicas das vegetações próximas dos painéis que 
possam provocar sombreamento nos mesmos, e então, realizar a sua poda. 
 
FIGURA 33 – SOMBREAMENTO NOS PAINÉIS FOTOVOLTAICOS 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
20. Peças e parafusos soltos nas estruturas de suporte dos módulos e das fixações 
dos sensores. 
É importante verificar se as peças e parafusos não estão soltos ou afrouxados 
nas estruturas e fixações, resultado da aplicação de torque inadequado ou difícil 
acesso da ferramenta de aperto. 
A medida corretiva neste caso é identificar as peças e parafusos soltos, 
apertá-los com uma ferramenta adequada, e caso necessário, lubrificá-los. 
 
21. Presença de cabos, conexões e conectores danificados. 
Cabos, conexões e conectores danificados podem causar falhas no sistema 
fotovoltaico, tais como: interrupções da geração de energia elétrica e risco de choque 
elétrico às pessoas. (SPERTINO; CORONA, 2013). 
Os roedores podem ser agentes responsáveis por danificar os cabos, caso 
não sejam projetados para resisti-los. Também pode existir a possibilidade de uma 
prensagem dos cabos, conexões ou conectores, originando o rompimento dos fios 
elétricos ou do isolamento do cabo, ou quebra das conexões/conectores. A ação 
corretiva para esses componentes danificados é substituí-los. 
 
72 
 
 
 
22. Os componentes metálicos de todo o sistema fotovoltaico não apresentam 
oxidação. 
A oxidação é prejudicial à maioria dos objetos ou estruturas metálicas. No 
caso dos sistemas fotovoltaicos, a oxidação pode ocorrer nas conexões ou 
barramentos elétricos, podendo resultar em mal contato elétrico e, assim, possíveis 
falhas no sistema de proteção ou geração. Também pode estar presente nas 
estruturas de suporte ou fixação. 
Se tal dano (ferrugem nos metais) for identificado após inspeção visual, uma 
lixa fina basta para remover o detrimento. Após a remoção da ferrugem, deve-se 
aplicar o líquido neutralizador de ferrugem, e posteriormente, realizar a pintura 
antioxidante do metal. Em casos extremos, realizar a substituição do elemento de 
metal. 
 
23. As tampas de caixas, quadros de distribuição e entradas de cabos não 
possuem infiltração de água. 
A infiltração de água pelas tampas de caixas, nos quadros de distribuição e 
entradas de cabos podem provocar curtos-circuitos e, consequentemente, danos ao 
sistema, como também, maior suscetibilidade dos componentes metálicos a oxidarem. 
Assim, deve-se verificar se as borrachas de vedação estão hidratadas e se 
não há rachaduras na carcaça das caixas e quadros. 
 
24. Com relação ao inversor: a carcaça não apresenta descoloração nem 
rachaduras, e o sistema de ventilação forçada está limpo. 
A descoloração da carcaça do inversor, geralmente de plástico, indica sua 
exposição aos raios solares, e dessa forma, o inversor pode estar operando em altas 
temperaturas, diminuindo a sua eficiência. Nestes casos, é recomendado que o 
reinstale em um espaço seguro sombreado, bem ventilado e seco. 
A ventilação forçada suja também pode ser um fator que contribui para o 
aumento da temperatura do inversor. Aconselha-se a limpeza das pás do ventilador e 
do dissipador de calor devido ao acúmulo de poeira. 
 
25. Possui presença de poeira, fezes de pássaros e/ou detritos nos painéis 
fotovoltaicos. 
73 
 
 
 
Segundo GTES (2014), os painéis fotovoltaicos devem estar limpos sem 
presença de partículas que bloqueiem os raios solares até as células fotovoltaicas, 
pois quando sujos podem ter a geração de energia reduzida em até 25%. Assim, 
recomenda-se que os painéis sejam lavadosda seguinte forma: 
o Utilizar apenas água; 
o Em situações em que a sujeira no painel persiste, normalmente utiliza-
se um pano, escova ou esponja macia, realizando movimentos 
circulares e sem aplicar pressão sob o vidro; 
o É aconselhável que a limpeza seja feita no início da manhã ou à noite, 
pois durante o dia com sol, os painéis podem estar quentes e sofrerem 
um choque térmico devido a água da limpeza; 
o Em relação a frequência de limpeza, pode ser realizada duas vezes ao 
ano, sendo uma delas na primavera ou verão. 
 
26. Há evidências de rachaduras e descoloração das células fotovoltaicas. 
As rachaduras no vidro dos painéis fotovoltaicos podem ser causadas pelos 
choques térmicos (devido a limpeza dos painéis com água durante o dia com sol) ou 
impactos mecânicos (como chuva de granizo). Já, a descoloração é consequência do 
painel estar próximo da sua vida útil (geralmente de 25 anos). Em ambas as situações 
é necessário a substituição do painel. 
 
27. As células fotovoltaicas estão bem vedadas, não havendo infiltração de ar ou 
água. 
Devido a um defeito de fábrica ou com o passar do tempo, as vedações das 
células fotovoltaicas podem estar comprometidas, havendo, então, uma infiltração de 
ar ou água. Isso pode provocar um bloqueio dos raios solares e também danos 
irreversíveis às células fotovoltaicas. Com base nisso, é preciso realizar a troca do 
painel. 
 
28. Os motores em seguidores solares estão lubrificados. 
Quando os painéis possuem seguidores solares é necessário realizar as 
lubrificações dos motores e engrenagens pelo menos anualmente, pois reduz a fricção 
74 
 
 
 
e o desgaste das peças metálicas, além de proteger da oxidação. (SPERTINO; 
CORONA, 2013). 
 
4.2 MODO DE UTILIZAÇÃO DO CONJUNTO DE RECOMENDAÇÕES 
 
O conjunto de recomendações foi desenvolvido no formato de uma lista de 
verificações (checklist) que consiste em três partes: lista de verificações, lista de 
procedimentos e lista de recomendações. 
Na lista de verificações, com base nos itens para avaliação e desempenho do 
sistema fotovoltaico, o indivíduo deve marcar apenas uma das alternativas, sendo 
elas: sim, não ou não se aplica. 
Para uma melhor orientação e explicação de cada item, foi desenvolvido a 
lista de procedimentos, auxiliando, portanto, o indivíduo na escolha da alternativa mais 
adequada para cada item e para o sistema fotovoltaico em análise. 
Ao responder e finalizar a lista de verificações, deve-se consultar a lista de 
recomendações, onde constam as medidas preventivas e corretivas, ações 
fundamentais de um SFVCR e informações adicionais. 
 
4.3 VERIFICAÇÃO DA ACEITAÇÃO DO CONJUNTO DE RECOMENDAÇÕES 
PELOS ESPECIALISTAS 
 
O corpo de julgadores foi composto por 6 integrantes, dentre eles os 
professores e especialistas da área. As alternativas selecionadas por todos eles estão 
apresentados na TABELA 3. Como cada recomendação contou com 5 alternativas de 
avaliação, os valores presentes na TABELA 3 deverão estar na faixa de 1 a 5, como 
observado abaixo: 
5. Concordo plenamente; 
4. Concordo parcialmente; 
3. Não concordo nem discordo; 
2. Discordo parcialmente; 
1. Discordo plenamente. 
 
 
 
75 
 
 
 
TABELA 3 – AVALIAÇÃO DOS ESPECIALISTAS 
Recomendações 
Especialistas 
1 2 3 4 5 6 
1 5 5 5 5 5 5 
2 5 5 5 5 5 5 
3 5 5 5 4 4 5 
4 5 4 5 3 4 4 
5 5 5 4 4 5 4 
6 5 4 3 3 4 4 
7 5 4 4 3 4 4 
8 5 5 4 3 4 4 
9 5 4 4 3 4 4 
10 5 4 4 3 4 4 
11 5 4 5 4 5 5 
12 5 5 5 4 5 5 
13 5 3 4 3 4 4 
14 5 4 5 3 4 4 
15 5 4 4 3 4 4 
16 5 5 4 4 5 5 
17 5 5 5 5 5 5 
18 5 4 5 4 5 5 
19 5 5 5 5 5 5 
20 5 5 5 4 5 5 
21 5 4 4 5 5 5 
22 5 5 5 4 5 5 
23 5 4 5 5 5 5 
24 5 5 5 4 5 5 
25 5 4 5 4 4 4 
26 5 4 4 4 4 4 
27 5 5 5 4 5 5 
28 5 5 5 4 5 5 
FONTE: Os autores (2017). 
 
TABELA 4 – NÍVEL DE CONCORDÂNCIA ENTRE OS JULGADORES 
(continua) 
Recomendações 
Variância observada 
(𝒔𝟐) 
Variância esperada 
(𝝈𝟐) 
IRR 
(𝒓) 
1 0,00 2 1,00 
2 0,00 2 1,00 
3 0,27 2 0,87 
4 0,57 2 0,72 
5 0,30 2 0,85 
6 0,57 2 0,72 
7 0,40 2 0,80 
8 0,57 2 0,72 
9 0,40 2 0,80 
10 0,40 2 0,80 
11 0,27 2 0,87 
12 0,17 2 0,92 
13 0,57 2 0,72 
14 0,57 2 0,72 
15 0,40 2 0,80 
16 0,27 2 0,87 
17 0,00 2 1,00 
 
76 
 
 
 
TABELA 4 – NÍVEL DE CONCORDÂNCIA ENTRE OS JULGADORES 
(continuação) 
Recomendações 
Variância observada 
(𝒔𝟐) 
Variância esperada 
(𝝈𝟐) 
IRR 
(𝒓) 
18 0,27 2 0,87 
19 0,00 2 1,00 
20 0,17 2 0,92 
21 0,27 2 0,87 
22 0,17 2 0,92 
23 0,17 2 0,92 
24 0,17 2 0,92 
25 0,27 2 0,87 
26 0,17 2 0,92 
27 0,17 2 0,92 
28 0,17 2 0,92 
FONTE: Os autores (2017). 
 
Como mostrado na TABELA 4, todas as recomendações atingiram a condição 
mínima de aprovação, fixadas em 0,70 ou 70% de concordância entre os julgadores. 
Também se pode notar que nenhuma das recomendações recebeu avaliações 
negativas dos julgadores - discordo plenamente ou discordo parcialmente. Todas as 
sugestões receberam avaliações positivas de concordância parcial ou plena. Assim, 
não foram necessárias mudanças ou exclusões das recomendações levantadas 
durante o estudo. 
 
 
77 
 
 
 
5 ESTUDO DE CASO 
 
Neste capítulo será apresentado de forma detalhada o local de instalação do 
sistema fotovoltaico do DELT UFPR, procedimentos de campo e resultados do estudo 
de caso. 
 
5.1 LABORATÓRIO DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA – UFPR 
 
O bloco de engenharia elétrica da Universidade Federal do Paraná, localizado 
no campus politécnico, conta com o sistema fotovoltaico e de armazenamento (ou 
acumulação) de energia elétrica, ambos instalados no Laboratório de Eficiência 
Energética. Os sistemas instalados visam proporcionar uma experiência diferenciada 
e necessária no uso da energia elétrica. A instalação de ambos foi realizada pela 
empresa EGNEX (Egnex Eletrica Ltda - CNPJ. 19.114.316/0001-32) e foi concluída 
em julho de 2014. Segundo a EGNEX, o sistema fotovoltaico conta com uma 
capacidade de geração de 486 kWh/mês, considerando irradiação solar anual de 4,5 
horas em Curitiba. Isso representa uma redução de emissão de 340,2 kg de CO2/mês. 
O sistema de acumulação de energia de 2,5 kW tem como função realizar a 
carga de um banco de baterias através da conversão pelo inversor da corrente 
alternada da rede elétrica em corrente contínua. Posteriormente, a energia em c.c. do 
banco de baterias pode ser convertida novamente pelo inversor em corrente alternada 
para alimentar cargas críticas em caso de falha da rede elétrica. O sistema fotovoltaico 
na configuração atual, realiza a injeção de toda a energia elétrica gerada nos módulos 
diretamente na rede de distribuição da concessionária. 
Os dois sistemas não estavam interligados até a conclusão deste trabalho, 
mas existe a possibilidade de integração do sistema de acumulação de energia com 
o sistema fotovoltaico, por meio de um controlador de carga. O banco de baterias 
possuiria duas fontes primarias de energia, a rede elétrica da concessionária e a 
energia elétrica gerada pelos módulos fotovoltaicos. Dessa forma, seria possível 
carregar as baterias a partir dos módulos fotovoltaicos e reduzir o consumo da energia 
elétrica da concessionária de energia. Além disso, na condição de plena carga no 
banco de baterias, o sistema poderia injetar o excedente de energia gerado pelos 
módulos fotovoltaicos diretamente na rede elétrica. 
78 
 
 
 
Na FIGURA 34 é possível visualizar a parte de controle e condicionamento de 
potências dos dois sistemas. 
 
FIGURA 34 – SISTEMAS DE CONTROLE E CONDICIONAMENTO 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
5.2 CARACTERISTICAS DO SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO 
 
O sistema está em operação desde agosto de 2014, e foi instalado no telhado 
do DELT UFPR (FIGURA 35). O arranjo fotovoltaico possui 12 módulos em série da 
marca SunEdison e modelo MEMC SILVANTIS P290, cada um com potência de 290 
W, totalizando uma potência nominal de 3,5 kWp. Segundo dados fornecidos pela 
EGNEX, os módulos apresentaminclinação de 10º, com orientação para o norte 
geográfico e desvio azimutal de 20º para Leste (a simulação realizada pela EGNEX 
pode ser visualizada em ANEXO I). A TABELA 5 apresenta os principais parâmetros 
do módulo utilizado. 
 
FIGURA 35 – MÓDULOS FV INSTALADOS SOBRE O DELT UFPR 
 
FONTE: Os autores (2017). 
79 
 
 
 
 
TABELA 5 – PARÂMETROS DOS MÓDULOS 
 Parâmetros Módulo P290 
Parâmetros 
físicos 
Dimensão do módulo (mm) 1,976 x 990x 50 
Tipo de célula Policristalina 
Número de células 72 
Coeficientes de 
temperatura 
NOCT (ºC) 47± 2 
Coef. de temperatura de V0C (%/ºC) -0,33 
Coef. de temperatura de Isc (%/ºC) +0,066 
Características 
elétricas 
Potência máxima (W) 290 
Tensão de circuito aberto V0C (V) 44,7 
Corrente de curto circuito Isc (A) 8,71 
Eficiência do módulo (%) 14,8 
FONTE: MEMC (2012). 
 
Os módulos são ligados diretamente a um inversor monofásico SMA modelo 
Sunny Boy 3600 TL-21, com potência de 3600 W. A TABELA 6 apresenta os principais 
parâmetros do inversor utilizado. 
 
TABELA 6 – INVERSOR MONOFÁSICO SMA SUNNY BOY 3600 TL-21 
 Parâmetros SB 3600TL-21 
Entrada CC 
Tensão máxima de entrada 750V 
Tensão mínima de entrada 125V 
Corrente máxima de entrada 30A 
Saída CA 
Potência aparente CA máxima 3680VA 
Tensão nominal CA 220V/230V/240V 
Corrente máxima de saída 16A 
Rendimento Rendimento máximo 97,0% 
FONTE: SMA (2013). 
 
O monitoramento do sistema é feito pelo dispositivo SUNNY WEBBOX com 
BLUETOOTH da SMA. Dados e relatórios diários referentes a geração energética do 
sistema são disponibilizados em uma plataforma online por meio do SUNNY 
WEBBOX. O sistema ainda conta com um sensor instalado junto a um dos módulos, 
o SMA SUNNY SENSORBOX, que registra a temperatura do módulo e radiação solar 
sobre o plano do módulo. 
 
 
 
80 
 
 
 
5.3 PROCEDIMENTOS DE CAMPO 
 
Inicialmente foi verificada a necessidade de credenciais ou permissão de 
acesso para o laboratório de eficiência energética. Foi necessário a autorização do 
professor orientador e dos técnicos responsáveis pelo laboratório. 
Para o acesso aos painéis fotovoltaicos foi necessário a autorização do 
professor orientador, principalmente, pelo fato de estar localizado no telhado, 
havendo, então, um risco de queda. Dessa forma, foi preciso realizar uma ordem de 
serviço da Suinfra UFPR para o fornecimento dos EPIs e da escada extensível. 
Durante todo o trabalho em altura, teve-se o acompanhamento do professor 
orientador. 
A aplicação do conjunto de requisitos no sistema fotovoltaico foi realizada com 
base nas listas de verificações e procedimentos impressos em folha tamanho A4, além 
do auxílio de um notebook e um smartphone (para fotografar a situação do sistema 
fotovoltaico). 
Assim, os instrumentos, ferramentas e EPIs utilizados em campo foram 
listados na tabela abaixo. 
 
TABELA 7 – MATERIAIS NECESSÁRIOS PARA O CAMPO 
Fornecedor Material 
Suinfra UFPR 
Escada extensível 9 m 
EPI de retenção de queda 
Capacete 
DELT UFPR Chave de acesso do laboratório 
Pertencente aos 
autores do 
trabalho 
Transferidor 
Bússola 
Listas de verificações e procedimentos 
Notebook 
Smartphone/Câmera 
FONTE: Os autores (2017). 
 
5.4 ESTAÇÃO METEREOLÓGICA DO INMET 
 
O sensor SMA SUNNY SENSORBOX apresentou problema durante todo o 
período de análise. Assim, foi necessário recorrer à estação meteorológica mais 
próxima para obtenção dos níveis de radiação solar na região da instalação. O campus 
politécnico da UFPR, conta com uma estação do Instituto Nacional de Meteorologia 
81 
 
 
 
(INMET) composta de vários sensores responsáveis pelo contínuo registro dos dados 
meteorológicos da região. A localização do sistema fotovoltaico e da estação 
meteorológica pode ser visualizada na FIGURA 36. 
 
FIGURA 36 – LOCALIZAÇÃO DA ESTAÇÃO DO INMET 
 
FONTE: Adaptado de GOOGLE MAPS (2017). 
NOTA: A estação do INMET está localizada mais acima. 
 
A disposição dos sensores na estação pode ser visualizada na FIGURA 37. 
Os dados registrados (referentes a radiação solar, temperatura, umidade relativa do 
ar, entre outros), são disponibilizados de forma gratuita e em tempo real no endereço 
eletrônico do INMET. 
 
FIGURA 37 – DISPOSIÇÃO DOS SENSORES NA ESTAÇÃO 
82 
 
 
 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
O sensor responsável pelo registro dos valores de radiação solar no plano 
horizontal durante os anos de 2015 e 2016 foi o piranômetro termoelétrico presente 
na estação (para detalhes, ver seção 3.1 - Materiais). 
 
5.5 RESULTADOS 
 
Abaixo é possível verificar um quadro com as respostas a partir da aplicação 
do conjunto de recomendações (lista de verificações e procedimentos) no sistema 
fotovoltaico do DELT UFPR. 
 
QUADRO 1 – RESULTADO DA LISTA DE VERIFICAÇÕES 
(continua) 
Item Descrição Resultado 
1 
O sistema fotovoltaico contém diagrama unifilar e memorial descritivo da 
instalação 
Não 
2 
Os equipamentos instalados conferem, em número e características, com os 
informados no projeto 
Não 
3 
Os cabos e suas conexões utilizados no projeto estão protegidos e resistem as 
influências externas, como vento, a temperatura e a radiação ultravioleta, e 
apresentam resistência contra roedores 
Sim 
4 O inversor utilizado possui certificação do INMETRO Não 
5 
O projeto do sistema fotovoltaico foi desenvolvido em área segura, considerando 
localização e dimensionamento de seus componentes 
Não 
6 Os módulos instalados são do mesmo fabricante e mesma potência nominal Sim 
7 Existência de ventilação no arranjo fotovoltaico Sim 
8 A estrutura metálica de suporte é a prova de corrosão Sim 
9 Há boa acessibilidade e conectividade ao datalogger do inversor Sim 
83 
 
 
 
10 
O arranjo fotovoltaico está corretamente instalado, levando em consideração: 
orientação, inclinação e desvio azimutal 
Sim 
11 
O sistema fotovoltaico está não localizado numa região árida, semiárida, 
costeira, litorânea, industrial ou com altos níveis de poluição atmosférica 
Sim 
12 
A partir de análises dos gráficos de geração de energia em função das horas do 
dia não foi identificado padrões do efeito de sombreamento nos painéis 
fotovoltaicos 
Sim 
13 
A taxa de desempenho é um indicador de desempenho em sistemas 
fotovoltaicos que avalia o desempenho do sistema fotovoltaico considerando as 
perdas, em que um valor percentual de 75% pode ser adotado como referência. 
Para o sistema fotovoltaico sob análise, esta taxa é superior ao valor de 
referência 
Sim 
14 
O fator de capacidade, outro indicador de desempenho de sistemas 
fotovoltaicos, expressa a capacidade de geração do sistema em relação a 
quantidade de energia que o sistema poderia gerar se operasse nas condições 
nominais. Assim sendo, o fator calculado do sistema fotovoltaico está entre 13% 
a 18% 
Sim 
QUADRO 1 – RESULTADO DA LISTA DE VERIFICAÇÕES 
(continuação) 
Item Descrição Resultado 
15 
O sistema fotovoltaico apresenta boa relação custo/benefício, considerando o 
desempenho elétrico do sistema, o preço da energia e a economia obtida nos 
anos de operação 
Sim 
16 
Após a inspeção das ligações elétricas e componentes do sistema de proteção, 
incluindo o SPDA (caso tenha), malha de aterramento, e aterramento de todo 
sistema fotovoltaico, conclui-se que todas estão equipotencializadas 
Não 
17 
O local físico onde estão instalados os controles, equipamentos de 
condicionamento de potência e instrumentos de medição não é utilizado como 
local de armazenamento de materiais e não permite o acesso de pessoal não 
autorizado 
Não 
18 
Nas atividades e trabalhos no local da instalação, são adotadas medidas 
preventivas para eliminação de risco, como: altura, confinamento, umidade e 
poeira 
Não 
19 
Inexistência de sombreamento sob os painéis fotovoltaicos causado pelo 
crescimento de vegetação em torno da edificação 
Sim 
20 
Não há peças e parafusos soltos nas estruturas de suporte dos módulos e das 
fixações dos sensores 
Sim21 Os cabos, conexões e conectores não estão danificados Sim 
22 
Os componentes metálicos de todo o sistema fotovoltaico não apresentam 
oxidação 
Sim 
23 
As tampas de caixas, quadros de distribuição e entradas de cabos não possuem 
infiltração de água 
Sim 
24 
Com relação ao inversor: a carcaça não apresenta descoloração nem 
rachaduras, e o sistema de ventilação forçada está limpo 
Sim 
25 
Não possui presença de poeira, fezes de pássaros e/ou detritos nos painéis 
fotovoltaicos 
Sim 
26 Não há evidências de rachaduras e descoloração das células fotovoltaicas Sim 
27 
As células fotovoltaicas estão bem vedadas, não havendo infiltração de ar ou 
água 
Sim 
28 Os motores em seguidores solares estão lubrificados 
Não se 
aplica 
FONTE: Os autores (2017). 
 
84 
 
 
 
Os itens 1, 2, 4, 5, 16, 17 e 18 são itens essenciais e exigidos pelas normas e 
regulamentos para o acesso de um sistema fotovoltaico à rede de distribuição. 
A seguir, serão apresentados comentários e a situação de cada item da lista 
de verificações aplicado ao sistema fotovoltaico do DELT UFPR. 
 
• PROJETO 
 
1. O sistema fotovoltaico contém diagrama unifilar e memorial descritivo da 
instalação. 
Resposta: Não. 
 
O sistema não possui memorial descritivo, mas possui o diagrama unifilar 
colocado na porta do quadro de distribuição geral. O diagrama contém as informações 
mínimas exigidas, referentes a geração, dispositivo de proteção, inversor, bem como, 
o ponto de acesso da unidade consumidora com distribuidora de energia elétrica. 
Contudo, isso não é suficiente para caracterizá-lo como um sistema fotovoltaico de 
microgeração conectado à rede regularizado junto à concessionária de energia 
elétrica. 
Conforme a recomendação designada para este item, foi contatado o 
projetista (EGNEX) para envio do documento. Segundo o projetista, o processo de 
regulamentação foi iniciado, porém o sistema não atendeu as exigências instituídas 
na resolução nº 482 da ANEEL. O projeto foi concluído, encontra-se em operação, 
contudo não participa do sistema de compensação energética estabelecido pela 
ANEEL. 
 
FIGURA 38 – DIAGRAMA UNIFILAR NA PORTA DO QUADRO 
85 
 
 
 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
Nesse quesito, o sistema não atende a todas as condições necessárias. 
 
2. Os equipamentos instalados conferem, em número e características, com os 
informados no projeto. 
Resposta: Não. 
 
Sem o memorial descritivo da instalação não é possível verificar 
inconsistências entre os equipamentos utilizados no sistema fotovoltaico instalado e 
os equipamentos apresentados no memorial. Conforme visto no diagrama, o número 
de módulos deve ser 12 e a potência nominal de cada um deve ser de 290 W. Os 
módulos instalados satisfazem as duas condições, conforme a FIGURA 39. Os 
mecanismos de proteção são adequados e apresentam características elétricas 
semelhantes as apresentadas no diagrama unifilar. O inversor SMA utilizado 
apresenta potência nominal equivalente ao bloco gerador, conforme consta no 
diagrama. 
 
FIGURA 39 – CONFERÊNCIA DOS EQUIPAMENTOS 
86 
 
 
 
 
FONTE: Os autores (2017). 
NOTA: a) Etiqueta do módulo 
b) Quadro de distribuição geral 
c) Etiqueta do Inversor 
 
3. Os cabos e suas conexões utilizados no projeto estão protegidos e resistem as 
influências externas, como vento, a temperatura e a radiação ultravioleta, e 
apresentam resistência contra roedores. 
Resposta: Sim. 
 
Os cabos da parte de controle e condicionamento contam com canaletas que 
protegem contra influências externas e ação de roedores, FIGURA 40. A confecção 
dos cabos é em cobre com isolação de composto termoplástico, com características 
antichama. A temperatura máxima suportada pelo condutor é 70ºC em temperatura 
permanente, 100ºC em sobrecarga e 160ºC diante de um curto-circuito, conforme 
informado pelo fabricante. 
 
 
 
FIGURA 40 – PROTEÇÃO DOS CABOS 
(a) (b) (c)
87 
 
 
 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
4. O inversor utilizado possui certificação do INMETRO. 
Resposta: Não. 
 
O inversor não apresenta etiqueta do INMETRO, entretanto está em processo 
de certificação. 
 
5. O projeto do sistema fotovoltaico foi desenvolvido em área segura, 
considerando localização e dimensionamento de seus componentes. 
Resposta: Não. 
 
O local demonstra um descumprimento da NR-10, uma vez que, existe 
projetos acadêmicos realizados próximo do inversor fotovoltaico e das baterias do 
sistema de acumulação de energia. Claramente isso oferece risco para os sistemas e 
para as pessoas. 
Além disso, a localização do arranjo fotovoltaico é de difícil acesso, e uma 
escada de dimensões elevadas é necessária para a limpeza e manutenção dos 
módulos. 
 
6. – Os módulos instalados são do mesmo fabricante e mesma potência nominal. 
Resposta: Sim. 
 
Todos os módulos conectados em série têm afixado na parte traseira a 
etiqueta apresentada na FIGURA 41, onde são dispostas as principais características 
elétricas e o nome do fabricante. 
88 
 
 
 
 
FIGURA 41 – ETIQUETA DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
• INSTALAÇÃO 
 
7. Existência de ventilação no arranjo fotovoltaico. 
Resposta: Sim. 
O ambiente em que o arranjo fotovoltaico se encontra instalado atualmente 
está apresentado na FIGURA 42. O local está próximo das condições ideais de 
operação, no que se refere ao favorecimento de ventilação natural: sem obstáculos e 
sem elementos arquitetônicos que bloqueiem a circulação de ar. 
 
FIGURA 42 – LOCALIZAÇÃO DO ARRANJO FOTOVOLTAICO 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
8. A estrutura metálica de suporte é a prova de corrosão. 
Resposta: Sim. 
 
89 
 
 
 
Como a instalação é recente, a estrutura metálica não apresenta sinais de 
corrosão ou outro sinal de deterioração do material. Toda a estrutura apresenta bom 
estado de conservação e sinais significativos de degradação não foram observados. 
 
9. Há boa acessibilidade e conectividade ao datalogger do inversor. 
Resposta: Sim. 
 
Os dados de funcionamento do sistema são facilmente acessados por um 
portal de armazenamento online disponível a todos que manifestem interesse. Com 
uma interface amigável (FIGURA 43) tem-se acesso ao perfil do sistema, 
responsáveis pelo projeto e o responsável pela instalação. O portal oferece uma 
descrição detalhada da energia e potência gerada, relatórios diários do sistema, dados 
climáticos do local da instalação e uma visão alternativa do desempenho do sistema 
sob ponto de vista de redução das emissões de CO2. 
O campo SENSOR SENSORBOX contém as informações climáticas no plano 
dos módulos fotovoltaicos, captados pelo sensor que compõe o projeto. Durante o 
período de análise esse sensor não funcionou, contudo, as informações 
disponibilizadas nos outros campos acessíveis do portal apresentaram uma 
ininterrupção apreciável. 
 
FIGURA 43 – PORTAL ONLINE SMA 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
10. O arranjo fotovoltaico está corretamente instalado, levando em consideração: 
orientação, inclinação e desvio azimutal. 
90 
 
 
 
Resposta: Sim. 
 
Para o local onde se encontra instalado o sistema fotovoltaico, o ideal é que 
a inclinação dos módulos seja compatível com a latitude da região, que no caso é 
pouco mais de 25º ao Sul e que o desvio azimutal seja o mais próximo possível de 
zero, em relação ao norte geográfico. Diante da situação atual do sistema, que não 
conta com um memorial descritivo, não há possiblidade de realizar uma análise 
comparativa entre o ideal e empregado na instalação. A única informação referente a 
estes parâmetros está nos dados de simulação do sistema cedidos pela EGNEX 
(ANEXO I). Por conseguinte, verifica-se que o ângulo de inclinação e desvio azimutal 
dos módulos são de 10º e 20º, respectivamente. 
O desvio azimutal foi obtido com auxílio de uma bússola. O instrumento de 
orientação geográfica quando colocado sobre uma estrutura que está alinhada com 
osmódulos, mostrou que o norte magnético estava a pouco menos de 45º a oeste da 
orientação real dos módulos fotovoltaicos. Entretanto, o ângulo obtido pela bússola 
não representa o norte verdadeiro. Este, segundo a webpage do NOAA está 
localizado cerca de 20º a leste. Portanto, o norte verdadeiro está cerca de 25º a oeste 
da orientação real dos módulos. 
 
FIGURA 44 – ORIENTAÇÃO GEOGRÁFICA 
 
FONTE: Os autores (2017). 
Nota: Norte magnético em vermelho e dos módulos em amarelo. 
 
Considerando fatores de imprecisão, pode se verificar que o desvio azimutal 
empregado na instalação foi próximo ao informado no documento de simulação, igual 
a 20º na direção Leste. A suposição é aceitável, considerando que uma empresa 
91 
 
 
 
especializada em instalações de projetos fotovoltaicos conta com instrumentos de 
elevada precisão. 
A inclinação dos módulos foi obtida por meio do procedimento apresentado 
na seção 4.1.2, item 10. Com auxílio de um transferidor e um barbante com um peso 
amarrado em uma das suas extremidades, foi obtida uma inclinação de 
aproximadamente 7º. Considerando uma variação de até 5º do ângulo medido em 
relação ao que consta no documento de simulação, pode-se concluir que o ângulo de 
inclinação também está correto. 
Em uma situação ideal, onde seria extraído o máximo do recurso solar 
disponibilizado, o ângulo de inclinação dos módulos deveria ser igual a latitude e o 
desvio azimutal igual a 0º em relação ao norte verdadeiro. Contudo, diante das 
limitações impostas durante a instalação de um projeto real e não diante de uma 
situação ideal, não foi constado erros inaceitáveis que impactassem de maneira 
significativa no desempenho do sistema. A única consideração a ser feita é sobre a 
inclinação dos módulos, que está no limite do aceitável em relação a limpeza natural 
com água da chuva. 
Os módulos estão orientados para o Norte, o desvio azimutal é relativamente 
pequeno e a inclinação dos módulos favorece a limpeza natural do equipamento. 
Portanto, conclui-se que a instalação está adequada. 
 
11. O sistema fotovoltaico está não localizado numa região árida, semiárida, 
costeira, litorânea, industrial ou com altos níveis de poluição atmosférica. 
Resposta: Sim. 
 
O sistema fotovoltaico do DELT UFPR não se encontra em nenhuma das 
regiões determinadas no item. 
Apesar da Cidade Industrial estar nos arredores de Curitiba, a polução ali 
gerada não é levada pelo vento à região onde o sistema fotovoltaico está instalado. 
Segundo os dados do INMET, a direção do vento é de 32° ou ENE (lés-nordeste). 
 
 
 
 
 
92 
 
 
 
FIGURA 45 – LOCALIZAÇÃO E REGIÃO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO 
 
FONTE: Adaptado de GOOGLE MAPS (2017). 
 
• ELÉTRICA 
 
12. A partir de análises dos gráficos de geração de energia em função das horas 
do dia não foi identificado padrões do efeito de sombreamento nos painéis 
fotovoltaicos. 
Resposta: Sim. 
 
O mês de maior geração energética, segundo os dados da plataforma online 
SMA, durante os anos de operação do sistema é sempre em janeiro. O dia com maior 
geração no ano da realização do trabalho foi 13 de janeiro, cuja curva de geração 
energética em função das horas do dia é mostrada no GRÁFICO 2. 
O gráfico demonstra um bom nível de geração, e comportamento esperado 
para um dia limpo sem indícios de sombreamento. Pode-se notar um aumento 
gradativo da geração, alcançando seu pico por volta de uma hora da tarde, momento 
em que o sol atinge o ponto mais alto. Consequentemente, após esse pico ocorre uma 
redução da geração. Problemas relacionados à presença de grandes obstáculos entre 
os módulos fotovoltaicos e o sol seriam facilmente percebidos em uma curva de 
geração para um dia limpo como a apresentada no GRÁFICO 2. 
 
 
93 
 
 
 
GRÁFICO 2 – CURVA DE GERAÇÃO EM 13 DE JANEIRO DE 2017 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
Uma redução de eficiência do sistema fotovoltaico devido a sombreamento no 
bloco gerador, reflete diretamente na curva de geração. Assim, a queda brusca em 
determinado horário do dia, e que se sucede ao longo do ano, nos permite localizar o 
obstáculo responsável pelo fenômeno. Se houvesse uma redução brusca na geração 
a esquerda indica obstáculos ao leste, e uma redução no lado direito, obstáculos ao 
oeste (em ambos os casos, considerando uma orientação voltada para o norte 
geográfico do bloco gerador). 
 
13. A taxa de desempenho é um indicador em sistemas fotovoltaicos que avalia o 
desempenho do sistema fotovoltaico considerando as perdas, em que um valor 
percentual de 75% pode ser adotado como referência. Para o sistema 
fotovoltaico sob análise, esta taxa é superior ao valor de referência. 
Resposta: Sim. 
 
O cálculo da produtividade final é realizado pela energia gerada (kWh) e a 
potência nominal do arranjo fotovoltaico, por meio da equação (9). A plataforma de 
armazenamento online SMA disponibiliza a geração energética de cada mês de 
operação. Com a potência nominal da série fotovoltaica pode-se calcular 
primeiramente o indicador de desempenho. Os dados referentes à energia gerada e 
a produtividade final de cada mês são apresentados na TABELA 8 e TABELA 9, 
respectivamente. 
 
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
En
er
gi
a 
ge
ra
d
a 
(k
W
h
)
Tempo (h)
Geração energética em 13/01/2017
94 
 
 
 
TABELA 8 – GERAÇÃO DE ENERGIA E O RESPECTIVO MÊS 
Mês 
Energia Gerada (kWh) 
2015 2016 
Janeiro 498,14 453,40 
Fevereiro 375,79 378,54 
Março 363,34 399,20 
Abril 331,05 336,18 
Maio 268,94 253,34 
Junho 272,86 266,24 
Julho 256,66 314,63 
Agosto 377,88 328,13 
Setembro 348,21 419,08 
Outubro 343,38 356,15 
Novembro 249,17 411,11 
Dezembro 387,23 405,07 
FONTE: Os autores (2017). 
 
A produtividade de referência foi calculada a partir da irradiação solar 
(kWh/m²) no mês sob análise, em relação à irradiância de 1000 W/m² de referência 
por meio da equação (10). Os dados de irradiância solar no plano horizontal foram 
coletados da estação meteorológica (INMET) localizada nas proximidades. 
 
TABELA 9 – PRODUTIVIDADE PARA UMA PLANTA DE 3,5 kWp 
Mês 
Produtividade Final 
2015 2016 
Janeiro 142,33 129,54 
Fevereiro 107,37 108,15 
Março 103,81 114,06 
Abril 94,59 96,05 
Maio 76,84 72,38 
Junho 77,96 76,07 
Julho 73,33 89,90 
Agosto 107,97 93,75 
Setembro 99,49 119,74 
Outubro 98,11 101,76 
Novembro 71,19 117,46 
Dezembro 110,64 115,73 
FONTE: Os autores (2017). 
 
Os dados de irradiância fornecidos pela estação meteorológica INMET, estão 
em unidade kJ/m² para cada hora do dia, todos os dias do mês e todos os meses do 
ano. Convertendo essa irradiância para kW/m² foi possível calcular a irradiação solar 
mensal e irradiação diária média no plano horizontal, cujo os resultados são 
apresentados na TABELA 10. 
 
TABELA 10 – IRRADIAÇÃO MENSAL E DIÁRIA MÉDIA (PLANO HORIZONTAL) 
95 
 
 
 
Mês 
Irradiação Mensal 
(kWh/m²) 
Irradiação diária média 
(kWh/m².dia) 
2015 2016 2015 2016 
Janeiro 185,21 167,53 5,97 5,40 
Fevereiro 133,55 133,07 4,77 4,59 
Março 124,11 135,70 4,00 4,38 
Abril 111,22 137,59 3,71 4,59 
Maio 86,42 81,03 2,79 2,61 
Junho 88,14 77,70 2,94 2,59 
Julho 86,11 101,07 2,78 3,26 
Agosto 132,63 109,81 4,28 3,54 
Setembro 122,35 149,93 4,08 5,00 
Outubro 114,88 127,67 3,71 4,12 
Novembro 107,27 152,47 3,58 5,08 
Dezembro 140,35 149,18 4,53 4,81 
FONTE: INMET (2017). 
 
Com o software Radiasol 2 foi possível estimar o nível de irradiação solar no 
plano dos módulos. Para realizar a estimativa basta informar a localização do sistema 
fotovoltaico e os dados de irradiação diária média no plano horizontal obtido 
anteriormente para cada mês, no campo “Entrada manual de dados”. É muito 
importante informar o ângulo de inclinação dos módulos fotovoltaicos e seu respectivo 
desvio azimutal nesta etapa, conforme mostrado na FIGURA 46. 
No sistema fotovoltaico sob análise, que está localizado em Curitiba, a 
orientação dos módulos é para o norte geográfico,com 10º graus de inclinação e o 
desvio azimutal de 20º graus para leste. 
 
FIGURA 46 – TELA INICIAL DO SOFTWARE RADIASOL 2 
 
FONTE: Radiasol 2 (2017). 
 
O software calcula o nível de irradiação no plano inclinado dos módulos e 
mostra também a parcela de radiação direta e difusa, que a compõe. A irradiação 
diária média no plano global horizontal e no plano inclinado é mostrada no GRÁFICO 
96 
 
 
 
3 e na forma de tabela de dados. Os resultados da última foram transcritos na TABELA 
11, juntamente com a respectiva estimativa mensal. 
 
GRÁFICO 3 – IRRADIAÇÃO DIÁRIA MÉDIA NO SOFTWARE RADIASOL 2 
 
FONTE: Radiasol 2 (2017). 
 
TABELA 11 – IRRADIAÇÃO DIÁRIA MÉDIA NO SOFTWARE RADIASOL 2 
Mês 
Irradiação diária média 
(kWh/m². dia) 
Irradiação mensal 
(kWh/m²) 
2015 2016 2015 2016 
Janeiro 5,9 5,33 129,58 165,23 
Fevereiro 4,82 4,64 119,10 134,56 
Março 4,18 4,57 95,17 141,67 
Abril 3,97 4,96 99,90 148,80 
Maio 3,07 2,87 96,72 88,97 
Junho 3,33 2,93 145,70 87,90 
Julho 3,12 3,69 129,60 114,39 
Agosto 4,7 3,86 118,11 119,66 
Setembro 4,32 5,32 107,10 159,60 
Outubro 3,81 4,21 138,88 130,51 
Novembro 3,57 5,06 129,58 151,80 
Dezembro 4,48 4,75 119,10 147,25 
FONTE: Radiasol 2 (2017). 
 
Com base na equação (10), o valor da produtividade de referência é igual aos 
valores de irradiação mensal no plano inclinado, apresentados na TABELA 11, agora 
em Wh/m². 
O conhecimento da produtividade final e de referência do sistema fotovoltaico 
permite o cálculo da taxa de desempenho por meio da equação (11). A taxa de 
desempenho obtida para o estudo de caso está apresentada na TABELA 12. 
 
TABELA 12 – TAXA DE DESEMPENHO OBTIDA NO ESTUDO DE CASO 
97 
 
 
 
Mês 
Taxa de desempenho (%) 
2015 2016 
Janeiro 77,82 78,40 
Fevereiro 79,56 80,38 
Março 80,11 80,51 
Abril 79,42 64,55 
Maio 80,74 81,36 
Junho 78,04 86,54 
Julho 75,82 78,59 
Agosto 74,10 78,35 
Setembro 76,77 75,02 
Outubro 83,06 77,97 
Novembro 66,47 77,38 
Dezembro 79,66 78,60 
FONTE: Os autores (2017). 
 
No mês de novembro do ano de 2015 e no mês de abril de 2016, o sistema 
fotovoltaico esteve desligado nos dias 14, 15, 16 e 17, o que justifica o baixo 
desempenho do sistema durante os dois meses. Uma possível explicação para esses 
desligamentos pode ser a entrada de pessoas não autorizadas no local do sistema de 
condicionamento que podem, ocasionalmente, ter desativado o sistema. 
Desconsiderando este inconveniente, todos os meses do ano de 2015 e 2016, exceto 
agosto de 2015, apresentaram taxa de desempenho superior a 75%. 
 
14. O fator de capacidade, outro indicador de desempenho de sistemas 
fotovoltaicos, expressa a capacidade de geração do sistema em relação a 
quantidade de energia que o sistema poderia gerar se operasse nas condições 
nominais. Assim sendo, o fator calculado do sistema fotovoltaico está entre 
13% a 18%. 
Resposta: Não. 
 
O cálculo do fator de capacidade foi semelhante ao apresentado na equação 
(12), porém considerando uma análise mensal. Os resultados estão apresentados na 
TABELA 13. 
 
 
 
 
98 
 
 
 
TABELA 13 – FATOR DE CAPACIDADE OBTIDO PARA O ESTUDO DE CASO 
Mês 
Fator de Capacidade (%) 
2015 2016 
Janeiro 19,13 17,41 
Fevereiro 15,98 15,54 
Março 13,95 15,33 
Abril 13,14 13,34 
Maio 10,33 9,73 
Junho 10,83 10,57 
Julho 9,86 12,08 
Agosto 14,51 12,60 
Setembro 13,82 16,63 
Outubro 13,19 13,68 
Novembro 9,89 16,31 
Dezembro 14,87 15,56 
FONTE: Os autores (2017). 
 
Curitiba, a cidade onde se encontra instalado o sistema fotovoltaico, possui 
como característica índices elevados de nebulosidade, principalmente durante os 
meses mais frios como maio, junho, julho e agosto. Levando em consideração que o 
fator de capacidade está diretamente relacionado a produtividade do sistema, 
bastante prejudicada quando o céu está coberto por nuvens, é comum haver uma 
queda do fator de capacidade nesses três meses. 
Pode-se perceber que o indicador durante o restante do ano apresentou 
resultados apreciáveis, acima dos 13% definido como adequado para os níveis de 
insolação em território brasileiro. 
 
15. O sistema fotovoltaico apresenta boa relação custo/benefício, considerando o 
desempenho elétrico do sistema, o preço da energia e a economia obtida nos 
anos de operação. 
Resposta: Sim. 
 
O Laboratório de Eficiência Energética da UFPR conta com um sistema 
fotovoltaico com potência nominal de 3,5 kWp. Sistemas que apresentam esse 
potencial exigem um investimento inicial próximo de R$25.168 reais, considerando o 
valor nacionalizado da energia fotovoltaica. Com esse projeto, tem-se um custo anual 
com operação e manutenção de aproximadamente R$251,68. 
Como mostrado anteriormente, o sistema fotovoltaico embora conectado à 
rede de distribuição, não foi regularizado junto a concessionária de energia, a COPEL. 
O sistema, por não atender os requisitos mínimos estabelecidos pelas normas 
99 
 
 
 
vigentes, não pode ter compensação ou créditos energéticos. Contudo, adotando 
algumas alternativas para prosseguir com a análise, foi suposto que o sistema 
estivesse corretamente regularizado. 
Como o sistema do estudo de caso é universitário e seu funcionamento é 
voltado para fins didáticos foi preciso realizar algumas adaptações para que ele seja 
equivalente aos vistos em residências e corretamente regularizados. A TABELA 14, 
mostra a energia elétrica gerada mensalmente durante os anos de 2015 e 2016, uma 
sugestão de demanda para uma residência, e a energia mínima faturável para um 
sistema bifásico estabelecida pela concessionária local. A demanda residencial média 
considerada foi de 200 kWh, um pouco superior ao consumo médio residencial de 161 
kWh/mês no ano 2016 (EPE, 2017). 
Considerando os ajustes e as suposições impostas, para esse caso específico 
existiria todo mês uma energia de 150 kWh passível de compensação. Verifica-se que 
a energia gerada é sempre superior a este valor, o que tornaria a unidade consumidora 
um pequeno gerador injetando energia na rede elétrica todos os meses. 
 
TABELA 14 – ENERGIA GERADA ENTRE 2015 E 2016 
Ano Mês 
Energia Gerada 
(kWh) 
Demanda média 
(kWh) 
Energia Mínima 
faturável (kWh) 
Janeiro 2015 498,14 200 50 
Fevereiro 2015 375,79 200 50 
Março 2015 363,34 200 50 
Abril 2015 331,05 200 50 
Maio 2015 268,94 200 50 
Junho 2015 272,86 200 50 
Julho 2015 256,66 200 50 
Agosto 2015 377,88 200 50 
Setembro 2015 348,21 200 50 
Outubro 2015 343,38 200 50 
Novembro 2015 249,17 200 50 
Dezembro 2015 387,23 200 50 
Janeiro 2016 453,40 200 50 
Fevereiro 2016 378,54 200 50 
Março 2016 399,20 200 50 
Abril 2016 336,18 200 50 
Maio 2016 253,34 200 50 
Junho 2016 266,24 200 50 
Julho 2016 314,63 200 50 
Agosto 2016 328,13 200 50 
Setembro 2016 419,08 200 50 
Outubro 2016 356,15 200 50 
Novembro 2016 411,11 200 50 
Dezembro 2016 405,07 200 50 
FONTE: Os autores (2017). 
 
100 
 
 
 
Como a energia gerada é superior a 150 kWh, todo valor referente a esta 
demanda é revertido em desconto na conta de energia, com base na tarifa com 
tributos inclusos. O excedente que é injetado na rede (TABELA 15) pode ser revertido 
em créditos energéticos validos por 60 meses, com base na tarifa estabelecida pela 
ANEEL sem a inclusão dos tributos. 
 
TABELA 15 – ENERGIA GERADA ENTRE 2015 E 2016 
Mês Ano 
Energia injetada 
(kWh) 
Janeiro 2015 348,14 
Fevereiro 2015 225,79 
Março 2015 213,34 
Abril 2015 181,05 
Maio 2015 118,94 
Junho 2015 122,86 
Julho 2015 106,66 
Agosto 2015 227,88 
Setembro 2015 198,21 
Outubro 2015 193,38 
Novembro 2015 99,17 
Dezembro 2015 237,23 
Janeiro 2016 303,40 
Fevereiro 2016 228,54 
Março 2016 249,20 
Abril 2016 186,18 
Maio 2016 103,34 
Junho 2016 116,24 
Julho 2016 164,63 
Agosto 2016 178,13 
Setembro 2016 269,08 
Outubro 2016 206,15 
Novembro 2016 261,11 
Dezembro 2016 255,07 
FONTE: Os autores (2017). 
 
TABELA 16 – TARIFAS VIGENTES DA COPEL ENTRE 2015 E2016 
(continua) 
Mês Ano 
Tarifa com impostos: 
ICMS e PIS/COFINS 
(R$/kWh) 
Tarifa estabelecida pela 
Aneel sem tributos 
(R$/kWh) 
Janeiro 2015 0,49070 0,31895 
Fevereiro 2015 0,56530 0,36744 
Março 2015 0,49830 0,32389 
Abril 2015 0,61560 0,40014 
Maio 2015 0,66205 0,43033 
Junho 2015 0,66200 0,43030 
Julho 2015 0,66205 0,43033 
Agosto 2015 0,75414 0,49773 
 
101 
 
 
 
TABELA 16 – TARIFAS VIGENTES DA COPEL ENTRE 2015 E 2016 
(continuação) 
Mês Ano 
Tarifa com impostos: 
ICMS e PIS/COFINS 
(R$/kWh) 
Tarifa estabelecida pela 
Aneel sem tributos 
(R$/kWh) 
Setembro 2015 0,74924 0,49450 
Outubro 2015 0,74581 0,49224 
Novembro 2015 0,74587 0,47587 
Dezembro 2015 0,76332 0,48700 
Janeiro 2016 0,77159 0,49073 
Fevereiro 2016 0,77738 0,49441 
Março 2016 0,78013 0,49616 
Abril 2016 0,77547 0,49785 
Maio 2016 0,76920 0,49383 
Junho 2016 0,76680 0,49688 
Julho 2016 0,76210 0,49765 
Agosto 2016 0,65407 0,42972 
Setembro 2016 0,64265 0,42222 
Outubro 2016 0,64139 0,42396 
Novembro 2016 0,63877 0,42478 
Dezembro 2016 0,63497 0,42480 
FONTE: Copel (2017). 
 
A TABELA 16 apresenta a tarifa vigente nos meses sob análise, com tributos 
e sem tributos. 
A TABELA 17 apresenta os descontos na conta que seriam proporcionados a 
partir do sistema de microgeração, se estivesse corretamente regularizado. Também 
é apresentado os créditos obtidos pela suposta energia injetada todo mês na rede 
elétrica da concessionária. 
 
TABELA 17 – CRÉDITOS E ENERGIA INJETADA 
(continua) 
Mês Ano 
Redução na conta de 
energia elétrica (R$) 
Créditos energéticos 
obtidos (R$) 
Janeiro 2015 73,60 111,04 
Fevereiro 2015 84,79 82,96 
Março 2015 74,74 69,10 
Abril 2015 92,34 72,45 
Maio 2015 99,31 51,18 
Junho 2015 99,30 52,87 
Julho 2015 99,31 45,90 
Agosto 2015 113,12 113,42 
Setembro 2015 112,39 98,01 
 
102 
 
 
 
TABELA 17 – CRÉDITOS E ENERGIA INJETADA 
(continuação) 
Mês Ano 
Redução na conta de 
energia elétrica (R$) 
Créditos energéticos 
obtidos (R$) 
Outubro 2015 111,87 95,19 
Novembro 2015 111,88 47,19 
Dezembro 2015 114,50 115,53 
Janeiro 2016 115,74 148,89 
Fevereiro 2016 116,61 112,99 
Março 2016 117,02 123,64 
Abril 2016 116,32 92,69 
Maio 2016 115,38 51,03 
Junho 2016 115,02 57,76 
Julho 2016 114,32 81,93 
Agosto 2016 98,11 76,55 
Setembro 2016 96,40 113,61 
Outubro 2016 96,21 87,40 
Novembro 2016 95,82 110,91 
Dezembro 2016 95,25 108,35 
TOTAL 2479,33 2120,60 
FONTE: Os autores (2017). 
 
Para o correto funcionamento do sistema, durante os dois anos de análise, 
foram necessários gastos com operação e manutenção do sistema, fixados 
anteriormente em R$251,68 reais ao ano. Portanto, retorno financeiro durante esses 
dois anos de operação seria os R$ 4599,93 reais, da economia na conta de energia e 
os créditos obtidos pela geração, menos o valor de R$ 503,36 do custo de operação 
e manutenção durante os dois anos. Com isso tem-se um suposto retorno de R$ 
4096,57, que representa 16,27% do investimento inicial. 
O retorno financeiro depende da tarifa praticada pela concessionária. 
Considerando isso, um retorno de R$ 4096,57 em dois anos é satisfatório. 
 
• SEGURANÇA E SAÚDE 
 
16. Após a inspeção das ligações elétricas e componentes do sistema de proteção, 
incluindo o SPDA (caso tenha), malha de aterramento, e aterramento de todo 
sistema fotovoltaico, conclui-se que todas estão equipotencializadas. 
Resposta: Não. 
 
103 
 
 
 
O sistema fotovoltaico não possui SPDA conforme a figura abaixo. Apesar da 
presença de captores de raio no bloco do DELT (FIGURA 47), nenhum deles possui 
aterramento. Sabendo que a estrutura é classificada como nível de proteção classe I, 
“Interrupção inaceitável de serviços públicos por breve ou longo período de tempo”, 
segundo a NBR 5419:2015, o sistema fotovoltaico deveria possui um SPDA. 
 
FIGURA 47 – CAPTOR DE RAIO NO DELT UFPR 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
O aterramento da estrutura de suporte dos painéis FV foi realizado da seguinte 
forma (FIGURA 48), considerando a continuidade elétrica na seguinte ordem: 
1. Estrutura de suporte; 
2. Fixação metálica (parafusos); 
3.Telhado metálico; 
4. Continuação do telhado metálico; 
5. Grade metálica; 
6. Ponto de conexão; 
7. Cabo de aterramento. 
 
Observa-se que no ponto de conexão entre a grade metálica e o cabo de 
aterramento há duas irregularidades. A primeira é que os pontos para continuidade 
elétrica foram pintados. A segunda é que no ponto de conexão deve ser utilizado um 
terminal e conector adequado, garantindo a continuidade elétrica. Dessa forma, 
verifica-se que não há aterramento da estrutura de suporte. 
 
Captor de raio
104 
 
 
 
FIGURA 48 – ATERRAMENTO DA ESTRUTURA DE SUPORTE 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
17. O local físico onde estão instalados os controles, equipamentos de 
condicionamento de potência e instrumentos de medição não é utilizado como 
local de armazenamento de materiais e não permite o acesso de pessoal não 
autorizado. 
Resposta: Não. 
 
O local é utilizado como armazenamento de materiais, algo proibido pela NR-
10. Também não há placa de advertência com mensagens de restrição de acesso e 
risco de choque elétrico. 
 
18. Nas atividades e trabalhos no local da instalação, são adotadas medidas 
preventivas para eliminação de risco, como: altura, confinamento, umidade e 
poeira. 
Resposta: Não. 
 
Painéis FV
Fixação metálica
Estrutura de suporte
Telhado metálico
Continuação do 
telhado metálico
Grade metálica
Cabo de aterramento 
Ponto de conexão
105 
 
 
 
Pelo fato de o sistema fotovoltaico estar localizado em um telhado alto 
(aproximadamente 6 m do solo), o local deve contar com pontos de ancoragem para 
fixação do EPI de retenção de queda. Porém, não foram encontrados. 
 
FIGURA 49 – ACESSO AOS PAINÉIS FOTOVOLTAICOS 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
No telhado metálico existe facilidade para locomoção, pois há espaços de 12 
cm (FIGURA 50) entre as partes elevadas do telhado, facilitando que o pé se acomode 
nesses espaços. 
 
FIGURA 50 – LOCOMOÇÃO NO TELHADO METÁLICO 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
• MANUTENÇÃO 
 
19. Inexistência de sombreamento sob os painéis fotovoltaicos causado pelo 
crescimento de vegetação em torno da edificação. 
Resposta: Sim. 
Colocado
Escada para 
acesso aos 
painéis FV
12 cm.
106 
 
 
 
 
Na imagem abaixo observa-se que não há vegetações próximas aos painéis 
fotovoltaicos. 
 
FIGURA 51 – VEGETAÇÃO PRÓXIMO AOS PAINÉIS FOTOVOLTAICOS 
 
FONTE: Os autores (2017). 
20. Não há peças e parafusos soltos nas estruturas de suporte dos módulos e das 
fixações dos sensores. 
Resposta: Sim. 
 
Foram inspecionados as peças e parafusos do sistema fotovoltaico, e todas 
estavam firmes e presas. 
 
FIGURA 52 – PEÇAS E PARAFUSOS FIRMES E PRESOS 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
21. Os cabos, conexões e conectores não estão danificados. 
Resposta: Sim. 
 
 
107 
 
 
 
FIGURA 53 – CABOS, CONEXÕES E CONECTORES 
 
FONTE: Os autores (2017). 
NOTA: (a) SENSORBOX e cabos c.c. 
(b) Cabos inversor 
(c) conexões no quadro de distribuição 
(d) conector MC4 
 
Foi constatado que no sistema FV não possui cabos, conexões e conectores 
danificados. 
 
22. Os componentes metálicos de todo o sistema fotovoltaico não apresentam 
oxidação. 
Resposta: Sim. 
 
Todos os componentes metálicos de todo o sistema fotovoltaico não 
apresentam oxidação, como pode ser visto na FIGURA 52 e FIGURA 53. 
 
23. As tampas de caixas, quadros de distribuição e entradas de cabos não 
possuem infiltração de água. 
Resposta: Sim. 
 
Nenhuma parte do sistema fotovoltaico possui infiltração de água. Todos os 
equipamentos de condicionamento de potência estão em uma área coberta sem o 
risco de infiltração de água. As conexões do SENSORBOX estão bem vedadas e as 
caixas dos diodos by-pass além de vedadas estão em nível abaixo dos painéis 
fotovoltaicos, e, portanto, protegidos da chuva.(a) (b)
(c)
(d)
108 
 
 
 
 
FIGURA 54 – CONEXÕES SENSORBOX E DIODOS BY-PASS 
 
FONTE: Os autores (2017). 
NOTA: (a) SENSORBOX 
(b) Caixa diodo by-pass 
 
24. Com relação ao inversor: a carcaça não apresenta descoloração nem 
rachaduras, e o sistema de ventilação forçada está limpo. 
Resposta: Sim. 
 
A carcaça do inversor SMA não apresenta descoloração nem rachaduras, e o 
sistema de ventilação forçada está limpo. 
 
FIGURA 55 – INVERSOR SMA 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
25. Não possui presença de poeira, fezes de pássaros e/ou detritos nos painéis 
fotovoltaicos. 
Resposta: Sim. 
 
(a) (b)
109 
 
 
 
Os painéis fotovoltaicos estão consideravelmente limpos, apesar de uma fina 
camada de poeira. 
 
FIGURA 56 – PAINEL FOTOVOLTAICO 
 
FONTE: Os autores (2017). 
NOTA: (a) Painel fotovoltaico 
(b) Imagem ampliada do painel 
 
26. Não há evidências de rachaduras e descoloração das células fotovoltaicas. 
Resposta: Sim. 
 
Como observado na FIGURA 57, as células fotovoltaicas estão intactas, não 
apresentando descoloração ou rachaduras. 
 
FIGURA 57 – CELULAS FOTOVOLTAICAS 
 
FONTE: Os autores (2017). 
 
 
Observando a FIGURA 57, também se verifica que as células não apresentam 
infiltração de ar ou água. 
 
(a) (b)
110 
 
 
 
27. Os motores em seguidores solares estão lubrificados. 
Resposta: Não se aplica. 
 
O sistema fotovoltaico do DELT UFPR é fixo e sem seguidor solar. Portanto, 
este item não se aplica ao estudo de caso. 
 
111 
 
 
 
6 CONCLUSÕES 
 
O conjunto de recomendações levantado pelos autores, e julgado como 
adequado por especialistas, possibilitou uma análise completa do sistema fotovoltaico 
instalado no Departamento de Engenharia Elétrica da UFPR - adotado como estudo 
de caso. 
Sua aplicabilidade não apresenta qualquer tipo de restrição para outros 
sistemas equivalentes cujo nível de qualidade e desempenho deseja se verificar. 
Contudo, por meio da ferramenta desenvolvida, uma resposta definitiva acerca do 
adequado funcionamento de um sistema fotovoltaico ainda é complexa, sendo 
adequado desmembrá-lo em subtópicos como: projeto, instalação, elétrica, segurança 
e saúde e manutenção. 
Com base nas recomendações dessa sistemática de abordagem é 
importante, primeiramente, admitir que o sistema fotovoltaico conectado à rede 
(adotado como estudo de caso) não demostra a realidade de um microgerador 
regularizado e não recebe descontos na conta de energia, nem créditos energéticos 
da concessionária - fatores relevantes do presente estudo. Contudo, os 
procedimentos de avaliação continuam validos, embora em algumas das 
recomendações foram necessários algumas adaptações ou sugestões, afim de não 
prejudicar o entendimento, bem como sua aplicação. 
A partir do conjunto de recomendações elaborado no trabalho, o projeto do 
sistema colocado sob estudo não apresenta a documentação mínima necessária para 
acesso à rede de distribuição. A partir desse fato pôde se observar claramente que o 
sistema apresentava alguns impasses referentes às condições mínimas exigidas pela 
concessionaria para o acesso à rede de distribuição. Assim, com auxílio do material 
desenvolvido, algumas razões que levaram a esse impasse foram levantadas, a 
exemplo do inversor que não apresenta a etiquetagem do Inmetro, obrigatória no 
momento da solicitação de acesso. 
Ainda com base no material desenvolvido, foi possível concluir que os 
elementos primários e secundários do sistema avaliado se mostraram preparados a 
quaisquer ações prejudiciais de origem intrínseca ou extrínseca, a julgar pelo seu nível 
de proteção, com canaletas e cabeamento de especificações adequadas para um 
sistema desse porte. Em contrapartida, a área onde foi desenvolvida o projeto 
demostra total descuido, onde há outras aplicações no local sem qualquer tipo de 
112 
 
 
 
correlação com o sistema fotovoltaico, algo proibido nas normas e regulamentos. Tal 
situação também permitiu que pessoal não autorizado adentrasse no local onde se 
encontravam as partes de controle do sistema, desligando-o de maneira acidental em 
algumas situações, o que refletiu diretamente no desempenho do mesmo. 
A simples inspeção do sistema, bastante presente nas recomendações 
levantadas, ajudou a entender se algumas premissas foram consideradas no 
momento da implementação do projeto por parte do responsável pela instalação, 
como: características elétricas dos componentes, suas interligações, condições ideais 
de funcionamento, acessibilidade dos dados de funcionamento, e configurações 
físicas e geográficas do sistema. Estas, de acordo com os procedimentos de 
avaliação, caracterizaram o sistema sob avaliação como adequado. 
Na parte elétrica, destaque para os indicadores de desempenho, muito 
explorados no material desenvolvido, que aplicado ao estudo de caso comprovou que 
seu desempenho é satisfatório, considerando as condições brasileiras de geração de 
energia referente ao recurso solar disponibilizado. Durante quase todo o período em 
que o sistema esteve sob análise, os indicadores apresentaram resultados dentro da 
faixa esperada. Os momentos em que os indicadores não atingiram tais valores, foram 
devido a situações atípicas, como desligamento do sistema ou condições climáticas 
adversas. 
Questões relacionadas ao aterramento também foram colocadas em pauta. O 
sistema, embora com desempenho apreciável, foi falho em relação ao sistema de 
proteção, pois os captores de raio instalados no telhado estavam inoperantes devido 
a falta de interligação com a malha de aterramento. Estudos anteriores já 
comprovaram a necessidade de instalação de um SPDA no local, porém, o que se 
observa atualmente no local é uma sistemática irregular de aterramento. Destaque 
negativo para os pontos de continuidade que foram pintados, oferecendo riscos a 
instalação, uma vez que não proporcionam o contato elétrico aquedado. 
O último tópico abordado no material desenvolvido foi referente às condições 
de manutenção. A partir desse tópico foi possível concluir que o sistema apresenta as 
condições ideais de operação, como: estrutura; cabos e conectores íntegros; 
componentes elétricos não expostos a situações perigosas, como infiltração de água; 
e nível de limpeza adequado. Por meio dos procedimentos de avaliação, referentes a 
estes tópicos, também não foram observados problemas nas partes fundamentais do 
sistema, como módulo e célula, que por sua vez estavam intactos. 
113 
 
 
 
Diante do exposto, a ferramenta desenvolvida mostrou-se muito eficiente no 
que tange seu objetivo principal, auxiliando pessoas sem conhecimento técnico na 
área de sistemas fotovoltaicos. Essa ferramenta não exige equipamentos caros e de 
operação complexa, apenas cuidado e respeito à uma série de etapas, cujo propósito 
é chegar a conclusão se todas as partes do sistema estão em plenas condições de 
funcionamento e em sintonia. 
 
114 
 
 
 
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APÊNDICE I – IDEF0 COMPLETO 
 
 
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121 
 
 
 
APÊNDICE II – CONJUNTO DE RECOMENDAÇÕES 
 
 
122 
 
 
 
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136 
 
 
 
 
 
 
137 
 
 
 
APÊNDICE III – LISTA DE VERIFICAÇÕES RESPONDIDA A PARTIR DO 
ESTUDO DE CASO 
 
 
138 
 
 
 
 
139 
 
 
 
140 
 
 
 
141 
 
 
 
142 
 
 
 
 
 
143 
 
 
 
ANEXO I – SIMULAÇÃO PVSYST 
 
 
144 
 
 
 
145 
 
 
 
 
 
 
 
146 
 
 
 
ANEXO II – DIAGRAMA UNIFILAR DO SISTEMA FOTOVOLTAICO