MÃ_DULO 9 - COMPONENTES DE UM SISTEMA DE ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA

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SUMÁRIO 
MÓDULO 4 – EQUIPAMENTOS DE UM SISTEMA DE ENERGIA SOLAR 
FOTOVOLTAICO ............................................................................................................................... 2 
4.1 CÉLULAS SOLARES FOTOVOLTAICAS ................................................................................. 2 
4.2 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ........................................................................................................... 4 
4.3 FIXAÇÃO DOS MÓDULOS EM ESTRUTURAS................................................................................... 11 
4.4 INVERSORES ................................................................................................................................ 16 
4.4.1 Teoria de Funcionamento e Aplicação .................................................................................. 24 
4.5 SUPERVISÃO, CONTROLE, AQUISIÇÃO E ARMAZENAMENTO DE DADOS DOS INVERSORES ............ 32 
4.6 BATERIAS ..................................................................................................................................... 35 
4.7 CONTROLADOR DE CARGA ........................................................................................................... 39 
4.8 CABOS PARA APLICAÇÃO EM ENERGIA FOTOVOLTAICA ............................................. 41 
4.8.1 Dimensionamento ................................................................................................................... 43 
4.9 CONECTORES MC4 .................................................................................................................. 54 
4.10 CIRCUITOS DE PROTEÇÃO CC / FUSÍVEIS ....................................................................... 60 
4.11 CIRCUITOS DE PROTEÇÃO CC / SECCIONADORA ........................................................... 63 
4.12 SISTEMAS ON GRID / GRID TIE .............................................................................................. 64 
4.13 SISTEMAS OFF GRID ................................................................................................................ 67 
4.14 SISTEMAS HÍBRIDOS .................................................................................................................. 69 
4.15 SISTEMAS DE ATERRAMENTO .................................................................................................... 71 
4.16 SISTEMA DE PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS (SPDA) ................. 78 
ANEXO I - EXERCICIOS ................................................................................................................ 82 
ANEXO II - EXERCICIOS RESOLVIDOS .................................................................................... 87 
ANEXO 3 - EXERCÍCIOS TEÓRICOS .......................................................................................... 94 
 
 
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MÓDULO 4 – EQUIPAMENTOS DE UM SISTEMA DE ENERGIA SOLAR 
FOTOVOLTAICO 
4.1 CÉLULAS SOLARES FOTOVOLTAICAS 
Com o passar dos anos, várias tecnologias diferentes foram implementadas na 
fabricação de células solares fotovoltaicas, visando sempre uma melhor eficiência da célula e 
diminuição de custos. 
As células solares fotovoltaicas são comumente divididas em três gerações: 
• 1ª geração – células de silício cristalino, tanto monocristalino como 
policristalino; 
• 2ª geração – células de filmes finos, como células de CdTe, CIGS, silício 
amorfo e silício microcristalino; 
• 3ª geração – oligômeros, polímeros e híbridas, onde estes tipos de células 
possuem uso comercial quase nulo ou até mesmo inexistente, pois a maior 
parte desse tipo de célula encontra-se em fases de estudo. 
As células de silício monocristalino possuem algumas características construtivas 
que as diferem das demais, como: 
• Dimensões padronizadas: 10x10 cm, 12,5x12,5 cm e 15x15 cm; 
• Forma arredondada; 
• Possuem coloração homogênea em toda a célula, podendo ser azul escuro 
(quase preto), quando se utiliza um material antirreflexivo, ou coloração 
homogênea azul acinzentado, quando não se utiliza material antirreflexivo. 
As características abaixo podem ser encontradas nas células de silício policristalino: 
• Forma quadrada; 
• Dimensões padronizadas de: 10x10 cm, 12,5x12,5 cm e 15x15 cm; 
• Possuem coloração heterogênea azul, quando se utiliza material 
antirreflexivo, ou cinza prateado, quando não utiliza material antirreflexivo. 
As células de filmes finos, que são consideradas células de segunda geração, 
possuem as seguintes características construtivas: 
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• São flexíveis; 
• Não possuem limites de dimensão, restringindo-se apenas ao tamanho da 
base sobre a qual a célula será construída; 
• Podem possuir várias cores, tudo dependerá do tipo de material 
semicondutor utilizado para sua construção. 
Por possuírem diferentes eficiências e preços, alguns tipos de células têm seu uso 
mais difundido comercialmente. No gráfico abaixo, podemos ver a evolução da utilização das 
células de silício monocristalino, policristalino e filmes finos para a geração de energia solar ao 
passar dos anos. Observe que, inicialmente, as células de silício monocristalino eram utilizadas 
em mais de 50% dos sistemas de energia solar fotovoltaica, mas as células de silício 
policristalino hoje em dia são as que dominam o mercado, principalmente por possuírem um 
custo menor e eficiência parecida. 
 
Gráfico 1 - Porcentagem dos tipos de células utilizadas anualmente no mundo. 
Fonte: Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems (ISE), 2017. 
Quando o assunto é células de filmes finos, os tipos de células mais utilizados são 
de silício amorfo, CIGS e CdTe. No gráfico abaixo, que nos mostra a utilização de células de 
silício amorfo, CIGS e CdTe para a geração de energia solar com o passar dos anos, podemos 
observar que havia uma grande utilização de células de silício amorfo, mas, devido a sua baixa 
eficiência quando comparada com as outras, seu uso tem diminuído com o passar dos anos. 
0%
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PORCENTAGEM DOS TIPOS DE CÉLULAS UTILIZADAS ANUALMENTE 
PARA A GERAÇÃO DE ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA
Silício Monocristalino Silício Policristalino Filmes Finos
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Gráfico 2 – Porcentagem dos tipos de células de filmes finos utilizadas anualmente no mundo. 
Fonte: Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems (ISE), 2017. 
4.2 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS 
As células solares, em sua grande maioria, são rígidas e quebradiças. Por conta 
disso, para proteger as células solares e fazer com que as mesmas possuam uma maior 
resistência mecânica, as células são interligadas entre si (em série, em paralelo ou em série-
paralelo) e montadas sobre uma estrutura com moldura de alumínio, vidro e outros materiais 
para a proteção da mesma. 
 
Figura 1 - Estrutura de um módulo fotovoltaico. 
Fonte: Energy Power Solar. 
0%
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20%
30%
40%
50%
60%
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90%
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2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
PORCENTAGEM DOS TIPOS DE CÉLULAS DE FILMES FINOS UTILIZADAS 
ANUALMENTE PARA A GERAÇÃO DE ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA
CIGS SILÍCIO AMORFO CdTe
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Os módulos fotovoltaicos possuem células que, em grande parte, são ligadas em 
série, fazendo com que a tensão de cada célula seja somada, assim o módulo passa a ter uma 
maior tensão de saída. 
 
Figura 2 - Módulo com 36 células ligadas em série. 
Fonte: Universidadedo Minho, 2010. 
Muitas vezes se confunde célula com módulo e/ou painel solar. A célula é uma 
única unidade do elemento capaz de transformar luz solar em energia elétrica. Já o módulo, que 
serve para prover uma maior resistência mecânica as células, é constituído de um grupo de 
células interligadas entre si e armazenadas em uma estrutura que forma o módulo. O painel 
fotovoltaico, ou ainda arranjo fotovoltaico, é o agrupamento de vários módulos fotovoltaicos 
que constituem o sistema solar fotovoltaico. 
 
Figura 3 - Diferencia entre célula, módulo e painel/arranjo fotovoltaico. 
Fonte: Inergiae Conversores Estáticos. 
Como vimos, as células de filmes finos não possuem restrição de dimensão, por 
conta disso, para as células de filmes finos, não há diferenciação entre célula, módulo e painel. 
Os módulos podem ser interligados entre si, assim a saída do arranjo fotovoltaico 
pode ter uma maior tensão de saída, uma maior corrente de saída ou ambos. 
Na ligação série, o polo positivo de um módulo é ligado diretamente ao polo 
negativo do outro módulo, fazendo com que a saída desse arranjo possua uma tensão de saída 
maior. Na imagem abaixo, podemos verificar uma ligação série entre dois módulos, onde a 
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tensão de um módulo é somada com a tensão do outro módulo, enquanto a corrente que passa 
por um módulo é igual a corrente que passa pelo outro módulo. 
 
Figura 4 - Módulos ligados em série. 
Fonte: Entec Solar, 2019. 
Na ligação paralelo, o polo positivo de um módulo é ligado diretamente ao polo 
positivo do outro módulo, fazendo o mesmo com o polo negativo dos módulos, assim, a corrente 
de saída do arranjo será maior. Na imagem abaixo, podemos verificar uma ligação em paralelo 
entre dois módulos, onde a corrente de um módulo é somada com a corrente do outro módulo, 
enquanto a tensão dos módulos permanece a mesma. 
 
Figura 5 - Módulos ligados em paralelo. 
Fonte: Entec Solar, 2019. 
Já na ligação série-paralelo, também conhecida como ligação mista, temos tanto a 
ligação série como a paralela no circuito, fazendo com que a tensão e a corrente de saída sejam 
maiores. Na imagem abaixo, podemos verificar uma ligação série-paralelo entre seis módulos, 
onde há três ligações série entre dois módulos, fazendo com que a tensão de cada um seja 
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somada, e, posteriormente, três ligações em paralelo, fazendo com que a corrente de cada 
ligação série seja somada na saída do arranjo fotovoltaico. 
 
Figura 6 - Módulos ligados em série-paralelo. 
Fonte: Entec Solar, 2019. 
Pelo Código de Defesa do Consumidor (CDC), todo produto vendido em território 
nacional deve possuir garantia contra defeitos de fabricação, podendo ser de 30 dias para 
produtos não-duráveis (como alimentos, por exemplo) ou 90 dias para produtos duráveis (como 
eletrodomésticos, por exemplo). Com os módulos fotovoltaicos não é diferente. Por ser um 
produto extremamente confiável, as fabricantes dão grandes garantias para os módulos. Muitas 
destas fabricantes dão garantias de 10 anos contra defeito de fabricação e de 25 anos contra 
defeitos de produção (garantia de que o módulo produzirá uma potência mínima de 80% nestes 
25 anos). 
 
Figura 7 - Garantia. 
Fonte: Bortolotto Advogados Associados, 2017. 
 
Os módulos fotovoltaicos regularizados pelo INMETRO e vendidos no Brasil, 
recebem também o Selo Procel, que demonstra ao consumidor a eficiência de produtos 
eletroeletrônicos e os que consomem menos energia. Há cinco classes de produtos A, B, C, D 
e E, sendo o produto portador do selo A aquele que tem altos índices de eficiência energética e 
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o produto portador do selo E aquele com baixos índices de eficiência energética. Para os 
módulos fotovoltaicos, são utilizadas as classes e índices da imagem abaixo. 
 
Figura 8 – Selo Procel dos módulos fotovoltaicos. 
Fonte: INMETRO, 2017. 
Os módulos fotovoltaicos também possuem níveis percentuais de tolerância na 
potência que os mesmos podem gerar. Esses níveis são comumente informados pelo fabricante 
na folha de dados do produto. Os índices de tolerância encontrados são o positivo, negativo ou 
ambos (positivo e negativo). Quando a folha de dados de um módulo demonstra que o mesmo 
possui uma tolerância de +5% (tolerância positiva), isso quer dizer que o módulo pode gerar 
até 5% a mais de potência do que a indicada para aquele módulo, isto é, um módulo de 500 W 
com esta tolerância, pode gerar até 525 W. Agora, se a folha de dados de um módulo demonstra 
que o mesmo possui uma tolerância de -5% (tolerância negativa), isso quer dizer que o módulo 
pode gerar até 5% de potência a menos do que a indicada para aquele módulo, isto é, um módulo 
de 500 W com esta tolerância, pode gerar uma potência máxima entre 475 W e 500 W. Já os 
módulos com ambas tolerâncias, pode gerar tanto mais como menos potência. Um módulo de 
500 W com uma tolerância de ±5% pode gerar uma potência máxima entre 475 W e 525 W. 
Os módulos com maiores eficiências e que são vendidos em grande escala 
comercial, são os módulos de silício cristalino, que possuem eficiência entre 13 e 17%. Os 
módulos que possuem eficiência acima de 16% são considerados premium. Nos dias de hoje é 
possível encontrarmos módulos sendo vendidos com eficiência acima dos 20%, mas são pouco 
utilizados devido ao seu alto preço. Abaixo podemos conferir as fabricantes e a eficiência de 
seus módulos que são iguais ou superiores a 20%: 
• Sunpower – 22,8%; 
• LG – 21,7%; 
• Rec Solar – 21,7%; 
• Panasonic – 20,3%; 
• Silfab – 20,0%. 
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Como já vimos, a eficiência das células e, consequentemente, dos módulos, está 
diretamente relacionada com o tipo de material semicondutor empregado na fabricação das 
células. Segundo o NREL (National Renewable Energy Laboratory), que é o Laboratório 
Nacional de Energia Renovável dos EUA, em testes laboratoriais, já há módulos de silício 
monocristalino com eficiência de 24,4%, alcançado pela empresa Kaneka. Para os módulos de 
silício monocristalino, já há registros laboratoriais de módulos com eficiência de 19,9%, feito 
alcançado pela empresa Trina Solar. Para células de silício amorfo, eficiência de 9,8%, 
eficiência obtida pela empresa Solarex. Os módulos de silício microcristalino obteve, até os 
dias de hoje, uma eficiência máxima de 8,2%, alcançada pela empresa Pacific Solar. Para os 
módulos de filmes finos, as melhores eficiências alcançadas são com a utilização de CdTe e 
CIGS, com eficiências de 18,6%, alcançada pela First Solar, e 19,2%, alcançada pela Solar 
Frontier, respectivamente. A utilização de células orgânicas para a fabricação de módulos ainda 
obtém baixa eficiência laboratorial, em torno de 8,7%, que foi a eficiência alcançada pela 
Toshiba. A maior eficiência de um módulo encontrada em laboratório foi com a utilização de 
células híbridas com 4 junções em conjunto com um concentrador solar, que alcançou 40,6%, 
feito alcançado pela UNSW. 
Tipo de Célula que 
Compõe o Módulo 
Eficiência do 
Módulo 
Silício 
Monocristalino 
24,4% 
Silício Policristalino 19,9% 
Silício Amorfo 9,8% 
Silício 
Microcristalino 
8,2% 
CdTe 18,6% 
CIGS 19,2% 
Célula Híbrida com 
4 junções com 
concentrador solar 
40,6% 
Célula Orgânica 8,7% 
Tabela 1- Eficiência dos módulos e o tipo de célula que compõe o módulo. 
Fonte: National Renewable Energy Laboratory (NREL), 2019. 
 
Os módulos fotovoltaicos têm uma drástica diminuição em sua potência de saída 
quando há alguma célula do módulo com sombreamento e, como o conjunto de células está 
ligado em série, a baixa eficiência de uma célula compromete o funcionamento de todas as 
células do módulo. Para que não haja a limitação da potência geradadevido a uma única célula 
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sombreada, utiliza-se diodo by-pass para que este sirva como um caminho alternativo para a 
corrente, assim limitando a dissipação de calor na célula com sombreamento. Pode-se utilizar 
também um diodo de bloqueio, que é utilizado para se evitar que um módulo que esteja gerando 
baixa energia, passe a consumir energia gerada pelo arranjo fotovoltaico, impedindo assim uma 
corrente reversa. 
 
Figura 9 - Módulo com diodo by-pass. 
Fonte: CRESESB, 2008. 
É importante salientarmos que os módulos solares fotovoltaicos são desenvolvidos 
em sua grande maioria para trabalhar em temperaturas ambientes de 25°C. Os módulos 
produzem mais energia quando submetidos a altas temperaturas (leia concentração de radiação 
solar), mas isso não ocorre caso a características construtiva do módulo faça com que o mesmo 
possua um alto coeficiente de temperatura. O coeficiente de temperatura descreve 
percentualmente a capacidade do módulo lidar com altas temperaturas e, quanto maior for seu 
valor, menor será a eficiência de um módulo quando o mesmo for exposto a uma temperatura 
ambiente superior a 25°C. O coeficiente de temperatura de um módulo é considerado excelente 
quando o mesmo é entre 0,3 e 0,4%. Caso seja entre 0,4 e 0,5% são considerados razoáveis. 
Agora, caso o coeficiente de temperatura seja superior a 0,6%, devemos nos atentar a baixa 
eficiência que o módulo terá quando exposta a temperaturas superiores a 25°C. 
Os módulos também nos indicam alguns índices importantes relativas à tensão, 
corrente e potência. 
• Tensão máxima de potência (Vmpp) – é a tensão máxima que o módulo irá 
gerar em seu ponto de máxima potência, sob condições padrão de teste 
{Vm(V) = Vmpp(V)}; 
• Corrente em máxima potência (Imp) – é a corrente máxima que um módulo 
pode fornecer a uma carga, sob condições padrão de teste {Im(A)=Imp(A)}; 
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• Corrente de curto circuito (Isc) – é a corrente máxima que um módulo pode 
fornecer quando seus terminais estão em curto circuito, sob condições 
padrão de teste. Essa corrente geralmente é 5% maior que a corrente 
máxima; 
• Tensão em circuito aberto (Voc) – É a tensão máxima que um módulo pode 
fornecer em seus terminais sem que haja uma carga no sistema. É uma 
tensão apenas de teste e pode ser medida com a utilização de um multímetro; 
• Potência máxima (Pm) – É o instante em que o módulo está gerando sua 
maior corrente (Imp) e atinge sua maior tensão (Vmpp), ou seja, a potência 
máxima será atingida quando houver essa combinação entre tensão e 
corrente. Podemos chegar ao valor de potência máxima multiplicando a 
tensão e a corrente. 
4.3 FIXAÇÃO DOS MÓDULOS EM ESTRUTURAS 
A correta fixação dos módulos é necessária principalmente para garantirmos que 
não haverá acidentes devido à má fixação dos mesmos. Com a correta fixação dos módulos 
fotovoltaicos em estruturas, garantimos não apenas que não haverá danos aos módulos, mas 
também as pessoas que possam estar transitando próximas a ele. 
 
Figura 10 - Módulos solares não fixados corretamente em estruturas que não comportaram seu peso. 
Fonte: HCC Engenharia, 2019. 
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Geralmente, vemos os módulos fotovoltaicos instalados sobre telhados, mas essa 
não é a única maneira que os mesmos são instalados e, até mesmo nos telhados, há várias 
maneiras diferentes para fazermos a correta fixação dos mesmos. 
Em telhados de barro ou de fibrocimento (eternit), os módulos podem ser instalados 
sobre trilhos e estes fixados as telhas com a utilização de parafusos do tipo prisioneiro. 
 
Figura 11 - Fixação de telhas de barro e eternit. 
Fonte: Portal Solar. 
Os módulos que são instalados sobre coberturas metálicas podem ser fixados de 
inúmeras maneiras, a depender do tipo de telha metálica utilizada e do seu formato. Os tipos de 
fixação mais comuns são através da utilização de supercola, ganchos ou parafusos. 
 
Figura 12 - Fixação sobre coberturas ou telhas metálicas. 
Fonte: Portal Solar. 
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As telhas shingle, também conhecida como telha de asfalto ou telhado americano, 
devem possuir perfis de alumínio instalados e os módulos devem ser fixados sobre os perfis de 
alumínio, entre cada módulo também é utilizado um gancho que “agarra” os dois módulos, 
garantindo uma melhor fixação. 
 
Figura 13 - Fixação de telhas shingle. 
Fonte: Romagnole, 2019. 
Para os módulos instalados sobre lajes, geralmente se utiliza uma estrutura que 
possua certa inclinação, para que assim possamos ter um melhor aproveitamento da luz solar 
incidida sobre os painéis. 
 
Figura 14 - Fixação de módulos sobre lajes. 
Fonte: Romagnole, 2019. 
Do mesmo modo que ocorre para os módulos instalados sobre lajes, os módulos 
que são instalados sobre o solo devem ser instalados sobre uma estrutura que permita que o 
mesmo não fique em contato direto com o solo, assim como possua uma inclinação para uma 
melhor absorção da energia solar incidida sobre os módulos. 
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Figura 15 - Fixação sobre o solo. 
Fonte: Jensys Energy-Saving. 
É cada vez mais comum encontrarmos módulos solares fotovoltaicos instalados 
sobre garagens. Isso ocorre, pois podemos aproveitar a cobertura da pré-existente da garagem 
para a instalação do arranjo fotovoltaico. Esse tipo de instalação é conhecido como 
estacionamento solar ou garagem solar. 
 
Figura 16 - Fixação de módulos sobre garagem (garagem solar). 
Fonte: Solarys Inovy, 2018. 
Não é tão comum, mas cada vez mais temos difundida a instalação dos módulos 
fotovoltaicos sobre uma estrutura flutuante, onde está é instalada sobre uma superfície aquática. 
No Brasil, em agosto de 2019, foi inaugurado no reservatório de Sobradinho, na Bahia, uma 
usina solar fotovoltaica flutuante. O empreendimento utiliza uma área represado do Rio São 
Francisco e possui capacidade de gerar 1 MWp (megawatt pico) nos 3.792 módulos solares 
fotovoltaicos instalados. Futuramente, na etapa dois do projeto, a usina solar flutuante de 
Sobradinho, terá capacidade instalada de 2,5 MWp (megawatt pico), com custo total das duas 
plantas estimado em R$ 56 milhões. 
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Figura 17 - Fixação de módulos sobre a água. 
Fonte: PV-Tech. 
Nas estradas e em locais inóspitos, comumente encontramos módulos fotovoltaicos 
instalados sobre postes, principalmente para a iluminação de áreas remotas ou monitorações de 
estradas, por exemplo. 
 
Figura 18 - Fixação de módulos sobre postes (poste solar). 
Fonte: Loja Solar. 
Em grandes usinas solares podemos encontrar os módulos fotovoltaicos instalados 
sobre grandes mastros, que são responsáveis por assegurar a fixação dos módulos, além de 
serem capazes de se movimentar. Os mastros possuem sensores que encontram a melhor 
posição e inclinação para os módulos, fazendo um auto ajuste e garantindo uma melhor 
absorção da energia solar incidida sobre o arranjo fotovoltaico. 
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Figura 19 – Fixação de módulos fotovoltaicos sobre mastros solares (rastreador solar). 
Fonte: Portal-Energia, 2016. 
4.4 INVERSORES 
O inversor, que também pode ser conhecido como conversor, é o equipamento do 
sistema solar fotovoltaico que converte a corrente contínua (CC ou DC, na sigla em inglês), que 
é gerada pelo arranjo fotovoltaico, em corrente alternada (CA ou AC, na sigla em inglês), que 
é o tipo de corrente disponibilizada pelas concessionárias de energia elétrica às residências, 
consequentemente, é a corrente que passa pelo medidor e é distribuída à residência, comércio 
ouindústria. 
 
Figura 20 - Inversor Omnik. 
Fonte: Omnik. 
Quando o inversor é instalado, o mesmo passa a operar de forma automática. O 
inversor é construído de modo que o mesmo percebe quando há potência suficiente sendo 
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gerada pelo arranjo fotovoltaico e que seja possível enviá-la a rede ou banco de baterias, a 
depender do tipo de sistema fotovoltaico instalado na unidade consumidora. 
É recomendando que os inversores utilizados em residências, comércios e pequenas 
indústrias, sejam instalados e abrigados em locais que o proteja do sol e da água, assim como 
em um ambiente que seja areado, ajudando a resfriar seus componentes internos. Os inversores 
para grandes sistemas fotovoltaicos, como em grandes indústrias ou mini usinas, podem ser 
instalados em sala exclusiva devido ao seu porte físico e utilizado sistema de ar condicionado 
para ajudar no seu resfriamento. 
Alguns modelos de inversores fazem a utilização de transformadores para 
transformar a tensão de saída. A utilização de transformador faz com que haja um aumento na 
temperatura interna do inversor, que acarreta na diminuição da eficiência do inversor. É 
recomendado que os inversores com transformador sejam alocados em local com boa ventilação 
para que haja o resfriamento da parte interna do inversor. 
Os inversores possuem diferença entre suas ondas de saída, podendo ser onda 
quadrada, onda senoidal modificada ou onda senoidal pura. 
 
Gráfico 3 - Formas de ondas de saída encontradas nos inversores. 
Fonte: Solar Brasil, 2019. 
Os inversores que possuem onda quadrada em sua saída são os mais simples e 
baratos. Esse tipo de onda de saída não consegue alimentar corretamente alguns aparelhos ou 
equipamentos, como aparelhos que utilizam motores de indução, como a geladeira e a máquina 
de lavar. Porém, em equipamentos com características resistivas, como o forno elétrico e 
aquecedores, ou equipamentos que utilizam motores de escova de carvão, como o liquidificador 
e a furadeira, a saída de onda quadrada pode alimentá-los sem problema. 
Os inversores que possuem onda senoidal modificada em sua saída é o meio termo 
entre os tipos de onde de saída, eles tentam corrigir os defeitos da onda quadrada, mas não 
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conseguem atingir os feitos da saída de onda senoidal pura. Esse tipo de onda de saída pode não 
alimentar corretamente alguns equipamentos, principalmente os que utilizam motores de 
indução para o seu funcionamento. 
Os inversores que possuem onda senoidal pura em sua saída é o tipo ideal para todos 
os equipamentos. Por conta disso, são os mais caros encontrados. Esse tipo de inversor possui 
uma onda de saída igual a onda de saída da rede das concessionárias de energia elétrica e, por 
isso, é o único tipo aceito para a instalação de sistemas on-grid. 
Os inversores ainda podem ser divididos quanto ao sistema para o qual o mesmo é 
projetado para trabalhar ou quanto a tecnologia empregada. São eles: 
• Inversores off-grid: como o nome indica, devem ser utilizados em sistemas 
off-grid. Sistemas off-grid são aqueles em que não há conexão com a rede 
elétrica da concessionária de energia, ou seja, são sistemas isolados, e, 
usualmente, utiliza-se um banco de baterias para armazenar a energia 
gerada. Os sistemas off-grid só recebem energia gerada pelo sistema 
fotovoltaico, por isso também são conhecidos como sistemas autônomos. 
Geralmente servem para alimentar locais isolados, onde não há rede elétrica, 
como em estradas, sistemas de monitoramento em estradas ou até mesmo 
para iluminação de locais isolados; 
 
Figura 21 – Inversor off-grid. 
Fonte: Extra. 
• Inversores on-grid ou grid-tie: são o único tipo de inversores que podem ser 
utilizados para os sistemas on-grid. Os sistemas on-grid alimentam a 
unidade consumidora e a energia sobressalente gerada é injetada na rede da 
concessionária, gerando créditos a unidade consumidora. Segundo a NBR 
16149:2014, esse tipo de inversor deve ter a função anti-ilhamento, que 
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enxerga quando há uma desconexão na rede da concessionária, devido a 
manutenção ou falha, e impede que o inversor injete a energia gerada na 
rede, evitando acidentes. Os inversores on-grid também devem possuir uma 
função de cessar energia em caso de subtensão, sobretensão, subfrequência 
ou sobrefrequência; 
 
Figura 22 - Inversor on-grid. 
Fonte: Omnik. 
• Inversores híbridos: esse tipo de inversor possui as funções do inversor off-
grid e do inversor on-grid em um único aparelho. Esse inversor possui as 
proteções de um inversor on-grid e pode injetar energia na rede da 
concessionária, gerando créditos a unidade consumidora. Também há uma 
outra saída do inversor híbrido que envia a energia gerada para um banco 
de baterias, fazendo seu armazenamento para uso futuro, como nos casos 
em que seja interrompida a energia elétrica disponibilizada pela 
concessionária de energia; 
 
Figura 23 - Inversor híbrido. 
Fonte: Epever. 
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 20 
• Inversores com duplo rastreamento (MPPT): são os inversores com a 
melhor tecnologia para o aproveitamento máximo da energia gerada pelo 
arranjo fotovoltaico. Quando instalado em duas faces do telhado de uma 
residência, por exemplo, a energia gerada por uma das faces não influencia 
na energia gerada pela outra face, ou seja, há uma maximização da energia 
gerada pelo arranjo fotovoltaico em si; 
 
Figura 24 – Inversor com duplo rastreamento (MPPT). 
Fonte: Entec Solar. 
• Micro inversor: é um inversor tal qual os outros, mas é utilizado geralmente 
para atender módulos solares de forma individual, assim, caso um dos 
módulos esteja com defeito ou, principalmente, sombreado, sua baixa 
produção não influenciará na produção dos demais módulos, visto que a 
conversão será feira de forma individual em cada módulo. Os micro 
inversores ainda possuem baixa eficiência na conversão de energia, quando 
comparada com os outros inversores; 
 
Figura 25 - Micro inversor. 
Fonte: enphase. 
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 21 
• Inversores centrais: são grandes centrais que fazem a conversão da corrente 
contínua em corrente alternada, utilizada para sistemas de grande porte, 
acima de 100 kWp. Sistemas desse porte são encontrados principalmente 
em condomínios, indústrias e usinas, onde os inversores centrais possuem 
alta eficiência na conversão. O principal problema de instalar todo o sistema 
solar de grande porte em um único inversor central é que, em caso de 
manutenção, todo o sistema de geração irá parar de gerar energia, visto que 
todos os módulos estarão ligados a um único inversor. 
 
Figura 26 - Inversor central. 
Fonte: ABB. 
Através dos inversores podemos monitorar todo o sistema solar fotovoltaico em 
tempo real, seja através de um monitor acoplado (a depender do modelo do inversor) ou através 
de softwares de monitoramento disponibilizados pelas fabricantes dos inversores. Com isso 
podemos obter a potência que está sendo gerada pelo arranjo fotovoltaico e se há alguma 
mensagem ou informação que nos indique que há algum erro no sistema. 
 
Figura 27 - Inversor Goodwe. 
Fonte: Goodwe. 
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 22 
Cada inversor possui uma eficiência de conversão de corrente diferente. O grau de 
eficiência de um inversor nos indica a capacidade do inversor de converter a corrente contínua, 
que recebe do arranjo fotovoltaico, em corrente alternada, que vai para a unidade consumidora 
ou é injetada na rede da concessionária. Deseja-se que um inversor de qualidade possua um 
grau de eficiência superior a 94%, sendo pouco desejável uma porcentagem inferiora esta. 
A principal característica que devemos levar em conta ao escolher um inversor é a 
sua potência. Os inversores são limitados a uma certa potência e devemos escolher um com 
potência próxima ao do nosso sistema fotovoltaico. Muitas fabricantes de inversores 
recomendam que a potência instalada do arranjo fotovoltaico seja superior a, no máximo, 1/3 
da potência máxima do inversor. Um inversor de 1.000 W, por exemplo, poderia ter uma 
potência máxima instalada do sistema fotovoltaico de cerca de 1.300 W. Isso é permitido, pois 
dificilmente o arranjo fotovoltaico será capaz de gerar sua potência máxima. 
Na imagem abaixo podemos observar a curva de eficiência de um Inversor Fronius. 
Observe que quando a potência de saída fica em cerca de 30% da potência máxima do inversor, 
a eficiência do inversor sobe e se estabiliza. Ou seja, se subdimensionarmos os inversores, 
estaremos ao mesmo tempo aumentando a eficiência deles. 
 
Figura 28 - Curva de eficiência de um inversor Fronius. 
Fonte: Fronius. 
Observe no gráfico abaixo, com dados do site pvwatts, um inversor com potência 
de 4,6 kW instalado em painéis que possuem a mesma potência do inversor, foi capaz de gerar 
6.413 kWh por ano. Enquanto um inversor de 6,0 kW instalado em painéis que possuem a 
mesma potência do inversor, foi capaz de gerar 8.365 kWh por ano. Já um inversor 
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subdimensionado de 4,6 kW instalado em painéis com potência de 6,0 kW, foi capaz de gerar 
8.332 kWh por ano, 29,92% a mais que o primeiro caso e apenas 0,39% a menos que o segundo 
caso. ou seja, caso não haja perspectiva de aumentar a potência do sistema solar futuramente, 
pode-se economizar dinheiro subdimensionando o inversor. 
 
Gráfico 4 - Comparação entre diferentes potências de inversores e de painéis solares. 
Fonte: pvwatts. 
Os inversores também possuem grau de proteção (IP). O grau de proteção indica a 
proteção que determinado dispositivo ou equipamento possui contra sólidos (poeira, por 
exemplo) e água. O grau de proteção sempre se inicia com IP, seguido de dois números, onde 
o primeiro é referente a proteção daquele dispositivo contra sólidos e o segundo indica a 
proteção do dispositivo contra água. 
6.413
8.365 8.332
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
Inversor de 4,6 kW com
4,6 kW de Painéis
Solares
Inversor de 6,0 kW com
6,0 kW de Painéis
Solares
Inversor de 4,6 kW com
6,0 kW de Painéis
Solares
kWh por ano
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 24 
 
Figura 29 - Grau de proteção (IP). 
Fonte: NR10fácil. 
Com a utilização da imagem anterior, podemos observar que um equipamento com 
IP65, por exemplo, é protegido totalmente contra a poeira (numeral 6) e protegido contra jatos 
de água (numeral 5). 
Assim como a maioria dos dispositivos de um sistema fotovoltaico, os inversores 
possuem uma garantia estendida de fábrica. No Brasil, o Código de Defesa do Consumidor 
estipula o prazo mínimo de garantia de 90 dias para produtos duráveis, enquanto muitas 
fabricantes de inversores possuem garantias de 5 ou 10 anos, com garantias opcionais de até 25 
anos, que é o caso da fabricante Omnik. 
4.4.1 Teoria de Funcionamento e Aplicação 
Um inversor é constituído basicamente dos seguintes componentes: 
• MPPT; 
• Circuito inversor; 
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• Filtros; 
• Interface de comunicação wireless; 
• Display LCD e comandos. 
A MPPT é a função que faz com que seja aproveitada a maior potência gerada pelo 
arranjo fotovoltaico, encontrando o máximo ponto de potência entre a tensão e a corrente. 
 
Figura 30 - Funcionamento de uma MPPT. 
Fonte: CRESESB, 2008. 
 
Princípio de funcionamento do inversor: 
 
 
Gráfico 5 - Como é o princípio de funcionamento de um inversor. 
 
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 26 
Interface de comunicação do sistema solar fotovoltaico: 
 
Figura 31 - Interface de comunicação e funcionamento de um sistema solar fotovoltaico. 
Fonte: Omnik. 
Os displays servem para obtermos informações do sistema solar e configurações do 
mesmo. Tomando como exemplo um inversor Fronius, segue abaixo alguma das configurações 
que podem ser feitas através do display: 
➢ Idioma; 
➢ Configuração de país; 
➢ Data; 
➢ Horário; 
➢ Autobrilho; 
➢ Configurações de isolamento; 
➢ MPPT on/off; 
➢ Valores de tensão das MPPTs; 
➢ Gerenciador de pico dinâmico on/off; 
➢ Inserir senha para configurar o inversor; 
➢ Configurações de aterramento; 
➢ Reset do inversor. 
Diagrama em blocos: 
 
Figura 32 - Diagrama em blocos de um sistema solar fotovoltaico. 
Fonte: Omnik. 
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 27 
Exemplo de aplicação: 
- Um cliente precisa de uma instalação com 15,6 kWp; 
- Modelo dos módulos: Canadian CS6U-325P Maxpower (1.000V); 
- Tensão de entrada: 380/220 V trifásico; 
- Disjuntor de entrada: 50 A; 
- Modelo do inversor: Fronius SYMO 15.03M. 
Parâmetros de entrada do inversor: 
DADOS DE ENTRADA SYMO 15.0-3-M 
Max. corrente de entrada (Idc max 1 / Idc max 2 1)) 33,0 A / 27,0 A 
Max. corrente do conjunto curto-circuito (MPP1/MPP2 1)) 49,5 A / 40,5 A 
Min. tensão de entrada (Udc min) 200 V 
Tensão de alimentação inicial (Udc start 200 V 
Tensão nominal de entrada (Udc,r) 600 V 
Max. tensão de entrada (Udc max) 1.000 V 
Faixa de tensão MPP (Umpp min – Umpp max) 320 - 800 V 
Número de rastreadores MPP 2 
Número de entradas DC 3+3 
Tabela 2 - Parâmetros de entrada do inversor SYMO 15.0-3-M 
Fonte: Fronius. 
 
Parâmetros de saída do inversor: 
DADOS DE SAÍDA SYMO 15.0-3-M 
Saída nominal AC (Pac,r) 15.000 W 
Max. potência de saída 15.000 VA 
Max. corrente de saída (Iac max) 32 A 
Conexão à rede (Uac,r) 
3-NPE 400 V / 230 V or 3~NPE 380 V / 
220 V 
Min. Tensão de saída (Uac min) 150 V 
Max. Tensão de saída (Uac max) 275 V 
Frequência (fr) 60 Hz 
Faixa de frequência (fmin – fmax) 45 - 65 Hz 
Distorção Harmônica Total < 2 % 
Fator de potência (cos φac,r) 0 - 1 ind. / cap. 
Tabela 3 - Parâmetros de saída do inversor SYMO 15.0-3-M 
Fonte: Fronius. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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 28 
Parâmetros do módulo: 
DADOS DO MÓDULO CANADIAN 
Tensão de Operação (Vmpp) 37 V 
Corrente de Operação (Impp) 8,78 A 
Corrente de Curto Circuito (Isc) 9,34 A 
Potência Nominal Máxima (Pmax) 325 W 
Tabela 4 - Parâmetros do módulo Canadian CS6U-325P Maxpower (1.000 V). 
 Fonte: Canadian. 
 
 
Com os parâmetros do inversor, podemos observar o mesmo possui duas MPPTs e 
que cada uma delas suporta uma tensão máxima de 800 V e que a MPPT A suporta uma corrente 
nominal de 33,0 A, enquanto a MPPT B suporta uma corrente nominal de 27,0 A. Também 
podemos observar que a corrente de curto circuito da MPPT A é de 49,5 A, enquanto que da 
MPPT B é de 40,5 A. 
Com todas essas informações em mãos, podemos iniciar o dimensionamento com 
o cálculo da quantidade de módulos. A potência do sistema é de 15,6 kWp e a potência de cada 
módulo escolhido é de 325 W. 
𝑵º 𝒅𝒆 𝒎ó𝒅𝒖𝒍𝒐𝒔 =
𝑷𝒐𝒕. 𝒅𝒐 𝒔𝒊𝒔𝒕𝒆𝒎𝒂
𝑷𝒐𝒕. 𝒅𝒆 𝒄𝒂𝒅𝒂 𝒎ó𝒅𝒖𝒍𝒐
 
𝑵º 𝒅𝒆 𝒎ó𝒅𝒖𝒍𝒐𝒔 =
𝟏𝟓. 𝟔𝟎𝟎
𝟑𝟐𝟓
 
𝑵º 𝒅𝒆 𝒎ó𝒅𝒖𝒍𝒐𝒔 = 𝟒𝟖 𝒎ó𝒅𝒖𝒍𝒐𝒔 
Temos a informação que cada MPPT possui uma tensão máxima de 800 V e que 
cada módulo possui uma tensão Vmpp de 37 V, com isso, podemos calcular o número máximo 
de módulos que podem ser ligados em série em cada MPPT. 
𝑵º 𝒅𝒆 𝒎ó𝒅𝒖𝒍𝒐𝒔 =
𝑻𝒆𝒏𝒔ã𝒐 𝒎á𝒙. 𝑴𝑷𝑷𝑻
𝑻𝒆𝒏𝒔ã𝒐 𝑽𝒎𝒑𝒑 𝒅𝒐 𝒎ó𝒅𝒖𝒍𝒐
 
𝑵º 𝒅𝒆 𝒎ó𝒅𝒖𝒍𝒐𝒔 =
𝟖𝟎𝟎
𝟑𝟕
 
𝑵º 𝒅𝒆 𝒎ó𝒅𝒖𝒍𝒐𝒔 ≅ 𝟐𝟏 𝒎ó𝒅𝒖𝒍𝒐𝒔 
Devemos encontrar uma configuração de strings em que não seja rompida a tensão 
máxima e a corrente máxima suportada por cada MPPT. Temosque o número total de módulos 
do arranjo fotovoltaico é de 48 módulos e que o número máximo de módulos que podem ser 
ligados em série em uma MPPT é de 21 módulos. Há diversas configurações que podemos fazer 
para ligar os 48 módulos sem romper os limites de cada MPPT. Para este exemplo, duas strings 
estarão ligadas em paralelo e cada uma possuirá 18 módulos ligados em série, onde serão 
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 29 
ligados a MPPT A, e uma string com 12 módulos ligados em série, que serão ligados na MPPT 
B. 
Agora vamos testar se a tensão dos módulos ligados em série na MPPT A será 
superior aos 800 V suportados por esta MPPT. Como as duas strings estão ligadas em paralelo 
e possuem a mesma quantidade de módulos e todos os módulos são iguais, a tensão de uma 
string será igual a tensão da outra string, e, consequentemente, será a tensão sobre a MPPT A. 
Lembrando que a tensão Vmpp do módulo é 37 V e que há 18 módulos em série em cada string. 
𝑽(𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑨) = 𝒏º 𝒅𝒆 𝒎ó𝒅𝒖𝒍𝒐𝒔 𝒆𝒎 𝒖𝒎𝒂 𝒅𝒂𝒔 𝒔𝒕𝒓𝒊𝒏𝒈𝒔 × 𝒕𝒆𝒏𝒔ã𝒐 𝒅𝒐 𝒎ó𝒅𝒖𝒍𝒐 
 
𝑽(𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑨) = 𝟏𝟖 × 𝟑𝟕 
𝑽(𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑨) = 𝟔𝟔𝟔 𝑽 
Agora vamos testar se a tensão dos módulos ligados em série na MPPT B será 
superior aos 800 V suportados por esta MPPT. Como há apenas uma string nesta MPPT, a 
tensão da string será a tensão sobre a MPPT B. Lembrando que a tensão Vmpp do módulo é 37 
V e que há 12 módulos em série na única string desta MPPT. 
𝑽(𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑩) = 𝒏º 𝒅𝒆 𝒎ó𝒅𝒖𝒍𝒐𝒔 𝒏𝒂 𝒔𝒕𝒓𝒊𝒏𝒈 × 𝒕𝒆𝒏𝒔ã𝒐 𝒅𝒐 𝒎ó𝒅𝒖𝒍𝒐 
𝑽(𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑩) = 𝟏𝟐 × 𝟑𝟕 
𝑽(𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑩) = 𝟒𝟒𝟒 𝑽 
Agora vamos testar se a corrente dos módulos ligados sobre a MPPT A será superior 
aos 33 A suportados por esta MPPT. A corrente de um módulo será igual a corrente da string, 
visto que, em uma ligação série, a corrente é a mesma em todos os equipamentos. Porém, há 
duas strings iguais em paralelo e, neste tipo de ligação, a corrente deve ser somada. Portanto, a 
corrente sobre a MPPT A será a somatória das correntes de cada string em paralelo. Lembrando 
que a corrente Imp do módulo é 8,78 A e que há duas strings em paralelo. 
𝑰(𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑨) = 𝒄𝒐𝒓𝒓𝒆𝒏𝒕𝒆 𝒆𝒎 𝒖𝒎𝒂 𝒔𝒕𝒓𝒊𝒏𝒈 + 𝒄𝒐𝒓𝒓𝒆𝒏𝒕𝒆 𝒏𝒂 𝒐𝒖𝒕𝒓𝒂 𝒔𝒕𝒓𝒊𝒏𝒈 
𝑰(𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑨) = 𝟖, 𝟕𝟖 + 𝟖, 𝟕𝟖 
𝑰(𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑨) = 𝟏𝟕, 𝟓𝟔 𝑨 
Agora vamos testar se a corrente dos módulos ligados sobre a MPPT B será superior 
aos 27 A suportados por esta MPPT. A corrente de um módulo será igual a corrente da string, 
visto que, em uma ligação série, a corrente é a mesma em todos os equipamentos. Como há 
apenas uma string nesta MPPT, a corrente sobre a MPPT B será igual a corrente de um módulo. 
Lembrando que a corrente Imp do módulo é 8,78 A e que há apenas uma string. 
𝑰(𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑩) = 𝒄𝒐𝒓𝒓𝒆𝒏𝒕𝒆 𝒆𝒎 𝒖𝒎𝒂 𝒔𝒕𝒓𝒊𝒏𝒈 
𝑰(𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑩) = 𝟖, 𝟕𝟖 
𝑰(𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑩) = 𝟖, 𝟕𝟖 𝑨 
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 30 
Vamos conferir também a corrente de curto circuito sobre cada MPPT. Vamos 
testar se a corrente de curto circuito dos módulos ligados sobre a MPPT A será superior aos 
49,5 A suportados por esta MPPT. A corrente de curto circuito de um módulo será igual a 
corrente de curto circuito da string, visto que, em uma ligação série, a corrente é a mesma em 
todos os equipamentos. Porém, há duas strings iguais em paralelo e, neste tipo de ligação, a 
corrente deve ser somada. Portanto, a corrente de curto circuito sobre a MPPT A será a 
somatória das correntes de curto circuito de cada string em paralelo. Lembrando que a corrente 
de curto circuito Isc do módulo é 9,34 A e que há duas strings em paralelo. 
𝑰(𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑨) = 𝒄𝒐𝒓𝒓𝒆𝒏𝒕𝒆 𝑰𝒔𝒄 𝒆𝒎 𝒖𝒎𝒂 𝒔𝒕𝒓𝒊𝒏𝒈 + 𝒄𝒐𝒓𝒓𝒆𝒏𝒕𝒆 𝑰𝒔𝒄 𝒏𝒂 𝒐𝒖𝒕𝒓𝒂 𝒔𝒕𝒓𝒊𝒏𝒈 
𝑰(𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑨) = 𝟗, 𝟑𝟒 + 𝟗, 𝟑𝟒 
𝑰(𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑨) = 𝟏𝟖, 𝟔𝟖 𝑨 
Vamos testar se a corrente de curto circuito dos módulos ligados sobre a MPPT B 
será superior aos 40,5 A suportados por esta MPPT. A corrente de curto circuito de um módulo 
será igual a corrente de curto circuito da string, visto que, em uma ligação série, a corrente é a 
mesma em todos os equipamentos. Como há apenas uma string nesta MPPT, a corrente de curto 
circuito sobre a MPPT B será igual a corrente de curto circuito de um módulo. Lembrando que 
a corrente de curto circuito Isc do módulo é 9,34 A e que há apenas uma string. 
𝑰(𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑨) = 𝒄𝒐𝒓𝒓𝒆𝒏𝒕𝒆 𝑰𝒔𝒄 𝒆𝒎 𝒖𝒎𝒂 𝒔𝒕𝒓𝒊𝒏𝒈 + 𝒄𝒐𝒓𝒓𝒆𝒏𝒕𝒆 𝑰𝒔𝒄 𝒏𝒂 𝒐𝒖𝒕𝒓𝒂 𝒔𝒕𝒓𝒊𝒏𝒈 
𝑰(𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑨) = 𝟗, 𝟑𝟒 
𝑰(𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑨) = 𝟗, 𝟑𝟒 𝑨 
Como utilizamos um inversor Fronius de exemplo, podemos conferir nossos 
cálculos no site solar configurator, que é disponibilizado pela própria Fronius. Devemos entrar 
neste link http://fronius.solarconfigurator.de/solar.configurator/Quick e preenchermos as 
informações sobre o arranjo fotovoltaico e ele nos retorna os tipos de configuração que podemos 
fazer e, ao escolhermos o tipo (número de módulos por string), ele nos retorna os valores de 
corrente e tensão sobre cada MPPT. 
Ao entrar no link acima, primeiramente veremos uma página como a da imagem 
abaixo. Nela devemos preencher com as informações do sistema fotovoltaico. 
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http://fronius.solarconfigurator.de/solar.configurator/Quick
http://fronius.solarconfigurator.de/solar.configurator/Quick
http://fronius.solarconfigurator.de/solar.configurator/Quick
http://fronius.solarconfigurator.de/solar.configurator/Quick
http://fronius.solarconfigurator.de/solar.configurator/Quick
http://fronius.solarconfigurator.de/solar.configurator/Quick
http://fronius.solarconfigurator.de/solar.configurator/Quick
 31 
 
Figura 33 - Preenchimento de informações no Solar Configurator. 
Fonte: Solar configurator, 2019. 
Depois veremos uma imagem como a abaixo, onde devemos escolher o tipo de 
configuração. Como escolhemos que nossa configuração seria de duas strings em paralelo com 
18 módulos em série em cada uma delas na MPPT A e de 12 módulos ligados em série em uma 
única string na MPPT B, devemos clicar na opção A 2 x 18 B 1 x 12. 
 
Figura 34 - Escolha da configuração do sistema fotovoltaico. 
Fonte: Solar configurator, 2019. 
 
Agora nos é informado os dados de cada MPPT, seu número de strings, o número 
de módulos em cada string, a tensão máxima em cada MPPT, a corrente de curto circuito 
máxima em cada MPPT e a potência instalada em cada MPPT. 
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 32 
 
Figura 35 - Informações sobre a MPPT A. 
Fonte: Solar configurator, 2019. 
 
Figura 36 - Informações sobre a MPPT B. 
Fonte: Solar configurator, 2019. 
 
4.5 SUPERVISÃO, CONTROLE, AQUISIÇÃO E ARMAZENAMENTO DE DADOS 
DOS INVERSORES 
A grande maioria das fabricantes de inversores disponibilizam aos usuários 
softwares de supervisão e controle. Estes softwares são capazes de guardar informação acima 
dos 25 anos de uso de um inversor e através deles também é possível supervisionar o 
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funcionamento de um sistema solar fotovoltaico de qualquer lugar do mundo em tempo real, 
inclusive podendo configurar o recebimento de e-mail ou SMS para alertas sobre o sistema. 
A Fronius, por exemplo, disponibiliza alguns softwares, como o solar.tv, que é um 
sistema online e gratuito, que permite que o usuário transfira os mais diversos dados de um 
sistema fotovoltaico para apresentações e divulgações externas, com a criação de diagramas e 
gráficos com informação sobre o sistema fotovoltaico instalado direto do software. Outro 
software disponibilizado pela Fronius é o Solar.Web App, que é um serviço móvel para tablets, 
smartphones e smartwatches, para as plataformas Windows, iOS e Android, com informações 
em tempo real sobre o sistema fotovoltaico, que são enviadasao software através de um inversor 
Fronius com conexão à internet. Para fazer essa comunicação entre os inversores e os softwares, 
a Fronius utiliza a central de comunicação Datamanager, que possui conexão à internet via cabo 
ou wifi e envia todos os dados do sistema armazenado no inversor para o seu portal online 
Solar.Web. A Fronius ainda tem o Smart Meter, que é um equipamento contador bidirecional 
do consumo de energia, com o objetivo de detectar o consumo de energia da unidade 
consumidora. 
 
Figura 37 - Produtos Fronius: Solar.TV, Solar.Web app, Datamanager e Smart Meter. 
Fonte: Fronius. 
 
O Solar Design é um software disponibilizado pela Omnik com os dados 
meteorológicos das principais cidades do mundo. De acordo com as opções do usuário, o 
software calcula a viabilidade do sistema naquela localidade. Também é capaz de fornecer a 
radiação que um módulo poderá receber a cada mês, otimizando o sistema solar e alcançando 
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 34 
os índices de geração desejáveis. A Omnik também disponibiliza a plataforma SMPSolar, que 
foi desenvolvida exclusivamente para seu micro inverter (micro inversor), onde o usuário obtém 
as informações em tempo real sobre seu sistema fotovoltaico, como a potência gerada, a 
corrente e tensão, por exemplo, sendo ainda possível ligar ou desligar o inversor (micro 
inverter) remotamente. O Portal Omnik é mais uma ferramenta de controle e supervisão da 
Omnik, possui informações detalhadas de operação, configurações personalizadas e funções de 
alerta ao usuário, podendo obter quaisquer dessas informações a qualquer hora e em qualquer 
lugar, desde que se tenha acesso à internet. 
 
Figura 38 – Produtos Omnik: Solar Design, SMPSolar e Portal Omnik. 
Fonte: Omnik. 
A Goodwe, outra fabricante de inversores, disponibiliza a plataforma de 
monitorização SEMS. A través dela é possível ter acesso a todos os dados atuais e passados do 
sistema solar ao qual o inversor está instalado, apresentando gráficos, que dão dinamismo as 
informações mostradas. O Smart Meter é um medidor inteligente da Goodwe, que detecta a 
tensão, a corrente, a potência e a energia do sistema, sempre trabalhando conjuntamente aos 
inversores. 
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 35 
 
Figura 39 - Produtos Goodwe. 
Fonte: Goodwe. 
Além de todos estes softwares e dispositivos, podemos ainda adicionar sensores de 
medição que não vêm nos inversores ou demais equipamentos do sistema fotovoltaico. Com a 
utilização de sensores se amplia os dados e informações obtidas do sistema fotovoltaico, como 
a leitura de temperatura ambiente, que influencia na eficiência do sistema e até mesmo a 
radiação solar incidida sobre os módulos. 
 
Figura 40 - Sensores externos. 
Fonte: GOODWE,2019. 
4.6 BATERIAS 
As baterias são dispositivos utilizados para se armazenar energia para uma 
utilização futura. As baterias recebem energia elétrica em seus polos, que posteriormente é 
transformada em energia química no interior da bateria, isso para quando a bateria está sendo 
carregada. Quando a bateria está sendo descarregada, ou seja, está fornecendo energia, a energia 
química que está armazenada dentro da bateria é convertida em energia elétrica na saída. É 
importante lembrarmos que as baterias são carregadas em corrente contínua e, quando usadas 
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como fonte de alimentação, também fornecem a energia elétrica em corrente contínua. As 
baterias podem fazer vários ciclos de transformação de energia elétrica para química e vice-
versa. 
 
Figura 41 - Bateria. 
Fonte: Moura. 
 
 
A estrutura básica de uma bateria é constituída de: 
➢ Elemento ou vaso: é um tipo de acumulador constituído de duas ou mais 
placas de polaridades opostas (positivas e negativas), que são isoladas entre 
si e banhadas por eletrólito (ácido). Quanto mais próximas as placas ficarem 
uma das outras, menor será a resistência interna e as dimensões dos 
elementos, assim pode-se aumentar a capacidade de armazenamento da 
bateria; 
➢ Separadores: os separadores são feitos a partir de material isolante e 
antiácido. Eles servem para manter uma separação física entre os polos 
positivos e negativos das placas, evitando que haja um curto-circuito entre 
os polos; 
➢ Eletrólito: é uma substância que dissolvida na água se torna condutora de 
corrente elétrica. Nas baterias chumbo-ácido, por exemplo, o eletrólito é 
uma solução de ácido sulfúrico diluída em água; 
➢ Recipiente: é a caixa onde vai a estrutura da bateria, que é separada em 
vasos. Nas baterias de 12 V, por exemplo, há uma separação de seis vasos, 
pois, nas baterias chumbo-ácido, há a geração de 2 V em cada vaso; 
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 37 
➢ Conexões: as conexões servem para interligar as placas, que são ligadas em 
série, para que se possa aumentar a tensão de saída da bateria; 
➢ Suporte: os suportes servem para a fixação das placas e conexões. 
Há alguns tipos de baterias, como a automotiva, a tracionarias e a estacionária, onde 
cada uma possui características para serem aplicadas em determinados seguimentos. A 
utilização de baterias em atividades para as quais a mesma não foi projetada, pode ocasionar 
mal funcionamento e diminuição da vida útil da bateria. 
 
Figura 42 - Baterias. 
Fonte: DMESG. 
As baterias automotivas foram desenvolvidas para fornecer uma corrente elétrica 
alta em um curto período de tempo, onde a alta corrente é necessária para se dar partida no 
motor do automóvel. Esse tipo de bateria possui em seu interior eletrólito em forma líquida que, 
com o movimento do veículo, o líquido é agitado e se mistura, garantindo a homogeneidade da 
mistura e a eficiência do eletrólito da bateria. Com essa informação, podemos observar que caso 
seja utilizada bateria automotiva em uma atividade em que não haja movimento constante, 
como para armazenar energia fotovoltaica, a bateria certamente sofrerá perdas químicas devido 
a não homogeneidade da mistura, que causará a estratificação do eletrólito, visto que não há 
movimentação no banco de baterias de um sistema fotovoltaico. A estratificação do eletrólito é 
quando não há uma mistura contínua da solução água mais ácido, fazendo com que o ácido, que 
possui uma densidade maior, seja depositado no fundo do vaso da bateria, enquanto a água 
ficará na parte superior da solução. Isso faz com que os componentes que ficam concentrados 
na parte inferior do vaso sofram um desgaste maior, reduzindo a vida útil da bateria 
As baterias tracionarias foram desenvolvidas para fornecer energia principalmente 
aos veículos com tração elétrica, como as empilhadeiras e paleteiras elétricas. Esse tipo de 
bateria possui uma capacidade cíclica muito maior que os outros tipos de baterias, assim como 
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 38 
uma maior duração, devido a se utilizar materiais mais sofisticados e ligações químicas mais 
fortes. Por conta disso, o preço desse tipo de bateria é mais elevado. 
As baterias estacionárias é o tipo de bateria que deve ser utilizado para sistemas 
fotovoltaicos. Esse tipo de bateria foi desenvolvido para ser aplicada em atividades em que a 
mesma ficará imóvel, como nos casos de nobreaks, alarmes, luzes de emergência e sistemas 
fotovoltaicos. Para tentar evitar e diminuir a estratificação do eletrólito neste tipo de bateria, 
utiliza-se mantas de microfibra de vidro. O método e os materiais empregados na fabricação 
das baterias estacionárias são praticamente os mesmos que para a fabricação das baterias 
automotivas, porém com a utilização de materiais mais nobres. Podemos enxergar essa 
diferenciação nos preços dessas duas baterias, sendo a estacionária a mais cara por possuir uma 
expectativa de vida útil maior. Abateria estacionária fornece energia de modo contínuo e 
permanente e pode ter inúmeros ciclos completos de carga e descarga. 
As baterias podem ser interligadas em série ou em paralelo para se aumentar a 
tensão do banco de baterias ou a corrente, assim como os módulos fotovoltaicos. Para se ter 
uma tensão de saída maior, devemos fazer uma ligação em série, onde as tensões das baterias 
serão somadas e a corrente permanecerá inalterada. Agora, se desejarmos ter uma corrente de 
descarga maior, devemos fazer uma ligação em paralelo, onde as tensões das baterias 
permanecerão inalteradas, enquanto as correntes serão somadas. 
 
Figura 43 - Ligação de baterias em série e em paralelo, 
Fonte: Entec Solar, 2019. 
A vida útil das baterias está diretamente relacionada com a profundidade de 
descarga. Quanto mais profunda forem as descargas de uma bateria, menor será sua vida útil a 
longo prazo. Outro fator importante que diminui a vida útil de uma bateria é a temperatura 
ambiente sobre a qual a bateria estará exposta. Quanto maior a temperatura ambiente seja de 
25ºC, menor será a vida útil da bateria. 
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 39 
Vida Útil em Função da Descarga 
Profundidade 
de Descarga 
Número 
de Ciclos 
Vida 
Útil em 
Anos 
10% > 2000 > 5,47 
20% 2000 5,47 
30% 1150 3,15 
40% 700 1,91 
50% 450 1,23 
60% 280 0,76 
70% 190 0,52 
80% 100 0,27 
Tabela 5 - Vida útil da bateria em função da profundidade da descarga. 
Fonte: Moura, 2017. 
Como dito anteriormente, as baterias estacionárias são as utilizadas em sistemas 
fotovoltaicos, seja ele off-grid ou híbrido, tendo a função de armazenar a energia CC na saída 
do arranjo fotovoltaico. A bateria posteriormente fornece energia ao inversor e aí sim a energia 
é convertida para CA e distribuída aos pontos de tomada e iluminação e, apenas para o sistema 
híbrido, é injetado na rede da concessionária (lembrando que o sistema off-grid não possui 
conexão com a concessionária de energia elétrica). 
4.7 CONTROLADOR DE CARGA 
O controlador de carga é um dos principais equipamentos de um sistema solar off-
grid, pois ele é quem faz o controle da energia gerada e maximiza a energia gerada pelo sistema 
(caso seja MPPT) e a injeta de modo seguro no banco de baterias. Ele também é capaz de 
controlar a carga de saída, mantendo a mesma em níveis seguros de operação. Sua principal 
função é proteger as baterias de serem descarregas profundamente, que diminuiria sua vida útil, 
e de serem sobrecarregadas, o que seria um problema por estar em níveis não seguros de 
operação. Através de um controle interno, o controlador consegue controlar a tensão e a corrente 
elétrica que vêm do sistema fotovoltaico carregando as baterias de modo seguro. 
Quando as baterias estão em fase de carregamento, o controlador verifica a tensão 
da bateria naquele instante e a alimenta com um valor um pouco acima. Se o controlador 
verificar que uma bateria está com 9 V, por exemplo, ele irá alimentar a bateria com um valor 
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 40 
um pouco acima da bateria e fará isso continuamente até a bateria entrar em sua tensão de 
flutuação. 
Para dimensionarmos corretamente um controlador de carga quanto a tensão, 
devemos escolher um controlador de carga com base na tensão de operação do sistema 
fotovoltaico, assim como verificar se sua tensão de saída corresponde com a tensão do banco 
de baterias. 
Quanto a corrente, o dimensionamento de um controlador de carga deve levar em 
consideração se a corrente do controlador de carga é igual ou superior à duas correntes do 
sistema, a corrente gerada pelo sistema fotovoltaico e a corrente de consumo. Em um sistema 
fotovoltaico onde os módulos enviam uma corrente de 7 A, deve-se utilizar um controlador de 
carga com uma corrente superior, 10 A, por exemplo, que é o valor comercialmente mais 
próximo. Caso os módulos enviem uma corrente de 7 A, mas haja um envio de 12 A para as 
baterias, o controlador de carga deverá ter uma corrente maior que a maior encontrada, neste 
caso, a corrente do controlador deverá ser maior que 12 A. Comercialmente, o valor mais 
próximo para o controlador seria de 20 A. Nada impede que usássemos nos exemplos anteriores 
controladores com corrente de 60 A, por exemplo, mas isso só acarretaria em custos adicionais. 
Tais medidas só são necessárias, caso haja a previsão de expandir o arranjo fotovoltaico 
futuramente. 
 
Os controladores de carga ainda podem ser divididos em dois tipos: 
➢ MPPT: que é o rastreador de máximo ponto de potência. Controladores 
desse tipo possuem rastreadores que busca obter a máxima potência gerada 
pelo sistema fotovoltaico. Quando comparado com a tecnologia PWM, os 
controladores com tecnologia MPPT possuem ganhos de eficiência acima 
dos 30%. Apesar de mais caros, os controladores de carga com MPPT 
possuem uma eficiência maior e são recomendados principalmente para 
sistemas de médio e grande porte, pois pode se economizar dinheiro com a 
aquisição de módulos, porque estes controladores com MPPT necessitarão 
de menos módulos para gerar a mesma energia que um sistema idêntico com 
controlador com tecnologia PWM; 
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 41 
 
Figura 44 - Controlador de carga com MPPT. 
Fonte: BlueSolar, 2019. 
➢ PWM: que é modulação por largura de pulso. Esse tipo de controlador não 
é capaz de encontrar o máximo ponto de potência (MPP), por conta disso, 
esse controlador acaba desperdiçando uma parte da energia gerada pelo 
sistema fotovoltaico. Como não possuem rastreadores de máximo ponto de 
potência e, consequentemente, possuem menor eficiência, este tipo de 
controlador é mais barato. 
 
Figura 45 - Controlador de carga com PWM. 
Fonte: eMarineInc. 
 
4.8 CABOS PARA APLICAÇÃO EM ENERGIA FOTOVOLTAICA 
Os condutores elétricos são fabricados em material condutor e têm a função de transportar 
energia elétrica para a alimentação de dispositivos e equipamentos, seja em baixa, média ou 
alta tensão, e ainda podendo ser em corrente alternada ou contínua. 
 
São encontrados basicamente em dois tipos: Fios e Cabos. 
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 42 
Fio é formador por um único condutor, de alumínio ou cobre e sendo mais rígido que o cabo , 
conforme figura 
 
 
 
 
Figura 46: Condutor elétrico tipo fio 
 
Os cabos são formados por vários fios encordoados (entrelaçados) e sem isolamento, 
conforme figura 47. 
 
 
 
Figura 47: Cabo elétrico 
 
Cabos ainda podem ser classificados em isolados , nus ( como os da figura 46 e 47) , unipolares 
e multipolares. 
 
Cabos isolados unipolares possuem um único condutor isolado, e podem ter isolação simples 
ou dupla isolação, conforme o cabo da figura 48. Esse tipo de condutor é o utilizados para 
conectar os módulos ( strings ) com o inversor. 
 
 
 
Figura 48 Cabo monopolar isolado 
 
 
 
O cabo multipolar, também conhecido como cabo pp, é um cabo constituído de um conjunto de 
cabos isolados entre si. Dentro de um único cabo multipolar é possível ter vários condutores 
diferentes. Esse cabo possui grande resistência química e mecânica, assim como o cabo 
unipolar. 
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 43 
 
 
 
 
 
Figura 49: Cabo multipolar ou PP 
 
 
Há uma classificação dos cabos conforme a temperatura máxima de serviço, conforme tabela 
35 da NBR5410. 
 
 
 
 
Figura 50 : TABELA 35 - NBR5410 
 
 
 
 
4.8.1 Dimensionamento 
Para o dimensionamento dos cabos, devemos levar em consideração pontos importantes, como: 
 
• CORRENTE NOMINAL; 
• MÉTODO DE INSTALAÇÃO; 
• NÚMERO DE CONDUTORES CARREGADOS; 
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 44 
• TIPO DE CONDUTOR; 
• MATERIAL DE ISOLAÇÃO; 
• TEMPERATURA AMBIENTE (AROU SOLO). 
 
 
 
 
Corrente nominal é o maior valor de corrente que o sistema pode atingir. Para o caso do 
fotovoltaico utilizamos a máxima corrente do inversor de tensão e a máxima corrente dos 
módulos fotovoltaicos para o calculo. 
 
Método de instalação se refere ao modo como os cabos são acondicionados, por exemplo, em 
canaletas ou eletrodutos. Na tabela 33 da NBR 5410 temos os principais métodos de instalação. 
Esse método é utilizado para saber a capacidade de condução de corrente de determinado cabo. 
 
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 45 
 
Figura 51: Tabela 33 - NBR 5410 
 
Número de condutores carregados é o número de condutores que são percorridos por corrente 
elétrica. Importante salientar que o condutor neutro é considerado um condutor carregado, pois 
serve de caminho para a circulação de corrente elétrica no circuito. 
 
Material de isolação os materiais de isolação mais comuns são: o policloreto de vinila (pvc), 
a borracha etileno-propileno (epr) e o polietileno reticulado (xlpe). Este material implica na 
temperatura máxima de trabalho e na capacidade de condução do cabo. 
 
O pvc é um material com alta rigidez dielétrica, ou seja, é altamente isolante, porém, ao 
comparar com o epr e o xlpe, possui a menor isolação entre eles. É um material não propagante 
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 46 
de chama, mas, ao entrar em combustão, libera gases tóxicos e corrosivos, assim como uma 
grande quantidade de fumaça. Em regime permanente esse tipo de isolante suporta até 70º c. 
 
A epr é uma borracha com uma excelente rigidez dielétrica e possui uma grande flexibilidade. 
Esse tipo de isolação é resistente à água e aos agentes químicos. Em regime permanente esse 
tipo de isolante suporta até 90º c. 
 
O xlpe é um material com alta resistência mecânica. Esse tipo de isolante suporta uma 
temperatura em regime permanente até 90º c. O xlpe também possui uma grande resistência a 
ação do tempo (tempestade e raios solares). 
 
 
Capacidade de condução de corrente elétrica: a partir do método de instalação, do número 
de condutores carregados, da corrente nominal, do tipo de condutor, do material de isolação, da 
temperatura no condutor e da temperatura de referência (ar ou solo), podemos verificar as 
seções nominais (mm²) para os condutores. A tabela 36 da NBR 5410 traz um exemplo de 
capacidade de condução em relação ao método de instalação. Cada fabricante disponibiliza sua 
própria tabela de condução. 
 
 
Figura 52 : Tabela 36 - capacidade de condução 
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 47 
 
Fator de correção de temperatura – FCT - nos casos em que os condutores não forem 
instalados em ambientes com temperaturas de 30º C, para quando os condutores forem 
instalados em linhas não-subterrâneas, ou de 20º C, para quando os condutores forem instalados 
em linhas subterrâneas (solo), deve-se corrigir a capacidade de condução de corrente conforme 
os valores encontrados na tabela 40, mostrada na figura 53. 
 
 
 
Figura 53: Tabela 40 – FCT 
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 48 
Fator de correção – Agrupamento FCA: nos casos em que os condutores estejam instalados 
juntos com outros circuitos, deverá ser aplicado o fator de correção por agrupamento. Esse tipo 
de correção só não precisa ser realizado quando houver apenas um circuito instalado num 
eletroduto, por exemplo. O fator de correção está descrito na tabela 42, para circuitos não-
subterrâneos. As tabelas 44 e 45, são para circuitos com cabos enterrados. 
 
 
Figura 54 : Tabela 42 Circuitos não subterrâneos 
 
 
Seção mínima: a NBR 5410 estabelece seções mínimas para os condutores de fase, a depender 
do tipo de circuito. a seção do condutor a se utilizar será a maior encontrada entre todos os 
métodos de dimensionamento. Conforme tabela 47 , mostrada na figura 55. 
 
 
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 49 
 
Figura 55: Seção mínima dos condutores 
 
 
O DIMENSIONAMENTO DO CABO DE NEUTRO é definido conforme tabela 48 da NBR 
5410, conforme figura 56. 
 
 
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 50 
 
Figura 56 : Dimensionamento de Neutro 
 
Dimensionamento de cabo de terra é definido pela tabela 58 da NBR5410. 
 
 
Figura 57: dimensionamento de neutro 
 
 
Exemplo de aplicação 
 
Um chuveiro possui uma potência de 5.500 w e deve ser alimentado com uma tensão de 220 
bifásica. O cabo a se utilizar será de cobre com isolação de pvc e será instalado pelo método 
b1. A temperatura do ar a se considerar é de 35º c e haverá 2 circuitos agrupados no eletroduto. 
Qual a seção a se utilizar nos condutores fase, neutro e terra? 
 
 
O primeiro critério a se utilizar é o de seção mínima. o circuito do chuveiro é um circuito de 
força. Por conta disso, a seção mínima é de 2,5 mm² para condutores de cobre, conforme tabela 
47 da NBR 5410. 
 
 
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 51 
Fazendo o cálculo para achar a corrente de projeto (IB), veremos que o condutor deverá suportar 
uma corrente de pelo menos 25 A. 
 
 
𝑰𝑩 =
𝑷
𝑽
 Onde P é a potência do chuveiro e V é a tensão de alimentação. 
 
 
Temos que 𝑰𝑩 =
𝟓.𝟓𝟎𝟎
𝟐𝟐𝟎
= 𝟐𝟓 𝑨 
 
 
A corrente corrigida (IC) é calculada com base nos fatores de correção de temperatura e 
agrupamento. a partir desta corrente é que escolheremos o cabo pelo método de ampacidade. 
Com os dados do exemplo, encontramos um FCT de 0,94 para 35º c e um FCA de 0,80 para 
dois circuitos agrupados. 
 
Os valores de FCT foram obtidos na tabela 40: 
 
 
 
 
E o critério de FCA veio da tabela 42: 
 
 
 
 
A partir do valor de corrente corrigida (IC) de 33,24 A, devemos encontrar um valor de corrente 
igual ou acima na tabela 36 da NBR 5410. 
 
𝑰𝒄 =
𝑰𝒏
𝑭𝑪𝑻 × 𝑭𝑪𝑨
 
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 52 
𝑰𝒄 =
𝟐𝟓
𝟎, 𝟗𝟒 × 𝟎, 𝟖
= 𝟑𝟑, 𝟐𝟒 𝑨 
 
Nossa instalação do exemplo é 220 v bifásica, ou seja, há dois condutores carregados. 
Utilizando a tabela 36 da nbr 5410, veremos que, para o método b1 e com dois condutores 
carregados, devemos utilizar um cabo de 6 mm² pelo método de ampacidade. 
 
 
 
 
Segundo a nbr 5410, para que a proteção dos condutores contra sobrecarga esteja completa, 
devemos utilizar o critério abaixo: 
𝑰𝑩 ≤ 𝑰𝒏 ≤ 𝑰𝒛 
Onde: 
IB = corrente de projeto; 
Iz = capacidade de condução de corrente dos condutores com fct e fca aplicados; 
In = corrente nominal do dispositivo de proteção (disjuntor). 
 
IB é a corrente de projeto que já havíamos calculado. In é corrente do disjuntor escolhido. Em 
Iz utilizamos a capacidade de corrente que encontramos para o cabo de 6 mm² (41 A) e 
multiplicamos pelos fatores de correção de temperatura e agrupamento. Podemos ver que a 
inequação foi satisfeita, então podemos utilizar o cabo de 6 mm². 
 
 
 
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 53 
𝑰𝑩 ≤ 𝑰𝒏 ≤ 𝑰𝒛 
 
𝟐𝟓 ≤ 𝟐𝟓 ≤ 𝟒𝟏 × 𝟎, 𝟗𝟒 × 𝟎, 𝟖 
 
𝟐𝟓 ≤ 𝟐𝟓 ≤ 𝟑𝟎, 𝟖𝟑 
 
Após os cálculos e dados levantados das tabelas da norma, encontramos as seguintes seções 
nominais: 
 
• 2,5 mm² para o critério de seção mínima; 
• 6 mm² para o critério de ampacidade; 
• 6 mm² para o critério contra sobrecarga. 
 
Conforme a norma, devemos utilizar a maior seção nominal encontrada. Com isso, devemos 
utilizar um cabo de 6 mm² para o condutor fase. Com esta informação utilizaremos as tabelas 
da nbr 5410 para dimensionarmos os condutores neutro e terra. 
 
Para a escolha do Neutro: 
 
Como o condutor fase encontrado é menor que 25 mm², utilizaremos uma seção nominal para 
o condutor neutro igual a seção do condutor fase, ou seja, uma seção nominal de 6 mm².Licenciado para - RAFAEL NUNES - 04864306931 - Protegido por Eduzz.com
 54 
Condutor Terra 
 
Como o condutor fase encontrado é menor que 16 mm², utilizaremos uma seção nominal para 
o condutor terra igual a seção do condutor fase, ou seja, uma seção nominal de 6 mm². 
 
 
 
 
 
 
Para circuitos com comprimento maior que 20 metros, deve ser calculado o método de queda 
de tensão nos condutores. 
 
 
4.9 CONECTORES MC4 
Cabos solares só devem ser conectados utilizando conectores MC4. Não é permitido emendas 
nesses cabos. 
 
 
Figura 58 : exemplo de conexão de módulos fotovoltaicos 
 
 
 Caso necessite fazer um prolongamento do cabo , utilize sempre o par MC4. 
 
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Há diversos tipos de conectores no mercado, mas o conector mc4 é o que tem o uso mais 
difundido para conexões de painéis fotovoltaicos em todo o mundo. Esse conector foi 
desenvolvido pela empresa multi-contact, atualmente stäubli electrical connectors. 
 
 
 
 
 
Figura 59 Par de conectores MC4 
 
O terminal de maior espessura é o que vai no conector macho. 
 
Os conectores facilitam bastante a instalação dos sistemas fotovoltaicos. Ao lado, vemos 
exemplos para a ligação em série e para a ligação em paralelo. 
A ligação em série é a mais comum e ira formar a string, onde se conecta o terminal positivo 
com o terminal negativo, um exemplo pode ser visto na figura 60. 
 
 
 
 
Figura 60 Conexão em serie 
 
 
Na conexão em paralelo são conectados os polos positivos com positivos, e os negativos com 
negativos, conforme figura 61. Note o uso do conector MC4 ramificado para conexão dos 
módulos. 
 
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 56 
 
Figura 61 Conexão em paralelo 
 
 
As principais vantagens desse tipo de conector são as seguintes: 
 
• Proteção UV, resistente a umidade e intempéries; 
• Possuem travamento automático, não se desconectam sozinho; 
• Facilidade na montagem e no acoplamento dos cabos; 
• Facilidade de conexão entre os painéis e o inversor. 
 
Algumas características físicas desse tipo de conector: 
 
• 4 mm de diâmetro; 
• Suporta corrente até 30 a; 
• Suporta tensão até 1000 v; 
• Proteção ip 67; 
• Desenvolvido para trabalhar numa faixa entre -40º C a +90º C 
 
 
Para a montagem do MC4: 
 
Para que seja feita uma correta montagem a própria fabricante disponibiliza um manual de 
instalação do conector mc4. As ferramentas ao lado são algumas das que devem ser utilizadas 
para a correta instalação do conector. 1) alicate desencapador. 2) alicate de crimpar mc4. 3) 
chave plana pv-ms. 4) chave para apertar. 
 
 
. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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 57 
Alguns modelos de MC4 mais novos dispensam o uso dos itens 3 e 4. 
 
Montagem do conector MC4: 
 
1. Descascar o cabo entre 6 a 7,5 mm; 
2. Abrir o grampo k e segurá-lo colocar o contato na seção adequada, virar os grampos 
de cravar para cima e soltar o grampo k, assim o contato está fixado. 
 
 
 
3. Pressionar os alicates suavemente até os grampos de cravar ficarem bem 
posicionados no cunho de cravar; 
 
4. Introduzir a ponta do cabo descravado até o isolamento se aproximar do encaixe de 
cravar e fechar totalmente o alicate de cravar. 
 
 
 
 
 
5. Verifique visualmente a cravação; 
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 58 
6. Introduzir o contato engastado no isolamento do acoplamento macho ou fêmea até ficar 
encaixado no lugar. Retire suavemente o cabo para verificar se a parte de metal está 
presa corretamente. 
 
 
 
 
7. Introduzir o pino de inspeção com o lado correspondente no acoplamento macho ou 
fêmea até chegar ao encosto. Se o contato estiver montado corretamente, será possível 
ver a marca branca na ponta do pino de inspeção. ( aplicável somente para o conector 
MC4 modelo antigo, novos não utilizam). 
 
 
 
 
8. Enroscar o conector do cabo com as duas chaves planas pv-ms (própria para conector 
mc4). Apertar a conexão ajustável (bucim) utilizando o adaptador para apertar e uma 
chave de boca de 15 mm. O torque de aparto deve ser adaptado ao cabo solar usado em 
cada caso específico, geralmente, entre 2,5 e 3 nm.( modelos mais novos dispensam essa 
ferramenta). 
 
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9. Ligar as partes do acoplamento do cabo até ficarem encaixadas no lugar. Verificar se 
estão bem presas puxando o cabo pelo acoplamento; 
10. As passagens do cabo devem seguir as especificações para o raio de curvatura mínimo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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4.10 CIRCUITOS DE PROTEÇÃO CC / FUSÍVEIS 
Fusíveis 
 
Para a proteção do circuito contra sobre corrente e curto circuito, pode ser utilizado fusíveis. 
Os fusíveis são feitos de uma liga metálica com baixo ponto de fusão. Quando a capacidade da 
corrente do fusível é ultrapassada, a liga esquenta e se funde, rompendo a passagem de corrente 
elétrica. 
 
 
Figura 62 fusíveis variados 
 
 
O tempo de interrupção da passagem da corrente elétrica está diretamente relacionada com a 
quantidade de corrente sobre o fusível e o tipo de material de fabricação da liga, conforme 
gráfico da figura 63. 
 
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 61 
 
Figura 63 Curva típica de aplicação de fusíveis 
 
 
 
 
Os fusíveis convencionais estão aptos apenas para proteger os circuitos sob corrente alternada. 
Por conta disso, há normas da iec (60296-6) e ul (2579) que especificam os fusíveis para que 
estes trabalhem corretamente em sistemas de corrente contínua, como o sistema fotovoltaico. 
Inclusive denominaram uma classe para esse tipo de fusível, chamada de “gPV”. 
 
Os fusíveis gPV são exclusivos para circuitos CC e os únicos que podem ser utilizados em 
sistemas fotovoltaicos. As outras categorias de fusíveis não atendem os requisitos necessários 
para se utilizar nesse tipo de sistema. 
 
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 62 
 
Figura 64 Fusível gPV 
 
Os fusíveis gPV interrompem a passagem de corrente pelo circuito quando enxerga um curto 
circuito ou sobrecorrente. A sobrecorrente sobre os fusíveis geralmente está relacionada com a 
corrente reversa, que é aquela que está em sentido contrário a usual e está indo em direção aos 
módulos. 
É necessária a utilização desse fusível especial, pois, a corrente de curto circuito do sistema 
fotovoltaico é apenas ligeiramente mais alta que a sua corrente nominal, que não seria 
enxergada rapidamente por um fusível convencional de corrente alternada. 
Os fusíveis são considerados ótimos dispositivos para a proteção contra curto circuito. Já em 
relação a sobrecorrente, é mais recomendado que se faça a utilização de disjuntores. Outro 
ponto negativo dos fusíveis é que, uma vez que o mesmo atua, ele rompe seu filamento interno 
e deve ser descartado, pois não é um dispositivo reutilizável. 
Os fusíveis gPV interrompem a passagem de corrente mais rapidamente que os fusíveis 
tradicionais de corrente alternada, pois possuem uma resistência interna maior, aumentando a 
quantidade de energia dissipada pelo fusível e aumentando a temperatura de seu invólucro. Esse 
aumento de temperatura do corpo do fusível gPV faz com que o mesmo seja projetado para que 
seu corpo aguente esse aumento brusco de temperatura. 
A IEC 60269-6 especifica que os fusíveis gPV devem possuir uma curva de atuação com 
capacidade de suportar uma sobrecorrente de 135% da corrente nominal por 2 horas. Essa faixa 
de 135% faz com que o fusível não atue de modo desnecessário, principalmente quando houver 
uma irradiância maior que 1000 w/m², onde a corrente nominal do circuito pode ultrapassar a 
corrente de curto circuito. 
Além