TCC FINAL-6

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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE 
CENTRO DE TECNOLOGIA 
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
 
 
RENAN SOARES CAVALCANTE 
 
 
 
 
 
 
 
GERAÇÃO FOTOVOLTAICA: ESTUDO DE CASO COMPARATIVO ENTRE 
INVERSOR TRADICIONAL E OTIMIZADORES DE POTÊNCIA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
NATAL/RN 
2019 
 
RENAN SOARES CAVALCANTE 
 
 
 
 
GERAÇÃO FOTOVOLTAICA: ESTUDO DE CASO COMPARATIVO ENTRE 
INVERSOR TRADICIONAL E OTIMIZADORES DE POTÊNCIA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Trabalho da conclusão de curso apresentado ao 
Departamento de Engenharia Elétrica da 
Universidade Federal do Rio Grande do Norte 
– UFRN em cumprimento às exigências legais 
como requisito parcial à obtenção do título de 
Bacharel em Engenharia Elétrica. 
Professor Orientador: Dr. Marcos Antonio Dias 
De Almeida. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
NATAL/RN 
2019 
 
RENAN SOARES CAVALCANTE 
 
 
 
GERAÇÃO FOTOVOLTAICA: ESTUDO DE CASO COMPARATIVO ENTRE 
INVERSOR TRADICIONAL E OTIMIZADORES DE POTÊNCIA 
 
 
 
Trabalho de conclusão de curso apresentado ao Departamento de Engenharia Elétrica da 
Universidade Federal do Rio Grande do Norte – UFRN em cumprimento às exigências legais 
como requisito parcial à obtenção do título de Bacharel em Engenharia Elétrica. 
 
 
Aprovado em: ____ de _______ de _____. 
 
 
BANCA EXAMINADORA: 
________________________________________ 
Prof. ___________________ 
_________________________________________ 
Prof. ___________________ 
_________________________________________ 
Prof. ___________________ 
 
 
 
AGRADECIMENTOS 
Agradeço à Deus, porque me permite absorver as Luzes que iluminam cada instante de 
minha vida. 
A minha família, porque sei que o amor que a mim é concedido ajuda-me a fazer 
escolhas para trilhar caminhos seguros. 
A minha namorada, que sempre me apoiou, aconselhou e incentivou a não perder o foco 
e a seguir em frente. 
Ao meu professor orientador, Marcos Antonio Dias De Almeida, pelos conselhos, 
confiança e apoio para que este trabalho fosse realizado. 
Aos professores da minha base e UFRN que me integraram ao convívio social e 
contribuíram para o meu aprendizado. 
A empresa Gouveia Engenharia, que me acolheu, ajudou a trabalhar em equipe e a 
caminhar rumo a minha realização profissional. 
A todos os amigos pelas vibrações positivas. 
 
 
RESUMO 
O aumento do custo da energia elétrica tem impactado o orçamento de empresas e núcleos 
familiares, conforme aponta dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). 
Somente entre 2017 e 2019, a Cosern, conforme previsto no reajuste tarifário anual, pode 
aumentar o preço praticado aos consumidores em mais de 20%. Analisando essa situação, uma 
alternativa viável para a redução desse custo é implantação de um Sistema Fotovoltaico 
Conectado à Rede (SFCR) que é uma modalidade de Geração Distribuída (GD). Segundo a 
ANEEL (2019), este tipo de GD chegou ao marco de mais de 103.000 Unidades Consumidoras 
(UCs) com sistemas instalados e mais de 1,1 MW de geração em todo Brasil, no ano de 2019. 
Ao observar esse número, é importante ratificar a necessidade de empresas e profissionais da 
área de geração fotovoltaica que oferecerem as melhores soluções para cada tipo de instalação. 
Este trabalho objetiva realizar um estudo comparativo entre dois tipos de gerações 
fotovoltaicas, uma usando um inversor tradicional e outra operando com a tecnologia de 
otimizadores de potência. Tratando-se de instalações fotovoltaicas, são necessárias alternativas 
que adequem mais a diferentes perfis de instalações. É esperado que esse tipo de tecnologia, de 
otimizadores, permita um tratamento muito mais modular (menos centralizado) para a geração, 
em comparação com sistemas que operam com o inversor tradicional. Os dois casos analisados 
utilizaram a mesma instalação de módulos fotovoltaicos, entretanto, os inversores associados 
foram modificados. Desta forma, será feito um levantamento de dados a respeito da geração do 
cliente, com o objetivo de mostrar os benefícios que a UC obteve ao migrar de tecnologia, a 
curto e a longo prazo. 
 
Palavras-chaves: Energia Fotovoltaica, Geração Distribuída, Otimizadores de potência. 
 
 
 
 
ABSTRACT 
The increase in the cost of electricity has affected the budget of businesses and family centers, 
according to data from the National Electric Energy Agency (ANEEL). Between 2017 and 2019 
alone, Cosern, as provided for in the annual tariff adjustment, can increase the price charged to 
consumers by more than 20%. Analyzing this situation, a viable alternative to reduce this cost 
is the implementation of a Network Connected Photovoltaic System (NCPS), which is a 
Distributed Generation (DG) modality. According to ANEEL (2019), this type of DG reached 
the milestone of more than 103,000 Consumer Units (CUs) whose systems are installed, more 
than 1,1 MW of generation throughout Brazil, in 2019. Observing this number is important to 
ratify the need for companies and professionals in the field of photovoltaic generation that offer 
the best solutions for each type of installation. This work aims to perform a comparative study 
between two types of photovoltaic generations, one using a traditional inverter and the other 
operating with the power optimizer technology. In the case of photovoltaic installations, 
alternatives are needed that best suit different installation profiles. This type of optimizer 
technology is expected to allow for a much more modular (less centralized) treatment for 
generation compared to systems that operate with the traditional inverter. Both analyzed cases 
used the same installation of photovoltaic modules, however, the associated inverters were 
modified. In this way, data on customer generation will be surveyed in order to show the 
benefits that UC has gained by migrating technology in the short and long term. 
 
Keywords: Photovoltaic Energy. Distributed generation. Power optimizers. 
 
 
 
 
 
LISTA DE SÍMBOLOS 
A –Ampére 
AM – Radiação por massa de Ar 
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 
B – Boro 
C – Columb 
CA – Corrente Alternada 
CC – Corrente Contínua 
CGH – Central Geradora Hidroelétrica 
EOL – Central Geradora Eólica 
FF – Fator de Forma 
Ga – Gálio 
GD – Geração Distribuída 
I – Corrente 
IMP - Corrente de Máxima Potência 
ISC - Corrente de Curto Circuito 
J – Joule 
J /K – Joule por Kelvin 
K – Kelvin 
Li - Lítio 
m² - Metro quadrado 
MPP – Maximum Power Point – Ponto de Máxima Potência 
MPPT – Maximum Power Point Tracker – Rastreador do Ponto de Máxima Potência 
η – Eficiência do módulo 
 
NASA – National Aeronautics and Space Administration – Administração Nacional da 
Aeronáutica e Espaço 
NMOT – Nominal Module Operating Temperature 
P – Fósforo 
PMP- Ponto de máxima potência do módulo 
PWM – Pulse Width Modulation – Modulação por largura de Pulso 
Si – Silício 
Se – Selênio 
STC – Standart Test Conditions 
UC – Unidade Consumidora 
UFV – Central Geradora Fotovoltaica 
UTE – Central Geradora Termoelétrica 
V – Tensão/Volt 
VMP - Tensão de Máxima Potência 
VOC - Tensão de Circuito Aberto 
W – Watts 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
Figura 1: Consumo de Eletricidade Mundial em 2016 .......................................................................... 11 
Figura 2:Evolução da tecnologia de células fotovoltaicas .................................................................... 15 
Figura 3:Esquema simplificado de célula solar ..................................................................................... 16 
Figura 4: Esquema físico-químico ligações do Silício .......................................................................... 17 
Figura 5: Modelo equivalente de um circuito de célula fotovoltaica .................................................... 17 
Figura 6: Curva IxV de uma célula fotovoltaica ...................................................................................19 
Figura 7:Curvas IxV em função da irradiação solar(a) e temperatura do módulo fotovoltáico(b) da 
fabricante Canadian (linha MAXPOWER CS6U) ................................................................................ 21 
Figura 8: Curva IxV com áreas destacadas ........................................................................................... 22 
Figura 9: Associação em série de módulos fotovoltáicos ..................................................................... 23 
Figura 10: Associação em série de módulos com mesma potência ....................................................... 24 
Figura 11: Curva IxV da associação de módulos não idênticos em série. ............................................ 25 
Figura 12: Associação em paralelo de módulos fotovoltáicos. ............................................................. 26 
Figura 13: Curva IxV da asociação de módulos não idênticos em paralelo. ......................................... 27 
Figura 14: Curvas de 6 módulos com um fator de sombreamento de 50%. ......................................... 29 
Figura 15: Topologia de sistema fotofoltaico que utiliza tecnologia MPLE com otimizadores. .......... 31 
Figura 16: Esquema funcionamento dos otimizadores em condições ideais......................................... 32 
Figura 17:Esquema funcionamento solução SolarEdje em condições com sombreamento parcial. ..... 33 
Figura 18: Instalação em telhado de sistema de 13,29 kWp. ................................................................ 34 
Figura 19: Sombras sobre a instalação no dia 21/06/2019 às 8h e 21/12/2019 às 16 h, ....................... 35 
Figura 20: Esquema de ligação dos módulos na instalação da UC. ...................................................... 36 
Figura 21: Geração prevista mensal ...................................................................................................... 38 
Figura 22: Caixa acumulado do sistema ao longo dos 25 anos de vida útil .......................................... 40 
Figura 23: Esquema de ligação dos otimizadores P850, na instalação ................................................. 41 
Figura 24: Caixa acumulado do sistema ao longo dos 25 anos de vida útil .......................................... 43 
 
 
file:///C:/Users/Renan/Google%20Drive/TCC/RENAN%20NEW.docx%23_Toc25066368
file:///C:/Users/Renan/Google%20Drive/TCC/RENAN%20NEW.docx%23_Toc25066369
file:///C:/Users/Renan/Google%20Drive/TCC/RENAN%20NEW.docx%23_Toc25066381
file:///C:/Users/Renan/Google%20Drive/TCC/RENAN%20NEW.docx%23_Toc25066386
file:///C:/Users/Renan/Google%20Drive/TCC/RENAN%20NEW.docx%23_Toc25066388
 
LISTA DE QUADROS 
Quadro 1:Unidades Consumidoras com Geração Distribuída (até 31 de agosto de 2019) ................... 12 
Quadro 2:Parâmetros do módulo fotovoltaico da fabricante Canadian (linha MAXPOWER CS6U) .. 20 
Quadro 3: Coeficientes de temperatura dos módulos Canadian (linha MAXPOWER CS6U) ............. 22 
Quadro 4: Tensões dos módulos em diferentes condições. ................................................................... 37 
Quadro 5: Tensões das strings do sistema antigo normalizado. ............................................................ 37 
Quadro 6:Parâmetros dos inversores. .................................................................................................... 37 
Quadro 7: Comparação entre a geração antiga e estimada. ................................................................... 39 
Quadro 8: Dados comparativos entre o sistema instalado e os limiares dados pelo datasheet. ............. 41 
Quadro 9: Comparação entre a geração estimada e a atual. .................................................................. 42 
 
 
 
SUMÁRIO 
1 INTRODUÇÃO ................................................................................................................... 11 
2 TECNOLOGIA DA ENERGIA FOTOVOLTAICA ....................................................... 14 
2.1 HISTÓRIA E EVOLUÇÃO ............................................................................................... 14 
2.2 FUNCIONAMENTO E CARACTERÍSTICAS DE UMA CÉLULA SOLAR ................. 15 
2.3 MODELO ELÉTRICO DE UM MÓDULO FOTOVOLTAICO ...................................... 17 
2.4 PARÂMETROS DE UM MÓDULO FOTOVOLTAICO ................................................. 19 
2.5 ASSOCIAÇÃO DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ..................................................... 23 
2.5.1 Associação em série........................................................................................................23 
2.5.2 Associação em paralelo..................................................................................................26 
2.6 INVERSOR ........................................................................................................................ 28 
3 SOLUÇÃO COM OTIMIZADORES DE POTÊNCIA ................................................... 31 
3.1 DESCRIÇÃO DA TECNOLOGIA .................................................................................... 31 
3.2 FUNCIONAMENTO ......................................................................................................... 32 
4 ESTUDO DE CASO ............................................................................................................ 34 
4.1 DESCRIÇÃO DA INSTALAÇÃO ANTIGA .................................................................... 34 
4.2 GERAÇÃO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO (ANTIGO) ............................................. 38 
4.3 GERAÇÃO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO (NOVO) ................................................. 40 
5 CONCLUSÂO ...................................................................................................................... 44 
REFERÊNCIAS ..................................................................................................................... 45 
ANEXO A - DATASHEET OTIMIZADORES P850 .......................................................... 47 
ANEXO B - DATASHEET MÓDULO CANADIAN (CS6U 340P) .................................... 49 
ANEXO C - DATASHEET INVERSORES MONOFÁSICOS SUNGROW ................... 50 
ANEXO D - DATASHEET INVERSORES SOLAREDGE ............................................... 51 
 
 
11 
 
1 INTRODUÇÃO 
As economias mundiais necessitam cada vez mais de fontes energéticas para supri-las. 
Somente em 2016, foi consumido no mundo mais de 25 PWh de eletricidade. Deste valor, 65% 
foi gerado através de combustíveis fósseis e seus derivados (carvão, derivados de petróleo, gás 
natural etc.), enquanto isso, apenas 1,31 % do valor da energia elétrica consumida no mundo 
foi gerada a partir de gerações fotovoltaicas. Na Figura 1, pode-se observar claramente a divisão 
das fontes geradoras de energia elétrica mundial. (IEA, 2019). 
 
Fonte: Adaptado de IEA (2019). 
 
Ao ver esses dados, é possível enxergar o quão esse cenário é prejudicial ao meio 
ambiente e ao ser humano. Uma vez que a matriz energética é altamente dependente de 
combustíveis fósseis, que emitem poluentes como gás carbono (CO2) e monóxido de carbono 
(CO), agravam-se os efeitos do aquecimento mundial. Assim, é necessário alcançar mudanças 
e buscar alternativas a isso; para tanto, a utilização da energia fotovoltaica é uma alternativa 
para contornar essa problemática, sendo que um dos modos de a utilizar é aderir a 
regulamentação de geração distribuída (GD). 
A GD corresponde a toda e qualquer geração elétrica alocada junto aos consumidores 
independentemente da potência, tecnologia e tipo de geração (INEE, 2019). Além disso, existe 
um sistema de compensação de créditos de energia, que permite o cliente com uma GD instalada 
realizar uma troca entre a energia injetada e a consumida das redes das concessionárias de 
Energia Elétrica, podendo ser abatido quase que por completamente o valor pago da conta de 
Figura 1: Consumo de Eletricidade Mundial em 2016 
12 
 
energia. Todas asregras, que regulamentam este setor, são orientadas pela Resolução 
Normativa Nº482 publicada pela ANEEL em 17 de abril de 2012. 
Somente a GD fotovoltaica alcançou a marca de 1.1 MW instalado no Brasil em mais 
de 103 mil UCs, (ANEEL, 2019). No Quadro 1 está apresentado os dados correspondentes a 
todos os tipos de GD existentes no país. 
 
Quadro 1:Unidades Consumidoras com Geração Distribuída (até 31 de agosto de 2019) 
Tipo 
Quantidade 
de UCs 
conectadas a 
GD 
Quantidade de 
UCs que 
recebem os 
créditos 
Potência 
Instalada(MW) 
CGH - Central Geradora Hidroelétrica 93 7.677 88.023 
EOL - Central Geradora Eólica 57 100 10.314 
UFV - Central Geradora Fotovoltaica 103.064 129.666 1.102.295 
UTE - Central Geradora Termoelétrica 170 3.850 47.000 
TOTAL 103.384 141.293 1.247.631 
Fonte: (ANEEL, 2019). 
 
Além dos dados exibidos no Quadro 1, a ANEEL também disponibiliza os dados a 
respeito de cada concessionária de energia do país, assim, é possível observar a realidade dessa 
alternativa em níveis mais regionais, como por exemplo, o Rio Grande do Norte (RN). 
No mesmo período analisado no Quadro 1, a Cosern teve 1.608 UCs com geração 
própria conectadas a rede, o que corresponde a 23.495,07 kW de geração instalada, sendo 
relativo a 1,88 % da potência total do país. Dessa forma, é perceptível que mesmo para 
federações com menos condições econômicas, como o RN, que segundo o IBGE é apenas a 18ª 
economia estadual do País, a GD se torna uma alternativa interessante e um mercado que pode 
ser explorado. 
Atentando-se ao crescimento do mercado fotovoltaico em todo país e observando o seu 
progresso, a empresa Greener1 emite relatórios trimestrais a respeito da GD fotovoltaica. 
Observando estes relatórios, somente no 1º semestre de 2019 foram conectados à rede 366,2 
MW somente provenientes de UFVs, o que corresponde a 86,8% da geração instalada em todo 
 
 
1 A Greener é uma empresa de pesquisa e consultoria especializada no setor de energia solar 
fotovoltaica. 
13 
 
ano de 2018; além disso, 32.362 consumidores foram ligados à rede no mesmo período, o que 
representa 92 % dos consumidores ligados em 2018. Para se ter a real noção desse crescimento 
de mercado, no ano de 2012, apenas, 5 UCs instalaram geração fotovoltaica, já em 2019, 32.362 
aderiram a energia solar ligada às suas instalações elétricas. 
Analisando estes dados de crescimento do setor fotovoltaico é importante que 
engenheiros e técnicos forneçam soluções adequadas para os consumidores, dessa forma, terá 
no setor fotovoltaico maior confiabilidade e, por consequência, credibilidade perante a 
sociedade. 
Diante deste cenário, surgem alternativas que poderão adequar-se a diferentes perfis de 
clientes. Neste trabalho, será avaliada a modernização de uma UFV, considerando as mudanças 
na geração e a economia gerada que a instalação obteve ao mudar a tecnologia de conversão 
CC/CA, com a tecnologia de rastreamento do ponto de máxima tradicional para os otimizadores 
de potência. Para tanto, serão comparados os rendimentos diários aferidos entre as duas formas 
de geração, avaliando os ganhos de eficiência e as perdas que ambos sistemas obtiveram. Todas 
estas informações serão apresentadas no Capítulo 3 do trabalho. 
Entretanto, antes de apresentar os dados e observações a respeito da modernização dessa 
instalação, será feita uma fundamentação teórica a respeito da tecnologia de geração 
fotovoltaica, que será apresentada no Capítulo 2. Além disso, será realizada uma apresentação 
do histórico da tecnologia fotovoltaica, juntamente com o seu funcionamento, e caracterizações 
das unidades integrantes de uma UFV. Após essa apresentação, no Capítulo 3 será mostrado o 
funcionamento e as diferenças que os otimizadores de potência proporcionam a uma UFV. No 
Capítulo 4, será exposto todos os ganhos que a UC obteve com essa mudança. E no Capítulo 5 
será feita a conclusão do trabalho proposto. 
14 
 
2 TECNOLOGIA DA ENERGIA FOTOVOLTAICA 
 
2.1 HISTÓRIA E EVOLUÇÃO 
Segundo VALLÊRA & BRITO (2006), o efeito fotovoltaico foi visto pela primeira vez 
em 1839 por Alexandre Edmond Becquerel. Esse cientista (francês) observou que placas 
metálicas, de prata ou platina, imergidas em um líquido eletrólito, que permite a passagem de 
elétrons, produziam uma pequena diferença de potencial, quando expostos a algum tipo de 
radiação 
Em 1877, W. G. Adams e R.E. Day desenvolveram o primeiro filme de selênio (Se), 
que conseguia transformar a irradiação solar em eletricidade; na época, apresentou um baixo 
rendimento que ficou na ordem de 0,5 %, mas que impulsionou novas pesquisas. 
Em 1953, Gerald Pearson, físico dos laboratórios Bell, juntamente com Calvin Fuller, 
químico do mesmo laboratório nos Estados Unidos da América (EUA), desenvolveram, pela 
primeira vez, um semicondutor à base de silício (Si) que pudesse gerar eletricidade através da 
exposição à radiação. A princípio, realizou-se um processo de dopagem2 do Si, no qual foi 
adicionada uma pequena quantidade de gálio (Ga), intrinsecamente ligada ao Si. Desta forma, 
criou-se um semicondutor do tipo “p”, recheado de cargas positivas. Após isso, foi mergulhado 
uma barra desse material em lítio (Li), que adquiriu uma camada do tipo “n”, portadora de 
cargas negativas; assim, constatou-se que, quando esse material sofria exposição à luz criava-
se uma diferença de potencial entre as camadas. Essa descoberta elevou a eficiência a 4%, muito 
maior que anteriormente, usando os filmes de selênio. (VALLÊRA & BRITO, 2006). 
Após alguns aprimoramentos, em 25 de Abril de 1954, essa tecnologia foi mostrada ao 
mundo, pela primeira vez, na reunião anual da National Academy of Sciences, em Washington, 
numa aplicação prática onde utilizou-se a tecnologia fotovoltaica na alimentação de um 
dispositivo elétrico. 
Posterior a essa exposição de 1954, a tecnologia foi evoluindo, conseguindo melhorar a 
eficiência. Por conseguinte, em 1958, após muita relutância, a National Aeronautics and Space 
Administration (NASA) aceitou incorporar a tecnologia aos seus satélites, com isso os 
equipamentos espaciais conseguiram mais tempo de órbita e a energia fotovoltaica adquiriu 
 
 
2 Adição de impurezas químicas elementares em um elemento químico semicondutor puro silício ou 
germânio, por exemplo. (PEREIRA & OLIVEIRA, 2015) 
15 
 
mais credibilidade. Hoje, praticamente todos satélites lançados no mundo utilizam dessa 
tecnologia. 
Contudo, é perceptível que a tecnologia fotovoltaica continua a evoluir. A empresa 
chinesa Trina Solar afirmou ter conseguido uma eficiência para células comerciais de 24,58%, 
com processos de relativo baixo custo. Entretanto, esses valores em laboratórios podem ser 
muito maiores. (PORTAL SOLAR, 2019). A National Renewable Energy Laboratory (NREL) 
afirma que já desenvolve equipamentos, os quais denominam (6-J,143x), que conseguem 
alcançar eficiência de 47,1 %. Na Figura 2 é mostrado um histórico de desenvolvimento da 
tecnologia, mostrando os diferentes tipos de soluções, materiais e técnicas utilizadas para se 
aumentar os rendimentos das células solares. 
 
Fonte: (NREL, 2019). 
 
2.2 FUNCIONAMENTO E CARACTERÍSTICAS DE UMA CÉLULA SOLAR 
Como comentado na Seção 2.1, o fenômeno que trata do funcionamento das células 
solares é chamado de efeito fotovoltaico. Este efeito pode ser explicado basicamente da seguinte 
forma: 
Figura 2:Evolução da tecnologia de células fotovoltaicas 
16 
 
1. Os fótons, que incidem sobre a célula com energia igual ou maior que o gap3, 
são absorvidos pelo semicondutor, gerando elétrons livres pelo material; 
2. O campo elétrico produzido na região de depleção4 da junção “p-n”, lugar onde 
o material do tipo “p” e “n” estão em contato, causa o deslocamento destes elétrons livres, da 
camada “n” até camada “p”.Isso origina uma diferença de potencial e, consequentemente, uma 
corrente elétrica, caso a célula esteja ligada a uma carga. 
Para aumentar a potência gerada por essa tecnologia, as células possuem contatos para 
a conexão entre as mesmas, criando um módulo ou painel fotovoltaico. Geralmente, a face 
iluminada é coberta também com uma capa de material antirreflexo para aumentar o rendimento 
da tecnologia. A estrutura típica deste dispositivo se encontra na Figura 3. 
 
Figura 3:Esquema simplificado de célula solar 
 
Fonte: (PEREIRA & OLIVEIRA, 2015). 
 
Conhecendo a estrutura básica de uma célula, é fundamental compreender em que 
consiste os seus materiais. A alternativa mais comumente utilizada para a criação da junção “p-
n” é a dopagem do Si, como mencionado na Seção 2.1. Alguns dos elementos químicos mais 
usados para se realizar as dopagens são o boro (B) e o fósforo (P). Ao adicionar B ao Si, o 
material se torna do tipo “n”, pois o B possui cinco elétrons na sua última camada de valência, 
ficando com um elétron livre desemparelhado. Contraposto a isso, o P possui apenas três 
 
 
3 Energia necessária para que o elétron efetue a transição da banda de valência até a banda de 
condução. (SAUTHIER, 2019) 
4 Uma região neutra, onde apenas se encontram íons positivos e negativos fixos na estrutura cristalina. 
(LSI, 2019) 
17 
 
elétrons na sua última camada de valência, desse modo, fica uma lacuna entre as ligações do P 
e Si, dando ao material uma característica do tipo “p”. (PEREIRA & OLIVEIRA, 2015). 
A Figura 4 apresenta o esquema de ligação química do Si juntamente com o P e B, 
mostrando as características físico-químicas dessas ligações. É lembrado, que outros materiais 
que detenham essas características, podem ser utilizados com materiais dopantes, mas o B e o 
P foram usados apenas como exemplos. 
 
Figura 4: Esquema físico-químico ligações do Silício 
 
Fonte: Adaptado de PEREIRA & OLIVEIRA (2015). 
 
2.3 MODELO ELÉTRICO DE UM MÓDULO FOTOVOLTAICO 
Ao observar a célula fotovoltaica e sua construção, é necessário considerá-la como um 
semicondutor; com base nisso, é concebível modelá-la matematicamente, de forma 
representada na Figura 5. 
 
 Figura 5: Modelo equivalente de um circuito de célula fotovoltaica 
 
Fonte: Adaptado de PEREIRA & OLIVEIRA (2015). 
18 
 
Assim, observando a Figura 5, pode-se definir a fórmula que representa a corrente que 
alimenta a carga, devido a uma célula fotovoltaica, representando todas as perdas. A Equação 
(1) demostra essa corrente. 
 
𝐼𝐿 = 𝐼𝑃𝐻 − 𝐼𝐷 − 𝐼𝑃 (A) 
(1) 
 
Em que: 
 IPH: Corrente gerada pela célula fotovoltaica, dada em A; 
 ID: Corrente característica do diodo, dada em A; 
 IP: Corrente representativa das perdas elétricas dos contatos 
elétricos, dada em A; 
 IL: Corrente que alimenta a carga, dada em A. 
Ainda de acordo com Figura 5, a resistência RP modela as correntes de fuga, 
representando um caminho alternativo para a corrente elétrica gerada pela célula, e a resistência 
RS representa as perdas dos contatos e soldas. 
A corrente IPH é caracterizada como de fato a corrente que a célula pode produzir, sendo 
teoricamente, a corrente máxima que se poderia entregar a uma carga. (PEREIRA & 
OLIVEIRA, 2015). 
A corrente ID representa a corrente que é drenada através do diodo, em função da tensão, 
sendo descrita pela Equação de Shockley (2): 
 
𝐼𝐷 = 𝐼0 (𝑒
𝑞∗𝑉𝐷
𝑚∗𝑘∗𝑡 − 1) (A) 
(2) 
 
Em que: 
 I0: Corrente de saturação reversa do diodo sem iluminação, dada em A. Essa 
pode ser aferida, experimentalmente, aplicando a tensão VOC, que mais posteriormente será 
explicada, na célula em um ambiente sem iluminação; 
 q: Carga do elétron(1,6 x 10-19), dada em C (Coulomb); 
 k: Constante de Boltzman (1,38 x 10-23) , dada em J /K (Joule/Kelvin); 
 m: Fator de idealidade do díodo (díodo ideal: m = 1; diodo real: m > 1); 
 t: Temperatura da célula em K(Kelvin); 
 VD: Tensão nos terminais do diodo, dada em V(Volt). 
19 
 
Desta forma, a Equação (3) evidencia o modelo equivalente para uma célula 
fotovoltaica: 
 
𝐼𝐿 = 𝐼𝑃𝐻 − 𝐼0 (𝑒
𝑞∗(𝑉+𝑅𝑆∗𝐼𝐿)
𝑚∗𝑘∗𝑡 − 1) − 
𝑉+𝑅𝑆∗𝐼𝐿
𝑅𝑃
 (A) 
(3) 
 
Com a Equação (3) é possível mensurar a curva IxV da célula, mostrada na Figura 6. 
Esta curva mostra a relação entre a tensão e corrente da geração fotovoltaica. 
 
Figura 6: Curva IxV de uma célula fotovoltaica 
 
Fonte: (PEREIRA & OLIVEIRA, 2015). 
 
Na Figura 6, observa-se três pontos destacados, ISC, VOC e PMP. Estes pontos possuem 
características fundamentais para entender a curva fotovoltaica, explicado de forma mais 
detalhada na Seção 2.4. 
 
 2.4 PARÂMETROS DE UM MÓDULO FOTOVOLTAICO 
A Figura 6 mostra o desenho da curva IxV de uma célula fotovoltaica. Entretanto, não 
é minimamente usual em instalações utilizá-las, mas módulos. Observando esse detalhe, 
identifica-se algumas características dessa tecnologia. 
A curva IxV de um módulo é muito parecida com a de uma célula, pois é derivada da 
associação de várias das mesmas. E para demonstrar estas características, o Quadro 2 mostra 
alguns parâmetros do módulo de 72 cells da CANADIAN SOLAR, da linha MAXPOWER 
CS6U, o datasheet completo do equipamento está apresentado no Anexo B. 
20 
 
 
Quadro 2:Parâmetros do módulo fotovoltaico da fabricante Canadian (linha 
MAXPOWER CS6U) 
Parâmetros Valor Parâmetros Valor 
PMP 340 W ISC 9,62 A 
IMP 9,05 A VOC 45,9 V 
VMP 37,6 V Eficiência(η) 17,49 % 
Fonte: Adaptado (CANADIAN SOLAR, 2019). 
 
Os parâmetros apresentados no Quadro 2 estão nas condições STC (Standart Test 
Conditions), que são, internacionalmente, conhecidas como padrão a se adotar entre os 
fabricantes. A condição STC considera que os módulos possuem como temperatura de célula 
25ºC, com uma referência solar de radiação espectral com Massa de Ar 1,5 (AM 1.5) e o nível 
de irradiação solar com 1.000W/m². Observando as características mostradas no Quadro 2 é 
perceptível algumas, já comentadas na Seção 2.2, que são as PMP, ISC e VOC. 
Segundo HINCAPIÉ (2015), a primeira característica a se observar de um módulo é 
potência máxima (PMP). Este valor significa a maior performance que é possível alcançar em 
determinada situação. O Quadro 2 evidencia, em condições STC, que o máximo atingível é 340 
W. Desta forma, PMP só pode ser alcançado com um determinado valor de corrente e tensão. 
Esses valores são denominados de corrente de máxima potência (IMP) e tensão de máxima 
potência (VMP). 
Outro parâmetro mencionado na Seção 2.3 é VOC, tensão de circuito aberto. Esse valor 
informa a tensão máxima que o módulo fotovoltaico pode atingir; para isso, é necessário que 
nenhuma carga esteja ligada a ele. E completando os parâmetros base, é necessário identificar 
a corrente de curto circuito (ISC), este parâmetro informa à corrente máxima atingível, isso 
ocorre quando os terminais do dispositivo são ligados sem carga ou em curto circuito. 
(PEREIRA & OLIVEIRA, 2015). 
Outra característica que pode ser observado no Quadro 2 é a eficiência do módulo, que 
significa o quanto da energia solar incidente sobre o equipamento, é de fato transformada em 
energia elétrica e considerando esse valor, é visto que o equipamento possui um rendimento de 
17,49%. Em comparação a Figura 2, é possível observar que existe uma latência entre as 
tecnologias que possuem os melhores rendimentos, acima de 45 %, em relação ao que o 
mercado dispõe aos consumidores. Isso se deve basicamente aos custos do processo de 
fabricação que ainda são economicamente inviáveis. 
21 
 
 
Figura 7:Curvas IxV em função da irradiação solar(a) e temperatura do módulo 
fotovoltáico(b) da fabricante Canadian (linha MAXPOWER CS6U) 
 
Fonte: (CANADIAN SOLAR, 2019). 
 
A Figura 7 destaca parte do datasheet que está apresentado no Anexo B, que são as 
curvas I x V. Estes gráficosmostram o comportamento da tensão em função da corrente elétrica, 
dependendo do nível de irradiação e da temperatura que os módulos trabalham. A partir destas 
caraterísticas, os parâmetros ISC, PMP e VOC podem se modificar. 
 Observando a Figura 7-a, é notório que, quando o módulo é iluminado com uma 
irradiação mais forte gera mais energia, pois a corrente tende a aumentar significativamente de 
amplitude. Com isso, é observado que os valores de ISC e PMP são elevados, mas o VOC, 
praticamente, não altera. 
Ao contrário, a Figura 7-a demonstra a mudança de geração em função da irradiação, a 
Figura 7-b mostra que a temperatura da célula ao aumentar, eleva a tensão VOC, alterando 
consideravelmente o valor de PMP. Entretanto, a corrente é pouco sensível a temperatura. Os 
dados dos coeficientes de temperatura estão expostos no Quadro 3, ao observá-los é notável o 
quanto a geração máxima e a tensão são alterados e quanto a corrente é pouco afetada. 
 
 
22 
 
Quadro 3: Coeficientes de temperatura dos módulos Canadian (linha MAXPOWER 
CS6U) 
Coeficientes de Temperatura Valores 
PMP -0,39%/ºC 
ISC 0.05%/ºC 
VOC -0,29%/ºC 
Fonte: (CANADIAN SOLAR, 2019). Adaptado. 
 
Além dos dados de datasheet apresentados, existem outras variáveis que podem-se tirar 
a respeito dos módulos, que estão diretamente ligadas às informações apresentadas de ISC, VOC 
e PMP, como por exemplo o Fator de Forma (FF). O FF é definido na Equação (4), basicamente, 
ao estabelecer este valor, mostra-se o quanto de energia o equipamento consegue absorver e o 
quanto as células e todo o conjunto desperdiçam de energia. Esse valor depende diretamente de 
RP e RS, comentados na Seção 2.3, pois modelam as percas elétricas. A Figura 8 representa, 
graficamente, o FF em relação aos outros parâmetros. (SAUTHIER, 2019). 
 
 
𝐹𝐹 = 
𝐼𝑀𝑃𝑉𝑀𝑃
𝐼𝑆𝐶𝑉𝑂𝐶
 (4) 
 
Figura 8: Curva IxV com áreas destacadas 
 
Fonte: (SAUTHIER, 2019) 
 
23 
 
No caso, observando a Figura 8 é visível o quanto mais próximos os valores de IMP e 
VMP são em comparação aos valores de ISC e VOC, maior será o rendimento do módulo. Essa 
característica está mostrada na folha de dados do equipamento. 
 
2.5 ASSOCIAÇÃO DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS 
Tendo visto todos os conceitos destacados ao longo da Seção 2.4, ainda faltam destacar 
as nuances de cada tipo de associação, as quais podem ser feitas basicamente de duas formas: 
em paralelo e em série. Nesta seção, efetuará a diferenciação e os comportamentos das curvas 
IxV quando os módulos são ligados nessas duas topologias. Outra denominação para 
associações em série é fileira (string). 
2.5.1 Associação em série 
Na grande maioria das instalações fotovoltaicas, a associação mais comumente utilizada 
é a em série, conforme mostrado na Figura 9. 
 
Figura 9: Associação em série de módulos fotovoltáicos 
 
Fonte: (HINCAPIÉ, 2015) 
 
Com esse tipo de associação, mesmo adicionando mais módulos, a corrente elétrica não 
se modifica. No entanto, a tensão total da string é aumentada. Com isso, obtém-se tensões 
elevadas, mantendo a corrente em patamares mais razoáveis; assim, consegue-se uma potência 
de geração muito maior. 
Esse tipo de associação tornou-se mais comum devido aos parâmetros dos inversores e 
dos módulos no mercado, como os equipamentos saem de fábrica com correntes de curto 
circuito cada vez maiores, o paralelismo entre as strings fica comprometido. 
 
24 
 
Figura 10: Associação em série de módulos com mesma potência 
 
Fonte: (HINCAPIÉ, 2015) 
 
A Figura 10 expõe 3 gráficos diferentes, como mostrado na legenda. Desse modo, é fácil 
entender como um sistema ligado em série torna-se tão vantajoso na maioria das instalações, 
quando os dispositivos são iguais e possuem condições idênticas. Ao aumentar a quantidade de 
módulos associados, os MPP (Maximum Power Point – Ponto de Máxima Potência) vão se 
deslocando de modo que a IMP continua igual para cada uma das 3 associações, mas VMP, 
basicamente, é multiplicado para cada novo módulo adicionado. Entretanto, caso a associação 
seja feita com dispositivos diferentes, pode-se adquirir características desagradáveis. 
Essas características indesejáveis podem ser analisadas através da Figura 11, que mostra 
as curvas IxV da associação em série de módulos de potências distintas. A 11-a representa a de 
menor, a 11-c a de um maior e a 11-b descreve a associação de ambos. 
 
 
 
 
 
 
 
25 
 
Figura 11: Curva IxV da associação de módulos não idênticos em série. 
 
Fonte: (HINCAPIÉ, 2015). Adaptado. 
 
Pode-se ver que no ponto P1, a associação dos módulos encontra-se em circuito aberto 
(IOC=0 A), em que a Equação (5) representa a associação desses, para essa situação. 
 
 V𝑂𝐶𝐴 = V𝑂𝐶𝑀1 + V𝑂𝐶𝑀2 (5) 
 
A medida que percorre-se a curva, é encontrado o ponto P2 que é o MPP; este é o ponto 
de melhor rendimento possível. Prosseguindo a análise do gráfico, é percebido que ao atingir o 
ponto P3, o módulo de menor potência não gera mais energia, além de não consumir, pois se 
encontra em curto circuito. 
Todavia, a medida que se caminha pela curva IxV, a corrente aumenta, como é maior, 
se comparada a I𝑆𝐶 do módulo de menor potência, as células passam a consumir e não mais 
gerar energia. Assim, ao atingir o ponto P4, a tensão sob o módulo de maior se anula com a de 
menor, como descrito na Equação (6), dissipando toda a potência do sistema. 
 
 VM1 = −VM2 (6) 
 
Com base nisso, é possível entender como é danoso associar módulos diferentes. Ao 
realizar esse procedimento, limita-se a geração de todo o sistema em detrimento ao módulo de 
26 
 
menor potência, pois como vai ser explicado na Seção 2.6, o inversor possui uma tecnologia 
chamada MPPT (Maximum Power Point Tracker) que busca justamente gerar energia no MPP. 
Além disso, é possível que o módulo de menor potência não esteja preparado para 
dissipar toda a energia necessária, como mostrado na Figura 11, assim toda a instalação pode 
ficar comprometida. 
 
2.5.2 Associação em paralelo 
A associação em paralelo possui a intenção oposta da ligação em série, mostrada na 
Subseção 2.5.1, ou seja, deseja-se aumentar a corrente e não mais a tensão. O paralelismo é 
realizado, em geral, não com apenas um módulo, mas entre um conjunto de strings. Isso deve-
se as características dos inversores, que muitas vezes já possuem entradas apropriadas a esses 
tipos de conexão. Um exemplo de arranjo em paralelo segue na Figura 12. 
 
Figura 12: Associação em paralelo de módulos fotovoltáicos. 
 
Fonte: (HINCAPIÉ, 2015) 
 
Semelhante ao apresentado na Figura 11, ao realizar uma associação em paralelo, a 
corrente é multiplicada a cada nova inserção de um novo módulo fotovoltaico, mas a tensão 
permanece constante. 
A Figura 13 mostra as curvas IxV da associação em paralelo de módulos de potências 
distintas. Sendo a curva (1) a representação a de menor, a curva (2) a de maior e a (3) a 
associação de ambos. 
 
27 
 
Figura 13: Curva IxV da asociação de módulos não idênticos em paralelo. 
 
Fonte: (HINCAPIÉ, 2015). 
 
Pode-se ver que no ponto P1, a associação dos módulos encontra-se em curto circuito 
(VSC=0 V). A Equação (7) representa essa associação nesse ponto. 
 
 I𝑆𝐶𝐴 = I𝑆𝐶𝑀1 + I𝑆𝐶𝑀2 (7) 
 
A medida que se percorre a curva, é encontrado o ponto P2 que é o MPP. Nesse ponto, 
o sistema possui o melhor rendimento possível. Prosseguindo a análise do gráfico, é percebido 
que ao atingir o ponto P3 o módulo de menor VOC não gera mais energia, pois se encontra em 
circuito aberto. À medida que a corrente aumenta, o mesmo passa a agir como carga ao em vez 
de gerar. Assim, ao atingir o ponto P4, a corrente da associação é anulada, como descrito na 
Equação (8), dissipando toda a energia gerada. 
 
 I𝑀1 = − I𝑀2 (8) 
 
Da mesma forma, como destacado na associação em série, quando associa-se módulos 
fotovoltaicos em paralelo com potências econdições diferentes, tem-se uma perca de 
rendimento. E semelhante ao apresentado na Subseção 2.5.1, algum módulo pode não ser apto 
a tensão exigida, causando um grave problema na instalação. 
 
28 
 
2.6 INVERSOR 
Sendo os módulos fotovoltaicos responsáveis por gerar a energia elétrica, é necessário 
outro equipamento que transforme essa energia de modo a ser utilizada por uma UC. Tal 
dispositivo é chamado de inversor, que além de possuir a responsabilidade de inserir a energia 
gerada por uma instalação fotovoltaica na rede elétrica, ele realiza a conversão e gerenciamento 
da energia produzida. (PRIEB, 2011). 
Um inversor conectado à rede deve possuir algumas características que estão listadas 
abaixo. (PRIEB, 2011). 
 Alta eficiência de conversão e de seguimento de máxima potência; 
 Alta confiabilidade e baixa manutenção; 
 Baixo Custo; 
 Dimensões e peso reduzidos; 
 Operação sob faixa ampla de tensão de entrada; 
 Baixa injeção de harmônicos e corrente contínua na rede; 
 Baixa emissão de ruído audível; 
 Baixa emissão de interferência eletromagnética; 
 Ser seguro tanto para pessoas como para o sistema de distribuição. 
Os inversores ligados à rede são equipamentos, os quais podem ser divididos em dois 
estágios: o primeiro realiza a conversão CC/CC, transformando os níveis de tensão e corrente 
gerados pelos módulos fotovoltaicos para níveis de melhor controle; e o segundo realiza a 
conversão CC/CA. 
Quando se comenta a respeito de inversores On-Grid (ligado à rede), significa dizer que 
a saída de tensão do inversor tem que acompanhar a onda senoidal de referência que a rede 
fornece. Isso é realizado, na maioria dos casos, através de um controle PWM (Pulse Wide 
Modulation). Um controle PWM converte o sinal CC da entrada, em uma onda senoidal 
praticamente idêntica em relação a onda de referência. 
Além disso, uma característica muito importante para os inversores é o seguimento do 
Ponto de Máxima Potência (Maximun Power Point Trakking-MPPT). Esse aspecto é muito 
importante devido à própria característica da energia fotovoltaica. 
O MPPT tem a função de aproveitar a potência máxima de um sistema fotovoltaico. No 
processo de rastreamento, o inversor analisa alguns dados e através de algoritmos e estima qual 
seria a VMP, com isso, polariza-se a string com uma tensão que gere o suposto PMP. Porém, as 
soluções convencionais de rastreamento de MPP utilizam o mesmo seguidor para vários 
29 
 
módulos, isso traz muita desvantagem, pois é possível que se realize a associação indevida, 
como mencionado na Seção 2.5, havendo perdas consideráveis. 
A Figura 14 mostra, justamente, como uma curva IxV pode ser modificada devido ao 
baixo rendimento de um módulo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fonte: (PRIEB, 2011). 
 
Observando a Figura 14, percebe-se a necessidade de seguir o MPP para retirar o 
máximo rendimento do sistema. Ainda, segundo PRIEB (2011), o MPPT deve atender algumas 
características básicas: 
 Precisão: deve aferir tensão e corrente adequadamente; 
 Eficácia: ser capaz de encontrar a potência máxima mesmo com a ocorrência de 
máximos locais; 
 Rapidez: deve adaptar-se com a variações bruscas de geração. 
Entendendo essas necessidades, o MPPT procura-se adequar a vários aspectos que 
determinam o MPP, como por exemplo: a irradiação, a temperatura, sombreamento, mismatch5 
e sujeiras acumuladas sob os módulos. 
Todas essas variáveis interferem diretamente no rendimento e na eficiência do sistema. 
Assim, o seguidor pode ser falho, como apresentados nas Subseções 2.5.1 e 2.5.2, com módulos 
 
 
5 Módulos fotovoltaicos, de mesma potência e fabricante, podem possuir algumas diferenças de 
parâmetros que divergem do datasheet, no caso o valor limite aceito é ±3%. 
Figura 14: Curvas de 6 módulos com um fator de 
sombreamento de 50%. 
30 
 
distintos, em que se utiliza um MPPT tradicional. É possível que o rastreador polarize a string 
de maneira equivocada. Ao invés de alcançar o MPP, o arranjo ficaria com uma polarização 
que acarretaria em um consumo de energia por algum módulo, e possivelmente, a queima e 
prejuízo de todo o sistema. Logo, uma solução viável para contornar esse problema, seria 
utilizar outra tecnologia de inversão fotovoltaica, que tenha um tratamento mais individualizado 
para cada módulo do sistema fotovoltaico. 
 
31 
 
3 SOLUÇÃO COM OTIMIZADORES DE POTÊNCIA 
 
3.1 DESCRIÇÃO DA TECNOLOGIA 
O principal gargalo na geração fotovoltaica, atualmente, é em relação ao MPPT, descrito 
na Seção 2.6. Pois quando se trata de uma string que possua um módulo com geração inferior, 
todo o sistema fica limitado. 
A tecnologia que pode mitigar esse problema é chamada de MLPE (Module-Level 
Power Electronics), que torna a inversão mais modular e menos centralizada. Existem 
basicamente dois tipos de tecnologias MLPE, com micro inversores e com otimizadores. 
(ENERGYSAGE, s.d.). Os micros inversores são basicamente inversores convencionais menos 
robustos e que suportam menos potência na entrada, os conversores CC/CC e CC/CA, ainda, 
são integrados no mesmo equipamento. 
No caso da solução com otimizadores de potência, as conversões são feitas em 
equipamentos distintos, isto é a conversão CC/CC é realizada nos otimizadores de potência e a 
CC/CA em um dispositivo central e mais robusto, semelhante ao inversor tradicional. Existem 
outros tipos de otimizadores disponíveis no mercado, que podem ser associados a inversores 
tradicionais, mas para a instalação descrita no Capítulo 6, a solução escolhida foi da empresa 
SolarEdge, substituindo todo o sistema de inversão. Na Figura 22 é mostrado como fica 
realizada essa a disposição de um sistema com otimizadores. 
 
Figura 15: Topologia de sistema fotofoltaico que utiliza tecnologia MPLE com 
otimizadores. 
 
Fonte: (CANAL SOLAR, s.d.). 
 
32 
 
3.2 FUNCIONAMENTO 
Os otimizadores de potência são ligados a um ou dois módulos fotovoltaicos, sendo 
esses conectados em série até inversor, formando uma string. Assim, a corrente que atravessa 
os otimizadores é idêntica, mudando apenas a tensão de saída de cada otimizador. A Figura 16 
evidencia um exemplo com 20 otimizadores, cada um está ligado a dois módulos de 250 W. 
Em condições ideais, o inversor trabalha com tensão fixa, ou seja, a tensão aplicada na entrada 
é exatamente igual, independentemente das condições e tamanhos dos módulos, desde que ele 
esteja em modo de “produção”. Outro modo que o inversor pode atuar é o de “acordar”, que 
ocorre quando não há irradiação do sol, assim as tensões nos otimizadores de potência são 
abaixadas para níveis seguros, 1 volt para cada equipamento. 
 
Figura 16: Esquema funcionamento dos otimizadores em condições ideais. 
 
Fonte: (SOUZA, 2019). 
 
A Figura 16 mostra a curva IxV de cada conjunto de módulos que os otimizadores estão 
ligados. Como pode ser visto, em condições ideias, os otimizadores não possuem vantagens 
significativas em relação as soluções tradicionais do mercado. As vantagens dessa tecnologia 
se encontram, justamente, quando os módulos possuem ou estão expostos a condições distintas 
entre si. 
33 
 
A Figura 17 apresenta, precisamente, este caso. Os módulos ligados ao segundo 
otimizador estão sombreados, reduzindo a geração. Para mitigar esse problema, os 
equipamentos enviam dados de medição a cada cinco minutos a unidade central, que retorna 
com os valores de tensão que cada otimizador deve aplicar para polarizar o conjunto dos 
módulos de forma a atingir o MPP de cada grupo. Além disso, a unidade central envia sinais 
para as unidades de conversão CC/CC de forma que a relação de tensão e corrente de saída seja 
modificada, em relação a de entrada, consequentemente, a corrente de saída dos otimizadores 
se torna igual, não havendo consumo por nenhum módulo, evitando os problemas apresentados 
na Seção2.5. Ao realizar isso, o equipamento consegue diferenciar a geração para cada módulo, 
evitando o que acontece numa solução tradicional, em que o módulo de menor potência limita 
toda a geração do sistema, demonstrado na Seção 2.5. 
 
Figura 17:Esquema funcionamento solução SolarEdje em condições com sombreamento 
parcial. 
 
Fonte: (SOUZA, 2019). 
 
Outra vantagem dessa tecnologia, mencionada na Seção 2.6, é que é possível associar 
módulos com potências distintas, como o sistema realiza um rastreamento do MPP de maneira 
mais modular, a necessidade de módulos com a mesma potência na mesma string pode ser 
contornada. 
34 
 
4 ESTUDO DE CASO 
 
4.1 DESCRIÇÃO DA INSTALAÇÃO ANTIGA 
Após ter mostrado o funcionamento da tecnologia dos otimizadores, falta descrever as 
mudanças e os ganhos que a instalação do cliente obteve ao trocar de tecnologia. A princípio, 
é necessário conhecer o local onde foi instalada a UFV: 
 Localização: Natal (LAT -5.831454 LON -35.229413); 
 Módulo: 340 Wp Poly Cristalino Canadian, igual ao apresentado no Anexo B; 
 Dimensão: 13,29 kWp (39 módulos); 
 Inversores: SUNGROW SG5K-D e SG6K-D, com 5 kW e 6 kW; 
 Os módulos foram dispostos num tilt (inclinação) de 6 º; 
 Os módulos foram colocados em dois ângulos azimutais, angulação em 
referência ao norte geográfico; os módulos ligados ao inversor de 5 kW estão numa angulação 
de -60º azimutal e os ligados ao inversor de 6 kW, estão numa angulação de 120º. 
O sistema foi instalado e dimensionado pela Gouveia Engenharia em telhado de 
fibrocimento. A ligação da instalação junto à rede se deu em 30/01/2019. A Figura 18 mostra a 
instalação dos módulos junto ao telhado do cliente. 
 
Figura 18: Instalação em telhado de sistema de 13,29 kWp. 
 
Fonte: Eng. Álvaro José de Gouveia Filho. 
 
Preliminarmente, foi observado que a instalação do cliente possui um problema de 
sombreamento devido a caixa d’água e à platibanda do telhado. Para contornar esse problema, 
foi realizado um estudo de sombreamento utilizando o software SketchUp, assim, foi visto o 
35 
 
comportamento das sombras ao longo do ano. Nas primeiras horas do dia, a caixa d’água realiza 
um sombreamento, em uma grande área da instalação e, ao entardecer, a platibanda realiza outro 
sombreamento nos módulos (Figura 19). Desse modo, a UC fica comprometida com menos 
condições para obter uma geração mais adequada. 
 
Fonte: Própria. 
 
Assim, de modo que se reduzisse ao máximo o efeito do sombreamento, tentou-se 
organizar os módulos junto aos MPPTs da melhor forma, cada inversor possui 2. A Figura 20 
mostra a divisão escolhida para as strings dos inversores. 
Para uma melhor identificação, foi escolhido uma divisão de caracteres que ajuda a 
identificar qual string cada módulo deve ser ligado. O primeiro dígito identifica a qual inversor 
a string pertence e o segundo identifica a MPPT correspondente. 
Por exemplo, a string 1.2, representa o MPPT 2 do inversor 1(5kW). Entendendo essa 
diferenciação, a divisão se dá do seguinte modo: 
 String 1.1: 8 módulos conectados em série; 
 String 1.2: 12 módulos conectados em série; 
 String 2.1: 9 módulos conectados em série; 
Figura 19: Sombras sobre a instalação no dia 21/06/2019 às 8h e 21/12/2019 às 16 h, 
respectivamente. 
36 
 
Figura 20: Esquema de ligação dos módulos na instalação da UC. 
 
Fonte: Própria. 
 
Para garantir que o sistema está corretamente dimensionado, é necessário saber se os 
valores de tensão que os módulos oferecem estão dentro dos valores que os inversores 
suportam, para tanto, é necessário calcular a temperatura que o módulo trabalha nas condições 
ambiente no local da instalação. Para tal, é necessário utilizar outra condição distinta da STC, 
apresentada na Seção 2.4, a condição NMOT (Nominal Module Operating Temperature). Esta 
condição considera um grau de irradiação de 800 W/m², temperatura ambiente de 20Cº, uma 
velocidade de vento de 1 m/s, além de uma referência solar de radiação espectral chamada 
Massa de Ar 1,5 (AM 1.5), igual à usada na condição STC. Desse modo, será possível mensurar 
os valores de tensão dos módulos para os máximos e mínimos de temperatura da região. 
No último ano a temperatura da cidade de Natal variou entre 38ºC a 20ºC6. Como 
realçado no Quadro 3, o coeficiente de temperatura para o módulo da instalação é de -0,29 
%/Cº. O Quadro 4 mostra todos esses parâmetros das tensões dos módulos. 
 
 
6 Dados retirados do site meteorológico.(SPARK, 2019). 
37 
 
 Quadro 4: Tensões dos módulos em diferentes condições. 
Condições de temperatura Tensão circuito aberto Tensão para máxima potência 
STC - 25ºC de célula 45,90 V 37,60 V 
NMOT - 20ºC ambiente 42,90 V 34,60 V 
22º C 42,65 V 34,40 V 
36º C 40,91 V 32,99 V 
Fonte: (CANADIAN SOLAR, 2019).Adaptado. 
 
Agora, resta saber os valores de tensões correspondentes a cada string. Os valores das 
tensões de cada associação de módulos estão apresentados no Quadro 5. E o Quadro 6 evidencia 
os valores de tensão aceitos pelos inversores utilizados, segundo o datasheet do fabricante. 
 
Quadro 5: Tensões das strings do sistema antigo normalizado. 
String Quant. de módulos VOC - 22ºC VMP -22ºC VOC - 36ºC VMP -36ºC 
1.1.1 8 341,21 V 275,19 V 327,28 V 263,96 V 
1.2.1 12 511,81 V 412,79 V 490,91 V 395,93 V 
2.1.1 9 383,86 V 309,59 V 368,18 V 296,95 V 
2.2.1 10 426,51 V 343,99 V 409,09 V 329,95 V 
Fonte: Própria. 
 
 
 Quadro 6:Parâmetros dos inversores. 
Descrição SG5K-D SG6K-D 
Potência do Inversor 5 kW 6 kW 
Potência Máxima de Entrada 5,5 kW 7,8 kW 
Máxima Tensão de Entrada 600 V 600 V 
Faixa de Tensão MPPT 90 V – 560 V 90V – 560 V 
Corrente Máxima por Entrada 12 A 12 A 
Quantidade de entradas 2 2 
Fonte: (SUNGROW, 2019). Adaptado. 
 
Analisando os dados dos quadros 5 e 6, pode-se ver que o sistema foi dimensionado 
corretamente (os dados apresentados no Quadro 6 foram retirados do Anexo C). Pois, todos os 
valores de tensão apresentados no Quadro 5 estão dentro da faixa comum de tensão (90V-560V) 
admissível para os inversores. 
38 
 
Além dos valores de tensão, deve-se atentar para os dados de corrente, que analisando 
as condições STC do módulo, não ultrapassa 9,62 A, e como os inversores suportam até 12 A 
por entrada, pode-se afirmar a segurança do sistema, em relação a esse ponto. 
 
4.2 GERAÇÃO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO (ANTIGO) 
Após observar o correto dimensionamento do sistema, é necessário saber a expectativa 
de geração de energia para a UC. Para tanto, foi utilizado o programa Solarius PV que define 
um valor de geração considerando a inclinação, disposição e o local da instalação dos módulos. 
Entretanto, ele não considera as perdas por sombreamento, que a caixa d`água e a platibanda 
causam. Assim, o programa obteve que a geração média mensal estimada seria de 1.683,35 
kWh; e a geração anual prevista ficou em 20.200,63 kWh. O programa utiliza o banco de dados 
da empresa Meteonorm para simular os valores de geração de energia elétrica. A geração 
estimada mensal está disposta na Figura 21. 
 
Fonte: Própria. 
 
Após observar esse gráfico da geração estimada, é necessário comparar com os valores 
reais de geração da UC. No Quadro 7 é mostrada a geração que o sistema obteve ao longo de 
toda sua utilização, foram descartados os dias em que obteve erro na medição. Com isso, 
normalizou-se os valores estimados em função dos dias medidos para se ter uma comparação 
mais justa entre os resultados. Dessa forma, os meses com menos dias de medição puderam ter 
uma comparação mais adequada. 
 
Figura 21: Geração prevista mensal 
39 
 
Quadro 7: Comparação entre a geração antiga e estimada. 
Mês 
Dias 
medidos 
(kWh) 
Geração 
real(kWh) 
Geração 
estimada(kWh) 
Geração 
estimada –
normalizada 
(kWh) 
Diferença entre 
geração 
estimada e 
real(kWh) 
Janeiro 2 1141796 116 2 
Fevereiro 28 1377 1622 1622 245 
Março 31 1427 1722 1722 295 
Abril 30 1287 1493 1493 205 
Maio 31 1294 1537 1537 243 
Junho 24 970 1310 1048 79 
Julho 31 1263 1504 1504 241 
Agosto 30 1395 1678 1678 283 
Setembro 11 488 1711 607 119 
Total 218 9615 14373 11327 1712 
Fonte: Própria. 
 
Como foi visto no Quadro 7, a geração estimada em todos os meses foi maior que a 
medida, em função do sombreamento. Em razão disso, analisando os valores totais de geração 
estimados e os valores reais, foi observada uma diferença de 17,8 % na geração, ou 1.712 kWh 
ao longo do período analisado, tornando claro a problemática da instalação. Desse modo, 
tomando como base os meses aferidos, a defasagem na produção de energia ficou em 1.429,68 
kWh. 
Ao todo, o sistema instalado custou, considerando mão-de-obra e materiais R$ 
52.000,00 (cinquenta e dois mil reais). Portanto, o payback (tempo de retorno) se torna ainda 
mais destoante entre os valores estimados e reais. Considerando os valores estimados, o retorno 
do investimento é de três anos e sete meses, enquanto, o real foi avaliado em quatro anos e 
cinco meses, para esse cálculo foi considerado uma tarifa média de R$ 0,74/kWh. Com isso, 
quem optasse por essa solução, para a construção desta instalação teria uma defasagem de quase 
um ano para ter o retorno do investimento. 
A Figura 22 mostra os gráficos de fluxo de caixa, contrapondo os dados estimados e os 
reais, ao longo dos 25 anos de vida útil dos módulos. Sem considerar mão de obra de 
manutenção, o sistema simulado teria um caixa acumulado de R$ 283.009,58 (duzentos e 
oitenta e três mil e nove reais e cinquenta e oito centavos), enquanto o real ficaria com R$ 
232.382,46 (duzentos e trinta e dois mil e trezentos e oitenta e dois reais e quarenta e seis 
centavos), uma diferença de R$ 50.627,12 (cinquenta mil e seiscentos e vinte e sete reais e doze 
40 
 
centavos), praticamente o preço de uma nova instalação. Para tal cálculo foi considerado que 
ao final dos 25 anos os módulos irão ter uma redução no rendimento em 20%. Isso se deve ao 
acumulo de sujeiras e ao desgaste que a radiação UV oriunda do sol gera. 
 
Figura 22: Caixa acumulado do sistema ao longo dos 25 anos de vida útil 
 
Fonte: Própria. 
 
4.3 GERAÇÃO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO (NOVO) 
O novo sistema fotovoltaico utilizou a solução de otimizadores de potência, descrita no 
Capítulo 4, na qual desmembra-se a unidade de conversão CC/CC da CC/CA, tornando a 
instalação fotovoltaica mais eficiente. Essa solução foi escolhida devido ao sombreamento no 
local da UC. Para a modernização, utilizou exatamente os mesmos módulos, substituindo os 
antigos inversores e colocando os otimizadores junto aos módulos, como mostrado no diagrama 
da Figura 23. Nesta UFV foram utilizados 20 otimizadores de potência, em que 19 foram 
conectados a cada dois módulos. Os otimizadores de potência usados suportam 850 W, como 
mostrado no Anexo A, juntamente com o inversor SE17K, de potência 17 kW, mostrado no 
Anexo D. 
-R$ 100.000,00
-R$ 50.000,00
R$ 0,00
R$ 50.000,00
R$ 100.000,00
R$ 150.000,00
R$ 200.000,00
R$ 250.000,00
R$ 300.000,00
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Geração Estimada Geração Real
41 
 
Figura 23: Esquema de ligação dos otimizadores P850, na instalação 
 
Fonte: Própria. 
Agora, é necessário ver se o dimensionamento do sistema foi feito adequadamente. O 
Quadro 8 apresenta os valores comparados do datasheet dos otimizadores de potência, 
comparado com os dados da própria UFV. 
 
Quadro 8: Dados comparativos entre o sistema instalado e os limiares dados pelo 
datasheet. 
Informação Dados do SFCR por módulo Dados de datasheet 
Tensão Máxima 91,8 V /45,9 V 120 
Potência 0.340 W / 0.68 W 850 W 
Tensão MPPT 75,2 V/ 37,6 V 12,5-105 V 
Corrente Máxima 9,62 A 12 A 
Otimizadores 20 13 – 26 
Fonte: Própria. 
 
Observando o Quadro 8, é possível ver que o sistema está dentro de todos os parâmetros 
exigidos pelo fabricante. Dessa forma, falta discorrer a respeito dos ganhos que a instalação 
obteve. Semelhante ao mostrado no Quadro 7, foi feito um estudo comparativo no que condiz 
42 
 
à atualização que a UFV recebeu. Relativizou-se, a quantidade de dias, em que foram feitas as 
medições da mesma forma do estudo anterior, assim os resultados são mostrados no Quadro 9. 
 
 Quadro 9: Comparação entre a geração estimada e a atual. 
Mês Dias 
medidos 
Dias do 
mês 
Geração 
Real 
(kWh) 
Geração 
Estimada 
(kWh) 
Geração Estimada-
normalizada 
(khW) 
Diferença 
entre geração 
estimada e real 
(kWh) 
Setembro 18 30 1138 1711 1027 -112 
Outubro 30 31 2030 1965 1901 -129 
Total 48 61 3168 3676 2928 -240 
Fonte: Própria. 
 
Assim, observando o Quadro 9, é possível obter algumas informações a respeito da 
modernização da instalação. O novo sistema teve um ganho de 8% em relação à estimativa 
realizada pelo Solarius PV, e a diferença foi maior comparando-se ao que de fato foi aferido, 
na geração anterior, no caso 27%. 
Nesse sistema foi optado por trocar os inversores, porém, será feito na análise o mesmo 
comparativo de payback e fluxo de caixa da instalação antiga, considerando como se houvesse 
à implantação de uma geração completamente nova. Desse modo, estima-se que a UFV 
necessitou de um aporte inicial de R$ 60.0000,00 (sessenta mil reais). Com isso, utilizando os 
dados do Quadro 9, o tempo de retorno estimado foi de três anos e oito meses, muito próximo 
ao tempo de retorno do projeto simulado anteriormente, com um investimento inicial de R$ 
52.000,00 (cinquenta e dois mil reais). 
 
43 
 
Figura 24: Caixa acumulado do sistema ao longo dos 25 anos de vida útil 
 
Fonte: Própria. 
O gráfico do fluxo de caixa mostrado na Figura 24, aponta justamente a comparação dos 
dados entre a simulação e às instalações reais, apresentando os ganhos ao longo prazo de todos 
os casos debatidos, sendo que, ao longo dos 25 anos o sistema utilizando a solução de 
otimizadores de potência, obteve um caixa acumulado de R$ 362.512,85 (trezentos e sessenta 
e dois mil e quinhentos e doze reais e oitenta e cinco centavos), uma diferença de R$ 78.130,39 
(setenta e oito mil e cento e trinta reais e trinta e nove centavos), comparado à antiga solução. 
 
-R$ 100.000,00
-R$ 50.000,00
R$ 0,00
R$ 50.000,00
R$ 100.000,00
R$ 150.000,00
R$ 200.000,00
R$ 250.000,00
R$ 300.000,00
R$ 350.000,00
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Geração Estimada Geração antiga Geração nova
44 
 
5 CONCLUSÃO 
 
Ao longo deste trabalho, realizou-se uma revisão teórica da tecnologia da geração 
fotovoltaica. Foram apresentados os problemas que uma instalação pode apresentar, caso seja 
feito um dimensionamento incorreto, utilizando módulos de diferentes características, como 
mostrado na Seção 2.5, além do funcionamento dos equipamentos de toda uma geração 
fotovoltaica. 
Posto isso, o objetivo deste trabalho foi destacar as vantagens em utilizar a solução de 
otimizadores, comparado com outros tipos de equipamentos. Foi analisado que a instalação 
mostrada no Capítulo 4 obteve ganhos expressivos de desempenho, e terá maiores, a médio e 
longo prazo, comparando-se aos resultados anteriormente obtidos do sistema. 
A substituição do sistema foi extremamente vantajosa à UC. Isso se deve ao ganho de 
27% de geração que o cliente obteve ao adquirir esse tipo de solução, que substituiu os antigos 
inversores da instalação. 
Diante de um cenário de grandes transformações tecnológicas, este trabalho propõe que 
engenheiros, técnicos e demais profissionais da área de Engenharia Elétrica devam estar sempre 
atentos às novas tecnologias disponíveis no mercado, sugerir alternativas cada vez mais 
adequadas aos clientes, além de oferecer instalações seguras, eficientes e duradouras. 
45 
 
REFERÊNCIAS 
 
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http://www.aneel.gov.br/outorgas/geracao/-/asset_publisher/mJhnKIi7qcJG/content/registro-de-
central-geradora-de-capacidade-
reduzida/655808?inheritRedirect=false&redirect=http%3A%2F%2Fwww.aneel.gov.br%2Foutorgas%
2Fgeracao%3Fp_p_id%3D101_INSTANCE_mJhnKIi7qc 
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CANADIAN SOLAR: 
https://www.canadiansolar.com/upload/be0d42a693ef525c/597088d687b498b5.pdf 
CANAL SOLAR. (s.d.). Acesso em Junho de 2019, disponível em 
http://canalsolar.com.br/index.php/artigos/item/94-entenda-os-otimizadores-para-sistemas-
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https://www.canalsolar.com.br/index.php/artigos/item/94-entenda-os-otimizadores-para-sistemas-
fotovoltaicos 
ENERGYSAGE. (s.d.). Acesso em JUNHO de 2019, disponível em 
https://www.energysage.com/solar/101/microinverters-vs-power-optimizers/ 
GREENER. (2º TRIMESTRE 2019). ESTUDO ESTRATÉGICO - MERCADO FOTOVOLTÁICO DE 
GERAÇÃO DISTRIBUÍDA. 
HECKTHEUER, L. A. (2001). ANÁLISE DE ASSOCIAÇÕES DE MÓDULOS FOTOVOLTÁICOS. 
UFRS, PORTO ALEGRE. 
HINCAPIÉ, C. O. (2015). ANÁLISE DO COMPORTAMENTO DE UMA ASSOCIAÇÃO EM SÉRIE 
DE DIFERENTES MÓDULOS FOTOVOLTAICOS EM UM SISTEMA CONECTADO À REDE. 
UFRS, PORTO ALEGRE. 
IBGE. (s.d.). IBGE. Acesso em 20 de Outubro de 2019, disponível em 
https://www.ibge.gov.br/explica/pib.php 
IEA. (Setembro de 2019). Fonte: INTERNATIONAL ENERGY AGENCY: 
https://www.iea.org/statistics/?country=WORLD&year=2016&category=Electricity&indicator=ElecG
enByFuel&mode=chart&dataTable=ELECTRICITYANDHEAT 
INEE. (2019). Acesso em 04 de Setembro de 2019, disponível em INSTITUTO NACIONAL DE 
EFICIÊNCIA ENERGÉTICA: http://www.inee.org.br/forum_ger_distrib.asp 
LSI. (09 de Novembro de 2019). LABORATÓRIO DE SISTEMAS INTEGRÁVEIS DA USP. Fonte: 
http://www.lsi.usp.br/~eletroni/milton/depl.htm 
NREL. (2019). NATIONAL RENEWABLE ENERGY LABORATORY. Acesso em Setembro de 2019, 
disponível em https://www.nrel.gov/pv/assets/pdfs/best-research-cell-efficiencies.20190802.pdf 
PEREIRA, F. A., & OLIVEIRA, M. Â. (2015). CURSO TÉCNICO INSTALADOR DE ENERGIA 
SOLAR FOTOVOLTAICA (2ª ed.). (E. T. Publindústria, Ed.) Porto: Engebook. 
PORTAL SOLAR. (s.d.). Acesso em AGOSTO de 2019, disponível em 
https://www.portalsolar.com.br/tudo-sobre-a-eficiencia-do-painel-solar.html 
46 
 
PORTAL SOLAR. (2019). Acesso em 22 de 10 de 2019, disponível em 
https://www.portalsolar.com.br/blog-solar/energia-solar/trina-solar-traz-ao-brasil-novas-series-de-
equipamentos-fotovoltaicos.html 
PORTAL SOLAR. (2019). PORTAL SOLAR. Acesso em 20 de Setembro de 2019, disponível em 
https://www.portalsolar.com.br/tipos-de-painel-solar-fotovoltaico.html 
PRIEB, C. W. (DEZEMBRO de 2011). DETERMINAÇÃO DA EFICIÊNCIA DE SEGUIMENTO 
DE MÁXIMA POTÊNCIA DE INVERSORES PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS 
CONECTADOS À REDE. 
SAUTHIER, L. F. (Fevereiro de 2019). MODELAGEM MATEMÁTICA DE MÓDULOS 
FOTOVOLTAICOS APLICADOS A AMBIENTES DE SIMULAÇÃO DE GERAÇÃO 
DISTRIBUÍDA. 
SOLAREDGE. (25 de Setembro de 2019). Fonte: SOLAREDGE DOWNLOADS: 
https://www.solaredge.com/br/downloads#/ 
SOLAREDGE. (s.d.). SOLAREDGE FACT SHEET. Acesso em 09 de 10 de 2019, disponível em 
https://www.solaredge.com/sites/default/files/se-fact-sheet.pdf 
SOUZA, R. D. (Setembro de 2019). CONCEITOS DE OPERAÇÃO SOLAREDGE. Acesso em 10 de 
09 de 2019, disponível em CONCEITOS DE OPERAÇÃO SOLAREDGE: 
https://issuu.com/solarize/docs/intersiolar_solaredge_conceitos_de_ 
SPARK, W. (28 de 10 de 2019). Fonte: https://pt.weatherspark.com/y/31427/Clima-característico-em-
Natal-Brasil-durante-o-ano#Sections-Temperature 
SUNGROW. (28 de 10 de 2019). SUNGROW. Fonte: 
https://br.sungrowpower.com/files/Datasheet%20SG3_4_5_6K-D%20-%20PTBR.pdf 
VALLÊRA, A. M., & BRITO, M. C. (2006). MEIO SÉCULO DE HISTÓRIA FOTOVOLTAICA. 
Gazeta de Física, 29(1). 
WEATHER SPARK. (25 de 10 de 2019). Fonte: WEATHER SPARK: 
https://pt.weatherspark.com/y/31427/Clima-característico-em-Natal-Brasil-durante-o-ano#Sections-
Temperature 
 
 
47 
 
ANEXO A - DATASHEET OTIMIZADORES P850 
Modelo do Otimizador (módulos 
compatíveis) 
P730(1) 
(2 módulos de 72 
células) 
P850(1) 
(2 módulos de alta 
potência ou ‘bifaciais’, 
conectados em 
paralelo) 
 
ENTRADA 
Potência Nominal CC(2) 730 850 W 
Máxima Tensão Absoluta de Entrada 
(Voc, temperatura mínima) 
125 120 Vcc 
Faixa de Tensão do MPPT 12.5 - 105 Vcc 
Máxima Corrente de Curto Circuito 
(Isc) 
11 12.5 Acc 
Eficiência Máxima 99.5 % 
Eficiência Média 98.6 % 
Categoria de Sobretensão (OVC) II 
SAÍDA DURANTE A OPERAÇÃO (OTIMIZADOR DE POTÊNCIA 
CONECTADO AO INVERSOR SOLAREDGE EM OPERAÇÃO) 
 
Corrente Máxima de Saída 15 18 Acc 
Tensão Máxima de Saída 85 Vcc 
SAÍDA DURANTE STANDBY (OTIMIZADOR DE POTÊNCIA 
DESCONECTADO OU INVERSOR SOLAREDGE DESLIGADO) 
 
Tensão de Saída de Segurança por 
Otimizador de Potência 
1 ± 0.1 Vcc 
CONFORMIDADE A NORMAS 
EMC FCC Part15 Class B, IEC61000-6-2, 
IEC61000-6-3 
 
Segurança IEC62109-1 (segurança classe II) 
RoHS Sim 
Segurança contra Incêndios VDE-AR-E 2100-712:2013-05 
ESPECIFICAÇÕES PARA INSTALAÇÃO 
Inversores SolarEdge Compatíveis Inversores Trifásicos: SE17K e maiores 
Tensão Máxima do Sistema 1000 Vcc 
Dimensões (L x P x A) 
129 x 153 x 49.5 
/5.1 x 6 x 1.9 
129 x 162 x 59 / 5.1 x 
6.4 x 2.32 
mm / 
in 
Peso (incluindo os cabos) 933 1064 g 
Conector de Entrada e Saída(3) MC4 
48 
 
 
PROJETO DE SISTEMA 
FOTOVOLTAICO COM 
INVERSOR 
SOLAREDGE(6)(7) 
Inversores 
Trifásicos: 
SE17K e 
maiores, rede 
220/127Vca 
Inversores Trifásicos: 
SE17K e maiores, rede 
380/220Vca 
 Inversores 
Trifásicos 
ligados em 
480/277Vc
a 
 
Otimizadores de Potência 
Compatíveis 
P730 P85
0 
P730 P850 P730 P85
0 
 
Comprimento 
Mínimo da 
String 
Otimizadores 
de Potência 
8 13 
Módulos 
Fotovoltaicos 
16 26 
Comprimento 
Máximo da 
String 
Otimizadores 
de Potência 
 30 
Módulos 
Fotovoltaicos 
 60 
Potência Máxima por String 6000 7200 11250(8) 13500 12750(9
) 
153
00 
W 
Ligação em paralelo de 
Strigns com Diferentes 
Comprimentos ou 
Orientações/Inclinações 
 
Sim 
 
 
 
Comprimento do Cabo de Entrada 0.16 , 0.9 (4) /0.52, 
2.95(4) 
0.16 , 0.9(4) , 1.3(4) / 0.52 
, 2.95(4) , 4.26(4) 
 
Comprimento do Cabo de Saída 
Retrato:1.2 
Paisagem: 2.1 
Retrato: 1.2 
Paisagem:2.1 
m 
Faixa de Temperatura Operacional(5) -40 - +85 ˚C 
Grau de Proteção IP68 / NEMA6P 
Umidade Relativa 0 - 100 % 
49 
 
ANEXO B - DATASHEET MÓDULO CANADIAN (CS6U 340P) 
 
50 
 
 
ANEXO C - DATASHEET INVERSORES MONOFÁSICOS SUNGROW 
 
51 
 
ANEXO D - DATASHEET INVERSORES SOLAREDGE