TCC - INIRAPAIM final (5) MODELO 2021 1 (1)

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ANÁLISE DE VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA DA 
IMPLANTAÇÃO DE UM SISTEMA DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA 
PARA MÚLTIPLAS UNIDADES CONSUMIDORAS 
 
ALUNA: INIRA LUISI PAIM FERREIRA 
ORIENTADORA: Msc ANTÔNIA FERREIRA DOS SANTOS CRUZ 
Universidade , Coordenação de Engenharia Elétrica E-mail para contato: 
inirapaim@yahoo.com.br 
 
 
 
RESUMO 
 
As fontes renováveis vêm se estabelecendo ao redor do mundo como alternativa sustentável para a crescente 
demanda energética. No Brasil, políticas de incentivo têm favorecido a autoprodução de energia favorecendo o 
aumento da utilização da fonte solar fotovoltaica. A nova Normativa nº687/2015 da ANEEL ampliou as 
possibilidades para a micro e minigeração distribuída. Conseguinte, este trabalho tem como objetivo realizar a 
análise de viabilidade técnica e econômica da implantação de um sistema de geração fotovoltaica compartilhada 
para suprir a demanda de um condomínio de veraneio situado em Imbassaí-BA. Para a elaboração do projeto foram 
apreciados incidência solar do local, dimensionamento do sistema, fornecedores e preços. A viabilidade econômica 
foi analisada através dos métodos VPL, TIR e payback descontado. O sistema apresentou-se viável sendo que a 
divisão do investimento e cotização da energia no sistema de geração compartilhada torna o projeto mais 
complexo, porém mais eficiente ao direcioná-lo à realidade demandada das unidades consumidoras participantes. 
 
Palavras-chave: Fotovoltaica, Geração Compartilhada, Geração distribuída, Normativa nº687/2015. 
 
ABSTRACT 
 
Renewable sources has been established around the world as a sustainable alternative to growing energy demand. 
In Brazil, incentive policies have favored the self-production of energy favoring an increase in the use of the solar 
photovoltaic source. The new ANEEL Normative 687/2015 extended the possibilities for distributed micro and 
minigeneration. Consequently, this work aims to carry out the technical and economic viability analysis of the 
implementation shared photovoltaic generation system to supply the demand for a residential summer resort 
located in Imbassaí-BA. For the elaboration of the project were evaluated local solar incidence, system sizing, 
suppliers and prices. Economic viability was analyzed through the VPL, TIR and discounted payback methods. 
The system was feasible and the division of energy investment and contribution into the shared generation system 
makes the project more complex, but more efficient in directing it to the demanded reality of the participating 
consumer units. 
 
Keywords: Photovoltaic, Shared Generation, Distributed Generation, Regulation nº687/2015. 
 
 
 
1. INTRODUÇÃO 
 
O aumento do consumo de energia elétrica no mundo em virtude do crescimento 
populacional e econômico, assim como da progressiva dependência tecnológica, tem gerado 
preocupações com o suprimento energético no futuro, com as questões de sustentabilidade e a 
necessidade de diversificação da matriz energética através de fontes alternativas como a energia 
solar. No ano de 2015, segundo a REN21 - Renewable Energy Policy Network for the 21st 
mailto:inirapaim@yahoo.com.br
TCC – TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO 
COORDENAÇÃO DE ENGENHARIA ELÉTRICA 
 
 
Century, 2016 as fontes renováveis representaram somente 23,7% da produção de energia 
elétrica mundial com destaque para a solar fotovoltaica com uma parcela de 1,2% apenas. 
Apesar deste baixo índice de participação na matriz energética mundial, a capacidade 
instalada de energias renováveis teve seu maior aumento anual registrado em 2015 com 9% a 
mais do que em 2014. Fatores como redução dos preços das tecnologias renováveis tornando- 
as mais competitivas, políticas governamentais de incentivo e melhores condições de 
financiamento assim como segurança energética e sustentabilidade contribuíram para o 
incremento de aproximadamente 147GW de capacidade instalada em energia renovável no 
mundo em 2015 (REN21, 2016). 
Segundo a REN21, 2016 do total da capacidade renovável adicional em 2015, 77% 
foram provenientes da energia solar fotovoltaica juntamente com a eólica que tiveram um 
recorde de incremento pelo segundo ano consecutivo. Além disso, a energia solar foi a fonte 
com maior capital aplicado em 2015 ficando com mais de 56% dos novos investimentos que 
foram realizados no setor de geração. 
No Brasil, segundo o Balanço Energético Nacional 2016, a matriz energética nacional 
em 2015 constituiu-se 75,5% de fontes renováveis, dentre as quais a hidráulica com 64% de 
participação, mesmo com um decréscimo de 3,7% em relação a 2014, e a energia solar que 
apesar de representar apenas 0,01% do grid interno vem expandindo sua participação 
principalmente em virtude do crescimento acelerado da geração distribuída no país. 
O número de conexões de micro e minigeração distribuída no país passou de 4 em 2012 
para 9.256 ligações em abril de 2017 segundo dados da ANEEL, 2017. Esse incremento de 
geradores próximos às cargas fornece benefícios ao sistema elétrico como o adiamento da 
necessidade de expansão das redes de transmissão e distribuição, redução da quantidade de 
cargas no sistema elétrico melhorando assim o nível de tensão, menor impacto ambiental e 
diversificação da matriz energética brasileira (ANEEL, 2016). 
Incentivos fiscais e avanços regulatórios que facilitam a utilização da geração 
distribuída no país têm proporcionado maior atratividade aos consumidores visto que tal 
modalidade compete com as altas tarifas cobradas pelas concessionárias. Em março de 2016 
entrou em vigor a Resolução Normativa – REN nº687/2015, a qual revisou a REN nº482/2012 
e a seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST - Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica 
no Sistema Elétrico Nacional. Na atualização normativa, dentre outras inovações, foram criadas 
novas possibilidades para micro e minigeração como a possibilidade de geração compartilhada 
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COORDENAÇÃO DE ENGENHARIA ELÉTRICA 
 
 
em condomínios, em que as múltiplas unidades consumidoras participantes tem direito a uma 
cota da energia gerada. A ampliação das modalidades de geração é um fator que pode contribuir 
para o aumento de consumidores utilizando fontes alternativas como a solar fotovoltaica. 
A partir desse cenário, o presente artigo tem por objetivo analisar a viabilidade técnica 
e econômica da implantação de um sistema de geração solar fotovoltaica para múltiplas 
unidades consumidoras em um condomínio de veraneio, de acordo com as novas diretrizes da 
REN nº687/2015 da ANEEL. 
 
2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA 
 
2.1 Geração fotovoltaica no Brasil e no mundo 
 
A energia solar fotovoltaica apesar de ainda representar 1,2% ou 227GW da oferta de 
energia mundial teve recorde de crescimento em 2015 com um incremento de 25% ou 50GW a 
mais na capacidade instalada em relação ao ano anterior (REN21, 2016). Segundo a IEA - 
Agência Internacional de Energia, 2016 a fonte solar fotovoltaica, em virtude do seu acelerado 
crescimento, responderá em 2050 por 11% da matriz energética mundial. 
A China e o Japão foram os países que mais investiram em energia fotovoltaica em 
2015, respondendo com 60% da capacidade instalada adicional e de acordo com a Figura 1 os 
países que lideram em potência instalada fotovoltaica são China, Alemanha, Japão, EUA e Itália 
respondendo com 68% do total mundial dessa fonte (REN21, 2016). 
 
Figura 1 – Capacidade solar fotovoltaica global. 
Fonte – REN21, 2016. 
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A expansão da fonte solar a nível mundial pode estar relacionada ao contexto de 
conscientização ambiental referente à necessidade de produção de energia limpa e redução de 
emissões de dióxido de carbono (CO2), associado a visibilidade do seu potencial contribuindo 
para a expansão do sistema elétrico, assim como redução dos preços da sua tecnologia conforme 
visto na Figura2 onde mostra uma redução significativa em 8 anos de aproximadamente 80%. 
 
 
Figura 2 – Tendência dos custos para as diversas tecnologias. 
Fonte – IEA, 2016. 
 
No Brasil, a fonte solar tem crescido significativamente. Ao final de 2016 o país possuía 
uma potência instalada de geração solar de 51,1 MW, sendo 28,1 MW provenientes da geração 
distribuída, o que representa 3 vezes o valor referente a 2015. Segundo dados publicados do 
Ministério de Minas e Energia, 2016 a expansão acelerada da geração fotovoltaica no país pode 
colocar o Brasil no ranking dos 20 maiores produtores mundiais em 2018. 
De acordo com as estimativas do Plano Decenal de Expansão de Energia com horizonte 
de 2024, a geração solar que hoje representa 0,01% da matriz energética brasileira deverá atingir 
4% de participação na capacidade instalada do país em 2024 com 8.300 MW sendo que destes, 
1.300 MW ou 16% serão de geração distribuída. Ainda de acordo com as projeções para 2024 
a geração solar no setor comercial e residencial representará 0,2% da oferta interna de energia 
e 1,6% do total de geração distribuída no país. 
Segundo dados da ANEEL o total de mais de 9.000 conexões de geração distribuída 
registradas até abril de 2017 totalizou aproximadamente 102.000 kW de potência instalada, 
sendo que 93,7% das ligações realizadas foram para a classe residencial. A energia solar 
destaca-se majoritariamente como a fonte mais utilizada para a micro e minigeração distribuída 
representando 98,9% das ligações. 
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2.2 Energia solar fotovoltaica 
 
Energia solar fotovoltaica pode ser definida como a energia gerada pela conversão direta 
da radiação solar em eletricidade. Esta conversão é também chamada de efeito fotovoltaico e 
ocorre quando um material semicondutor dopado, que geralmente é o silício, é exposto à luz 
solar (CRESESB, 2006). 
Os materiais semicondutores caracterizam-se por possuírem uma banda de energia 
preenchida por elétrons (banda de valência) e uma banda de energia sem elétrons (banda de 
condução). Nos semicondutores a separação entre essas duas camadas de energia, conhecida 
como banda proibida (ou gap), possui em média uma largura de faixa de aproximadamente 1eV 
(elétron-volt), enquanto nos materiais isolantes a largura chega a ultrapassar 3eV (PINHO, 
GALDINO, 2014). 
A célula fotovoltaica é constituída por uma camada de silício tipo n (dopado 
negativamente) e outra do tipo p (dopado positivamente), pela junção pn entre elas, também 
chamada de região de carga especial, e pelos contatos metálicos conforme ilustrado na Figura 
3. O efeito fotovoltaico irá ocorrer quando fotóns de luz solar incidirem sobre a junção pn com 
energia superior ao gap acelerando as cargas do campo elétrico dessa região e gerando assim 
uma corrente elétrica (CRESESB, 2006). 
 
Figura 3 – Estrutura física da junção pn de uma célula fotovoltaica. 
Fonte – SME-RS, 2014. 
 
2.3 Caracterização do sistema fotovoltaico 
 
Os sistemas fotovoltaicos são divididos em duas categorias principais: isolados (off grid) 
ou conectados à rede (grid tie). Os sistemas off grid como não estão conectados à rede elétrica 
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abastecem a carga diretamente necessitando de um banco de baterias para períodos sem geração 
fotovoltaica. Os sistemas grid tie entregam a energia excedente produzida pelo gerador à rede 
de distribuição gerando créditos para posterior compensação. Essa configuração dispensa o uso 
de baterias, pois nos períodos em que não há geração ou o consumo é superior à produção, a 
rede elétrica supre a energia demandada (SME–RS, 2014; PINHO, GALDINO, 2014). 
O sistema fotovoltaico do projeto em questão é do tipo grid tie e constitui-se por módulo 
fotovoltaico, inversor de frequência grid tie e medidor bidirecional conforme Figura 4. 
 
 
Figura 4 – Sistema fotovoltaico conectado à rede. 
Fonte – GUIMARÃES, 2016 (adaptado). 
 
Os módulos fotovoltaicos, principais componentes desse sistema, são os responsáveis 
pela conversão da energia solar em eletricidade a partir das células fotovoltaicas, constituídas 
em 95% dos casos por silício cristalino (c-Si) (SME-RS, 2014). As células c-Si são encontradas 
na forma de silício monocristalino (m-Si) com rendimento máximo de 25,6%, silício 
policristalino (p-Si) com eficiência máxima de 20,8% e silício amorfo (a-Si) com rendimento 
de conversão em torno de 10,5% (GREEN, 2015). 
As células fotovoltaicas de silício geram individualmente uma tensão que varia em torno 
de 0,5 a 0,8V sendo necessária a associação em série e/ou paralelo dos dispositivos 
fotovoltaicos (células, módulos ou arranjos) para se obter níveis de corrente e tensão suficientes 
para a utilização desejada. As células de silício são agrupadas e encapsuladas sobre uma 
estrutura rígida ou flexível, para proteção mecânica e contra as intempéries, formando-se os 
módulos. Estes são associados eletricamente de forma a fornecer uma única saída de tensão e 
corrente desejada através dos arranjos (Figura 5 e Figura 6) (PINHO, GALDINO, 2014). 
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Figura 5 – Componentes de um módulo de silício. 
Fonte – PINHO, GALDINO, 2014. 
Figura 6 – Associação dos dispositivos fotovoltaicos. 
Fonte – GONCHOROVSKI, 2016. 
 
Na conexão em série dos dispositivos fotovoltaicos o terminal positivo de um é 
conectado ao terminal negativo de outro e assim por diante. Nesta configuração quando os 
dispositivos são submetidos à mesma irradiância, as tensões são somadas e a corrente elétrica 
é inalterada. Na associação em paralelo os terminais positivos e negativos dos dispositivos são 
interligados entre si, somando-se as correntes elétricas e permanecendo a mesma tensão 
(CRESESB, 2004). 
Os módulos fotovoltaicos constituídos de silício cristalino possuem uma vida útil de 25 
anos em média com uma degradação de potência anual de 0,5 a 1%. Para esses tipos de módulos 
é típico que os fabricantes garantam uma potência de pico (Wp) de 90% da potência nominal 
durante os 10 primeiros anos de utilização e de 80% para um período de 20 a 25 anos (PINHO, 
GALDINO, 2014). 
Fatores como intensidade luminosa e temperatura das células influenciam nas 
características elétricas de um módulo fotovoltaico, sendo que a corrente elétrica gerada por um 
painel aumenta linearmente com a incidência da radiação solar, e a tensão elétrica de um 
módulo cai com o aquecimento das células (PINHO, GALDINO, 2014). 
 
2.4 Inversor de Frequência 
 
Os sistemas fotovoltaicos geram tensão e corrente contínuas, fazendo-se necessária a 
utilização do inversor grid tie para injeção de energia na rede elétrica, assim como sua utilização 
efetiva pelos consumidores. Os inversores são dispositivos eletrônicos capazes de converter um 
sinal elétrico CC (corrente contínua) produzido pelos módulos, em sinal elétrico CA (corrente 
alternada) com tensão e frequência sincronizada com a rede elétrica (EPE, 2012). 
Os inversores de frequência grid tie devem atender as exigências da distribuidora no 
quesito segurança e qualidade de energia devendo possuir funções importantes como o MPPT - 
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Rastreamento de Ponto Máximo de Potência, que é um mecanismo de controle eletrônico que visa 
manter o sistema fotovoltaico operando na tensão correspondente à máxima potência. Os inversores 
devem também dispor do sistema de desconexão e isolamento para o caso de haver divergência na 
tensão, corrente ou frequência em níveis não aceitáveis entre o gerador e a rede elétrica. Além disso, 
a desconexão deve ser feita automaticamente sempre que a rede for desenergizada, por falha ou 
manutenção programada da distribuidora, evitando acidentes durante a manutenção da rede 
(proteçãoanti-ilhamento) (GONÇALVES, PEREIRA, 2008). 
Os inversores com saída monofásica são geralmente empregados em casos de potência 
de até 5kW, enquanto os trifásicos são mais comumente utilizados para conexões com potências 
superiores. A escolha do inversor influenciará no desempenho, confiabilidade e custo de um 
sistema fotovoltaico. Para se especificar um inversor devem ser observados fatores como: 
tensão de entrada CC e tensão de saída CA, variação de tensão aceitável, potência nominal e 
frequência, além das certificações e tempo de garantia desejados (PINHO, GALDINO, 2014). 
 
2.5 Medidor Bidirecional 
 
Uma instalação elétrica com micro ou minigeração distribuída necessita de um medidor 
bidirecional para o funcionamento do sistema de compensação de energia, pois este 
equipamento permite a medição de energia em ambos os sentidos de fluxo de potência. Desta 
forma é realizada a mensuração líquida da energia gerada ou consumida no ponto de conexão, 
gerando uma fatura de débito ou crédito de energia. 
O medidor bidirecional pode ser substituído por dois medidores unidirecionais, um para 
a energia injetada e outro para a energia consumida da rede, caso seja mais viável 
economicamente para o consumidor. 
 
2.6 Geração Distribuída 
 
Geração distribuída é um modelo de geração de sistema conectado à rede elétrica na 
qual os geradores de pequeno porte, a partir de fontes renováveis ou combustíveis fósseis, estão 
instalados próximos aos consumidores (ANEEL, 2016). 
Na micro e minigeração fotovoltaica distribuída o consumidor produz a energia total ou 
parcial para sua utilização, onde a conversão de energia terá três etapas: captação através do 
módulo fotovoltaico, conversão da corrente em alternada, e a medição do consumo de energia 
e da eletricidade gerada pelo sistema que foi injetada na rede elétrica (BEZERRA, 2016). 
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Dentre os benefícios da geração distribuída estão a redução de perdas por efeito joule 
na transmissão e distribuição de energia, principalmente nos condutores e transformadores de 
potência, baixo impacto ambiental, postergação de investimentos na expansão da rede elétrica 
e estabilidade do sistema elétrico (BEZERRA, 2016; VILELA, 2016). 
No âmbito regulatório, desde de 17 de abril de 2012 a geração distribuída no Brasil 
passou a ser regulamentada pela REN nº482/2012 da ANEEL representando um avanço para a 
organização dos sistemas de micro e minigeração distribuída no país. 
 
2.7 Resolução Normativa nº482/2012 da ANEEL 
 
A REN nº482/2012 da ANEEL estabelece as condições gerais para o acesso de pequenas 
centrais geradoras ao sistema de distribuição de energia elétrica e cria o sistema de 
compensação de energia, conhecido como net metering, que possibilita ao consumidor produzir 
sua própria energia elétrica e injetar o excedente na rede de distribuição, por meio de 
empréstimo gratuito, que posteriormente será compensado através do consumo de energia 
elétrica ativa. 
A normativa também define a micro e minigeração distribuída segundo os limites de 
potência instalada, concede os critérios de medições de energia consumida ou fornecida à rede, 
define os prazos para utilização dos créditos gerados, e esclarece sobre as responsabilidades 
específicas do consumidor e da concessionária de energia elétrica. 
Como medida de redução de tempo e custo de conexão das geradoras distribuídas, além 
de expandir as possibilidades de geração e consequentemente o público alvo a ANEEL publicou 
a REN nº 687/2015 revisando REN nº482/2012 e a seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST. 
 
2.8 Resolução Normativa nº687/2015 da ANEEL 
 
Segundo as novas regras, que entraram em vigor em 1º de março de 2016 com a REN 
nº687/2015, a microgeração distribuída passou a ser definida como sistemas que utilizem fontes 
renováveis ou cogeração qualificada com potência instalada até 75 KW, que na resolução 
anterior era até 100 KW. E a minigeração distribuída, que na normativa anterior era estabelecida 
com potência entre 100 KW a 1 MW, com a nova resolução passou para 75 kW a 5 MW, com 
exceção das fontes hídricas que são até 3 MW. 
De acordo com as novas diretrizes o prazo de validade do crédito gerado junto à 
concessionária de energia passou de 36 para 60 meses. Novas modalidades para micro e 
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minigeração distribuída foram incluídas: a geração compartilhada, que possibilita a formação 
de cooperativas para utilização da energia; o autoconsumo remoto, em que a energia poderá ser 
compensada por unidade consumidora de pessoa física ou jurídica em local diferente da 
geração; e as múltiplas unidades consumidoras, como o caso do projeto, que permite a 
instalação de um sistema único de geração em condomínios e a energia gerada é repartida em 
cotas pré-definidas pelos próprios condôminos (Figuras 9, 10 e 11). 
 
Figura 9 – Geração compartilhada. 
 
Figura 10 – Autoconsumo remoto. 
 
Figura 11 – Empreendimento com múltiplas unidades consumidoras. 
Fonte – GUIMARÃES, 2016 (adaptado). 
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Para o faturamento de unidade consumidora que participe do sistema de compensação 
de energia proposto pela resolução em questão, deverá ser cobrado uma tarifa mínima mensal 
referente ao custo de disponibilidade, que para consumidores de baixa tensão (grupo B) é 
referente a 30 kWh (monofásico), 50 kWh (bifásico) e 100 kWh (trifásico) (ANEEL, 2016). 
No caso de empreendimentos com múltiplas unidades consumidoras, o faturamento é 
definido pela energia consumida menos o percentual de energia alocado àquela unidade 
consumidora e eventual crédito de energia acumulado de meses anteriores (ANEEL, 2015). 
 
2.9 Incidência de impostos 
 
Os impostos que incidem sobre a energia elétrica no Brasil são o ICMS, estadual e o 
PIS e COFINS que são tributos federais. Até 2014 o tributo ICMS tinha como base de cálculo 
toda a energia consumida no mês proveniente da distribuidora sem abater a energia gerada pelo 
consumidor. Em abril de 2015, o Conselho Nacional de Política Fazendária – CONFAZ 
aprovou a incidência do ICMS somente sobre a diferença entre a energia gerada e consumida 
no mês para os Estados aderentes, tendo a Bahia aderido ao convênio (ANEEL, 2016). 
O governo federal desonerou os tributos PIS e COFINS para a geração distribuída em 
outubro de 2015 através da lei 13169/2015. A partir desta data, a incidência desses impostos 
passaram a acontecer somente sobre a diferença entre geração e consumo da unidade 
consumidora com micro ou minigeração distribuída (ANEEL, 2016). 
 
3. O PROJETO 
 
3.1 Caracterização do condomínio 
 
O condomínio localiza-se no distrito de Imbassaí - BA, cujas coordenadas são Latitude 
-12,4941º e Longitude -37,9628º, conforme google maps. Possui 6 módulos residenciais com 2 
pavimentos, sendo 5 módulos com 4 apartamentos por andar e 1 módulo com 6 apartamentos 
por andar, totalizando 64 unidades residenciais. Os módulos possuem cobertura de telha 
cerâmica com 2 caimentos com inclinação de 15º e área total de 620 m² voltados para o Norte, 
o que favorece a máxima absorção de energia solar incidente na localidade. 
A área comum do condomínio é considerada unidade consumidora B3 comercial com 1 
medidor trifásico e 13 medidores monofásicos distribuídos nos 6 módulos. Cada apartamento é 
considerado unidade consumidora B1 bifásico e a tarifa aplicada é de R$ 0,61998. 
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3.2 Consumo médio do condomínio 
 
Para a unidade consumidora referente à área comum, tem-se a entrada trifásica com 
consumo médio de 3.000 kWh/mês, e os 13 medidores monofásicos com com registro de 
50kWh/mês cada (total de 650 kWh/mês). Os apartamentos possuem consumo médio de 150 
kWh/mês cada (total de 9.600kWh/mês para as 64 unidades). Desta forma, o consumo médio 
somado de todas as unidades consumidoras do condomínio é de 13.250 kWh/mês. 
 
3.3 Avaliação do potencial solar 
 
Os dados de irradiação foram extraídos do programa SunData do Centro de Referência 
para Energia Solar e Eólica Sérgio Brito - CRESESB, que se destina ao cálculo da irradiação 
solar média mensal no território nacional a partir da inserção de coordenadas. A estação de São 
Gonçalo dos Campos na Bahia foi a mais próxima do local do estudo, cuja irradiação solar no 
plano inclinado com ângulo igual a latitude (12º) pode ser vista no Gráfico 1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Gráfico 1 – Irradiação solar média diária local com ângulo igual a latitude:12º N (KWh/m².dia). 
Fonte – Elaboração Própria com base de dados do SunData, 2016. 
 
3.4 Cálculo do consumo total do condomínio 
 
Como previsto pela REN nº687/2015 da ANEEL, um custo mínimo de disponibilidade 
deverá ser cobrado da unidade consumidora (UC) participante do sistema de compensação de 
energia, de acordo com seu tipo de instalação. Desta forma, para o correto dimensionamento 
do sistema fotovoltaico é necessário subtrair o valor mínimo de disponibilidade do consumo 
médio mensal das UC monofásica, bifásica e trifásica do condomínio. Na Tabela 1 encontram- 
se os resultados obtidos dos cálculos efetuados para determinar o consumo total mensal, onde 
6,00 5,82 
5,73 
5,42 
5,50 5,27 5,35 
5,19 5,13 
5,00 
4,65 4,68 4,74 
4,50 
4,39 
Média 5,16 
4,10 
4,00 
 
3,50 
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 
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TCC – TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO 
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o Consumo 1 é a subtração do custo de disponibilidade do consumo médio mensal para a 
referida UC, e o Consumo 2 é a multiplicação do Consumo 1 pelo número de UC com aquele 
tipo de instalação no condomínio. Foi encontrado um consumo total mensal de 9.560 kWh/mês. 
 
Tabela 1 – Consumo total do condomínio. 
TIPO DE 
INSTALAÇÃO 
CONSUMO 
MÉDIO 
CUSTO DE 
DISPONIBILIDADE 
CONSUMO 1 
NÚMERO 
DE UC 
CONSUMO 2 
Monofásica 50 kWh 30 kWh 20 kWh 13 260 kWh 
Bifásica 150 kWh 50 kWh 100 kWh 64 6.400 kWh 
Trifásica 3.000 kWh 100 kWh 2.900 kWh 1 2.900 kWh 
CONSUMO TOTAL 9.560 kWh 
Fonte – Elaboração Própria. 
 
A partir do consumo total, considerou-se um decréscimo mensal de geração de 20% 
referente às perdas joulicas e nos inversores baseado em dados médios publicados. Além disso, 
foi considerada uma redução de geração de 0,7% ao ano relativo à degradação dos painéis, 
conforme especificado pelo fabricante, com objetivo de dimensionar o sistema de forma a não 
gerar custo com a perda de geração ao longo dos anos. Com o acréscimo de energia relacionado 
às perdas anteriormente citadas, encontrou-se o valor final de consumo de 12.029,7 kWh/mês. 
 
3.5 Dimensionamento do sistema fotovoltaico 
 
Para o dimensionamento do sistema fotovoltaico, levou-se em consideração para os 
módulos pesquisados suas características elétricas, assim como sua eficiência e valor 
econômico. O modelo da placa fotovoltaica selecionada, cujas especificações estão descritas na 
Tabela 2, foi da série Silvantis F-Series 275W monocristalino, do fabricante SunEdison, que 
possui tradição no mercado de fabricação de painéis. 
 
Tabela 2 – Especificação Painel fotovoltaico SunEdson 275W. 
DADOS ELÉTRICOS 
Potência Máxima (Pmax) 275 Wp 
Tensão em Circuito Aberto (Voc) 38,6 V 
Corrente de Curto Circuito (Isc) 9,2 A 
Tensão de Ponto de Máxima Potência (Vmpp) 31,6 V 
Corrente de Ponto de Máxima Potência (Impp) 8,72 A 
Eficiência do Módulo (η) 16,8 % 
Área (1,66mx0,99m) 1,64 m² 
Garantia 25 anos 
Fonte – SunEdison (Adaptado). 
 
Com o conhecimento da irradiação solar média da localidade, assim como a área e 
eficiência do módulo a ser utilizado no projeto, pode-se realizar o cálculo da energia produzida 
pelo sistema pelo método da insolação, através da equação [1]. 
TCC – TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO 
COORDENAÇÃO DE ENGENHARIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
 
 Efv = Esol * A * η [1] 
 
Onde: Efv é a energia produzida pelo painel (Wh/ dia), Esol é a irradiação solar média 
(Wh/m².dia), A é área do painel (m²) e η é a eficiência do painel. Desta forma, encontrou-se 
1.422 Wh de energia diária produzida por um módulo. Multiplicando-se esse valor encontrado 
por trinta tem-se a energia produzida por este painel ao longo de um mês, que é de 42,65 kWh. 
Dividindo-se o valor de consumo final pelo valor da energia mensal produzida pelo 
painel, determina-se que serão necessários 282 módulos para o sistema. A área que deve estar 
disponível para a instalação dos painéis é dada pela multiplicação da área da placa pela 
quantidade total de módulos a ser utilizado no projeto. 
Para uma distribuição mais uniforme e melhor aproveitamento de energia solar, os 
módulos serão dispostos nos 6 caimentos voltados para o Norte. Desta forma, serão arranjados 
48 módulos ocupando uma área de 78,72m² em cada caimento, totalizando 288 painéis em uma 
área total de 472,72 m². 
A potência fotovoltaica total do sistema pode ser determinada multiplicando-se a 
quantidade de módulos pela a potência de cada painel, de acordo com a equação [2]. 
 Pfv = Nmod * Pmax [2] 
 
Onde: Pfv é a potência fotovoltaica total (kWp) e Pmax é a potência de cada painel 
(Wp), encontrando-se o valor de 79,2 kWp de potência fotovoltaica para o sistema. 
 
3.6 Arranjo dos painéis solares 
 
O projeto terá 6 arranjos com 4 ligações em série (strings) de 12 painéis cada, totalizando 
288 módulos. Para se obter a tensão de ponto de máxima potência do arranjo em corrente 
contínua, realiza-se a soma das tensões dos módulos ligados em série conforme equação [3]. 
 Vmpp(aj) = Vmpp1+Vmpp2+...+Vmppn [3] 
 
Onde: Vmpp(aj) é a tensão do ponto de máxima potência do arranjo (V) e 
Vmpp1+Vmpp2+...+Vmppn são as tensões do ponto de máxima potência de cada módulo em 
série (V), encontrando-se o valor de 379,2V de tensão para cada arranjo. 
A corrente de ponto de máxima potência do arranjo em corrente contínua é determinado 
pela soma das correntes das strings em paralelo conforme equação [4]. 
TCC – TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO 
COORDENAÇÃO DE ENGENHARIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
 
 Impp(aj) = ImppStr1+ImppStr2+...+ImppStrn [4] 
 
Onde: Impp(aj) é a corrente do ponto de máxima potência do arranjo (A) e 
ImppStr1+ImppStr2...+ImppStrn são as correntes do ponto de máxima potência de cada 
string (A), encontrando-se o valor de 34,88A de corrente para cada arranjo. E ao multiplicar o valor 
da corrente pela tensão encontra-se a potência de ponto de máxima potência com valor igual a 
13,22kWp. 
 
3.7 Dimensionamento dos inversores 
 
O dimensionamento dos inversores foi realizado em função do fator de 
dimensionamento dos inversores (FDI) e da tensão e corrente máximas de entrada no inversor. 
O inversor escolhido foi da série Symo, modelo 10.0-3-M da marca Fronius, que possui grande 
experiência no setor de energia elétrica, e cujas especificações estão descritas na Tabela 3. 
Tabela 3 – Especificação do inversor Fonius Symo. 
DADOS ELÉTRICOS Modelo 10.0-3-M 
Entrada 
Potência Máxima de Entrada (Pmaxin) 15 kW 
Tensão Máxima de Entrada (Vmaxin) 1000 Vcc 
Tensão de Ponto de Máxima Potência (Vmpp) 270 a 800 Vcc 
Tensão Mínima de Entrada 200 Vcc 
Corrente Máxima de Entrada (Imaxin) 40,5A/ 24,8A 
Saída 
Potência Nominal de Saída (Pout) 10 kW 
Tensão de Saída (Vout) 400/230 ou 380/220 Vca 
Corrente Máxima de Saída (Imaxout) 14,4 A 
Fonte – Manual Fronius (Adaptado). 
 
O fator de dimensionamento dos inversores (FDI) é a relação entre a potência de saída 
c.a do inversor e a potência de pico de cada arranjo fotovoltaico, sendo recomendado pelos 
fabricantes que se situe entre 0,75 e 0,85, com limite superior de 1,05 (PINHO, GALDINHO, 
2014). O valor encontrado do FDI para o sistema foi de 0,76, dentro da faixa estabelecida.A tensão máxima permitida na entrada do inversor é determinada pela soma das tensões 
de circuito aberto dos módulos ligados em série nos arranjos, conforme equação [6]. 
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