Segurança em Instalações Fotovoltaicas

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<p>AULA 6</p><p>SISTEMAS DE ENERGIA SOLAR</p><p>Profª Juliana Mariano</p><p>02</p><p>CONVERSA INICIAL</p><p>Olá a todos! Sejam bem-vindos à sexta aula de Sistemas de Energia Solar.</p><p>Em nossa sexta aula falaremos sobre as premissas para o</p><p>dimensionamento de um SFVCR. Vamos relembrar as características desse tipo</p><p>de sistema nos aprofundando no projeto para uma instalação real.</p><p>Nós já vimos quais são os componentes deste sistema: painel fotovoltaico,</p><p>inversor e as cargas. Sabemos que esses sistemas não necessitam de elemento</p><p>armazenador e que são interligados na rede elétrica.</p><p>Falaremos também sobre os procedimentos para o cálculo da potência do</p><p>gerador fotovoltaico, assim como a escolha do inversor e dos demais</p><p>equipamentos para obter segurança na instalação.</p><p>Com o conhecimento da irradiação solar incidente no local, é possível</p><p>estimar qual será a energia elétrica gerada ao longo do ano.</p><p>Novamente o conhecimento de cada etapa de dimensionamento confere</p><p>maior assertividade à autonomia de atendimento que esses sistemas podem</p><p>realizar, assim como segurança e durabilidade deste.</p><p>CONTEXTUALIZANDO</p><p>Como em todo projeto de sistemas é importante conhecer com</p><p>profundidade todas as características, tanto dos sistemas aplicados quanto do seu</p><p>local de instalação. Em sistemas fotovoltaicos existe uma variável a mais que é o</p><p>recurso solar, por isso o levantamento correto da localização desse sistema é tão</p><p>importante.</p><p>No caso de SFVCR, que se encontram em regiões isoladas e sem acesso</p><p>à rede elétrica, é essencial prever todas as cargas e a demanda a ser atendida</p><p>para garantir o fornecimento adequado ao consumir e obter viabilidade técnica e</p><p>econômica na sua execução. Para isso existe uma metodologia para</p><p>dimensionamento adequado.</p><p>Uma premissa básica é a especificação do painel fotovoltaico que será</p><p>utilizado. Agora vamos poder aplicar os conhecimentos da disciplina de</p><p>Fundamentos de Energia Solar no que se refere ao tipo de tecnologia adequada</p><p>para aplicações isoladas.</p><p>Então, podemos dimensionar o tamanho do banco de baterias necessário</p><p>ao armazenamento de toda essa energia fornecida pelo SFVCR a ser utilizada</p><p>03</p><p>nos momentos em que não há presença do sol, como por exemplo em períodos</p><p>noturnos, o que caracteriza perfil de demanda residencial.</p><p>Atendendo a esses primeiros itens, os passos seguintes serão as</p><p>especificações de equipamentos de controle do sistema, para que este possa</p><p>operar com autonomia e segurança junto aos consumidores. É importante</p><p>conhecimento básico técnico em relação à durabilidade desses acumuladores</p><p>para que se obtenha maior vida útil em seus ciclos de trabalho.</p><p>Veremos equipamentos como controladores de carga e inversores, assim</p><p>como os demais dispositivos de segurança como disjuntores, que podem</p><p>prolongar a vida útil e eficiência do SFVCR instalado.</p><p>Apesar de todos esses procedimentos apresentados e os cuidados na</p><p>especificação, uma vez instalados eles operam com simplicidade e segurança.</p><p>TEMA 1 – SEGURANÇA NAS INSTALAÇÕES FV</p><p>Vamos iniciar esta parte aprendendo sobre segurança nas instalações</p><p>fotovoltaicas, pois, como se trata de um gerador de energia elétrica, diversos</p><p>cuidados precisam ser tomados. A especificação correta dos equipamentos</p><p>confere maior segurança à instalação, principalmente em sua fase de instalação</p><p>e execução de projetos. Para isso, é recomendável seguir as normas e</p><p>recomendações técnicas nacionais relacionadas ao processo de instalação, ou</p><p>normas internacionais na falta daquelas. É importante que as normas utilizadas</p><p>sejam as vigentes à época da sua utilização.</p><p>Vários aspectos relativos à segurança de sistemas fotovoltaicos integrados</p><p>a edificações e interligados à rede elétrica devem ser considerados, incluindo:</p><p>prevenção contra incêndios, dimensionamento apropriado de fios e cabos,</p><p>aterramento e segurança com relação a agentes climáticos locais, especialmente</p><p>cargas por ventos. Em vários países, sistemas desse tipo devem incluir circuitos</p><p>de proteção que detectam falhas no aterramento do arranjo fotovoltaico e</p><p>desconectam o sistema (Rüther, 2004).</p><p>A fim de se evitar problemas na instalação e erros de projeto, os</p><p>profissionais instaladores de um sistema fotovoltaico devem estar familiarizados</p><p>com as medidas de segurança aplicáveis a cada projeto (Figura 1), conforme</p><p>indicado pelas normas vigentes e recomendações dos fabricantes. Dependendo</p><p>do caso, a instalação pode envolver a integração de vários profissionais como</p><p>carpinteiro e pedreiro, para construção ou adaptação da fundação e estrutura de</p><p>04</p><p>suporte para os equipamentos, e eletricista, para instalação dos vários</p><p>componentes do sistema. Esses profissionais devem ser supervisionados por um</p><p>profissional qualificado em Energia Solar Fotovoltaica, adequadamente treinado e</p><p>com comprovada experiência, garantindo que a instalação ocorra de forma correta</p><p>e sem riscos, com o devido cumprimento das normas técnicas aplicáveis. A</p><p>presença do profissional qualificado facilita a solução de possíveis problemas que</p><p>comumente surgem durante o processo de instalação (Pinho; Galdino, 2014).</p><p>Figura 1 – Profissional da área FV utilizando EPIs</p><p>Fonte: Urbanetz (2017)</p><p>Pelo fato de muitas instalações fotovoltaicas serem frequentemente</p><p>realizadas em locais distantes e/ou de difícil acesso, deve-se planejar, organizar</p><p>e transportar todos os materiais, ferramentas, equipamentos e pessoal que serão</p><p>necessários à execução dos serviços (Figura 2), a fim de evitar eventuais atrasos</p><p>e custos adicionais desnecessários. Todos os componentes que podem ser</p><p>montados previamente em oficinas devem ser transportados preferencialmente já</p><p>preparados, exceto quando essa pré-montagem possa comprometer a logística</p><p>de transporte (Pinho; Galdino, 2014).</p><p>05</p><p>Figura 2 – Guindaste içando os módulos FV para o telhado</p><p>Para facilitar e agilizar o processo de instalação, sugere-se dividi-lo nas</p><p>fases de pré-instalação e instalação. Durante a fase de pré-instalação, a atenção</p><p>do projetista deve estar voltada para o dimensionamento e seleção de acessórios</p><p>(suportes, cabeamento, terminais, etc.), configuração (layout) do local, pré-</p><p>montagem e estimativas do tempo para instalação, das obras civis necessárias e</p><p>das condições climáticas no momento do trabalho. A instalação propriamente dita</p><p>envolve a montagem e o comissionamento (inspeções e testes) do SFV, que</p><p>devem ser realizados no local definitivo, de forma rápida, eficiente e segura. A</p><p>instalação bem planejada e executada proporciona a proteção devida às pessoas</p><p>e garante aos SFVs confiabilidade e bom desempenho, resultando na satisfação</p><p>do usuário (Pinho; Galdino, 2014).</p><p>A seguir são apontadas as principais normas vigentes referentes à</p><p>segurança nas instalações de sistema isolado, para bombeamento de água,</p><p>híbrido e conectado à rede:</p><p> NBR 5410:2004 – Instalações elétricas de baixa tensão: estabelece as</p><p>condições a que devem satisfazer as instalações elétricas de baixa tensão,</p><p>a fim de garantir a segurança de pessoas e animais, o funcionamento</p><p>adequado da instalação e a conservação dos bens.</p><p>06</p><p> NBR 5419:2005 – Proteção de estruturas contra descargas atmosféricas.</p><p> NR-10 – Segurança em instalações e serviços em eletricidade</p><p> NR-35 – Trabalho em altura. Estabelece os requisitos mínimos e as</p><p>medidas de proteção para o trabalho em altura, envolvendo o</p><p>planejamento, a organização e a execução, de forma a garantir a</p><p>segurança e a saúde dos trabalhadores envolvidos direta ou indiretamente</p><p>com esta atividade.</p><p>De acordo com Pinho e Galdino (2014), deve-se também seguir os</p><p>procedimentos de instalação e operação contidos na documentação técnica</p><p>(manual) dos equipamentos. A seguir, são apresentadas algumas sugestões</p><p>gerais de segurança para auxiliar na instalação adequada dos SFVs:</p><p> Estabelecer e fazer cumprir os procedimentos de segurança de pessoas</p><p>e</p><p>equipamentos, conforme as normas técnicas vigentes.</p><p> Seguir os códigos locais para instalações elétricas, caso existam.</p><p> Para os SFVCR, seguir as normas de conexão dos sistemas à rede elétrica</p><p>elaboradas pelas concessionárias locais de distribuição.</p><p> Restringir o acesso à área de trabalho.</p><p> Nos ambientes onde os equipamentos forem instalados, afixar placas de</p><p>advertência quanto ao perigo de choque elétrico (Figura 3a) e restrição de</p><p>acesso por pessoas não autorizadas (Figura 3b). Para SFVCR, recomenda-</p><p>se, ainda, instalar próximo ao padrão de entrada de energia uma placa de</p><p>advertência quanto ao risco de choque elétrico devido à geração própria</p><p>(Figura 3c).</p><p> Manter permanentemente fechada a porta de acesso aos ambientes onde</p><p>forem instalados os controles, equipamentos de condicionamento de</p><p>potência, instrumentos de medição e baterias. Esta medida busca controlar</p><p>o acesso de pessoal ao ambiente e protegê-lo da umidade, poeira, insetos</p><p>etc.</p><p> Realizar o aterramento elétrico das instalações, dos equipamentos e das</p><p>estruturas metálicas.</p><p> Instalar dispositivos de proteção elétrica adequados para equipamentos e</p><p>para o ser humano.</p><p> Proteger os terminais das baterias, a fim de prevenir contato acidental e/ou</p><p>curto-circuito.</p><p>07</p><p> Cobrir o gerador fotovoltaico com uma manta ou uma cobertura opaca,</p><p>quando possível, ao se trabalhar no sistema, para reduzir o risco de um</p><p>choque elétrico ou curto-circuito.</p><p> Disponibilizar manuais básicos de segurança, operação e manutenção aos</p><p>usuários do sistema.</p><p> Fixar, em local visível, instruções para desconectar a energia do</p><p>equipamento antes da realização de serviços de manutenção, e para sua</p><p>reconexão após o término desses serviços.</p><p> Em microssistemas, disponibilizar na edificação onde ficam os</p><p>equipamentos de condicionamento de potência e de controle e baterias</p><p>equipamento de proteção individual (EPI) para manipulação de baterias e</p><p>extintor de incêndio adequado.</p><p> Retirar todos os objetos pessoais metálicos antes dos trabalhos em</p><p>instalações elétricas.</p><p>Figura 3 – Exemplos de placas de advertência de risco de choque elétrico (a);</p><p>acesso restrito (b); choque elétrico devido à geração distribuída (c)</p><p>Fonte: Pinho; Galdino (2014)</p><p>TEMA 2 – IMPLANTAÇÃO E MONTAGEM DOS SISTEMAS FV</p><p>Módulos fotovoltaicos são fontes de corrente e apresentam diferenças em</p><p>relação às fontes de energia mais tradicionais, como a rede elétrica, um motor</p><p>gerador ou uma bateria. Além disso, geradores fotovoltaicos não podem ser</p><p>desligados, pois enquanto um módulo estiver iluminado haverá uma tensão em</p><p>seus terminais. Os indivíduos envolvidos com a instalação desses sistemas</p><p>(Figura 4) devem estar conscientes disto. Muitos sistemas fotovoltaicos são</p><p>projetados com tensões de operação baixas (~50V) no lado CC. No caso de</p><p>tensões em CC mais elevadas, o risco de choque elétrico é o mesmo que se</p><p>verifica em qualquer instalação convencional operando sob tensão semelhante</p><p>(Rüther, 2004).</p><p>08</p><p>Figura 4 – Montagem da estrutura dos módulos FV</p><p>Com isso, devemos seguir as seguintes recomendações no manuseio dos</p><p>módulos (Pinho; Galdino, 2014):</p><p> Remover quaisquer joias ou adereços do pescoço, das mãos e dos pulsos</p><p>antes do trabalho.</p><p> Vestir roupas e usar equipamentos de proteção adequados ao trabalho e</p><p>em bom estado de conservação (camisa, calça, cinto de segurança,</p><p>capacete, máscara, luvas, calçado, entre outros).</p><p> Sempre usar ferramentas adequadas, secas e com cabos isolados para</p><p>montar o gerador fotovoltaico.</p><p> Utilizar equipamentos de teste e medição de grandezas elétricas (por</p><p>exemplo, um multímetro) para conferência da montagem.</p><p> Não trabalhar sozinho, tendo sempre alguém por perto, que possa auxiliar</p><p>na atividade e, principalmente, em caso de acidentes.</p><p> Durante a realização das conexões elétricas, impedir que a radiação solar</p><p>incida sobre o gerador fotovoltaico. Para isso, deve-se cobri-lo com uma</p><p>manta ou outra cobertura opaca.</p><p> Descarregar a eletricidade estática do corpo, tocando um condutor aterrado</p><p>antes de tocar os terminais dos módulos, especialmente em locais e dias</p><p>de tempo seco.</p><p>09</p><p> Fazer as conexões elétricas respeitando sempre a polaridade e as</p><p>instruções do fabricante.</p><p> Evitar contatos indesejados de pessoas, animais ou outros objetos com o</p><p>módulo. Apesar da relativa rigidez de sua estrutura, choques mecânicos</p><p>podem resultar em danos ao vidro de proteção e até mesmo às células</p><p>fotovoltaicas.</p><p> Instalar uma cerca ao redor do gerador fotovoltaico, caso o local onde ele</p><p>esteja situado possa ser facilmente acessado por pessoas não autorizadas</p><p>ou animais.</p><p>Os módulos fotovoltaicos comumente encontrados no mercado se</p><p>apresentam com tensões nominais de saída relativamente baixas e que variam</p><p>desde 12V até 100V. A tensão de entrada do inversor não necessita estar nessa</p><p>faixa, sendo que inversores que utilizam um núcleo toroidal (transformador)</p><p>operam com tensões de entrada normalmente abaixo de 100V, e inversores sem</p><p>transformador operam em tensões de entrada mais elevadas. Assim sendo, o</p><p>arranjo fotovoltaico muitas vezes apresenta uma combinação série/paralelo para</p><p>atingir a tensão de entrada desejada para o inversor, disso decorrem algumas</p><p>implicações importantes (Rüther, 2004).</p><p>No caso de se utilizar um inversor com núcleo toroidal e tensão de entrada</p><p>baixa, compatível com a tensão de saída dos módulos solares individuais, todos</p><p>os módulos podem ser conectados em paralelo e ligados ao inversor, com a</p><p>vantagem de que a tensão do lado CC será baixa, oferecendo maior segurança</p><p>na instalação, operação e manutenção do sistema. Outra vantagem da conexão</p><p>em paralelo está na questão do sombreamento, pois a sombra causada por</p><p>qualquer obstáculo que incidir sobre a superfície de um módulo irá afetar somente</p><p>aquele módulo neste tipo de configuração. A desvantagem deste tipo de conexão</p><p>é que baixas tensões implicam grandes correntes e, portanto, cabos de maior</p><p>diâmetro, ou maiores perdas elétricas (Rüther, 2004).</p><p>Por outro lado, inversores sem transformador e com maiores tensões de</p><p>entrada requerem menores diâmetros para a fiação, já que vários módulos serão</p><p>associados em série (para atingir a tensão de entrada do inversor) e a corrente</p><p>gerada será baixa. Neste caso a questão do sombreamento deve ser considerada</p><p>com cuidado, já que o módulo sob a menor iluminação é que determina a corrente</p><p>de operação de todos os componentes do arranjo numa conexão em série, o que</p><p>pode levar ao comprometimento de todo o arranjo caso um dos módulos esteja</p><p>010</p><p>(mesmo que parcialmente) sombreado. Outra desvantagem do arranjo em série</p><p>são perdas denominadas module mismatch losses, que derivam do fato de que</p><p>as correntes de saída de módulos de mesmo tipo estão dentro de uma faixa de</p><p>mais ou menos 5% ou até 10% (Rüther, 2004).</p><p>Quanto à estrutura de suporte dos módulos fotovoltaicos, esta tem como</p><p>função posicioná-los de maneira estável. Além disso, ela deve assegurar a</p><p>ventilação adequada, permitindo dissipar o calor que normalmente é produzido</p><p>devido à ação dos raios solares e ao processo de perdas na conversão de energia.</p><p>Isto é importante porque a eficiência dos módulos diminui com a elevação da</p><p>temperatura, podendo até comprometer seu funcionamento normal. Deve, ainda,</p><p>possibilitar o distanciamento entre módulos, conforme indicação do fabricante,</p><p>para evitar danos mecânicos em função da dilatação desses módulos, conforme</p><p>mostrado na Figura 5 (Pinho; Galdino, 2014).</p><p>Figura 5 – Módulos instalados com espaçamento e ventilação adequados</p><p>Fonte: Urbanetz (2017)</p><p>As vantagens para a instalação no solo estão relacionadas à fácil instalação</p><p>e manutenção, e à estrutura robusta, indicada para sistemas de qualquer porte.</p><p>No entanto, as desvantagens estão atreladas a fatores como o fato de essa</p><p>estrutura estar mais exposta a situações de</p><p>sombreamento e mais sujeita a</p><p>acúmulo da poeira e contato de pessoas, objetos e animais.</p><p>Em qualquer caso, o suporte é uma estrutura concebida especialmente</p><p>para se adaptar ao terreno ou à estrutura do prédio (sem prejudicar sua estética),</p><p>às características dos módulos e à estratégia de ajuste de inclinação e orientação,</p><p>011</p><p>conforme Figura 6. Os módulos fotovoltaicos devem ser montados sobre essa</p><p>estrutura, que deve rígida e de geometria adequada para dar a orientação e o</p><p>ângulo de inclinação (fixo ou variável) necessários, a fim de assegurar a máxima</p><p>captação da luz solar durante o período de interesse e dotar o conjunto de uma</p><p>rigidez mecânica que permita suportar o peso dos módulos e os ventos fortes.</p><p>Além disso, a estrutura de suporte deve estar eletricamente aterrada e ser</p><p>fabricada com materiais menos suscetíveis a corrosão, especialmente em locais</p><p>com condições ambientais agressivas (Pinho; Galdino, 2014).</p><p>Figura 6 – Estrutura dos módulos montada junto ao telhado</p><p>Fonte: Urbanetz (2017)</p><p>No caso das instalações junto ao telhado, as vantagens estão relacionadas</p><p>à menor propensão a situações de sombreamento; maior segurança contra o</p><p>contato de pessoas, objetos e animais; e maior simplicidade. Contudo, as</p><p>desvantagens estão atreladas a fatores como: instalação mais trabalhosa; maior</p><p>dificuldade de manutenção; existência de riscos associados ao trabalho em altura.</p><p>Além disso, o porte do sistema deve ser adequado à área e à suportabilidade</p><p>mecânica da cobertura.</p><p>Ainda existem variadas formas de se aplicar ou integrar os SFVCR nas</p><p>edificações, conforme Figura 7 a seguir:</p><p>012</p><p>Figura 7 – Tipos de integração/aplicação FV na edificação</p><p>Fonte: Urbanetz (2017)</p><p>Como já vimos na disciplina de Fundamentos da Energia Solar, devemos</p><p>considerar diversos fatores na integração/aplicação SFVCR a edificações, dentre</p><p>eles:</p><p>1. Orientação e inclinação;</p><p>2. Sombreamento;</p><p>3. Tipo de edificação;</p><p>4. Tipo de integração/aplicação arquitetônica;</p><p>5. Tecnologia da célula/módulo – eficiência – área – estética;</p><p>6. Tecnologia de montagem;</p><p>7. Funções da integração do sistema fotovoltaico:</p><p> Energética – arquitetônica – estética – divulgação;</p><p> Certificação verde – ZEB (Zero Energy Building);</p><p> Ecológica (CO2).</p><p>013</p><p>TEMA 3 – COMISSIONAMENTO E OPERAÇÃO DOS SISTEMAS FV</p><p>Vamos abordar o comissionamento do sistema, que consiste em verificar</p><p>se o sistema foi corretamente instalado, atende às especificações de projeto e às</p><p>normas cabíveis e está apto para funcionar com segurança. O comissionamento</p><p>é um marco importante em que ocorre a transferência de responsabilidade da obra</p><p>do instalador ao proprietário/operador do sistema, embora possa indicar</p><p>pendências que o instalador deve cumprir em determinado prazo (Pinho; Galdino,</p><p>2014).</p><p>Para o comissionamento, é necessário que um profissional (ou equipe)</p><p>especializado realize em todo o SFV um conjunto de atividades envolvendo</p><p>inspeções e testes operacionais com instrumentos apropriados. As inspeções</p><p>devem ser feitas logo após as instalações e antes da operacionalização do SFV.</p><p>O local deve ter seu acesso limitado e os trabalhadores devem usar equipamento</p><p>adequado de proteção individual (Pinho; Galdino, 2014).</p><p>Figura 7 – Vistoria da concessionária no comissionamento</p><p>014</p><p>O comissionamento normalmente é efetuado pelo instalador, por isso é</p><p>recomendável que um agente fiscalizador do contratante acompanhe os</p><p>procedimentos. Deve ser elaborado um relatório com os procedimentos de</p><p>comissionamento, de acordo com as recomendações dos fabricantes dos</p><p>equipamentos e com as normas cabíveis. Esse relatório deve ser entregue com</p><p>antecedência ao contratante/fiscalizador para análise antes da data de início do</p><p>comissionamento. É recomendável que haja formulários de check-list para os</p><p>procedimentos de comissionamento e que sejam definidas quais as tolerâncias</p><p>aceitáveis (Pinho; Galdino, 2014).</p><p>Os requisitos para o comissionamento variam de acordo com a</p><p>complexidade do sistema, entretanto algumas condições básicas podem ser</p><p>aplicadas à maioria das situações. Devem ser observados, no mínimo, os</p><p>seguintes pontos durante o comissionamento:</p><p>1. Inspeção visual: todos os dispositivos de seccionamento devem</p><p>permanecer abertos durante a verificação.</p><p> A qualidade e a quantidade de todos os equipamentos e componentes.</p><p> A presença, a adequação e a localização dos componentes de</p><p>seccionamento, proteção e controle.</p><p> A presença do aterramento elétrico e do SPDA.</p><p> A presença e a adequação dos cabos elétricos e conexões. Identificação</p><p>das conexões.</p><p> A presença de placas de advertência de choque elétrico e restrição de</p><p>acesso aos ambientes de instalação dos equipamentos.</p><p> A presença da etiqueta de identificação dos componentes de proteção e</p><p>controle.</p><p> As formas de acondicionamento dos equipamentos e componentes</p><p>quanto às condições ambientais (vento, temperatura, umidade etc.).</p><p> Montagem adequada e com segurança do painel fotovoltaico e da</p><p>estrutura de suporte. A orientação e a inclinação do gerador fotovoltaico</p><p>previstas no projeto. Módulos e estruturas sem danos aparentes.</p><p> Montagem adequada e com segurança do banco de baterias, da</p><p>estrutura de suporte e das bandejas para retenção de ácido (volume e</p><p>material adequados). Invólucro em perfeito estado e sem vazamentos.</p><p>Equipamentos de manutenção e proteção para manuseio previstos no</p><p>projeto.</p><p>015</p><p> No caso de baterias com invólucros transparentes, o nível de eletrólito</p><p>nos limites indicados e o mesmo nível em todos os elementos. As placas</p><p>das baterias íntegras, presas e conectadas eletricamente. Não pode</p><p>haver depósito no fundo do vaso além do esperado. Densidade do</p><p>eletrólito dentro das especificações.</p><p> No caso de montagens sobre telhados, se a estrutura está adequada</p><p>para o peso e se a cobertura não foi danificada e não apresenta local de</p><p>vazamento.</p><p> A presença e montagem dos equipamentos de monitoramento, medição</p><p>e controle.</p><p> Itens de segurança conforme normas, como, por exemplo,</p><p>acessibilidade aos locais e proteções contra choque.</p><p> Limpeza e organização do local da instalação.</p><p> A documentação completa do sistema:</p><p>o Informações básicas: capacidade do sistema, localização, datas de</p><p>instalação e comissionamento, características e capacidades dos</p><p>equipamentos principais.</p><p>o Informações do projetista, responsável técnico e proprietário do</p><p>sistema.</p><p>o Diagrama unifilar do sistema.</p><p>o Projeto executivo as built.</p><p>o Especificações e catálogos dos equipamentos de geração (inclusive</p><p>características do arranjo e séries), condicionamento de potência,</p><p>armazenamento, proteções, seccionamento, aterramento,</p><p>monitoramento, controle e medição. Lista de sobressalentes.</p><p>o Relatórios de flash test dos módulos.</p><p>o Manuais de manutenção e operação dos equipamentos principais, de</p><p>preferência em língua portuguesa, incluindo: plano de manutenção e</p><p>procedimentos de desligamento emergencial.</p><p>o Garantias dos equipamentos, com informação do início e período de</p><p>cobertura, contatos dos fornecedores e representantes.</p><p>o Informações sobre os projetos estruturais do sistema.</p><p>o Para sistemas com potência instalada superior a 75 kW, deve ser</p><p>fornecido ainda o prontuário de instalações elétricas, de acordo com</p><p>a NR10.</p><p>016</p><p>2. Principais testes operacionais são realizados: os testes operacionais,</p><p>mecânicos e elétricos têm como objetivo garantir que o SFV está apto para</p><p>entrar em operação com segurança, com os dispositivos de seccionamento</p><p>fechados um a um conforme a medição desejada.</p><p>Após a conclusão do comissionamento, deve ser apresentado o relatório</p><p>de comissionamento com pelo menos as seguintes informações:</p><p> Período do comissionamento e data do relatório.</p><p> Participantes e suas assinaturas, principalmente do responsável técnico</p><p>pelo comissionamento.</p><p> Todos os procedimentos</p><p>e resultados de comissionamento.</p><p> Listas de problemas encontrados e procedimentos realizados para saná-</p><p>los.</p><p> Lista de pendências.</p><p> Estimativa de possíveis problemas futuros percebidos pelas inspeções</p><p>do comissionamento.</p><p>Após a emissão do relatório do comissionamento, em havendo pendências,</p><p>deve-se acordar entre contratante e contratada uma data para regularização do</p><p>sistema.</p><p>A operação de um SFV geralmente é simples, requerendo pouca</p><p>intervenção do usuário para o funcionamento, e muitas vezes o sistema é</p><p>projetado para operar de forma totalmente automática.</p><p>Em SFVs que requerem a manipulação por parte do usuário para o correto</p><p>funcionamento, deve-se elaborar um manual de operação, de fácil compreensão,</p><p>e realizar treinamento para o usuário final do sistema, indicando o momento e o</p><p>procedimento necessário para alguma intervenção e a periodicidade que se deve</p><p>fazer a supervisão de parâmetros que indicam o funcionamento adequado do</p><p>sistema, como por exemplo, o acompanhamento do nível de carga do banco de</p><p>baterias (podendo tomar como referência a tensão do banco de baterias), a</p><p>verificação da atuação dos componentes de condicionamento de potência (tais</p><p>como controlador de carga e inversor), a verificação da potência elétrica produzida</p><p>e demandada pelo sistema, entre outros.</p><p>Mesmo para os sistemas fotovoltaicos operados e mantidos pela</p><p>distribuidora ou prestadora de serviço capacitada, deve-se elaborar o manual de</p><p>procedimentos de operação e de manutenção, seguindo as recomendações dos</p><p>fabricantes.</p><p>017</p><p>A manutenção preventiva consiste em um conjunto de ações programadas</p><p>para garantir o bom funcionamento e a vida útil dos componentes e evitar falhas</p><p>no funcionamento do SFV.</p><p>Recomenda-se fazer inspeções periódicas nos SFVs, já que dessa forma</p><p>pequenos problemas podem ser identificados e corrigidos, de modo a não afetar</p><p>a operação do sistema. A inspeção periódica deve ser iniciada logo após a</p><p>instalação do sistema, quando ele, supostamente, está operando</p><p>satisfatoriamente (Pinho; Galdino, 2014).</p><p>TEMA 4 – MANUTENÇÃO E ACOMPANHAMENTO DOS SISTEMAS FV</p><p>4.1 Gerador fotovoltaico</p><p>Os módulos FV têm geralmente uma garantia contra defeitos de fabricação</p><p>de 3 a 5 anos e garantia de rendimento mínimo durante 25 anos. Assim, em caso</p><p>de se constatar defeitos cobertos pelo termo de garantia, a garantia deve ser</p><p>requerida, e os módulos fotovoltaicos afetados devem ser substituídos pelo</p><p>fabricante. Os módulos fotovoltaicos não são a principal causa de problemas nos</p><p>SFVs (Pinho; Galdino, 2014).</p><p>4.1.1 Aspectos físicos</p><p>Na inspeção visual devem ser verificadas as condições físicas de cada</p><p>módulo fotovoltaico, certificando-se de que a superfície frontal está íntegra e</p><p>limpa, as células não apresentam sinais de rachadura e descoloração, a estrutura</p><p>de fixação do painel fotovoltaico está fixa, sem pontos de corrosão e devidamente</p><p>aterrada.</p><p>Deve-se ainda observar a presença de algum sombreamento causado pelo</p><p>crescimento de vegetação próxima ao painel, algo que é comum no Brasil.</p><p>Caso haja necessidade de limpeza dos módulos antes de efetuar as</p><p>medidas, deve-se utilizar uma flanela limpa e água. Cuidados devem ser tomados</p><p>para evitar que o vidro seja arranhado por partículas abrasivas que fiquem presas</p><p>na flanela. Por esse mesmo motivo, o uso de sabão e joias (anéis e relógios) não</p><p>é recomendado. Durante a limpeza, o trabalhador deve observar o seu</p><p>posicionamento, evitando apoiar-se nos módulos (Pinho; Galdino, 2014).</p><p>018</p><p>Figura 8 – Comparação entre módulo sujo e limpo</p><p>Fonte: Mariano et al. (2016)</p><p>Nos dias em que o tempo estiver claro e com poucas nuvens, os módulos</p><p>deverão ser limpos preferencialmente no início da manhã ou no final da tarde, de</p><p>forma a evitar que possíveis choques térmicos, resultantes de água fria sobre um</p><p>módulo muito quente, danifiquem o vidro de cobertura do módulo.</p><p>Se os módulos estiverem instalados em ambiente muito empoeirado,</p><p>recomenda-se limpá-los mais frequentemente, pois períodos muito longos sem</p><p>limpeza podem prejudicar significativamente o desempenho do sistema. Perdas</p><p>de até 10% no desempenho já foram verificadas em módulos instalados no Brasil</p><p>em regiões de muita poeira. Tal limpeza poderá ser feita pelo próprio usuário, se</p><p>este for devidamente instruído para isso.</p><p>4.1.2 Detecção de pontos quentes em módulos FV por termografia</p><p>Os pontos quentes (regiões com temperatura muito superior ao restante do</p><p>módulo) podem produzir redução na tensão de operação no módulo FV, como</p><p>mostrado na Figura 9. Eles podem ser detectados facilmente com auxílio de uma</p><p>câmera termográfica infravermelha (Figura 10).</p><p>Figura 9 – Verificação com câmera térmica</p><p>Fonte: Urbanetz (2017)</p><p>019</p><p>Se forem encontrados pontos quentes (hot spots) no módulo, deve-se</p><p>verificar se há sombreamentos ou sujeira e eliminá-los. Se não for essa a causa,</p><p>é possível que se trate de células defeituosas, como, por exemplo, células em</p><p>polarização inversa, ou que o problema seja falha no diodo de desvio ou na solda</p><p>dos condutores. Deve-se acompanhar a evolução do problema e substituir o</p><p>módulo assim que possível. Podem ser detectados também módulos instalados</p><p>incorretamente quando estes apresentam em toda a sua superfície temperaturas</p><p>superiores a outros módulos no mesmo arranjo (Pinho; Galdino, 2014).</p><p>Figura 10 – Câmera termográfica infravermelha</p><p>Fonte: Pinho; Galdino (2014)</p><p>Algumas condições são necessárias para uma inspeção adequada</p><p>utilizando-se uma câmera termográfica. A especificação da câmera deve ser</p><p>adequada para o tipo de medição; o gerador fotovoltaico deve estar em operação</p><p>e a irradiação solar deve ser preferencialmente superior a 600 W/m² (não inferior</p><p>a 500 W/m²). O ângulo de visão deve ser baixo para uma boa emissividade</p><p>infravermelha, mas ao mesmo tempo não pode ser perpendicular ao módulo para</p><p>evitar reflexões do vidro na imagem do termovisor. Pode ser realizada também</p><p>uma inspeção pela parte traseira do módulo, que evita os efeitos da reflexão do</p><p>vidro frontal (Pinho; Galdino, 2014).</p><p>020</p><p>Essa tecnologia ainda permite a verificação de pontos quentes em</p><p>cabeamento, dispositivos de proteção e de seccionamento e de outros</p><p>dispositivos elétricos (com corrente) do sistema fotovoltaico.</p><p>A imagem termográfica pode detectar o defeito antes da ocorrência da</p><p>falha, pois problemas como mau contato e circuitos sobrecarregados irão</p><p>apresentar temperaturas muito mais elevadas em relação aos circuitos normais.</p><p>A inspeção do sistema de aquisição de dados deve obedecer aos seguintes</p><p>procedimentos:</p><p> Inspecionar as fixações dos sensores e transdutores do sistema e também</p><p>do cabeamento de alimentação e de comunicação empregado, verificando</p><p>se todos os sinais estão chegando ao equipamento responsável pela coleta</p><p>de dados.</p><p> Verificar se os instrumentos de aquisição, registro, armazenamento,</p><p>visualização e transmissão de dados operam corretamente e em</p><p>conformidade com a programação efetuada para monitoração do SFV</p><p>(Pinho; Galdino, 2014).</p><p>A análise do desempenho de sistemas fotovoltaicos utiliza valores de</p><p>energia gerada no período de operação e os valores de irradiação incidentes nos</p><p>painéis FV. A partir da energia gerada e da irradiação incidente, calculam-se os</p><p>índices de mérito do SFVCR, que são: yield (produtividade); performance ratio</p><p>(taxa de desempenho) e fator de capacidade. Os índices de mérito são utilizados</p><p>para comparar a operação de sistemas FV localizados em lugares distintos e com</p><p>diferentes potências nominais (Oliveira, 2000; Benedito, 2009; Marion et al, 2005).</p><p>4.2 Produtividade ou yield</p><p>É a relação entre a energia gerada (kWh) e a potência FV instalada (kWp),</p><p>normalmente vinculada a um ano de operação (yield anual), porém pode ser</p><p>também considerado o yield mensal. A equação abaixo apresenta a grandeza em</p><p>questão:</p><p>𝑌 =</p><p>𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝐺𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎</p><p>𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐹𝑉</p><p>(</p><p>𝑘𝑊ℎ</p><p>𝑘𝑊𝑝</p><p>)</p><p>021</p><p>4.3 Performance ratio ou taxa de desempenho</p><p>É a relação entre a produtividade (kWh/kWp) e a quantidade de horas de</p><p>sol a 1000 W/m² incidentes no painel FV, também normalmente vinculada a um</p><p>ano de operação (performance ratio anual), porém, pode ser também considerada</p><p>a performance ratio mensal. Essa grandeza é expressa em porcentagem. A</p><p>equação a seguir apresenta a grandeza em questão.</p><p>𝑃𝑅 =</p><p>𝑌𝑖𝑒𝑙𝑑</p><p>𝐼𝑟𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎çã𝑜/1000</p><p>(%)</p><p>4.4 Fator de capacidade</p><p>É sua capacidade real de gerar energia em função da energia que ele</p><p>geraria se operasse em potência nominal durante 24 horas por dia, também</p><p>expresso em percentual (Oliveira, 2000). A equação abaixo apresenta a grandeza</p><p>em questão.</p><p>𝐹𝐶 =</p><p>𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝐺𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎</p><p>𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐹𝑉 ∗ 24 ∗ 𝑑𝑖𝑎𝑠</p><p>(%)</p><p>Por fim, como já mencionado anteriormente, devemos prever a substituição</p><p>de inversores, devido a falhas de operação ou obsolescência tecnológica, no</p><p>período de 8 a 10 anos. Recomenda-se a utilização de materiais com durabilidade</p><p>compatível a dos SFV, para evitar degradação de estruturas e demais</p><p>componentes do sistema.</p><p>TEMA 5 – ANÁLISE DE DESEMPENHO DE SFVCR</p><p>5.1 Análise desempenho do SFVCR do Escritório Verde em Curitiba</p><p>5.1.1 Energia gerada</p><p>O SFVCR do Escritório Verde (EV) tem uma potência instalada de 2,1 kWp</p><p>(10 módulos KYOCERA de tecnologia de silício policristalino, modelo KD210GX-</p><p>LP ligados em série) e um inversor monofásico em 220 V de 2 kW de potência</p><p>nominal (PVPOWERED modelo PVP2000), o qual entrou em operação em 14 de</p><p>dezembro de 2011. A área ocupada na cobertura da edificação para esse painel</p><p>022</p><p>é de 15 m². Na Figura 11 são ilustrados o painel fotovoltaico e o inversor do</p><p>SFVCR do EV da UTFPR.</p><p>Figura 11 – Vista dos painéis do EV e do inversor</p><p>Fonte: Mariano et al. (2014)</p><p>Analisando-se o funcionamento do SFVCR do EV desde 2012 até junho de</p><p>2017, observou-se uma geração total de 12,83 MWh nesse período. A geração de</p><p>energia elétrica é proporcional à irradiação incidente no painel FV, sendo que nos</p><p>meses de verão (maior incidência solar) há maior geração de energia elétrica e</p><p>nos meses de inverno (menor incidência solar) há menor geração. Na Figura 12</p><p>são apresentados os valores de energia elétrica gerados em cada mês de</p><p>operação do SFVCR do EV.</p><p>Figura 12 – Geração de energia elétrica (kWh/mês) no EV para os anos de 2012</p><p>à metade de 2017</p><p>023</p><p>5.1.2 Irradiação incidente no painel fotovoltaico do SFVCR do EV</p><p>Os valores de irradiação incidente no painel FV do EV da UTFPR que</p><p>serviram de base para o cálculo de alguns dos índices de mérito do sistema FV</p><p>foram obtidos a partir do banco de dados disponibilizado pelo Instituto Nacional</p><p>de Meteorologia (Inmet) para a estação A807, localizada em Curitiba (Inmet,</p><p>2014). Como o piranômetro do Inmet está instalado na posição horizontal, é</p><p>utilizado o programa Radiasol para determinar a irradiação que efetivamente</p><p>incide sobre o painel FV do EV, visto que este se encontra inclinado com</p><p>aproximadamente 15º, e com desvio azimutal em relação ao norte geográfico de</p><p>22º para oeste. Na Figura 13 são mostrados esses valores. O programa Radiasol</p><p>é disponibilizado pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul e permite, a</p><p>partir da inserção dos valores de irradiação no plano horizontal, identificar os</p><p>valores de irradiação para qualquer outro plano (diferentes inclinações e desvio</p><p>azimutal em relação ao norte).</p><p>Figura 13 – Irradiação diária média (kWh/m².dia) no plano do painel FV obtida</p><p>pelo programa Radiasol</p><p>Na Tabela 1 é mostrada a produtividade (yield) anual e mensal do EV,</p><p>desde o ano de 2012 até junho de 2017.</p><p>Na Tabela 2 é apresentada a taxa de desempenho (performance ratio)</p><p>anual e mensal do EV, desde o ano de 2012 até junho de 2017.</p><p>Na Tabela 3 é apresentado o fator de capacidade anual e mensal do EV,</p><p>desde o ano de 2012 até junho de 2017.</p><p>024</p><p>Tabela 1 – Produtividade anual e mensal do EV</p><p>PRODUTIVIDADE EV (kWh/kWp)</p><p>Mês 2012 2013 2014 2015 2016 2017</p><p>Janeiro 130,00 107,14 144,76 118,57 120,95 118,10</p><p>Fevereiro 114,29 89,52 132,38 90,48 96,67 120,00</p><p>Março 129,52 83,33 91,90 87,62 101,43 92,86</p><p>Abril 89,05 88,10 71,90 80,95 106,19 80,00</p><p>Maio 65,24 70,00 70,95 64,29 62,38 66,19</p><p>Junho 53,33 53,33 63,81 68,57 71,43 76,19</p><p>Julho 75,24 68,57 70,48 61,90 85,24 -</p><p>Agosto 93,33 80,95 93,81 90,00 86,19 -</p><p>Setembro 100,48 87,62 86,19 85,71 122,86 -</p><p>Outubro 98,10 122,86 116,19 87,14 95,71 -</p><p>Novembro 103,81 102,86 102,38 78,57 116,19 -</p><p>Dezembro 111,43 96,19 105,24 101,43 111,43 -</p><p>Anual 1163,81 1050,48 1150,00 1015,24 1176,67 553,33</p><p>Tabela 2 – Taxa de desempenho mensal e anual do EV</p><p>TAXA DE DESEMPENHO (%)</p><p>Mês 2012 2013 2014 2015 2016 2017</p><p>Janeiro 74,59% 67,54% 76,74% 64,41% 72,52% 73,54%</p><p>Fevereiro 74,89% 67,58% 87,99% 66,35% 71,99% 74,93%</p><p>Março 75,46% 69,12% 65,94% 68,39% 72,39% 74,33%</p><p>Abril 74,32% 65,74% 73,01% 68,59% 71,08% 75,33%</p><p>Maio 70,52% 67,57% 71,15% 69,22% 72,65% 72,63%</p><p>Junho 77,29% 68,53% 74,68% 69,01% 83,84% 78,14%</p><p>Julho 78,62% 67,64% 79,77% 59,08% 74,72% -</p><p>Agosto 63,40% 65,88% 65,47% 61,13% 72,97% -</p><p>Setembro 68,11% 75,84% 62,20% 66,91% 77,12% -</p><p>Outubro 66,13% 75,92% 62,57% 74,43% 73,69% -</p><p>Novembro 66,24% 70,93% 64,72% 62,66% 76,24% -</p><p>Dezembro 66,33% 56,26% 64,55% 65,05% 74,73% -</p><p>Anual 71,33% 68,21% 70,73% 66,27% 74,49% 74,82%</p><p>Tabela 3 – Fator de capacidade mensal e anual do EV</p><p>FATOR DE CAPACIDADE (%)</p><p>Mês 2012 2013 2014 2015 2016 2017</p><p>Janeiro 17,47% 14,40% 19,46% 15,94% 16,26% 15,87%</p><p>Fevereiro 16,42% 13,32% 19,70% 13,46% 13,89% 17,86%</p><p>Março 17,41% 11,20% 12,35% 11,78% 13,63% 12,48%</p><p>Abril 12,37% 12,24% 9,99% 11,24% 14,75% 11,11%</p><p>Maio 8,77% 9,41% 9,54% 8,64% 8,38% 8,90%</p><p>Junho 7,41% 7,41% 8,86% 9,52% 9,92% 10,58%</p><p>Julho 10,11% 9,22% 9,47% 8,32% 11,46% -</p><p>Agosto 12,54% 10,88% 12,61% 12,10% 11,58% -</p><p>Setembro 13,96% 12,17% 11,97% 11,90% 17,06% -</p><p>Outubro 13,18% 16,51% 15,62% 11,71% 12,86% -</p><p>Novembro 14,42% 14,29% 14,22% 10,91% 16,14% -</p><p>Dezembro 14,98% 12,93% 14,14% 13,63% 14,98% -</p><p>Anual 13,25% 12,00% 13,16% 11,60% 13,41% 12,80%</p><p>025</p><p>5.2 Análise do desempenho do SFVCR do Neoville em Curitiba</p><p>5.2.1 Energia gerada</p><p>O SFVCR do Neoville tem potência instalada total de 10,2 kWp, sendo</p><p>constituído por dois conjuntos de 17 módulos fotovoltaicos modelo ELCO-A300P,</p><p>ligados em série, totalizando 34 módulos de silício policristalino de 300Wp em</p><p>cada módulo e um inversor trifásico sem transformador (Chint Power, modelo CPS</p><p>SCA 10KTL-DO) em 380 V de alto rendimento, com potência nominal de 10kW. A</p><p>área ocupada na cobertura da edificação para esse painel é de aproximadamente</p><p>68 m² (excluindo a área de circulação entre os painéis). Na Figura 14 é ilustrado</p><p>esse sistema. Além disso, vale ressaltar que os painéis foram instalados com</p><p>inclinação de 25º (mesmo valor da latitude da cidade) e orientados para o norte</p><p>geográfico com desvio azimutal de 0º, alcançando assim as condições ótimas de</p><p>instalação.</p><p>Figura 14 – Vista dos painéis e do inversor</p><p>Fonte: Urbanetz et al. (2016)</p><p>Analisando-se o funcionamento do SFVCR do Neoville no período entre</p><p>março de 2016 e junho de 2017, observou-se uma geração total de 16,517 MWh.</p><p>A geração de energia elétrica é proporcional à irradiação incidente no painel FV,</p><p>sendo que nos meses de verão (maior incidência solar) há maior geração de</p><p>energia elétrica e nos meses de inverno (menor incidência solar) há menor</p><p>geração. Na Figura 15 são apresentados os valores de energia elétrica gerados</p><p>em cada mês de operação do SFVCR do Neoville.</p><p>026</p><p>Figura 15 – Geração de energia elétrica (kWh/mês) na sede Neoville entre</p><p>março de 2016 e junho de 2017</p><p>5.2.2 Irradiação incidente no painel fotovoltaico do SFVCR do Neoville</p><p>Os valores de irradiação incidente no painel FV da sede Neoville que</p><p>serviram</p><p>de base para o cálculo de alguns dos índices de mérito do sistema FV</p><p>foram obtidos a partir do banco de dados disponibilizado pelo Inmet para a estação</p><p>A807, localizada em Curitiba (Inmet, 2014). Como o piranômetro do Inmet está</p><p>instalado na posição horizontal, é utilizado o programa Radiasol para determinar</p><p>a irradiação que efetivamente incide sobre o painel FV do EV, visto que este se</p><p>encontra inclinado com 25º, e sem desvio azimutal em relação ao norte</p><p>geográfico. Na Figura 16 são mostrados esses valores.</p><p>Figura 16 – Irradiação diária média (kWh/m².dia) no plano do painel FV obtida</p><p>pelo programa Radiasol</p><p>027</p><p>Na Tabela 4 é mostrada a produtividade (yield) anual e mensal da sede</p><p>Neoville, desde março de 2016 até junho de 2017.</p><p>Na Tabela 5 é apresentada a taxa de desempenho (performance ratio)</p><p>anual e mensal da sede Neoville, desde março de 2016 até junho de 2017.</p><p>Na Tabela 6 é apresentado o fator de capacidade anual e mensal da sede</p><p>Neoville, desde março de 2016 até junho de 2017.</p><p>2.3 Comentários sobre os SFVCR monitorados</p><p>Os valores de irradiação considerados para o cálculo do performance ratio</p><p>foram obtidos através da estação meteorológica do Inmet (A807), que possui um</p><p>piranômetro instalado na horizontal, fornecendo os valores de irradiação no plano</p><p>horizontal; logo, com o uso do programa Radiasol, obteve-se a irradiação no plano</p><p>do painel FV do EV e do Neoville.</p><p>Quanto aos índices de mérito: yield, performance ratio e fator de</p><p>capacidade, nota-se que os resultados do sistema do Neoville são superiores ao</p><p>do EV. Nos meses de março de 2016 a junho de 2017, observou-se uma</p><p>produtividade cerca de 7% superior do sistema do Neoville em relação ao do EV.</p><p>Comparando apenas o ano de 2017, a diferença de produtividade foi de mais de</p><p>5% a favor do Neoville. A taxa de desempenho em relação a março de 2016 até</p><p>junho de 2017 é de aproximadamente 4% superior para o Neoville.</p><p>Tabela 1 – Produtividade anual e mensal do Neoville</p><p>PRODUTIVIDADE (kWh/kWp)</p><p>Mês 2016 2017</p><p>Janeiro - 118,02</p><p>Fevereiro - 123,01</p><p>Março 107,92 91,87</p><p>Abril 130,32 84,00</p><p>Maio 78,66 77,74</p><p>Junho 90,10 88,75</p><p>Julho 108,45 -</p><p>Agosto 76,03 -</p><p>Setembro 123,88 -</p><p>Outubro 96,00 -</p><p>Novembro 113,57 -</p><p>Dezembro 106,15 -</p><p>Anual 1036,01 583,38</p><p>028</p><p>Tabela 2 – Taxa de desempenho mensal e anual do Neoville</p><p>TAXA DE DESEMPENHO (%)</p><p>Mês 2016 2017</p><p>Janeiro - 75,24%</p><p>Fevereiro - 77,89%</p><p>Março 75,03% 73,54%</p><p>Abril 83,70% 77,56%</p><p>Maio 88,72% 82,49%</p><p>Junho 97,83% 85,50%</p><p>Julho 75,40% -</p><p>Agosto 60,56% -</p><p>Setembro 71,44% -</p><p>Outubro 74,26% -</p><p>Novembro 75,71% -</p><p>Dezembro 72,85% -</p><p>Anual 77,55% 79,77%</p><p>Tabela 3 – Fator de capacidade mensal e anual do Neoville</p><p>FATOR DE CAPACIDADE (%)</p><p>Mês 2016 2017</p><p>Janeiro - 15,86%</p><p>Fevereiro - 18,31%</p><p>Março 14,51% 12,35%</p><p>Abril 18,10% 11,67%</p><p>Maio 10,57% 10,45%</p><p>Junho 12,51% 12,33%</p><p>Julho 14,58% -</p><p>Agosto 10,22% -</p><p>Setembro 17,21% -</p><p>Outubro 12,90% -</p><p>Novembro 15,77% -</p><p>Dezembro 14,27% -</p><p>Anual 14,06% 13,49%</p><p>O fator de capacidade máximo registrado atingiu o valor de 18,31% no mês</p><p>de fevereiro de 2017. Esses resultados comprovam que a tecnologia de inversor</p><p>utilizada e o modo de instalação afetam diretamente o desempenho do sistema.</p><p>O Neoville utiliza um inversor trifásico sem transformador em 380 V de alto</p><p>rendimento e seu painel fotovoltaico foi instalado nas condições ótimas (orientado</p><p>para o norte geográfico e com inclinação igual à latitude de Curitiba). Esses são</p><p>fatores que maximizam o desempenho do sistema.</p><p>O acompanhamento ao longo destes cinco anos e meio de operação do</p><p>SFVCR do EV em Curitiba confirma que esse sistema é alta confiabilidade, visto</p><p>que ele opera de forma ininterrupta desde sua instalação, de forma limpa e</p><p>029</p><p>silenciosa, e não necessita de área adicional, pois o painel fotovoltaico está</p><p>instalado sobre o telhado da edificação.</p><p>FINALIZANDO</p><p>Nesta aula falamos sobre as diversas recomendações de segurança nas</p><p>instalações FV, assim como a importância da qualificação dos profissionais</p><p>envolvidos nesse tipo de obra.</p><p>Aprendemos sobre os cuidados que devem ser tomados na fase de</p><p>execução, principalmente quanto ao manuseio dos equipamentos desses</p><p>sistemas.</p><p>Apresentamos as etapas de comissionamento e a correta operação dos</p><p>sistemas fotovoltaicos, evitando redução do desempenho com a inspeção visual</p><p>ou aplicação de equipamento de medição de pontos quentes no gerador FV.</p><p>Finalmente, aprendemos como manter nossos sistemas operando em</p><p>condições de conformidade, com medidas que podem ser aplicadas para esse</p><p>fim. Encerramos nosso conteúdo com a aplicação das equações de análise de</p><p>desempenho dos SFV, analisando dois cenários de aplicação e comparando o</p><p>funcionamento desses sistemas ao longo do tempo.</p><p>Bons estudos e até mais!</p><p>030</p><p>REFERÊNCIAS</p><p>BENEDITO, R. S., 2009. Caracterização da geração distribuída de eletricidade</p><p>por meio de sistemas fotovoltaicos conectados à rede, no Brasil, sob os</p><p>aspectos técnico, econômico e regulatório. 110 f. Dissertação (Mestrado em</p><p>Energia) – Universidade de São Paulo, São Paulo, 2009.</p><p>MARIANO, J. D.; SANTOS, F. R.; BRITO, G. W.; CASAGRANDE JR., E. F.;</p><p>URBANETZ JR., J. Hydro, thermal and photovoltaic power plants: A comparison</p><p>between electric power generation, environmental impacts and CO2 emissions in</p><p>the Brazilian scenario. International Journal of Energy and Environment, v. 7,</p><p>n. 4, p. 347-356, 2016.</p><p>MARION, B. et al. Performance Parameters for Grid-Connected PV Systems. In:</p><p>PHOTOVOLTAICS SPECIALISTS CONFERENCE AND EXHIBITION, 2005.</p><p>Conference Papers, Florida, 2005.</p><p>OLIVEIRA, S. H. F. Geração Distribuída de Eletricidade; Inserção de</p><p>Edificações Fotovoltaicas à Rede no Estado de São Paulo. 205 f. Tese</p><p>(Doutorado em Energia) – Universidade de São Paulo, São Paulo, 2002.</p><p>RÜTHER, R. Edifícios Solares Fotovoltaicos: o potencial da geração solar</p><p>fotovoltaica integrada a edificações urbanas e interligada a rede elétrica pública</p><p>no Brasil. Florianópolis: UFSC, 2004.</p><p>URBANETZ JR., J. Energia solar fotovoltaica: fundamentos e dimensionamento</p><p>de sistemas. Curitiba, 2015. Notas de aulas.</p><p>________. Energia Solar Fotovoltaica. Curitiba, 2017. Notas de aulas.</p>