PROTEÇÃO CONTRA RAIOS E SURTOS EM SISTEMAS …

UNIVERSIDADE DO SUL DE SANTA CATARINA

ALLYSON JOSÉ DE SOUSA GOMES

PROTEÇÃO CONTRA RAIOS E SURTOS EM SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

Palhoça

2018

ALLYSON JOSÉ DE SOUSA GOMES

PROTEÇÃO CONTRA RAIOS E SURTOS EM SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Graduação em Engenharia Elétrica da Universidade do Sul de Santa Catarina, como requisito parcial à obtenção do título de Engenheiro Eletricista.

Orientador: Prof. Fabiano Max da Costa, Esp.

Palhoça

2018

Dedico este trabalho a minha mãe

Francisca das Chagas de Sousa Gomes

(in memoriam).

AGRADECIMENTOS

Inicialmente gostaria de agradecer a todas as pessoas e instituições que

de alguma forma contribuíram para a realização deste trabalho.

Ao professor Fabiano Max da Costa pela confiança em mim depositada,

pela amizade, incentivo e orientação.

A minha mãe Francisca por primar por minha educação me apoiando

incondicionalmente.

Ao meu pai Antônio, que me ensinou que o caráter, as ideias e a nobreza

dos ideais são os verdadeiros valores de um homem.

Aos meus irmãos Apollyanne, Apolo e Admys pela amizade e

cumplicidade.

Ao professor Djan de Almeida do Rosário e ao Marcos Willian Rodrigues,

membros da banca examinadora pelas valiosas contribuições.

Aos meus companheiros de graduação, meu profundo agradecimento a

todos vocês.

Aos professores e funcionários do curso de graduação em engenharia

elétrica da Universidade do Sul de Santa Catarina.

A todos meus familiares e amigos que, nos momentos bons e ruins, me

ajudaram e torceram por mim.

“Se eu vi mais longe, foi por estar sobre ombros de gigantes.” (ISAAC NEWTON, 1676).

RESUMO

Atualmente, devido ao aumento das fontes de energia renováveis, a energia solar

fotovoltaica assumiu um papel importante dentro deste crescimento. No entanto, é

inerente aos sistemas que os mesmos sejam instalados de forma exposta, de modo

a permitir a incidência direta da luz solar. Devido a esta exposição, os sistemas se

tornam bastantes vulneráveis aos efeitos das descargas atmosféricas. Os danos

provocados por descargas atmosféricas sobre os sistemas resultam na redução da

vida útil ou até mesmo na destruição de componentes, como módulos, inversores e

sistemas de monitoramento, situações que certamente terão impacto nos custos de

manutenção e consequente aumento do tempo de amortização do investimento.

Este trabalho apresenta as atuais especificações técnicas, bem como as normas e

regulamentos que abordam esse tema. Especifica os principais requisitos e métodos

adotados para o dimensionamento de dispositivos de proteção contra surtos e

sistemas de proteção contra descargas atmosféricas em matrizes fotovoltaicas. No

que tange a uma das metodologias, o presente trabalho desenvolve três estudos de

casos já implantados nas cidades de Florianópolis e Palhoça. Os dados foram

coletados através de visitas técnicas, e a abordagem utilizada na análise dos dados

foi qualitativa.

Palavras-chave: Energia solar fotovoltaica. Descarga atmosférica. Proteção.

Sistemas conectados à rede. Sistemas isolados.

ABSTRACT

Currently, due to the increase in renewable energy sources, photovoltaic solar

energy has played an important role in this growth. However, it is inherent in systems

that they are installed in an exposed manner, so as to allow the direct incidence of

sunlight. Due to this exposure, the systems become quite vulnerable to the effects of

atmospheric discharges. The damage caused by atmospheric discharges to the

systems results in a reduction in the useful life or even the destruction of components

such as modules, inverters and monitoring systems, situations that will certainly have

an impact on maintenance costs and consequently increase the amortization time of

the investment . This paper presents the current technical specifications, as well as

the norms and regulations that approach this theme. It specifies the main

requirements and methods adopted for the design of surge protection devices and

lightning protection systems in photovoltaic arrays. With regard to one of the

methodologies, the present work develops three case studies already implemented in

the cities of Florianópolis and Palhoça. Data were collected through technical visits,

and the approach used in data analysis was qualitative.

Key words: Photovoltaic solar energy. Atmospheric discharge. Protection. Systems

connected to the network. Isolated systems.

LISTA DE ILUSTRAÇÕES

Figura 1 - Sistema isolado (off-grid) .......................................................................... 19

Figura 2 - Sistema conectado à rede (on-grid) .......................................................... 20

Figura 3 - Tipos de descargas atmosféricas.............................................................. 23

Figura 4 - Atividade global de descargas atmosféricas de 1995 a 2013 ................... 24

Figura 5 - Fases de comutação do DPS com conexão paralela de varistor + fusível

.................................................................................................................................. 37

Figura 6 - Conexão dos DPSs na topologia Y ........................................................... 37

Figura 7 - Diagrama de instalação FV com DPSs regidos pelas determinadas normas

.................................................................................................................................. 37

Figura 8 - Situação A - proteção contra surtos para gerador FV em uma edificação

sem SPDA externo .................................................................................................... 40

Figura 9 - Método do ângulo de proteção versus método da esfera rolante ............. 41

Figura 10 - Situação B - proteção contra surtos para gerador FV em uma edificação

com SPDA externo. A distância de segurança é atendida ........................................ 43

Figura 11 - Situação C - proteção contra surtos para gerador FV em uma edificação

com SPDA externo. A distância de segurança não é atendida ................................. 44

Figura 12 - Diagrama de fluxo para seleção das medidas de proteção de um sistema

FV .............................................................................................................................. 45

Fotografia 1 - Sistema FV implantado nos blocos F e H da UNISUL - Pedra Branca

.................................................................................................................................. 47

Fotografia 2 - Inversores de frequência do sistema FV instalado nas coberturas dos

blocos F e H .............................................................................................................. 48

Fotografia 3 - String box para a proteção dos inversores .......................................... 49

Fotografia 4 - Quadro de distribuição de circuitos CD5 ............................................. 50

Fotografia 5 - Distância de segurança não atendida entre as estruturas FV e o

subsistema de captação do SPDA ............................................................................ 51

Figura 13 - Layout traseiro: método da esfera rolante utilizado para determinar o

volume de proteção dos captores do SPDA .............................................................. 52

Figura 14 - Layout lateral: método da esfera rolante utilizado para determinar o

volume de proteção dos captores do SPDA .............................................................. 52

Figura 15 - Laboratório Fotovoltaica UFSC ............................................................... 53

Fotografia 6 - Inversores de frequência dos sistemas FV dos blocos A, B e

estacionamento ......................................................................................................... 54

Figura 16 - Diagrama inversor + String box modelo TRIO-20.0-TL-OUTD-S2X-400

.................................................................................................................................. 55

Figura 17 - String box do inversor TRIO-20.0-TL-OUTD-S2X-400 ............................ 55

Fotografia 7 - Inversor de frequência dos sistemas FV de solo................................. 56

Figura 18 - Diagrama inversor modelo UNO-2.0-I-OUTD-S ...................................... 57

Fotografia 8 - String box para a proteção do inversor UNO-2.0-I-OUTD-S ............... 57

Fotografia 9 - Sistema FV do bloco A com ausência de terminais aéreos ................ 59

Fotografia 10 - Sistema FV da Clemar - UIP ............................................................. 60

Fotografia 11 - Características do sistema FV da Clemar - UIP ................................ 60

Fotografia 12 - Inversores de frequência do sistema FV instalado no telhado da

Clemar - UIP .............................................................................................................. 61

Fotografia 13 - String box com monitoramento por string ......................................... 62

Figura 19 - Sistema supervisório da Clemar - UIP .................................................... 63

Fotografia 14 - Distância de segurança atendida entre as estruturas FV e os

componentes do SPDA ............................................................................................. 64

Fotografia 15 - Condutores/tubos de ligação equipotencial instalados na estrutura FV

.................................................................................................................................. 64

Fotografia 16 - Condutores/cabos de ligação equipotencial instalados na parte

metálica de cada módulo FV ..................................................................................... 65

LISTA DE GRÁFICOS

Gráfico 1 - Curvas (I versus V e P versus V) características de um módulo

fotovoltaico submetido a uma determinada irradiação e temperatura ....................... 35

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - Ranking dos 10 municípios brasileiros com maiores densidades de raios

por km²/ano .............................................................................................................. 24

Tabela 2 - Ranking dos 10 municípios catarinenses com maiores densidades de

raios por km²/ano ..................................................................................................... 25

Tabela 3 - Descargas atmosféricas ........................................................................... 32

Tabela 4 - Características dos sistemas FV da UNISUL - Pedra Branca .................. 47

Tabela 5 - Características dos sistemas FV do Laboratório Fotovoltaica UFSC ....... 53

LISTAS DE SIGLAS

ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas

AC - Alternating Current

ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica

CELESC - Centrais Elétricas de Santa Catarina S/A

DC - Direct Current

DIN - Deutsches Institut für Normung

DPS - Dispositivo de Proteção contra Surtos

ELAT - Grupo de Eletricidade Atmosférica

EN - European Norms

FV - Fotovoltaico (a)

IEC - International Electrotechnical Commission

IN - Instrução Normativa

INPE - Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais

LEMP - Lightning Electromagnetic Pulse

MPS - Medidas de Proteção contra Surtos

NBR - Norma Brasileira

PEE - Programa de Eficiência Energética

PEM - Pulso Eletromagnético

SPDA - Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas

UIP - Unidade Industrial de Palhoça

USF - Usina Solar Fotovoltaica

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO ...................................................................................................... 15

1.1. TEMA ................................................................................................................. 15

1.2. PROBLEMA ....................................................................................................... 15

1.3. JUSTIFICATIVA ................................................................................................. 16

1.4. OBJETIVOS ....................................................................................................... 16

1.4.1. Objetivo geral ................................................................................................ 16

1.4.2. Objetivos específicos .................................................................................... 17

1.5. DELIMITAÇÕES ................................................................................................. 17

1.6. METODOLOGIA DA PESQUISA ....................................................................... 17

2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA ............................................................................ 18

2.1. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS .......................................................................... 18

2.2. CLASSIFICAÇÃO DOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS.................................... 18

2.2.1. Sistemas isolados (off-grid) ......................................................................... 19

2.2.1.1. Vantagens e desvantagens dos sistemas off-grid ........................................ 19

2.2.2. Sistemas conectados à rede (on-grid) ......................................................... 20

2.2.2.1. Vantagens e desvantagens dos sistemas on-grid ........................................ 21

2.3. DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ........................................................................ 22

2.4. MÉTODOS DE PROTEÇÃO PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ................. 26

2.4.1. Sistema de proteção contra descargas atmosféricas (SPDA) .................. 27

2.4.2. Dispositivo de proteção contra surtos (DPS) ............................................. 29

2.4.3. Proteção contra raios e surtos em sistemas FV em edificações .............. 30

2.4.3.1. String boxes distintas para os lados AC e DC .............................................. 33

2.4.3.2. DPS no lado DC do sistema FV ................................................................... 34

2.4.3.3. Seleção de DPSs para a proteção em sistemas FV em edificações ............ 38

3. ESTUDOS DE CASOS JÁ IMPLANTADOS ......................................................... 46

3.1. UNISUL - PEDRA BRANCA ............................................................................... 46

3.1.1. Equipamentos ................................................................................................ 47

3.2. LABORATÓRIO FOTOVOLTAICA UFSC .......................................................... 53

3.2.1. Equipamentos ................................................................................................ 54

3.3. CLEMAR ENGENHARIA .................................................................................... 59

3.3.1. Equipamentos ................................................................................................ 60

4. CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS ........................................................ 66

4.1. CONCLUSÕES .................................................................................................. 66

4.2. TRABALHOS FUTUROS ................................................................................... 68

REFERÊNCIAS ......................................................................................................... 69

15

1. INTRODUÇÃO

1.1. TEMA

Com um grande potencial para o desenvolvimento do setor de energia

solar fotovoltaica (FV), o Brasil recebe diariamente uma quantidade considerável de

níveis de radiação e, durante boa parte do ano, possui uma grande quantidade de

dias ensolarados. Porém, o território brasileiro é muito exposto a eventos com

descargas atmosféricas. De acordo com o Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais

(INPE), com média de aproximadamente 77,8 milhões de descargas atmosféricas

anual.

Levando em consideração o elevado índice de incidência de descargas

atmosféricas que se verifica no país, a proteção contra raios e surtos de tensão é

essencial para salvaguardar a integridade dos componentes FV e a continuidade de

serviços das instalações geradoras. Os fabricantes de módulos FV garantem que em

20 a 25 anos, os módulos ainda possuem cerca de 80% da sua capacidade inicial de

geração. Portanto, neste período, o sistema deve operar sem problemas.

O índice de risco de descargas atmosféricas diretas e indiretas sobre um

sistema FV aumenta devido à localização exposta e a área ocupada, podendo

originar fenômenos de sobretensão tanto na entrada de corrente continua (DC)

como na saída de corrente alternada (AC) da instalação, reduzindo sua vida útil ou

causar danos irrecuperáveis.

Uma matriz geradora de energia elétrica desta natureza possui um valor

econômico bastante considerável e sua vida útil deve ser medida em décadas para

se obter um retorno sobre o investimento. A fim de fornecer um sistema FV com

operação livre de problemas durante toda a sua vida útil, deve ser implementada

uma proteção abrangente e eficaz contra impactos diretos de descargas

atmosféricas, sobretensões atmosféricas e induzidas ainda na fase de projeto.

1.2. PROBLEMA

As descargas atmosféricas que atingem os módulos FV acarretam danos

pelos efeitos destrutivos de uma incidência direta e devido ao acoplamento indutivo

ou capacitivo de tensão causado pelo campo eletromagnético. Além disso, os picos

16

de tensão resultantes de operações de comutação no sistema de corrente alternada

pode causar danos aos módulos FV, inversores de frequência, controladores de

carga e aos seus sistemas de monitoramento e de comunicação.

Para uma correta análise de risco é essencial levar em consideração o

índice cerâunico (parâmetro que indica o número de dias de trovoadas por ano em

uma determinada localidade) da zona de instalação e o risco de sobretensões:

Quanto maior for a extensão da área ocupada por módulos FV, maior será o

risco de um impacto direto de descargas atmosféricas;

São graves os danos no inversor causados diretamente por um raio ou

indiretamente por sobretensões;

Acoplamento e desacoplamento de cargas da rede, e descargas

eletroestáticas também podem causar sobretensões.

1.3. JUSTIFICATIVA

Os prejuízos econômicos causados por descargas atmosféricas em um

sistema FV levam a custos de substituição, manutenção e perda de rendimento.

Também causa envelhecimento prematuro de componentes eletrônicos dos circuitos

de entrada e de saída de sistemas de dados, o que leva a um aumento dos custos

de manutenção.

Como solução, faz-se necessário proteger os sistemas FV e seus

componentes eletrônicos (inversor, sistema de diagnóstico remoto, linha principal

geradora) tanto de danos causados por um impacto direto de um raio, quanto contra

os efeitos dos impulsos eletromagnéticos da descarga atmosférica. Desta forma,

utilizando os protetores apropriados é possível mitigar os riscos de queima e danos,

protegendo, assim, o investimento realizado no sistema FV.

1.4. OBJETIVOS

1.4.1. Objetivo geral

O objetivo geral proposto neste trabalho é apresentar os problemas

relacionados aos impactos das descargas atmosféricas diretas e indiretas sobre

17

sistemas FV, bem como as várias possibilidades de ações para proteção destes

sistemas contra estes efeitos.

1.4.2. Objetivos específicos

Os objetivos específicos propostos neste trabalho são:

Fornecer informações dos efeitos das descargas atmosféricas sobre a

instalação de uma matriz FV;

Apresentar as atuais especificações técnicas, bem como as normas e

regulamentos que abordam esse tema;

Fornecer referências e diretrizes para a instalação de sistemas de proteção

contra descargas atmosféricas em matrizes FV;

Especificar os principais requisitos e métodos adotados para o

dimensionamento de dispositivos de proteção contra surtos (DPS) e sistemas

de proteção contra descargas atmosféricas (SPDA).

1.5. DELIMITAÇÕES

Não será desenvolvido um projeto com especificações de equipamentos

para proteção de sistema FV.

Os estudos são restritos a sistemas FV em edificações e não serão

realizados estudos em relação às instalações de Usinas Solares Fotovoltaicas

(USF).

1.6. METODOLOGIA DA PESQUISA

Este trabalho consiste em pesquisas bibliográficas, pois busca

conhecimentos em livros, artigos ou fontes confiáveis, procurando obter o conteúdo

necessário para fundamentação teórica.

Serão realizados estudos e comparativos de casos já implantados.

18

2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA

Este capítulo apresenta a base teórica dos temas abordados no campo de

expectativa do objetivo do trabalho, bem como os principais conceitos e elementos

utilizados para subsidiar esse estudo.

2.1. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

Conforme Pinto e Galdino (2014), os sistemas de energia solar FV

convertem a energia proveniente da radiação solar que atinge as células de um

módulo FV em energia elétrica.

Segundo Souza (2016, p. 14) “Um sistema fotovoltaico é uma fonte de

potência elétrica, na qual as células fotovoltaicas transformam a Radiação Solar

diretamente em energia elétrica.”.

Os sistemas fotovoltaicos podem ser implantados em qualquer localidade

que tenha radiação solar suficiente. Sistemas fotovoltaicos não utilizam

combustíveis, não possuem partes móveis, e por serem dispositivos de

estado sólido, requerem menor manutenção. Durante o seu funcionamento

não produzem ruído acústico ou eletromagnético, e tampouco emitem gases

tóxicos ou outro tipo de poluição ambiental. (SOUZA, 2016, p. 14).

A energia solar FV tem um caráter seguro, limpo e renovável. Seguro

porque não utiliza meios que ponham em perigo a vida, limpo porque não polui o

ambiente, isto é, não emite gases poluentes para a atmosfera durante processo de

geração de energia elétrica e renovável porque a sua fonte de matéria-prima é o sol,

uma fonte inesgotável de energia.

2.2. CLASSIFICAÇÃO DOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

De acordo com Pinto e Galdino (2014), os sistemas FV podem ser

classificados em duas categorias principais: isolados e conectados à rede.

Estes dois tipos de sistemas de energia diferem quanto aos requisitos a

satisfazer e, em consequência, quanto ao tipo de componentes que os integram.

19

2.2.1. Sistemas isolados (off-grid)

Segundo Souza (2016), são aqueles sistemas autônomos, não

conectados à rede de distribuição de energia elétrica que, em geral, necessitam de

algum de tipo de armazenamento. Este armazenamento pode ser através de

baterias. As baterias também têm a funcionalidade de servir de referência de tensão

(DC) para os inversores formadores da rede do sistema isolado.

Normalmente, esse tipo de sistema apresenta um bom funcionamento

operacional, desde que haja radiação solar suficiente durante o dia para recarregar

as baterias para uso durante a noite, dias nublados ou em dias úmidos e chuvosos.

Geralmente são usados em áreas remotas e/ou rurais, justificado pelo

fato das cargas elétricas estarem longe das redes de distribuição das

concessionárias, tornando muito alto o custo de estender uma linha de energia

exclusiva para atendimento destas cargas.

Figura 1 - Sistema isolado (off-grid)

Fonte: International Energy Solutions, 2018.

2.2.1.1. Vantagens e desvantagens dos sistemas off-grid

A principal vantagem dos sistemas FV off-grid é que podem fornecer

eletricidade a lugares remotos onde a rede da concessionária não está disponível ou

distante.

20

As principais desvantagens dos sistemas off-grid são:

Custo elevado: esses sistemas são bastante caros. Os módulos FV

contribuem com uma boa porcentagem do custo total. Além disso, necessitam

de baterias específicas que também acabam encarecendo o sistema.

Manutenção frequente: as baterias precisam funcionar adequadamente, o que

envolve principalmente a adição de água destilada caso sejam do tipo

chumbo-ácido, as quais são aplicadas em muitos casos. Embora as baterias

de chumbo-ácido tenham sofrido processos de avanço tecnológicos e não

necessitem de recarga frequente, ainda se faz necessário realizar esta

manutenção. Além disso, as baterias também emitem gases tóxicos.

2.2.2. Sistemas conectados à rede (on-grid)

De acordo com Souza (2016), a potência gerada pelo sistema é entregue

diretamente à rede elétrica. É indispensável que se utilize um inversor que satisfaça

as exigências de qualidade e segurança, para que não degrade a qualidade do

sistema elétrico ao qual se interliga o gerador FV. Ou seja, os inversores terão, além

da função básica de converter a corrente DC em corrente AC, a função de

sincronizar o sistema com a rede pública.

Figura 2 - Sistema conectado à rede (on-grid)

Fonte: International Energy Solutions, 2018.

21

2.2.2.1. Vantagens e desvantagens dos sistemas on-grid

As principais vantagens dos sistemas on-grid são:

Se o sistema gerar mais energia do que a consumida, o excesso é injetado à

rede elétrica da concessionária. Isso irá gerar créditos, que podem resultar

em redução na conta mensal de energia;

Instalação mais simples que os sistemas off-grid, pois não possuem baterias;

Custos operacionais e de manutenção relativamente baixos, pois não

possuem baterias;

Por não ter que carregar e manter baterias, esses sistemas são mais

eficientes do que os sistemas off-grid.

A desvantagem, em comparação com os sistemas off-grid, é que

necessita de acesso à rede da concessionária. Também requer um inversor

apropriado.

Pode-se também utilizar baterias para sistemas fotovoltaicos conectados à

rede para operação ilhada do sistema de geração no caso de falta da

energia da rede elétrica. Sistemas assim são encontrados na Europa e nos

EUA. No Brasil, para o caso de micro e minigeração, regulamentado pela

RN Aneel Nº 482/2012 (ANEEL, 212b) não há regulamentação prevendo

este tipo de operação e as distribuidoras de energia não aceitam, exigindo,

inclusive, proteção para desligamento da geração em casos de ilhamento.

(PINTO; GALDINO, 2014, p. 163).

De acordo com Marchesan (2016), o fenômeno do ilhamento é uma

situação em que numa determinada seção da rede elétrica a demanda de potência é

igual à geração FV e um (ou mais) sistemas on-grid permanecem em operação e

alimentando a carga quando há a falta de energia elétrica na rede da

concessionária, proporcionando a deterioração da qualidade de energia, risco de

vida às equipes de manutenção, bem como problemas na proteção do sistema de

distribuição ilhado.

22

2.3. DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

Segundo Kindermann (2009), descargas atmosféricas são descargas

elétricas de grande extensão e de grande intensidade que ocorrem devido ao

acúmulo de cargas elétricas em regiões localizadas da atmosfera, em geral dentro

de tempestades.

Descarga atmosférica, de acordo com Filho (2005, p. 18) “trata-se de um

fenômeno complexo, que se expressa através do fluxo de uma corrente impulsiva de

alta intensidade e curta duração, cujo percurso de alguns quilômetros parte da

nuvem e, em alguns casos, atinge a superfície da Terra”.

Conforme o ELAT (2018), o raio (descarga atmosférica) geralmente é

associado a nuvens cumulonimbus (nuvens com grande extensão vertical), mas

também ocorre em nuvens estratiformes (nuvens em camadas com grande extensão

horizontal), em tempestades de neve, tempestades de areia, a partir de nuvens

provenientes de grandes incêndios e às vezes em poeira e gases emitidos por

vulcões em erupção. Durante uma tempestade, o raio pode ocorrer dentro da

nuvem, entre as nuvens, entre a nuvem e o ar, ou entre a nuvem e o solo.

Quando regiões de excesso de cargas positivas e negativas se

desenvolvem dentro da nuvem, origina-se o raio. Normalmente, em nuvens

cumulonimbus, há um grande volume de cargas positivas nas regiões superiores,

uma grande quantidade de cargas negativas no centro e um pequeno volume de

cargas positivas nas regiões inferiores.

23

Figura 3 - Tipos de descargas atmosféricas

Fonte: Encyclopaedia Britannica, 1999.

Ainda de acordo com o ELAT (2018), os raios se originam da quebra de

rigidez dielétrica do ar. Ocorre quando o campo elétrico é suficiente para ionizar os

átomos do ar e acelerar os elétrons a ponto de produzir uma descarga.

O raio nuvem-solo transporta carga elétrica média de 10 C e tensão ao

longo do canal em torno de 1 108 V, sendo assim a energia elétrica total é de 1 10

J, ou seja, aproximadamente 300 kWh. Máximo valor registrado para o pico de

corrente de raio solo-nuvem é em torno de 30 kA.

Mais de 95% da energia do raio é gasta na expansão do ar nos primeiros

metros ao redor do canal. Do restante, 1% é convertido em energia térmica, 1% em

energia acústica e cerca de 2% em energia eletromagnética. Portanto, cerca de 1%

da energia total do raio atinge o solo.

24

Figura 4 - Atividade global de descargas atmosféricas de 1995 a 2013

Fonte: NASA Earth Observatory, 2015.

Tabela 1 - Ranking dos 10 municípios brasileiros com maiores densidades de raios

por km²/ano

Ranking Município UF Densidade

por km²/ano

1º Porto Real RJ 19,66

2º Barra do Piraí RJ 18,09

3º Valença RJ 17,31

4º Rio das Flores RJ 17,11

5º Juiz de Fora MG 17,03

6º Belmiro Braga MG 16,74

7º Matias Barbosa MG 16,63

8º Rio Preto MG 16,60

9º Piau MG 16,34

10º Forquetinha RS 16,13

Fonte: Grupo de Eletricidade Atmosférica, 2016.

25

Tabela 2 - Ranking dos 10 municípios catarinenses com maiores densidades de

raios por km²/ano

Ranking Município UF Densidade

por km²/ano

1º Itapiranga SC 13,74

2º Guarujá do Sul SC 13,45

3º Palma Sola SC 13,15

4º Barra Bonita SC 13,13

5º Tunápolis SC 12,94

6º Nova Erechim SC 12,93

7º São João do Oeste SC 12,83

8º Flor do Sertão SC 12,48

9º União do Oeste SC 12,33

10º Belmonte SC 11,96

Fonte: Grupo de Eletricidade Atmosférica, 2016.

Segundo Shinkai (2017), as descargas atmosféricas são fenômenos

naturais na maioria das vezes imprevisíveis e aleatórios. Devido sua magnitude e

características elétricas, tem o poder de efeitos destruidores sobre estruturas,

edificações e equipamentos, além de poderem causar sérias lesões e até a morte de

pessoas e animais caso sejam submetidos aos efeitos das descargas atmosféricas,

como:

Parada cardíaca: provocada pela passagem de corrente no tronco, que causa

fibrilação ventricular;

Tensão de passo: é a tensão entre os pés do ser vivo, ou seja, um passo do

mesmo (com os pés separados), num bípede isto raramente provoca a morte,

pois a parcela de corrente é pequena (linhas equipotenciais próximas), já nos

quadrúpedes geralmente é fatal (linhas equipotenciais distantes);

Tensão de toque: é a tensão provocada pelo toque no condutor durante uma

descarga eletromagnética e geralmente é provocada pela alta impedância do

condutor, provocando passagem de corrente pelo ser vivo que possui uma

impedância menor que o condutor;

Descarga lateral: é provocado pela descarga do condutor ao ser vivo próximo

pelo rompimento da resistência do ar provocada pela alta tensão na hora da

descarga atmosférica;

26

Descarga direta: é o caso onde uma pessoa andando em campo aberto

recebe diretamente o raio, neste caso ocorre queimaduras e passagem de

corrente pelo coração e cérebro geralmente levando o ser vivo a morte.

Não existem meios práticos que impeçam a queda de descargas

atmosféricas, no entanto podem ser utilizadas soluções de proteção para amenizar

os efeitos maléficos dessas descargas.

2.4. MÉTODOS DE PROTEÇÃO PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

De acordo com a empresa DEHN (2018), os sistemas FV são

considerados uma das melhores fontes de energia renovável em termos de custo de

instalação, retorno do investimento, incentivo e benefício para os usuários finais.

Devido às características particulares de um sistema FV a possibilidade de ser

atingido por descargas atmosféricas é alta, pois normalmente o sistema é instalado

ao ar livre.

Os impactos diretos de descargas atmosféricas nas redes de distribuição

de energia não representam a maioria dos danos elétricos e eletrônicos causados

nas instalações. A maior parte dos danos ocorre devido aos impactos próximos,

geralmente dentro de algumas centenas de metros. De fato, por causa do Pulso

Eletromagnético (PEM) associado à magnitude do impacto, os campos estáticos e

elétricos que ocorrem, causam a maior parte dos danos em equipamentos elétricos

e eletrônicos desprotegidos.

Assim, ao contrário do que se possa imaginar, os módulos FV em si não

são os mais afetados, mas sim os inversores e controladores. Os bancos de baterias

na maioria dos sistemas FV off-grid atuam de forma razoável como um supressor de

surto, mas isso pode danificar o controlador de cargas.

A fim de evitar falhas e danos aos equipamentos que levem a efeitos

severos, é fortemente recomendado o uso de proteção contra raios em instalações

FV. Assim sendo, devem ser avaliados em projeto os riscos e eventual necessidade

de proteção contra descargas atmosféricas, pois são os meios essenciais de evitar

danos aos sistemas.

O dimensionamento correto e a utilização adequada de dispositivos de

proteção contribuem para a minimização ou até mesmo a eliminação de falhas. Além

27

dos dispositivos de proteção integrados aos equipamentos, a instalação de outros

dispositivos de proteção externos deve ser prevista, como DPS e SPDA.

2.4.1. Sistema de proteção contra descargas atmosféricas (SPDA)

Segundo a DEHN (2018), o propósito do SPDA é direcionar e dissipar as

descargas atmosféricas para a terra, salvaguardando a integridade de uma estrutura

e protegendo as pessoas em relação aos efeitos térmicos, mecânicos e elétricos

associados a essas descargas.

A Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) publicou no dia

22/05/2015 as mais atualizadas Normas Técnicas de Proteção contra Descargas

Atmosféricas, ABNT NBR 5419:2015 em 4 partes:

ABNT NBR 5419-1:2015 - Proteção contra descargas atmosféricas - Parte 1:

Princípios gerais.

Esta Parte da ABNT NBR 5419 estabelece os requisitos para a

determinação de proteção contra descargas atmosféricas.

Esta Parte da ABNT NBR 5419 fornece subsídios para o uso em projetos de

proteção contra descargas atmosféricas. (ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE

NORMAS TÉCNICAS, 2015, p. 1).


Gerenciamento de risco.

Esta Parte da ABNT NBR 5419 estabelece os requisitos para análise de

risco em uma estrutura devido às descargas atmosféricas para a terra.

Esta Parte da ABNT NBR 5419 tem o propósito de fornecer um

procedimento para a avaliação de tais riscos. Uma vez que um limite

superior tolerável para o risco foi escolhido, este procedimento permite a

escolha das medidas de proteção apropriadas a serem adotadas para

reduzir o risco ao limite ou abaixo do limite tolerável. (ASSOCIAÇÃO

BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS, 2015, p. 1).


Danos físicos a estruturas e perigos à vida.

28

Esta Parte da ABNT NBR 5419 estabelece os requisitos para proteção de

uma estrutura contra danos físicos por meio de um SPDA - Sistema de

Proteção contra Descargas Atmosféricas - e para proteção de seres vivos

contra lesões causadas pelas tensões de toque e passo nas vizinhanças de

um SPDA. (ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS, 2015, p.

1).


Sistemas elétricos e eletrônicos internos na estrutura.

Esta Parte da ABNT NBR 5419 fornece informações para o projeto,

instalação, inspeção, manutenção e ensaio de sistemas de proteção

elétricos e eletrônicos (Medidas de Proteção contra Surtos - MPS) para

reduzir o risco de danos permanentes internos à estrutura devido aos

impulsos eletromagnéticos de descargas atmosféricas (LEMP).

(ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS, 2015, p. 1).

As normas da ABNT NBR 5419:2015 - Partes de 1 a 4, buscam fixar os

requisitos de análise de risco além das condições de projeto, instalação e

manutenção de SPDA, para proteção de edificações e estruturas contra a incidência

direta de raios sobre os equipamentos e pessoas no interior dessas edificações e

estruturas, ou no interior da proteção imposta pelo SPDA instalado.

De acordo com o ELAT (2018), os principais componentes de um SPDA,

são:

Sistema de captação;

Condutores de descida;

Terminais de aterramento;

Condutores de ligação equipotencial.

Ainda segundo o ELAT (2018), para-raios são definidos como terminais

aéreos metálicos. São hastes condutoras rígidas montadas em uma base com o

objetivo de capturar as descargas atmosféricas. As instalações devem ser feitas nos

pontos mais altos das estruturas. Geralmente, estas hastes são interligadas através

29

de condutores horizontais. Os condutores de descida são cabos que conectam os

terminais aéreos aos terminais de aterramento.

O sistema de aterramento, ou a conexão intencional de estruturas ou

instalações com a terra, tem o propósito de estabelecer um caminho preferencial

para o fluxo de correntes elétricas de surto, falta ou fuga, desta forma preservando a

integridade do sistema e evitando riscos para as pessoas. Normalmente são

condutores de cobre ou revestidos com cobre enterrados no solo. As características

do solo estão entre os fatores que determinam o nível de aterramento.

2.4.2. Dispositivo de proteção contra surtos (DPS)

Segundo a empresa Schneider Electric (2018), o DPS destina-se a limitar

as sobretensões transitórias e/ou a desviar a corrente de surto. Contém pelo menos

um componente não-linear. Nos termos mais simples, os DPSs destinam-se a limitar

as sobretensões transitórias com o objetivo de evitar danos aos equipamentos e

tempo de inatividade destes quando atingidos por picos de voltagem transitórios.

Conforme a norma ABNT NBR IEC 61643-1:2007, abaixo estão

especificadas as três classes de DPSs conectados a sistemas de energia de baixa

tensão:

Classe I: permitem reduzir os efeitos diretos causados pelas descargas

atmosféricas.

O DPS classe I é instalado obrigatoriamente quando a edificação está

protegida por um SPDA. Os ensaios do DPS classe I são realizados com uma

corrente de choque impulsional (limp) de forma de onda 10/350 μs. Ele deve

ser instalado com um dispositivo de desconexão a montante (tipo disjuntor),

cuja capacidade de interrupção deve ser no mínimo igual à corrente máxima

de curto-circuito presumida no ponto da instalação;

Classe II: são destinados a proteger os equipamentos elétricos contra

sobretensões induzidas ou conduzidas (efeitos indiretos) causados pelas

descargas atmosféricas. Os ensaios do DPS classe II são efetuados com

corrente máxima de descarga (Imáx) de forma de onda 8/20 μs. Ele pode ser

instalado sozinho ou em cascata com um DPS classe I ou com outro DPS

30

classe II, também deve ser instalado com um dispositivo de desconexão a

montante (tipo disjuntor), cuja capacidade de interrupção deve ser no mínimo

igual à corrente máxima de curto-circuito presumida no local da instalação;

Classe III: são destinados à proteção fina de equipamentos situados a mais

de 30 m do DPS de cabeceira (normalmente instalado no quadro de

distribuição de circuitos). O DPS classe III é testado com uma forma de onda

de corrente combinada 1,2/50 μs e 8/20 μs.

A revista FotoVolt apresenta um breve resumo (2018, p. 12) referente a

utilização de DPSs para proteção de sistemas FV:

Dispositivos de proteção contra surtos (DPS) protegem componentes

valiosos contra eventos imprevisíveis. Para cada tipo de gerador FV -

instalado no telhado, isolado da rede, ou usina solar fotovoltaica (USF) -

deve ser elaborado um projeto especifico de proteção contra raios e surtos.

Essa proteção abrange as instalações de corrente continua e alternada,

além das redes de sinal.

2.4.3. Proteção contra raios e surtos em sistemas FV em edificações

Em conformidade com a revista FotoVolt (2016), os métodos de proteção

para sistemas FV, em função de suas características, necessitam de requisitos

complementares ou particulares, os quais não estão detalhados em normas técnicas

brasileiras. Devido ao aumento da participação da geração solar na matriz

energética brasileira, são grandes os esforços realizados no âmbito do comitê

brasileiro de eletricidade da ABNT para suprir o mercado com uma normalização

adequada.

Em março de 2018, foi elaborado pela Comissão de Estudo de

Instalações Elétricas de Baixa Tensão do Comitê Brasileiro de Eletricidade o Projeto

ABNT NBR 16690: Instalações elétricas de arranjos fotovoltaicos - Requisitos de

projeto. Este projeto está sob consulta nacional, ou seja, ainda não é um documento

normativo e tem apenas a incumbência de permitir uma consulta prévia ao assunto

tratado.

31

Esta Norma estabelece os requisitos de projeto das instalações elétricas de

arranjos fotovoltaicos, incluindo disposições sobre os condutores,

dispositivos de proteção elétrica, dispositivos de manobra, aterramento e

equipotencialização do arranjo fotovoltaico. [...]. (ASSOCIAÇÃO

BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS, 2018, p. 1).

Enquanto o projeto que contém requisitos particulares para proteção de

sistemas FV estiver sob consulta nacional, a solução é utilizar normas

internacionais, que são as bases da futura norma brasileira. Assim, os métodos de

proteção que são apresentados neste trabalho tiveram como base as normas

internacionais em paralelo com análises comparativas com as correspondentes

normas brasileiras.

De acordo com a DEHN (2018), módulos FV não aumentam o risco da

edificação ser atingida por raios o que significa que a necessidade de proteção não

pode ser definida em função dos mesmos. Os riscos de danos causados por raios

devem ser avaliados em conformidade com a norma IEC 62305-2:2010 (no âmbito

da ABNT, vale a NBR 5419-2:2015). O escopo desta norma (2010, p. 10) diz o

seguinte:

This part of IEC 62305 is applicable to risk assessment for a structure due to

lightning flashes to earth.

Its purpose is to provide a procedure for the evaluation of such a risk. Once

an upper tolerable limit for the risk has been selected, this procedure allows

the selection of appropriate protection measures to be adopted to reduce the

risk to or below the tolerable limit.

A DEHN (2018) sugere, que as medidas de proteções externas e internas,

contra raios, em estruturas com sistemas FV, devem ser regidas de acordo com

norma IEC 62305-3:2010 (no âmbito da ABNT, vale a NBR 5419-3:2015). O escopo

desta norma (2010, p. 11) diz o seguinte:

This part of IEC 62305 provides the requirements for protection of a

structure against physical damage by means of a lightning protection system

(LPS), and for protection against injury to living beings due to touch and step

voltages in the vicinity of an LPS [...].

32

A norma internacional IEC 60364-7-712:2017 fornece informações sobre

os requisitos de segurança de projeto decorrentes das características particulares

das instalações FV.

This part of IEC 60364 applies to the electrical installation of PV systems

intended to supply all or part of an installation.

The equipment of a PV installation, like any other item of equipment, is dealt

with only so far as its selection and application in the installation is

concerned. (INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION,

2017, p. 8).

O atendimento da norma ABNT NBR 5410:2004 é de grande valia para a

segurança de um projeto e instalação de sistemas FV, tanto nos circuitos do gerador

quanto nos circuitos de aplicação.

A subseção 4.2.6 da NBR 5410 (2004, p.19) “estabelece uma

classificação e uma codificação das influências externas que devem ser

consideradas na concepção e na execução das instalações elétricas. [...]”.

Tabela 3 - Descargas atmosféricas

Código Classificação (Influências externas)

Características Aplicações e exemplos Características exigidas para

seleção e instalação dos componentes

AQ1 Desprezíveis ≤ 25 dias por ano ─ Normal

AQ2 Indiretas > 25 dias por ano

Riscos provenientes da rede de alimentação

Instalações alimentadas por redes aéreas

Ver 5.4.2 e 6.3.5

AQ3 Diretas

Riscos provenientes da exposição dos

componentes da instalação

Partes da instalação situadas no exterior das

edificações

Ver 5.4.2 e 6.3.5 Quando aplicável, a proteção

contra descargas atmosféricas deve ser conforme ABNT NBR 5419

Nota: a palavra “normal” que aparece na quarta coluna significa que um componente que atenda aos requisitos das normas técnicas aplicáveis, dentro das condições de funcionamento por elas definidas como normais, reúne as

características necessárias para operar satisfatoriamente sob as influências externas descritas.

Fonte: Adaptado de (ABNT NBR 5410, 2004).

A subseção 5.4.2 da NBR 5410 (2004) apresenta medidas de proteção

contra sobretensões transitórias que devem ser consideradas no projeto e operação

das instalações. A origem das sobretensões transitórias se dá por meio das

33

descargas atmosféricas, descargas oriundas do acúmulo de eletricidade estática

entre pontos diferentes da instalação e ocorrências de comutação1.

A subseção 6.3.5 da NBR 5410 (2004) para prover a proteção contra

sobretensões transitórias nas instalações de edificações, trata da seleção e

instalação de DPS, cobrindo tanto as linhas de energia quanto as linhas de sinal.

2.4.3.1. String boxes distintas para os lados AC e DC

Alguns itens são imprescindíveis nos sistemas FV. A string box (caixa de

junção onde são alojados os dispositivos de proteção e/ou de seccionamento) é um

deles e algumas empresas fabricam string boxes AC+DC com o provável objetivo de

reduzir custos. No entanto, o uso de string boxes AC+DC não é aconselhável, pois

na concepção de instalações elétricas uma das características que deve ser

determinada é a exigência quanto à divisão da instalação. Essa exigência fica

evidente na subseção 4.2.5.7 da NBR 5410.

Quando a instalação comportar mais de uma alimentação (rede pública,

geração local, etc.), a distribuição associada especificamente a cada uma

delas deve ser disposta separadamente e de forma claramente diferenciada

das demais. Em particular, não se admite que componentes vinculados

especificamente a uma determinada alimentação compartilhem, com

elementos de outra alimentação, quadros de distribuição e linhas, incluindo

as caixas dessas linhas, salvo as seguintes exceções:

a) circuitos de sinalização e comando, no interior de quadros;

b) conjuntos de manobra especialmente projetados para efetuar o

intercâmbio das fontes de alimentação;

c) linhas abertas e nas quais os condutores de uma e de outra alimentação

sejam adequadamente identificados. (ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE

NORMAS TÉCNICAS, 2004, p. 18-19).

1 Neste contexto, entende-se por ocorrências de comutação a execução de manobras (ex.: abertura

de seccionadoras, chaves, disjuntores, elos fusíveis, etc.).

34

Pode-se ressaltar que há imprevisibilidade da NBR 5410 em relação aos

sistemas FV no Brasil. No entanto, é necessário fazer uma análise de risco

qualitativa.

A tensão em AC, para sistemas FV em uma residência, será normalmente

127/220 V ou 220/380 V. A tensão em DC, para um sistema conectado à rede pode

chegar a 1.000 V.

É necessário observar que o hábito dos profissionais de instalações é

desligar o disjuntor da fonte e trabalhar. Mas, desligar o disjuntor AC em um sistema

FV conectado à rede não será desenergizado o lado DC. Ou seja, ao ser usado a

string box AC+DC originou-se mais um ponto propício de acidentes.

2.4.3.2. DPS no lado DC do sistema FV

No Brasil, as especificações dos DPSs para o lado AC devem estar

conforme recomendações da NBR IEC 61643-1:2007. Esta é a norma geral de

DPSs comercializados por quase todas as lojas de materiais elétricos. O escopo

desta norma (2007, p. 1) diz o seguinte:

Esta parte da ABNT NBR IEC 61643 é aplicável aos dispositivos para

proteção de surto contra efeitos diretos e indiretos de descargas

atmosféricas ou outras sobretensões transitórias. Estes dispositivos são

montados para serem conectados a circuitos de 50/60 Hz c.a. ou c.c., e

equipamentos de tensão nominal eficaz (r.m.s.) até 1000 V ou 1500 V c.c

[...].

De acordo com a citação acima, os DPSs ensaiados também funcionam

para circuitos de corrente contínua. Porém, há uma particularidade no sistema FV

que o diferencia de uma fonte contínua convencional, num módulo FV a corrente de

curto-circuito sc é muito baixa, aproximadamente 5% maior que a corrente de

máxima potência mp.

35

Gráfico 1 - Curvas (I versus V e P versus V) características

de um módulo fotovoltaico submetido a uma determinada

irradiação e temperatura

Fonte: SolarPro, 2011.

sc= Corrente de curto-circuito

mp= Máxima corrente de potência

oc= Tensão de circuito aberto

mp= Máxima tensão de potência

mp= Ponto de máxima potência

Segundo a revista Lumière Electric (2017), a baixa corrente de curto-

circuito sc pode não ser suficiente para causar a atuação da proteção de retaguarda

para o DPS (disjuntor ou fusível) regido pela NBR IEC 61643-1, o que poderia

causar incêndios na instalação elétrica. Após uma série de incêndios na Europa,

principalmente na Alemanha, foram realizadas investigações e em meados de 2006

e 2007 concluíram que o DPS, fabricado conforme a norma IEC 61643-1 de 2005,

era um possível foco de incêndio ao fim de sua vida útil.

Como já mencionado, a NBR IEC 61643-1 baseia-se na revisão de 2005

da IEC 61643-1. Isto gera um ponto preocupante, pois essa norma IEC foi

substituída pela IEC 61643-11 em 09/03/2011, e a norma ABNT se baseia ainda na

revisão de 2005. O escopo da norma IEC 61643-11 (2011, p. 10) diz o seguinte:

36

This part of IEC 61643 is applicable to devices for surge protection against

indirect and direct effects of lightning or other transient overvoltages. These

devices are packaged to be connected to 50/60 Hz a.c. power circuits, and

equipment rated up to 1000 V r.m.s. Performance characteristics, standard

methods for testing and ratings are established. These devices contain at

least one nonlinear component and are intended to limit surge voltages and

divert surge currents.

Em 2013, foi publicada pelo European Committee for Electrotechnical

Standardization a norma europeia EN 50539-11 voltada especificamente para

corrente DC em sistemas FV, após se chegar ao consenso de que a IEC 61643-11

(e por consequência a IEC 61643-1), não oferece as condições de segurança

necessárias. O escopo da norma EN 50539-11 diz o seguinte:

This European Standard defines the requirements and tests for SPDs

intended to be installed on the d.c. side of photovoltaic installations to

protect against induced and direct lightning effects. These devices are

connected to d.c. power circuits of photovoltaic generators, rated up to 1500

V. (EUROPEAN COMMITTEE FOR ELECTROTECHNICAL

STANDARDIZATION, 2013, p. 6).

Uma das exigências da EN 50539-11 (2013) é a realização de

desconexão do DPS através de um fusível interno, dentro do mesmo dispositivo,

conectado em paralelo com o varistor, isolando o varistor do circuito através de uma

comutação automática em caso de falha.

37

Figura 5 - Fases de comutação do DPS com conexão

paralela de varistor + fusível

Fonte: DEHN, 2015.

Outra exigência é a conexão dos DPSs na topologia Y, pois esta conexão

coloca dois DPSs em série, aumentando a impedância do sistema e a resistência

contra eventual falha de isolação de um dos polos do sistema FV. Ou seja, a ligação

dos DPSs em série permite que a corrente de fuga da ordem de μA seja menor.

Figura 6 - Conexão dos DPSs na topologia Y

Fonte: DEHN, 2015.

38

Figura 7 - Diagrama de instalação FV com DPSs regidos pelas determinadas

normas

Fonte: Adaptado de (Verband Deutscher Blitzschutzfirmen e.V., 2014).

1 - DPS AC, conforme IEC 61643-11

2 - DPS AC, conforme IEC 61643-11

3 - DPS DC, conforme EN 50539-11

4 - DPS DC, conforme EN 50539-11

* Neste caso, se a distância entre o DPS na entrada DC do inversor e o sistema FV

for superior a 10 m, é necessário um DPS adicional instalado próximo aos módulos.

O mesmo critério vale para o lado CA, se a distância entre o DPS na saída AC do

inversor e a entrada de energia da rede for superior a 10 m, é necessário um DPS

adicional próximo a saída AC do inversor.

2.4.3.3. Seleção de DPSs para a proteção em sistemas FV em edificações

A norma do European Committee for Electrotechnical Standardization

CLC/TS 50539-12 de 2013, promove os princípios para seleção, localização,

coordenação e operação de DPSs a serem conectados nas instalações FV. No

entanto, deve-se observar que esta norma só se aplica para o lado DC dos sistemas

FV no Brasil, pois a frequência da rede de alimentação padrão é de 60 Hz.

This Technical Specification describes the principles for selection, location,

coordination and operation of SPDs to be connected to PV installations. The

39

d.c. side is rated up to 1500 Vd.c. and the a.c. side, if any, is rated up to

1000 Vrms 50 Hz. (EUROPEAN COMMITTEE FOR ELECTROTECHNICAL

STANDARDIZATION, 2013, p. 6).

Neste trabalho, o suplemento 5 da norma alemã DIN EN 62305-3:2014 é

apresentado como a norma/subsídio de informações adicionais para proteção contra

raios em edifícios com sistemas de fornecimento de energia FV. Este suplemento

descreve três aplicações diferentes para instalações FV em edificações:

Edificações com sistemas FV, sem proteção externa contra raios;

Edificações com sistemas FV, com proteção externa contra raios e distância

de segurança (isolação elétrica) atendida;

Edificações com sistemas FV, com proteção externa contra raios e distância

de segurança não atendida.

40

a) Edificações com sistemas FV, sem proteção externa contra raios.

Figura 8 - Situação A: proteção contra surtos para gerador FV em uma

edificação sem SPDA externo

Fonte: DEHN, 2015.

1 - DPS classe II (entrada DC do inversor)

2 - DPS classe II (saída AC do inversor)

3 - DPS classe II (entrada de baixa tensão)

4 - DPS classe I (interface de dados)

5 - Aterramento funcional

DPSs devem ser instalados mesmo se não houver um SPDA externo. O

suplemento 5 da EN 62305-3 recomenda a utilização de um DPS classe II no lado

DC e outro no lado AC do inversor.

It is necessary to protect both the electrical components on the AC and DC

side and any data interfaces. The protective devices should be installed as

closely as possible to the device to be protected, e.g., inverter. If the line

between the surge protective device and, e.g., the inverter is longer than 10

41

metres, an additional type 2 surge protective device is required. (DEHN

PROTECTS PHOTOVOLTAIC SYSTEMS, 2018, p. 8).

Segundo a citação acima é fundamental a proteção tanto na entrada de

corrente DC como na saída de corrente AC da instalação. Os DPSs devem ser

instalados o mais próximo possível do dispositivo a ser protegido, por exemplo, o

inversor.

b) Edificações com sistemas FV, com proteção externa contra raios e distância

de segurança atendida.

Geralmente uma instalação de sistema FV é executada em uma cobertura

de edificação provida de um SPDA externo já existente. Caso os módulos FV não

estejam localizados dentro do volume protegido pelo sistema de captação do SPDA,

se torna obrigatória a instalação de captores adicionais para proteger as instalações

FV contra descargas diretas.

A DEHN (2015) orienta que os métodos que devem ser utilizados para

determinar o volume de proteção dos captores de um SPDA em um sistema FV,

devem ser regidos de acordo com a IEC 62305-3 (no âmbito da ABNT, vale a NBR

5419-3). Os métodos aceitáveis são:

Método do ângulo de proteção;

Método da esfera rolante.

Figura 9 - Método do ângulo de proteção versus método da esfera

rolante

Fonte: DEHN, 2015.

42

Para promover a proteção contra centelhamento2 de um sistema FV

instalado na cobertura de uma edificação provida de um SPDA externo, uma

determinada distância de segurança “s” deve ser mantida entre o sistema FV e o

subsistema de captação que compõe o SPDA.

A norma IEC 62305-3 (no âmbito da ABNT, vale a NBR 5419-3) promove

para o cálculo da distância de segurança a seguinte equação:

s i ( c

m

) l onde d s (1)

s = distância de segurança

d = distância entre o sistema FV e o subsistema de captação que compõe o SPDA

i = depende do nível de proteção escolhido para SPDA

c = depende da corrente de descarga atmosférica pelos condutores de descida

m = depende do material isolante

l = é o comprimento expresso em metros (m), ao longo do subsistema de captação

ou de descida, desde o ponto onde a distância de segurança deve ser considerada

até a equipotencialização mais próxima

O local onde houver a menor distância entre o subsistema de captação

que compõe o SPDA e a estrutura FV a ser protegida, é o ponto onde a distância de

segurança deve ser considerada.

2 Centelhamento é a descarga elétrica, que ocorre entre duas partes condutoras, devido a uma

descarga atmosférica que causa danos físicos à estrutura a ser protegida.

43

Figura 10 - Situação B: proteção contra surtos para gerador FV em uma

edificação com SPDA externo. A distância de segurança é atendida

Fonte: DEHN, 2015.

1 - DPS classe II (entrada DC do inversor)

2 - DPS classe II (saída AC do inversor)

3 - DPS classe I + II (entrada de baixa tensão)



6 - Sistema externo de proteção contra raios

De acordo com o suplemento 5 da EN 62305-3, deve ser preferido um

SPDA que não tenha uma conexão direta com o sistema de alimentação FV,

mantendo as distâncias de segurança “s” necessárias. Os módulos devem estar

localizados no volume protegido pelo sistema de captação do SPDA.

A descarga atmosférica provocará uma parcela de corrente induzida e

conduzida via linhas de energia elétrica, isso ocorrerá mesmo que a distância de

segurança seja mantida entre os módulos do sistema FV e os componentes do

SPDA.

44

c) Edificações com sistemas FV, com proteção externa contra raios e distância

de segurança não atendida.

Figura 11 - Situação C: proteção contra surtos para gerador FV em uma

edificação com SPDA externo. A distância de segurança não é atendida

Fonte: DEHN, 2015.

1 - DPS classe I + II (entrada DC do inversor)

2 - DPS classe I + II (saída AC do inversor)

3 - DPS classe I + II (entrada de baixa tensão)



6 - Sistema externo de proteção contra raios

Se a distância de segurança não puder ser mantida, recomenda-se

estabelecer uma ligação equipotencial conectando a estrutura FV diretamente ao

SPDA.

45

Nesta situação, os condutores de energia, tanto de corrente AC quanto de

corrente DC, estarão em paralelo com os condutores de aterramento, portanto,

sujeitos a receber uma parcela da corrente de descarga.

Figura 12 - Diagrama de fluxo para seleção das medidas de proteção de

um sistema FV

Fonte: Adaptado de (revista FotoVolt, 2016).

A figura 12 corresponde à figura 1 da norma NBR 5419-2, com as

inovações definidas do suplemento 5 da norma EN 62305-3.

Instalação de SPDA

Análise de risco

conforme IEC 62305-2

(no âmbito da ABNT,

vale a NBR 5419-2)

46

3. ESTUDOS DE CASOS JÁ IMPLANTADOS

Neste capítulo são especificadas todas as informações coletadas durante

as visitas técnicas realizadas para avaliação das proteções dos sistemas FV. Foram

vistoriados os sistemas FV da Universidade do Sul de Santa Catarina (UNISUL -

Pedra Branca), do Centro de Pesquisa e Capacitação em Energia Solar da

Universidade Federal de Santa Catarina (Laboratório Fotovoltaica UFSC) e também

da empresa Clemar Engenharia Ltda (Clemar - UIP).

3.1. UNISUL - PEDRA BRANCA

A Universidade do Sul de Santa Catarina (UNISUL) é uma instituição

educacional multicampi orientada para a produção, desenvolvimento e difusão do

conhecimento por intermédio da pesquisa, do ensino e da extensão em todos os

níveis e áreas de conhecimento, nas modalidades presencial e a distância.

Conta com três campi: Tubarão, Grande Florianópolis e UNISUL Virtual, e

suas respectivas unidades universitárias: Imbituba, Içara, Araranguá, Braço do

Norte, Pedra Branca e Florianópolis, além de mais de 100 polos de educação a

distância.

Em junho de 2016 o Programa de Eficiência Energética das Centrais

Elétricas de Santa Catarina S/A (PEE CELESC) investiu mais de meio milhão de

reais na UNISUL - Pedra Branca. O recurso foi destinado ao projeto de redução da

demanda na ponta e do consumo de energia elétrica através da substituição de

lâmpadas fluorescentes tubulares por lâmpadas LED tubulares e da instalação de

um sistema FV. O projeto de eficientização foi implantado nos blocos F, G e H.

47

Fotografia 1 - Sistema FV implantado nos blocos F e H da UNISUL - Pedra

Branca

Fonte: Anderson Soares André, 2017.

Tabela 4 - Características do sistema FV da UNISUL - Pedra Branca

Bloco Tecnologia Quantidade de módulos

Potência instalada

F Silício policristalino (p-Si) 80 24,80 kWp

H Silício policristalino (p-Si) 40 12,40 kWp

Fonte: Elaboração do autor, 2018.

3.1.1. Equipamentos

a) Inversores Fronius modelo Symo 12.5-3-M e modelo Eco 27.0-3-S

Para a conversão da corrente DC em corrente AC do sistema FV da

UNISUL - Pedra Branca, são utilizados dois inversores de frequência. Os inversores

encontram-se no segundo pavimento na parte interna do bloco H e são responsáveis

pela conversão DC/AC dos módulos instalados em cada bloco, ou seja, o inversor

Fronius modelo Symo 12.5-3-M é responsável pelo bloco H e o inversor Fronius

modelo Eco 27.0-3-S é responsável pelo bloco F.

Bloco H

12,40 kWp

(p-Si) Bloco F

24,80 kWp

(p-Si)

48

Fotografia 2 - Inversores de frequência e string box dos sistemas FV

instalados nas coberturas dos blocos F e H


Instalada próxima aos dois inversores, encontra-se a string box para a

proteção do lado DC de cada inversor. Durante a visita técnica foi possível obter

acesso visual da parte interna da string box, com isso foi verificado que a mesma

não está em conformidade com a subseção 4.2.5.7 da NBR 5410, pois observa-se

existência de dispositivos de proteção para o lado AC no seu interior, junto dos

dispositivos DC.

49

Fotografia 3 - String box para a proteção dos inversores


A string box é composta por alguns dos principais componentes de

proteção. A proteção no lado DC contém um conjunto de oito fusíveis padrão do tipo

gPV (para aplicação em sistemas FV) que exercem a função de proteção de

retaguarda e no inversor já está instalada a chave DC para a realização de

seccionamento. Um ponto requer atenção, contém três DPSs monopolares classe II

de acordo com a norma IEC 61643-1 (norma IEC de 2005) e cinco DPSs

monopolares classe II de acordo com a norma IEC 61643-11 (norma IEC de 2011).

Para a proteção no lado AC é utilizado um conjunto de oito DPSs classe II

de acordo com a norma IEC 61643-11. Instalado próximo aos dois inversores e a

string box, encontra-se o quadro de distribuição de circuitos CD5 no qual estão

contidos dois disjuntores AC que exercem a função de seccionamento. Durante a

visita técnica foi possível obter acesso visual à parte interna do quadro de

distribuição de circuitos CD5.

Quanto à instalação, com exceção da string box para a proteção do lado

DC, está em conformidade com as normas NBR 5410 e IEC 60364-7-712.

50

Fotografia 4 - Quadro de distribuição de circuitos CD5


b) SPDA

Verificou-se que já havia a existência do SPDA antes da instalação dos

módulos FV nas coberturas dos blocos F e H da UNISUL - Pedra Branca. Durante a

visita foi constatado que a distância de segurança entre as estruturas FV e o

subsistema de captação que compõe o SPDA não estava sendo atendida.

Sempre que possível, recomenda-se que um SPDA não tenha uma

conexão direta com o sistema de alimentação FV, mantendo as distâncias de

segurança necessárias. No caso do sistema FV da UNISUL - Pedra Branca, como

as distâncias de segurança não puderam ser mantidas, seria recomendado

estabelecer uma ligação equipotencial conectando a estrutura FV diretamente ao

SPDA. No entanto, tal ligação não foi executada.

51

Fotografia 5 - Distância de segurança não atendida entre as

estruturas FV e o subsistema de captação do SPDA


Não foi necessária a instalação de captores adicionais para proteger o

sistema FV contra descargas diretas, pois os módulos FV estão localizados dentro

do volume protegido pelo sistema de captação do SPDA já existente. O método da

esfera rolante foi utilizado para determinar o volume de proteção dos captores do

SPDA já existente nos blocos F e H.

d < s

Subsistema

de captação

52

Figura 13 - Layout traseiro: método da esfera rolante utilizado para

determinar o volume de proteção dos captores do SPDA


Figura 14 - Layout lateral: método da esfera rolante utilizado para

determinar o volume de proteção dos captores do SPDA


53

3.2. LABORATÓRIO FOTOVOLTAICA UFSC

O Centro de Pesquisa e Capacitação em Energia Solar da Universidade

Federal de Santa Catarina (Laboratório Fotovoltaica UFSC) desenvolve estudos nas

diversas áreas de aplicação da energia solar no Brasil, com foco principal em

sistemas FV integrados ao entorno construído e interligados à rede elétrica pública,

os chamados Edifícios Solares FV.

O Laboratório Fotovoltaica UFSC possui quatro sistemas FV

independentes: Sistema A (sobre a cobertura do bloco A), Sistema B (sobre a

cobertura do bloco B), Sistema C (sobre a cobertura do estacionamento) e Sistema

D (sobre o posto de recarga do ônibus elétrico). Também possui sistemas de solo

destinados para estudos, análises e treinamentos.

Figura 15 - Laboratório Fotovoltaica UFSC

Fonte: Luz Solar, 2017.

Tabela 5 - Características dos sistemas FV do Laboratório Fotovoltaica UFSC

Sistema Tecnologia Quantidade de módulos

Potência instalada

A Silício policristalino (p-Si) 270 66,15 kWp

B Silício microamorfo (μSi) 95 13,50 kWp

C Disseleneto de cobre, índio e gálio (CIGS) 112 13,44 kWp

D Telureto de cádmio (CdTe) 25 2,44 kWp


Bloco B

13,50 kWp

(a-Si/μc-Si)

Eletroposto

2,44 kWp

(CdTe)

Bloco A

66,15 kWp

(p-Si)

Estacionamento

13,44 kWp

(CIGS)

Sistemas de solo

10 kWp

54

3.2.1. Equipamentos

a) Inversor ABB modelo TRIO-20.0-TL-OUTD-S2X-400

Os inversores dos sistemas FV do bloco A, bloco B e do estacionamento

encontram-se centralizados na parte interna do bloco A. Durante a visita técnica não

foi possível obter acesso aos projetos elétricos das instalações dos sistemas FV,

também ficou restrita a visualização interna da string box de cada inversor. No

entanto, com os dados técnicos adquiridos referentes aos modelos dos inversores,

foi possível acessar o manual do equipamento via website do fornecedor e

consequentemente representar o diagrama ilustrativo da parte interna de cada string

box.

Fotografia 6 - Inversores de frequência dos sistemas FV dos blocos A, B e

estacionamento


Instalada em conjunto a cada inversor, encontra-se a string box para a

proteção do lado DC. Após a análise do diagrama no manual do equipamento, foi

verificado que cada string box não está em conformidade com a subseção 4.2.5.7 da

55

NBR 5410, pois há a existência de dispositivos de proteção para o lado AC

internamente.

Figura 16 - Diagrama inversor + string box modelo TRIO-20.0-TL-OUTD-

S2X-400

Fonte: Adaptado de (ABB, 2015).

Figura 17 - String box do inversor

TRIO-20.0-TL-OUTD-S2X-400


56

Composta pelos principais componentes de proteção, a string box contém

um conjunto de fusíveis padrões do tipo gPV que exerce a função de proteção de

retaguarda, contém dois DPSs classe II para a proteção no lado DC de acordo com

a norma EN 50539-11.

Para a proteção no lado AC, contém um DPS classe II de acordo com a

norma IEC 61643-11. Para exercer a função de seccionamento, possui uma chave

de desconexão AC+DC.

Com exceção da string box AC+DC, as demais instalações estão de

acordo com a norma NBR 5410 e a norma IEC 60364-7-712.

b) Inversor ABB modelo UNO-2.0-I-OUTD-S

Os inversores dos sistemas de solo encontram-se fixados nas estruturas

metálicas onde estão instalados os módulos FV.

Fotografia 7 - Inversor de frequência dos

sistemas FV de solo


57

Figura 18 - Diagrama inversor modelo UNO-2.0-I-OUTD-S


Instaladas próximo aos inversores, encontram-se string boxes AC+DC.

Internamente estão alojados os dispositivos de proteção tanto para o lado AC quanto

para o lado DC. As string boxes não estão em conformidade com a subseção 4.2.5.7

da NBR 5410.

Fotografia 8 - String box para a proteção do inversor UNO-2.0-I-OUTD-S


As string boxes dos sistemas de solo, também contêm os principais

componentes de proteção. Para cumprir a função de proteção de retaguarda é

58

composta por dois fusíveis gPV embutidos em porta-fusíveis apropriados, além de

possuir um DPS classe II para a proteção no lado DC de acordo com a norma EN

50539-11.

Para a proteção no lado AC, contém um DPS classe II de acordo com a

norma IEC 61643-1 (norma IEC de 2005). Na entrada DC e na saída AC do inversor,

estão conectados um disjuntor DC e um disjuntor AC respectivamente.

Em relação à instalação, está de acordo com a norma NBR 5410 e a

norma IEC 60364-7-712, com exceção da string box para a proteção do lado DC.

c) SPDA

Durante a coleta de dados, foi verificado visualmente que não havia

instalações de terminais aéreos (para-raios) em nenhuma das edificações ou

estruturas que compõem o Laboratório Fotovoltaica UFSC.

Na seção I, capítulo IX da instrução normativa IN 001 do corpo de

bombeiros militar de Santa Catarina, especifica que o SPDA deve ser exigido a

todas as edificações com altura igual ou superior a 20 metros ou área total

construída igual ou superior a 750 m². O motivo da ausência de terminais aéreos

provavelmente se deve pelo fato de que as áreas dos blocos A e B, que são as

maiores edificações, são 450,57 m² e 174,84 m² respectivamente.

Na fotografia 9 é possível verificar visualmente a ausência de terminais

aéreos na cobertura do bloco A.

59

Fotografia 9 - Sistema FV do bloco A com ausência

de terminais aéreos


Após a realização da visita técnica, a informação obtida é que há

aterramento funcional das estruturas metálicas onde estão instalados os módulos

FV. Com isto o cenário está em conformidade com a situação A da subseção

2.4.3.3. deste trabalho. No entanto, não foram registrados, por meio de fotografias,

condutores de ligação equipotencial e condutores de descida para os terminais de

aterramento.

3.3. CLEMAR ENGENHARIA

A Clemar Engenharia Ltda tem sua unidade matriz localizada em

Florianópolis. A empresa possui uma unidade industrial em Palhoça e um escritório

técnico-comercial em Joinville, além de 11 filiais distribuídas nos principais estados

do Brasil. Atua na área de soluções de engenharia, como infraestrutura de

telecomunicações, infraestrutura em tecnologias de TI, climatização, energia e

manutenção.

Em dezembro de 2016 foi ativada a Usina de Micro-Geração FV na UIP

(Unidade Industrial de Palhoça).

60

Fotografia 10 - Sistema FV da Clemar - UIP

Fonte: Clemar, 2016.

Fotografia 11 - Características do sistema FV da

Clemar - UIP


3.3.1. Equipamentos

a) Inversor ABB modelo TRIO-27.6-TL-OUTD-S2X-400

Os inversores do sistema FV da Clemar - UIP encontram-se instalados

dentro de uma cabine gradeada no mezanino, que fica antes do acesso para o

61

telhado. Fisicamente, o modelo TRIO-27.6-TL-OUTD-S2X-400 é idêntico ao modelo

TRIO-20.0-TL-OUTD-S2X-400 (figura 15). No entanto, as características técnicas os

distinguem.

Fotografia 12 - Inversores de frequência do sistema FV instalado no

telhado da Clemar - UIP


Além dos dois inversores de frequência instalados dentro da cabine

gradeada, encontra-se a string box para a proteção no lado DC dos mesmos. Ao

invés de utilizar as string boxes, que vêm de fábrica, em conjunto com os inversores,

foi desenvolvida pela própria Clemar uma string box com monitoramento por string3.

Desta forma a string box está em conformidade com a subseção 4.2.5.7 da NBR

5410.

3 String é uma certa quantidade de módulos FV conectados em série.

62

Fotografia 13 - String box com monitoramento

por string


O sistema FV da Clemar - UIP é dividido em dois arranjos de 126 módulos

cada, ou seja, são 126 módulos conectados ao inversor 01 e 126 módulos

conectados ao inversor 02. Consequentemente, a string box é dividida em duas

partes, e reúne os principais dispositivos de proteção no lado DC dos inversores.

Em cada parte da string box, para exercer o monitoramento por string,

consiste na entrada positiva DC conectada aos módulos FV um controle de

gerenciamento de energia (uma unidade central + seis unidades de medição/fusíveis

gPV) que também exerce a função de proteção de retaguarda juntamente com os

fusíveis gPV conectados na entrada DC negativa aos módulos FV.

Para atender uma das exigências da EN 50539-11, um artifício técnico foi

providenciado para que pudessem ser utilizados dois DPSs classe I + II para a

proteção no lado DC, pois os mesmos são de acordo com a norma IEC 61643-1

(norma IEC de 2005). Basicamente dentro de cada DPS existem dois varistores,

onde cada varistor foi conectado em paralelo com um fusível externo para a

63

realização de desconexão do DPS, a fim de isolar o varistor do circuito através de

uma comutação automática em caso de falha.

Na entrada DC de cada inversor, estão conectados 2

disjuntores/seccionadoras DC. Não foi registrado, por meio de fotografias, a string

box no lado AC de cada inversor.

Em conformidade com as normas NBR 5410 e IEC 60364-7-712, os

requisitos de instalação foram atendidos.

Figura 19 - Sistema supervisório da Clemar - UIP

Fonte: Clemar, 2018.

b) SPDA

Durante a coleta de dados, foi obtida a informação que o SPDA da

Clemar - UIP já era existente antes da instalação do sistema FV. As distâncias de

segurança puderam ser atendidas após a instalação do sistema FV. Entretanto,

foram estabelecidas ligações equipotenciais conectando as estruturas FV

diretamente ao SPDA já existente.

64

Fotografia 14 - Distância de segurança atendida entre as

estruturas FV e os componentes do SPDA


Na fotografia 14 é especificado o local da menor distância entre o

subsistema de captação que compõe o SPDA e a estrutura FV a ser protegida. É o

ponto onde a distância de segurança deve ser considerada.

Fotografia 15 - Condutores/tubos de ligação equipotencial

instalados na estrutura FV


d > s

l

65

Fotografia 16 - Condutores/cabos de ligação equipotencial

instalados na parte metálica de cada módulo FV


16 mm²

6 mm²

66

4. CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS

4.1. CONCLUSÕES

Este trabalho procurou apresentar as mais recentes metodologias

aplicadas para proteções contra descargas atmosféricas e surtos em sistemas FV

on-grid. Para isso, além de pesquisas bibliográficas (livros, apostilas, artigos,

revistas, manuais e websites), baseou-se principalmente nas metodologias e

considerações apresentadas nas normas internacionais regidas pela International

Electrotechnical Commission e pelas normas europeias regidas pelo European

Committee for Electrotechnical Standardization, ambas estudadas em paralelo com

as normas brasileiras regidas pela Associação Brasileira de Normas Técnicas.

Apesar de ainda haver indefinições e/ou má compreensão quanto às diretrizes

regulatórias relacionadas à proteção em sistema FV, inclusive devido à “ausência”

de normas técnicas unânimes e consolidadas ante um mercado com número

crescente de acessantes com capacidade de injetar potência da rede elétrica, é de

relevância para a sociedade e o setor elétrico o estabelecimento de diretrizes para

proteção de sistemas FV enquanto objeto de estudo.

Dentre as principais questões abordadas ao longo deste trabalho, três

merecem ênfase por ainda serem tópicos preocupantes, desconhecidos ou

negligenciados em relação à proteção em sistemas FV.

O primeiro tópico pondera que uma string box AC+DC é um modelo de

configuração obsoleta. Como a instalação FV não se enquadra em nenhuma das

exceções da subseção 4.2.5.7 da NBR 5410, conclui-se que as fontes de

alimentação AC e DC devem permanecer alojadas separadamente, ou seja, é

inconcebível uma string box AC+DC.

O segundo tópico aborda sobre a proteção do lado DC em um sistema

FV. A baixa corrente de curto-circuito pode não ser suficiente para causar a atuação

da proteção de retaguarda em um eventual curto-circuito permanente de um DPS

regido pela IEC 61643-1 ou IEC 61643-11, o que poderia causar incêndios na

instalação elétrica. Para solucionar esse problema, o DPS deve estar em

conformidade com a EN 50539-11, que exige a realização de desconexão do DPS

através de um fusível interno, dentro do mesmo dispositivo. Outra exigência é a

67

conexão dos DPSs na topologia Y para aumentar a impedância do sistema e a

resistência contra eventual falha de isolação.

E o terceiro tópico explana que uma determinada distância de segurança

“s” deve ser mantida entre o sistema F e o subsistema de captação que compõe o

SPDA externo, ambos instalados na cobertura de uma edificação, para que assim

possa ser evitado o centelhamento entre as partes condutoras.

Para concretizar a submissão deste trabalho, foram realizados três

estudos de casos nas cidades de Florianópolis e Palhoça, por meio de visitas

técnicas, em diferentes instalações providas por sistemas FV on-grid e suas

respectivas configurações de proteção.

No primeiro estudo de caso foi vistoriado o sistema fotovoltaico da

UNISUL - Pedra Branca. Durante a visita técnica foi verificado que a string box não

está em conformidade com a subseção 4.2.5.7 da NBR 5410, pois observa-se

existência de dispositivos de proteção para o lado AC no seu interior, junto dos

dispositivos DC.

Quanto à instalação, com exceção da string box para a proteção do lado

DC, está em conformidade com as normas NBR 5410 e IEC 60364-7-712.

Durante a visita foi constatado que a distância de segurança entre as

estruturas FV e o subsistema de captação que compõe o SPDA não estava sendo

atendida. Seria recomendado estabelecer uma ligação equipotencial conectando a

estrutura FV diretamente ao SPDA.

Não foi necessária a instalação de captores adicionais para proteger o

sistema FV contra descargas diretas, pois os módulos FV estão localizados dentro

do volume protegido pelo sistema de captação do SPDA já existente.

No segundo estudo de caso foram vistoriados os sistemas fotovoltaicos

do Laboratório Fotovoltaica UFSC. Ressaltando que o principal objetivo deste estudo

de caso em particular foi somente para fins acadêmicos, tendo a convicção que o

Laboratório Fotovoltaica UFSC é uma instituição com foco em pesquisas.

Foi verificado que cada string box não está em conformidade com a

subseção 4.2.5.7 da NBR 5410, pois há a existência de dispositivos de proteção

para o lado AC internamente.

Com exceção da string box AC+DC, as demais instalações estão de

acordo com a norma NBR 5410 e a norma IEC 60364-7-712.

68

Após a realização da visita técnica, foi obtida a informação que há

aterramento funcional das estruturas metálicas onde estão instalados os módulos

FV. Com isto o cenário está em conformidade com a situação A da subseção

2.4.3.3. deste trabalho.

No terceiro estudo de caso foi vistoriado o sistema fotovoltaico da Clemar

- UIP. Ao invés de utilizar as string boxes, que vêm de fábrica, em conjunto com os

inversores, foi desenvolvida pela própria Clemar uma string box com monitoramento

por string. Desta forma a string box está em conformidade com a subseção 4.2.5.7

da NBR 5410.

Em conformidade com as normas NBR 5410 e IEC 60364-7-712, os

requisitos de instalação foram atendidos.

As distâncias de segurança puderam ser atendidas após a instalação do

sistema FV. Entretanto, foram estabelecidas ligações equipotenciais conectando as

estruturas FV diretamente ao SPDA já existente.

4.2. TRABALHOS FUTUROS

A seguir são citados pontos que precisam ser investigados e/ou

melhorados por meio de novos estudos ao longo do desenvolvimento deste trabalho:

Investigar as mais recentes metodologias aplicadas para proteções contra

descargas atmosféricas e surtos em sistemas FV off-grid;

Realizar estudos de casos já implantados em USF;

Investigar métodos relacionados à implementação de um subsistema de

captação do SPDA em USF utilizando tracker (dispositivo que posiciona os

painéis FV no melhor ângulo de inclinação a cada momento do dia em

relação à incidência de irradiação solar, fazendo com que o sistema obtenha

um ganho no rendimento);

Desenvolvimento de projeto, aplicando os métodos estudados neste trabalho;

Realização de estudos das metodologias e considerações apresentadas nas

normas internacionais e europeias em paralelo com a NBR 16690:

Instalações elétricas de arranjos fotovoltaicos - Requisitos de projeto (após

consulta nacional).

69

REFERÊNCIAS

ABB. Product manual TRIO-20.0/27.6-TL-OUTD (20.0 to 27.6 kW). 2015. Disponível em: <https://search-ext.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID= 9AKK106103A7585&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch>. Acesso em: 02 set. 2018. ABB. Product manual UNO-2.0/2.5-I-OUTD (2.0 to 2.5 kW). 2014. Disponível em: <https://library.e.abb.com/public/7a8367ab70cae55e85257e1f006f4118/UNO-2.0_2..5-I-OUTD-Product%20manual%20EN.pdf>. Acesso em: 02 set. 2018. ANDERSON SOARES ANDRE. UNISUL - vendo tudo de cima. Disponível em: <https://www.youtube.com/watch?v=kOV90FxxpmU>. Acesso em: 29 out. 2018. ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR 16690: Instalações elétricas de arranjos fotovoltaicos - Requisitos de projeto. Rio de Janeiro, 2018. ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR 5410: Instalações elétricas de baixa tensão. Rio de Janeiro, 2004. ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR 5419: Proteção contra descargas atmosféricas - Parte 1: Princípios gerais. Rio de Janeiro, 2015. ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR 5419: Proteção contra descargas atmosféricas - Parte 2: Gerenciamento de risco. Rio de Janeiro, 2015. ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR 5419: Proteção contra descargas atmosféricas - Parte 3: Danos físicos a estruturas e perigos à vida. Rio de Janeiro, 2015. ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR 5419: Proteção contra descargas atmosféricas - Parte 4: Sistemas elétricos e eletrônicos internos na estrutura. Rio de Janeiro, 2015. ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR IEC 61643: Dispositivos de proteção contra surtos em baixa tensão - Parte 1: Dispositivos de proteção conectados a sistemas de distribuição de energia de baixa tensão - Requisitos de desempenho e métodos de ensaio. Rio de Janeiro, 2007. CARLO GAVAZZI. Product Selection. Disponível em:<http://www.productselection.net/>. Acesso em 06 out. 2018. CENTRAIS ELÉTRICAS DE SANTA CATARINA S/A. Educação +Eficiente UNISUL Palhoça (EE-029/2016). Disponível em: <http://site.celesc.com.br/peecelesc/index. php/2013-06-17-19-13-35/projetos-em-andamento/167-educacao-eficiente-unisul-palhoca>. Acesso em: 29 out. 2018. PAULINO, José Osvaldo Saldanha. et al. Proteção de equipamentos elétricos e eletrônicos contra surtos elétricos em instalações. 1. ed. Lagoa Santa: Editora

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