ANÁLISE DOS FATORES DE PERDAS NOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE ELÉTRICA EM CURITIBA

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UNIVERSIDADE TECNOLÓGICA FEDERAL DO PARANÁ 
DEPARTAMENTO ACADÊMICO DE ELETROTÉCNICA 
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
ANA JÚLIA NUNES DE ARAÚJO 
NARAH IUATA RANK 
TALITA BEZERRA DE ARAUJO BUENO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ANÁLISE DOS FATORES DE PERDAS NOS SISTEMAS 
FOTOVOLTAICOS 
CONECTADOS À REDE ELÉTRICA EM CURITIBA 
 
 
 
 
 
 
 
 
TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CURITIBA 
 
2016
 
 
ANA JÚLIA NUNES DE ARAÚJO 
NARAH IUATA RANK 
TALITA BEZERRA DE ARAUJO BUENO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ANÁLISE DOS FATORES DE PERDAS NOS SISTEMAS 
FOTOVOLTAICOS 
CONECTADOS À REDE ELÉTRICA EM CURITIBA 
 
 
 
 
 
 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso de Graduação em 
Engenharia Elétrica, do Departamento Acadêmico 
de Eletrotécnica (DAELT) da Universidade 
Tecnológica Federal do Paraná (UTFPR), como 
requisito parcial para obtenção do título de 
Engenheiro Eletricista. 
 
Orientador: Professor Dr. Jair Urbanetz Junior 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CURITIBA 
 
2016 
 
 
Ana Júlia Nunes de Araújo 
Narah Iuata Rank 
Talita Bezerra de Araujo Bueno 
 
ANÁLISE DOS FATORES DE PERDAS NOS SISTEMAS 
FOTOVOLTAICOS 
CONECTADOS À REDE ELÉTRICA EM CURITIBA 
 
Este Trabalho de Conclusão de Curso de Graduação foi julgado e aprovado como requisito 
parcial para a obtenção do Título de Engenheiro Eletricista, do curso de Engenharia Elétrica do 
Departamento Acadêmico de Eletrotécnica (DAELT) da Universidade Tecnológica Federal do 
Paraná (UTFPR). 
Curitiba, 05 de dezembro de 2016. 
 
_____________________________________ 
Prof. Emerson Rigoni, Dr. 
Coordenador de Curso de Engenharia Elétrica 
 
_____________________________________ 
Profa. Annemarlen Gehrke Castagna, Mestre 
Responsável pelos trabalhos de Conclusão de Curso 
de Engenharia Elétrica do DAELT 
 
ORIENTAÇÃO BANCA EXAMINADORA 
 
______________________________ 
Prof. Jair Urbanetz Junior, Dr. Eng. 
Universidade Tecnológica Federal do Paraná 
Orientador 
______________________________ 
Prof. Jair Urbanetz Junior, Dr. Eng. 
Universidade Tecnológica Federal do Paraná 
Orientador 
 
 
 ______________________________ 
Prof. Gerson Maximo Tiepolo, Dr. Eng. 
Universidade Tecnológica Federal do Paraná 
 
 
 ______________________________ 
Profa. Annemarlen Gehrke Castagna, Mestre 
Universidade Tecnológica Federal do Paraná 
 
 
 
 
DEDICATÓRIA 
 
 
 Em memória de minha tia Ana Linda, primeira pessoa que me apoiou na 
realização deste sonho de ser engenheira. À minha avó Maria de Fátima, 
minha segunda mãe, pelos ensinamentos religiosos, preocupação e 
cuidados. Aos meus pais, Edson e Ana Virginia e, ao meu irmão, Paulo 
Rubens, que são indispensáveis em minha vida e por quem tenho um amor 
infinito. Aos meus tios, Fábio e Keila, por me receberem como uma filha 
em Curitiba. A Fábio, namorado e também engenheiro eletricista, que me 
incentiva em todos os meus planos, acadêmicos e pessoais. 
Ana Júlia 
 
 
 
Aos meus pais, Marcos e Rise, que amo incondicionalmente e que são os 
principais contribuintes neste sonho de me tornar engenheira. Aos meus 
irmãos, por todas as conversas, risadas e cumplicidade. Aos meus tios 
Perseu e Rogéria, por todo suporte e conselhos nas diferentes fases da 
minha jornada. A Yago, meu companheiro, pelo amor, amizade e incentivo 
nos dias saudosos e pela felicidade indescritível que me proporciona. 
Narah Rank 
 
 
 
À minha mãe, Solange, pelos conselhos quando bate a saudade e nas horas 
difíceis. Ao meu papai que está no céu, Dorgival, por todo amor, 
ensinamento e boas lembranças deixadas. À minha irmã, Lore, pelas 
conversas, conselhos, viagens, e por estar sempre por perto. Ao meu irmão, 
Solano, por me mostrar a engenharia, pelo incentivo, e pela calculadora HP 
de presente. A Callan, meu confidente, por todo amor e carinho, e por me 
ajudar a descobrir meu maior potencial. 
Talita Bueno 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMENTOS 
 
 
Agradecemos primeiramente a Deus, pela oportunidade de poder ingressar e pela 
coragem para continuar e concluir um curso superior, pela saúde e pelos laços de amizade 
criados durante nossa jornada. 
Aos nossos pais, pelo incentivo e suporte na saída do aconchego do lar, pelo amor e 
carinho sempre e pelo esforço para que não nos faltassem recursos para que pudéssemos 
concluir nosso curso. 
Às nossas famílias, pelo carinho e apoio, nos entendendo nos momentos de ausência e 
comemorando junto nos momentos de alegria. 
Aos nossos amigos e colegas de classe com quem compartilhamos o trilhar para a 
conclusão desse curso, pelo apoio e conselho nas horas difíceis e por todos os momentos de 
aprendizado junto. 
Aos nossos professores que sempre foram nossos mestres e exemplos durante toda 
essa jornada e por seus ensinamentos que nos tornaram profissionais desse ramo. 
Ao nosso orientador Jair Urbanetz Junior por toda dedicação e empenho na realização 
desse projeto, pela compreensão, apoio e amizade. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“It always seems impossible until it’s done.” 
(Nelson Mandela) 
 
 
 
RESUMO 
 
 
ARAÚJO, A. J. N.; BUENO, T. B. A.; RANK, N. I. Análise dos Fatores de Perdas nos Sistemas 
Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica em Curitiba. 85 p. Trabalho de Conclusão de Curso 
(Engenharia Elétrica), Universidade Tecnológica Federal do Paraná. Curitiba, 2016. 
 
 Em prol de um maior desenvolvimento sustentável, diversificação da matriz elétrica 
brasileira e mitigação dos impactos socioambientais, o uso de fontes renováveis vem sendo 
promovido cada vez mais na sociedade. A energia solar é um tipo de fonte renovável e possui 
inúmeras vantagens para sua utilização, tanto a partir dos sistemas fotovoltaicos isolados 
(SFVI) quanto dos conectados à rede (SFCR), sendo uma fonte limpa e confiável. Porém, 
atrelado aos benefícios e vantagens que os sistemas fotovoltaicos trazem para a vida cotidiana, 
como em todo sistema real, há perdas inerentes à cada sistema. O foco de pesquisa para este 
trabalho é a análise de quatro sistemas fotovoltaicos instalados na cidade de Curitiba: Escritório 
Verde (EV) e Neoville da Universidade Tecnológica Federal do Paraná (UTFPR), ELCO e 
ELCOSUL. O presente trabalho apresenta a identificação e estudo dos fatores de perdas desses 
quatro sistemas através da análise dos índices de méritos, da topologia que constitui os 
equipamentos que os compõem, comparando-os em relação à tecnologia empregada e, por fim, 
através do modo de instalação de cada um. Além disso um levantamento qualitativo sobre as 
perdas que mais impactam na geração do sistema fotovoltaico em relação as demais também é 
detalhado neste estudo. 
 
Palavras-chave: Sistemas Fotovoltaicos. Energia Solar Fotovoltaica. Fatores de Perdas. Índices 
de Mérito. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ABSTRACT 
 
ARAÚJO, A. J. N.; BUENO, T. B. A.; RANK, N. I. Loss Factors Analysis in Photovoltaic 
Systems Connected to the Grid in Curitiba. 85 p. Trabalho de Conclusão de Curso (Engenharia 
Elétrica), Universidade Tecnológica Federal do Paraná. Curitiba, 2016. 
 
 Renewable energy sources enable more sustainable development, diversify Brazil’s 
energy matrix, and mitigate the socio-environmental impacts of traditional energy sources. As 
a result, renewable energy sources have increasingly been promoted as an alternative to 
traditional energy sources. Solar energy, either from Isolated or Grid-Connected Photovoltaic 
Systems, is a renewable energy source that provides a clean, reliable, and effective alternative 
to traditional energy sources. Photovoltaic systems, despite their advantages to traditional 
energy sources, as in any real system, have losses inherent to it. This paper focuses on four grid-
connected photovoltaic systems in Curitiba: Green Office and Neoville UTFPR systems, ELCO 
and ELCOSUL. The paperidentifies and presents a detailed study of the major power loss 
factors in each system by analyzing the topology, equipment technologies and performance 
parameters of each system. Furthermore, the paper will present a qualitative analysis of the 
factors that have the most impact on photovoltaic system performance. 
 
Keywords: Photovoltaic Systems. Photovoltaic Solar Energy. Power Loss Factors. Performance 
Parameters. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
Figura 1: A oferta de recursos energéticos renováveis e seu potencial explorável em 
comparação com a energia demandada e o consumo mundial de energia. ............................... 20	
Figura 2: Matriz elétrica brasileira. ........................................................................................... 21	
Figura 3: Componentes da Radiação Solar. .............................................................................. 22	
Figura 4: Piranômetro Termoelétrico. ....................................................................................... 23	
Figura 5: Piranômetro Fotovoltaico. ......................................................................................... 24	
Figura 6: Pireliômetro. .............................................................................................................. 24	
Figura 7: Relação entre as bandas em materiais: condutor, semicondutor e isolante. .............. 25	
Figura 8: Funcionamento de uma célula fotovoltaica. .............................................................. 26	
Figura 9: Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica. ...................................................... 27	
Figura 10: Estrutura de um painel fotovoltaico. ....................................................................... 29	
Figura 11: Diagrama básico de um SFI. ................................................................................... 30	
Figura 12: Diagrama elétrico de um SFCR ............................................................................... 31	
Figura 13: Diagrama de um SFCR com medidor bidirecional. ............................................... 31	
Figura 14: Fatores de perdas do estudo feito em 2001. ............................................................ 32	
Figura 15: Fatores de perdas do estudo feito em 2013. ............................................................ 33	
Figura 16: Anomalias da curva I-V de um painel fotovoltaico. ............................................... 34	
Figura 17: Módulo sem diodo de desvio com um ponto quente. .............................................. 35	
Figura 18: Caminho da corrente em módulo com diodo de desvio. ......................................... 36	
Figura 19: Módulo parcialmente sombreado com diodo de desvio. ......................................... 36	
Figura 20: Curvas I-V de um módulo contendo uma célula sombreada, com e sem a utilização 
do diodo de desvio. ................................................................................................................... 37	
Figura 21: Sombreamento parcial com módulos na horizontal ou vertical. ............................. 37	
Figura 22: Sombreamento parcial com módulos fotovoltaicos conectados em série. .............. 38	
Figura 23: Sombreamento parcial de duas strings de módulos fotovoltaicos conectados em 
paralelo. ..................................................................................................................................... 39	
Figura 24: Sombreamento parcial de uma a quatro strings de módulos fotovoltaicos 
conectados em paralelo. ............................................................................................................ 39	
Figura 25: Curva I-V de módulos a diferentes temperaturas e irradiância constante de 
1000W/m². ................................................................................................................................ 40	
Figura 26: Dependência da temperatura em relação aos coeficientes de temperatura de um 
módulo de silício cristalino. ...................................................................................................... 41	
Figura 27: Aumento da temperatura e redução no índice yield de acordo com o modo de 
instalação do painel fotovoltaico. ............................................................................................. 41	
Figura 28: Simbologia elétrica do inversor ............................................................................... 42	
Figura 29: (a) Forma da onda de tensão (V) e de corrente (I) referente ao sistema de 
chaveamento dos semicondutores no inversor; (b) Potência dissipada no dispositivo 
semicondutor na fase de chaveamento e de condução. ............................................................. 43	
Figura 30: Curva eficiência vs carregamento em um inversor genérico. ................................. 44	
 
 
Figura 31: a) inversor centralizado; b) inversor por string (configuração CA paralelo); c) 
inversor multi-string (configuração CC paralelo); d) inversores assimilados aos respectivos 
módulos FV. .............................................................................................................................. 46	
Figura 32:Inversor com transformador de baixa frequência. .................................................... 47	
Figura 33: Inversor com transformador de alta frequência. ...................................................... 47	
Figura 34: Inversor sem transformador. .................................................................................... 48	
Figura 35: Multi-string. ............................................................................................................. 48	
Figura 36: Cabo MC-4. ............................................................................................................. 50	
Figura 37: Principais fatores responsáveis pela degradação de módulos fotovoltaicos ........... 51	
Figura 38: Módulo FV com delaminação. ................................................................................ 52	
Figura 39: Diagrama de módulo FV com delaminação. ........................................................... 53	
Figura 40: Sistema Fotovoltaico do Escritório Verde. .............................................................. 59	
Figura 41: Sistema Fotovoltaico da ELCO. .............................................................................. 62	
Figura 42: : Sistema Fotovoltaico do Neoville ......................................................................... 65	
Figura 43: Detalhe do Painel Fotovoltaico da ELCOSUL. ....................................................... 69	
Figura 44: Painel Fotovoltaico da ELCOSUL. ......................................................................... 69	
Figura 45: Temperatura do painel fotovoltaico do Escritório Verde. ....................................... 73	
Figura 46: Temperatura do painel fotovoltaico do Neoville. .................................................... 74	
Figura 47: Sombreamento no Escritório Verde. ....................................................................... 75	
Figura 48: Sujidade encontrada nos módulos do Escritório Verde antes da limpeza. .............. 76	
Figura 49: Detalhe da sujidade nos módulos do Escritório Verde antes da limpeza. ............... 76	
Figura 50: Módulos fotovoltaicos do Escritório Verde após a limpeza. ................................... 77	
Figura 51: Sujidade no módulo fotovoltaico do Neoville. ........................................................ 78	
 
 
LISTA DE TABELAS 
 
Tabela 1: Produtividade do Escritório Verde ............................................................................ 60	
Tabela 2: Taxa de Desempenho do Escritório Verde ............................................................... 61	
Tabela 3: Fator de Capacidade do Escritório Verde ................................................................. 61	
Tabela 4: Produtividade da ELCO ............................................................................................63	
Tabela 5: Taxa de Desempenho da ELCO ................................................................................ 64	
Tabela 6: Fator de Capacidade da ELCO ................................................................................. 64	
Tabela 7: Produtividade do Neoville ........................................................................................ 67	
Tabela 8: Taxa de Desempenho do Neoville ............................................................................ 67	
Tabela 9: Fator de Capacidade do Neoville .............................................................................. 68	
Tabela 10: Produtividade da ELCOSUL .................................................................................. 71	
Tabela 11: Taxa de Desempenho da ELCOSUL ...................................................................... 71	
Tabela 12: Fator de Capacidade da ELCOSUL ........................................................................ 72	
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE GRÁFICOS 
 
Gráfico 1: Eficiência de células fotovoltaicas ao longo dos anos. ............................................ 28	
Gráfico 2: Dados de irradiação diária média no plano horizontal em Curitiba, coletados do 
INMET. ..................................................................................................................................... 58	
Gráfico 3: Dados de irradiação diária média no plano inclinado do EV manipulados com 
auxílio do programa RADIASOL. ............................................................................................ 59	
Gráfico 4: Dados de geração do EV. ........................................................................................ 60	
Gráfico 5: Dados de irradiação diária média no plano inclinado da ELCO manipulados com 
auxílio do programa RADIASOL. ............................................................................................ 62	
Gráfico 6: Dados de geração da ELCO. .................................................................................... 63	
Gráfico 7: Dados de irradiação diária média no plano inclinado do NEOVILLE manipulados 
com auxílio do programa RADIASOL. .................................................................................... 66	
Gráfico 8: Dados de geração do NEOVILLE. .......................................................................... 66	
Gráfico 9: Dados de irradiação diária média no plano inclinado da ELCOSUL manipulados 
com auxílio do programa RADIASOL ..................................................................................... 70	
Gráfico 10: Dados de geração da ELCOSUL ........................................................................... 70	
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE SIGLAS 
 
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 
 
CA – Corrente Alternada 
 
CC – Corrente Contínua 
 
FC – Fator de capacidade 
 
EPE – Empresa de Pesquisa Energética 
 
EV – Escritório Verde 
 
EVA – Etil Vinil Acetato 
 
FV – Fotovoltaico 
 
INMET – Instituto Nacional de Meteorologia 
 
LID – Light Induced Degradation (Degradação Induzida pela Luz) 
 
MPP – Maximum Power Point (Ponto de Máxima Potência) 
 
PID – Potential Induced Degradation (Degradação Induzida do Potencial) 
 
SFCR – Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede 
 
UTFPR – Universidade Tecnológica Federal do Paraná 
 
UV – Ultravioleta 
 
YF – Final Yield (Produtividade) 
 
 
SUMÁRIO 
 
1 INTRODUÇÃO ..................................................................................................................... 15	
1.1 TEMA DE PESQUISA ....................................................................................................... 16	
1.1.1 Delimitação do Tema ....................................................................................................... 16	
1.2 PROBLEMAS E PREMISSAS .......................................................................................... 16	
1.3 OBJETIVOS ....................................................................................................................... 17	
1.3.1 Objetivo Geral .................................................................................................................. 17	
1.3.2 Objetivos Específicos ....................................................................................................... 17	
1.4 JUSTIFICATIVA ............................................................................................................... 18	
1.5 PROCEDIMENTOS METODOLÓGICOS ....................................................................... 18	
1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO ....................................................................................... 19	
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA ......................................................................................... 20	
2.1 ENERGIA SOLAR ............................................................................................................. 20	
2.2 RADIAÇÃO SOLAR ......................................................................................................... 21	
2.2.1 Conceitos .......................................................................................................................... 21	
2.2.2 Instrumentos de Medição ................................................................................................. 23	
2.3 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA ............................................................................. 24	
2.3.1 Efeito Fotoelétrico e Efeito Fotovoltaico ......................................................................... 24	
2.3.2 Componentes do Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica ................................ 27	
2.3.2.1 Células Fotovoltaicas .................................................................................................... 27	
2.3.2.2 Módulos Fotovoltaicos ................................................................................................. 28	
2.3.2.3 Inversores ...................................................................................................................... 29	
2.3.3 Tipos de Sistemas Fotovoltaicos ...................................................................................... 30	
2.3.3.1 Sistemas Fotovoltaicos Isolados ................................................................................... 30	
2.3.3.2 Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica .................................................... 30	
2.4 FATORES DE PERDAS .................................................................................................... 31	
2.4.1 Perdas por Acúmulo de Sujeira e Sombreamento Parcial ............................................... 34	
2.4.2 Perdas por Aumento de Temperatura .............................................................................. 40	
2.4.3 Perdas nos Inversores ....................................................................................................... 42	
2.4.4 Descasamento de Módulos (Mismatch) ........................................................................... 48	
2.4.5 Perdas na Fiação Elétrica – Conectores e Condutores ..................................................... 49	
2.4.6 Degradação de Painéis ..................................................................................................... 50	
2.4.6.1 Corrosão ........................................................................................................................ 51	
2.4.6.2 Delaminação ................................................................................................................. 52	
2.4.6.3 Descoloração ................................................................................................................. 52	
2.4.6.4 PID – Potential Indution Degradation ......................................................................... 53	
2.4.6.5 LID – Light Induced Degradation ................................................................................54	
2.5 ÍNDICES DE MÉRITO ...................................................................................................... 54	
2.5.1 Produtividade ou Yield ..................................................................................................... 54	
2.5.2 Taxa de Desempenho ou Performance Ratio .................................................................. 55	
2.5.3 Fator de Capacidade ......................................................................................................... 55	
3 LEVANTAMENTO E ANÁLISE DE DADOS .................................................................... 57	
3.1 RADIASOL ........................................................................................................................ 57	
3.2 ESCRITÓRIO VERDE (EV) .............................................................................................. 58	
3.2.1 Índices de mérito do Escritório Verde ............................................................................. 60	
3.3 ELCO .................................................................................................................................. 62	
3.3.1 Índices de mérito da ELCO .............................................................................................. 63	
3.4 NEOVILLE ......................................................................................................................... 65	
 
 
3.4.1 Índices de mérito do Neoville .......................................................................................... 66	
3.5 ELCOSUL........................................................................................................................... 68	
3.5.1 Índices de mérito da ELCOSUL ...................................................................................... 70	
4 ANÁLISE DOS PRINCIPAIS FATORES DE PERDAS ..................................................... 73	
4.1 TEMPERATURA ............................................................................................................... 73	
4.2 SOMBREAMENTO ........................................................................................................... 74	
4.3 SUJIDADE ......................................................................................................................... 75	
4.4 EFICIÊNCIA DO INVERSOR........................................................................................... 78	
5 CONCLUSÕES ..................................................................................................................... 79	
REFERÊNCIAS ........................................................................................................................ 82	
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
15 
 
1 INTRODUÇÃO 
Observando a atual matriz elétrica brasileira, composta principalmente por usinas 
hidroelétricas e térmicas, nota-se a carência de uma diversificação na produção de energia 
elétrica. Assim sendo, as demandas por fontes alternativas de energia vêm sendo cada vez mais 
incorporadas à realidade, a fim de proporcionarem uma geração autossuficiente e com impactos 
ambientais reduzidos. O Brasil apresenta um enorme potencial para a implementação de 
sistemas complementares de produção de energia, com seu vasto território de 8,5 milhões de 
metros quadrados, os 7 mil quilômetros de litoral e fatores climáticos favoráveis. O foco atual 
é abranger opções para complementar a matriz elétrica visando torná-la eficiente com sistemas 
sustentáveis e economicamente viáveis, utilizando-se dos recursos naturais como o vento, o sol, 
a maré e outros. (ANEEL, 2008). 
Com a evolução das tecnologias houve uma maior acessibilidade e um enorme 
incentivo à utilização de recursos limpos de energia. Contudo, as barreiras socioeconômicas 
ainda são um forte obstáculo, dificultando a implementação de tais sistemas, tanto pela falta de 
investimentos governamentais, quanto pelos seus altos custos. Estabeleceu-se em 2012, de 
acordo com a resolução normativa da ANEEL nº 482/2012, a permissão ao consumidor 
brasileiro de gerar energia elétrica para consumo próprio a partir de fontes renováveis 
conectadas à rede. Além disso, este consumidor poderá fornecer o excedente da produção à rede 
de distribuição, favorecendo-se do sistema de “compensação” que é utilizado para reduzir os 
custos do consumo elétrico medido pela concessionária (ANEEL, 2012). Essa medida 
impulsionou o crescimento do mercado de fontes limpas. 
O Brasil possui um total de 42 de empreendimentos considerados usinas fotovoltaicas 
em operação, com aproximadamente 23.008 kW de potência instalada (BIG, 2016). Porém, se 
levados em consideração os dados de geração de energia fotovoltaica de sistemas de micro e 
minigeração distribuída, o número de sistemas aumenta para 5437, com potência instalada total 
de 39.491 kW (ANEEL, 2016), totalizando 62.499 kWp. 
Entretanto, ainda há muito para se explorar no quesito de aproveitamento do potencial 
nacional de energia, principalmente no que se refere ao aproveitamento fotovoltaico do país. 
Os sistemas fotovoltaicos apresentam uma enorme sustentabilidade e aproveitam a energia solar 
para fornecer energia elétrica. Possibilitam, além da integração com a rede de distribuição, a 
aplicação e instalação desses sistemas no meio urbano (URBANETZ, 2010). Apesar das 
16 
 
inúmeras vantagens atreladas ao sistema fotovoltaico, estudos relacionados aos fatores de 
perdas são de suma importância para o aprimoramento de sua eficiência energética. 
1.1 TEMA DE PESQUISA 
O presente trabalho tem por objetivo acompanhar o desempenho e analisar os fatores 
de perdas que interferem na produtividade dos Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 
Elétrica em Curitiba (SFCR). 
1.1.1 Delimitação do Tema 
Neste trabalho foi dada continuidade aos estudos feitos por Machado e Correa (2015) 
em Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica (SFCR) instalados em Curitiba, entre 
eles o do Escritório Verde e Neoville da UTFPR, o da ELCO Engenharia de Montagens Ltda, 
o da ELCOSUL. Durante o ano de 2016 foram analisados os fatores de perda que influenciam 
no desempenho destes sistemas. Foi feito um acompanhamento dos índices de mérito, os quais 
são indicadores de eficiência que mostram se o sistema está configurado de forma que aproveite 
o recurso solar de forma otimizada (BENEDITO, 2009). 
1.2 PROBLEMAS E PREMISSAS 
Com a atual crise energética brasileira, vê-se a necessidade de diversificar a sua matriz 
elétrica. A falta de chuva faz com o que o sistema energético composto majoritariamente por 
hidrelétricas entre em colapso. A utilização de termelétricas em plena carga aumenta 
drasticamente os impactos ambientais e econômicos. Uma solução para minimizar esses 
problemas seria a utilização de fontes renováveis de energia, em especial energia fotovoltaica, 
uma fonte de energia abundante, não poluente e sustentável. Com a utilização de uma geração 
distribuída o consumidor pode se tornar produtor de energia fornecendo a energia excedente 
para a rede elétrica. Com a utilização deste sistema haveria uma significativa diminuição de 
impactos socioambientais na geração de energia elétrica, e também uma diminuição nas perdas 
associadas à transmissão de energia. 
Atualmente os custos estão mais atrativos para o consumidor residencial. A resolução 
normativa da ANEEL nº 482/2012 prevê o sistema de compensação de energia elétrica por meio 
17 
 
do modelo chamado net metering. Segundo Urbanetz (2015), o problema deste modelo é 
quando se observa a incidência de imposto no momento do consumo dos créditos obtidos pela 
troca de energia produzida. De acordo com Pinho e Galdino (2014) com impostos elevados e 
poucas políticas de incentivo, o mercado brasileiro ainda é incipiente. 
O território brasileiro tem elevados índices de irradiação, tendo o estado do Paraná 
potencial solar fotovoltaicoe produtividade estimada média superior à de países europeus como 
Alemanha e Itália (TIEPOLO, 2015). 
1.3 OBJETIVOS 
1.3.1 Objetivo Geral 
Acompanhar e estudar as principais fontes de perda no sistema fotovoltaico conectado 
à rede elétrica do Escritório Verde da UTFPR, da ELCO, ELCOSUL e do Neoville, com o 
intuito de propor melhorias no desempenho desses sistemas. 
1.3.2 Objetivos Específicos 
• Estudar os equipamentos e novas tecnologias no mercado que melhorarão o desempenho de 
SFCR. 
• Estudar as características construtivas e elétricas do SFCR instalado no Escritório Verde, 
Neoville, ELCO e ELCOSUL. 
• Realizar coleta de dados de radiação solar e potência fornecida pelo SFCR do Escritório 
Verde antes e após a sua limpeza. 
• Estudar as perdas em decorrência do sombreamento já constatado no painel fotovoltaico do 
Escritório Verde. 
• Realizar coleta de dados e verificar, com base nos estudos das perdas, os resultados obtidos 
para o câmpus Neoville. 
• Realizar a medição da temperatura de paineis fotovoltaicos em diferentes modos de 
instalação na cidade de Curitiba, verificando o desempenho do sistema para cada situação. 
• Realizar um estudo das características e da eficiência em inversores dos SFCR. 
• Estudar e analisar outras possíveis perdas nos SFCR que poderão causar redução na 
conversão de energia solar em energia elétrica. 
18 
 
• Comparar e analisar os valores reais obtidos com os valores esperados, avaliando as 
possíveis causas para as diferenças, caso elas existam. 
1.4 JUSTIFICATIVA 
A energia gerada pelo Sol é indispensável para a vida na Terra, e o seu aproveitamento 
para geração de energia elétrica através de sistemas fotovoltaicos é uma das alternativas mais 
estudadas e promissoras atualmente. Este tipo de geração de energia elétrica possui como 
grande vantagem o mínimo impacto ambiental, pois além de não emitir gases poluentes, pode 
ser instalada em harmonia com centros urbanos (PINHO e GALDINO, 2014). 
Apesar disto, a energia solar para produção de energia elétrica ainda é pouco utilizada 
no Brasil, não por falta de potencial pois o país possui índices de irradiação bem maiores que 
os da Alemanha por exemplo, mas principalmente por falta de incentivos governamentais e 
medidas para aumentar o número de pessoas com conhecimento nesta área. 
A realização desta análise de perdas nos sistemas fotovoltaicos do Escritório Verde, 
Neoville, ELCO e ELCOSUL possibilitará não só a obtenção de um resultado imediato no 
desempenho, como também servirá como fonte de estudo para futuras instalações, visando o 
máximo aproveitamento possível de sua eficiência. De forma indireta os resultados das coletas 
e do estudo também irão expor o potencial em Curitiba e consequentemente aumentar o 
incentivo em energia fotovoltaica. 
1.5 PROCEDIMENTOS METODOLÓGICOS 
As etapas contempladas para a execução deste trabalho foram: 
• Primeiramente foram levantadas todas as informações teóricas sobre o assunto, através de 
referências bibliográficas, livros, artigos científicos, obras realizadas e na internet. Com o 
objetivo de obter uma visão abrangente sobre os sistemas fotovoltaicos conectados à rede, 
bem como seus componentes e estrutura. 
• Foram analisados, nos sistemas escolhidos para este trabalho, os fatores de perdas que 
afetam de modo direto ou indireto a eficiência do sistema e coletar dados por meio de 
observações e experimentos, com o intuito de realizar um estudo comparativo entre as 
situações que levam em consideração esses fatores e as situações em que esses fatores 
podem ser removidos ou minimizados. 
19 
 
• Apresentar por meio de gráficos e tabelas, dados coletados sobre os sistemas estudados, a 
fim de constar no trabalho as definições das perdas e também os números e porcentagens 
que indicam como esse fator pode alterar o desempenho dos SFCRs de modo significativo. 
• Comparação dos dados individuais de cada sistema analisado para que seja obtida uma 
análise conjunta dos principais fatores de perdas observados, conslusões e sugestões de 
melhoria para o sistema. 
1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO 
O presente trabalho comporta a seguinte estrutura: 
• Capítulo introdutório – Apresenta o tema, os objetivos, os problemas e premissas, a 
justificativa para realização deste trabalho, as metas a serem alcançadas e a metodologia de 
pesquisa que será adotada. 
• Segundo capítulo – Aborda a teoria sobre os sistemas fotovoltaicos conectados à rede 
elétrica. As explicações sobre os conceitos físicos envolvidos, desde a natureza da radiação 
solar, o modo que as configurações das células fotovoltaicas atuam, o modo que são 
estruturadas, até chegar no funcionamento geral do sistema. Além disso, são citados e 
explicados os principais fatores de perdas que afetam a eficiência desses sistemas. 
• Terceiro capítulo – Aqui são fornecidos os dados coletados durante os experimentos 
práticos, com um maior enfoque nas comparações das análises feitas que evidenciem as 
desvantagens implicadas pelos fatores de perdas. 
• Quarto capítulo – Traz as comparações sobre o estudo realizado no trabalho, com a 
explicitação dos principais experimentos e resultados relacionados aos fatores de perdas. 
• Último capítulo – Traz as conclusões sobre o estudo realizado no trabalho com as possíveis 
propostas para a melhoria e otimização do sistema. 
 
 
 
 
 
 
 
20 
 
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA 
2.1 ENERGIA SOLAR 
O Sol é fonte primária de energia, inesgotável na escala terrestre de tempo, sendo ele 
o principal responsável pela origem das outras fontes de energia na Terra (PINHO e GALDINO, 
2014). Na figura 1 tem-se a representação de recursos energéticos não renováveis e renováveis 
disponíveis na Terra. Os recursos energéticos renováveis representados são os disponíveis em 
um período de um ano, em comparação com a quantidade mundialmente aproveitada desses 
recursos (cubo interno), na forma de eletricidade, energia química e calor nesse mesmo período. 
 
Figura 1: A oferta de recursos energéticos renováveis e seu potencial explorável em comparação com a 
energia demandada e o consumo mundial de energia. 
Fonte: DGS, 2013. 
De acordo com a figura 1 pode-se observar que a energia solar é a mais abundante, e 
ainda tem um enorme potencial a ser explorado. Foi observado que um período de duas horas 
é o suficiente para suprir o consumo energético anual na Terra (PINHO e GALDINO, 2014). 
No Brasil 64% da energia elétrica é gerada a partir de hidrelétricas, como pode ser 
visto na figura 2. Apesar de serem consideradas limpas e renováveis, elas causam um grande 
impacto social e ambiental, devido a realocação de populações ribeirinhas, alagamento de 
grandes áreas, e processo de degradação anaeróbica das áreas alagadas, que geram gases do 
efeito estufa. Além disso, os grandes rios, de alta capacidade de geração, já estão sendo 
utilizados (PEREIRA et. al., 2006). 
21 
 
 
 Figura 2: Matriz elétrica brasileira. 
 Fonte: EPE, 2016. 
A queima de combustíveis fósseis também é largamente utilizada para a geração de 
eletricidade, sendo utilizada principalmente no setor de transporte e agropecuário, e é um 
grande contribuinte na emissão de gases do efeito estufa. A energia nuclear é considerada limpa, 
contudo traz questionamentos quanto aos riscos associados e deposição dos rejeitos radioativos 
gerados. A energia eólica vem recebendo grandes investimentos e ajuda na descentralização e 
complementação da energia elétrica gerada, no entanto grande parte do país não apresenta 
condições adequadas para a instalação de parques eólicos. Entretanto, a localização e clima do 
Brasil são favoráveis para o grande aproveitamento de energia solar durante o ano inteiro 
(PEREIRA et. al., 2006). 
2.2 RADIAÇÃO SOLAR 
2.2.1 Conceitos 
A radiação solar possui três componentes: Direta, Difusa e Albedo, como mostrado na 
figura 3. A componente direta é a que não sofre nenhum desvio e produz sombrasnítidas. A 
componente difusa é a que sofreu desvio por espalhamento pelo ar, vapor d’água e poeira. A 
componente albedo é a resultante da reflexão em superfícies inclinadas no entorno (PINHO e 
GALDINO, 2014). 
22 
 
 
Figura 3: Componentes da Radiação Solar. 
Fonte: Viana, 2010. 
De acordo com Pinho e Galdino (2014), a irradiância solar que atinge a camada 
atmosférica, perpendicular a superfície da terra, é de aproximadamente 1.367 W/m², 
denominada constante solar. Entretanto, nem toda essa radiação chega na superfície da Terra. 
A atmosfera terrestre reduz este valor através de reflexão, absorção e espalhamento. O nível de 
irradiância que chega à superfície da Terra, adotado como condição padrão de ensaio, é de 1.000 
W/m². 
Quando calculada a irradiação no plano inclinado, a componente refletida das 
superfícies (albedo) também é considerada. A radiação solar em uma superfície inclinada, 
alinhada perpendicularmente com a direção dos raios solares, é maior que na superfície 
horizontal (DGS, 2013). 
O termo radiação solar é utilizado de forma genérica, podendo significar irradiância 
solar, quando se referido como fluxo de potência (valor instantâneo), ou então irradiação solar, 
quando se referido em termos de energia por unidade de área (valor integrado). 
De acordo com a NBR 10899 (2006): 
Irradiância (G) é a taxa na qual a radiação solar incide em uma superfície, por unidade 
de área. Sua unidade é o watt por metro quadrado [W/m²]. 
Irradiância total (𝐺"#") é a potência radiante solar total com todas as suas componentes 
(direta, difusa e albedo), por unidade de área, em uma superfície com qualquer inclinação. 
Irradiação Solar é a irradiância solar integrada durante um intervalo de tempo. Sua 
unidade é o watt hora por metro quadrado [Wh/m²]. É representada por “H” quando integrada 
em um dia [Wh/m².dia]. 
23 
 
2.2.2 Instrumentos de Medição 
O conhecimento dos valores de radiação solar na superfície terrestre é importante para 
ajudar na identificação do local mais adequado para a instalação do painel fotovoltaico, cálculo 
do seu dimensionamento, cálculo da produção de energia num período de tempo, e para criação 
de soluções para dimensionamento em sistemas isolados. A irradiância é medida diretamente 
utilizando piranômetros termoelétricos, piranômetros fotovoltaicos, ou pireliômetros (PINHO 
e GALDINO, 2014). 
Piranômetros termoelétricos (figura 4) são sensores de alta precisão que medem a 
irradiância solar global incidente numa superfície plana. Este sensor é composto por duas 
semiesferas de vidro concêntricas, e uma termopilha como sensor (termopares em série). A 
radiação solar passa pelas semiesferas de vidro, esquentando o sensor, em seguida os 
termopares medem uma diferença de tensão que é proporcional a diferença de temperatura, e 
então a irradiância pode ser calculada. Como eles trabalham em função da temperatura, eles 
tem uma resposta um pouco devagar. Variações rápidas de radiação solar, causadas por 
exemplo num dia de céu parcialmente nublado, podem não ser notadas (PINHO e GALDINO, 
2014). 
 
Figura 4: Piranômetro Termoelétrico. 
Fonte: Pinho e Galdino, 2014. 
O piranômetro fotovoltaico (figura 5) é composto por uma célula fotovoltaica. Este 
sensor tem um custo bem mais baixo, porém não é tão preciso quanto o piranômetro de 
termopilha. Sua incerteza pode chegar a 5% em relação ao piranômetro de termopilha, porém 
24 
 
tem a vantagem de ter um tempo de resposta praticamente instantâneo (PINHO e GALDINO, 
2014). 
 
Figura 5: Piranômetro Fotovoltaico. 
Fonte: Pinho e Galdino, 2014. 
O pireliômetro, como mostrado na figura 6, é um instrumento que mede a irradiância 
direta normal à superfície. O valor da irradiância difusa pode ser medida com um piranômetro 
ao qual é acoplado um disco que faz sombra e bloqueia a componente direta. Combinando-se 
os dois valores, pode-se obter a componente global, ou cada um individualmente (PINHO e 
GALDINO, 2014). 
 
Figura 6: Pireliômetro. 
Fonte: Pinho e Galdino, 2014. 
2.3 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA 
2.3.1 Efeito Fotoelétrico e Efeito Fotovoltaico 
Descoberto em 1887 pelo físico Heinrich Hertz (1857-1854) e melhor explicado em 
1905 pelo físico alemão Albert Einstein (1879-1955) com a teoria corpuscular da luz, o efeito 
fotoelétrico se refere à emissão de elétrons de uma superfície metálica devido à incidência de 
25 
 
fótons (pacotes de luz) que integram a radiação eletromagnética. Estes elétrons são chamados 
de fotoelétrons e são arrancados da superfície do metal ao receber energia suficiente da luz 
incidente sobre eles. Sendo assim, se a radiação incidente não possuir uma frequência 
suficientemente alta, o efeito fotoelétrico não ocorrerá (CAVALCANTE; TAVOLARO, 2002, 
p. 24). A energia do fóton é dada pela equação 1. 
𝐸% = ℎ. 𝑓 (1) 
Onde, 
Ef é a energia do fóton (J), h é a constante de Planck (J.s). 
O efeito fotovoltaico, observado pela primeira vez em 1839 pelo físico francês 
Alexandre-Edmond Becquerel (1820-1891), é o fenômeno físico que permite a conversão direta 
da luz em eletricidade (PINHO e GALDINO, 2014). Essa eletricidade é gerada a partir da 
diferença de potencial existente em um material semicondutor ao ser aplicado uma luz sobre 
ele. Este material chamado de semicondutor possui uma banda de valência, onde é permitida a 
presença de elétrons, e a banda de condução, sem a presença de elétrons. A faixa que fica entre 
essas duas bandas é chamada de banda proibida ou “bandgap”, representada por Eg e é a sua 
largura que determina se um material é semicondutor. Materiais isolantes, por exemplo, 
possuem um bandgap maior que 3 eV (elétron-volt), enquanto um material semicondutor 
apresenta um bandgap médio de 1 eV. Assim, os fótons com energia superior à banda proibida, 
ao incidirem sobre esse material poderão excitar os elétrons da faixa de valência para faixa de 
condução. A figura 7 apresenta a relação entre essas bandas em material condutor, 
semicondutor e isolante. 
 
Figura 7: Relação entre as bandas em materiais: condutor, semicondutor e isolante. 
Fonte: Pinho e Galdino, 2014. 
 
26 
 
 Para aplicação fotovoltaica o condutor de silício é largamente utilizado. Os átomos do 
silício se caracterizam por possuir quatro elétrons que se ligam aos elétrons vizinhos, formando 
uma rede cristalina. Esta rede pode ser dopada com átomos de outros materiais que possuam 
características de doadores de elétrons ou receptores de elétrons, que é o caso do fósforo e do 
boro, respectivamente. Se à rede cristalina do silício forem adicionados átomos de fósforo, que 
possuem cinco elétrons de ligação, haverá então nove elétrons e um deles estará fracamente 
ligado ao átomo. Portanto o fósforo é um dopante doador de elétrons, conhecido como dopante 
N. Já no caso de uma dopagem da rede com átomos de três elétrons de ligação, como o átomo 
do boro, haverá a falta de um elétron. Essa falta do elétron é chamada de lacuna ou buraco. Por 
este motivo o átomo de boro é um dopante do tipo P, receptor de elétrons (PINHO e GALDINO, 
2014). 
Ao se introduzir a uma face do silício puro átomos de boro e em outra face átomos de 
fósforo, forma-se uma junção chamada de pn. Assim os elétrons livres de n passam para a face 
p e os buracos da face p passam para a n, tornando a face p carregada negativamente devido ao 
excesso de elétrons e a face n eletricamente positiva devido ao acúmulo de lacunas. Quando a 
junção pn é exposta à energia solar, os fótons com energia superior ao bandgap (Ef > Eg) 
formarão pares elétron-lacuna, acelerando as cargas onde o campo elétrico é diferente de zero, 
gerando então uma corrente entre a junção e criando-se uma diferença de potencial. Ao se 
colocar um fio elétrico entre essas duas faces, surge a circulação de corrente elétrica. Este, pois, 
é o funcionamento básico de uma célula fotovoltaica como mostraa figura 8. 
 
 
Figura 8: Funcionamento de uma célula fotovoltaica. 
Fonte: Almeida, 2012. 
 
 
27 
 
2.3.2 Componentes do Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica 
2.3.2.1 Células Fotovoltaicas 
Como foi visto anteriormente a célula fotovoltaica converte a luz solar em eletricidade, 
conhecido como efeito fotovoltaico. A figura 9 apresenta um circuito equivalente de uma célula 
fotovoltaica, onde o diodo representa a junção pn e as resistência Rs e Rp as resistências em 
série e paralelo, respectivamente. Segundo Pinho e Galdino (2014) a resistência em série é 
devido a junção metal-semicondutor, malhas metálicas, regiões dopadas, etc. Enquanto que a 
resistência em paralelo é devido a pontos de curto-circuito na junção pn. 
 
 
Figura 9: Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica. 
Fonte: Pinho e Galdino, 2014. 
 
Os materiais semicondutores mais utilizados para fabricação dessas células, em ordem 
decrescente de utilização, são: silício (Si) cristalino (c-Si), multicristalino (m-Si), amorfo (a-Si) 
e microcristalino (µ-Si); telúrio (Te); cádmio (Cd); cobre (Cu); índio (I); gálio (Ga); selênio 
(Se), entre outros (RÜTHER, 2004). 
Alguns dos fatores que contribuem para o silício ser o material mais tradicional é que 
este, além de não ser tóxico, é o segundo elemento mais abundante da Terra com mais de 28% 
da massa da crosta terrestre (STEPHEN D. BUTZ, 2002). O gráfico 1 apresenta de forma 
cronológica a eficiência de diferentes tecnologias de células fotovoltaicas até o ano 2015. 
28 
 
 
 
Gráfico 1: Eficiência de células fotovoltaicas ao longo dos anos. 
Fonte: NREL, 2015. 
2.3.2.2 Módulos Fotovoltaicos 
Um conjunto de células fotovoltaicas, devidamente conectadas eletricamente e 
acondicionadas para resistir à exposição ao ar livre e intempérie, é denominado módulo 
fotovoltaico e a principal especificação de um módulo é a potência nominal, que é a potência 
de saída sob as condições-padrão de referência para ensaio (VIANA, 2010). 
Com a formação, vista anteriormente, das células em arranjos série/paralelo forma-se 
um módulo fotovoltaico, e, para gerar a energia requerida pela carga, estes módulos são 
associados formando assim um painel fotovoltaico com o objetivo de obter o nível de tensão e 
corrente desejados (URBANETZ, 2010). Um módulo pode conter de 36 a 216 células FV, estas 
células são soldadas em tiras e encapsuladas para proteção contra as intempéries e para 
resistência mecânica do módulo. Esse encapsulamento é dado com um sanduíche de vidro 
temperado de alta resistência, as células, EVA estabilizado, e um filme isolante. Terminado 
esse processo, coloca-se uma moldura de alumínio anonizado e a caixa de conexões elétricas, 
como mostra a figura 10 (PINHO e GALDINO, 2014). 
 
29 
 
 
Figura 10: Estrutura de um painel fotovoltaico. 
Fonte: Pinho e Galdino, 2014. 
2.3.2.3 Inversores 
Os módulos fotovoltaicos geram energia em corrente contínua CC, portanto é 
necessário um equipamento eletrônico que converta a energia em corrente alternada CA para 
corrente contínua CC, este equipamento é chamado de inversor. 
Segundo Viana (2010), o inversor dos sistemas conectados à rede é especialmente 
projetado e construído de modo que ao detectar a presença da rede passa a operar, convertendo 
a corrente contínua (CC), vinda do painel fotovoltaico, em corrente alternada (CA) e injetando 
diretamente na rede, com o mesmo padrão de tensão, frequência e fase. Caso a rede elétrica seja 
desenergizada pela concessionária ou o inversor seja desconectado da rede, este se desliga 
automaticamente, cessando o fornecimento de energia e garantindo total segurança em caso de 
manutenção da rede. 
Os inversores mais utilizados de acordo com Rüther (2004) podem ser de dois tipos: 
Comutados pela própria rede elétrica, onde o sinal da rede é utilizado para sincronizar o inversor 
com a rede, ou Auto-comutados, onde um circuito eletrônico no inversor controla e sincroniza 
o sinal do inversor ao sinal da rede. 
 
 
 
30 
 
2.3.3 Tipos de Sistemas Fotovoltaicos 
2.3.3.1 Sistemas Fotovoltaicos Isolados 
Também chamados de autônomos, os sistemas fotovoltaicos isolados (SFI) são 
normalmente instalados em locais sem acesso à rede elétrica, e necessitam de um elemento 
armazenador de energia (URBANETZ, 2010). Este elemento armazenador de energia é 
normalmente um banco de baterias que armazena a energia gerada durante o período do dia 
com luz solar e fornece essa energia durante a noite ou quando não há radiação solar. O 
fornecimento dessa energia pode ser tanto em corrente contínua quanto em corrente alternada 
com a utilização de um inversor. Esse sistema também possui um controlador de carga que 
controla a carga e a descarga do banco de baterias, e pode ser representado pela figura 11. 
 
 
Figura 11: Diagrama básico de um SFI. 
Fonte: Rüther, 2004. 
2.3.3.2 Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica 
Segundo Rüther (2004), uma característica fundamental de sistemas fotovoltaicos 
instalados no meio urbano é principalmente a possibilidade de interligação à rede elétrica 
pública, dispensando assim os bancos de baterias necessários em sistemas do tipo autônomo e 
os elevados custos e manutenções decorrentes. Estes sistemas são chamados de sistemas 
fotovoltaicos conectados à rede elétrica (SFCR) e são instalados de tal modo que, quando o 
gerador elétrico produz mais do que o necessário para o consumidor, o excesso é injetado na 
rede elétrica, essa instalação consumidora acumula então um crédito energético. Já se a geração 
for abaixo da energia demandada pela instalação consumidora, essa falta é suprida pela rede 
elétrica. 
De acordo com Urbanetz (2010) os SFCRs são vistos como uma forma de geração 
distribuída (GD) ao longo dos alimentadores da rede elétrica de distribuição, em baixa ou média 
31 
 
tensão, e contribuem para disponibilizar energia próxima ao ponto de consumo. Este sistema é 
basicamente constituído pelo painel fotovoltaico e o inversor, como mostra o diagrama da figura 
12. Assim uma de suas vantagens é a não utilização de elementos para armazenar a energia, já 
que toda a energia gerada é colocada em paralelo com a energia da rede. 
 
Figura 12: Diagrama elétrico de um SFCR 
Fonte: Rüther, 2004. 
A figura 13 apresenta uma configuração de um SFCR com o módulo fotovoltaico, 
inversor e medidor bidirecional. 
 
Figura 13: Diagrama de um SFCR com medidor bidirecional. 
Fonte: Urbanetz, 2015. 
2.4 FATORES DE PERDAS 
Ao longo deste trabalho serão analisados alguns dos fatores de perdas que podem se 
aplicar aos sistemas fotovoltaicos analisados em Curitiba. Em geral, para que se tenha um 
melhor desempenho na geração de energia de um painel fotovoltaico, é importante que alguns 
fatores sejam analisados na hora do projeto, como escolha de componentes, modo e local de 
32 
 
instalação. É importante também que sejam feitas inspeções periódicas para observar se o painel 
fotovoltaico está operando devidamente. Recomenda-se também que o painel seja instalado em 
local com boa incidência de radiação solar, sem a presença de sombreamento. 
Um estudo feito no Japão em 2001 quantificou os principais fatores de perdas das 
instalações observadas, como mostrado na figura 14. Entre eles: 
• Perdas na conversão de energia 
• Sombreamento parcial 
• Perdas nos inversores 
• Mismatch (descasamento de módulos) 
• Aumento da temperatura do painel fotovoltaico 
• Outros 
 
Figura 14: Fatores de perdas do estudo feito em 2001. 
Fonte: Ikki; Kurokawa, 2001. 
 
Em um estudo mais recente, a Sociedade Alemã de Energia Solar (DGS, 2014) 
quantificou os fatores de perdas como representado na figura 15. 
33 
 
 
Figura 15: Fatores de perdas do estudo feito em 2013. 
Fonte: Adaptado de DGS, 2013. 
Pode-se observar que alguns fatores de perdas foram acrescentados, como por 
exemplo: perdas na fiação elétrica, sujidade e variações das condiçõespadrões de teste, o que 
no gráfico 2 poderia estar sendo referida como “outros”. As perdas por mismatch 
(descasamento) diminuíram, pois agora os fabricantes dos módulos colocam a potência mínima 
do painel no manual, não mais um valor médio. 
Um modo de se analisar alguns dos fatores de perdas da instalação é observando a 
curva característica I-V do sistema, como mostrado na figura 16. Esta curva mostra os valores 
da corrente de saída de um conversor fotovoltaico, em função da sua tensão de saída, em 
condições preestabelecidas de temperatura e irradiância total. O Ponto de Potência Máxima 
(𝑃+,) ou também denominado como MPP (Maximum Power Point) é o ponto da curva na qual 
o produto da corrente pela tensão é máximo (URBANETZ, 2014). 
 
34 
 
 
Figura 16: Anomalias da curva I-V de um painel fotovoltaico. 
 Fonte Pinho e Galdino, 2014. 
 
A alteração da curva I-V pela resistência série (Rs) pode ser resultado de problemas 
nas interconexões elétricas de um módulo da fileira, ou problemas externos na fiação e 
conexões entre fileiras. A resistência em paralelo (Rp) é resultante de defeitos internos em 
células. Sombreamento parcial ou acúmulo de sujeira (de modo não homogêneo) também 
podem causar este mesmo efeito na curva. Redução na corrente de saída (Isc) é causada por 
degradação dos painéis ou acúmulo de sujeira. Redução na tensão de saída (Vsc) é causada pelo 
aumento de temperatura nos módulos, podendo ser causada pelo modo de instalação (com 
pouca ventilação embaixo do painel). Degradações dos módulos ou curtos em diodos de desvio 
by-pass também causam este efeito. As perdas por mismatch (descasamento) causam o 
aparecimento de “degraus” na curva, como no caso de sombreamento parcial (PINHO e 
GALDINO, 2014). 
2.4.1 Perdas por Acúmulo de Sujeira e Sombreamento Parcial 
Em áreas industriais, com grande tráfico de automóveis, ou com clima seco, por 
exemplo, ocorre maior acúmulo de sujeira nos painéis fotovoltaicos. O efeito do acúmulo de 
sujeira é menor quando o módulo é limpo com a água da chuva. Uma angulação de pelo menos 
10º é normalmente suficiente para que isto ocorra. Quanto maior a inclinação do módulo, mais 
fácil para que esta autolimpeza aconteça. Além disso, o design do painel pode ajudar a 
promover um maior acúmulo de sujeira, quando este contém bordas elevadas. Se o sistema 
estiver localizado em áreas com muito acúmulo de poeira, uma limpeza regular vai aumentar 
significantemente o desempenho do sistema (DGS 2013). 
35 
 
Sombreamento parcial é um fator de perda muito significativo num sistema 
fotovoltaico. O sombreamento pode ser previsível, causado por árvores, postes e construções 
no entorno, causada pela própria arquitetura do sistema, ou até mesmo um módulo fazendo 
sombra no módulo adjacente. O sombreamento pode também ser imprevisível, como por 
exemplo, quando algo cai em cima do módulo (folha de árvore, dejetos de pássaros). 
Quando uma folha cai em cima de uma célula no módulo, como representado na figura 
17, ela recebe menos radiação solar e sua corrente limita toda a corrente do conjunto série, que 
acaba sendo limitada em todos os módulos conectados. Além da perda de potência, há risco de 
danos ao módulo, pois esta potência que não está sendo entregue ao gerador é dissipada no 
local, podendo ocasionar em pontos quentes no módulo fotovoltaico (PINHO e GALDINO, 
2014). 
 
Figura 17: Módulo sem diodo de desvio com um ponto quente. 
Fonte: DGS 2013. 
Para proteger o módulo e evitar a ocorrência desses pontos quentes, os módulos 
normalmente incluem um ou mais diodos de desvio (by-pass), como representado nas figuras 
18 e 19. Esses diodos oferecem um caminho alternativo para a corrente e, assim, limitam a 
dissipação de potência no conjunto de células sombreadas. 
36 
 
 
Figura 18: Caminho da corrente em módulo com diodo de desvio. 
Fonte: DGS 2013. 
 
 
Figura 19: Módulo parcialmente sombreado com diodo de desvio. 
Fonte: DGS 2013. 
Na figura 20 pode-se observar a curva I-V do módulo fotovoltaico representado na 
figura 18. A curva verde escura representa os valores de tensão e corrente do módulo sem 
sombreamento, a curva verde clara representa o efeito do sombreamento em um módulo com 3 
diodos de desvio, e a curva vermelha representa o efeito do sombreamento em um módulo sem 
diodos de desvio. 
37 
 
 
Figura 20: Curvas I-V de um módulo contendo uma célula sombreada, com e sem a 
utilização do diodo de desvio. 
Fonte: DGS 2013. 
Com uma célula 75% sombreada e um dos três diodos de desvio sendo usado para a 
corrente fluir, o ponto de potência máxima cai em um terço. Se os módulos estiverem 
conectados em série entre si, a performance do painel inteiro será afetada por este módulo. 
Outro ponto a ser considerado na análise é a orientação (se horizontal ou vertical) do 
painel fotovoltaico, pois diferentes perdas podem ocorrer com a mesma sombra. É importante 
lembrar-se disso quando estiver planejando a instalação do sistema fotovoltaico. 
Na figura 21 pode-se observar que se os módulos forem instalados na horizontal 
somente dois deles receberão sombra, porém se estiver na vertical, 4 módulos serão 
sombreados. 
 
Figura 21: Sombreamento parcial com módulos na horizontal ou vertical. 
Fonte: DGS 2013. 
Um estudo feito na Universidade Técnica de Berlim (DGS 2013) utilizando diferentes 
arranjos de módulos do painel fotovoltaico foi feito para determinar as curvas I-V e P-V do 
gerador e a perda na potência fornecida. Um painel fotovoltaico contendo 20 módulos 
fotovoltaicos conectados em série foi comparado com outro com 5 colunas em paralelo 
38 
 
(contendo 4 módulos em série em cada coluna). Com uma irradiância inicial de 1000 W/m², 
dois, quatro, seis e oito módulos foram sombreados ao reduzir a irradiância para 500 W/m². Na 
conexão em série a característica das curvas não depende da posição dos módulos sombreados, 
porém na conexão em paralelo a forma como são sombreados os módulos fotovoltaicos 
resultam em diferentes curvas características. 
• Conexões dos módulos em série: 
Na figura 22 pode-se observar o experimento feito com o painel em série sem 
sombreamento, e com sombreamento gradual a cada dois módulos. Na conexão em série pode-
se observar que a perda na potência máxima fornecida é sempre alta. 
 
Figura 22: Sombreamento parcial com módulos fotovoltaicos conectados em série. 
Fonte: DGS 2013. 
• Conexões dos módulos em paralelo 
Na figura 23 pode-se observar o experimento feito com dois a oito módulos sendo 
sombreados, sempre em duas strings. 
39 
 
 
Figura 23: Sombreamento parcial de duas strings de módulos fotovoltaicos conectados 
em paralelo. 
Fonte: DGS 2013. 
Na figura 24 pode-se observar o experimento feito agora com dois a oito módulos 
sendo sombreados em uma a quatro strings. 
 
Figura 24: Sombreamento parcial de uma a quatro strings de módulos fotovoltaicos 
conectados em paralelo. 
Fonte: DGS 2013. 
A situação mais favorável é quando o sombreamento ocorre em módulos que estão 
conectados na mesma string ou distribuídos em poucas strings. A perda na potência fornecida 
é mais significativa quando ocorre em várias strings, não dependendo significantemente do 
número de módulos bloqueados em cada fileira. 
40 
 
2.4.2 Perdas por Aumento de Temperatura 
Sistemas fotovoltaicos muito raramente operam em condições nominais. A 
temperatura de operação das células fotovoltaicas depende da variação da irradiância solar e da 
temperatura incidentes. A corrente produzida nas células fotovoltaicas é diretamente 
proporcional à irradiância solar e é muito pouco afetada pela temperatura da célula. Entretanto, 
com o aumento da temperatura, a tensão e, consequentemente, a potência gerada diminuem de 
modo significativo, como mostrado na figura 25. Módulos fotovoltaicos de filmes finos 
apresentam uma menor influência com o aumento da temperatura, se comparado com módulos 
de silíciocristalino, porém ressalta-se que mais de 95% dos módulos vendidos são de tecnologia 
de silício cristalino (PINHO e GALDINO, 2014). 
 
Figura 25: Curva I-V de módulos a diferentes temperaturas e irradiância 
constante de 1000W/m². 
Fonte: DGS 2013. 
Para minimizar a perda de potência devido ao aumento da temperatura, os módulos 
fotovoltaicos devem ser montados de forma a dissipar calor facilmente (com boa ventilação). 
Coeficientes de temperatura para variação na tensão de corrente são normalmente especificadas 
no datasheet do módulo fotovoltaico em porcentagem, mV ou mA por ºC. Os coeficientes de 
temperatura são representados por corrente de curto circuito (a), tensão de circuito aberto (b) e 
ponto de potência máxima (g). Na figura 26 está sendo relacionado os valores de a, b, e g para 
módulos de silício cristalino com a variação de temperatura (DGS 2013). 
 
41 
 
 
Figura 26: Dependência da temperatura em relação aos coeficientes de 
temperatura de um módulo de silício cristalino. 
Fonte: DGS 2013. 
A temperatura de operação do sistema fotovoltaico é diretamente influenciada pelo 
modo de instalação do mesmo. Em um sistema instalado em um telhado, observa-se uma maior 
temperatura no módulo fotovoltaico do que num sistema instalado com uma boa ventilação. Na 
figura 27 pode-se observar o aumento da temperatura do sistema fotovoltaico (na barra 
vermelha) em relação a temperatura ambiente, em diferentes modos de instalação, quando se 
tem uma irradiância de 1000W/m² sobre o painel. A temperatura também afeta a produtividade 
do módulo fotovoltaico. A redução no índice yield (produtividade) devido ao aquecimento do 
módulo é mostrada nas barras azuis. Os valores mostrados na figura 27 podem variar em ±10% 
com relação a temperatura e em ±30% com relação a produtividade (DGS 2013). 
 
 
Figura 27: Aumento da temperatura e redução no índice yield de acordo com o modo de 
instalação do painel fotovoltaico. 
Fonte: DGS 2013. 
 
42 
 
2.4.3 Perdas nos Inversores 
O inversor é o equipamento que recebe dos painéis fotovoltaicos, após a transformação 
da energia solar em elétrica, uma energia de corrente contínua (CC) e tem por finalidade 
convertê-la em energia de corrente alternada (CA), concedendo-a para a alimentação das cargas. 
Sua simbologia pode ser representada de acordo com a figura 28 abaixo. 
 
 
Figura 28: Simbologia elétrica do inversor 
Fonte: Casaro e Martins, 2010. 
 
O inversor em um SFCR é o ponto que interliga os módulos FV à rede elétrica, em 
outras palavras, é através dele que o fluxo de potência é transmitido para a rede. Por esta razão 
as ondas de tensão da saída do inversor em CA devem se adequar à rede, estando na mesma 
fase e possuindo características semelhantes às ondas da rede, de modo a permitir o paralelismo 
de geradores (URBANETZ, 2010). Podem ser divididos em dois grupos: 
• Comutados pela rede elétrica (comutação natural), o inversor sincroniza o sinal tendo 
por referência o sinal da rede; 
• Auto-comutados (comutação forçada), o sinal é sincronizado aos parâmetros da rede 
através de um circuito eletrônico. 
Os inversorem mais atuais possuem uma função, dentre várias, de busca do ponto de 
máxima potência (MPP - Maximum Power Point) do gerador FV, que é o ponto onde a potência 
fotogerada nos painéis, produto tensão x corrente, apresenta seu máximo valor que varia 
constantemente devido às mudanças de temperatura e de irradiância. Logo, sistemas que 
buscam operar no MPP apresentam melhoras em seu desempenho, por ter a tensão de operação 
do arranjo fotovoltaico controlada (URBANETZ, 2010) (RÜTHER, 2004). 
Outra função do inversor FV é que ele deve reconhecer os níveis de corrente, tensão e 
frequência aceitáveis para serem injetadas na rede e, também deve isolar o gerador FV da rede 
43 
 
de distribuição quando esta não estiver energizada, a fim de evitar a condição de ilhamento por 
motivos de segurança (PEREIRA; GONÇALVES, 2008). 
Os componentes semicondutores constituem as chaves eletrônicas controláveis, que 
atuam nos inversores e realizam a conversão CC/CA, pois atuam bloqueando e conduzindo o 
sinal de tempo em tempo produzindo ondas alternadas, como mostrado na figura 29, e através 
de técnicas de PWM (Pulse Width Modulation) são moduladas (PINHO e GALDINO, 2014). 
De acordo com a figura 29, notam-se três estados devido ao chaveamento dos 
semicondutores: Bloqueio, comutação e condução. As perdas no inversor acontecem nos 
estados de comutação e condução. A total dissipação de energia é demonstrada pela área mais 
escura do gráfico (PINHO e GALDINO, 2014). 
 
 
Figura 29: (a) Forma da onda de tensão (V) e de corrente (I) referente ao sistema de 
chaveamento dos semicondutores no inversor; (b) Potência dissipada no dispositivo 
semicondutor na fase de chaveamento e de condução. 
Fonte: Pinho e Galdino, 2014. 
No estado de comutação (t = t1), o comando para o dispositivo iniciar a condução faz 
com que a corrente se eleve até seu valor máximo (t = t2) onde a tensão se reduzirá ao seu valor 
mínimo (t = t3), nessa etapa devido à potência resultante do dispositivo (V x I) ocorrem as 
perdas por comutação. A partir do instante (t = t4) acontece a sequência inversa que, também, 
apresentará essas perdas (PINHO e GALDINO, 2014). 
No estado de condução (t3 < t < t4) o resultado da V x I neste período também 
ocasionarão perdas, mesmo que inferiores quando comparadas ao estado de comutação (PINHO 
e GALDINO, 2014). 
44 
 
A eficiência de um inversor depende diretamente das perdas em condução e 
comutação. Por este motivo, é importante que estudos e pesquisas sejam realizados a fim de se 
obter uma maior compreensão sobre o assunto, para determinar a melhor tecnologia a ser 
enquadrada em um sistema fotovoltaico. 
O sinal de saída convertido, através dos semicondutores chaveados, é constituído por 
fortes componentes harmônicas e são necessários processos de filtragem de sinal com a 
utilização de indutores e capacitores para obtenção de uma onda senoidal pura. Porém, esses 
processos promovem perdas e redução de eficiência do inversor (ALMEIDA, 2012). 
Outros fatores que acarretam perdas correlacionadas aos inversores são as topologias 
tanto quanto à configuração de seu circuito eletrônico, quanto à combinação dos módulos aos 
inversores. A eficiência, ainda que consideravelmente alta (>94%), não disponibilizará um 
rendimento excelente quando a operaração for abaixo da potência nominal do inversor. 
Na figura 30, é possível observar a eficiência vs carregamento. Carregamento é a 
relação entre a potência na saída do inversor e sua potência nominal, ambas em corrente 
alternada (eq. 2) e, rendimento é a relação entre a potência na saída do inversor em CA e a 
potência na entrada em CC (eq. 3). Ambas as relações também podem ser definidas em termos 
de energia (ALMEIDA, 2012). 
 
P = 	 ,12í42
,5678529
 (2) 
 
η = 	 ,;2(12í42)
,;;(=5>?242)
 (3) 
 
 
Figura 30: Curva eficiência vs carregamento em um inversor genérico. 
Fonte: Almeida, 2012. 
45 
 
Um aumento de 1% na eficiência do inversor pode acarretar uma elevação de 10% de 
energia gerada em um período anual (FSEC, 1997). 
A combinação dos módulos fotovoltaicos com as topologias de inversores são 
enquadradas em quatro tipos de configurações, mostradas nas figuras 31a, 31b, 31c e 31d 
(CASARO e MARTINS, 2010; URBANETZ, 2010). 
Na figura 31a é representada a configuração do inversor centralizado, onde vários 
módulos conectados em série formam fileiras que, por sua vez, são dispostas em paralelo e 
interligadas a um mesmo inversor. As grandes vantagens desta forma de configuração é o custo 
reduzido e a simplicidade da estrutura. 
A figura 31b mostra a configuração do inversor por string, em que cada fileira 
contendo módulosem série é conectada a um inversor. Nessa configuração as perdas são 
mitigadas e a eficiência é elevada, pois o MPP da configuração série é reconhecido, não 
havendo, portanto, as perdas por mismatch (descasamento). Porém, esse modelo apresenta a 
desvantagem de necessitar de mais inversores de menor potência, aumentando os custos por 
kWp instalado. 
A figura 31c representa a configuração do inversor multi-string, ou seja, os módulos 
são agregados em diferentes grupos com modos de instalação diferentes permitindo assim uma 
maior flexibilidade para a busca do MPP. 
Na figura 31d são representados inversores assimilados aos módulos FV, sendo assim, 
cada módulo irá se interligar com um inversor que terá por objetivo trabalhar com o MPP de 
seu módulo associado. O alto custo e o acoplamento particular entre módulos e inversores, 
ambos com vidas úteis incompatíveis, são as principais desvantagens dessa configuração. 
 
46 
 
 
(a) (b) 
 
(c) (d) 
 
Figura 31: a) inversor centralizado; b) inversor por string (configuração CA paralelo); c) inversor 
multi-string (configuração CC paralelo); d) inversores assimilados aos respectivos módulos FV. 
Fonte: Casaro e Martins, 2010; Urbanetz, 2010. 
Os inversores podem possuir ou não transformadores para isolamento galvânico entre 
os lados CC e CA. Porém, esse é um tópico muito estudado e controverso, devido à maneira 
negativa em que o desempenho do sistema é afetado, além dos custos que tendem a ser maiores. 
Os transformadores podem atuar tanto em baixa quanto em alta frequência e podem ser 
47 
 
localizados nos lados de entrada ou pré-conversão CC (alta frequência/ High frequency) ou de 
saída CA (frequência da rede ou baixa frequência/ Low frequency). 
No mercado, os transformadores de baixa frequência, geralmente transformadores 
toroidais, são mais usuais porém mais pesados e robustos quando comparados aos 
transformadores de alta frequência, que tendem a ser mais compactos e leves (VILLALVA; 
GAZOLI, 2012). Porém, os dois transformadores provocam perdas no sistema, o de baixa 
frequência limita o controle da corrente injetada e reduz o fator de potência da rede, por ser 
uma carga de característica reativa. 
Por outro lado, a configuração de inversores sem transformador é, atualmente, a mais 
eficiente, simples e de baixo custo tendo em vista que a isolação não é necessária entre os lados 
CC/CA. Contudo, apresenta o problema de correntes de fuga que surgem entre os polos do 
gerador FV e o neutro da rede e o de capacitâncias parasitas entre o gerador FV e a terra 
(ALMEIDA, 2012). 
As figuras 32, 33, 34 e 35 mostram as diversas topologias do circuito eletrônico 
considerando-se ou não a presença de um transformador (URBANETZ, 2014d). 
 
Figura 32:Inversor com transformador de baixa frequência. 
Fonte: Urbanetz, 2014d. 
 
Figura 33: Inversor com transformador de alta frequência. 
Fonte: Urbanetz, 2014d. 
48 
 
 
Figura 34: Inversor sem transformador. 
Fonte: Urbanetz, 2014d. 
 
 
Figura 35: Multi-string. 
Fonte: Urbanetz, 2014d. 
As tecnologias permitiram o desenvolvimento dos chamados módulos CA, que 
apresentam microinversores já incorporados. Em outras palavras, o módulo CA já disponibiliza 
a energia em corrente alternada, diminuindo os custos para dimensionamento condutores e 
conectores, visto que não há necessidade de dimensionar cabos para entregar energia em 
corrente continua até um inversor externo. Porém, a eficiência de conversão dos 
microinversores nos módulos CA é relativamente baixa (<90%) em comparação aos inversores 
centralizados (~95%). No caso, estudos apontam que esse tipo de módulo é economicamente 
viável caso a instalação seja de pequeno porte (RÜTHER,2004). 
2.4.4 Descasamento de Módulos (Mismatch) 
O Sistema fotovoltaico é composto por conjuntos de módulos ou 
geradores fotovoltaicos que podem ser combinados de várias formas, levando-se em 
consideração as duas configurações que os interligam: série ou paralelo. A configuração 
49 
 
escolhida irá depender das condições requisitadas de tensão e potência e também da 
disponibilidade de espaço na estrutura. 
Cada gerador fotovoltaico possui características próprias devido às diferenças entre as 
células FV que os compõem, mesmo que sejam provenientes da mesma linha de produção 
(ALMEIDA, 2012). Em virtude dessas diferenças, os parâmetros são peculiares para cada 
módulo e, portanto, sua seleção para compor um conjunto deve ser bem analisada, pois a 
incompatibilidade entre características de módulos acarreta a perda por descasamento dos 
módulos ou de parâmetros (mismatch), onde as células de menor fotocorrente limita a eficiência 
global do módulo fotovoltaico, afetando o desempenho do sistema FV como um todo. 
Esse fator de perda também ocorre devido a sombreamentos parciais, acúmulo de 
resíduos ou degradação de algum dos painéis do arranjo série, situações que também levam a 
um ou alguns módulos a afetarem toda a instalação. 
2.4.5 Perdas na Fiação Elétrica – Conectores e Condutores 
De acordo com Rüther (2004), as perdas ôhmicas em sistemas CC de baixa tensão são 
minimizadas pelo menor comprimento possível de cabos elétricos que conectam os painéis 
fotovoltaicos ao sistema inversor e por contatos elétricos de qualidade. Assim também deve ser 
levado em consideração um processo de dimensionamento de qualidade das secções dos cabos, 
para reduzir ao máximo as perdas ôhmicas. É importante que a instalação seja feita de forma 
que todos os circuitos permaneçam abertos até que todas as conexões sejam completadas, 
evitando assim o fluxo de corrente e a possível abertura de um arco elétrico ao interromper o 
circuito CC. 
A manutenção e verificação da canalização e ligações elétrica se faz de grande 
importância, pois alguns defeitos podem não atuar os equipamentos de proteção e, por este 
motivo, levar à criação de arcos fotovoltaicos e/ou tensões de defeitos. Exemplos de falhas são: 
ligações fracas entre os cabos ou com deterioração, correntes de fuga em razão de defeitos na 
isolação, assim como curto-circuito. 
Danos mecânicos ou térmicos também devem ser previstos. O cabo, por exemplo, pode 
ser roído por animais ou sofrer deterioração por sobretensões ou por raios UV. Com o passar 
do tempo, o cabo também vai envelhecer naturalmente podendo causar falha na sua isolação. 
Muitos inversores já possuem sistema de monitoramento automático do estado do isolamento 
do sistema. 
50 
 
Os módulos mais modernos para SFCR já vêm com cabos pré-instalados com 
comprimento suficiente para se conectarem a outro módulo ou arranjo, assim como a caixa de 
junção já selada, prevenindo conexões precárias e protegendo contra as intempéries. O melhor 
e mais comum dos cabos utilizados é o MC-4, mostrado na figura 36, que possui um sistema 
de engate rápido e foram especialmente desenvolvidos para o uso em sistemas fotovoltaicos, 
melhorando a qualidade da instalação, facilitando conexões e apresentando melhor 
durabilidade. Esses conectores devem possuir o grau de proteção IP 67 ou superior, devem ficar 
presos ao painel por braçadeiras, não soltos e sujeitos a ação do vento, assim como não devem 
ser colocados em dutos ou canaletas que possam acumular água (PINHO e GALDINO, 2014). 
Outro cuidado importante é quanto à marca desse conector, pois no mercado existe uma grande 
quantidade de opções de cabos tipo MC-4 e uma boa escolha não é apenas baseada no custo, 
mas também na qualidade do material. 
 
Figura 36: Cabo MC-4. 
Fonte Pinho e Galdino, 2014. 
2.4.6 Degradação de Painéis 
A degradação dos painéis, que estão expostos às agressividades do clima, é uma 
deterioração de forma gradual os componentes do sistema, afetando a sua capacidade de 
operação e desempenho. O módulo fotovoltaico é o principal e mais caro componente do SFCR 
e por isso a importância da manutenção e prevenção