TCC-THOMAS-ERIC-2022-1-FINAL-CORRIGIDO-28-07-22

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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE 
CENTRO DE TECNOLOGIA 
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA 
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
 
THOMAS ERIC ALVES DE OLIVEIRA 
 
 
 
 
 
PROJETO DE MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA CONECTADA À REDE 
 ELÉTRICA VOLTADA AO AUTOCONSUMO REMOTO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
NATAL 
2022 
 
 
THOMAS ERIC ALVES DE OLIVEIRA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
PROJETO DE MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA CONECTADA À REDE 
 ELÉTRICA VOLTADA AO AUTOCONSUMO REMOTO 
 
 
 
 
Trabalho de conclusão de curso apresentado ao curso de 
graduação em Engenharia Elétrica, da Universidade 
Federal do Rio Grande do Norte, como requisito parcial 
à obtenção do título de Bacharel em Engenharia Elétrica 
 
Orientador: Prof. Dr. José Tavares de Oliveira. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
NATAL 
2022 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A Deus sempre ilumina meu caminho. 
Aos meus pais que proporcionaram tudo que 
uma pessoa pode querer, carinho amor e fé na 
minha escolha de vida. 
Ao professor Orientador José Tavares de 
Oliveira, que acreditou na minha ideia e me 
ajudou sempre que precisei. 
A todos os meus amigos e familiares que me 
deram apoio e contribuíram para meu 
crescimento pessoal e profissional. 
 
 
AGRADECIMENTOS 
 
A Deus por me guiar ao longo da vida, transmitindo força, perseverança, vontade de 
vencer na vida, buscar ser uma pessoa boa e fiel, onde pude sentir a sua presença em um dos 
momentos de maior felicidade em minha vida quando fui aprovado no curso em que tanto 
sonhei. Uma vez, um amigo me disse que nada é mera coincidência, tudo tem o dedo de Deus, 
frase essa que me faz sentir ainda mais a tua presença, que concedeu saúde a mim e a todos da 
minha família, amigos e todos aqueles que tenho convivência. 
Aos meus pais, José Maria e Erika Cristina, agradeço enormemente por terem sido 
meus maiores exemplos de vida. Se dedicaram a cuidar de mim, educaram-me, ensinaram-me 
o que é o certo e errado na sociedade, sempre buscaram proporcionar a maior qualidade de vida 
possível onde muitas vezes abdicavam de si mesmos. Meu pai me mostrou a grandeza do título 
de engenheiro eletricista, sempre o acompanhando em obras na qual realizou, mostrando o que 
o curso pode proporcionar e como ele é importante em nossas vidas. Minha mãe desde cedo, 
estudava comigo matérias do colégio, tirava minhas dúvidas, auxiliava nos projetos e feiras de 
ciências, sempre deixou claro que o estudo vinha em primeiro lugar e que isso seria 
determinante na minha vida. Com certeza vocês são os maiores vencedores desse desafio 
chamado vida. 
As minhas irmãs, Maria Luisa, Vithória Lorena e Stephanie Beatrice, por sempre me 
apoiar nas decisões de vida que tive, na decisão de cursar e trilhar os caminhos do nosso pai, 
em ser um engenheiro eletricista. Todo amor, carinho, atenção e preocupação comigo foi notado 
e sei que posso contar com vocês em toda minha vida. 
A minha namorada, que a quase dois anos juntos, sempre me deu forças, dando apoio 
moral, me incentivando de todas as formas, sendo compreensiva nos momentos de ausência 
pela dificuldade passada e da sua forma delicada de ser e acima de tudo pelo amor. 
A todos os meus amigos mais íntimos que sempre me apoiaram e incentivaram durante 
toda minha vida, no âmbito profissional ou estudantil, estão comigo em minha caminhada. 
Ao prof. Dr. José Tavares de Oliveira, por aceitar o desafio de me orientar neste 
trabalho, pela disposição e paciência em auxiliar sempre que solicitado, acreditando sempre no 
meu potencial, pela confiança, pelo exemplo de engenheiro eletricista, sendo uma referência 
pessoal não só para mim, como para todos os discentes do curso de Engenharia Elétrica, por 
todos os ensinamentos e experiências transmitidas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
‘’O êxito da vida não se mede pelo 
caminho que você conquistou, mas sim pelas 
dificuldades que superou no caminho.’’ 
(Abraham Lincoln) 
 
“Se cheguei até aqui foi porque me 
apoiei no ombro dos gigantes.” 
(Isaac Newton) 
 
“Nossa maior fraqueza é a desistência. 
O caminho mais certeiro para o sucesso é 
sempre tentar apenas uma vez mais.” 
(Thomas Alva Edison) 
 
 
RESUMO 
 
DE OLIVEIRA, Thomas E. A. Projeto de minigeração distribuída conectada à rede de 
distribuição voltada ao autoconsumo remoto. 2022. 77f. Trabalho de Conclusão de Curso. 
(Graduação em Engenharia Elétrica). Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal, 
2022. 
Este trabalho apresenta o projeto de uma usina de minigeração distribuída solar fotovoltaica 
conectada à rede de distribuição em média tensão da COSERN, no estado do Rio Grande do 
Norte, no município de Pedro Avelino, com o objetivo de ser utilizada na modalidade de 
autoconsumo remoto, para que dessa forma, o proprietário do empreendimento consiga reduzir 
seus custos com energia elétrica. No Brasil, a regulamentação da geração distribuída 
concretizou-se pela Resolução Normativa nº 482/2012 da ANEEL. O trabalho apresenta a 
metodologia de projeto de sistemas fotovoltaicos, separado por etapas necessárias para a sua 
elaboração. Inicialmente, o texto evidencia o levantamento teórico sobre o sistema de geração 
fotovoltaica conectada à rede, isolada e híbrida. Em seguida foi levado em consideração as 
necessidades de consumo do cliente, o recurso solar disponível no local de interesse e as 
características físicas da instalação. Utilizando o software PVsyst, a usina foi projetada para 
instalação ao solo, de forma fixa, em uma cidade com altos índices solarimétricos e com área 
disponível, otimizando-a para inexistência de sombreamentos sobre os módulos. O sistema foi 
projetado com potência nominal CA de 300 kW, com uso de 4 inversores Growatt de 75 kW, 
potência nominal CC de 356,44 kWp, obtidos a partir de 56 arranjos com 19 módulos BYD 335 
W, bem como o dimensionamento dos cabos CC e CA, dispositivos de proteção e manobra, 
gerando em média 44.700,00 kWh/mês. O custo dos equipamentos e mão de obra resultaram 
em um investimento de R$1.600.000,00 com retorno de investimento em 3,68 anos. O projeto 
é, portanto, viável, por apresentar um retorno sobre capital investido curto se comparado com 
o tempo de vida útil dos equipamentos que compõem a usina, onde os dados de geração práticos 
evidenciaram uma geração superior a projetada via software, tornando o retorno de 
investimento mais atrativo. 
 
Palavras-chave: Dimensionamento; Energia Solar; minigeração distribuída; projeto; Sistema 
fotovoltaico. 
 
 
ABSTRACT 
 
DE OLIVEIRA, Thomas E. A. Distributed mini-generation project connected to the distribution 
network aimed at remote self-consumption. 2022. 77p. Completion of course work. (Graduate 
in Electrical Engineering). Federal University of Rio Grande do Norte. Christmas, 2022. 
This work presents the project of a photovoltaic solar distributed minigeneration plant 
connected to the COSERN medium voltage distribution network, in the state of Rio Grande do 
Norte, in the municipality of Pedro Avelino, with the objective of being used in the form of 
remote self-consumption, so that, in this way, the owner of the enterprise can reduce its costs 
with electric energy. In Brazil, the regulation of distributed generation was implemented by 
ANEEL Normative Resolution No. 482/2012. The work presents the methodology of design of 
photovoltaic systems, separated by necessary steps for its elaboration. Initially, the text 
highlights the theoretical survey on the grid-connected, isolated and hybrid photovoltaic 
generation system. Next, the customer's consumption needs, the solar resource available at the 
place of interest and the physical characteristics of the installation were taken into account. 
Using the PVsyst software, the plantwas designed for installation on the ground, in a fixed 
way, in a city with high solarimetric indexes and with available area, optimizing it for the 
absence of shading on the modules. The system was designed with a nominal AC power of 300 
kW, using 4 Growatt inverters of 75 kW, a nominal DC power of 356.44 kWp, obtained from 
56 arrangements with 19 BYD 335 W modules, as well as the sizing of the cables DC and AC, 
protection and switching devices, generating an average of 44,700.00 kWh/month. The cost of 
equipment and labor resulted in an investment of R$1,600,000.00 with a return on investment 
of 3,68 years. The project is, therefore, viable, as it presents a short return on invested capital 
compared to the useful life of the equipment that compose the plant, where the practical 
generation data showed a generation superior to that projected via software, making the return 
of more attractive investment. 
 
Keywords: Dimensioning; Solar energy; distributed mini-generation; project; Photovoltaic 
system. 
 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
Figura 1 - Níveis de irradiação no Brasil e na Europa Ocidental. .............................................. 3 
Figura 2 - Eventos-chave no desenvolvimento das células fotovoltaicas. ................................. 7 
Figura 3 - Composição do sistema on-grid. ................................................................................ 9 
Figura 4 - Componentes de um sistema fotovoltaico off-grid. ................................................. 10 
Figura 5 - Componentes de um sistema fotovoltaico híbrido. .................................................. 11 
Figura 6 – Componentes que formam o módulo Fotovoltaico. ................................................ 13 
Figura 7 - Formato das células de silício mono e policristalinos. ............................................ 14 
Figura 8 - Índices de irradiância no Brasil em 2017................................................................. 17 
Figura 9 - Ranking Estadual do Brasil em Potência Instalada em MW. .................................. 19 
Figura 10 - Descrição das tarifas no período de transição definido pela PL n°14.300/2022. .. 23 
Figura 11 - Área disponível para implementação do SFV na cidade de Pedro Avelino/RN. .. 30 
Figura 12 - Local de instalação do SFV próximo a rede de distribuição da COSERN. ........... 30 
Figura 13 - Índices de irradiação no município de Pedro Avelino/RN retirados do CRESESB.
 .................................................................................................................................................. 31 
Figura 14 - Módulo BYD 335W............................................................................................... 32 
Figura 15 - Inversor Growatt de 75 kW. .................................................................................. 33 
Figura 16 - Diagrama unifilar da subestação simplificada de 300 kVA. ................................. 39 
Figura 17 - Estrutura fotovoltaica para solo. ............................................................................ 40 
Figura 18 - Distribuição dos módulos fotovoltaicos sob a estrutura. ....................................... 40 
Figura 19 - PVsyst, parâmetros do SFV. .................................................................................. 44 
Figura 20 - PVsyst: Produção energética anual e índice de performance. ............................... 45 
Figura 21 - Diagrama de perdas energéticas. ........................................................................... 46 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE GRÁFICOS 
 
Gráfico 1 - Potência instalada em operação da matriz energética Brasileira. ............................ 2 
Gráfico 2 - Consumo registrado pela UC em 2021. ................................................................. 29 
 
 
 
LISTA DE QUADROS 
 
Quadro 1 - Principais normativas publicadas e seus principais tópicos em incentivo a micro e 
minigeração distribuída. ............................................................................................................. 3 
Quadro 2 - Classificação dos sistemas fotovoltaicos existentes. ................................................ 8 
 
 
 
LISTA DE TABELAS 
 
Tabela 1 - Potencial anual médio de Energia Solar. ................................................................. 18 
Tabela 2 - Datasheet do módulo selecionado para o SFV. ....................................................... 32 
Tabela 3 - Datasheet do inversor Growatt MAX 75KTL3-LV ................................................ 34 
Tabela 4 - Listagem de custos do SFV. .................................................................................... 42 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS 
 
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica 
CA - Corrente Alternada 
CC - Corrente Contínua 
COSERN - Companhia Energética do Rio Grande do Norte 
DPS - Dispositivo de Proteção contra Surtos 
GD - Geração Distribuída 
IEA - International Energy Agency 
INMETRO - Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia 
NCM - Nomenclatura Comum Mercosul 
MPPT - Maximum Power Point Tracking 
ML – Mercado Livre de energia 
MT - Média Tensão 
PRODIST - Procedimentos de Distribuição 
RN - Resolução Normativa 
THD – Distorção Harmônica Total 
SPDA - Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas 
STC - Standard Test Conditions 
UC - Unidade Consumidora 
UFRN - Universidade Federal do Rio Grande do Norte 
UFV – Usina Fotovoltaica 
SFV – Sistema Fotovoltaico 
 
 
 
 
SUMÁRIO 
 
1 INTRODUÇÃO .......................................................................................................... 1 
1.1 VISÃO GERAL E CONTEXTUALIZAÇÃO ............................................................. 1 
1.2 OBJETIVOS ................................................................................................................. 4 
1.3 ESTRUTURA DO TRABALHO ................................................................................. 4 
2 DESENVOLVIMENTO TEÓRICO......................................................................... 6 
2.1 HISTÓRIA E ORIGEM DA ENERGIA SOLAR ........................................................ 6 
2.2 TIPOS DE USINAS FOTOVOLTAICAS (UFV) ....................................................... 8 
2.2.1 SISTEMA ON-GRID ................................................................................................... 9 
2.2.2 SISTEMA OFF-GRID ............................................................................................... 10 
2.2.3 SISTEMA HÍBRIDO ................................................................................................. 11 
2.3 PRINCIPAIS COMPONENTES PARA GERAÇÃO FOTOVOLTAICA ................ 12 
2.3.1 MÓDULO FOTOVOLTAICO................................................................................... 12 
2.3.1.1 MÓDULOS COM CÉLULAS DE SILÍCIO POLICRISTALINO ............................ 13 
2.3.1.2 MÓDULOS COM CÉLULAS DE SILÍCIO MONOCRISTALINO......................... 13 
2.3.1.3 MÓDULOS COM CÉLULAS DE SILÍCIO AMORFO ........................................... 14 
2.3.1.4 MÓDULOS COM CÉLULAS DE FILMES FINOS ................................................. 14 
2.3.2 INVERSOR ................................................................................................................ 15 
2.3.3 QUADRO DE DISTRIBUIÇÃO ............................................................................... 15 
2.3.4 APARELHOS ELÉTRICOS ...................................................................................... 15 
2.3.5 MEDIDOR DE ENERGIA BIDIRECIONAL ........................................................... 16 
2.3.6 CONTROLADORES DE CARGA ............................................................................ 16 
2.3.7 BATERIAS ................................................................................................................16 
2.4 RADIAÇÃO SOLAR NO BRASIL ........................................................................... 17 
2.5 NORMAS E LEIS ...................................................................................................... 19 
3 MATERIAIS E METODOLOGIA ......................................................................... 24 
3.1 ANÁLISE DA FATURA DE ENERGIA .................................................................. 24 
3.2 ANÁLISE DO LOCAL DE INSTALAÇÃO ............................................................. 24 
3.3 DIMENSIONAMENTO DO SFV ............................................................................. 24 
3.3.1 ESCOLHA DOS EQUIPAMENTOS ........................................................................ 25 
3.4 DIMENSIONAMENTO DA SUBESTAÇÃO .......................................................... 26 
 
 
3.5 DIMENSIONAMENTO DOS PERIFÉRICOS (CONDUTORES E PROTEÇÕES 
DO LADO CC E CA) ............................................................................................................... 26 
3.6 CUSTOS DE INSTALAÇÃO E ANÁLISE FINANCEIRA ..................................... 27 
3.7 SIMULAÇÃO DO SFV VIA PVSYST ..................................................................... 27 
4 RESULTADOS E DISCUSSÕES ........................................................................... 29 
4.1 ANÁLISE DA FATURA DE ENERGIA .................................................................. 29 
4.2 ANÁLISE DO LOCAL DE INSTALAÇÃO ............................................................. 29 
4.3 DIMENSIONAMENTO DO SFV ............................................................................. 31 
4.4 DIMENSIONAMENTO DA SUBESTAÇÃO .......................................................... 38 
4.5 DIMENSIONAMENTO DA ESTRUTURA ............................................................. 39 
4.6 DIMENSIONAMENTO DOS CONDUTORES E PROTEÇÕES (CA E CC) ......... 41 
4.7 CUSTOS DE INSTALAÇÃO E ANÁLISE FINANCEIRA ..................................... 42 
4.8 SIMULAÇÃO DO SFV VIA PVSYST ..................................................................... 43 
5 CONSIDERAÇÕES FINAIS................................................................................... 47 
APÊNDICE A – PROJETO DA SUBESTAÇÃO AÉREA DE 300 KVA. ............................. 50 
APÊNDICE B – PROJETO DO QUADRO DE MEDIÇÃO EM BT. ..................................... 51 
APÊNDICE C – PROJETO DO QUADRO DE MEDIÇÃO EM BT - DIMENSÕES. .......... 52 
APÊNDICE D – PROJETO DO QUADRO DE MEDIÇÃO EM BT - DIMENSÕES ........... 53 
APÊNDICE E – PROJETO DO QUADRO DE MEDIÇÃO EM BT ...................................... 54 
APÊNDICE F – USINA SOLAR FOTOVOLTAICA EM FASE FINAL DE INSTALAÇÃO
 .................................................................................................................................................. 55 
APÊNDICE G – SUBESTAÇÃO AÉREA E QUADRO DE MEDIÇÃO CONECTADOS A 
REDE DE DISTRIBUIÇÃO DA COSERN. ............................................................................ 56 
APÊNDICE H – DIAGRAMA UNIFILAR DO SFV .............................................................. 57 
ANEXO A – DATASHEET DO MÓDULO BYD PHK-36-335W-4BB ................................ 58 
ANEXO B – DATASHEET DO INVERSOR GROWATT 75KTL3-LV ............................... 60 
 
 
1 
 
 
1 INTRODUÇÃO 
 Este capítulo tem como objetivo apresentar o histórico da tecnologia fotovoltaica para 
a geração de energia elétrica, evidenciando a quantidade de energia disponibilizada ao longo 
do planeta Terra, bem como elencar os incentivos em vigor no Brasil. Além disso, serão 
demonstrados as premissas e ações necessárias para a elaboração do projeto executivo da Usina 
Solar Fotovoltaica de 356,44 kWp localizado no Rio Grande do Norte, no município de Pedro 
Avelino. 
1.1 VISÃO GERAL E CONTEXTUALIZAÇÃO 
 Atualmente, o Brasil possui uma matriz energética renovável principalmente pelos 
recursos hídricos disponíveis em seu território, prevalecendo o uso de hidrelétricas para geração 
de energia elétrica. A matriz energética brasileira tem as usinas hidrelétricas como a fonte de 
energia mais comum devido a riqueza de rios no país. 
 No entanto, a hidroeletricidade, por depender de fatores climáticos, em épocas de seca 
pode chegar a ter valores críticos no ponto de vista da segurança energética, sendo necessário 
o uso de fontes não renováveis para abastecimento energético, como as termoelétricas, 
resultando em taxas a serem pagas pelos consumidores1. Caso esse recurso fique escasso a 
oferta de energia diminuirá ocasionando uma elevação nos preços da energia no país. Devido a 
estes fatos, o setor da geração de energia solar fotovoltaica se destaca por ser uma opção que 
está em constante crescimento, pela atual facilidade em ser adquirida e seus efeitos benéficos 
para a matriz energética brasileira, aumentando desta forma a diversificação das fontes 
primárias de energia, evidenciada pelo Gráfico 1, na qual apresenta a formação da matriz 
energética Brasileira. 
 
 
1 Disponível em: http://mtc-m21b.sid.inpe.br/rep/8JMKD3MGP3W34P/3PERDJE. Acessado em 13 jul. 2022. 
http://mtc-m21b.sid.inpe.br/rep/8JMKD3MGP3W34P/3PERDJE
2 
 
 
 Gráfico 1 - Potência instalada em operação da matriz energética Brasileira. 
 
Fonte: ANEEL, 2022. Adaptado pela ABSOLAR em 02/05/20222. 
 
 O crescimento vertiginoso se dá pela vigência da Resolução Normativa da ANEEL n° 
482/2012, sendo responsável pela inserção e regulamentação da micro e minigeração 
distribuída, estabelecendo o sistema de compensação de energia, onde posteriormente, para 
complementar a RN anterior da ANEEL, houve a publicação da RN n° 687/2015, na qual visava 
principalmente na criação de modalidades de consumo, entre elas o autoconsumo remoto, além 
de redefinir as faixas de potência de minigeração distribuída, de 1 MW para 5MW. 
 Além das Resoluções Normativas, outros órgãos como o Conselho Nacional de Política 
Fazendária (CONFAZ), publica em 2015 um convênio de número 16/2015, firmando a isenção 
do Imposto Sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) entre a União e Estados, 
referentes ao sistema de compensação de energia elétrica, incentivando cada vez mais o uso 
pela fonte fotovoltaica. 
 Outros incentivos de políticas públicas foram criados com a finalidade de promover e 
popularizar o uso de fontes renováveis energéticas, especificados no Quadro 1. 
 
 
2 Disponível em: https://www.absolar.org.br/. Acessado em 14 Jul. 2022. 
https://www.absolar.org.br/
3 
 
 
Quadro 1 - Principais normativas publicadas e seus principais tópicos em incentivo a micro e 
minigeração distribuída. 
Regulamentações Tópicos Elencados 
Convênio ICMS 
 N° 101/1997 
• Concede isenção em operações com equipamentos e 
componentes de energia solar e eólica. 
RN N° 482/2012 • Estabelece condições gerais para o acesso a micro e 
minigeração distribuída; 
• Criação do sistema de compensação energética. 
RN N° 687/2015 • Isenta a cobrança de ICMS referentes a circulação de 
energia elétrica, sujeitas a faturamento sob o sistema 
de compensação de energia elétrica 
Convênio ICMS 
N° 024/2022 
• Atualização do Convênio ICMS N° 101/1997, 
regularizando a Nomenclatura Comum Mercosul 
(NCM). 
Fonte: Autor (13/07/2022). 
 
 De acordo com a base de dados do INPE, o Brasil possui um dos melhores recursos 
solares do mundo, onde um sistema solar fotovoltaico produz, em média, o dobro de energia 
elétrica que o mesmo sistema instalado na Alemanha ou no Reino Unido3, como mostra a Figura 
1, devido aos elevados índices de irradiação presentes na extensão territorial do Brasil. 
 
Figura 1 - Níveis de irradiação no Brasil e na Europa Ocidental. 
 
Fonte: INPE, 2017, com base nas informações do Atlas Brasileiro de Energia Solar, 2006 e PVGIS, 2012. 
 
3 Disponível em: http://labren.ccst.inpe.br/atlas_2017.html. Acessado em 13/07/2022. 
http://labren.ccst.inpe.br/atlas_2017.html4 
 
 
1.2 OBJETIVOS 
 Tendo em vista a crescente necessidade energética devido o desenvolvimento mundial 
e aumento do uso de equipamentos que dependem de eletricidade, é urgente e necessário o 
investimento em fontes alternativas de energia, principalmente as que estão alinhadas com a 
questão ambiental, sendo a fonte solar fotovoltaica considerada renovável, limpa e com grau de 
eficiência satisfatório. 
 Diante do que foi dito, este trabalho tem como objetivo apresentar o projeto de uma 
minigeração distribuída solar fotovoltaica conectada à rede de distribuição de Média tensão 
(MT) da cidade de Pedro Avelino, no estado do Rio Grande do Norte, visando gerar energia na 
modalidade de compensação de créditos advindos do autoconsumo remoto para uma fábrica de 
açaí denominada “Açaí do Joca Jr.” (autorizado pelo proprietário), para atender a carga 
instalada no empreendimento e contribuir para a redução dos valores desembolsados das faturas 
de energia. Separando o objetivo em etapas, terão como base apresentar a metodologia para 
realizar o projeto executivo, a partir da análise de consumo da fatura de energia, agregado aos 
dados solarimétricos referentes a localidade da instalação da usina para simular projeções de 
geração de energia, como também apresentar a metodologia para realizar o estudo de 
viabilidade econômica visando apresentar indicadores que justifiquem o investimento, bem 
como dimensionar e escolher os equipamentos responsáveis pela geração de energia e 
dimensionar os componentes elétricos adjacentes presentes no empreendimento. 
1.3 ESTRUTURA DO TRABALHO 
 Este Trabalho de Conclusão de Curso é segmentado em 4 capítulos, sendo o primeiro 
capítulo introdutório. 
 O segundo capítulo apresenta o desenvolvimento teórico, onde são elencados o processo 
evolutivo da energia solar fotovoltaica, como se dá o funcionamento dos componentes que estão 
presentes em uma usina fotovoltaica, bem como as classificações dos sistemas fotovoltaicos 
(SFV). 
 O terceiro capítulo explana os materiais e metodologia necessária para a elaboração de 
todo o projeto elétrico, com a sua aplicação voltada para o autoconsumo remoto de uma fábrica 
de açaí. 
5 
 
 
 O quarto capítulo tem como finalidade realizar as discussões e considerações finais. Se 
compara os resultados teóricos simulados via software (PVsyst), com os resultados práticos 
apresentados pela usina e em seguida as conclusões gerais do trabalho. 
 Os apêndices A, B, C, D, E e F, G e H apresentam a execução do projeto referido, 
diagrama unifilar da usina, detalhes do projeto da subestação simplificada, bem como a fixação 
da subestação no local proposto, bem como fixação dos arranjos fotovoltaicos. 
 Os anexos A, B, C e D apresentam os datasheets do módulo fotovoltaico e inversor 
selecionados, formulários da COSERN para a solicitação de acesso e cadastro da unidade 
geradora e formulários para solicitação de ligação da subestação presente na usina. 
 
6 
 
 
2 DESENVOLVIMENTO TEÓRICO 
2.1 HISTÓRIA E ORIGEM DA ENERGIA SOLAR 
 A evolução da energia solar fotovoltaica teve início a partir da pesquisa de um físico 
francês, Alexandre Edmond Becquerel, onde em 1839 tratou de estudar sobre o efeito 
fotovoltaico. Descreveu o efeito como o surgimento de uma diferença de potencial nos 
terminais de uma célula eletroquímica ocorrida pela absorção da luz. Em 1883, Charles Fritts, 
um inventor da época, originou a primeira célula fotovoltaica produzida por selênio revestido 
de ouro, permitindo gerar corrente contínua de forma constante4. 
 Em 1886, o físico alemão Heinrich Hertz, por meio de experimentos, percebeu que a 
incidência da luz ultravioleta em chapas metálicas auxiliava a produção de faíscas e só em 1905, 
Albert Einstein modernizou e aprimorou os conceitos acerca do fenômeno físico, com 
experimentos que apontaram a emissão de elétrons de uma superfície em interação com uma 
onda eletromagnética, explicando de forma teórica o fenômeno. A criação de células 
fotovoltaicas com a finalidade de geração energética a nível comercial se deu em 1954, a partir 
do desenvolvimento feito pelo cientista Russell Shoemaker Ohl, denominadas como “célula 
solar moderna”. Quatro anos depois, deu-se o início das utilizações de painéis solares, onde um 
painel de 1W foi anexado ao satélite Vanguard I, que foi enviado ao espaço, para alimentar o 
rádio na viagem, iniciando a produção industrial juntamente com o crescimento da área de 
eletrônica (PINHO et al 2014). 
 Inicialmente as empresas do setor de telecomunicações buscaram as fontes de energia 
solar para sistemas instalados em localidades remotas. O segundo ocorrido que impulsionou as 
fontes de energia solar foi a “corrida espacial”, pois as células fotovoltaicas eram e continuam 
sendo o melhor meio em questão de menor custo, peso e segurança para fornecer a energia 
necessária para longos períodos de alimentação de equipamentos eletroeletrônicos no espaço 
(PINHO et al 2014). 
 Os principais eventos ocorridos para o desenvolvimento das células fotovoltaicas estão 
evidenciados na Figura 2, onde foram realizados estudos diversos para o aprimoramento da 
tecnologia para se ter produtos com alta eficiência e grande disponibilidade. A evolução dos 
sistemas fotovoltaicos está fazendo com que haja uma redução no seu preço e um aumento na 
confiabilidade do sistema. Devido a isso, a procura por essa tecnologia por parte de grandes 
 
4 Disponível em: https://www.portalsolar.com.br/historia-e-origem-da-energia-solar . Acessado em 14 Jul. 2022. 
7 
 
 
empresas cresceu exponencialmente. Conforme a previsão da agência internacional de energia 
(IEA - International Energy Agency), em 2030 aguarda-se um aumento de 5% e em 2050 um 
aumento de 11% do uso de energia fotovoltaica a níveis globais (FERREIRA, 1993). 
 
Figura 2 - Eventos-chave no desenvolvimento das células fotovoltaicas. 
 
Fonte: Adaptado de (FERREIRA, 1993) 
8 
 
 
2.2 TIPOS DE USINAS FOTOVOLTAICAS (UFV) 
 As UFV’s são classificadas em três grupos, sendo elas: usinas on-grid, que tem como 
característica a conexão com a rede, as usinas do tipo off-grid, que são sistemas isolados da 
rede elétrica das concessionárias, funcionando de forma independente e um terceiro segmento 
que está presente na atualidade são as usinas híbridas, sendo sistemas que buscam a redundância 
no abastecimento energético possibilitando a conexão com a rede e ao mesmo tempo ter um 
banco de baterias como um sistema off-grid, unificando características dos dois grupos em um 
único sistema. 
 O quadro 2 apresenta a classificação dos sistemas fotovoltaicos de acordo com o tipo de 
sistema. 
 
Quadro 2 - Classificação dos sistemas fotovoltaicos existentes. 
 
Fonte: (NBR 11704 2008) 
9 
 
 
2.2.1 Sistema on-grid 
 Os sistemas on-grid ou grid-tie, tem como principal característica a conexão com a rede 
elétrica, possibilitando a injeção de tensão e corrente para a mesma. Por ter um percentual de 
carga instalada inferior a outras fontes energéticas como as hidroelétricas, eólicas ou a carvão, 
são consideradas como uma fonte de energia complementar a matriz energética brasileira, onde 
majoritariamente são instaladas em locais onde já existem infraestruturas capazes de receber a 
conexão à rede da concessionária. Desta forma, as concessionárias podem aplicar o sistema de 
créditos de energia a partir do uso dos medidores de energia bidirecionais. Assim, a rede da 
concessionária é como uma bateria que recebe o excedente da energia gerada pelo sistema 
(ALVES, 2019). 
 Como ilustra o Quadro 1, existem duas distinções entre os sistemas on-grid, 
classificados em sistemas de micro e minigeração distribuída. Unidades consumidoras que 
possuem usinas de até 75 kW estão classificados como unidades de microgeração distribuída, 
na qual estão inseridos os consumidores residenciais e comerciais de pequeno porte. Acima do 
valor citado anteriormenteclassificam-se como unidades de minigeração distribuída, onde com 
o Projeto de Lei n° 14300/2022, enquadra-se nessa modalidade de geração usinas com potência 
entre 75 kW a 3 MW, onde encontram-se consumidores comerciais de médio e grade porte, 
bem como instituições públicas. 
 Na Figura 3 pode-se observar a composição do sistema on-grid, bem como a sua 
conexão junto a rede da concessionária via medidor bidirecional. 
 
Figura 3 - Composição do sistema on-grid. 
 
Fonte: (VILLALVA 2012) 
10 
 
 
2.2.2 Sistema off-grid 
 Diferentemente dos sistemas on-grid, os sistemas isolados da rede elétrica conhecidos 
como off-grid não dependem da rede para o seu funcionamento. Desta forma, tal sistema 
fornece tensão e corrente para todas as cargas na instalação, assumindo o papel da rede, 
utilizando-se de bancos de bateria para tal (ALVES, 2019). 
 Os sistemas off-grid se faz mais presentes em regiões remotas e sem infraestrutura de 
rede elétrica, onde os altos custos envolvendo infraestrutura da distribuição e transmissão 
energética inviabilizam a conexão à rede, optando-se pela fonte energética com uso dos 
sistemas isolados da rede elétrica (ALVES, 2019). 
 De acordo com VILLALVA (2012), os sistemas off-grid pode ser encontrados na função 
de alimentar iluminação pública, sinalização de estradas, sistema de telecomunicações e no 
carregamento de baterias utilizadas em veículos elétricos terrestres e náuticos, até mesmo 
sistemas aeroespaciais, onde são utilizados de forma constante há décadas. 
 VILLALVA (2012) citou: “Muitos lugares do Brasil não são atendidos por rede elétrica. 
Nesses locais um sistema fotovoltaico autônomo pode ser empregado para substituir geradores 
movidos a diesel, com a vantagem da redução de ruídos e poluição. “ 
 Compõe-se o sistema off-grid com a presença de um ou mais módulos fotovoltaicos, 
convertendo a irradiação solar em energia elétrica com tensão e corrente contínua, injetando 
energia diretamente para o controlador de cargas, que tem como função regular e prolongar a 
vida útil do banco de baterias, além de direcionar ao inversor tensão e corrente contínua e o 
mesmo converter para tensão e corrente alternada sob demanda das cargas que estão presentes 
na instalação sempre que houver demanda (VILLALVA, 2012). 
 
Figura 4 - Componentes de um sistema fotovoltaico off-grid. 
 
Fonte: (VILLALVA, 2012) 
11 
 
 
2.2.3 Sistema híbrido 
 O sistema de geração fotovoltaico híbrido reúne características dos sistemas on-grid e 
off-grid, com a principal finalidade em entregar redundância energética para as cargas 
instaladas junto a UFV, como mostra a Figura 5. Desta forma, permite um sistema de geração 
solar fotovoltaico conectado à rede elétrica, integrado com um sistema de armazenamento de 
energia. Assim, as cargas instaladas tem suprimento energético mesmo quando há falhas na 
rede de distribuição e também uso noturno, quando não há geração de energia5. 
 Por ser um sistema criado recentemente, possui um custo de investimento elevado se 
comparado com sistemas que não possuem banco de baterias, além de ter uma maior 
complexidade na instalação pelo fato de se ter uma maior quantidade de componentes, 
necessitando de uma maior área disponível. 
 Suas características são compatíveis com as necessidades de locais específicos que 
precisam do funcionamento das cargas sem interrupções, sendo alguns exemplos os hospitais, 
centros de pesquisa, centrais de controle de médio e grande porte, além dos comércios que 
trabalham com produtos sensíveis a temperatura, como supermercados e shoppings (PINHO, 
et. al, 2008). 
 
Figura 5 - Componentes de um sistema fotovoltaico híbrido. 
 
Fonte: Adaptado do Portal Solar6. 
 
5Disponível em: https://www.focusenergia.com.br/o-que-e-um-sistema-fotovoltaico-hibrido-e-quais-suas-
vantagens/. Acessado em 14 Jul. 2022. 
6Disponível em: https://www.desterroeletricidade.com.br/blog/energia-fotovoltaica/vantagens-e-desvantagens-
dos-sistemas-solares-hibridos/. Acessado em 14 Jul. 2022. 
https://www.focusenergia.com.br/o-que-e-um-sistema-fotovoltaico-hibrido-e-quais-suas-vantagens/
https://www.focusenergia.com.br/o-que-e-um-sistema-fotovoltaico-hibrido-e-quais-suas-vantagens/
https://www.desterroeletricidade.com.br/blog/energia-fotovoltaica/vantagens-e-desvantagens-dos-sistemas-solares-hibridos/
https://www.desterroeletricidade.com.br/blog/energia-fotovoltaica/vantagens-e-desvantagens-dos-sistemas-solares-hibridos/
12 
 
 
2.3 PRINCIPAIS COMPONENTES PARA GERAÇÃO FOTOVOLTAICA 
 Para a instalação de um sistema de geração fotovoltaica, a exemplo da Figura 3, Figura 
4 e Figura 5, deve-se utilizar uma série de equipamentos que em conjunto torna-se possível 
gerar energia elétrica de forma segurança, sendo eles: 
2.3.1 Módulo Fotovoltaico 
 Componente responsável por converter a radiação solar em energia elétrica em corrente 
contínua (CC). Cada módulo é composto por células fotovoltaicas, ligadas em série paralelo, 
com uso de diodos para proteção. Os módulos fotovoltaicos podem ser instalados em telhados 
e fachadas residenciais, comerciais, industriais, entre outras unidades consumidoras, como 
usinas em solo fixas, com trackers com estrutura flutuante em rios. 
 O módulo fotovoltaico é estruturado de acordo com a Figura 6, onde estão presentes as 
células fotovoltaicas, responsáveis por sofrer uma reação físico-química transformando a luz 
do sol em energia elétrica, representando aproximadamente 60% do custo de um módulo 
fotovoltaico. 
 Acima das células fotovoltaicas, como mostra a Figura 6 há a presença do vidro 
fotovoltaico que possui alto grau de pureza e baixo teor de ferro, fabricado com a intenção de 
permitir a maior passagem de luz em direção as células, protegendo as mesmas de fatores 
externos como chuva, granizo, poeira entre outros. Em volta das células está posicionado o 
Filme Encapsulante para Painel Solar, formado por acetato-vinilo de etileno (EVA), tem como 
finalidade proteger as células fotovoltaicas contra o envelhecimento causado pelos raios UV, 
altas temperaturas e a umidade, assegurando um bom funcionamento com longevidade. Por trás 
da célula fotovoltaica, após o EVA, está localizado o Backsheet, um filme branco que tem como 
função proteger os componentes internos do painel solar, especificamente as células 
fotovoltaicas, além de agir como um isolante elétrico. 
 Há também a presença da caixa de junção, estando presente na parte de trás do módulo 
fotovoltaico, ela é a responsável por conectar todas as células presentes do módulo em formato 
de string, utilizando diodos de by-pass, garantindo segurança e bom funcionamento do módulo. 
A partir deles são conectados os cabos solares com os conectores MC3 OU MC4, responsáveis 
por interligar os módulos fotovoltaicos nas strings. Ao redor do módulo fotovoltaico, são 
fixadas as molduras de alumínio anodizado, com a intenção de se adicionar robustez e facilidade 
13 
 
 
no transporte dos módulos fotovoltaicos, evitando possíveis dobras das células no manejo do 
mesmo. (PORTAL SOLAR, 2014). 
 
Figura 6 – Componentes que formam o módulo Fotovoltaico. 
 
Fonte: (MRK SOLAR)7 
2.3.1.1 Módulos com células de silício policristalino 
 As células policristalinas são produzidas a partir de blocos de silícios resultantes em um 
processo de fusão de diferentes fragmentos de silícios, postos em moldes especiais. Por 
sofrerem processo de fusão, dentro dos moldes apresentam estado líquido, sendo resfriadas de 
forma gradativa até a mudança de estado para o sólido. Desta forma, tem-se um bloco de silício 
policristalino, com superfícies de separação entre os fragmentos de cristais, apresentando 
variação de coloração ao longo do bloco. Sua eficiência é inferior as células do tipo 
monocristalino, apresentando valores comerciais de aproximadamente 19% (NASCIMENTO 
2004). 
2.3.1.2 Módulos com células de silício monocristalino 
 Os módulos com célulasde silício monocristalino são fabricadas a partir de barras 
cilíndricas do material em peça única, portanto, não apresenta variação em sua coloração, vista 
em tonalidade mais escura e padrão ao longo de toda a célula. Por seu grau de pureza e pelo 
formato padrão em toda célula, sua eficiência é superior aos módulos com silício policristalino, 
com faixa entre 15 a 22% (NASCIMENTO 2004). A Figura 7 apresenta a diferença visual e 
estrutural entre as células monocristalinas e policristalinas. 
 
7 Disponível em: www.mrksolar.com.br. Acessado em 17 Jul. 2022. 
http://www.mrksolar.com.br/
14 
 
 
Figura 7 - Formato das células de silício mono e policristalinos. 
 
Fonte: (E4 RENOVÁVEIS, 2018)8 
2.3.1.3 Módulos com células de silício amorfo 
 São células que apresentam custo mais reduzido, sendo películas muito finas sobre 
superfícies de vidro ou metal, com eficiência entre 7 a 10%, o que permitem ser utilizadas como 
material de construção aliado ao aproveitamento energético. 
2.3.1.4 Módulos com células de filmes finos 
 O Silício Amorfo Hidrogenado (a-Si³) consiste em uma tecnologia fotovoltaica em 
filmes finos. É aplicada principalmente em dispositivos eletrônicos de baixo consumo, como 
calculadoras, relógios entre outros. Módulos fotovoltaicos também foram desenvolvidos, sendo 
flexíveis, resistentes, leves, semitransparentes e com superfícies curvas. Apesar de sua 
versatilidade, o recorde de eficiência em células de a-Si individuais disponível no mercado está 
na faixa de 8-9%. Por possuir aparência mais atraente, podendo ser utilizado na composição de 
telhados por exemplo, está encontrando seu espaço no mercado, destacando-se como material 
de revestimento uma vez que seu custo por metro quadrado (grandeza de interesse nesse 
aspecto) é inferior à metade do custo da tecnologia convencional do silício. O CdTe⁴ é o mais 
recente no mercado fotovoltaico e também na forma de filmes finos. 
 
8 Disponível em: https://www.e4energiasrenovaveis.com.br/artigos/celula-fotovoltaica. Acessado em 17 Jul 2022. 
https://www.e4energiasrenovaveis.com.br/artigos/celula-fotovoltaica
15 
 
 
2.3.2 Inversor 
 Equipamento responsável por converter a energia de corrente contínua (CC) para 
corrente alternada (CA), a partir de circuitos internos que utilizam os princípios da eletrônica 
de potência que compõem o inversor, com a objetivo de fornecer tensão e a frequência 
compatíveis com a rede elétrica da concessionária, ao qual o sistema está interligado. 
 De acordo com o Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia 
(INMETRO), para que os inversores estejam validados para instalação em sistemas 
fotovoltaicos, devem apresentar forma de onda senoidal pura, eficiência superior a 85% na faixa 
entre 50% e 100% da potência nominal e distorção harmônica total (THD) menor que 5%, em 
qualquer potência de operação. Também devem apresentar alta confiabilidade, baixa 
manutenção, operação em faixa ampla de tensão de entrada CC, boa regulação na tensão de 
saída CA, baixa emissão de interferência eletromagnética e de ruído audível, tolerância aos 
surtos de partida das cargas a serem alimentadas, segurança para pessoas e locais de instalações, 
grau de proteção IP adequado ao tipo de instalação, bem como garantia de fábrica de pelo menos 
dois anos. 
2.3.3 Quadro de distribuição 
 Após a transformação e saída da tensão e corrente alternada do inversor, a energia é 
conduzida diretamente para o quadro de distribuição do local onde está inserido o sistema 
fotovoltaico. Desta forma, toda energia injetada no quadro será distribuída para as cargas 
conectadas ao componente e alimentadas de forma direta, e seu excedente, caso seja uma usina 
do tipo on-grid pura, também injetará energia para a rede via medidor bidirecional, gerando 
assim os créditos de energia. 
2.3.4 Aparelhos elétricos 
 São as cargas presentes no empreendimento, que são alimentadas pelo sistema 
fotovoltaico quando o mesmo está em operação ou de forma direta da rede elétrica, via tomadas 
ligadas ao quadro de distribuição ou conectadas diretamente no quadro. 
16 
 
 
2.3.5 Medidor de energia bidirecional 
 O medidor bidirecional de energia tem como função contabilizar toda energia que é 
injetada e consumida da rede. Caso o SFV não esteja fornecendo energia necessária para as 
cargas, a rede da concessionária fornece de forma instantânea o complemento necessário e de 
forma instantânea o medidor registra a quantidade de energia consumida da rede. Caso 
contrário, ao produzir mais energia do que as cargas necessitam, o excedente será registrado 
pelo medidor. Este equipamento está ligado diretamente com o sistema de compensação que as 
concessionárias adotam. A cada leitura mensal é realizada uma comparação da quantidade de 
energia consumida e injetada da rede, caso a UC injete menos energia do que consumiu no 
intervalo registrado, será utilizado de forma automática créditos contabilizados de leituras 
anteriores, caso contrário, será cobrado o diferencial entre a energia consumida pela injetada 
Caso a UC injete mais energia do que tenha consumido, é registrado no sistema da 
concessionária a diferença da quantidade de energia restante em formato de crédito, com 
validade de cinco anos a partir da data de leitura referida. 
2.3.6 Controladores de carga 
 São os equipamentos responsáveis pelo controle do banco de baterias e fluxo de potência 
CC, protegendo as baterias contra descargas profundas ou possíveis sobrecargas. Essenciais 
para o funcionamento de sistemas híbridos e off-grid, seu mal funcionamento pode gerar danos 
nos demais equipamentos e consequente perda dos mesmos. São projetados com base no arranjo 
fotovoltaico a ser aplicado, bem como no modelo de bateria a ser utilizado, inversor e potência 
do mesmo. Em casos quando a bateria atinge sua carga máxima, os controladores devem atuar 
desconectando o gerador para que a bateria seja utilizada como fonte energética, forçando-o a 
diminuir seu nível de carga e atue em níveis energéticos que prologuem sua vida útil. 
2.3.7 Baterias 
 As baterias estão presentes com a finalidade de armazenar energia gerada pelo sistema 
fotovoltaico nos sistemas isolados e também tem a finalidade de servir como redundância 
energética nos sistemas híbridos. Sistemas isolados mais simples como as bombas de irrigação 
não necessitam do uso de baterias devido a sua natureza imediata de consumo. Os modelos de 
17 
 
 
bateria comumente utilizadas são as do tipo chumbo ácido por apresentar menor custo se 
comparado com outros modelos como as baterias de lítio e níquel-cádmio (ALVES, 2019). 
2.4 RADIAÇÃO SOLAR NO BRASIL 
 A irradiação constatada no Brasil apresenta valores uniformes, com médias superiores 
a países com o setor fotovoltaico mais desenvolvido como Alemanha e China, a níveis entre 
1.200 a 2.400kWh/m²/ano. Estudos realizados pelo Atlas Brasileiro de Energia Solar (2017), 
como mostra a Figura 8, retratam os locais de maiores índices de irradiância, a região Nordeste 
as maiores médias e menor variabilidade, considerada uma das melhores regiões para se 
implementar usinas fotovoltaicas. 
 Segundo ANEEL (2016), “a disponibilidade de radiação solar, também denominada 
energia total incidente sobre a superfície terrestre, depende além das condições atmosféricas, 
também da latitude, estações do ano, hora do dia, condições do céu”. 
 
Figura 8 - Índices de irradiância no Brasil em 2017. 
 
Fonte: (Atlas Brasileiro de Energia Solar, 2017) 
18 
 
 
 Conforme a Tabela 1, pode-se observar os potenciais anuais médios de Energia Solar 
no Brasil, divididos por regiões, na qual a Região Nordeste apresenta a maior Radiação Global 
Média, em 5,9 kWh/m² e a região com menor potencial se encontra na Região Sul, com índice 
de 5,0 kWh/m². 
 
Tabela 1 - Potencial anual médio de Energia Solar. 
Potencial anual médio de Energia Solar (em kWh/mês) 
Nordeste 5,9 
Centro-Oeste5,7 
Sudeste 5,6 
Norte 5,5 
Sul 5,0 
 
Fonte: (BOREAL SOLAR, 2016) 
 Como reflexo do fato, a região Nordeste juntamente com a região Sudeste apresenta 
maior crescimento na quantidade de UC’s com energia solar por ano, bem como maior 
quantidade de usinas fotovoltaicas voltadas para o Mercado Livre de energia (ML). A Figura 9 
mostra o ranking estadual do Brasil de Potência Instalada, em MW. 
 Para se ter um maior aproveitamento da quantidade de energia gerada, recomenda-se 
que os arranjos fotovoltaicos estejam voltados para a linha do equador, onde os raios solares 
estão aproximadamente perpendiculares ao planeta Terra, com inclinação igual á latitude. 
Portanto, a orientação na qual os módulos estarão dispostos influenciará diretamente no projeto, 
bem como sua inclinação. Caso esses fatores não forem levados em consideração, o sistema 
projetado pode apresentar baixa eficiência, sendo necessário sofrer correções para se alcançar 
valores estipulados, bem como incrementar a quantidade de módulos, bem como mudar a 
orientação e inclinação dos arranjos, caso possível. 
 Também é necessário analisar o local de instalação para assegurar a inexistência de 
possíveis locais que causem sombreamento, como árvores, prédios, montanhas, torres de 
telefonia, entre outros. Tendo em vista que os índices de irradiação são analisados sem 
obstáculos, os arranjos fotovoltaicos também devem estar instalados com as mesmas 
características, desta forma alcançando maiores níveis de geração de energia elétrica (BOREAL 
SOLAR, 2016). 
 
 
19 
 
 
 
Figura 9 - Ranking Estadual do Brasil em Potência Instalada em MW. 
 
Fonte: Adaptado ABSOLAR (ANELL, 2022). 
2.5 NORMAS E LEIS 
 Com a finalidade de incentivar o uso de fontes renováveis para consumo local, remoto 
ou mercado livre, o governo federal em conjunto com os governos estaduais Brasileiros o 
fizeram com uso de leis e normativas como: desconto na tarifa do uso do sistema de transmissão 
e distribuição para os empreendimentos que possuam potência injetada seja igual ou inferior a 
30 MW, opção de venda direta a consumidores que possuam carga entre 0,5 MW a 3 MW para 
geradores de fonte solar e outras fontes renováveis como eólica, biogás entre outras com 
potência abaixo de 55 MW. 
 Foram implementados os sistemas de compensação para a modalidade de micro e 
minigeração distribuída, permitindo que consumidores com geração de até 3 MW advindas de 
20 
 
 
fontes renováveis tenham a possibilidade de compensar a energia elétrica consumida da rede 
com a energia injetada pelas fontes renováveis, de acordo com a Resolução Normativa ANELL 
nº 482/2012, na qual limitava em usinas de 5 MW, atualizada pela PL 14300/2022, na qual 
limita a geração de até 3MW. 
 Referente aos procedimentos que envolvem Distribuição de Energia Elétrica, a 
Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) dispõe de normas que estão vigentes para 
os sistemas de micro e minigeração distribuída: 
 A ABNT NBR 11704 (2008) tem como descrição classificar os sistemas de conversão 
fotovoltaica de energia solar em elétrica, quanto a sua configuração, sendo puros quando só 
utilizam o gerador fotovoltaico, ou híbridos, quando utiliza-se gerador fotovoltaico com outras 
fontes geradoras de energia, além de apresentar a interligação com a rede de fornecimento de 
energia elétrica, levando em consideração se são sistemas isolados ou conectados à rede. 
 ABNT NBR 11876 (2010) define os requisitos e os critérios para aceitação de 
módulos fotovoltaicos para uso terrestre, de construção plana e sem concentradores, que 
utilizam dispositivos fotovoltaicos como componentes ativos para converter diretamente 
a energia solar radiante em elétrica. 
 ABNT NBR IEC 62116 (2012) fornece um método de ensaio para avaliar o 
desempenho das medidas de anti-ilhamento, sendo utilizadas em sistemas fotovoltaicos 
conectados à rede elétrica, com a finalidade de se evitar injeção de energia caso a rede na qual 
o sistema esteja conectado apresente falha, seja em falta de tensão, corrente, frequência ou outro 
fator que venha a impedir o uso da mesma. 
 ABNT NBR 16149 (2013) tem como objetivo definir as recomendações específicas para 
a interface de conexão entre os SFV’s e a rede de distribuição de energia elétrica, apresentando 
os requisitos necessários. 
 ABNT NBR 16150 (2013) define os procedimentos de ensaio necessários para verificar 
a conformidade entre os equipamentos utilizados na interface de conexão entre o sistema 
fotovoltaico e a rede de distribuição de energia, a partir dos requisitos descritos na ABNT NBR 
16149. 
 ABNT NBR 16274 (2014) apresenta quais documentações e dados que devem ser 
apresentados após a instalação de um SFV conectado à rede. Além disso, especifica quais 
ensaios referentes ao comissionamento e os critérios de inspeção visual são necessários para 
avaliar a segurança da instalação e o correto funcionamento do mesmo. 
 Resolução Normativa (RN) n° 482/2012 é um marco regulatório que permite aos 
consumidores realizar a troca da energia gerada com a rede elétrica, com a criação de regras 
21 
 
 
para classificação de micro e minigeração distribuída, faixa de potência para delimitar os grupos 
dos consumidores, bem como a taxa mínima cobrada para cada grupo de consumidor. 
 A RN n° 687/2015 é tratada como uma atualização da RN n°482/2012, definindo novos 
limites para microgeração e minigeração, onde a microgeração é delimitada em até 75 kW, e a 
minigeração para sistemas de geração em até 5 MW. Viabilizando assim a instalação de plantas 
maiores para as UC’s que tem elevados consumos, tais como condomínios e indústrias e 
comércios de médio porte. Também se definiu um prazo legal para a distribuidora emitir o 
parecer sobre solicitações de acesso feitas por um consumidor que deseje se integrar ao sistema 
de compensação, caso não haja pendências, a solicitação tem um prazo de até 60 dias para ser 
cumprido. Houve a padronização das solicitações de acesso entre as concessionárias, reduzindo 
desta forma o tempo de concessão para a emissão do parecer de acesso. 
 A validade dos créditos oriundos da geração excedente teve validade estendida de 36 
para 60 meses a contar do mês que os créditos foram contabilizados. Outra atualização se refere 
ao detalhamento da fatura de energia, onde os consumidores que geram sua própria energia por 
micro ou minigeração devem constar as informações sobre a compensação dos créditos 
oriundos dos sistemas de geração. Também foram criadas novas modalidades de geração 
distribuída, sendo elas a modalidade de autoconsumo remoto, geração compartilhada e os 
Empreendimentos com Múltiplas Unidades Consumidoras (EMUC’s). 
 O Projeto de Lei (PL) n° 14.300/2022 é considerado como o marco legal da geração 
distribuída, sancionada em 6 de janeiro de 2022, definiu as diretrizes e unificou diretrizes 
referentes ao processo de implementação de SFV’s nas modalidades de micro e minigeração 
distribuída, definindo diretos e deveres de todas as partes envolvidas nos processos, bem como 
prazos referentes a conclusão de todos os processos. Desta forma, os órgãos e empresas 
competentes podem seguir um padrão entre todas as concessionárias, com o respaldo da lei. 
 Além disto, a PL aplica atualizações e insere termos a respeito da geração distribuída: 
 
- Novas opções jurídicas na geração compartilhada, onde condomínios civis voluntários, 
edifícios ou qualquer outra forma de associação civil podem ser incluídas; 
- Validação do uso de novas tecnologias, tais como sistemas de armazenamento de energia 
elétrica e sistemas híbridos; 
- Novos modelos de contratação por chamada pública, onde a distribuidora poderá contratar 
serviços ancilares e/ou comprar excedentes de energia provenientes das UC’s que queiram 
negociar seus créditos; 
- A iluminação pública poderá participar da geração própria com fonte de energia renovável; 
22 
 
 
- Atualizaçãoda faixa de potência da minigeração distribuída, que estava limitada em 5 MW, 
passa a ter o limite fixado em 3 MW. 
- Garantia de fiel cumprimento, onde projetos com potência acima de 500 kW devem depositar 
na conta bancária da concessionária uma quantia de 2,5% do valor declarado do investimento 
para projetos acima de 500 kW e até 1 MW, e 5% em projetos acima de 1 MW até 3 MW de 
potência; 
- Criação da demanda contratada TUSDg para unidades de microgeração para todos os novos 
projetos, e a aplicação em antigos projetos após revisão tarifária. A aplicação da TUSDg reflete 
na redução do custo da demanda contratada em até 70% do valor pago para a demanda 
contratada convencional; 
- Definição da geração compartilhada, onde os consumidores participantes de consórcio, 
cooperativa, condomínios voluntários ou edifícios ou qualquer forma de associação civil para 
EMUC’s ou geração compartilhada poderão transferir a titularidade das contas de energia 
elétrica de suas UC’s participantes do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE) 
para o consumidor-gerador que detém a titularidade da UC; 
- Unidades consumidoras com geração junto à carga cuja potência nominal total dos 
transformadores for igual ou inferior a 112,5 kVA podem optar pelo faturamento conforme as 
regras aplicáveis às unidades conectadas em baixa tensão, conforme a regulação da ANEEL 
para o grupo optante B; 
- Unidades de geradoras que protocolarem solicitação de acesso na distribuidora em até doze 
meses após a vigência da lei, podem escolher em permanecer nas regras atuais; 
- O artigo 27 impõe que “o faturamento de energia das unidades participantes deve considerar 
a incidência sobre toda a energia elétrica ativa compensada dos seguintes percentuais das 
componentes tarifárias relativas à remuneração dos ativos do serviço de distribuição, á quota 
de reintegração regulatória (depreciação) dos ativos de distribuição e ao custo de operação e 
manutenção do serviço de distribuição” (PL 14.300/2022, 2022): 
 
I - 15% (quinze por cento) a partir de 2023; 
II - 30% (trinta por cento) a partir de 2024; 
III - 45% (quarenta e cinco por cento) a partir de 2025; 
IV - 60% (sessenta por cento) a partir de 2026; 
V - 75% (setenta e cinco por cento) a partir de 2027; 
VI - 90% (noventa por cento) a partir de 2028; 
VII - a regra disposta no art. 17 desta Lei a partir de 2029. 
23 
 
 
 
 
 Desta forma, a aplicação da tarifação resultante na fatura de energia para a micro e 
minigeração no período de transição, a partir de 8 de junho de 2023 (após o prazo máximo de 
seis meses para homologação após o pedido do parecer de acesso junto a concessionária) está 
apresentado na Figura 10. 
 
Figura 10 - Descrição das tarifas no período de transição definido pela PL n°14.300/2022. 
 
Fonte: Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR, 2022). 
 
 Até o ano de 2028, a tarifação se dará pelas porcentagens definidas. A partir de 2019, 
serão aplicados novos valores taxativos, resultantes das diretrizes que o Conselho Nacional de 
Política Energética (CNPE) estabeleceu para valoração dos custos e benefícios da geração 
distribuída, juntamente com a aplicação dos cálculos responsabilizados pela ANEEL. 
24 
 
 
3 MATERIAIS E METODOLOGIA 
3.1 ANÁLISE DA FATURA DE ENERGIA 
 Inicialmente, para dimensionar um SFV, deve-se analisar o histórico de faturamento da 
UC que será beneficiada. Com os dados fornecidos pela concessionária vigente, observa-se os 
últimos doze meses registrados em fatura, realizando uma média entre a quantidade de meses 
vigentes pelo consumo registrado no faturamento. O resultado representa a média de geração 
mensal na qual o SFV tem de assegurar. 
 Desta forma, o SFV deve assegurar uma geração média mensal compatível com o 
consumo médio que a UC apresentou durante os doze meses do ano de 2021, para que desta 
forma a UC tenha o consumo registrado compensado de forma integral. 
3.2 ANÁLISE DO LOCAL DE INSTALAÇÃO 
 O objetivo de projetar o SFV na cidade de Pedro Avelino, no estado do Rio Grade do 
Norte, se dá pelo fato de ser uma das cidades com maiores índices de irradiação, de acordo com 
o Centro de Referência para as Energias Solar e Eólica Sérgio de S. Brito (CRESESB), sendo 
instalado na configuração de usina em solo, refletem em maior eficiência no que se refere a 
geração de energia, tendo em vista que o SFV em solo possibilita a realização de ajustes 
necessários para fixação dos arranjos FV orientados e inclinados de forma a extraírem o 
máximo de energia possível. 
3.3 DIMENSIONAMENTO DO SFV 
 Para o dimensionamento do SFV, são escolhidos os materiais que compõem a usina, tais 
como inversores, módulos fotovoltaicos, cabeamento, proteção entre outros, com base nos 
dados analisados referente ao histórico de consumo e os índices de irradiação média mensal no 
local de instalação. Além disto, pelo fato de o Brasil estar localizado no hemisfério sul do 
planeta, os arranjos fotovoltaicos obtêm maior eficiência quando voltados para o norte 
geográfico, com inclinação equivalente a latitude no ponto de instalação do SFV. 
 
 
25 
 
 
 O dimensionamento do SFV utiliza como parâmetro os dados de irradiação referentes 
ao ângulo igual a latitude, por possuir índices mais altos que o plano horizontal, influenciam 
diretamente em uma maior geração energética. 
 A partir dos dados obtidos, o cálculo referente a geração é aplicado a partir da equação 
1, na qual depende da potência do módulo a ser utilizado, irradiância no local de instalação do 
SFV, bem como fator de performance da usina. 
 
 𝐸𝐺𝑀 = 𝑃𝑀 × 𝐼𝑅 × 30(𝑀Ê𝑆) × 𝐹𝑃 (1) 
 
 Onde 𝐸𝐺𝑀 se refere a energia gerada no mês por um módulo fotovoltaico, 𝑃𝑀 é a 
potência nominal do módulo a ser escolhido em kW, 𝐼𝑅 se trata o índice de irradiação do local 
de instalação e 𝐹𝑃 é o fator de performance, utilizado na faixa de 70 a 85% de eficiência, onde 
são aplicados nesse fator as perdas por efeito joule, transformação, eficiência dos módulos e 
dos inversores, bem como perdas por distância do cabeamento. 
 Para o SFV alcançar os valores de geração mensal desejados, a potência do sistema deve 
ser encontrada a partir da equação 2, na qual relaciona a quantidade de energia estimada para 
geração de acordo com o valor médio de geração obtido por um único módulo. 
 
 𝑁° 𝑀Ó𝐷𝑈𝐿𝑂𝑆 =
𝐸𝐺𝑇𝑀
𝐸𝐺𝑀
 (2) 
 
 Onde o número de módulos que compõem o sistema é obtido a partir da divisão entre 
𝐸𝐺𝑇𝑀, que se refere a quantidade média de energia a ser gerada em um mês e 𝐸𝐺𝑀, que é a 
quantidade média de energia gerada por um módulo fotovoltaico no mês. 
 Com a quantidade de módulos descoberto, se utiliza a equação 3 para obter a potência 
do SFV em kWp. 
 
 𝑃𝑆𝐹𝑉 = 𝑁° 𝑀Ó𝐷𝑈𝐿𝑂𝑆 × 𝑃𝑀 (𝑘𝑊𝑝) (3) 
3.3.1 Escolha dos equipamentos 
 Os equipamentos escolhidos para compor o SFV como os módulos fotovoltaicos e os 
inversores são homologados pelo INMETRO, com certificações de ensaios realizados por 
certificadoras europeias. Em todas as seleções foram consideradas como escolha aqueles que 
26 
 
 
apresentaram maior custo x benefício, com garantia de fábrica e nota fiscal de compra. Para 
aquisição dos equipamentos por um melhor custo, o SFV escolhido é composto no formato de 
kit fotovoltaico, na qual há a isenção de impostos referente ao ICMS, favorecendo o retorno 
sob o investimento realizado. 
 A escolha dos equipamentos reflete na escolha dos arranjos fotovoltaicos a serem 
escolhidos, onde são definidos a partir da quantidade de módulos, a quantidade de strings, 
quantidade de módulos por string, bem como a quantidade de stringspor inversor. Portanto, a 
escolha de um inversor com múltiplas entradas, além de múltiplos MPPT’s, favorecem a 
geração de energia por possibilitarem em uma maior quantidade de strings com seu ponto de 
máxima potência ao longo dos dias. Os inversores escolhidos não podem ser conectados a 
strings que forneçam uma potência maior que o mesmo suporta, bem como corrente nominal e 
corrente de curto circuito e tensão nominal e tensão em circuito aberto 
3.4 DIMENSIONAMENTO DA SUBESTAÇÃO 
 O dimensionamento da subestação responsável pela conexão do SFV junto á rede de 
13,8 kV foi baseado pela DIS-N0R-036 da COSERN, que remete ao fornecimento de energia 
elétrica em média tensão de distribuição a edificação individual. 
3.5 DIMENSIONAMENTO DOS PERIFÉRICOS (CONDUTORES E PROTEÇÕES DO 
LADO CC E CA) 
 Os cabos CC devem ser utilizados conforme o datasheet especificado pelos módulos 
fotovoltaicos e os inversores que compõem o SFV (cabos de 4 ou 6mm²), sendo 
preferencialmente subdimensionado com uso de cabos de 6mm². Os cabos CA devem ser 
dimensionados de acordo com as normas da COSERN, bem como o dimensionamento dos 
disjuntores CA, que devem ser dimensionados a partir da corrente de saída CA do SFV. O 
dimensionamento do aterramento do SFV deve ser realizado em formato de malha, interligando 
todos os módulos e contornando todos os arranjos e suas estruturas que sejam do tipo metálicas. 
27 
 
 
3.6 CUSTOS DE INSTALAÇÃO E ANÁLISE FINANCEIRA 
 A pesquisa por levantamento de preços dos equipamentos foi realizada em sites 
referenciados no Brasil, em distribuidoras escolhidas, onde os fatores para seleção do kit 
fotovoltaico se deu por: custo total por kWp, qualidade dos equipamentos, checando a opinião 
pública bem como portais de reclamações, com preferência em equipamentos com maior tempo 
de garantia de fábrica e assistência técnica dentro do Brasil. No kit fotovoltaico compõem os 
seguintes equipamentos: inversores fotovoltaicos, módulos fotovoltaicos, cabeamento CC, 
estrutura completa galvanizada a fogo, conectores MC4, além de cabo para aterramento. Onde 
a aquisição dos demais componentes de forma separada. O custo pela mão de obra foi baseado 
pela pesquisa realizada pelo PORTAL SOLAR, 2016, onde foram feitas médias dos valores 
fornecidos por empresas especializadas na implementação do SFV em relação a potência do 
sistema juntamente com a quantidade de módulos do sistema. 
 O tempo de retorno, fator determinante para definir a viabilidade do projeto, se dá pela 
relação entre o custo total do projeto pelo valor total economizado. Quando o valor 
economizado se igualar ao valor investido, tem-se o tempo de retorno. A equação 4 fornece o 
tempo de retorno do SFV em meses a partir do valor total investido do projeto pela quantidade 
média de energia gerada por mês, multiplicado pelo custo por kWh aplicado pela concessionária 
vigente, a COSERN. 
 
 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑅𝑒𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜 (𝑚𝑒𝑠𝑒𝑠) = 
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑑𝑜 𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑗𝑒𝑡𝑜
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑔𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑒𝑚 𝑢𝑚 𝑚ê𝑠 (𝑒𝑚 𝑘𝑊ℎ) ×𝑐𝑢𝑠𝑡𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑘𝑊ℎ
 (4) 
3.7 SIMULAÇÃO DO SFV VIA PVSYST 
 O projeto do SFV foi desenvolvido no software PVSYST na versão 7.2. Com o 
programa em funcionamento, pode-se projetar e simular o funcionamento do SFV inserindo os 
dados-base necessários para tal. São informados a inclinação dos módulos, informação 
geográfica da localidade para extrair dados de irradiação do local, escolha do modelo dos 
módulos e inversores fotovoltaicos, definição da potência desejada em kWp, quantidade de 
strings e quantidade de módulos por strings. Desta forma, o software realiza a checagem dos 
dados inseridos e informa a viabilidade do projeto, se o mesmo está em conformidade com as 
limitações dos componentes envolvidos. Quando houver alguma falha de projeto, o software 
recomenda a alteração necessária para o bom funcionamento do SFV. 
28 
 
 
 Como se trata de um projeto com instalação ao solo, o software presume que o espaço 
destinado a instalação dos arranjos fotovoltaicos está nivelado, e a inclinação selecionada 
reflete na inclinação aplicada na prática, bem como orientação dos arranjos fotovoltaicos para 
o norte geográfico. Desta forma, o PVSYST realiza a simulação apresentando a estimativa de 
geração anual, bem como índice de rendimento aproximado, apresentando também as perdas 
que compõem o SFV. 
 
 
 
 
 
29 
 
 
4 RESULTADOS E DISCUSSÕES 
4.1 ANÁLISE DA FATURA DE ENERGIA 
 No Gráfico 2 estão apresentados os dados de consumo mensal retirados do banco de 
dados da COSERN, concessionária vigente no estado do Rio Grande do Norte, com o objetivo 
de realizar o cálculo da média mensal de consumo registrado pela UC. 
 
Gráfico 2 - Consumo registrado pela UC em 2021. 
 
Fonte: Autor (Adaptado COSERN, 2022). 
 
 Somando todos os valores registrados, a UC apresenta um consumo de 535.857,36 
kWh/ano. Após dividir pela quantidade de meses contabilizados, a UC tem como média de 
consumo em 44.654,78 kWh/mês. O Gráfico 2 mostra que o consumo possui estabilidade, com 
valores aproximados entre os meses contabilizados, sendo o mês de março de 2021 de maior 
valor registrado em 50.351,28 kWh/mês e o menor valor no mês de novembro de 2021, em 
42.233,42 kWh/mês de consumo registrado pela COSERN. 
4.2 ANÁLISE DO LOCAL DE INSTALAÇÃO 
 De acordo com medições realizadas via software utilizando o Google Earth, como 
mostra a Figura 11, o terreno tem como latitude -5.499434123150685 e longitude em 
-36.392301698602004, possui uma área nivelada e desmatada de aproximadamente de 
10.272,67 m², com perímetro de 419,82 m. 
 
43.266,30
42.233,42
44.562,39
43.533,89
45.652,68
44.738,78
43.966,34
43.454,66
46.640,36
50.351,28
45.131,12
42.326,14
0,00 10.000,00 20.000,00 30.000,00 40.000,00 50.000,00 60.000,00
Dez
Out
Ago
Jun
Abr
Fev
30 
 
 
Figura 11 - Área disponível para implementação do SFV na cidade de Pedro Avelino/RN. 
 
Fonte: Autor (Adaptado GOOGLE, 2022). 
 
 A área branca circulada tem como fatores propícios para instalação do SFV a 
disponibilidade de conexão junto a rede de MT em 13,8 kV da concessionária da COSERN de 
forma prática, sem a necessidade de realizar extensão da rede, solo com superfície plana e sem 
obstáculos em volta, além de possuir fácil acesso via BR-104, possibilitando a logística para 
implementação do SFV. 
 A Figura 11 evidencia a localidade in loco, com a presença da rede de distribuição da 
COSERN próxima ao local de instalação do sistema. 
 
Figura 12 - Local de instalação do SFV próximo a rede de distribuição da COSERN. 
 
Fonte: Autor, 2022. 
31 
 
 
4.3 DIMENSIONAMENTO DO SFV 
 De acordo com o CRESESB, os índices de irradiação no local de instalação estão 
apresentados na Figura 13, apresentam valores mês a mês de irradiação, com referência ao plano 
horizontal, com ângulo igual a latitude, maior média anual e maior mínimo mensal. 
 
Figura 13 - Índices de irradiação no município de Pedro Avelino/RN retirados do CRESESB. 
 
Fonte: Autor (Adaptado CRESESB, 2022). 
 
 O valor de irradiação utilizado se refere ao ângulo igual a latitude do local de instalação, 
tendo em vista que os arranjos fotovoltaicos estão com a mesma inclinação, onde o índice de 
irradiação média (𝐼𝑅) considerando o ângulo igual a latitude é de 5,59 𝑘𝑊ℎ 𝑚²⁄ . 𝑑𝑖𝑎. 
 O modelo do módulo fotovoltaico escolhido é o BYD PHK-36-SÉRIE-4BB, da 
fabricante BYD, que possui matriz fabril no Brasil, garantia sobre os equipamentos de 10 anos 
e 25 anos de garantia de desempenho linear. São módulos policristalinos do tipo Half-Cell, 
como mostra a Figura 14, com eficiência celular de 17%, além de ser aprovado pelas principais 
certificações mundiais, tais como IEC 61215, IEC 61730, além da ISO 9001:2008 e ISSO 
14001: 2004.Tem como dimensões 1992 × 992 × 35 𝑚𝑚, com um peso de 22,2 kg. Possui3 
diodos de by-pass em sua caixa de junção, vidro temperado de 3,2mm acima do EVA e moldura 
em liga de alumínio anodizado. 
 
32 
 
 
Figura 14 - Módulo BYD 335W. 
 
Fonte: Autor (adaptado datasheet BYD PHK-36-SÉRIE-4BB) 
 
 A Tabela 2 apresenta o datasheet que descreve as informações técnicas do modelo 
escolhido, onde seus dados são aplicados na simulação via PVSYST para o dimensionamento 
dos arranjos fotovoltaicos junto ao inversor escolhido. 
 
Tabela 2 - Datasheet do módulo selecionado para o SFV. 
Módulo BYD PHK-36-SÉRIE-4BB 
Grandeza Valor 
Tensão de circuito aberto (Voc) 45.44 V 
Tensão máxima de funcionamento (Vmp) 38.1 V 
Corrente de curto-circuito (Isc) 9.25 A 
Corrente de potência de pico (Imp) 8.79 A 
Potência máxima em STC - condições 
padrões de teste (Pmáx) 
335 W 
33 
 
 
Temperatura de operação -40°C ~ 85°C 
Valor nominal da corrente máxima do 
fusível 
15 A 
Tensão máxima do sistema 1500 VCC 
Tolerância de saída de potência 0 ~ 5 W 
Fonte: Autor (adaptado datasheet BYD PHK-36-SÉRIE-4BB) 
 
 O inversor selecionado foi o da marca Growatt, de modelo MAX75KTL3-LV, como 
mostra a Figura 15, possuindo 75kW de potência de saída CA, taxa de overload em 50% em 
relação a potência nominal, referente a capacidade de máxima de potência CC que um inversor 
consegue operar sem afetar seu bom funcionamento, resultando em potência máxima de 112,5 
kWp que o inversor suporta oriundo dos arranjos fotovoltaicos. Aliado a este fator, possui 14 
entradas para strings, com 7 MPPT’s, ou seja, duas entradas para cada MPPT, desta forma, o 
inversor tem capacidade de conexão para quatorze arranjos fotovoltaicos, que estão atrelados a 
sete MPPT’s para rastreamento do ponto de máxima potência do arranjo, com uma eficiência 
de 98,8% em relação a toda potência disponível na entrada CC do inversor, acompanhado de 
um monitoramento em tempo real dos dados relativos às strings, bem como proteção DPS tipo 
II para o lado CA, voltado para a rede elétrica, e também para o lado CC, voltado aos módulos 
fotovoltaicos. Apresenta garantia de fábrica de 10 anos, assistência técnica no Brasil e estoque 
de reposição em caso de acionamento de garantia. 
 
Figura 15 - Inversor Growatt de 75 kW. 
 
Fonte: Autor (adaptado datasheet Growatt MAX 75KTL3-LV) 
 
 O INMETRO homologa inversores de até 10 kW, portanto, o inversor Growatt não está 
enquadrado na lista de dispositivos passíveis de homologação, onde no seu lugar são 
34 
 
 
substituídos por certificados europeus nas quais as concessionárias aceitam como comprovação 
de que o modelo atende aos requisitos necessários para o bom funcionamento junto a rede, a 
eficiência de geração, degradação e do sistema de proteção do modelo, sendo eles o IEC 61000-
6/3, IEC 62109-1/2, IEC 61727 e IEC 6216. 
 A Tabela 3 apresenta o datasheet do modelo de inversor selecionado, contendo os dados 
necessários para a simulação e projeto do SFV junto ao PVSYST V7.2, para o dimensionamento 
em conjunto do módulo fotovoltaico selecionado. 
 
Tabela 3 - Datasheet do inversor Growatt MAX 75KTL3-LV 
Inversor Growatt MAX 75KTL3-LV 
Dados de entrada (CC) Valor 
Máxima potência CC 112500 W 
Máxima tensão de CC 1100 V 
Tensão de partida 250 V 
Faixa de tensão MPPT 195 V – 1000 V 
Tensão nominal 600 V 
Máxima corrente de entrada por string 25 A 
Número de MPPT independentes/strings por 
MPPT 
7/2 
Dados de saída (CA) Valor 
Potência nominal de saída CA 75000 W 
Máxima potência aparente de CA 83300 VA 
Máxima corrente de saída 120.8 A 
Tensão nominal CA 220 V/380 V 
Frequência de rede CA 50 Hz/60Hz 
Fator de potência 0.8I-0.8C 
THDI <3% 
Tipo de conexão de rede CA 3W+N+PE 
Máxima Eficiência 98.8% 
Eficiência Europeia 98.3% 
Eficiência MPPT 99.9% 
Proteção de polaridade reversa CC SIM 
Interruptor CC SIM 
35 
 
 
Proteção contra surtos CC TIPO II 
Monitoramento de falta à terra SIM 
Proteção contra curto-circuito de saída SIM 
Proteção contra surtos de CA TIPO II 
Monitoramento de falha de string SIM 
Proteção anti-PID OPCIONAL 
Dimensões (L/A/P) 860X600X300 mm 
Peso 82 kg 
Faixa de temperatura operacional -25°C... + 60°C 
Autoconsumo á noite < 1 W 
Topologia Sem transformador 
Forma de refrigeração Inteligente 
Grau de proteção ambiental IP 65 
Altitude 4000m 
Umidade relativa 0-100% 
Fonte: Autor (Adaptado datasheet Growatt MAX 75KTL3-LV). 
 
 Definido os modelos dos inversores e módulos, os cálculos foram realizados. Utilizando 
a equação 1, encontra-se a energia gerada mensalmente pelo módulo fotovoltaico, juntamente 
com o valor de irradiação média e fator de eficiência em 78%. 
 
𝐸𝐺𝑀 = 0,335 × 5,69 × 30 × 0,78 
𝐸𝐺𝑀 = 44,6 𝑘𝑊ℎ/𝑚ê𝑠 
 
 Portanto, cada módulo tem a capacidade média de geração no local determinado de 
aproximadamente 44,6 kWh/mês. Para determinar a quantidade de módulos necessários para 
gerar a quantidade de energia de consumo médio, utiliza-se a equação 2. 
 
𝑁° 𝑀Ó𝐷𝑈𝐿𝑂𝑆 =
44.654,78
44,6
 
𝑁° 𝑀Ó𝐷𝑈𝐿𝑂𝑆 = 1.001,22 
 
 Desta forma, para atender a demanda da UC, necessitam-se de 1.002 módulos para 
compensação integral do referido consumo. Porém, o projeto conta com 1.064 unidades de 
36 
 
 
módulos fotovoltaicos de 335 W por conta de a composição do kit apresentar tal quantidade 
sem a possibilidade de alteração. Com a aplicação da equação 3, tem-se a potência total do lado 
CC do SFV. 
 
𝑃𝑆𝐹𝑉 = 1064 × 0,335 
𝑃𝑆𝐹𝑉 = 356,44 𝑘𝑊𝑝 
 
 Portanto, o SFV tem uma potência de 356,44 kWp, composto por 1.064 módulos 
fotovoltaicos. 
 
 Para dimensionar a quantidade de inversores que serão utilizados, aplica-se a equação 
5, que relaciona 𝑃𝑀𝐴𝑋𝑖𝑛𝑣, a máxima potência de entrada CC com a potência total dos módulos 
fotovoltaicos, 
𝑄𝑢𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟𝑒𝑠 =
𝑃𝑆𝐹𝑉
𝑃𝑀𝐴𝑋𝑖𝑛𝑣
 (5) 
𝑄𝑢𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟𝑒𝑠 = 
356,44
112,5
 
𝑄𝑢𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟𝑒𝑠 = 3,168 
 
 São utilizados um total de 4 inversores Growatt de 75 kW, que somados apresentam 
potência máxima de saída de 300 kW. 
 Para o dimensionamento da quantidade de módulos por string, são relacionadas as 
quatorze entradas de cada inversor, totalizando cinquenta e seis entradas CC, com a quantidade 
de módulos do SFV, aplicados na equação 6. 
 
𝑀ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 =
𝑁° 𝑀Ó𝐷𝑈𝐿𝑂𝑆
𝑄𝑁𝑇.𝐸𝑁𝑇𝑅𝐴𝐷𝐴𝑆 𝑇𝑂𝑇𝐴𝐼𝑆
 (6) 
𝑀ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 = 
1.064
56
 
𝑀ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 = 19 
 
 Para assegurar a utilização de todas entradas disponíveis, resultando no uso completo 
de todas as MPPT’s, o projeto conta com dezenove módulos por string, porém, a aplicação de 
fato desta configuração se dá após a checagem dos parâmetros de tensão e corrente do arranjo, 
37 
 
 
para garantir que ambos os valores estejam em conformidade com a faixa de operação do 
inversor. 
 A equação 7 representa a tensão da string em circuito aberto com os dezenove módulos 
em série, onde o resultado representa a situação em que a tensão pode alcançar seu valor 
máximo em caso de falha. 
 
𝑉𝑜𝑐𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 = 𝑉𝑜𝑐 × 𝑀Ó𝐷𝑈𝐿𝑂𝑆 𝑃𝑂𝑅 𝑆𝑇𝑅𝐼𝑁𝐺 (7) 
𝑉𝑜𝑐𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 = 45,44 × 19 
𝑉𝑜𝑐𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 = 863,36 𝑉 
 
 A tensão em circuito aberto das strings atende a faixa de tensão da MPPT, que opera 
entre 195 a 1000V, está acima da tensão de partida em 250V e está abaixo da máxima tensão 
de CC em 1100V. Com tal configuração, a tensão em circuito aberto apresenta taxa de utilização 
abaixo de 80% da máxima tensão de CC, margem esta que assegura o bom funcionamento do 
inversor no que se diz respeito a tensão. 
 A equação 8 representa a corrente da string em curto circuito, sendo o resultado a 
representação do valor máximo de corrente que a string pode apresentar