A documentação para um sistema fotovoltaico

Um sistema fotovoltaico conectado à rede é o conjunto de equipamentos capaz de transformar a energia do sol em energia elétrica e colocá-la na rede elétrica de energia. Os painéis solares convertem a energia do sol em energia elétrica através das células fotovoltaicas. Deve-se disponibilizar as informações e a documentação mínimas compiladas após a instalação de um sistema fotovoltaico conectado à rede.

solar2Da Redação –

Os sistemas fotovoltaicos objetivam levar energia elétrica a locais de difícil acesso (se comparado com as tecnologias convencionais), em especial a rede elétrica. Por isso, os primeiros sistemas fotovoltaicos eram do tipo isolado da rede elétrica, ou seja, a energia gerada pelas placas solares alimentava diretamente um banco de baterias, as quais, por sua vez, alimentam os aparelhos consumidores.

No início dos anos 90, foi introduzido o uso de inversores (aparelhos que convertem a corrente contínua para corrente alternada) ligando diretamente as placas solares (painéis solares) à rede pública de energia elétrica. Assim, iniciou-se o conceito de sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica, também chamado de sistema on grid, que também deu origem ao conceito de sistema fotovoltaico isolado da rede.

Os primeiros sistemas fotovoltaicos conectados à rede foram instalados na Alemanha, no começo dos anos 90. Já naquela época havia diversos requisitos de segurança para a operação das pequenas usinas movidas a energia solar, e que compartilhariam a rede de distribuição de eletricidade sob os cuidados das concessionárias locais.

Um sistema fotovoltaico conectado à rede é o nome técnico brasileiro do que é conhecido internacionalmente como on-grid photovoltaic system. Um sistema solar conectado à rede é composto, basicamente, pelos módulos fotovoltaicos (comumente chamados de placas solares) e pelo (s) inversor (es) interativo(s), que é conhecido internacionalmente como grid-tied interactive inverter. Além dos componentes principais existem os componentes de integração do sistema, chamados Balance of System – BOS, que são as estruturas de fixação dos módulos fotovoltaicos e os componentes elétricos de proteção.

A NBR 16274 de 03/2014 – Sistemas fotovoltaicos conectados à rede – Requisitos mínimos para documentação, ensaios de comissionamento, inspeção e avaliação de desempenho estabelece as informações e a documentação mínimas que devem ser compiladas após a instalação de um sistema fotovoltaico conectado à rede. Também descreve a documentação, os ensaios de comissionamento e os critérios de inspeção necessários para avaliar a segurança da instalação e a correta operação do sistema. A norma também pode ser utilizada para verificações periódicas e avaliação do desempenho de sistemas fotovoltaicos conectados à rede. Não se aplica à instalação cc e à instalação ca em baixa-tensão de sistemas fotovoltaicos conectados à rede.

Em sistemas conectados em média-tensão ou alta-tensão, esta norma se aplica apenas à instalação em baixa-tensão. É uma norma voltada para sistemas fotovoltaicos conectados à rede que não utilizem módulos ca, armazenamento de energia (baterias, por exemplo) ou sistemas híbridos. É voltada para projetistas e instaladores de sistemas fotovoltaicos conectados à rede, servindo como um modelo para o fornecimento da documentação adequada.

Por detalhar os ensaios de comissionamento e os critérios de inspeção mínimos, também se destina a ajudar na verificação/inspeção de um sistema fotovoltaico conectado à rede logo após a instalação e posterior reinspeção, manutenção ou modificação. Descreve diferentes regimes de ensaio adequados para diferentes tipos de sistemas. Recomenda-se que o regime de ensaio aplicado a um sistema fotovoltaico seja adequado à sua escala, ao seu tipo e à sua complexidade.

Os sistemas fotovoltaicos conectados à rede têm vida útil de duas a três décadas, com manutenção e/ou modificação em alguns momentos ao longo deste período. Construções ou obras elétricas nas imediações do arranjo fotovoltaico são muito prováveis, como, por exemplo, no telhado adjacente ao arranjo fotovoltaico ou modificações (estruturais ou elétricas) em uma edificação que possui um sistema fotovoltaico.

A posse do sistema também pode mudar ao longo do tempo, particularmente daqueles montados em edifícios. Apenas pelo fornecimento de documentação adequada no início da operação do sistema é possível assegurar o desempenho de longo prazo e a segurança do sistema fotovoltaico e/ou de obras a ele relacionadas. Esta norma possui três focos principais: requisitos de documentação (Seção 4) – Esta seção detalha as informações mínimas que devem estar presentes na documentação fornecida após a instalação de um sistema fotovoltaico conectado à rede; verificação (Seção 5) – Esta seção indica a informação mínima que deve ser fornecida após a verificação inicial (ou periódica) de um sistema. Inclui os requisitos mínimos para a inspeção e os ensaios de comissionamento; avaliação de desempenho (Seção 10) – Esta seção detalha os procedimentos mínimos necessários para avaliar o desempenho de um sistema fotovoltaico conectado à rede após o início de sua operação.

Há uma documentação mínima que deve ser fornecida após a instalação de um sistema fotovoltaico conectado à rede. Esta documentação irá garantir que os principais dados do sistema sejam facilmente acessados pelo cliente, pelo operador do sistema, pelo inspetor ou pelo engenheiro de manutenção. A documentação inclui dados básicos e informações que devem ser fornecidas no manual de operação e manutenção.

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Para as informações básicas do sistema, no mínimo, as seguintes informações básicas devem ser fornecidas. Estas informações “de placa” normalmente são apresentadas na capa da embalagem da documentação do sistema: identificação da referência do projeto (quando aplicável); nome do proprietário do sistema; c) localização do sistema (endereço ou coordenadas geográficas); potência nominal do sistema (kWp e kVA); módulos fotovoltaicos e inversores – fabricante, modelo e quantidade; período da instalação; período dos ensaios de comissionamento; período dos ensaios de avaliação do desempenho (quando aplicável).

Para as informações do projetista do sistema, no mínimo, as seguintes informações devem ser fornecidas sobre todos os responsáveis pelo projeto do sistema. Quando mais de uma empresa tem a responsabilidade pelo projeto, as seguintes informações devem ser fornecidas sobre todas as empresas, juntamente com uma descrição do seu papel no projeto: nome da empresa; técnico; endereço postal, número de telefone e endereço de correio eletrônico; atividade realizada no projeto (quando aplicável).

Para as informações do instalador do sistema, no mínimo, as seguintes informações devem ser fornecidas sobre todos os responsáveis pela instalação do sistema. Quando mais de uma empresa tem a responsabilidade pela instalação, as seguintes informações devem ser fornecidas sobre todas as empresas, juntamente com uma descrição do seu papel na instalação: nome da empresa; responsável técnico; endereço postal, número de telefone e endereço de correio eletrônico; atividade realizada na instalação (quando aplicável).

No mínimo, um diagrama unifilar deve ser fornecido. Este diagrama deve incluir as informações já detalhadas. Em geral, espera-se que estas informações sejam apresentadas como anotações no diagrama unifilar. Em algumas circunstâncias, normalmente com sistemas de maior dimensão, onde o espaço no diagrama pode ser limitado, estas informações podem ser apresentadas em forma de tabela.

O diagrama deve incluir as seguintes informações de projeto do arranjo fotovoltaico: tipo(s) de módulo(s), incluindo suas principais características (VOC STC, ISC STC, VMP STC, IMP STC, PMP STC, tecnologia, dimensões e peso, pelo menos); número total de módulos; número de séries fotovoltaicas; quantidade de módulos por série fotovoltaica.

O diagrama deve incluir as seguintes informações das séries fotovoltaicas: especificações do condutor – diâmetro e tipo; especificações do dispositivo de proteção contra sobrecorrente (se houver) – tipo e características de tensão e de corrente; especificações do diodo de bloqueio (se houver) – tipo e características de tensão e de corrente.

O diagrama deve incluir as seguintes informações do arranjo fotovoltaico: especificações do condutor – diâmetro e tipo; localização das caixas de junção (quando aplicável); localização, tipo e características de tensão e de corrente das chaves cc; especificações do dispositivo de proteção contra sobrecorrente (se houver) – tipo e características de tensão e de corrente.

O diagrama deve incluir as seguintes informações do sistema de aterramento e da proteção contra sobretensão: detalhes de todos os condutores de aterramento/equipotencialização – diâmetro e pontos de conexão, e incluir detalhes da equipotencialização da armação do arranjo fotovoltaico; pormenores de quaisquer conexões a um sistema existente de proteção contra descargas atmosféricas (SPDA); detalhes dos dispositivos de proteção contra surtos de tensão (tanto no lado ca quanto no lado cc), incluindo tipo, localização e características de tensão e de corrente.

O diagrama deve incluir as seguintes informações do sistema ca: especificações do condutor – diâmetro e tipo; localização, tipo e características de tensão e de corrente das chaves ca; localização, tipo e características de tensão e de corrente do dispositivo de proteção contra sobrecorrente; localização, tipo e características de tensão e de corrente do dispositivo de detecção de corrente residual – DR (se houver); localização, tipo e características de tensão, de corrente e de ligação do transformador (se houver).

No mínimo, folhas de dados técnicos devem ser fornecidas para os seguintes componentes do sistema: folha de dados técnicos para todos os tipos de módulos utilizados no sistema, segundo os requisitos da IEC 61730-1; folha de dados técnicos para todos os tipos de inversores utilizados no sistema; o fornecimento de folhas de dados técnicos para outros componentes significativos do sistema, como chaves, dispositivos de proteção e transformadores (se houver), também deve ser considerado.

Grande parte da verificação de um sistema fotovoltaico conectado à rede deve ser feita com referência à IEC 60364-6, que define os requisitos para a verificação inicial e periódica de qualquer instalação elétrica em baixa tensão. Esta seção descreve os requisitos para a verificação inicial e periódica de uma instalação fotovoltaica conectada à rede em particular. Ela faz referência à IEC 60364-6, quando aplicável, além de detalhar requisitos ou considerações adicionais para a verificação de um sistema fotovoltaico.

A verificação inicial ocorre logo após a conclusão de uma nova instalação, acréscimos ou modificações de instalações existentes. A verificação periódica determina, tanto quanto possível, se a instalação e todos os seus equipamentos permanecem em condições satisfatórias para o uso. O intervalo entre as verificações não pode ser mais longo do que o requerido para a instalação elétrica ca ao qual o sistema fotovoltaico está conectado.

Toda a instalação de subsistemas e componentes deve ser verificada durante a montagem, tanto quanto praticável, e, no final, antes de ser posta em serviço, com referência a esta norma e à IEC 60364-6. A verificação inicial deve incluir a comparação dos resultados com os critérios estabelecidos nesta norma para confirmar se os requisitos da série IEC 60364 e IEC 60364-7-712, em particular, foram cumpridos.

Para adição ou alteração de uma instalação existente, deve ser verificado se a adição ou alteração está em conformidade com a série IEC 60364 e IEC 60364-7-712, em particular, e não compromete a segurança da instalação existente. Verificações iniciais e periódicas devem ser feitas por um profissional treinado, com competência em verificação. Os ensaios de comissionamento da instalação elétrica devem ser realizados segundo os requisitos da IEC 60364-6.

Os instrumentos de medição, os equipamentos de monitoramento e os métodos devem ser escolhidos de acordo com as partes aplicáveis das séries IEC 61557 e IEC 61010. Se outros equipamentos de medição são utilizados, eles devem fornecer um grau equivalente de desempenho e segurança. Os métodos de ensaio descritos nesta seção são fornecidos como referência; outros métodos não estão impedidos, desde que não forneçam resultados menos válidos.

Cada ensaio deve ser realizado segundo as Seções 6, 7 e 8 e na sequência listada. No caso de um ensaio indicar uma falha, uma vez que esta foi corrigida, todos os ensaios anteriores devem ser repetidos, caso a falha possa ter influenciado os resultados destes ensaios. No caso de qualquer um dos ensaios indicar não conformidade com os requisitos, este ensaio e qualquer ensaio anterior que possa ter sido influenciado pela falha devem ser repetidos.

O regime de ensaio aplicado a um sistema fotovoltaico deve ser adequado para a escala, o tipo, a localização e a complexidade do sistema em questão. Esta norma especifica dois regimes de ensaio, juntamente com uma série de ensaios adicionais que também podem ser realizados uma vez que a sequência-padrão está completa.

A categoria 1 – conjunto padrão de ensaios que deve ser aplicado a todos os sistemas. A categoria 2 – sequência expandida de ensaios que assume que todos os ensaios da categoria 1 já foram realizados. Assegurar que todas as séries fotovoltaicas estão isoladas umas das outras e que todos os dispositivos de seccionamento e meios de desconexão estejam abertos.

Um curto-circuito temporário deve ser introduzido na série fotovoltaica em ensaio. Isto pode ser conseguido mediante: o uso de um instrumento de ensaio com função de medição de corrente de curto-circuito; um cabo de curto-circuito temporariamente ligado a um dispositivo de seccionamento em carga já presente no circuito da série fotovoltaica; o uso de uma “caixa de ensaio de curto-circuito” – um dispositivo de seccionamento em carga que pode ser temporariamente introduzido no circuito para criar um curto-circuito seccionável com segurança.

Deve ser assegurado que o instrumento de ensaio tem capacidade de medição de corrente e tensão superior à máxima corrente de curto-circuito e à máxima tensão de circuito aberto possíveis, respectivamente. Também deve ser assegurado que, no caso de um dispositivo de seccionamento e/ou um condutor de curto-circuito ser utilizado, sua capacidade nominal de corrente e tensão é maior que a máxima corrente de curto-circuito e a máxima tensão de circuito aberto possíveis, respectivamente.

A corrente de curto-circuito pode, então, ser medida utilizando-se um alicate-amperímetro, um amperímetro em série com o circuito ou um instrumento de ensaio com função de medição de corrente de curto-circuito. Uma caixa de ensaio de curto-circuito é um item do equipamento de ensaio que pode ser usado para ambos os ensaios de curto-circuito e de resistência de isolamento do arranjo fotovoltaico.

Com o sistema ligado e no modo de operação normal (inversores seguindo o ponto de máxima potência), a corrente de cada série fotovoltaica deve ser medida utilizando um alicate-amperímetro apropriado colocado em torno do cabo da série fotovoltaica. Os valores medidos devem ser comparados com os valores esperados.

Para sistemas com múltiplas séries fotovoltaicas idênticas e onde há condições de irradiância estáveis, as medições de corrente em séries fotovoltaicas individuais devem ser comparadas. Estes valores devem ser os mesmos (tipicamente dentro de 5 % para condições de irradiância estáveis).



Categorias:Normalização, Qualidade

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