Manual de Energia Solar

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R. Paschoal Carlos Magno, 57 20240-290 Rio de Janeiro RJ | contato@solarize.com.br | CNPJ 28.150.768/0001-60 
 
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1. Introdução 
A convite da revista O Setor Elétrico começamos 
em janeiro de 2019 um manual de energia solar. 
Ele tem como objetivo ensinar as etapas para 
projetar um sistema fotovoltaico conectado à 
rede (SFCR). 
Iniciamos com uma introdução, situando este 
tipo de sistema dentro das formas de 
aproveitamento da energia solar para, então, 
abordar uma visão geral dele. 
A estrutura dos capítulos segue aquela que se 
mostrou eficaz nos cursos ministrados desde 
2012 na nossa empresa Solarize. 
O detalhamento das matérias segue o espaço 
disponível na revista. Se pretender empreender 
nesta área recomendamos fortemente participar 
de um curso reconhecido que entra em muito 
mais detalhes e oferece treinamento prático. 
2. Aproveitamento da energia 
solar 
Existem, basicamente, duas formas de se 
aproveitar a energia solar (fig. 1): aquecimento 
solar e energia fotovoltaica. O aquecimento solar 
aproveita a energia térmica em que se transforma 
a irradiação solar quando atinge um corpo. 
O corpo pode ser um coletor solar, onde o calor 
do sol é transferido para a água que percorre o 
coletor e encaminhada para o reservatório. O uso 
final é água quente para tomar banho, para uso 
em cozinhas ou em processos industriais. 
Aquecimento de ar é outra tecnologia simples e 
empregada em regiões com clima moderado, mas 
nunca ganhou grande escala. Resfriamento solar 
transforma o calor em frio, usando maquinas de 
gelo. Como é uma tecnologia bem mais complexa 
do que a combinação de energia fotovoltaica com 
aparelhos de ar condicionado comuns, ela perdeu 
viabilidade na medida que os painéis 
fotovoltaicos caíram de preço. 
MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
1 – APROVEITAMENTO DA ENERGIA SOLAR 
Figura 1: Formas de aproveitar a energia solar Arranjo fotovoltaico na residência do autor, potência: 4,1 
kWp, primeiro SFCR do Rio de Janeiro 
http://www.osetoreletrico.com.br/
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MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
1 – APROVEITAMENTO DA ENERGIA SOLAR 
 
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Usinas termossolares concentram a irradiação 
mediante espelhos para aquecer um fluído e 
gerar energia numa turbina. A vantagem é o 
armazenamento da energia térmica por algumas 
horas após o pôr do sol e a consequente geração 
de eletricidade no horário de pico. 
3. Tipos de sistemas 
fotovoltaicos 
Podemos dividir os sistemas fotovoltaicos em três 
grupos (fig. 2). O primeiro é representado por 
bombas solares, única aplicação onde os módulos 
fotovoltaicos são conectados diretamente a um 
aparelho. Estas bombas adaptam sua velocidade 
à energia disponível e são indicadas em locais 
sem rede elétrica, como fazendas. 
3.1. Sistemas autônomos (off-grid) 
A característica principal de sistemas autônomos 
é o armazenamento da energia em baterias, para 
uso à noite ou em dias chuvosos. Essa tecnologia 
já é empregada há muitas décadas em localidades 
sem acesso à rede elétrica, aplicações 
automatizadas, como pontos de transmissão 
telefônica ou estações meteorológicas. 
Aplicações novas incluem pontos de aluguel de 
bicicletas, para os quais uma instalação elétrica 
fixa seria muito onerosa frente ao baixo consumo 
de energia. 
O custo das baterias e a capacidade limitada delas 
torna sistemas autônomos desinteressantes 
onde há opção para usar a rede da 
concessionária. 
Postes solares também ganham na simplicidade 
da instalação, porém devem ser avaliados 
financeiramente em longo prazo por causa da 
troca das baterias no final da vida útil. 
Localidades afastadas, como sítios ou aldeias na 
região amazônica, frequentemente contam com 
mais do que uma fonte de energia: solar, eólica e 
gerador a diesel. Neste caso, o gerador é ligado 
somente em última necessidade, por causa do 
custo de combustíveis e manutenção. A 
combinação requer um controle automatizado 
que atenda às características de cada fonte. 
O termo “sistema híbrido” pode gerar confusão, 
porque é usado tanto para sistemas que usam 
fontes diferentes, explicados acima, quanto para 
inversores conectados à rede com baterias, que 
serão abordados em seguida. 
Figura 2: Tipos de sistemas fotovoltaicos 
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MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
1 – APROVEITAMENTO DA ENERGIA SOLAR 
 
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3.2. Sistemas conectados à rede 
(on-grid) 
Usinas representam o tipo clássico de sistemas 
conectados à rede: toda a energia gerada é 
escoada instantaneamente à rede da 
concessionária, sem armazenamento local. Essa 
modalidade é denominada de Geração 
Centralizada (GC). 
A Geração Distribuída (GD) ocorre em locais onde 
há consumo próprio, como residências, prédios 
ou empresas. A energia gerada é aproveitada em 
primeiro lugar na instalação local, e apenas o 
excedente é injetado na rede da concessionária. 
No Brasil, a legislação determina que a 
concessionária devolva a energia injetada em 
outro horário, como se fosse uma bateria 
(compensação em net-metering). 
Há duas situações distintas onde a combinação 
com baterias em sistemas híbridos pode ser 
interessante: no nobreak solar, a energia 
armazenada é revertida quando a rede da 
concessionária falha. Neste caso, a potência e a 
autonomia do nobreak devem ser dimensionados 
conforme carga a ser alimentada, similarmente a 
sistemas autônomos. 
Já o gerenciamento de energia por baterias é 
usado na Europa e nos Estados Unidos: durante o 
dia armazena-se a energia para convertê-la à 
noite, durante o horário da ponta. No Brasil, esta 
opção começa a ficar viável em regiões com 
grande diferença entre as tarifas da ponta e fora 
da ponta. 
Os capítulos que publicaremos ao longo deste 
ano focarão em sistemas de geração distribuída. 
 
 
 
4. Conexão do sistema solar à 
instalação predial 
Na geração distribuída, o sistema solar é 
introduzido em uma unidade de consumo que é 
formada por consumidores (iluminação, motores, 
refrigeração etc.), conectados a um quadro de 
distribuição, que recebe energia da rede da 
concessionária com medição unidirecional do 
consumo. 
O sistema solar é composto por 
• um arranjo fotovoltaico, um conjunto de 
módulos fotovoltaicos interligados, que 
gera a energia em corrente contínua, 
• e inversor(es) que transformam a energia 
gerada para corrente alternada em 
sincronismo com a rede. 
O sistema solar é conectado à instalação predial 
em algum quadro de distribuição adequado (fig. 
3), não necessariamente o quadro do ponto de 
conexão. Após aprovação da instalação, a 
concessionária substitui o medidor por um 
modelo bidirecional que mede a energia 
consumida e a energia injetada, de forma 
independente. As duas leituras são usadas para 
emitir a conta de energia a cada mês 
(abordaremos detalhes em outro capítulo). 
Figura 3: Esquema da instalação predial com sistema solar 
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1 – APROVEITAMENTO DA ENERGIA SOLAR 
 
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5. Funcionamento dinâmico ao 
longo do dia 
 
Figura 4: Fluxo da energia em geração solar superior ao 
consumo 
Fig. 4 mostra o fluxo de energia em momentos 
com geração superior ao consumo: do inversor, a 
energia flui em direção ao quadro de distribuição. 
Dali, ela alimenta os consumidores. O excedente 
é injetado na rede da concessionária e 
contabilizado pelo medidor de injeção. 
Na fig. 5 observamos o momento de passagem de 
uma nuvem. A energia gerada cai 
instantaneamente e não supre mais a demanda 
total dosconsumidores. A energia da 
concessionária complementa a energia solar. 
A alimentação oscilante entre inversor e 
concessionária funciona em fluxo natural, sem 
chaveamento. O inversor simplesmente gera 
energia em uma tensão levemente superior à da 
rede, o que garante o escoamento preferencial. 
A situação descrita acima ocorre em diversas 
ocasiões, não somente numa passagem de 
nuvens: 
• No início e no final do dia, quando a 
irradiação é baixa 
• Em dias nublados ou chuvosos 
• Quando o consumo supera a geração, 
mesmo em dias ensolarados 
• Na ocasião de defeitos do sistema solar 
Observamos um ponto muito importante: o 
funcionamento dos aparelhos não depende do 
sol ou do sistema solar. Os moradores ou 
funcionários da empresa não precisam mudar sua 
rotina conforme o tempo – é a concessionária 
que garante a alimentação da unidade. 
 
À noite (fig. 6) não ocorre mais geração solar 
(aliás, é um mito que a lua consiga gerar energia) 
e toda a energia é suprida pela rede da 
concessionária. 
Figura 5: Fluxo da energia com geração inferior ao consumo 
Figura 6: fluxo da energia à noite 
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1 – APROVEITAMENTO DA ENERGIA SOLAR 
 
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A figura 5 mostra a situação da falta de energia. O 
inversor desliga automaticamente, por duas 
razões. Primeiramente, para evitar um choque no 
técnico da concessionária. Segundo, porque o 
sistema solar sem baterias não consegue garantir 
a potência necessária para alimentar qualquer 
aparelho. O desligamento automático é chamado 
de proteção “anti-ilhamento” (mais detalhes no 
capítulo sobre inversores) e a reconexão é 
automática. 
6. Características do sistema 
fotovoltaico 
A instalação elétrica em uma residência ou uma 
empresa é simples, já que dispensa modificações 
na instalação existente. Apenas no quadro da 
conexão é inserido mais um disjuntor (vemos 
detalhes da instalação elétrica mais adiante). 
O sistema solar traz as seguintes vantagens: 
• Redução do custo de energia; 
• Maior autonomia: para muitas pessoas é 
importante saber que grande parte do 
consumo é gerado no próprio telhado; 
• Silencioso: na maioria dos inversores só 
se escutam os relês na hora de ligar. 
Alguns poucos têm um cooler de 
resfriamento que liga automaticamente 
quando o inversor esquenta; 
• Reduz carga térmica no prédio: a 
cobertura recebe muito menos sol, o que 
diminui a demanda por ar condicionado 
na edificação. 
Um sistema de alta qualidade requer como 
manutenção constante somente a limpeza dos 
módulos, duas vezes ao ano, que é efetuada com 
água e um pano macio. Apenas em locais com 
elevada carga de sujeira atmosférica recomenda-
se uma limpeza mais frequente. 
Além disso, uma revisão periódica da instalação 
física e elétrica garante a longevidade com os 
benefícios previstos. 
7. Próximo Capítulo 
No capítulo do próximo mês conheceremos as 
etapas da elaboração de um projeto fotovoltaico 
na visão macro. 
Acesse o manual completo aqui – é grátis! 
Figura 5: a falha da rede causa desligamento do inversor 
Figura 6: Inversor com quadros de proteção O autor, Hans Rauschmayer, é sócio-gerente da empresa Solarize Treinamentos 
Profissionais Ltda, onde montou a abrangente grade de capacitação. 
Reconhecido especialista em energia solar, ele já foi convidado para ensinar e 
palestrar em universidades, instituições, congressos nacionais e internacionais 
e vários programas de TV. Entre em contato pelo site www.solarize.com.br. 
 
Figura 8: : Inversor com quadros de proteção 
http://www.solarize.com.br/
https://www.solarize.com.br/site-content/11-blog/288-manual-de-energia-solar-288
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1. Introdução 
No primeiro capítulo do manual de energia solar 
apresentamos as diferentes formas de 
aproveitamento da energia solar. Delas, 
selecionamos a geração distribuída com sistemas 
fotovoltaicos conectados à rede (SFCR) como 
tema dos capítulos e explicamos como este tipo 
de sistema é conectado numa rede predial e 
como ele se comporta ao longo do dia. 
No presente capítulo abordaremos as etapas da 
elaboração de um projeto desta modalidade. 
2. As etapas do projeto 
A figura 1 apresenta as etapas de um projeto 
fotovoltaico conectado à rede. Em primeiro lugar, 
percebemos três áreas de atuação: 
1. A fase da análise das informações; 
2. A fase do projeto técnico; 
3. A fase do cálculo do retorno energético e 
financeiro. 
As etapas serão descritas em seguida, seguindo a 
numeração do gráfico. 
(1) Análise do Consumo e 
Dimensionamento do Sistema 
No Brasil, a regulamentação da geração 
distribuída foi publicada pela Aneel na REN 
482/2012. Ela impõe o conceito chamado de Net-
Metering: o usuário é permitido a compensar seu 
consumo, mas ele não poderá vender energia. 
Queremos, nesta etapa, estabelecer a meta do 
futuro sistema solar. Usamos o consumo dos 
últimos 12 meses, eventualmente corrigido por 
previsões sobre aumento ou redução no futuro. 
MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
2 – O PROJETO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE 
Figura 1: As etapas da elaboração do projeto fotovoltaico para um sistema conectado à rede 
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MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
2 – O PROJETO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE 
 
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Aliás, a implantação de medidas de eficiência 
energética antes ou em paralelo à instalação do 
sistema solar aumenta drasticamente o retorno 
financeiro do conjunto. 
Para obter a estimativa correta é imprescindível 
conhecer a tarifação do cliente: 
• De consumidores grupo B, que recebem 
energia em baixa tensão, é cobrada uma 
taxa mínima mensal (Custo de 
Disponibilidade); 
• As contas de clientes grupo A separam a 
demanda contratada do consumo e são 
calculadas em tarifas horo-sazonais. 
Dependendo do negócio, o cliente ainda 
pode compensar impostos aplicados na 
tarifa, o que reduz a viabilidade do 
projeto; 
• A potência da ligação do cliente à rede da 
concessionária limita a potência do 
sistema solar. 
Uma vez estabelecida a meta de geração, usamos 
os dados climáticos do local para estipular a 
potência do sistema que, supostamente, será 
necessário para obter tal geração. 
O dimensionamento será abordado em detalhe 
num dos capítulos finais, pois requer o 
entendimento da tecnologia fotovoltaica. Se 
quiser se antecipar, então procure o assunto na 
coletânea de apresentações no nosso site 
www.solarize.com.br. 
(2) Análise das Áreas Disponíveis 
 Na segunda etapa procuramos áreas adequadas 
para gerar energia solar no terreno do cliente, 
geralmente parte da cobertura ou do terreno. 
A procura pelas áreas disponíveis costuma 
começar com estudo de imagens de satélite. 
Ferramentas como Google Earth permitem tomar 
as dimensões de forma aproximada e ajudam a 
ver obstáculos na superfície e ao redor. 
Posteriormente será necessário visitar o local e 
efetuar medições exatas. 
 
Figura 2: Classificação de áreas da cobertura de uma residência 
A melhor captação da energia solar se faz quando 
os módulos são orientados em direção ao 
equador, portanto ao norte na maior parte do 
Brasil. Por isso, escolhemos primeiramente a face 
norte de um telhado, e em seguida as faces leste 
e/ou oeste. 
Analisamos o sombreamento pela própria 
edificação, por prédios vizinhos, por árvores ou 
morros e classificamos as áreas conforme sua 
qualidade, como mostrado na figura 2. 
Qual é a área necessária? Cada kW de potência, 
estipuladana primeira etapa, necessita 
aproximadamente 6 m² em módulos. Há 
acréscimos para compensar má distribuição dos 
painéis, sombreamento, desvios da orientação 
ideal, e instalação em laje ou terreno (por causa 
dos corredores entre as fileiras). 
Outras opções, mais complexas, seriam ainda um 
estacionamento solar, que requer um projeto 
físico detalhado em paralelo ao estudo solar, ou 
fachadas. No nosso país, cruzado pelo equador, 
as fachadas recebem no máximo 50% da radiação 
que incide sobre as coberturas. Tais projetos 
dificilmente se pagam pelo retorno energético, 
mas podem ser bastante interessantes pelo viés 
arquitetônico ou de marketing verde. 
O resultado desta etapa é a demarcação de áreas 
utilizáveis para o sistema solar com classificação 
conforme a qualidade da captação da energia 
solar. 
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2 – O PROJETO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE 
 
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(3) Projeto Físico 
Figura 3: Cobertura com distribuição dos módulos 
Chegou a hora de distribuir módulos fotovoltai-
cos na área disponível com objetivo de tentar 
alcançar a potência estipulada durante a primeira 
etapa. A figura 3 apresenta a distribuição de 
módulos na área classificada com A da etapa 
anterior, na residência do autor. 
O tipo de módulo é escolhido conforme os 
seguintes critérios: 
• Há, basicamente, dois formatos de 
módulos no mercado, com dimensões de 
aproximadamente 1,00m x 1,65m ou 
1,00m x 2,00m. Ambos podem ser 
montados na posição retrato ou 
paisagem; 
• O desenho técnico mostra qual formato e 
qual posição melhor se encaixa na área 
disponível; 
• A eficiência do módulo se traduz na 
quantidade de área ocupada. Portanto é 
um critério mais importante em casos de 
área insuficiente; 
• Somente em casos muito específicos 
misturam-se diferentes modelos na 
mesma instalação. 
A fixação dos módulos na cobertura requer um 
cuidado adicional, porque traz riscos estruturais 
e/ou de infiltração, com possíveis danos de alto 
prejuizo. Geralmente, as soluções desenvolvidas 
prontas pela indústria são muito práticas e 
permitem um trabalho eficiente. 
A estética do conjunto requer um cuidado 
adicional. O cliente pode, inclusive, optar por 
uma solução tecnicamente inferior. 
(4) Projeto Fotovoltaico 
Esta etapa é o coração do projeto e será 
detalhada nos próximos capítulos. Escolhemos 
um ou mais inversores que funcionem bem com 
os módulos escolhidos na situação encontrada. 
A configuração deve preencher critérios de 
• Relação da potência entre arranjo 
fotovoltaico e inversores; 
• Compatibilidade das grandezas elétricas 
nas diferentes condições climáticas do 
local da instalação; 
• Configuração da ligação série-paralelo 
conforme sombreamento encontrado; 
• Compatibilidade com a rede elétrica que 
recebe a energia. 
Figura 4: O diagrama unifilar de um projeto fotovoltaico 
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2 – O PROJETO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE 
 
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(5) Projeto Elétrico 
O projeto elétrico (fíg. 4) é formado por duas 
partes: o lado em corrente contínua, entre o 
arranjo fotovoltaico e o(s) inversor(es), e a ligação 
do inversor à rede predial, em corrente alternada. 
Ambas partes incluem 
• A definição dos dispositivos de proteção 
e seccionamento; 
• A definição dos cabos e da condução 
física deles pela edificação; 
• O aterramento com ligação equipotencial 
e interligação, se necessária, com o 
sistema de proteção contra descargas 
atmosféricas (SPDA). 
Como o inversor injeta energia na rede da 
concessionária, é necessário respeitar a norma 
dela e solicitar a aprovação do projeto. 
(6) Geração de energia 
A energia gerada (exemplo na fíg. 5) representa o 
benefício do sistema solar para o cliente. Ela pode 
ser estimada por uma simulação que usa os 
seguintes dados de entrada: 
• Os dados climáticos do local da 
instalação; 
• O sombreamento a partir de uma 
modelagem 3D do projeto físico, dos 
obstáculos e da posição do sol ao longo 
do ano; 
• A geração de cada módulo e 
considerando o sombreamento 
individual; 
• A interligação dos módulos com os 
devidos efeitos elétricos; 
• A conversão da energia gerada pelo 
inversor a cada instante, conforme curva 
de eficiência dele; 
• As perdas dentro da instalação elétrica. 
A resolução dos dados climáticos merece atenção 
especial, já que a oscilação dos parâmetros 
climáticos se propaga em todo o sistema 
fotovoltaico. Dados em intervalos horários 
(formato TMY = typical meteorológical year) são 
necessárias para que não se percam efeitos de 
dias ensolarados, parcialmente nublados ou 
chuvosos. 
Dados gerados em intervalos de minuto 
(softwares como PVSYST ou PV*SOL oferecem 
esta função) conseguem até simular a passagem 
de nuvens e situações de sombreamento mais 
complexos. Haverá outro capítulo sobre 
softwares fotovoltaicos. 
(7) Retorno Financeiro 
 
Figura 6: Gráfico de fluxo de caixa 
Para se chegar ao retorno financeiro, deve-se 
simular a conta de energia do cliente a partir do 
resultado da etapa anterior, da energia gerada a 
cada mês. Aqui entram vários parâmetros, como 
faixa de ICMS aplicada na tarifa, taxa mínima e 
contabilidade de créditos entre meses. 
Do lado do custo, são contabilizados o 
equipamento instalado, a mão de obra, custos 
bancários em caso de financiamento e a previsão 
de operação e manutenção (O & M). 
Figura 5: Gráfico da geração de energia com consumo no software 
PV*SOL 
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2 – O PROJETO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE 
 
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Benefício e custo são organizados em uma tabela 
de fluxo de caixa (gráfico na fig. 6), de onde os 
seguintes indicadores são extraídos: 
• O prazo de retorno simples, quando os 
benefícios superam os investimentos; 
• O prazo de retorno descontado, que 
informa quando o investimento no 
sistema solar chega a render mais do que 
um investimento de comparação (ex. 
CDB); 
• A Taxa Interna de Retorno (TIR) que 
informa os juros que o sistema solar paga 
sobre o investimento; 
• O custo da energia ao longo da vida do 
projeto, um comparativo com a tarifa 
paga à concessionária (LCOE = levelized 
cost of Energy). 
Empresas eletrointensivas sofrem com oscilações 
nas tarifas e enxergam no sistema solar uma 
forma de se proteger contra aumentos da tarifa: 
uma vez instalado, o custo da energia solar é 
conhecido e reduz o risco tarifário. 
(8) Revisão 
Figura 7: Modelagem 3D no software PV*SOL premium 
Elaboramos o projeto, desde a primeira etapa, 
partindo de certas premissas: estipulamos a 
potência ideal conforme as condições climáticase 
a aumentamos em decorrência de defeitos da 
área disponível. Depois da simulação do projeto 
completo, precisamos agora comparar o 
resultado com a meta estabelecida e ajustar 
todos os parâmetros para melhorar o resultado. 
Aspectos estéticos ou a disposição financeira do 
cliente podem também exigir modificações do 
projeto. 
É comum elaborar o projeto fotovoltaico de 
forma evolutiva: a primeira proposta é emitida 
com premissas simplificadas, ainda sem visita no 
local. Na medida que a negociação avança, são 
definidos os detalhes. 
Nestas iterações, softwares profissionais 
mostram seu valor: a integração com mapas de 
satélites permite extrudar uma maquete com 
poucos cliques, inserir módulos e configurar 
inversores (veja fig. 7). Onde o detalhamento do 
projeto pode ser postergado, são aplicados 
valores padrão. Modificações ocorrem de forma 
pontual e as simulações apresentam os 
resultados de forma imediata. 
1. Próximo Capítulo 
Os próximos capítulos explanarão o projeto 
técnico dosistema fotovoltaico, começando com 
módulos e inversores. As questões legais ficarão 
para o final, quando uma nova revisão normativa 
está prevista para ser publicada (acompanhe 
notícias no site www.solarize.com.br). 
Acesse o manual completo aqui – é grátis! 
 
 
O autor, Hans Rauschmayer, é sócio-gerente da empresa Solarize Treinamentos 
Profissionais Ltda, onde montou a abrangente grade de capacitação. 
Reconhecido especialista em energia solar, ele já foi convidado para ensinar e 
palestrar em universidades, instituições, congressos nacionais e internacionais 
e vários programas de TV. Entre em contato pelo site www.solarize.com.br. 
 
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1. Introdução 
No primeiro fascículo do manual de energia solar 
aprendemos as características de sistemas 
fotovoltaicos conectados à rede (SFCR), 
instalados em geração distribuída (GD). 
O segundo fascículo explanou o passo-a-passo 
para elaborar um projeto deste tipo, abrangendo 
questões legais brasileiras e questões técnicas, 
que independem do país da instalação, e 
questões estéticas, individuais para cada cliente. 
Concluímos com a visão do cálculo do retorno de 
investimento do projeto. 
No presente fascículo abordaremos a tecnologia 
fotovoltaica, que transforma a luz em energia, e 
as características dos módulos fotovoltaicos. 
2. A Composição da Irradiação 
Figura 1: A composição da irradiação 
Antes de nos debruçarmos sobre a tecnologia em 
si precisamos entender melhor nossa fonte 
energética, a radiação solar. Ela chega aos 
módulos fotovoltaicos por três caminhos: 
• A irradiação direta chega em linha reta e 
é reduzida pela atmosfera e eventuais 
nuvens; 
• A irradiação difusa é aquela refletida por 
partículas na atmosfera; 
• O albedo é a radiação refletida pelos 
arredores da instalação; 
• Os módulos aproveitam a irradiação 
total, que é a soma da irradiação direta, 
difusa e do albedo 
A norma NBR 10899:2006 define a terminologia 
da energia solar fotovoltaica. Importante é 
diferenciar entre os seguintes termos: 
• A Irradiância solar G é a potência 
incidente em uma área num determinado 
instante, medida em W/m²; 
• A Irradiação I ou H é o integral da 
irradiância, portanto é a energia que 
incide num certo intervalo, acumulado 
por hora, dia, mês ou ano [Wh/m²]. 
3. A Tecnologia Fotovoltaica 
 
Figura 2:A geração de energia numa célula fotovoltaica 
Base da tecnologia fotovoltaica é um material 
semicondutor (Fig. 2: massa azul) que contém 
elétrons com baixa ligação aos átomos. Quando 
um raio de luz, na forma de um fóton, (raio 
amarelo na figura), alcança um desses elétrons 
MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
3 – TÉCNOLOGIA FOTOVOLTAICA E MÓDULOS 
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MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
3 – TÉCNOLOGIA FOTOVOLTAICA E MÓDULOS 
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(bolinha laranja), este consegue se liberar e 
escapar aos condutores (trilhos cinzas na 
superfície). 
Um fio elétrico conduz o elétron a uma carga (a 
lâmpada, na figura), de onde um segundo fio o 
leva de volta até o condutor inferior da célula 
fotovoltaica, fechando assim o circuito elétrico. 
As bolinhas azuis na imagem representam 
“buracos”, cargas positivas à espera de elétrons. 
Durante o processo ocorrem diversas perdas, 
cujo detalhamento extrapola o presente capítulo. 
Tradicionalmente, as células são captam luz 
somente pelo lado frontal. Em instalações de 
grande porte, a tendência é o uso de células 
bifaciais, onde a radiação refletida pelo ambiente 
também é aproveitada. 
4. Materiais fotovoltaicos 
O material mais usado na fabricação de células 
fotovoltaicas é silício cristalino ultra purificado. 
Há dois processos distintos de fabricação: 
• O silício monocristalino é produzido em 
cristais uniformes, no formato de 
cilindros, que são cortados em lâminas 
quadradas (wafer) com pontas 
chanfradas. 
• O silício policristalino (também chamado 
de multicristalino) não apresenta a 
uniformidade cristalina, o que causa 
perdas na geração da energia. Ele é 
produzido em paralelepípedos que 
permitem, depois de cortados, preencher 
o módulo sem buracos entre as células. 
Essa diferença permite distinguir 
visualmente as duas tecnologias (fig. 3). 
 
Qual tecnologia escolher? 
• Silício monocristalino é mais eficiente 
(até 24%) do que o policristalino (até 
19%). A maior eficiência reduz a área 
ocupada e o custo com suporte, 
cabeamento e mão de obra durante a 
instalação. Por si só, a eficiência não 
representa uma vantagem para o cliente, 
mas deve ser avaliada no contexto do 
projeto inteiro. 
• Perdas relacionadas à temperatura são 
significativas (veremos a seguir), 
especialmente no nosso país tropical, e 
geralmente menor na tecnologia 
monocristalina. 
Há várias tecnologias adicionais (ex. PERC) que 
aumentam a eficiência, mas podem ter efeitos 
adversos em clima tropical. É importante 
acompanhar as notícias a respeito. 
Além do silício cristalino há outros materiais, 
como filme fino ou orgânicos, sendo que silício 
cristalino corresponde por 94% do mercado 
mundial. Por causa dessa predominância, que 
deve ser ainda maior no Brasil, os capítulos a 
seguir se concentram em módulos cristalinos. 
5. Combinação de Células 
Fotovoltaicos 
 
Figura 4: Composição de Células Fotovoltaicas em Módulos e Arranjos 
A dimensão mais comum das células 
fotovoltaicas é de 156 mm x 156 mm. Cada célula 
produz uma tensão de aproximadamente 0,5 V. 
Figura 3: Comparação entre módulo monocristalino (esq.) e 
policristalino 
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MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
3 – TÉCNOLOGIA FOTOVOLTAICA E MÓDULOS 
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Para formar um módulo, as células são 
combinadas por ligação em série. Os formatos 
mais comuns para sistemas conectados à rede 
são módulos de 60 células (tensão na faixa de 30 
V) e 72 células (tensão na faixa de 36 V). 
O tamanho dos módulos é muito similar entre os 
diferentes fabricantes: módulos de 60 células têm 
1m de largura por 1,65m de comprimento, 
enquanto os de 72 células tem dimensão de 1 m 
x 2 m. Ambos podem ser instalados na posição 
retrato ou paisagem. 
Módulos destinados a sistemas com baterias 
costumam ser compostos de 36 células e são 
fabricados em diversos formatos. 
A combinação de módulos numa instalação real é 
denominada de “painel fotovoltaico”, conforme 
NBR 10899, o que pode causar equívocos, já que 
o próprio módulo também costuma ser chamado 
de painel (de inglês panel). O termo arranjo 
fotovoltaico evita este equívoco, mas se refere 
mais à conexão elétrica do que à montagem física 
dos módulos. 
Normas aplicáveis: 
• ABNT NBR 10899:2006 — Energia solar 
fotovoltaica – Terminologia 
• ABNT NBR 11876:2010 — Módulos 
fotovoltaicos — Especificação 
• IEC 61215 — Módulos fotovoltaicos em 
silício cristalino para aplicações terrestres 
- qualificação do design e aprovação do 
tipo. 
• IEC 61646 — o mesmo para módulos de 
Filme Fino 
• IEC 61730 — qualificação de segurança 
de módulos fotovoltaicos 
 
 
 
 
 
 
 
6. Características Elétricas de 
Módulos Fotovoltaicos 
 
Figura 5: Curvas características de módulos fotovoltaicos 
A célula fotovoltaica gera energia em corrente 
contínua (c.c.), com um polo positivo e um 
negativo. Outras fontes em c.c. que conhecemos 
são baterias, mas com características 
completamente diferentes, como veremos a 
seguir. 
Na figura 5,a curva roxa apresenta a corrente I 
gerada pelo módulo em determinação da tensão 
V de saída, com as seguintes características: 
• Isc determina a corrente de curto circuito 
(do inglês short circuit = SC). Ela ocorre 
quando os conectores do módulo são 
interligados diretamente. Vale observar 
que o módulo, sob curto circuito, não é 
danificado. Ele simplesmente mantém 
uma certa corrente passando pelos 
condutores enquanto há incidência de 
luz. 
• Voc determina a tensão de circuito aberto 
(do inglês open circuit = OC) que ocorre 
quando o módulo está desconectado. 
• Na faixa inferior da tensão observamos 
um longo trecho quase constante e uma 
brusca queda após o ponto VPMP, que é 
deduzido da segunda curva. 
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3 – TÉCNOLOGIA FOTOVOLTAICA E MÓDULOS 
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• O módulo, portanto, é um gerador de 
corrente. 
A segunda curva apresenta a potência P do 
módulo sobre a tensão V. Vejamos as 
características: 
• Como a potência é o produto de tensão 
com corrente P = I x V, e a corrente é 
praticamente constante em grande parte 
da faixa, a curva ascende de forma quase 
linear. 
• Ela alcança o Ponto de Máxima Potência 
PPMP (em inglês seria PMPP = máximum 
power point) para depois cair 
fortemente. A potência nominal do 
módulo é aquela determinada no ponto 
PPMP. 
• A tensão VPMP e a corrente IPMP são 
deduzidos do ponto PPMP. 
7. Características Elétricas sob 
Influências Climáticas 
As curvas apresentadas no item anterior e as 
características informadas na ficha técnica do 
produto são obtidas em laboratório, sobre as 
seguintes condições padrão de teste (STC = 
standard test conditions): 
• Irradiância de 1000 W/m², o que 
corresponde ao valor máximo possível 
em radiação direta sobre a superfície da 
terra 
• Temperatura de 25° C (na célula) 
• Espectro solar conforme AM = 1,5 (Air 
mass factor) 
Numa instalação real, essa combinação de 
condições raramente é alcançada. As condições 
climáticas variam constantemente e, com elas, as 
características elétricas do módulo. 
7.1. A Influência da Irradiância 
 
Figura 6: A influência da irradiância 
A figura 6 mostra a influência da irradiância sobre 
as características elétricas: 
• A irradiância determina a corrente, já que 
a quantidade de fótons determina a 
quantidade de elétrons, responsáveis 
pelo fluxo elétrico. 
• A tensão é pouco afetada e alcança 30 V 
já com uma luz crepuscular. 
• A potência, sendo o produto de tensão e 
corrente, segue a irradiância. 
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7.2. A Influência da Temperatura 
Figura 7: A Influência da Temperatura 
O impacto da temperatura é apresentado na 
figura 7: 
• A corrente aumenta ligeiramente; 
• A tensão cai de forma significativa. A 
ficha técnica do módulo informa o 
coeficiente, na faixa de 0,3% / °C 
• Com a tensão, a potência é reduzida 
também, numa proporção de 
aproximadamente 0,4% / °C 
O resultado é uma perda que pode chegar a 20% 
em relação à potência nominal, quando o módulo 
alcança 75°C (no sistema da empresa Solarize, 
isso acontece em alguns momentos do ano). 
O efeito inverso ocorre, quando a temperatura do 
módulo cai abaixo de 25°C: a tensão aumenta 
acima dos valores informados na ficha técnica, e 
este aumento precisa ser levado em consideração 
na hora de compor módulos com um inversor, 
como veremos em outro capítulo. 
 
7.3. A Variação Climática e o 
Seguidor do Ponto de Máxima 
Potência 
Figura 8: curvas de geração em dias com clima diferente 
Em dias de céu aberto, as condições climáticas 
mudam de forma gradativa, como mostra a curva 
vermelha na figura 8, obtida através de um 
monitoramento de um sistema solar ao longo de 
um dia. 
Já com a passagem de nuvens (curva azul, 
gravada em outro dia), as mudanças são 
abruptas. A irradiância chega a superar o máximo 
teórico de 1000 W/m² quando a irradiação direta 
se soma com irradiação refletida por nuvens. 
Com as condições climáticas oscilam também os 
parâmetros elétricos dos módulos. É tarefa do 
inversor assegurar que a potência máxima seja 
extraída dos módulos a qualquer instante, e ele 
conta com um elemento chamado seguidor do 
ponto de máxima potência (SPMP, em inglês MPP 
tracker = MPPT). O SPMP varia a tensão 
continuamente e observa a potência fornecida 
pelos módulos. 
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8. A Estrutura Física do Módulo 
 
Figura 10: A estrutura física de um módulo com moldura 
A figura 9 mostra a estrutura física do módulo: 
• A célula é envolvida entre dois filmes 
transparentes de EVA; 
• Por cima, ela é protegida por um vidro 
especial, de baixo teor de ferro, o que 
garante maior transparência; 
• Por baixo, um filme Tedlar (backsheet) 
protege o conjunto. 
• As camadas são laminadas em forno, 
para garantir a proteção contra umidade 
e oxigênio; 
• A moldura em alumínio anodizado, que 
permite fixação e aterramento, contém 
outra vedação de silicone. 
Opcionalmente, os módulos são fornecidos com 
moldura e filme Tedlar pretos, para formar uma 
superfície de cor uniforme. 
 
 
 
 
 
 
 
Módulos vidro-vidro (fig. 10) eliminam a moldura 
e estabilizam a célula, por causa da construção 
simétrica. Eles são usados preferencialmente em 
usinas de grande porte. 
9. Próximo Capítulo 
No próximo capítulo conheceremos o inversor, 
cuja tarefa principal é extrair o máximo de 
energia dos módulos, o que ocorre em corrente 
contínua, e transformá-la em corrente alternada. 
Acesse o manual completo aqui – é grátis! 
 
Figura 9: A estrutura de um módulo vidro-vidro 
O autor, Hans Rauschmayer, é sócio-gerente da empresa Solarize Treinamentos 
Profissionais Ltda, onde montou a abrangente grade de capacitação. 
Reconhecido especialista em energia solar, ele já foi convidado para ensinar e 
palestrar em universidades, instituições, congressos nacionais e internacionais 
e vários programas de TV. Entre em contato pelo site www.solarize.com.br. 
 
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https://www.solarize.com.br/site-content/11-blog/288-manual-de-energia-solar-288
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Figura 1: O diagrama elétrico do sistema fotovoltaico conectado à rede 
1. Introdução 
Nos capítulos iniciais do manual de energia solar 
abordamos características de sistemas 
fotovoltaicos conectados à rede (SFCR) e o passo-
a-passo na elaboração de um projeto solar. No 
terceiro capítulo estudamos os módulos 
fotovoltaicos. 
No presente capítulo entraremos em detalhes 
sobre o inversor, o componente que transforma 
a energia gerada pelos módulos para que possa 
ser injetada na rede elétrica. 
2. O Inversor Fotovoltaico 
Inversores são usados em várias áreas da 
engenharia elétrica com características distintas, 
conforme demanda de cada aplicação. Aqui 
estamos falando de inversores para sistemas 
fotovoltaicos conectados à rede, uma categoria 
de produtos com funções específicas. 
A figura 1 apresenta o diagrama elétrico do 
sistema inteiro, que será detalhado num capítulo 
específico. 
2.1. Funções obrigatórias 
As seguintes funções devem estar presentes em 
todos os inversores: 
• A principal função do inversor é 
converter a energia gerada pelos 
módulos fotovoltaicos, em corrente 
contínua, para corrente alternada na 
tensão da rede à qual o inversor é 
conectado; 
• No capítulo anterior vimosque as 
características elétricas dos módulos 
variam com as condições climáticas 
(irradiância e temperatura). Por isso, o 
inversor contém na entrada um 
elemento chamado Seguidor do Ponto 
de Potência Máxima SPMP (em inglês 
MPPT = maximum power point tracker) 
que acompanha essas variações, 
procurando o melhor rendimento a cada 
instante; 
• O inversor injeta energia em uma rede 
conectada à concessionária. Ele usa 
tensão e frequência da rede como 
referência e se ajusta continuamente às 
oscilações percebidas (relê de 
sincronismo); 
• Quando a rede sai da faixa permitida de 
tensão e frequência, ou quando há falha 
de fase, então o inversor se desliga 
automaticamente, o que é chamado de 
“anti-ilhamento”; 
MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
4 – O INVERSOR FOTOVOLTAICO 
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MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
4 – O INVERSOR FOTOVOLTAICO 
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• Internamente, o inversor se protege 
contra superaquecimento e contra uma 
potência de entrada excessiva. Nestes 
casos, o inversor reduz sua potência de 
saída; 
• Ele ainda supervisiona o circuito da 
entrada em relação à resistência de 
isolamento entre os polos e a terra. Em 
casos de falhas, ele se desliga e dispara 
um alarme; 
• O mesmo ocorre em casos de passagem 
de corrente contínua para a rede de 
corrente alternada (para inversores sem 
transformador interno, o tipo comum). 
2.2. Funções opcionais 
Algumas funções são opcionais e incluídas 
conforme decisão do fabricante do inversor: 
• O monitoramento envia os dados de 
produção via internet para o servidor do 
fabricante. 
• Alguns inversores permitem conexão de 
sensores de irradiância, de temperatura 
ou medidores de energia com fins de 
enriquecer o monitoramento; 
• O inversor pode conter componentes 
elétricos como seccionadores, fusíveis ou 
dispositivos de proteção contra surtos. 
Estes componentes, alternativamente, 
seriam colocados em caixas separadas. 
2.3. Tipologias de Inversores 
Há diferentes tipologias de inversores a respeito 
do melhor aproveitamento de cada módulo: 
inversores com várias entradas (multi-MPPT), 
microinversores e inversores com otimizadores 
de potência. Estes conceitos serão abordados 
após discutir a conexão entre módulos e 
inversores e questões de sombreamento, nos 
próximos capítulos. 
2.4. Normas para Inversores 
As características da conexão com a rede elétrica 
de distribuição foram definidas na norma ABNT 
NBR 16149:2013, e foram incluídas também nos 
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica 
no Sistema Elétrico Nacional PRODIST Módulo 3 
e nas normas da maioria das concessionárias. A 
respectiva norma internacional é a 
IEC62109:2011. 
Todos os inversores vendidos no Brasil com 
potência até 10 kW devem ser certificados pelo 
Inmetro. Os mais potentes são aprovados pelas 
concessionárias mediante apresentação de um 
certificado de laboratório internacional. 
3. As Características Elétricas 
3.1. As Características da Entrada 
em c.c. 
A entrada do inversor recebe a energia gerada 
pelo arranjo fotovoltaico, em c.c., que é 
especificada pelas seguintes características: 
• Potência nominal Pnom e potência máxima 
Pmax 
• Corrente máxima Imax 
• Tensão máxima Vmax 
• Faixa de tensão permitida em operação: 
VPMP min e VPMP max 
• Tensão mínima para início do trabalho 
Vstart 
O arranjo fotovoltaico, que consiste numa 
conexão série-paralela de módulos, deve ser 
configurado da forma que não passe das 
Figura 2: Instalação do inversor da marca Fronius durante o 
curso da Solarize 
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4 – O INVERSOR FOTOVOLTAICO 
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características acima. Como isso é calculado 
aprenderemos no próximo capítulo. 
3.2. As Características da Saída em 
c.a. 
A saída em corrente alternada é caracterizada 
pelas seguintes grandezas: 
• Potência nominal Pnom (igual à potência 
máxima de entrada) e potência máxima 
Pmax 
• Corrente máxima Imax 
• Tensão nominal e faixa de tensão 
• Quantidade de fases 
• Frequência nominal e faixa permitida 
A maioria dos inversores de baixa potência (até 
cerca de 5 kW) é oferecida com a saída em 220 V 
monofásica. Estes inversores são conectados 
entre fase e neutro ou entre fase e fase, 
dependendo da tensão da rede local. Há poucos 
produtos com saída em 127 V. 
Verifique com os fabricantes quais inversores se 
adaptam a redes menos comuns no Brasil, com 
tensão em 115 V, 120 V, 208 V, 230 V e 254 V. 
Os inversores maiores apresentam saída trifásica 
com tensões variadas. Detalharemos este 
assunto no capítulo sobre a conexão elétrica. 
3.3. A Proteção de Anti-Ilhamento 
Inversores conectados à rede não devem 
trabalhar de forma ilhada, por duas razões: 
1. Eles fornecem a cada instante a potência 
recebida, que oscila em decorrência das 
condições climáticas (ex. passagem de 
nuvens), sem poder garantir a potência 
suficiente para o funcionamento de 
qualquer carga; 
2. A injeção de energia na rede desligada 
poderia expor ao risco de choque algum 
técnico que esteja fazendo manutenção 
da rede. 
O inversor deve operar normalmente na faixa de 
80% ... 110% da tensão nominal da rede e desligar 
quando a tensão sair disso. A faixa permitida da 
frequência vai de 57,5 Hz até 62 Hz, sendo que o 
inversor deve reduzir a potência gradativamente 
acima de 60,5 Hz conforme gráfico da fig. 3. 
Após um desligamento por falhas na rede, o 
inversor volta a operar automaticamente sem 
intervenção manual, da mesma forma que ele 
“acorda” toda manhã com a primeira claridade. O 
tempo de religamento é definido pela 
concessionária local e publicada na norma dela e 
varia de 30 a 300 segundos. 
Somente inversores com bateria conseguem 
trabalhar de forma ilhada – veja capítulo a seguir. 
3.4. A Eficiência do inversor 
A eficiência do inversor é a relação entre a 
energia injetada na saída e a energia recebida na 
entrada. Ela depende das condições elétricas a 
cada instante (veja fig. 4). 
Além da eficiência máxima, a ficha técnica do 
inversor apresenta a “eficiência europeia”, um 
valor ponderado sobre a eficiência em diferentes 
faixas da potência do inversor que serve para 
comparar diferentes produtos. 
Figura 4: Comportamento do inversor sob variações da 
frequência da rede. Fonte: NBR 16149 
Figura 3: Curva de eficiência de um inversor no software PV*SOL 
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4 – O INVERSOR FOTOVOLTAICO 
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A eficiência efetiva pode ser estipulada usando 
programas que simulam o sistema fotovoltaico ao 
longo de um ano típico, em passos de hora ou de 
minuto, como PV*SOL ou PVSyst. 
4. Onde Instalar o Inversor 
Inversores aquecem internamente e dissipam o 
calor por convecção natural ou usando coolers 
internos. Por facilitar isso, deve-se escolher um 
local de instalação arejado, sem poeira e sem 
incidência do sol. O manual de instalação de cada 
fabricante informa sobre distâncias mínimas ao 
redor do inversor (fig. 5). 
Muitos inversores permitem até instalação ao 
tempo, já que contam com um grau de proteção 
IP 65 ou superior, mas não é recomendado. 
O inversor é acessado somente em casos de 
manutenção, e ele deve estar fora do alcance de 
crianças, especialmente quando há fios expostos. 
No entanto, a norma da Aneel exige um fácil 
acesso para o comissionamento pelo técnico da 
concessionária. 
Faclitar o cabeamento c.c. e c.a. também é 
importante, já que o comprimento do fio 
determina a bitola dele. Para monitoramento é 
importante verificar o acesso à internet, por cabo 
ou Wifi. 
Quem julga sobre a estética é o proprietário que 
deseja ver fotos para poder imaginar como o 
equipamento se insere no local. 
 
 
5. MonitoramentoOs inversores atuais permitem acompanhar seu 
funcionamento pela internet. O proprietário 
deseja verificar a energia gerada ou mostrar a 
amigos sua nova aquisição. Além disso, ele 
precisa saber de defeitos muito antes de receber 
uma alta conta de energia. 
Já para o instalador, o monitoramento serve para 
averiguar se o sistema realmente está 
funcionando de forma satisfatória. Ele ainda pode 
detectar defeitos, planejar uma manutenção ou 
antecipar problemas remotamente e sem 
depender de uma irradiação forte durante uma 
eventual visita à instalação. 
O instalador usa os dados acumulados durante o 
mês junto com a conta de energia para explicar 
ao cliente os fluxos da energia: este precisa 
aprender que a energia que é consumida na hora 
da geração não aparece na conta de energia, 
porque não passa pelo medidor (autoconsumo). 
Geralmente, os inversores enviam informações 
sobre a potência atual e sobre a energia 
acumulada ao longo do dia, mês e ano ao site do 
fabricante do equipamento. O acesso se dá via 
aplicativo, resumido e mais bonito, ou via site, 
com mais detalhes. Muitos sites ainda enviam 
avisos por e-mail quando o sistema está fora do 
ar ou apresenta defeitos. 
No entanto, não é simples verificar se um sistema 
está realmente funcionando bem. Afinal de 
contas, ele depende das condições climáticas que 
oscilam. Estratégias compreendem a comparação 
Figura 6: Distâncias mínimas para refrigeração, conforme 
manual de instalação da PHB 
Figura 5: Geração diária de um inversor (barras coloridas) comparadas 
com a meta calculado pela irradiância (triângulo) no sistema Solarize 
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MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
4 – O INVERSOR FOTOVOLTAICO 
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entre inversores da mesma instalação, entre 
diferentes sistemas na mesma região (cuidado 
com microclima!), ou com sensores de 
irradiância. 
6. Inversores Híbridos com 
Baterias 
Inversores com baterias carregam e descarregam 
baterias em paralelo à injeção na rede ou à 
alimentação de cargas. Eles podem servir a dois 
propósitos: 
1. Gerenciar energia: parte da energia 
gerada ao longo do dia é injetada no 
horário da ponta. Este modelo é 
interessante quando a tarifa da ponta é 
muito superior à fora da ponta, ou 
quando a legislação restringe a energia 
injetada. 
2. Nobreak solar: as baterias servem para 
alimentar cargas no caso de falhas na 
rede. 
As condições no Brasil ainda não viabilizam a 
primeira opção – há expectativas que isso seja 
alcançado ao longo dos próximos anos, quando a 
frota de veículos elétricos levar à redução do 
preço das baterias. 
A segunda opção atende a um nicho de mercado 
crescente, já que segurança energética apresenta 
um valor alto para empresas e um conforto 
importante para residências. Os projetos 
misturam cálculos de sistemas autônomos (“off-
grid”) e sistemas conectados à rede e requerem 
uma intervenção na instalação elétrica do cliente 
para criar uma rede emergencial. Em caso de 
ilhamento, o sistema precisa garantir a 
desconexão do gerador da rede. 
O tema excede o conteúdo previsto para os 
capítulos desta série. 
7. Próximo Capítulo 
O próximo capítulo será dedicado ao cálculo da 
conexão entre módulos e inversor para 
determinar o layout elétrico do arranjo 
fotovoltaico. 
Acesse o manual completo aqui – é grátis! 
 
O autor, Hans Rauschmayer, é sócio-gerente da empresa Solarize Treinamentos 
Profissionais Ltda, onde montou a abrangente grade de capacitação. 
Reconhecido especialista em energia solar, ele já foi convidado para ensinar e 
palestrar em universidades, instituições, congressos nacionais e internacionais e 
vários programas de TV. Entre em contato pelo site www.solarize.com.br. 
 
http://www.solarize.com.br/
https://www.solarize.com.br/site-content/11-blog/288-manual-de-energia-solar-288
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R. Paschoal Carlos Magno, 57 20240-290 Rio de Janeiro RJ | contato@solarize.com.br | CNPJ 28.150.768/0001-60 
 
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1. Introdução 
Nos capítulos anteriores do manual de energia 
solar abordamos características de sistemas 
fotovoltaicos conectados à rede (SFCR) e o passo-
a-passo na elaboração de um projeto solar. 
Depois conhecemos os módulos fotovoltaicos e o 
inversor, componentes principais do nosso 
sistema. 
Chegou a hora de compreender como se 
configura um arranjo fotovoltaico com 
determinados módulos e o inversor escolhido e 
definir, chegando à conexão série-paralelo dos 
módulos. 
Uma planilha que efetua os cálculos 
apresentados neste capítulo está disponível na 
mesma página do manual. 
2. Visão Geral 
Costumo chamar a configuração entre módulos e 
inversor de “casamento”, já que ela deve 
funcionar por muitos anos, em dias de sol e de 
chuva, e em horas de calor e de frio. 
O casamento vai funcionar, se os parâmetros 
elétricos de tensão, corrente e potência dos 
módulos e do inversor forem compatíveis, na 
conexão série-paralelo escolhida. 
Como a tensão do módulo depende da 
temperatura das células devemos levar ainda em 
consideração o local da instalação com suas 
condições climáticas, e a ventilação dos módulos 
na condição em que serão instalados (paralelo ao 
telhado ou em fileiras elevadas). 
3. Temperaturas no Local da 
Instalação 
Aprendemos no capítulo 3 que a tensão 
produzida pelo módulo é fortemente afetada 
pela temperatura, com comportamento inverso: 
quanto maior o calor do módulo, menor é a 
tensão de saída. 
• A faixa de temperatura do módulo em 
operação determina a faixa de tensão na 
saída do módulo VPMP. A temperatura 
máxima do módulo Tcélula,máx determina a 
menor tensão de saída do módulo em 
operação VPMP,mín. A literatura 
recomenda usar um valor 30°C a 40°C 
acima da máxima ambiental do local, 
MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
5 – CONFIGURAÇÃO DO ARRANJO FOTOVOLTAICO COM O INVERSOR 
Figura 2: O arranjo fotovoltaico é uma conexão série-
paralela de módulos que precisa combinar com as 
características do inversor 
Figura 1: Curva característica V-P em diferentes temperaturas, gerada 
no software PV*SOL 
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MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
5 – CONFIGURAÇÃO DO ARRANJO FOTOVOLTAICO COM O INVERSOR 
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dependendo da ventilação dos módulos e 
da ocorrência de vento no local. 
• A temperatura mínima da célula em 
operação Tcélula,mín determina a tensão 
VPMP,máx. É a temperatura que o módulo 
alcança com um pouco de irradiação. 
• A terceira condição climática a ser 
considerada é a temperatura mínima do 
local da instalação Tambiente,mín. Ela causa 
a tensão máxima que o módulo produz, 
VOC,máx. 
O INPE oferece a busca por dados climáticos, mas 
geralmente prevalece o bom senso e a 
experiência na definição do trio das 
temperaturas. A tabela 1 lista valores que podem 
servir como referência. 
Tabela 1: Valores referenciais para a escolha das temperaturas 
características 
Fonte Tcélula,máx Tcélula,mín Tambiente,mín 
Alemanha 70°C 15°C -10°C 
Sistema Solarize 
(Rio de Janeiro – RJ) 
75°C 25°C +10°C 
 
A variação da corrente com a temperatura é 
desprezível e não costuma ser levada em 
consideração. 
4. Dados Características do 
Módulo 
Para efetuar o cálculo, buscamos os seguintes 
dados na ficha técnica do módulo: 
• Potência nominal Pmód,nom; 
• Corrente de curto circuito Imód,SC; 
• Tensão PMP nominal Vmód,PMP; 
• Tensão em circuito abertoVmód,OC; 
• Coeficiente da variação da tensão com a 
temperatura CoefV, comumente 
informado em % / °C ou % / K 
(observação: 1 K = 1 °C). 
Em seguida calculamos as tensões derivadas das 
temperaturas no local da instalação. As tensões 
informadas na ficha técnica foram medidas nas 
condições STC, sob 25°C (veja capítulo 3). A 
seguinte fórmula aplica o coeficiente da variação 
da tensão e a diferença da temperatura: 
Os valores derivados são: 
• Tensão máxima e circuito aberto 
Vmód,OC,máx 
• Tensão mínima e máxima em operação 
Vmód,PMP,mín e Vmód,MP,máx (obs.: usando a 
fórmula chegamos a um valor 
aproximado para Vmód,PMP, já que o valor 
exato pode ser determinado somente 
com um software de simulação). 
5. Dados Características do 
Inversor 
Na ficha técnica do inversor escolhido buscamos 
os seguintes dados: 
• Potência nominal Pinv,nom; 
• Potência máxima Pinv,máx; 
• Corrente máxima Iinv,máx; 
• Tensão máxima Vinv,máx; 
• Faixa de tensão de operação Vinv,PMP,mín e 
Vinv,PMP,máx. 
O objetivo é calcular a combinação entre os 
módulos e o inversor, portanto devemos buscar 
os valores da entrada do inversor, em c.c.. No 
entanto, a potência nominal pode ser informada 
na seção c.c. ou c.a., dependendo do fabricante. 
6. O Cálculo do Arranjo 
Fotovoltaico 
Depois de colher as informações básicas 
podemos agora mapear as características 
elétricas dos módulos com as do inversor 
Figura 3: O layout do arranjo fotovoltaico é determinado respeitando os 
limites do inversor 
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5 – CONFIGURAÇÃO DO ARRANJO FOTOVOLTAICO COM O INVERSOR 
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escolhido. Objetivo é definir o arranjo 
fotovoltaico, que é a associação de n séries 
fotovoltaicas (usamos a seguir o nome inglês, 
string) em paralelo, cada com m módulos 
conectados em série (figura 3). 
Importante: O arranjo precisa ser 
homogêneo, usando somente um modelo 
de módulo e o mesmo número de módulos 
em todos os strings. Casos onde isto não é 
possível serão analisados no próximo 
capítulo, que tratará também de 
sombreamento parcial. 
Pelas leis ôhmicas, a tensão resultante de cada 
string é o produto do número de módulos m com 
a tensão de cada módulo. A corrente resultante 
do arranjo é o produto do número de strings n 
com a corrente de cada string. 
O mapeamento é feito por condições 
independentes que, depois, são reunidas. 
 
(A) Número máximo de módulos por string, 
pela tensão máxima do inversor 
A primeira condição calcula o número máximo de 
módulos m por string que podemos conectar em 
série, respeitando a limitação do inversor. 
O número máximo de módulos por string mmáx é 
igual à tensão máxima da entrada do inversor 
Vinv,máx, dividida pela tensão máxima do módulo 
em circuito aberto Vmod,OC,máx. 
 
(B) Número máximo de módulos por string, 
pela tensão de operação 
A segunda condição calcula, quantos módulos 
podemos conectar em série, considerando agora 
o limite de tensão de operação do inversor: 
Esta condição é calculada independentemente 
de (A), mas como resultado deve valer o menor 
número dos dois, ainda arredondado para baixo. 
(C) Número mínimo de módulos por string, 
pela tensão de operação 
O inversor exige um número mínimo de módulos 
para trabalhar, que é calculado dividindo a tensão 
mínima do inversor pela tensão mínima do 
módulo, ambos em condição de operação: 
O número resultante deve ser arredondado para 
cima. 
(D) Número máximo de strings 
O número máximo de strings conectados em 
paralelo é calculada dividindo a corrente máxima 
de entrada do inversor pela corrente gerada 
pelos módulos em condições padrão: 
 
(E) Potência máxima 
O fabricante indica a potência máxima do arranjo 
fotovoltaico na ficha técnica, que determina 
número máximo total de módulos que devem ser 
conectados: 
A potência máxima é correlacionada ao fator de 
dimensionamento, que discutiremos em seguida, 
e não representa uma restrição crítica. 
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(F) Fator de dimensionamento 
O fator de dimensionamento expressa a relação 
da potência entre o arranjo fotovoltaico e o 
inversor e costuma ser informado em porcento. 
É comum superdimensionar o arranjo, já que a 
potência nominal dos módulos raramente é 
alcançada em clima tropical. 
Um FDI entre 100% e 120% é considerado 
conservador. Um FDI mais alto traz a vantagem 
de reduzir o investimento, mas acarreta um corte 
de produção em horas de alta irradiância. 
A figura 4 mostra este efeito: o sistema com FDI 
de 158% (linha azul) perde energia quando a 
potência máxima do inversor é alcançada. Já o 
sistema com FDI de 119% raramente alcança a 
potência máxima. 
Outra desvantagem de um alto FDI é o 
aquecimento da eletrônica de potência que pode 
reduzir a longevidade do inversor. Recomenda-se 
consultar o fabricante para assegurar as 
condições de garantia. 
Um FDI abaixo de 100% é aceitável quando não 
se encontra um inversor menor com potência 
adequada, algo frequente em sistemas muito 
pequenos. 
7. Verificação de Alternativas 
Depois de calcular as condições, podemos 
verificar alternativas do layout elétrico. Vamos 
usar um exemplo resumido para compreender 
este procedimento: 
• Pretendemos montar um sistema de 12 
kWp, usando 40 módulos de 300 Wp de 
um determinado modelo; 
• Um inversor de 10 kW seria adequado, 
levando em consideração um FDI de 
120%; 
• Usamos as fichas técnicas do módulo e do 
inversor para levantar os dados listados 
acima e calcular das condições listadas 
acima; 
• Com 40 módulos temos as seguintes 
alternativas de layout: 5 strings de 8 
módulos, 4 strings de 10 módulos ou 2 
strings de 20 módulos; 
• Testamos as alternativas contra as 
condições apresentadas no capítulo 
anterior para determinar quais delas são 
permitidas. 
• Em termos elétricos, é favorável 
aumentar o número de módulos por 
string para manter a corrente baixa. No 
entanto pode haver outros critérios da 
execução que nos levam a priorizar uma 
alternativa diferente. 
Se nenhuma das alternativas for viável, então é 
necessário mudar a escolha do equipamento e 
refazer o cálculo. Isso ocorre com certa 
frequência com inversores que apresentam uma 
faixa estreita de tensão. 
Se um determinado inversor, por exemplo, 
permitir somente 19 ou 20 módulos por string, 
então o número total de módulos deve ser 
divisível por 19 ou 20, e a área de montagem deve 
permitir a fixação deste número de módulos. 
Figura 4: Comparação entre um sistema com FDI de 119% (linha 
amarela) com um de 158% (linha azul), simulado no software PV*SOL 
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5 – CONFIGURAÇÃO DO ARRANJO FOTOVOLTAICO COM O INVERSOR 
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8. Uso da Planilha 
 Disponibilizamos no nosso site uma planilha 
(figura 5, acesse aqui) que efetua os cálculos 
apresentados neste capítulo e que contém um 
exemplo completo. A planilha serve para 
configurar projetos reais, ela não é meramente 
didática. 
Ela deve ser preenchida na seguinte sequência: 
1. Local da instalação; 
2. Dados do módulo: preencha os campos 
em azul. Os campos em cinza apresentam 
resultados intermediários e os em verde, 
resultados finais; 
3. Dados do inversor: procure os dados na 
ficha técnica; 
4. Após preencher os dados acima, o 
quadro “Cálculo” já apresenta as 
condições de mapeamento, com 
números mínimos e máximos de módulos 
e strings; 
5. Fator de dimensionamento: informe 
aqui o limite inferior e superior da faixa 
tolerada e da faixa ideal; 
6. Verificação de alternativas: preenche os 
campos“Nº de strings” e “Nº módulos 
por string” e observe o campo 
“Verificação” à direita, que testa a 
alternativa contra as condições no 
quadro “Cálculo” 
A planilha está com os campos todos abertos para 
que você possa verificar e, se for necessário, 
modificar as fórmulas. 
9. Outros tipos de inversores 
Apresentamos o cálculo para a tipologia chamada 
de “inversor string”, com apenas uma entrada. 
Há outras opções, cuja discussão detalhada 
extrapola o espaço do capítulo: 
• Inversores múlti-MPPT oferecem mais 
do que uma entrada, cada uma com seu 
seguidor de ponto de máxima potência 
SPMP (inglês MPPT). Neste caso, o 
cálculo deve ser repetido para cada 
entrada separadamente, cujas 
características podem ser diferentes. O 
fator de dimensionamento deve ser 
avaliado para cada entrada, e também 
para inversor como um todo; 
• A configuração de Microinversores, que 
atendem de um a quatro módulos, usa 
os mesmo cálculos apresentados acima; 
• Para sistemas com otimizadores de 
potência é necessário efetuar o cálculo 
para cada otimizador separadamente. 
Além disso, há regras para o número de 
otimizadores que podem ser conectados 
a cada entrada do inversor. Consulte a 
documentação do fabricante. 
10. Próximo Capítulo 
No presente capítulo tratamos de arranjos 
fotovoltaicos homogêneos. A realidade, no 
entanto, nos desafia com telhados complexos de 
várias águas e com objetos que causam 
sombreamento, atrapalhando a geração de 
energia. Estes desafios serão o tema do próximo 
capítulo. 
Acesse o manual completo aqui – é grátis! 
O autor, Hans Rauschmayer, é sócio-gerente da empresa Solarize Treinamentos 
Profissionais Ltda, onde montou a abrangente grade de capacitação. 
Reconhecido especialista em energia solar, ele já foi convidado para ensinar e 
palestrar em universidades, instituições, congressos nacionais e internacionais e 
vários programas de TV. Entre em contato pelo site www.solarize.com.br. 
 
Figura 5: A planilha de configuração 
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1. Introdução 
Conhecemos, nos capítulos anteriores do manual 
de energia solar, o projeto de um sistema solar 
como um todo e os principais componentes, 
módulos e inversores, e aprendemos como 
configurá-los conforme suas características 
elétricas. 
No presente capítulo abordaremos como tratar 
as dificuldades que a realidade nos impõe: 
sombreamento parcial de módulos ou outras 
formas de descasamento que impedem o 
perfeito aproveitamento da radiação solar. 
2. Visão Geral 
Descasamento (o termo em inglês “mismatch” é 
mais usado na prática) ocorre quando as 
características elétricas de módulos 
interconectados não são iguais. Possíveis causas 
são 
• Defeitos técnicos; 
• Diferentes modelos; 
• Insolação diferente devido a 
sombreamento parcial (veja figura 1) ou 
instalação em planos divergentes 
(consulte capítulo 3). 
3. O Efeito Elétrico do 
Descasamento 
Frequentemente se escuta que um módulo 
sombreado inibe a série inteira de módulos 
(string) de gerar energia, em analogia ao caso de 
um rádio com pilhas, das quais uma está 
esgotada. Essa comparação é simplista demais – 
no nosso caso precisamos analisar a curva 
característica do string. 
Vamos aproveitar o exemplo da figura 1. Do string 
que ocupa a metade da esquerda do telhado, 
quatro módulos recebem pleno sol e os outros 
têm algum sombreamento (o software informa 
valores entre 2% e 85%). 
A figura 2 retrata a curva característica do string 
no exato instante daquela imagem. 
• A curva azul (corrente versus tensão) 
evidencia que apenas parte dos módulos 
consegue gerar a corrente total de aprox. 
2,7 A, enquanto o restante é limitado a 
uma corrente de 0,8 A; 
• A curva preta (potência versus tensão) 
apresenta dois máximos locais, um com 
um pouco mais de 500 W e o outro pouco 
acima de 300 W. 
MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
6 – SOMBREAMENTO E OUTRAS FORMAS DE DESCASAMENTO 
Figura 1: Exemplo de sistema solar com sombreamento pela 
árvore numa manhã de inverno, modelado no software PV*SOL 
premium 
Figura 2: Curvas características geradas no software PV*SOL para a 
situação da figura 1, com sombreamento 
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6 – SOMBREAMENTO E OUTRAS FORMAS DE DESCASAMENTO 
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Se o inversor conectado ao string encontrar o 
ponto PMP1, então ele vai fornecer 500 W. 
Dependendo das condições, ele pode encontrar 
somente PMP2 e permanecer na geração de 300 
W. Ambos pontos não aproveitam a potência dos 
módulos por completo (veremos alternativas 
mais adiante). 
Já a figura 3 mostra a curva característica duas 
horas depois, quando todos os módulos se 
encontram sob pleno sol. As duas curvas são 
uniformes com somente um ponto de máxima 
potência, com mais de 2000 W. 
4. Diodos de Desvio 
O descasamento não somente causa perdas, ele 
também pode danificar módulos, devido à 
conexão em série das células: quando todas as 
células recebem a mesma radiação, elas 
produzem a mesma corrente. No momento em 
que uma célula é sombreada, ela deixa de 
produzir e vira resistência por onde passa a 
corrente gerada pelas outras células. 
Em consequência a célula aquece (efeito hot 
spot). Sem proteção, este aquecimento poderia 
até derreter a célula. Por isso, os módulos contam 
com diodos de desvio (by-pass), que conduzem a 
corrente reversa, tirando as células inoperantes 
do circuito. 
Normalmente, há três diodos de desvio por 
módulo, cada um protegendo duas fileiras do 
módulo. 
1. Sombreamento 
Vamos analisar o grande vilão, o sombreamento, 
começando pelo percurso do sol. 
1.1. Geometria solar 
A figura 4 mostra o percurso do sol para a latitude 
do Rio de Janeiro: 
• Durante o inverno, o sol nasce no 
Nordeste, passa pelo Norte, e se põe no 
Noroeste; 
• No verão, o percurso começa no Sudeste 
e termina no Sudoeste. O ápice chega ao 
zênite no solstício do verão (dia 21 de 
dezembro); 
• Ao longo do ano, o sol faz um percurso 
entre os dois apresentados na figura. 
Em latitudes menores (locais mais próximos ao 
equador), a altura do sol no inverno é maior e o 
sol do verão passa mais ao sul. Já em latitudes 
maiores, o sol do meio-dia fica mais baixo e mais 
ao norte, com uma variação maior entre nascer e 
pôr do sol. 
1.2. Sombra Distante 
Figura 3: Sombreamento pelo horizonte no diagrama e na 
modelagem 3D no software PV*SOL premium 
Objetos distantes da nossa planta solar afetam 
todos os módulos da mesma forma, num efeito 
Figura 1: Curvas características sem sombreamento 
Figura 2: O percurso solar nas estações do ano. 
Fonte: pacearquitetura.ning.com 
http://www.solarize.com.br/
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6 – SOMBREAMENTO E OUTRAS FORMAS DE DESCASAMENTO 
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liga/desliga. Eles são modelados como horizonte 
(figura 5). 
Um meio simples para analisar o horizonte é o 
aplicativo Sun Surveyor para smartfones que 
projeta a curva solar na imagem captada pela 
câmera. Publicamos um manual de uso do 
aplicativo no site. 
1.3. Sombreamento próximo 
Figura 4: Sombreamento pela antena parabólica 
Objetos próximos ao nosso arranjofotovoltaico 
causam sombra que afeta parte dos módulos e se 
“movimenta” pelos módulos conforme percurso 
solar diário e anual: 
• A sombra visível na figura 1 ocorre no dia 
21/06 às 9hs. Durante o verão, a casa 
deste exemplo fica fora da sombra da 
árvore; 
• Em contrapartida ocorre sombreamento 
pela antena parabólica durante os meses 
do verão (figura 6). 
1.4. Análise da Situação 
Figura 5: Frequência de sombreamento ao longo do ano 
(visualização PV*SOL premium) 
A visualização da sombra (figuras 1 e 6) ajuda a 
compreender causas do sombreamento, mas 
retrata apenas certos instantes. O cálculo do 
percentual das horas com sombra ao longo do 
ano (figura 7) é uma informação mais rica e ajuda 
ao projetista tomar decisões sobre a colocação 
dos módulos: 
• Neste exemplo, percebemos um alto 
percentual próximo à antena, indicando 
que deveríamos afastar os módulos dela 
(ou então remover a antena para outro 
lugar). 
• Pela sombra da árvore há outros valores 
elevados. Estes seriam os primeiros 
módulos a serem retirados se uma 
potência reduzida fosse suficiente para o 
cliente. 
2. Como Otimizar um Sistema 
com Descasamento 
O projetista deve reduzir as perdas por 
descasamento, pela seleção do módulo 
apropriado, a melhor instalação física dos 
módulos, a devida escolha da tecnologia do 
inversor e a adequada interligação do arranjo. 
2.1. Inversor String ou Multi-MPPT 
O inversor string recebe a energia de uma grande 
quantidade de módulos em cada entrada dele 
(chamado de SPMP ou MPPT, veja capítulos 4 e 5) 
e exige mais homogeneidade no subarranjo que é 
conectado a uma entrada: Use o mesmo modelo 
de módulos, todos com a mesma orientação 
geográfica e com a mesma inclinação. 
No entanto é possível dividir o arranjo e conectar 
partes com características diferentes em 
entradas separadas. No nosso exemplo é 
recomendável escolher um inversor com duas 
entradas, no mínimo, e separar os módulos do 
lado esquerdo, sombreados pela árvore, dos da 
direita, sombreados pela antena. 
Voltando à figura 2, da curva característica, é 
importante evitar que o inversor permaneça no 
Ponto de Máxima Potência inferior PMP2. 
http://www.solarize.com.br/
https://www.solarize.com.br/site_content/17-base-de-conhecimento/118-analise-do-sombreamento-com-o-aplicativo-sun-surveyor
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6 – SOMBREAMENTO E OUTRAS FORMAS DE DESCASAMENTO 
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Além disso, é deve-se escolher um inversor com 
otimização de sombreamento. Esta função 
percorre a curva característica (figura 2) de 
tempos em tempos com objetivo de identificar o 
maior ponto PMP existente (ex. Fronius Dynamic 
Peak Manager). 
2.2. Micro Inversores 
Figura 6: Monitoramento de sistema com micro inversores APS 
A figura 8 mostra o monitoramento de uma 
instalação com micro inversores, com a foto real 
à direita. Os números no gráfico à esquerda, e as 
barras cor laranja representam a energia gerada 
naquele instante (de manhã cedo – a foto foi 
tirada em outro momento). 
É visível que os módulos da fileira inferior sofrem 
com o sombreamento pela platibanda, 
especialmente os centrais, onde a platibanda é 
mais alta (o monitoramento retrata um momento 
de manhã, diferente da hora quando a foto foi 
tirada). 
Neste caso, os micro inversores foram vantajosos 
também por causa do espaço disponível no 
telhado: couberam módulos menores na fila 
inferior, e maiores, na superior. Outros dois 
módulos foram instalados na água oposta, não 
visíveis na foto. 
 
2.3. Inversores com Otimizadores 
de Potência 
Figura 7: Diagrama do inversor com otimizadores 
O inversor fotovoltaico comporta duas funções 
que podem ser separadas: o Seguidor do Ponto 
de Máxima Potência (SPMP, inglês Maximum 
Power Point Tracker MPPT). 
No conceito do inversor com otimizadores de 
potência (figura 9), o componente que une o 
SPMP e um conversor c.c. / c.c é instalado por 
baixo dos módulos. Já o inversor propriamente 
dito se limita à conversão de c.c. para c.a. 
Este conceito traz as mesmas vantagens do micro 
inversor em termos de melhor aproveitamento 
energético de cada módulo e monitoramento. Ele 
ganha ainda nos quesitos de manutenção, por 
concentrar o inversor num aparelho instalado em 
local abrigado, e na escalabilidade. 
3. Próximo Capítulo 
O próximo capítulo abordará a instalação elétrica. 
Vale reforçar que os capítulos não substituem um 
curso de capacitação profissional e literatura 
aprofundada, por causa da restrição neste 
espaço. 
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palestrar em universidades, instituições, congressos nacionais e internacionais e 
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1. Introdução 
Nos capítulos anteriores do manual de energia 
solar aprendemos como o projeto de um sistema 
solar conectado à rede é elaborado, e como são 
configurados os principais componentes, 
módulos e inversores. 
O presente capítulo trata do projeto elétrico, 
dividido em duas partes: o lado da corrente 
contínua, entre módulos e inversores, e o lado da 
corrente alternada, na conexão do inversor à 
rede predial e da concessionária. 
Em função da profundidade do tema e do espaço 
restrito aqui, recomendamos ao leitor 
acrescentar estudos de normas e literatura e 
capacitar-se num curso profissional para 
complementar o conhecimento. 
 
 
2. Conexão entre Gerador e 
Inversor 
A figura 1 apresenta o exemplo de um projeto de 
sistema fotovoltaico conectado à rede (SFCR). 
Este diagrama serve como guia para o presente 
capítulo. 
Iniciaremos a descrição com o lado da corrente 
contínua, entre os módulos e o inversor, 
lembrando que as características dos módulos e a 
configuração dos módulos em séries fotovoltaicas 
(usaremos em seguida o termo inglês string) já 
foram abordadas em capítulos anteriores. 
A norma que regulamenta o projeto ainda está 
em elaboração: ABNT NBR 16690 – Instalações 
Elétricas de Arranjos Fotovoltaicas. 
Na ausência de outra, utilizamos a versão 
distribuída para consulta pública em julho de 
2019 como base da seguinte descrição e a 
disponibilizamos na página do manual de energia 
solar. 
MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
7 – O PROJETO ELÉTRICO 
Figura 1: Diagrama exemplar de um projeto fotovoltaico conectado à rede. 
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7 – O PROJETO ELÉTRICO 
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2.1. Conectores Fotovoltaicos 
Módulos para sistemas conectados à rede já são 
equipados com conectores específicos para este 
fim. O modelo mais comum é chamado de MC4 
(figura 2). 
Os conectores foram projetados para conduzir a 
corrente durante muitos anosnas condições 
encontradas embaixo dos módulos (calor e 
chuva). 
Eles são polarizados e evitam acidente com curto 
circuito durante a instalação. Invista em alta 
qualidade! 
2.2. Cabo do String 
A figura 3 mostra a ligação de um string: os 
módulos são interconectados em série, usando 
diretamente os próprios conectores pré-
montados nos cabos dos módulos (repesentado 
pelas caixinhas verdes na figura; a norma 
proposta exige que os conectores interligados 
sejam do mesmo fabricante). 
Dois fios distintos levam o polo negativo e o 
positivo à caixa de junção – eles formam o cabo 
do string. Por serem expostos a intempéries e 
altas temperaturas, estes fios devem atender à 
norma ABNT NBR 16612:2017 (Cabos de potência 
para instalações fotovoltaicas). 
É importante evitar laços na fiação que possam 
aumentar a tensão induzida por uma descarga 
atmosférica próxima ao sistema. Por isso, o fio 
conectado ao último módulo percorre todo o 
arranjo paralelamente aos fios dos módulos (na 
figura, é o fio negativo). 
Observe que o cabo do string está energizado 
sempre que há incidência de luz nos módulos. 
Este fato implica em cuidados especiais durante a 
instalação e manutenção que serão abordados 
num capítulo mais à frente. 
2.3. Fusíveis 
Os fusíveis protegem os módulos do string, ao 
qual estão conectados, contra uma possível 
corrente reversa gerada pelos strings conectados 
em paralelo. Esta situação pode ocorrer no caso 
de um curto circuito entre o polo positivo e o 
negativo em algum ponto deste string. A 
consequência seria o aquecimento e potencial 
derretimento das células que recebem a corrente 
reversa. 
Os fusíveis devem ser específicos para sistemas 
fotovoltaicos, tipo gPV conforme norma IEC 
60269-6. A corrente nominal é indicada pelo 
fabricante do módulo – usar fusíveis com 
amperagem inferior não é recomendado, porque 
causa perdas em momentos de alta irradiância! 
 
Figura 2: Conectores fotovoltaicos tipo MC4, com crimpagem 
(acima) ou sem crimpagem (abaixo, marca Weidmüller PV-Stick) 
Figura 3: Cabeamento do string sem laço para redução de 
indução de surtos 
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7 – O PROJETO ELÉTRICO 
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Geralmente, fusíveis são necessários em arranjos 
com três ou mais strings em paralelo. Para 
entender isso, vamos ver um exemplo ilustrativo, 
usando valores comuns de módulos de 60 células. 
Considere a seguinte situação: 
• Corrente de curto circuito do módulo, 
conforme ficha técnica do módulo Imód,SC = 9 A; 
• Corrente reversa máxima do módulo 
Imód reversa max = 15 A; 
• Três strings conectados em paralelo; 
• No caso de curto circuito em um dos strings, a 
corrente gerada nos outros dois strings é igual 
a I = 2 x 9 A = 18 A. Esta corrente é superior à 
corrente reversa permitida de 15 A, o que 
indica a necessidade dos fusíveis. 
Diodos de bloqueio e disjuntores, que poderiam 
ser meios alternativos de proteção, não se 
mostraram confiáveis na prática. 
2.4. Dispositivo de Proteção contra 
Surtos (DPS) 
O dispositivo de proteção contra surtos (DPS) 
protege o inversor contra surtos ou descargas 
atmosféricas provindo do circuito fotovoltaico e 
evita que estes surtos sejam propagados à 
instalação predial por indução. 
O DPS deve ser do tipo fotovoltaico conforme 
norma EN 50539-11 (exemplo na figura 4). 
A tensão nominal do DPS deve ser superior à 
tensão máxima do string em circuito aberto 
(Vmód,OC,máx, veja capítulo 5). Quanto menor a 
diferença entre a tensão nominal do DPS e a do 
string, melhor será a proteção – o mercado 
oferece tensões de 600 V, 1000 V e 1500 V). 
2.5. Dispositivo Interruptor-
Seccionador 
O dispositivo interruptor-seccionador deve ser 
capaz de abrir o circuito sob plena carga na 
máxima corrente de falta (manobra de 
interrupção) e manter o circuito aberto de forma 
segura (seccionamento). 
Ele precisa ser aprovado pelo fabricante para 
operar em corrente contínua – jamais use 
componentes de corrente alternada! Verifique 
especificações adicionais na proposta da norma 
NBR 16690. 
2.6. Cabo do Arranjo Fotovoltaico 
Figura 3: Opções de isolamento para o cabo em corrente 
contínua (proposta NBR 16690) 
O cabo do arranjo fotovoltaico interliga a caixa de 
junção ao inversor. Por ser abrigado, ele não 
precisa ser um cabo fotovoltaico. No entanto, a 
proposta da norma 16690 exige duplo isolamento 
para cada polo (figura 5). 
A boa prática recomenda que a bitola dos fios em 
corrente contínua nunca seja inferior à dos 
módulos (usualmente cobre de 4 mm²) e que ela 
seja calculada para que a perda de potência seja 
inferior à 1% da potência nominal, tanto do lado 
c.c. quanto do lado c.a. 
Na página do manual de energia solar 
disponibilizamos uma planilha que calcula a bitola 
e a perda associada. 
 
Figura 2: DPS fotovoltaico da marca DEHN 
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2.7. Caixa de Junção e Localização 
dos Componentes 
Lembrando que o diagrama da figura 1 é 
exemplar, cabe ao projetista avaliar variantes 
dele e especificar o local da instalação de cada 
componente: 
• A caixa de junção (normalmente se usa o 
termo inglês stringbox), normalmente, é 
instalada do lado do inversor, o que 
facilita a verificação e manutenção; 
• Outra possibilidade é instalar o stringbox 
próximo aos módulos. Vantagem é a 
unificação dos cabos dos strings e uma 
melhor proteção da rede predial contra 
surtos; 
• Em certos casos é necessário duplicar o 
stringbox com parte dos componentes; 
• Em instalações com exigências elevadas 
de segurança pode ser necessário inserir 
um dispositivo que desenergize o cabo do 
arranjo em casos de emergência 
(seccionamento remoto ou redução 
automática da tensão por otimizadores 
de potência); 
Alguns inversores são produzidos com 
dispositivos embutidos, o que dispensa a 
duplicação deles dentro do stringbox. 
2.8. Separação entre Corrente 
Contínua e Corrente Alternada 
As normas NBR 5410 e NBR 16690 exigem que 
circuitos em corrente contínua e alternada 
devem ser separados. 
É ainda altamente recomendável sinalizar dutos e 
caixas de passagem de corrente contínua para 
evitar que algum técnico não capacitado os 
acesse e cause um acidente (veja sugestão na 
NBR 16690). 
 
3. Conexão do Inversor à Rede 
Predial 
A conexão do inversor à rede predial, a princípio, 
apresenta poucos detalhes que diferem de uma 
instalação comum. No entanto, ela representa 
uma modificação do projeto original do local da 
instalação e requer uma reconsideração das 
premissas consideradas durante a elaboração 
daquele projeto. 
Isto vale especialmente para locais de afluência 
de público (NBR 13570) ou com ambiente 
classificado. O projeto de energia solar deve ser 
elaborado seguindo todos os conceitos da 
engenharia. 
Seguimos com a descrição dos elementos 
apresentados na figura 1, agora do lado da 
corrente alternada. 
3.1. Caixa de Proteção 
A caixa de proteção contém um disjuntor, 
dimensionado de acordo com a corrente máxima 
de saída do inversor, e um DPS que protege o 
inversor contra surtos vindo da rede predial. 
3.2. Quadro de Distribuição 
No quadro onde ocorre a conexão do inversor à 
rede predial é acrescentado um disjuntor que 
desarma em casos de curto-circuito no inversor 
ou no cabo que leva a ele. 
A saída deste disjuntor é conectada ao 
barramento do quadro, por onde ele descarrega 
a energia gerada, alimentando as outras cargas. 
Em certos momentos, a geração pode superar o 
consumo destas cargas e o fluxo de energia no 
quadro inteiro pode ser invertido e até chegar a 
injetar energia na rede da concessionária, como 
vimos no primeirocapítulo. 
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3.3. Dispositivo de Proteção contra 
Surtos (DPS) 
O DPS do quadro geral protege toda a rede 
predial contra surtos ou descargas atmosféricas 
entrando pela rede da concessionária e pode 
tornar dispensável um DPS específico do inversor. 
3.4. Dispositivo Residual (DR) 
Os módulos fotovoltaicos apresentam um efeito 
capacitivo que aparenta ser uma fuga de corrente 
na amplitude de 10 mA por cada kWp de potência 
instalada (norma IEC 62109-2). 
Dispositivos Residuais (DR) instalados para 
proteger pessoas em caso de choque elétrico 
devem ter sensibilidade de 30 mA e podem 
desarmar, caso instalado no circuito do sistema 
solar, mesmo sem falha técnica. 
O circuito do inversor, neste caso, deve ser 
conectado separadamente dos outros circuitos 
protegidos por DR, e deve receber um DR com 
sensibilidade de 300 mA, que atua em casos de 
incêndio (IEC 62109-2). 
3.5. Cabo em corrente alternada 
O cabo em corrente alternada e os dutos devem 
ser dimensionados conforme NBR 5410. Boa 
prática é prever uma perda de potência abaixo de 
1% relativo à potência nominal. 
3.6. Balanceamento das fases 
A maioria dos inversores pequenos (até 5 .. 6 kW) 
tem saída monofásica em 220 V, com conexão 
entre fase e neutro ou entre duas fases, 
dependendo da rede local (veja exemplos na 
figura 6). Não há necessidade de gerar energia em 
todas as fases da rede predial. 
No caso da instalação com mais de um inversor, 
faz-se um balanceamento das fases, observando 
os limites impostos pela concessionária. Os 
inversores se ajustam automaticamente à 
sequência das fases. 
Inversores de potência maior são trifásicos e 
precisam de um transformador, caso a tensão de 
saída seja diferente da tensão da rede. 
3.7. Aterramento 
O sistema solar necessita de um aterramento 
sólido. Ele serve como referência para o inversor, 
é conectado aos DPS e é usado para aterrar a 
estrutura e as molduras dos módulos. 
Em muitos locais é necessário reforçar o 
aterramento presente. Ele deve ser interligado 
com o existente no barramento PEN. Somente em 
esquemas TT é admitido ter-se aterramentos 
separados para alimentação e 
equipotencialização. 
Figura 4: Exemplos de conexão de inversores à rede e balanceamento das fases 
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4. O Padrão de Entrada 
O padrão de entrada é definido pela 
concessionária local, que publica também uma 
norma para conexão de sistemas de geração 
distribuída à rede dela com base na 
Regulamentação Normativa da Aneel 482/2012 e 
na Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST. 
A concessionária não pode exigir uma atualização 
do padrão de entrada por causa da solicitação de 
conexão do sistema solar, a não ser que o padrão 
existente esteja fora dos padrões da época da 
conexão original da unidade ou que não seja 
possível substituir o medidor atual pelo modelo 
bidirecional. Este item merece avaliação 
criteriosa, já que a atualização do padrão de 
conexão pode ser custosa. 
Na microgeração, a concessionária não pode 
cobrar pela troca do medidor. Na minigeração, 
ela cobra o valor e pode ainda exigir diversos 
estudos e proteções adicionais. 
5. Proteção contra Raios e 
Surtos 
Um estudo de uma seguradora alemã aponta que 
28% dos danos em plantas solares são causadas 
por raios ou surtos. Considerando que a 
incidência de raios no Brasil supera a da 
Alemanha em grande parte do seu território 
(figura 7), podemos constatar que o tema 
extremamente relevante. 
Nosso sistema deve ser protegido tanto por raios 
e surtos entrando pelo arranjo fotovoltaico 
quanto pela rede da concessionária. A 
especificação depende da existência ou não de 
um Sistema de Proteção contra Raios e Surtos 
(SPDA) e da distância mantida dele. 
A abordagem excede o espaço disponível aqui. 
Acesse uma apresentação a respeito na página do 
manual de energia solar. 
6. Previsão 
Continuaremos a sequência de capítulos no 
próximo mês com a descrição do suporte dos 
módulos, que serve para fixá-los à cobertura. 
Acesse o manual completo com o material 
adicional aqui – é grátis! 
 
Figura 5: Densidade de raios nas regiões do Brasil, 
comparado com a Alemanha 
O autor, Hans Rauschmayer, é sócio-gerente da empresa Solarize Treinamentos 
Profissionais Ltda, onde montou a abrangente grade de capacitação. 
Reconhecido especialista em energia solar, ele já foi convidado para ensinar e 
palestrar em universidades, instituições, congressos nacionais e internacionais e 
vários programas de TV. Entre em contato pelo site www.solarize.com.br. 
 
http://www.solarize.com.br/
https://www.solarize.com.br/site-content/11-blog/288-manual-de-energia-solar-288
https://www.solarize.com.br/site-content/11-blog/288-manual-de-energia-solar-288
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R. Paschoal Carlos Magno, 57 20240-290 Rio de Janeiro RJ | contato@solarize.com.br | CNPJ 28.150.768/0001-60 
 
© Solarize Treinamentos Profissionais Ltda. - Todos direitos reservados 
1. Introdução 
Abordamos nos capítulos anteriores do manual 
de energia solar as questões elétricas do sistema 
fotovoltaico. Agora entraremos em questões 
mecânicas e estruturais: como fixar os módulos 
em estruturas de base de forma segura e durável. 
A discussão evidencia o fato de que o projeto 
fotovoltaico é multidisciplinar, requerendo 
conhecimento de várias áreas. 
Vale ressaltar que o trabalho na cobertura é tão 
importante quanto a instalação elétrica do 
projeto, porém exige muito mais do instalador 
por causa do desconforto de trabalhar sob o sol, 
do perigo de trabalhar em altura, e por causa do 
risco de infiltração com possíveis danos de alto 
prejuízo. Por isso é frequente ter nas equipes de 
instalação carpinteiros além de eletricistas. 
2. Estruturas de Base 
Já aprendemos que as células fotovoltaicas 
perdem eficiência com o aumento da 
temperatura (veja terceiro capítulo). Por isso é 
fundamental que os módulos possam dissipar o 
calor não somente pela frente, mas também por 
trás. 
Em consequência, os módulos nunca são 
colocados diretamente sobre telhas, mas sempre 
sobre uma estrutura que garanta a circulação do 
ar por baixo dos módulos, diferente de coletores 
para aquecimento solar. 
Os princípios para escolher a correta base de 
fixação são os seguintes: 
• Local da instalação: telhado inclinado, 
laje, solo ou fachada; 
• Forma da fixação, que o local permite; 
• Resistência estrutural da cobertura onde 
os módulos serão instalados 
• Montagem fixa ou com seguidor do sol; 
• Especificações do fabricante dos 
módulos. 
Em seguida mostraremos várias tipologias. 
3. Telhado inclinado 
A instalação de módulos em telhados inclinados 
ocorre paralela à cobertura. Procuramos a 
melhor face em relação à irradiação e ao 
sombreamento, respeitando preferências 
estéticas e funcionais do telhado. 
A instalação paralela ao telhado é leve, simples de 
executar e causa pouca carga de vento. Essas 
vantagens, junto à queda de preço dos módulos, 
fazem com que, hoje em dia, não se corrija mais 
a orientação ou inclinação da cobertura. 
As condições encontradas são simplesmente 
avaliadas num software fotovoltaico. Caso 
necessário, aumenta-se a potência do gerador. 
MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
8 – FIXAÇÃO DOS MÓDULOS EM ESTRUTURAS DE BASE 
Figura 1: Montagem de sistema solar em laje 
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MANUAL DEENERGIA SOLAR 
8 – FIXAÇÃO DOS MÓDULOS EM ESTRUTURAS DE BASE 
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3.1. Telhado de barro 
Figura 2: Componentes da estrutura de base para telhado de 
barro 
Em telhado de barro, a estrutura é fixada no 
madeiramento do telhado (figura 2): 
• Ganchos são fixados nos caibros, da 
forma que eles passem entre uma telha e 
outra. Ajustes laterais e de altura 
permitem a adequação da estrutura ao 
telhado; 
• Na parte superior do gancho entra o 
trilho. Aqui também há ajustes para 
adequar a distância dos trilhos à 
especificação dos módulos (veja a 
seguir); 
• Os grampos seguram o módulo no trilho: 
o grampo terminal é usado no início e no 
final de cada fileira, e o grampo 
intermediário, entre os módulos. 
O maior desafio na fixação em telhados de barro 
é a falta de padronização: o formato das telhas 
varia muito, o que dificulta não somente a 
instalação, mas também a reposição de telhas 
quebradas. 
Os sistemas de montagem oferecidos no mercado 
economizam tempo gasto e material empregado 
e otimizam as ferramentas necessárias. O 
material mais usado é alumínio para trilhos e 
grampos, e aço inoxidável, para ganchos e 
parafusos. É recomendável procurar um 
fabricante que ofereça consultoria para situações 
difíceis. 
Estruturas artesanais de material de qualidade 
inferior são menos eficientes e comprometem a 
durabilidade. 
3.2. Telhado ondulado 
Figura 3: Fixação com parafuso prisioneiro em telhado ondulado. 
Fonte: Solar Group 
Em telhado ondulado usam-se parafusos 
prisioneiros que atravessam as telhas e que são 
fixados na estrutura do telhado (figura 3). Os 
parafusos são oferecidos com diferentes tipos de 
roscas e pontas na parte inferior, para base de 
madeira e metal. 
O comprimento dos parafusos varia também e 
deve ser escolhido conforme a altura da 
ondulação das telhas. 
Na parte superior da rosca é fixado um adaptador 
fazendo a conexão com o trilho, que é o mesmo 
da telha de barro. Aliás, o sistema de parafusos 
pode ser aplicado também em telhados de barro. 
3.3. Telhado metálico 
 
Figura 4: Base em telhado metálico trapezoidal, pronta para receber os 
módulos. Fonte: TRITEC 
No caso de coberturas metálicas, a estrutura é 
fixada diretamente na telha, exigindo uma 
espessura mínima do metal de 0,5 mm (verifique 
no manual da estrutura!). Há opções com trilhos 
inteiros ou então com peças pequenas de apoio, 
como no exemplo da figura 4. 
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8 – FIXAÇÃO DOS MÓDULOS EM ESTRUTURAS DE BASE 
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A baixa inclinação deste tipo de telhado 
compromete a autolimpeza dos módulos e deve 
ser considerada no plano de manutenção. 
4. Laje 
Figura 6: Base para laje com dormentes de concreto como lastro. 
Fonte: Solar Group 
A instalação em laje requer uma base elevada. 
Como não é aconselhável perfurar a laje, usa-se 
lastro como ancoragem contra a força do vento 
(figura 5). 
Até poucos anos atrás, a inclinação e a orientação 
eram determinadas otimizando a geração de 
energia por cada módulo. Este conceito mudou 
na decorrência da redução do preço dos módulos. 
Hoje, a inclinação costuma variar entre 10° e 15°, 
minimizando assim a carga de vento sem abrir 
mão da autolimpeza. 
Seguindo o mesmo princípio, atualmente as 
fileiras são alinhadas com a laje, simplificando 
projeto e instalação e aproveitando melhor o 
espaço disponível. 
4.1. Distância entre Fileiras 
A distância entre as fileiras deve respeitar dois 
quesitos: 
(1) A movimentação dos técnicos durante a 
instalação e manutenção (mín. 50 cm). 
(2) O aproveitamento energético: havendo 
espaço sobressalente vamos distanciar mais as 
fileiras e evitar o sombreamento entre elas (veja 
figura 6 e capítulo 6). 
Em espaços apertados e quando o objetivo do 
cliente for gerar o máximo de energia, então será 
necessário aumentar o número das fileiras, 
mesmo que a sombra causa perdas nos meses do 
inverno. 
É essencial usar um software que permita 
experimentar de forma rápida alternativas, 
variando equipamento, conexão elétrica e 
configuração da montagem elevada (inclinação, 
orientação, altura, afastamento). 
4.2. Base Leste-Oeste 
Figura 7: A base Leste-Oeste aproveita melhor o espaço 
Já bastante popular na Europa, a base Leste-
Oeste começou a chegar ao Brasil. Ela aproveita 
melhor o espaço disponível, por economizar um 
corredor a cada duas fileiras. Outra vantagem é a 
proteção melhor do cabeamento contra 
eventuais intervenções por pessoas não 
capacitadas. 
No nosso país, próximo ao equador, esta base 
pode ser instalada em qualquer orientação. Use o 
software para simular o rendimento anual. 
Figura 5:Índice de sombreamento em módulos num projeto em laje, 
causado pela platibanda e pelas outras fileiras. 
Cálculo no software PV*SOL. 
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8 – FIXAÇÃO DOS MÓDULOS EM ESTRUTURAS DE BASE 
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Algumas bases, como a da figura 7, economizam 
material, mas devem ser homologadas pelo 
fabricante do módulo. 
Vale lembrar que os módulos de diferentes 
orientações não devem ser conectados juntos, 
como descrito no capítulo 6. 
5. Estruturas em Solo 
Figura 8: Planta fotovoltaica em solo 
Usinas fotovoltaicas de grande porte usam 
estruturas específicas que requerem estudos 
geológicos e máquinas especiais. A maioria delas 
usa mesas que seguem o percurso do sol ao longo 
do dia (seguidor/tracker). 
Em usinas de pequeno porte, como trabalhadas 
nesta série de capítulos, usam-se soluções mais 
simples, normalmente bases fixas com fundação 
de concreto. 
Neste caso, o layout das mesas é adequado ao 
layout elétrico, da forma que uma mesa 
comporte strings inteiros. 
6. Outras Estruturas 
6.1. Telhas fotovoltaicas 
Telhas fotovoltaicas têm gerado grandes 
expectativas por serem consideradas mais 
bonitas do que módulos comuns, em função de 
sua integração arquitetônica. No entanto, há 
várias desvantagens que comprometem a 
viabilidade: 
• O formato das telhas dificilmente é o 
mesmo do telhado existente e demanda 
uma reconstrução; 
• A reposição de telhas danificadas será 
restrita ao mesmo modelo e depende da 
existência do fornecedor; 
• Cada telha representa, em termos 
elétricos, um módulo e é equipado com 
dois conectores, aumentando assim os 
riscos de má conexão; 
• Mesmo com uma ventilação interna, as 
telhas esquentam mais do que os 
módulos comuns, causando perdas 
adicionais. O calor ainda é transferido à 
própria edificação, um efeito indesejado 
no nosso país tropical; 
• A manutenção e a simples limpeza das 
telhas requer técnicos capacitados. 
6.2. Estacionamento 
Para estacionamentos com cobertura 
fotovoltaica e carports (vagas individuais) 
existem no mercado estruturas específicas com 
vedação entre os módulos. Consulte os 
fabricantes para obter mais informações. 
6.3. Fachadas 
Fachadas podem receber módulos opacos, 
cobrindo muros, ou translúcidos, em substituição 
a vidros. Como a fachada recebe menos 
irradiação do que a cobertura, fica difícil viabilizar 
uma usina vertical somente pela energia gerada. 
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8 – FIXAÇÃO DOS MÓDULOS EM ESTRUTURAS DE BASE 
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O cálculo da viabilidade é diferente em casos de 
construções novas ou em retrofit de prédios: o 
custo adicional da função fotovoltaica, quando 
comparado com uma fachada comum, pode 
trazer um retorno financeiro interessante. 
Além disso ocorre uma valoração do prédio pelo 
aspecto de sustentabilidade.7. Projeto e Execução 
O objetivo da base é oferecer sustentação aos 
módulos pela vida útil deles, estimada em mais de 
25 anos. Esta responsabilidade justifica um 
planejamento detalhado do projeto que tornará 
a execução mais segura e rápida. 
7.1. Faixa para Fixação do Módulos 
O manual de instalação dos módulos especifica as 
condições da fixação deles, em especial a faixa 
permitida para fixação (fig. 10). Esta faixa precisa 
ser respeitada para assegurar a resistência física 
da instalação e para manter as condições de 
garantia – é frequente observar erros em fotos 
divulgadas pelos instaladores. 
7.2. Disposição no telhado 
A figura 9 mostra os princípios do projeto físico 
do arranjo fotovoltaico: 
• Os trilhos são montados paralelos às 
ripas; 
• Os pontos de apoio dos trilhos (ganchos 
ou parafusos) devem ser distribuídos 
conforme especificações do fabricante 
do sistema de base. A distância mínima 
depende, principalmente, da resistência 
do próprio trilho; 
• Emendas de trilhos precisam ser 
conectadas por junções, para evitar que a 
dilatação provoque danos nos módulos; 
• A distância vertical entre os trilhos deve 
respeitar as exigências do fabricante dos 
módulos em todas as fileiras (veja item 
anterior); 
• A distância entre os módulos e a 
cumeeira lateral deve ser igual nos dois 
lados. 
Na execução é extremamente importante alinhar 
o primeiro módulo com muito cuidado, já que 
todo o resto do arranjo será alinhado com ele. 
Uma pequena inclinação será multiplicada pelo 
Figura 10: Faixa para fixação do módulo 
Figura 9: Princípios da disposição do arranjo no telhado 
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8 – FIXAÇÃO DOS MÓDULOS EM ESTRUTURAS DE BASE 
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número de módulos na fileira e será visível a olho 
nu. A correção posterior causa um esforço 
enorme de retrabalho. 
7.3. Sequência da Execução 
Vários fatores determinam a melhor sequência 
da execução: 
• Acesso e movimentação dos técnicos, 
respeitando NR-35 (segurança de 
trabalho em altura) e NR-33 (espaços 
confinados). É proibido pisar nos 
módulos e deve-se tomar muito cuidado 
para não danificar os mesmos com os 
mosquetões do talabarte. 
• Içamento dos módulos: procure uma 
solução adequada, que pode ser 
içamento manual, com elevador ou 
usando um caminhão Munck; 
• Local da passagem dos cabos para dentro 
do telhado (sempre protegido por um 
duto resistente às intempéries); 
• Interligação dos módulos: o cabo de 
retorno do string (veja capítulo 7) é 
conduzido em paralelo à colocação dos 
módulos; 
• Equipotencialização: para o aterramento 
dos módulos existem soluções com 
chapinhas integradas à fixação ou usando 
os orifícios previstos no módulo. Consulte 
o fabricante sobre restrições; 
• O trilho também deve ser aterrado. 
7.4. Resistência da Cobertura 
O arranjo fotovoltaico impõe uma carga adicional 
à cobertura, pelo peso dos módulos (aprox. 12 
kg/m²), da base de montagem e do lastro (em 
caso de lajes). 
A força oposta ocorre durante ventanias, 
chamada de carga de vento. Esta é mínima em 
instalações paralelas ao telhado, mas 
considerável em montagens elevadas. 
Quem fornece a garantia de que a cobertura 
resiste a estas forças, é o engenheiro calculista. 
Ele emitirá uma Anotação de Responsabilidade 
Técnica (ART), indispensável quando há 
movimentação de pessoas por baixo da 
instalação. 
8. Manutenção 
A estrutura deve ser verificada em intervalos 
regulares por 
• Corrosão dos elementos de fixação; 
• Aperto adequado dos parafusos; 
• Equipotencialização; 
• Eventuais tensões entre a estrutura do 
arranjo e a estrutura da própria 
cobertura. 
9. Previsão 
No presente capítulo já mencionamos cuidados 
importantes a serem tomados na execução da 
instalação física. 
No próximo, veremos quais medições elétricas 
devem ser executadas durante a obra e no ato do 
comissionamento. Explicaremos também o 
processo de legalização do projeto na 
concessionária. 
Acesse o manual completo com o material 
adicional aqui – é grátis! 
 
 
 
O autor, Hans Rauschmayer, é sócio-gerente da empresa Solarize Treinamentos 
Profissionais Ltda, onde montou a abrangente grade de capacitação. 
Reconhecido especialista em energia solar, ele já foi convidado para ensinar e 
palestrar em universidades, instituições, congressos nacionais e internacionais e 
vários programas de TV. Entre em contato pelo site www.solarize.com.br. 
 
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https://www.solarize.com.br/site-content/11-blog/288-manual-de-energia-solar-288
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R. Paschoal Carlos Magno, 57 20240-290 Rio de Janeiro RJ | contato@solarize.com.br | CNPJ 28.150.768/0001-60 
 
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1. Introdução 
Figura 1: A sequência correta da montagem com medições 
assegura segurança e qualidade da instalação 
Depois de termos estudado, nos capítulos 
anteriores do manual de energia solar, os 
conceitos do projeto de um sistema solar 
conectado à rede, entraremos agora na parte 
prática. 
Há diversas características associadas a 
segurança e qualidade que fogem do 
conhecimento dos eletricistas prediais e exigem 
cuidados especiais: a sequência da montagem do 
sistema e as medições durante instalação e 
manutenção asseguram a segurança da equipe e 
preservam o local da instalação. 
Em seguida introduziremos algumas medições 
obrigatórias para o comissionamento do sistema. 
2. Perigos específicos de 
sistemas fotovoltaicos 
Eletricistas prediais estão acostumados com 
instalações em corrente alternada, dotados de 
um disjuntor que permite desenergizar o circuito 
inteiro a partir de um ponto único. 
No sistema fotovoltaico, a energia vem de duas 
fontes: 
• Da rede predial em corrente alternada, 
protegida por um disjuntor; 
• Dos módulos que fornecem tensão 
sempre que recebem irradiação, 
energizando assim o circuito em corrente 
contínua. 
Como está fora do nosso alcance desligar o sol, 
devemos aprender a trabalhar com um circuito 
energizado sem colocar nossa vida e a integridade 
do prédio em risco. 
A equipe deve ser treinada também na norma 
regulatória NR-10, que trata da segurança em 
instalações elétricas; 
2.1. O arco voltaico 
Figura 2: O arco voltaico atravessa o ar. Com corrente 
contínua, ele apaga somente com o afastamento dos polos 
ou com dispositivos construídos para este fim. 
Ao abrir um circuito sob carga, isto é, com 
passagem de corrente, ocorre um arco voltaico: a 
corrente consegue ultrapassar o ar (figura 2). Em 
corrente alternada, o arco é rapidamente 
apagado quando a tensão é zerada, o que ocorre 
120 vezes ao segundo considerando a frequência 
de rede de 60 Hz. 
MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
9 – INSTALAÇÃO SEGURA E COMISSIONAMENTO 
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MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
9 – INSTALAÇÃO SEGURA E COMISSIONAMENTO 
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Em corrente contínua, o arco fica estável até que 
os polos sejam afastados o suficiente para 
interromper a corrente ou ao acionar um 
dispositivo construído para este fim, como um 
disjuntor de corrente contínua. 
O arco danifica os contatos de ambos os lados, 
coloca em risco a saúde e a vida dos técnicos e 
pode causar um incêndio no local onde ocorre. 
Disponibilizamos no site o link para um vídeo que 
demonstra o efeito. Não deixe de apresentá-lo a 
todos os técnicos envolvidos na instalação ou 
manutenção! Em sistemas fotovoltaicos, 
trabalhamos com tensões superiores à do vídeo, 
chegando até 1.000 V em instalações pequenas e 
1.500 V em usinas.2.2. Carga em c.c. e sua interrupção 
A carga no circuito em c.c. ocorre em diferentes 
situações: 
1. Funcionamento normal: o inversor 
recebe a energia em c.c. e a injeta no 
circuito em c.a.; 
2. Conexão errada: um dos strings está com 
polaridade invertida; 
3. Diferença de potencial por defeito: um 
módulo está com defeito, da forma que o 
string ao qual pertence produz uma 
tensão inferior aos outros strings; 
4. Diferença de potencial por erro de 
projeto ou execução: um string contém 
menos módulos do que o outro 
conectado em paralelo; 
5. Falha de isolamento em algum ponto do 
circuito (incluindo curto circuito em DPS 
defeituoso). 
O desligamento correto do sistema solar começa 
com o disjuntor em c.a., o que leva o inversor a 
abrir o circuito primário. O dispositivo 
interruptor-seccionador isola o inversor do 
circuito c.c., mas não abre a conexão paralela 
entre strings: a carga nas situações 2 a 5 acima 
somente desaparecem ao cair da noite! 
É imprescindível verificar a ausência da corrente 
antes de abrir qualquer conexão em corrente 
contínua, seja conector MC4, conexão por 
parafuso em algum dispositivo ou remoção de 
um dispositivo (fusível, DPS)! Na dúvida, 
aguarde a noite! 
Como seria um procedimento seguro para a 
instalação do sistema solar? Durante a instalação 
devemos prevenir as situações de falha, e 
durante a manutenção precisamos detectá-las a 
fim de evitar acidentes. 
Figura 3: Exemplos de pontos do circuito onde pode ocorrer um arco voltaico 
http://www.solarize.com.br/
https://www.youtube.com/watch?v=hy5Xj6C32PI
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9 – INSTALAÇÃO SEGURA E COMISSIONAMENTO 
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3. Procedimento seguro da 
instalação 
A instalação física e elétrica do sistema solar é 
dividida em três partes, que podem ser 
executadas simultaneamente: 
• Circuito do string: a montagem dos 
módulos e a interligação dos mesmos; 
• Circuito da caixa de junção: do cabo do 
string até o inversor; 
• O circuito em corrente alternada, do 
inversor até o quadro de distribuição: a 
montagem deste circuito é bem 
conhecida e segue as regras normais; 
3.1. Montagem do circuito do string 
O circuito do string é conectado em simultâneo à 
montagem dos módulos: 
• O conector positivo de cada módulo é 
ligado ao negativo do módulo adjacente; 
• O cabo do retorno acompanha os de 
interligação, para reduzir eventuais 
surtos (veja capítulo 7); 
• O fio de equipotencialização (terra) 
também é conectado durante a 
montagem. A continuidade da mesma 
deve ser verificada durante a instalação. 
É importante deixar o conector de saída do string 
aberto para manter o cabo desenergizado que 
segue até a caixa de junção. Este conector deve 
ser de fácil acesso para concluir a instalação e 
para permitir abertura em casos de manutenção. 
 
Figura 4: Divisão do circuito durante a instalação 
Figura 5: Durante a montagem dos módulos, o circuito do string é conectado, deixando apenas o último 
conector aberto 
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3.2. Montagem do circuito da caixa 
de junção (string box) 
O circuito da caixa de junção, que começa com o 
fio descendo dos módulos e vai até o inversor, é 
montado em simultâneo com o circuito do string. 
Os fusíveis são removidos, evitando assim o 
paralelismo entre os strings, e o dispositivo 
interruptor-seccionador é aberto. 
3.3. Fechamento do último conector 
dos strings 
Depois de montar os três circuitos podemos 
então fechar o conector de saída de cada string e 
assim energizar o circuito da caixa de junção até 
a entrada dos porta-fusíveis. 
3.4. Verificação da polaridade 
O primeiro passo na verificação elétrica é a 
medição da polaridade, já que a polaridade 
invertida de apenas um dos strings causa um 
curto circuito com os outros conectados em 
paralelo e poderá ser aberto somente à noite. 
Técnicos sem prática de medição em c.c. devem 
ser bem treinados no uso correto do multímetro 
e no padrão de cores dos fios. 
3.5. Verificar a tensão do string em 
circuito aberto 
A tensão produzida por cada string é medida em 
simultâneo com a polaridade. Ela indica se o 
número correto de módulos foi efetivamente 
conectado, e se os strings são homogêneos entre 
si. 
Exemplo: 
• A ficha técnica do módulo informa a 
tensão nominal de circuito aberto UOC, 
módulo = 35 V – lembrando que ela é 
medida a 25 °C (condições STC, capítulo 
3); 
• A medição da tensão do string fornece 
UOC, string = 200 V; 
• O projeto elétrico indica que 6 módulos 
compõem o string; 
• Dividimos a tensão medida pelo número 
dos módulos e chegamos à tensão gerada 
por cada módulo: UOC, mod = 200 V / 6 = 
33,3 V 
Figura 6: O circuito da caixa de junção (string box) é montado em paralelo com o do string 
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MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
9 – INSTALAÇÃO SEGURA E COMISSIONAMENTO 
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• O resultado coincide com uma 
temperatura dos módulos pouco acima 
de 25 °C, o que pode ser verificado com 
um toque manual. Se a instalação 
estivesse errada, com 5 ou 7 módulos no 
string, então a tensão estaria 
significativamente diferente (mais 
adiante abordaremos o 
comissionamento, que exige uma 
medição mais precisa); 
• Portanto podemos concluir que o 
número de módulos no string está 
correta. 
A medição deve ser executada separadamente 
para cada string, e os resultados devem ficar 
dentro de uma faixa de 5%. 
3.6. Verificar a corrente do string 
em curto circuito 
Para aferir a corrente é necessário fechar um 
curto circuito no string. A forma mais simples com 
uso da caixa de junção é o seguinte 
procedimento: 
• Abra o dispositivo interruptor-
seccionador (abreviamos o termo em 
seguida).; 
• Interligue o polo positivo da seccionadora 
com o negativo; 
• Insira o fusível do primeiro string e feche 
o porta-fusível; 
• Feche a seccionadora 
• Meça a corrente; 
• Abra a seccionadora e o porta- fusível. 
Repita o procedimento para todos os strings. Os 
resultados devem ficar dentro de uma faixa de 
5%. É importante que a irradiância não mude 
entre uma medição e outra, e que não haja 
sombra nos módulos, já que a corrente oscila 
instantaneamente com a irradiância. 
Em instalações sem caixa de junção usa-se uma 
caixa de curto-circuito, como apresentada a 
figura 7, que contém um interruptor c.c., ao invés 
da seccionadora. Tome muito cuidado com 
acidentes por arcos voltaicos entre fios 
desencapados! 
3.7. Iniciar o inversor 
Depois de aferir todos os strings e corrigir 
eventuais erros podemos colocar os fusíveis, 
fechar a seccionadora e o disjuntor c.a. e iniciar o 
inversor. Estude o manual com cuidado e respeite 
a sequência correta dos passos de configuração. 
Figura 7: Exemplo de uma caixa de curto circuito 
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9 – INSTALAÇÃO SEGURA E COMISSIONAMENTO 
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4. Comissionamento 
O instalador do sistema solar é obrigado, pela 
norma ABNT NBR 16274:2014, a efetuar ensaios 
e entregar uma documentação ao cliente. Este 
comissionamento não deve ser confundido com 
aquele que a concessionária de energia efetua: 
ela se interessa somente por eventuais perigos 
para sua rede de distribuição e não com o 
funcionamento ou riscos fora do escopo dela. 
O desafio do comissionamento do sistema solar 
consiste na fonte: a irradiação é variável e com 
isso, a energia gerada. Nunca teremos certeza de 
que o sistema está realmente funcionando 
perfeitamente. 
O que podemos fazer é medir as grandezas 
climáticas junto às elétricas, e é isso que a norma 
exige. A seguir apresentamos os principais 
ensaios – estude a norma para complementar ainformação e acesse nosso mini curso sobre o 
tema no site. 
Todos os ensaios devem ser executados para 
cada string, e o resultado não pode ultrapassar 
uma faixa de 5% da média. 
4.1. Verificar a tensão conforme 
temperatura 
A tensão produzida pelo módulo depende da 
temperatura atual da célula. Portanto, devemos 
medir as duas grandezas simultaneamente. A 
seguinte fórmula calcula a tensão nominal de um 
string em determinada temperatura Vstring,OC,temp, 
usando 
• O número de módulos por string n; 
• A tensão de curto circuito nominal do 
módulo Vmód,OC; 
• A temperatura atual da célula T; 
• O coeficiente da variação da tensão com 
a temperatura CoefV; 
Confira também capítulos 3 e 5. Para medir a 
temperatura da célula, coloque um sensor com 
corte quadrado por baixo do módulo e o 
pressione contra a célula. 
4.2. Verificar a corrente conforme 
irradiância 
A corrente depende da irradiância e esta relação 
é linear na faixa superior da escala. Por isso, a 
norma exige um comissionamento em condições 
estáveis com irradiância acima de 700 W/m². 
Podemos usar a seguinte fórmula para calcular a 
corrente esperada Iirrad, a partir da 
• Corrente nominal do módulo Inom; e 
• Irradiância geral medida G 
4.3. Ensaiar o isolamento do circuito 
em c.c. 
A norma exige o ensaio do isolamento entre os 
polos e a terra, porque falhas podem causar 
acidentes ou incêndios. O próprio inversor ensaia 
o isolamento e deixa de iniciar quando detecta 
um problema. 
Figura 8: Equipamento profissional de comissionamento 
agiliza a medições e aumenta a precisão (exemplo Seaward 
Solar PV200) 
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9 – INSTALAÇÃO SEGURA E COMISSIONAMENTO 
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O ensaio é efetuado por um megômetro, que 
mede a resistência enquanto injeta uma tensão 
superior à do arranjo fotovoltaico (detalhes na 
norma). Se a tensão ficar próxima à tensão 
nominal do DPS, então este deve ser 
desconectado do circuito. 
4.4. Equipamento para 
comissionamento 
Um solarímetro com termômetro é essencial para 
efetuar os ensaios (figura 8 apresenta um 
exemplo à direita). Além disso, existem 
multímetros específicos que efetuam os 
principais ensaios de forma automática, recebem 
os dados do solarímetro e gravam os resultados 
na memória para posterior exportação ao 
computador. 
4.5. Planilhas de verificação 
Disponibilizamos no site duas planilhas que 
facilitam a verificação: 
• A primeira calcula tensão e corrente para 
o string de um determinado módulo a 
partir das medições de temperatura e 
irradiância, e compara as medições com 
o cálculo; 
• A segunda permite cadastrar as medições 
para vários strings e compara cada uma 
com a média, apontando desvios. 
Ambas planilhas, quando usadas em notebook, 
tablet ou até celular, podem ser preenchidas no 
ato do comissionamento. Erros são detectados na 
hora, permitindo um conserto imediato. 
Uma apresentação, também disponibilizada no 
site, detalha melhor os passos do 
comissionamento. 
5. Previsão 
O próximo capítulo abordará o dimensionamento 
adequado do sistema solar para um determinado 
cliente, levando em consideração a legislação 
brasileira e diversas modalidades de 
compensação remota. 
Acesse o manual completo com o material 
adicional aqui – é grátis! 
 
 
Comissionamento: aferição da medição de um string
Fabricante Jinko Configuração do string
Modelo JKM270PP-60 N° de módulos em série 6
Ficha técnica Valor Parâmetros climáticos medidos
P nom [Wp] 270 Irradiância [W/m²] 654
I SC [A] 9,09 Temperatura módulo [°C] 60
I MPP nom [A] 8,52
V MPP nom [V] 31,7 Medição fora de operação Medido Calculado Diferença Observação
V OC [V] 38,8 I SC [A] 6,0 5,9 0,9% ok
Coef V [%/°C] -0,30% V OC [V] 200 208,4 -4,0% ok
Preenche ou veri fique os campos em azul Medição em operação Medido Calculado Diferença Observação
Campos cinzas mostram resultados intermediários I MPP [A] 5,8 5,6 4,1% ok
Campos verdes apresentam resultados principais V MPP [V] 160 170,2 -6,0% diferença acima de 5%!
Parte do Manual de energia solar 
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Figura 9: Planilhas de comissionamento ajudam a detectar problemas no ato (acesse solarize.com.br) 
O autor, Hans Rauschmayer, é sócio-gerente da empresa Solarize Treinamentos 
Profissionais Ltda, onde montou a abrangente grade de capacitação. 
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1. Introdução 
Os nove capítulos que publicamos até agora no 
manual de energia solar ensinaram conteúdo 
técnico que tem validade no mundo inteiro, 
independentemente do local da instalação 
fotovoltaica. No presente capítulo, 
apresentaremos o dimensionamento do sistema 
solar baseado na regulamentação brasileira. 
No nosso país, o princípio da compensação da 
energia gerada na Geração Distribuída é o 
abatimento da energia consumida, um regime 
conhecido como net-metering. Não há venda da 
energia à concessionária. 
Esse regime, junto com a aplicação de taxas 
mínimas, determina o dimensionamento ideal de 
uma planta fotovoltaica para um determinado 
cliente. 
2. A Regulamentação Brasileira 
REN ANEEL 482/2012 
Em 17 de abril de 2012, a Agência Nacional de 
Energia Elétrica ANEEL publicou a Resolução 
Normativa Nº 482 que introduziu a Geração 
Distribuída no território brasileiro. Ela sofreu uma 
revisão em 2015 pela REN 687/2015, além de 
modificações redacionais que esclareceram 
algumas dúvidas. 
No momento da redação deste manual, a 
regulamentação está em outra revisão cujos 
resultados ainda estão em aberto. 
A ANEEL buscou regras simples, com objetivo de 
facilitar a disseminação da nova tecnologia. 
Temas fora da alçada da ANEEL, como taxação da 
energia gerada, não foram abordadas. 
MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
10 – DIMENSIONAMENTO E COMPENSAÇÃO DA ENERGIA GERADA 
 
Figura 1: Ilustração de algumas formas de compensação da energia. 
Fonte: Guia de Constituição de Cooperativas de Geração Distribuída Fotovoltaica, OCB 
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MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
10 – DIMENSIONAMENTO E COMPENSAÇÃO DA ENERGIA GERADA 
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A regulamentação inclui diversas fontes 
renováveis (solar, hídrica, eólica, biomassa) como 
também cogeração, considerada uma forma mais 
eficiente de geração elétrica. 
2.1. Princípios do Net-metering 
conforme REN 482 
Os princípios básicos definidos pela REN 
482/2012 são os seguintes: 
• A energia gerada abate o consumo da 
própria unidade; 
• A energia excedente é injetada na rede 
da concessionária e considerada 
emprestada à distribuidora. Em outro 
horário ela é devolvida ao cliente; 
• O faturamento mensal apura a energia 
consumida e injetada: a diferença 
positiva é cobrada; 
• O excedente mensal gera crédito que 
pode ser abatido em um dos meses 
subsequentes; 
• Os créditos podem ser transferidos para 
outras contas vinculadas – veremos este 
tema em seguida; 
• Outras cobranças na conta de energia, 
como o custo de disponibilidade ou da 
demanda contratada, não sãomodificadas. 
3. Faturamento do consumidor 
grupo B 
O grupo B reúne consumidores que recebem a 
energia em baixa tensão, por exemplo residências 
e pequenas empresas. Eles pagam uma tarifa 
única ao longo do dia (com exceção da Tarifa 
Branca, que é opcional e desvantajosa no caso da 
geração solar) e são faturados pelo consumo 
mensal. 
Para compreender como funciona o faturamento, 
vamos usar o exemplo da figura 2, que apresenta 
o fluxo de energia ao longo de um mês: 
• Neste mês, o sistema solar gerou 300 
kWh; 
• Desta energia, 180 kWh foram 
consumidas por aparelhos ligados 
simultaneamente, o chamado 
“autoconsumo”; 
• O restante da energia gerada, 120 kWh, 
foi injetada na rede da concessionária; 
• O consumo total dos aparelhos elétricos 
nesta unidade somou 500 kWh; 
• Deste consumo, 180 kWh foram 
fornecidos pelo sistema solar e o 
restante, 320 kWh, vieram da rede da 
concessionária (consumo bruto da rede); 
• A concessionária recebeu da unidade 120 
kWh em energia injetada e a devolveu em 
outro horário. Ela precisou, portanto, 
comprar 200 kWh de outras usinas para 
completar o fornecimento (consumo 
líquido da rede). 
• O consumo líquido da rede é faturado na 
conta do mês. 
Precisamos de três leituras para estabelecer 
todos os números do fluxo de energia: 
• A leitura do medidor de consumo; 
• A leitura do medidor de injeção; 
• A leitura do inversor. 
É importante que o proprietário do sistema 
compreenda esta lógica. Em especial, ele deve 
estar ciente que a conta de energia apresenta 
apenas parte das informações. 
3.1. O custo de disponibilidade 
Em meses com consumo muito baixo é cobrada 
uma taxa mínima, chamada “Custo de 
Disponibilidade”, no valor de 
Figura 2: Exemplo de fluxo de energia em um determinado mês 
http://www.solarize.com.br/
MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
10 – DIMENSIONAMENTO E COMPENSAÇÃO DA ENERGIA GERADA 
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• 30 kWh para ligações monofásicas; 
• 50 kWh para ligações bifásicas; 
• 100 kWh para ligações trifásicas. 
Esta taxa é aplicada para todos os consumidores 
do grupo B, independentemente de haver uma 
geração solar no local ou não. Com isso fica 
impossível zerar a conta com energia solar. 
3.2. Cálculo da fatura 
Tabela 1: Cálculo de fatura e crédito com aplicação do Custo de 
Disponibilidade em três meses exemplares 
A tabela 1 apresenta exemplos de três meses que 
ajudam a compreender melhor o cálculo do 
faturamento (presume-se que a unidade seja 
trifásica). 
Explicação: 
• O mês A apresenta o mês com o mesmo 
fluxo da figura 2 e consta na tabela para 
fins de comparação; 
• No mês B, o consumo líquido da rede 
ficou abaixo do custo de disponibilidade, 
e este é faturado pela concessionária. O 
proprietário da unidade ficou com um 
prejuízo de 70 kWh, energia que ele 
gerou e entregou à concessionária sem 
receber por ela; 
• No mês C, a geração superou o consumo 
bruto e gerou crédito de 40 kWh. Neste 
caso também há prejuízo pela cobrança 
do custo de disponibilidade. 
• O crédito será abatido em meses 
subsequentes que apresentam consumo 
líquido superior ao custo de 
disponibilidade, e até o limite deste 
custo. Após 60 meses, o crédito é 
perdido. 
4. Dimensionar o sistema solar 
para um consumidor do grupo B 
4.1. Analisar a conta do cliente 
Tabela 2: Exemplo para aplicação de duas abordagens para 
estipular a potência do sistema solar para um determinado cliente 
 Geração 
total 
Geração 
otimizada 
Consumo médio mensal [kWh] 733 733 
Custo de disponibilidade [kWh] 100 100 
Meta de geração mensal [kWh] 733 633 
Geração típica no local da instalação 
[kWh / kWp] 
120 120 
Potência do sistema solar [kWp] 6,1 5,3 
A tarefa do projetista consiste em dimensionar o 
sistema solar de forma adequada para cada 
cliente. 
Ponto de partida é a conta do cliente, devido aos 
princípios da REN 482/2012 explicados acima. 
Usamos o histórico de consumo ao longo dos 
últimos 12 meses, impresso na conta como base 
de cálculo, e formamos a média destes valores. 
A média mensal deve ser corrigida pela 
expectativa de aumento do consumo: é 
frequente que o cliente seja mais generoso no 
consumo a partir da instalação do sistema solar. 
Mas ele pode também prever mudanças de 
hábito que reduzam o consumo de energia. 
Recomendável é aproveitar o momento para 
efetuar medidas de eficiência energética, antes 
do dimensionamento do sistema solar. 
Em unidades novas, sem histórico deve-se 
estimar o futuro consumo a partir de unidades 
similares ou outros métodos da engenharia 
elétrica. 
4.2. Estipular a meta de geração 
Quanta energia deve ser gerada pelo futuro 
sistema solar? A abordagem simples toma como 
meta de geração a média mensal de consumo, 
corrigido pela expectativa de sua variação. 
 Mês A Mês B Mês C 
Energia injetada 120 kWh 150 kWh 240 kWh 
Consumo bruto da rede 320 kWh 180 kWh 200 kWh 
Consumo líquido da rede 200 kWh 30 kWh -40 kWh 
Fatura 200 kWh 100 kWh 100 kWh 
Prejuízo 0 kWh 70 kWh 100 kWh 
Crédito 0 kWh 0 kWh 40 kWh 
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10 – DIMENSIONAMENTO E COMPENSAÇÃO DA ENERGIA GERADA 
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Se quisermos evitar o prejuízo induzido pelo 
custo de disponibilidade, então devemos reduzir 
a média mensal pelo custo de disponibilidade 
para chegar à meta da geração, representado 
pela coluna “Geração otimizada” na tabela 2. 
Os dois cálculos representam o limite inferior e 
superior de um sistema bem adaptado ao cliente. 
4.3. Aplicar a geração típica 
No último passo dividimos a meta de geração pela 
geração típica para chegar à potência do futuro 
sistema solar. 
A geração típica é obtida mediante simulação de 
um sistema de 1kWp em softwares ou aplicativos 
e representa a quantidade de energia gerada por 
este sistema na região da futura instalação. 
Como nós efetuaremos o cálculo inverso em 
seguida, podemos usar neste passo um valor 
aproximado. Com isso, é possível executar todo 
o cálculo acima rapidamente na cabeça. 
4.4. Projetar o sistema solar 
O cálculo anterior usou premissas simplificadas 
para chegar a uma faixa de potência interessante. 
Agora chegou a hora de projetar o sistema real, 
ocupando parte da cobertura ou do terreno do 
cliente, como abordado nos capítulos anteriores. 
É possível que a área disponível não seja 
suficiente para o sistema ideal e nos força a 
restringir a potência ou a procurar soluções de 
geração remota. 
4.5. Verificar o dimensionamento 
O cálculo inverso vai mostrar se a potência 
projetada realmente é adequada. Quem traz a 
resposta é um software de simulação, que calcula 
o sistema projetado com todos os detalhes de 
sombreamento e das perdas envolvidas. Ele traz 
a estimativa da futura geração (figura 3). 
 Aplicando a tarifa, chega-se à futura conta de 
energia que o cliente pagará. A figura 3 mostra o 
resultado para um sistema projetado conforme a 
regra “geração total” na tabela 2, com potência 
de 5,9 kWp. A curva azul representa a conta atual, 
e a amarela, após a instalação do sistema solar. 
Na curva amarela fica evidente que o cliente 
pagará o custo de disponibilidade em todos os 
meses do ano. Neste caso, o software estima um 
prejuízo acumulado de 8%, aproximadamente um 
mês de geração solar. 
A aplicação das regras para a geração otimizada 
(compare tabela 2) resulta em um sistema de 4,8 
kWp, cujas contas de energia são apresentadas 
na figura 5. Neste caso, o prejuízo com custo de 
disponibilidade ocorre em apenas quatro meses e 
cai para 2,7% da geração. Consequentemente há 
melhora no retorno de investimento. 
Repare que a potência dos dois sistemas 
simulados ficou abaixo dos valores inicialmente 
estipulados na tabela 2. A razão disso é que a 
média mensal usada no cálculo inicial não 
representa perfeitamente o comportamento do 
cálculomês a mês. 
Figura 5: Consumo (barras cinzas) e geração simulada (barras 
amarelas) a cada mês. Diagrama do software PV*SOL. 
Figura 3: Comparação da conta de energia atual (azul) e posterior à 
instalação do sistema solar (amarelo) no software PV*SOL. 
Figura 4: Comparação entre conta atual e com energia solar, para 
um sistema projetado para geração otimizada 
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4.6. Otimizar o dimensionamento 
A escolha entre um sistema com potência menor 
ou maior deve levar em consideração os objetivos 
do cliente: 
• se ele preferir pagar um valor mensal 
fixo, então o sistema deve ser 
superdimensionado; 
• Se ele preferir um retorno financeiro 
melhor, o sistema deve ser otimizado 
para baixo. 
A disponibilidade financeira do cliente pode ser 
outra restrição. 
4.7. Limite conforme demanda 
disponibilizada 
Quando uma unidade de consumo é conectada à 
rede elétrica, o proprietário informa à 
distribuidora qual demanda máxima ele precisa. 
Esta usa a informação no planejamento da rede 
de distribuição e no dimensionamento do ramal 
de conexão. 
O sistema solar não pode superar a demanda 
máxima para garantir o escoamento da energia. 
Nesta comparação, a potência da planta solar é o 
menor valor entre a soma da potência dos 
módulos e a soma da potência dos inversores. 
O disjuntor geral da unidade, junto com a norma 
da concessionária, permite determinar a 
demanda máxima. Se desejar instalar um sistema 
maior será necessário solicitar um aumento de 
carga à concessionária. 
5. Dimensionar o sistema solar 
para um consumidor do grupo A 
Consumidores do grupo A recebem energia em 
média tensão. A fatura deles é dividida em 
diversas rubricas. Segue uma abordagem 
resumida, sem entrar nos detalhes e nas 
diferentes opções: 
• O consumo é separado pelo horário de 
Ponta e Fora de Ponta, aplicando tarifas 
diferentes; 
• A demanda contratada é cobrada 
mensalmente com um valor fixo, 
independentemente do consumo 
ocorrido; 
• Há ainda multas por demanda acima da 
contratada e por excesso de energia 
reativa. 
A abordagem simples segue o cálculo 
apresentado na tabela 2. Usamos o consumo no 
horário Fora de Ponta e desconsideramos o 
custo de disponibilidade. 
A demanda contratada limita a potência do 
sistema solar e faz com que o sistema solar, em 
quase todos os casos, gere apenas uma parte do 
consumo. A razão disso é simples: o sol não gera 
energia com 100% da potência de 8 às 18 hs, 
muito menos à noite. 
A avaliação de opções como aumento da 
demanda contratada ou compensação do 
consumo em horário de Ponta extrapolam a 
abrangência deste capítulo. 
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10 – DIMENSIONAMENTO E COMPENSAÇÃO DA ENERGIA GERADA 
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6. Compensação remota 
Figura 6: Ilustração da compensação remota. 
Fonte: Guia de Constituição de Cooperativas de GD 
A compensação local é a forma mais simples: o 
sistema solar é instalado na própria unidade de 
consumo. Neste caso, aplicam-se as regras 
descritas anteriormente. 
No entanto, a regulamentação permitiu diversas 
formas de compensação remota, onde o 
excedente da energia na unidade de geração é 
transferido para outras unidades. A compensação 
é efetuada de forma contábil e é restrita à mesma 
área de concessão. 
Todas as formas de compensação remota têm em 
comum a transferência em kWh, independente 
da tarifa da origem e do destino. É possível que a 
reforma da REN 482 em curso, mude este 
princípio e abata um percentual como 
contribuição para a rede de distribuição. 
6.1. Autoconsumo remoto 
O excedente da energia gerada pode ser 
transferido para uma outra unidade do mesmo 
titular. Se for pessoa física, então as duas contas 
devem estar cadastradas no mesmo CPF. No caso 
da pessoa jurídica é permitida a transferência 
entre diferentes filiais (CNPJ idêntico antes da 
barra). 
Na unidade de origem, se for do grupo B, é 
cobrado o custo de disponibilidade. Na unidade 
receptora, também, se o consumo líquido ficar 
abaixo deste valor. 
O excedente pode ser transferido até para mais 
do que uma unidade. Neste caso, o proprietário 
declara à concessionária o percentual que cada 
unidade deve receber. 
Eventuais créditos permanecem na respectiva 
unidade receptora. 
6.2. Geração compartilhada 
Grupos de empresas podem formar um consórcio 
e construir uma usina em conjunto. No contrato 
é definido o percentual de energia que cada 
consorciado recebe. 
Regras similares permitem a geração 
compartilhada para condomínios (múltiplas 
unidades de consumo) ou cooperativas. Acesse 
através do site www.solarize.com.br o Guia de 
Constituição de Cooperativas de Geração 
Distribuída Fotovoltaica, disponibilizado pelo 
OCB. 
7. Retorno financeiro 
Se quisermos calcular o retorno financeiro do 
sistema solar, precisamos valorar a energia 
gerada conforme o fluxo apresentado na figura 2. 
7.1. Autoconsumo 
O autoconsumo simplesmente abate o consumo 
e é valorado pela tarifa de consumo. 
As faixas progressivas de ICMS, instituídas na 
maioria dos estados brasileiros, podem trazer um 
ganho adicional ao proprietário, já que o 
consumo bruto dele é reduzido. Isso vale também 
para a bandeira tarifária. 
A cobrança da taxa de iluminação pública traz 
outro ganho em municípios onde ela é cobrada 
conforme consumo mensal. 
7.2. Energia injetada 
Na visão da Aneel, a energia injetada deve ser 
devolvida em outro horário, abatendo o consumo 
da unidade. Nesta perspectiva, ela é valorada 
também com a tarifa de consumo. 
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A legislação sobre ICMS, que é da alçada estadual, 
não seguiu completamente este conceito. 
Infelizmente, ela deixa dúvidas, o que levou as 
concessionárias a aplicar regras não uniformes. 
Algumas retêm ICMS sobre a em energia injetada, 
referente à tarifa de uso do sistema de 
distribuição, TUSD. 
Antes de realizar um projeto, pesquise a forma de 
taxação que a concessionária do cliente aplica, 
especialmente quando se trata de potências 
maiores ou de geração remota. 
8. Modelos de Negócio 
A construção e a operação da planta solar não 
precisam, necessariamente, serem executadas 
pelo cliente em propriedades dele. Além da 
venda do equipamento há modalidades de 
locação do equipamento, do local da instalação e 
de locação virtual de partes de uma usina maior. 
Todos os modelos exigem muita atenção para a 
correta contratação em consideração à legislação 
fora do setor elétrico, evitando conflitos com o 
monopólio da distribuidora local. Oferecemos um 
curso que apresenta diversos modelos de 
negócios com suas particularidades. Acesse nossa 
agenda de cursos para saber mais. 
 
 
 
 
 
 
9. Previsão 
Mencionamos em diferentes itens dos capítulos 
softwares de simulação e mostramos resultados 
dos cálculos. Eles realmente são fundamentais 
para elaborar um projeto tecnicamente 
impecável, para calcular o retorno financeiro com 
segurança e para efetuar vendas de forma 
eficiente. Este será o tema do próximo capítulo. 
Acesse o manual completo com o material 
adicional aqui – é grátis! 
 
 
O autor, Hans Rauschmayer, é sócio-gerente da empresa Solarize Treinamentos 
Profissionais Ltda, onde montou a abrangente grade de capacitação. 
Reconhecido especialista em energia solar, ele já foi convidado para ensinar e 
palestrar em universidades, instituições, congressos nacionais e internacionais e 
vários programasde TV. Entre em contato pelo site www.solarize.com.br. 
 
http://www.solarize.com.br/
https://www.solarize.com.br/cursos-e-eventos
https://www.solarize.com.br/site-content/11-blog/288-manual-de-energia-solar-288
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R. Paschoal Carlos Magno, 57 20240-290 Rio de Janeiro RJ | contato@solarize.com.br | CNPJ 28.150.768/0001-60 
 
© Solarize Treinamentos Profissionais Ltda. - Todos direitos reservados 
1. Introdução 
O tema do presente capítulo do manual de 
energia solar serão softwares de planejamento e 
simulação de projetos fotovoltaicos. Eles são 
fundamentais para elaborar um projeto 
tecnicamente impecável, para calcular o retorno 
financeiro com segurança e para efetuar vendas 
de forma eficiente, como já vimos em outros 
capítulos. 
2. Requisitos ao Software 
Fotovoltaico 
A engenharia de software, formação original do 
autor deste manual, ensina que se deve iniciar a 
escolha de um software pela análise dos 
requisitos. Em seguida, é preciso priorizar as 
demandas para então escolher uma solução. 
2.1. O Fluxo de Trabalho 
O segundo capítulo apresentou o passo-a-passo 
da elaboração de um projeto fotovoltaico 
conectado à rede (figura 1, disponível no site 
www.solarize.com.br). 
As etapas principais são 
1. A análise das informações que embasam 
o projeto; 
2. A elaboração do projeto técnico; 
3. O cálculo do retorno do investimento 
(custo / benefício). 
O resultado do terceiro passo pode levar a uma 
revisão do projeto, por questões técnicas ou 
financeiras. O software ideal conduz o projetista 
no fluxo natural do seu trabalho, ao mesmo 
tempo que oferece flexibilidade conforme o tipo 
do projeto e o perfil do usuário. 
MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
11 – SOFTWARES DE PLANEJAMENTO E SIMULAÇÃO PARA PROJETOS 
FOTOVOLTAICOS 
 
 
Figura 1: As etapas da elaboração do projeto fotovoltaico 
https://www.solarize.com.br/site-content/17-base-de-conhecimento/288-manual-de-energia-solar-288
https://www.solarize.com.br/site-content/17-base-de-conhecimento/288-manual-de-energia-solar-288
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11 - SOFTWARES DE PLANEJAMENTO E SIMULAÇÃO 
PARA PROJETOS FOTOVOLTAICOS 
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2.2. Os Diferentes Atores 
Cada ator envolvido no projeto tem interesses 
próprios, com demandas de informações, que 
devem ser atendidas pelo software (figura 2). 
Vamos entender os principais. 
2.2.1. O Vendedor 
O vendedor recolhe as informações do cliente e 
elabora um projeto primário que precisa ter o 
detalhamento suficiente para garantir a 
viabilidade técnica e calcular o retorno do 
investimento. Com esta informações, ele prepara 
uma proposta para iniciar as negociações com o 
cliente. 
Na realidade brasileira, o processo da venda é 
muito mais importante do que os processos 
técnicos, por causa da baixa taxa de conversão: o 
estudo da empresa Greener sobre o mercado de 
geração distribuída relata que apenas 7% dos 
projetos viram contrato. 
Com isso, a qualidade da proposta é fundamental 
para aumentar as vendas, e a agilidade na 
elaboração reduz o tempo que, possivelmente, 
não será remunerado. Ambas são questões onde 
um software pode ajudar muito. 
2.2.2. O Projetista 
O projetista recebe o projeto primário do 
vendedor e o detalha com objetivo de aprimorar 
questões técnicas e financeiras. 
Ele produz listas de materiais e diagramas 
técnicos para planejamento, aprovação e 
execução do projeto. 
2.2.3. O Cliente 
O cliente tem vários papéis neste processo, que 
podem ser acumulados: 
• No papel de investidor, ele compara o 
rendimento do sistema solar com outras 
aplicações financeiras; 
• Sendo proprietário do local da instalação, 
ele se preocupa com a estética e 
segurança da instalação; 
• No caso de uma empresa pode haver 
outros interesses, como marketing verde 
ou proteção contra aumentos da tarifa. 
O software ideal oferece diversidade de 
informações técnicas e financeiras, que serão 
utilizadas de acordo com o perfil de interesse do 
cliente 
2.2.4. A Distribuidora de Energia 
A distribuidora espera receber a documentação 
padronizada conforme normas próprias e da 
ANEEL, para então aprovar o projeto. 
Figura 2: O projeto fotovoltaico visto por diferentes atores 
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11 - SOFTWARES DE PLANEJAMENTO E SIMULAÇÃO 
PARA PROJETOS FOTOVOLTAICOS 
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2.2.5. Instituições 
Outras instituições recebem a documentação do 
projeto, conforme o caso: 
• Conselhos de engenharia ou de técnicos; 
• Bancos ou investidores; 
• Seguradoras; 
• Instituições públicas, como por exemplo 
órgãos ambientais, EPE (Empresa de 
Pesquisa Energética, no caso de leilões de 
usinas), órgãos de preservação de 
patrimônio histórico, etc. 
2.3. Escopo do projeto 
Podemos diferenciar as seguintes categorias de 
projetos (figura 3): 
2.3.1. Projetos de Pequeno Porte 
Projetos residenciais ou comerciais de pequeno 
porte devem priorizar a venda individualizada ao 
cliente, com propostas bonitas. A margem de 
lucro, geralmente reduzida, exige que o processo 
de venda e instalação seja eficiente. 
2.3.2. Prédios Comerciais 
Projetos em prédios comerciais costumam 
apresentar uma série de exigências técnicas: 
coberturas repletas de obstáculos (casa de 
máquinas, caixas d´água, aparelhos de ar 
condicionado, ...) e uma maior complexidade na 
conexão elétrica. O software ideal permite um 
trabalho interativo com grande flexibilidade. 
Este tipo de cliente exige também um cálculo do 
rendimento mais apurado. 
2.3.3. Usinas em Solo 
No caso de usinas em solo, o projeto técnico é 
modular e repetitivo. Podemos diferenciar ainda 
usinas de grande porte, que usam rastreadores 
(tracking), de usinas menores, com aplicação de 
tecnologias mais simples. 
O financiador destas usinas deseja receber 
informações detalhadas e altamente confiáveis, e 
as insere nas próprias planilhas financeiras. 
2.4. Questões Técnicas 
2.4.1. Cálculo Confiável 
Pelo ponto de vista do investidor, a questão 
fundamental é a confiabilidade dos resultados. 
Um software com reputação internacional ganha 
pontos na avaliação. 
2.4.2. Dados Meteorológicos Detalhados 
Os dados meteorológicos formam a entrada 
principal dos algoritmos de simulação. O formato 
padrão se chama TMY (typical metereological 
year), em detalhamento horário. 
Este detalhamento é essencial para simular o 
sistema fotovoltaico, porque a eficiência dos 
componentes varia conforme irradiação e 
temperatura momentânea, e porque as perdas 
dependem da potência gerada a cada instante. 
Há empresas internacionais que fornecem séries 
de dados a partir de medições de solo e por 
satélite (ex. Meteonorm). As fontes brasileiras, do 
atlas solarimétrico, infelizmente não são 
Figura 3: Projetos de portes diferentes apresentam características diferenciadas 
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PARA PROJETOS FOTOVOLTAICOS 
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fornecidas na resolução horária, mas por médias 
mensais. 
2.4.3. Flexibilidade da Configuração dos 
Inversores 
O software deve providenciar as regras 
específicas para inversores string, micro 
inversores e otimizadores de potência. 
A associação dos módulos a inversores deve ser 
resultado da modelagem 3D. 
Já o projetista deve ter a liberdade total na 
configuração: juntar módulos de diferentes 
prédios, modificar limites de configuração (ex. 
fator de dimensionamento, veja capítulo 5) e 
definir a sequência dos strings (figura 4). 
Telhados em arco são um exemplo onde pode ser 
necessário juntar módulos de diferentes 
inclinações no mesmo string. O software deve 
calcular asperdas causadas no descasamento, o 
que é possível somente com dados climáticos 
detalhados. 
2.4.4. Tratamento Diferenciado da Sombra 
por Objetos Próximos e Distantes 
Objetos distantes como, por exemplo, morros 
causam um efeito “liga/desliga” no arranjo 
fotovoltaico inteiro. Eles representam o 
horizonte do cenário. 
Objetos próximos, como prédios, árvores ou 
antenas, projetam uma sombra que parece andar 
por cima do arranjo. A cada momento, a sombra 
atinge outras partes dos módulos. 
As duas formas causam efeitos elétricos 
diferentes, o que exige uma modelagem 
diferente no software. 
3. Comparação de Softwares 
Mais Utilizados 
Nos últimos anos foram desenvolvidos muitos 
softwares fotovoltaicos. A seguir analisaremos as 
características dos mais populares no Brasil. 
Nenhum software é perfeito - recomendamos 
priorizar pelo tipo de projeto mais utilizado e 
testar o programa antes de efetuar a compra. 
Figura 4: Exemplo de uma instalação comercial, onde o projetista definiu a configuração dos módulos de forma semi-
automática (PV*SOL premium) 
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11 - SOFTWARES DE PLANEJAMENTO E SIMULAÇÃO 
PARA PROJETOS FOTOVOLTAICOS 
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3.1. PVSyst 
PVSyst é o programa clássico para usinas de 
grande porte. Parâmetros específicos permitem 
aos especialistas modelarem detalhes que são 
importantes para esta categoria de projetos. 
PVSyst permite também analisar sombreamento 
em instalações com tracking (rastreamento, 
figura 5). 
A interface do usuário é antiquada e pouco 
amigável e não foi traduzido para português. A 
modelagem em 3D não é intuitiva, o que restringe 
o uso do software a especialistas. PVSyst não 
oferece uma análise financeira do projeto. 
Os dados meteorológicos são horários e 
fornecidos pela empresa Meteonorm, mas é 
possível importar outras fontes. O programa 
consegue até gerar dados em minuto para 
simular sombreamento com mais precisão. 
3.2. Solergo 
Solergo foi o primeiro programa a ser traduzido 
para português e recebeu adaptações ao Brasil, o 
que o tornou bastante popular. 
Ele pertence a uma família de programas para 
elaborar diagramas elétricos (figura 6). E é neste 
quesito que ele tem sua maior força: o banco de 
dados contém normas e catálogos de dispositivos 
de proteção. 
O programa trabalha baseado em imagens de 
satélite e extrusão de prédios, com pouca 
versatilidade de importação. 
O fluxo de trabalho dentro do Solergo parte da 
premissa que o projetista iniciou o projeto num 
software CAD para definir o número de módulos 
a serem colocados em cada cobertura – um passo 
que idealmente deveria ser indicado pelo próprio 
software de planejamento fotovoltaico. 
É fácil modelar projetos simples, porém falta 
apoio para projetos complexos. A liberdade de 
configuração dos inversores também é restrita e 
pouco interativa. 
Os dados meteorológicos abrangem somente 
médias mensais, não permitindo uma simulação 
da oscilação da irradiação ao longo do dia. 
Figura 5: Exemplo de diagrama elétrico gerado pelo 
software Solergo 
 
Figura 6: Foto de uma usina com tracking e a simulação do 
sombreamento no software PVSyst 
http://www.solarize.com.br/
Solergo%20recorte.wmv
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PARA PROJETOS FOTOVOLTAICOS 
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3.3. Helioscope 
Helioscope é um programa online que usa 
imagens de satélite como base (figura 7). Ele é 
oferecido somente em inglês. Diferente dos 
outros programas, a cobrança é por mensalidade, 
o que o torna mais caro a longo prazo. 
A interface dele é muito intuitiva, com alto grau 
de automação, o que o torna muito eficiente para 
projetos simples. No entanto, a automatização 
pode atrapalhar em projetos mais complexos, 
onde o projetista precisa ter mais autonomia de 
decisão. 
Como não foi adaptado às regras do Brasil, o 
software exige planilhas financeiras à parte. 
 
 
 
 
 
 
 
3.4. PV*SOL premium 
PV*SOL premium é um software que ganhou 
reconhecimento em mais de 20 anos de 
existência. Ele foi traduzido para português do 
Brasil e adaptado às tarifas nacionais. 
Ele se diferencia pelo fluxo natural com qual ele 
conduz o usuário: cada passo é consequência dos 
passos anteriores e resolvido dentro do próprio 
PV*SOL. 
O vendedor gasta pouco tempo para elaborar 
propostas bonitas, aproveitando escolhas 
automáticas e simplificadas. 
O projetista, em seguida, tem toda liberdade para 
detalhar e modificar o projeto. O software 
permite controle total sobre a configuração dos 
módulos com os inversores e a sequências da 
conexão em strings. 
Os diagramas elétricos permitem desenhar um 
diagrama unifilar, satisfatório para a legalização 
na concessionária. Para ir além disso, recomenda-
se o uso de um software CAD. 
A planta da cobertura também é produzida pelo 
software e pode ser importada no CAD. 
A simulação é baseada em dados climáticos 
horários, permitindo também a geração de dados 
em minutos. Diversos coeficientes de perdas 
Figura 7: Helioscope trabalha com extrusão a partir de imagens de 
satélite 
Figura 8: Projeto elaborado a partir de modelagem 3D obtida por 
aerofotogrametria com drones (PV*SOL premium) 
http://www.solarize.com.br/
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Helioscope%20recorte.wmv
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PARA PROJETOS FOTOVOLTAICOS 
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podem ser aplicados: sujeira, degradação, cabos 
com cálculo da bitola, entre outros. Cada 
parâmetro é simulado separadamente, e as 
informações ajudam a otimizar o sistema. 
Os parâmetros econômicos incluem o valor do 
investimento, custos com financiamento, 
despesas com operação e manutenção e a taxa de 
desconto. As tarifas respeitam faixas de ICMS, 
presentes na maioria dos estados brasileiros, e 
tarifas horo-sazonais. 
O relatório do cálculo econômico traz vários 
indicadores, como retorno de investimento e taxa 
interna de retorno com um aspecto apresentável. 
Uma qualidade importante é a versatilidade da 
modelagem: ela pode partir da imagem de 
satélite ou de uma planta baixa, mas permite 
também uma modelagem de maquete com 
dimensões dos prédios. 
A forma mais nova é a importação de modelos 3D 
criados por drone, importante no interior onde o 
Google fornece uma baixa resolução, e facilitador 
em coberturas complexas que, antes, 
necessitavam um levantamento demorado dos 
obstáculos (figura 8). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A importação de programas de arquitetura é 
outra opção, essencial para a colaboração com 
arquitetos. 
O software PV*SOL permite ainda integrar 
veículos elétricos à modelagem, calculando seu 
consumo no sistema predial e o custo de 
rodagem com energia solar e com energia da 
concessionária. 
Consideramos PV*SOL o software mais completo 
para projetos de geração distribuída simples e 
complexos. Uma versão de avaliação está 
disponível que permite testar o programa por 30 
dias com funcionalidade completa. Acesse 
www.pvsol.com.br. 
4. Previsão 
O próximo capítulo será o último desta série, 
onde abordaremos a legalização de projetos na 
concessionária com aspectos da diferenciação 
entre micro e minigeração. Outros temas serão 
tendências do mercado, como veículos elétricos e 
sistemas com baterias. 
Acesse o manual completo com o material 
adicional aqui – é grátis! 
O autor, Hans Rauschmayer, é sócio-gerente da empresa Solarize Treinamentos 
Profissionais Ltda, onde montou a abrangente grade de capacitação. 
Reconhecido especialista em energia solar, ele já foi convidado para ensinar e 
palestrar em universidades, instituições, congressos nacionais e internacionais e 
vários programasde TV. Entre em contato pelo site www.solarize.com.br. 
 
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http://www.pvsol.com.br/
https://www.solarize.com.br/site-content/11-blog/288-manual-de-energia-solar-288
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R. Paschoal Carlos Magno, 57 20240-290 Rio de Janeiro RJ | contato@solarize.com.br | CNPJ 28.150.768/0001-60 
 
© Solarize Treinamentos Profissionais Ltda. - Todos direitos reservados 
1. Introdução 
O presente capítulo encerra a série do manual de 
energia solar. Aprenderemos neste mês como 
legalizar um projeto fotovoltaico na 
concessionária. 
E vamos ainda dar uma olhada em tendências do 
mercado: sistemas híbridos, uso de drones como 
ferramenta e a sinergia de veículos elétricos com 
a energia solar. 
2. Legalização de Projetos 
Fotovoltaicos – Princípios 
O estado oferece diversas concessões. No nosso 
contexto estamos falando da distribuição 
regional de energia. Portanto, seria mais correto 
usar o termo “distribuidora” ao invés de 
“concessionária”. 
A distribuidora local tem o monopólio de 
fornecimento de energia elétrica na sua área de 
concessão. Ela ganhou o direito de vender 
energia e assumiu a obrigação de atender todos 
os clientes naquela área. 
Além de vender energia, ela também distribui 
energia dentro do Ambiente de Contratação Livre 
(ACL), também chamado de “Mercado Livre”. E é 
isso que ela faz na Geração Distribuída também: 
ela recebe energia gerada pelo consumidor 
produtor, sem qualquer cunho comercial, e a 
devolve em outro horário. 
O relacionamento entre o cliente e a distribuidora 
envolve diferentes esferas: 
• A esfera contratual: consumo e produção 
de energia; 
• O faturamento da energia; 
• A esfera técnica: como acessar à rede 
para receber e injetar energia. 
MANUAL DE ENERGIA SOLAR 
12 – LEGALIZAÇÃO DE PROJETOS E TENDÊNCIAS DO MERCADO 
 
Figura 1: Etapas do processo de legalização de um projeto fotovoltaico conectado à rede 
https://www.solarize.com.br/site-content/17-base-de-conhecimento/288-manual-de-energia-solar-288
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O lado contratual é padronizado pela Aneel, de 
forma simplificada. Sobre o faturamento falamos 
no capítulo 10 – ele também é padronizado. 
Ambas estão descritas na Regulação Normativa 
REN 482/2012 ANEEL. 
O lado técnico é o mais delicado para a 
distribuidora, porque envolve equipamento 
individual e pode causar impactos na rede e em 
outros clientes dela. 
3. Normas para definir o acesso 
à rede 
A ANEEL descreveu as condições para o acesso à 
rede no documento chamado PRODIST 
(Procedimentos de Distribuição de Energia 
Elétrica no Sistema Elétrico Nacional), no Módulo 
3 – Acesso ao Sistema de Distribuição, Seção 3.7 
– Acesso de Micro e Minigeração Distribuída. 
Cada distribuidora publica uma norma própria 
que alinha as regras do PRODIST à sua norma do 
acesso à rede. 
4. O Processo da Legalização 
4.1. Os Atores 
O processo da legalização envolve três atores: 
• O acessante, que é o proprietário ou 
locatário da unidade de consumo onde o 
sistema solar será conectado; 
• Um profissional habilitado que conduz o 
processo e representa o cliente frente à 
distribuidora. Infelizmente não existem 
regras uniformes no Brasil sobre a 
habilitação do profissional para conduzir 
o processo. Algumas distribuidoras são 
até mais restritivas do que os conselhos 
regionais e as câmeras técnicas. É 
importante consultar a distribuidora; 
• A distribuidora de energia. 
4.2. O Processo 
A figura 1 apresenta as etapas do processo 
(detalhadas nos PRODIST): 
• O profissional elabora o projeto e 
prepara a documentação; 
• Opcionalmente, ele faz a consulta de 
acesso. Este passo é recomendado 
quando o acesso pode envolver custos 
adicionais, como, por exemplo, obras na 
subestação da distribuidora; 
• A solicitação de acesso representa o 
início da legalização e deve ser 
acompanhada pelos documentos 
necessários (veja a seguir); 
• A distribuidora analisa os documentos e 
o ponto de conexão no local e informa 
pendências ou condições específicas; 
• Depois da resolução das pendências, a 
distribuidora emite o Parecer de Acesso e 
envia, junto, os contratos a serem 
fechados; 
• O parecer tem validade de 120 dias, que 
é o prazo para instalar o sistema; 
• Concluída a instalação, o profissional 
solicita a vistoria; 
• A distribuidora conduz a vistoria, emite 
um relatório e troca o medidor; 
• Eventuais pendências devem ser 
adequadas antes da troca e liberação do 
acesso. 
A figura 1 indica os prazos máximos da 
distribuidora para cada passo em caso de micro e 
minigeração. Para eventuais obras de reforço da 
rede, os prazos são maiores. 
4.3. A Documentação 
A PRODIST define também a documentação a ser 
entregue ao solicitar o acesso, que é feito no site 
da distribuidora: 
• O formulário de solicitação, definido na 
PRODIST; 
• A ART de projeto e execução. Procure 
informações sobre os detalhes da ART 
que a respectiva distribuidora espera; 
• Diagrama unifilar e memorial descritivo; 
• Os certificados Inmetro dos inversores; 
• Dados para registro do sistema no banco 
de dados da ANEEL; 
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• Se houver compensação remota (veja 
capítulo 10), os dados das respectivas 
unidades e a porcentagem de rateio; 
• Eventuais documentos que comprovam a 
relação entre os participantes do rateio; 
• Em sistemas com potência acima de 10 
kW é exigida uma documentação técnica 
mais detalhada, com diagrama de blocos 
e projeto elétrico; 
4.4. O Projeto Unifilar 
Frequentemente percebe-se entre empresas 
iniciantes neste setor uma preocupação com o 
conteúdo ou formato do projeto unifilar a ser 
entregue à distribuidora. No entanto, ele é 
bastante simples e repetitivo e inclui poucos 
elementos. Figura 2 apresenta um exemplo. 
4.5. Microgeração versus 
Minigeração 
Na definição dos procedimentos, a ANEEL partiu 
da premissa que o cliente que deseja instalar um 
sistema de microgeração (até 75 kW de potência) 
deve ter um acesso simplificado sem custo 
adicional. 
Já nos casos de minigeração, a concessionário 
pode solicitar do acessante uma série de estudos, 
pagos por ele mesmo. O próprio acesso à rede 
pode exigir obras custeadas pelo cliente. Por isso 
recomenda-se executar a Consulta de Acesso em 
casos de dúvidas. 
Figura 2: Exemplo de projeto unifilar para legalização do projeto 
http://www.solarize.com.br/
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5. Tendências do Mercado 
5.1. Inversores Híbridos 
Inversores híbridos oferecem funções para 
sistemas conectados à rede (on-grid), e 
autônomos (off-grid). Eles carregam e 
descarregam baterias. 
A faixa de aplicações é bastante ampla: 
• No-break: o inversor alimenta uma sub-
rede emergencial em caso de falha da 
rede da concessionária. As baterias são 
carregadas pelo sol, durante o dia, e pela 
rede, quando esta está disponível; 
• Off-grid com backup pela rede: o inversor 
alimenta uma sub-rede a partir do sol e 
das baterias. Quando a tensão das 
baterias cai abaixo de um limite 
configurável entra a rede para alimentar 
a carga; 
• Peak-shaving: as baterias são carregadas 
em horário de baixo consumo e 
descarregados em horário de alto 
consumo com objetivode limitar a 
potência da carga; 
• Gerenciamento de energia: as baterias 
são carregadas quando há energia solar 
sobressaliente e descarregadas à noite, 
com objetivo de aumentar a cota do 
autoconsumo; 
• Controle de gerador: um gerador externo 
é ativado dependendo da demanda atual 
e da carga das baterias; 
• Devolução à rede: a injeção de energia à 
rede pode ser desligada, evitando assim a 
necessidade da legalização na 
distribuidora. 
Diversos parâmetros permitem balancear os 
objetivos de segurança energética, economia e 
gerenciamento de energia. 
Inversores híbridos devem aumentar sua 
participação no mercado com a queda de preço 
das baterias. A taxação proposta pela ANEEL, se 
realmente for aprovada, será mais um incentivo 
para usar baterias e reduzir a parcela da energia 
injetada. 
Os projetos que usam inversores híbridos são 
mais exigentes do que aqueles sem baterias, por 
causa dos cálculos em torno de potência, 
corrente e carga, e por causa das modificações na 
rede predial existente. 
Figura 3: Um inversor híbrido e suas possíveis conexões 
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5.2. Drones como Ferramenta de 
Trabalho 
Drones surgiram como equipamento de diversão. 
Logo em seguida foram usados para filmar festas 
e eventos. 
No setor de energia solar, muitas instaladoras já 
costumam filmar suas instalações executadas 
com drones. Além de documentar o sistema, o 
vídeo e permite ao proprietário compartilhar a 
aquisição com seus amigos – marketing perfeito 
para a integradora. 
Em usinas de porte maior, o drone pode tirar uma 
foto por dia, sempre do mesmo lugar, para 
mostrar o progresso no estilo time-lapse. A 
filmagem permite também um acompanhamento 
remoto. 
Para uma usina em funcionamento é 
imprescindível detectar e consertar defeitos, 
antes que acumulem prejuízos financeiros. 
Drones com câmeras termográficas conseguem 
apontar módulos ou células com problemas, 
porque estes esquentam mais do que as em 
funcionamento normal. 
Mapeamento aéreo 
No planejamento de instalações lança-se mão do 
mapeamento aéreo de terrenos ou edificações. O 
drone é programado para sobrevoar a área de 
interesse e tirar fotos com uma sobreposição 
definida. 
As fotos, depois, são tratadas em softwares 
específicos e geram dois produtos: 
• Mapas ortomosáicos, similares a imagens 
de satélite, só que com uma definição e 
precisão muito superior; 
• Modelos em 3D para levantamento 
integral de coberturas: a figura 4 mostra 
uma laje típica, repleta de obstáculos, 
entre os quais foram encaixados os 
módulos, respeitando o sombreamento. 
Um voo de drone de 10 minutos substitui 
várias horas gastas para levantamento da 
planta da cobertura e substitui acesso 
pessoal. 
O aproveitamento completo destas técnicas se 
faz com um software de modelagem que importa 
tanto o mapa ortomosáico quanto o modelo 3D. 
PV*SOL premium é um exemplo disso (leia mais 
no capítulo 11). 
5.3. Veículos elétricos 
Veículos elétricos estão começando a aparecer na 
realidade brasileira. Quem acompanha nosso 
blog já viu notícias de guardas municipais (figura 
5), de ônibus municipais e de empresas de 
transporte executivo. 
O primeiro grande mercado será o uso comercial 
em serviços urbanos. Nestas aplicações, os 
veículos rodam, diariamente, um percurso 
conhecido e são recarregadas durante a noite. As 
Figura 4: Exemplo de uma laje, onde o levantamento por 
drone economiza o trabalho 
Figura 5: A Guarda Municipal de São José dos Campos com seus 
carros elétricos (foto do site da prefeitura) 
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questões da autonomia restrita e da demora na 
recarga não aparecem. 
A grande vantagem dos veículos elétricos é o 
custo menor por quilômetro rodado e da 
manutenção, quando comparado aos veículos 
equipados com motores a explosão. Publicamos 
estudos para carros elétricos, onde o valor caiu de 
0,40 ou 0,50 R$ / km com gasolina para 0,13 R$ / 
km com energia da concessionária (acesse na 
coletânea de apresentações do nosso site). 
Com energia solar, o custo por quilômetro cai 
ainda mais, a meros R$ 0,06 R$. Imbatível, 
quando a montadora oferece modelos de aluguel 
para diluir o valor de compra mais alto. 
Podemos afirmar que os mercados de energia 
solar e de veículos elétricos andam de mãos 
dadas: quem se interesse por uma dessas 
tecnologias, invariavelmente vai querer a outra 
também. Uma vantagem para empresas que 
conhecem ambas. 
A questão chave para o uso de veículos elétricos 
é a infraestrutura de carregamento: a potência do 
eletroposto define o tempo da recarga e a 
conexão na rede predial e na distribuidora. 
As opções de faturamento devem ser estudadas 
para uso compartilhado em edifícios ou pontos 
públicos de recarga, que foram liberadas pela 
ANEEL na Resolução 819/2018. 
 
 
 
 
 
6. Conclusão 
Agradecemos ao convite da revista O SETOR 
ELÉTRICO para apresentar em 12 capítulos o 
conteúdo resumido do nosso curso para projetos 
fotovoltaicos conectados à rede. 
Acesse o manual completo com o material 
adicional no nosso site – é grátis. Esperamos que 
tenha gostado e aproveitado. No caso de 
sugestões ou dúvidas não hesite em nos contatar. 
E aproveite para participar de um dos nossos 
cursos: oferecemos turmas para iniciantes, para 
avançados e para experientes, com os temas mais 
variados. 
 
 
O autor, Hans Rauschmayer, é sócio-gerente da empresa Solarize Treinamentos 
Profissionais Ltda, onde montou a abrangente grade de capacitação. 
Reconhecido especialista em energia solar, ele já foi convidado para ensinar e 
palestrar em universidades, instituições, congressos nacionais e internacionais e 
vários programas de TV. Entre em contato pelo site www.solarize.com.br. 
 
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