Projeto Básico para Instalação de uma Planta de Geração Solar Fotovoltaica Prédio CPMR – CCS-2/UFRJ Engº Ulisses Miranda / Engº Wagner Guedes Recriar Tecnologias e Engenharia 21 3942-8008 / 21 98505-8466 / 21 96463-1088 Rua Afrânio Melo Franco, 333, Sala 12 Parque Tecnológico – Quitandinha Petrópolis / RJ [email protected]www.recriartecnologias.com.br @recriartecnologias
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Modo 2 - O d ispositiv o ge ra l fe chado e d ispositiv o de inte rfa ce abe rto . As ca rgas do sistem a são a l im entado apenas pe la rede (ev ento anorm a l sobre o ge rador ou da ausência de produção)
Modo 1 - Dispositiv o ge ra l e de inte rfa ce fe chado. As ca rgas do sistem a são a l im entados a pa rti r da rede ou do ge rador fo tov o lta ico
Modos de ope ração
Modo 3 - Dispositiv o ge ra l e de inte rfa ce abe rto . As ca rgas do sistem a não são a l im entados (fa l ta de ene rg ia na rede )
DG: Dispositiv o Ge ra lDispositiv o de Inte rfa ce e Ge rador integrado no Inv e rsor
Em presa
Técnico r esponsável
20/02/2019Dat a
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91 k WPot ência nom inal
Diagrama unifilar do sistema
PROJETO BÁSICO
FIGURA 10: DIAGRAMA ELÉTRICO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO PARA O SFV (Ver figura completa no apêndice C).
5.5 INTERLIGAÇÃO COM A REDE DA CONCESSIONÁRIA
Para o SFV sugerido acima, utilizaram-se inversores cuja tensão de saída é de 220 V, interligados à rede elétrica
através do quadro QFE-CHILL (Ver anexo B), localizado na cobertura do edifício. Este quadro será interligado ao
QGBT-E, localizado no térreo distante cerca de 50 metros, através de cabos tipo isolado (3F + N) 240 mm² + T
120 mm² e disjuntor de proteção tripolar 320 A.
Porém, fica a critério da contratada a opção de escolha do nível de tensão de saída do inversor, desde que seja
devidamente autorizada pela Decania do CCS com aval do Fundo Verde a instalação de trafo isolador 380/220 V, a
expensas da CONTRATADA, com capacidade adequada à geração do sistema fotovoltaico, bem como cabos elétricos
e disjuntores de interligação do SFV, também a expensas da CONTRATADA, não cabendo nenhum termo aditivo
visando acrescentar tais itens.
Em consulta realizada junto à concessionaria de energia Light SESA fica o registro da não obrigatoriedade da
instalação de Dispositivo de Seccionamento Visível (DSV), nem de Disjuntor de Acoplamento (DA) com bobina de
mínima alimentada por sistema ininterrupto de fornecimento de energia, em minigeração fotovoltaica com interface
inversora. No lugar do disjuntor de acoplamento é suficiente a instalação de um disjuntor termomagnético com funções
de sobrecorrente temporizada e instantânea.
5.6 MEDIDOR BIDIRECIONAL
A concessionária promoverá a substituição do medidor de energia por um medidor bidirecional, sendo a
CONTRATADA responsável pela aquisição do medidor indicado pela concessionária.
5.7 SISTEMA DE AQUISIÇÃO E ANÁLISE DE DADOS (SAAD)
O Sistema de Aquisição e Análise de Dados (SAAD) é composto por uma estação solarimétrica, dataloggers,
sensores, analisadores de rede, workstation para visualização dos dados e outros componentes acessórios, e será
instalado na cobertura. Os equipamentos do SAAD devem ser configurados para registrar dados elétricos e ambientais.
A estação solarimétrica do SAAD deve conter no mínimo dois piranômetros (sensor de irradiação solar), duas células
de referência e sensores de temperatura ambiente e temperatura do módulo. Os piranômetros e células de referência
deverão ser posicionados na mesma inclinação de cada uma das duas orientações do sistema fotovoltaico (pontos
subcolaterais Leste-nordeste (ENE) e Oeste-sudoeste (OSO)). Os sensores do sistema devem possuir as seguintes
características mínimas:
Sensor de radiação solar global 01
• Tipo de sensor: piranômetro à termopilha (First Class);
• Faixa Espectral: 285-2800 nm;
• Calibração individual do sensor com protocolo e indicação do valor de calibração;
• Incerteza diária: <5 %;
• Garantia de no mínimo 1 ano para defeitos de fabricação.
PROJETO BÁSICO
Sensor de radiação solar global 02
• Tipo de sensor: Célula de Referência (Silício Monocristalino);
• Calibração individual do sensor com protocolo e indicação do valor de calibração;
• Incerteza diária: <5 %;
• Garantia de no mínimo 1 ano para defeitos de fabricação.
Sensor de temperatura ambiente
• Tipo de sensor: PT100;
• Faixa de medição: 0°C até +110 °C;
• Precisão: ±0,5 %;
• Índice de Proteção: IP62;
• Garantia de no mínimo 1 ano para defeitos de fabricação.
Sensor de temperatura dos módulos fotovoltaicos
• Tipo de sensor: PT100;
• Faixa de medição: 0°C até +110 °C;
• Precisão: ±0,5 %;
• Índice de Proteção: IP65;
• Garantia de no mínimo 1 ano para defeitos de fabricação.
Deverão estar disponíveis todos os meios (softwares, programas, licenças, etc.) necessários para que o usuário
possa fazer, por conta própria, o download dos dados e informações armazenadas na memória interna de cada
datalogger, bem como a programação das rotinas de coleta, armazenamento e transmissão de dados.
Os dados de geração de energia dos inversores, medidor de energia e estação solarimétrica deverão possuir um
datalogger dedicado cada, cujos dados deverão ser unificados em uma central de dados para emissão de relatórios em
formato padrão .XLS, .CSV ou .XML.
Os protocolos de comunicação do medidor de energia, inversores e estação solarimétrica devem ser compatíveis e
unificados entre eles ou ter protocolos abertos para comunicação, desde que garantam a interoperabilidade entre estes
e outros sistemas.
Para fins de universalização dos dados coletados para a comunidade da UFRJ, o SAAD deverá ser capaz de
exportar dados de forma autônoma e automatizada, em formato customizável pela UFRJ, no formato .XML, .CSV ou
.XLS visando a geração de relatórios gerenciais a partir dos dados de medição e sensoriamento. Os relatórios poderão
ser enviados por e-mail, e disponibilizados em arquivos de servidores FTP.
No caso de falha de alimentação de energia, o datalogger deve ter a capacidade de ser programado para
reassumir todas as suas funções no momento em que a carga for restabelecida, sem a perda dos dados e da
configuração anterior.
Durante o período de operação assistida, a CONTRATADA deverá dar todo o suporte necessário, para que a
equipe técnica do Fundo Verde possa assumir o controle do SAAD.
5.7.1 WORKSTATION
A CONTRATADA será responsável pela montagem e configuração da workstation, incluindo nobreak com
PROJETO BÁSICO
autonomia de 4 horas para visualização e armazenamento dos dados, devendo garantir que os dados serão
armazenados de forma segura (com backup), e transmitidos com intervalo máximo de 1 (um) minuto. A contratada
deverá disponibilizar também um manual do usuário para todos os processos descritos. Incluindo assim, um manual
para uso do software de coleta, armazenamento, formatação e envio dos dados. A CONTRATADA ficará
responsabilizada pela conexão da workstation à rede de internet da Universidade.
A aquisição e instalação da Workstation são de responsabilidade da CONTRATADA, e esta deve ser localizada
em sala a ser definida, e mais próxima possível dos inversores, após autorização da Decania do CCS e aval do Fundo
Verde.
A Workstation deverá possuir as seguintes características apresentadas na TABELA 4.
Dispositivo Características
Processador
· 1 (um) Processador Intel Quadcore ou superior;
· 4 (quatro) Núcleos ou mais por processador;
· Frequência real de clock interno mínima de 2,20 GHz
(Gigahertz);
· Mínimo de 6 MB (Megabytes) de cache por processador ou
1,5 MB (Megabytes) por core (núcleo).
Memória RAM
· Mínimo de 8 GB (Gigabytes), 1x8GB, tipo DDR3 ou
superior;
· Velocidade de clock mínima de 1333 MHz (Megahertz);
· RDIMM, DDR3 e Dual Rank;
Disco Rígido
· Padrão SSD ou superior;
· 1 (um) Disco com capacidade de armazenamento mínima
de 480 GB (Gigabytes);
· Taxa de transferência de dados de, no mínimo, 6 Gb/s
(Gigabits por segundo);
· Taxa de rotação mínima de 7200 rpm (rotações por
minuto) para o disco;
· Expansível até 2 discos rígidos;
· Gravações 490MBs ou Superior
· Leituras: 550MBs ou superior
Placa Mãe
· Com total suporte às características especificadas para o
processador, memória RAM e disco rígido presentes nesta
descrição;
· Mesmo fabricante do equipamento, não sendo aceito o
regime OEM ou customizações.
PROJETO BÁSICO
BIOS
· BIOS do mesmo fabricante do equipamento ou ter direitos
(COPYRIGHT) sobre essa BIOS, não sendo aceitas
soluções em regime de OEM ou customizações;
· Com suporte à ACPI (Advanced Configuration and Power
Interface) e SMBIOS (System Management BIOS);
· Com registro do número de série do equipamento
acessível remotamente via comandos DMI.
Mídia Óptica · Não Necessário
Placa de vídeo
· Placa de vídeo de 32 MB ou superior;·
Memória dedicada de, no mínimo, 32 MB (Megabytes);
· 1 (uma) saída VGA.
Placa de Rede
· 1 (uma) Placa de rede on-Board com 1 (uma) interface Gigabit
ou superior;
· A placa deve possuir conectores RJ45;
· Com suporte a jumbo frames;
· Deve suportar as velocidades de transmissão de
10/100/1000Mbps (Megabits por segundo).
Fonte de alimentação
· 1 (uma) Fonte de Potência real mínima de 300 W (Watts);
· Deverá suportar as tensões de entrada de 127 V e 220 V,
com ajuste automático.
Gabinete e acessórios · Gabinete Mini PC (MicroATX);
Monitor LCD
·Tensão de operação: 100~240 Vac;
· Frequência de entrada: 60 Hz;
· Temperatura ambiental de operação: 0~40°C;
· Tela de 17”;
· Compatibilidade com Windows, Sun, Unix e Linux.
Acessórios
· Mouse Óptico USB
· Teclado Padrão ABNT2 USB
Acessórios Rack · Bandeja 1U para suporte Monitor/Gabinete com trilhos
moveis.
Similar à · Dell Optiplex Mini 3040
PROJETO BÁSICO
O equipamento deve incluir todos os cabos necessários para permitir a interconexão de seus componentes e os
devidos programas para instalação, para o correto funcionamento dos equipamentos.
5.8 COMUNICAÇÃO
A comunicação do sistema deverá ser realizada utilizando comunicação ethernet ou outra rede seguindo o padrão
de comunicação utilizado no edifício CPMR. Todo o projeto de comunicação será de responsabilidade da
CONTRATADA e deverá ser apresentado previamente para aprovação do Fundo Verde –UFRJ.
O fornecimento de cabos de rede CAT 6, adaptadores, conversores e qualquer outro equipamento para correto
funcionamento do sistema de comunicação é de inteira responsabilidade da CONTRATADA.
5.9 INSTALAÇÃO ELÉTRICA
O projeto elétrico do sistema fotovoltaico deverá ser elaborado com base nas normas pertinentes e deverá possuir
ART cadastrada no CREA-RJ.
5.10 SISTEMA DE PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
A cobertura da edificação já possui um sistema de proteção contra descargas atmosféricas (SPDA). A
CONTRATADA deverá realizar levantamento detalhado do estado dos SPDA existente, para determinar as
modificações que serão realizadas, se necessário, de modo a garantir a proteção do sistema fotovoltaico e da
edificação.
Os resultados dos levantamentos e estudos das modificações deverão ser apresentados na forma de relatório
técnico, que será anexado ao projeto executivo, contendo todos os dados obtidos, componentes existentes, riscos
observados e as modificações, reparos e reforços que a CONTRATADA realizará para a devida adequação.
Os resultados dos levantamentos e estudos, também fornecerão subsídios para a seleção, especificação e
aplicação dos Dispositivos de Proteção contra Surtos de Tensão (DPS) nos circuitos CC e CA.
Deverão constar no Projeto Executivo todas as especificações e as modificações do SPDA que serão realizadas
para a adaptação à presença dos módulos fotovoltaicos e demais componentes do sistema fotovoltaico.
TABELA 4 – PARÂMETROS DA WORKSTATION.
PROJETO BÁSICO
O Projeto do SPDA deverá estar de acordo com a norma NBR 5419 e recomendações técnicas existentes para
sistemas fotovoltaicos não contemplados na NBR 5419, de forma a garantir proteção do sistema fotovoltaico e da
edificação contra descargas atmosféricas. Além disso, o parecer técnico com as medidas e a ART do responsável
deverão ser apresentados.
5.11 CONDUTORES ELÉTRICOS
Todos os condutores elétricos utilizados devem ser presos adequadamente, utilizando braçadeiras plásticas, de
maneira a evitar balanços e tensões.
Os condutores devem ser dimensionados respeitando-se as ampacidades máximas admissíveis. Será admitida
uma queda máxima total de tensão de 1% no cabeamento CC como um todo e de 2% no cabeamento CA como um
todo.
Os condutores devem possuir seção transversal igual ou superior a 1,5 mm², e devem ter isolação mínima de 1 kV.
Os condutores devem possuir proteção contra intempéries, ser resistentes a raios UV, não devem propagar chama, e
devem ser constituídos de material livre de halogênio com baixa emissão de fumaça e gases tóxicos.
Os condutores utilizados no lado em CC deverão ser formados por fios de cobre eletrolítico, estanhado, tempera
mole, encordoamento classe 5. O condutor deverá estar conforme a norma IEC 60228. O condutor deverá atender às
exigências da norma TUV 2Pfg 1169.
5.12 CONECTORES
Os conectores CC fazem a conexão elétrica entre os cabos dos arranjos e o cabo principal que faz o paralelo do
circuito. Todas as conexões deverão utilizar conectores MultiContact tipo MC4. Em terminações de cabos que não
utilizam conectores do tipo MC4, deverão ser utilizados terminais pré-isolados. Emendas deverão ser evitadas e,
quando necessárias, devem ser realizadas utilizando solda, fita autofusão e tubo termo retrátil com proteção UV.
5.13 INSTALAÇÃO DE CABOS
Os condutores devem ser instalados em locais apropriados. Deve-se garantir que o local escolhido não acumule
água, o que poderia danificar não só os cabos, mas também os conectores. Todos os condutores devem ser abrigados
da incidência UV direta. Deve-se evitar que os cabos fiquem frouxos ou demasiadamente tensionados e garantir que
não sofram estrangulamentos.
O cabeamento elétrico será feito por meio de cabos condutores isolados, conforme a descrição abaixo:
Seção do condutor de cobre calculado de acordo com a norma IEC / NBR;
Cabo tipo FG21, se a passagem de cabos for externa ou FG27 se a instalação for subterrânea; Tipo N07V-k se a
instalação for para dutos em edifícios.
Os cabos também estarão de acordo com as normas IEC, com código e cores conforme a norma UNEL / NBR.
PROJETO BÁSICO
Para não comprometer a segurança dos trabalhadores durante a instalação, verificação ou manutenção, os condutores
seguirão a tabela de cores conforme abaixo:
Cabos de proteção: Amarelo-Verde (Obrigatório);
Cabos de neutro: Azul claro (Obrigatório); Cabos de fase: Cinza/Marrom;
Cabos de circuito c.c.: Com indicação especifica de (+) para positivo e (-) para negativo.
Como pudemos notar a especificação exposta acima, a seção do condutor do sistema fotovoltaico é
superdimensionada, com referimento à corrente e às distâncias limitadas.
Além de protegidos contra a água e a incidência de radiação UV, os cabos devem estar fora de alcance dos
usuários e não devem interferir visualmente na arquitetura e exposição. Devem correr em eletrodutos, conduletes,
eletrocalhas, sobre forros ou dentro de shafts, a critério do Fundo Verde – UFRJ.
5.14 ELETRODUTOS / ELETROCALHAS
Para interligação entre módulos fotovoltaicos e as stringboxes, deverão ser utilizadas eletrocalhas metálicas
dimensionadas de forma a não exceder a taxa máxima de ocupação e devem ser fabricadas em chapas de aço SAE
1010/1020, (com galvanização eletrolítica, de acordo com norma NBR 10476/88) ou em alumínio. Todos os cabos
deverão ser instalados justapostos na horizontal.
5.15 QUADRO DE PROTEÇÃO CC (STRING BOX)
O sistema fotovoltaico deverá possuir painéis de proteção do lado de corrente contínua. Cada quadro deverá
possuir fusíveis de modo a proteger individualmente cada uma das strings do gerador fotovoltaico. O quadro elétrico CC
também deverá possuir um dispositivo de proteção contra surtos (DPS). Caso o inversor já possua uma String Box
acoplada, este quadro de proteção não se fará necessário, pois as proteções já estarão localizadas no próprio inversor.
5.16 QUADRO DE MEDIÇÃO E PROTEÇÃO CA
Em seu lado CA, o sistema fotovoltaico possuirá dois quadros elétricos no lado de baixa tensão, o QFE-CHILL e o
QGBT-E.
O primeiro quadro (QFE-CHILL) será instalado pela CONSTRUTORA na cobertura do prédio e possuirá
dispositivos de proteção do sistema fotovoltaico constituído por disjuntores e DPS, a serem instalados pela
CONTRATADA.
O segundo quadro é o Quadro Geral de Baixa Tensão (QGBT-E 220V), que se encontra instalado no térreo da
edificação. A fim de realizar a interligação entre os quadros da cobertura e do térreo, será utilizado o eletroduto que
estava disponibilizado ao sistema de ar condicionado chiller, e cuja instalação fora descontinuada.
A CONTRATADA será a responsável pelo dimensionamento e instalação de cabos elétricos e dispositivos de
proteção para a realização desta interligação.
PROJETO BÁSICO
5.17 MEDIDOR DE ENERGIA E QUALIDADE DA REDE
O medidor de energia e qualidade de rede, a ser instalado junto aos equipamentos do sistema fotovoltaico na
cobertura, deverá contabilizar toda a energia dos inversores do sistema fotovoltaico, sendo este redundante à medição
realizada pelo medidor bidirecional do sistema. O medidor deve possuir os seguintes requisitos mínimos:
Precisão:
• 0,2 % para energia ativa;
• 0,5 % para energia reativa.
Medidas:
• 64 amostras por ciclo (mínimo);
• Correntes (3I) + (IN);
• Tensões (3VFN e 3VFF);
• Potências (W, var);
• Cosseno Ø;
• Frequência (Hz).
Qualidade de energia:
• Diagnóstico e relatórios estatísticos de falha de sistema;
Serão exigidos DPS no lado de corrente contínua, entre módulos fotovoltaicos e inversores, e no lado de corrente
alternada entre inversores e rede elétrica. DPS Classe II são normalmente utilizados nos lados CC e CA do sistema
fotovoltaico. No lado CC, ambos polos devem ser protegidos.
O projeto executivo deverá prever estudo de coordenação entre os DPS do sistema fotovoltaico e os DPS
utilizados pela UFRJ.
5.19 DISJUNTORES
O projeto executivo deverá prever que todas as proteções de baixa tensão em CA deverão ser do tipo disjuntor
termomagnético, manopla de comando frontal, sinalização de posição dos contatos, dimensionado com capacidade de
interrupção de acordo com cada circuito. Os disjuntores deverão atender às normas IEC 60947-2 e NBR 5410/2004.
Todos os inversores deverão possuir um disjuntor independente para proteção e manobra dos sistemas.
PROJETO BÁSICO
5.20 DISJUNTOR DE ACOPLAMENTO
Não há a obrigatoriedade de instalação de um disjuntor de acoplamento, com bobina de mínima e alimentação CC
proveniente de sistema ininterrupto de energia, em sistemas de minigeração com interface inversora, sendo suficiente a
instalação em seu lugar de um disjuntor termomagnético com funções de sobrecorrente.
5.21 ATERRAMENTO
Todo o sistema fotovoltaico (módulos, estrutura metálica, inversores, quadros metálicos, eletrodutos, barras e
equipamentos) deverá ser aterrado, atendendo as especificações dos fabricantes. A CONTRATADA deverá realizar o
projeto e a execução do sistema de aterramento. Os critérios de dimensionamento devem satisfazer as condições de
continuidade elétrica, tensões de contato/passo, temperatura dos condutores e proteção contra contatos indiretos
estabelecidos na norma NBR 5410.
Todo o aterramento do sistema fotovoltaico deverá ser interligado a um barramento de equipotencialização
secundário que deverá ser instalado na cobertura da edificação. O barramento secundário deverá ser solidamente
conectado ao Barramento de Equipotencialização Principal – BEP que se encontra no piso térreo da edificação.
5.22 EQUIPOTENCIALIZAÇÃO
Todos os componentes do sistema incluindo: estruturas metálicas, inversores, módulos fotovoltaicos, etc., deverão
ser solidamente equipotencializados e interligados à malha de aterramento.
5.23 IDENTIFICAÇÃO DO SISTEMA
Todos os componentes do sistema fotovoltaico deverão ser devidamente rotulados e identificados, dentre eles:
Identificação do sistema fotovoltaico;
Identificação de todos os circuitos, dispositivos de proteção, chaves e terminais;
Identificação de todos os quadros de conexão CC;
Identificação das principais chaves de isolação CA.
5.24 SOBRESSALENTES
O sistema fotovoltaico deverá possuir os seguintes quantitativos mínimos de peças sobressalentes:
Mínimo de 5 módulos fotovoltaico;
Mínimo de um alicate de crimpagem MC4, incluindo kit para desconectar conectores e conjunto de 14
pares de conectores.
PROJETO BÁSICO
5.25 FIXAÇÃO DOS INVERSORES E CAIXAS ELÉTRICAS
Todos os inversores e caixas elétricas deverão ser fixados no interior de estrutura construída em alvenaria na
cobertura da edificação de acordo com a autorização da Decania do CCS e aval do Fundo Verde. Esta área deve ser
provida de meios que impeçam o acesso de pessoas não autorizadas e garantam a ventilação natural do local,
devendo a CONTRATADA respeitar os espaçamentos mínimos exigidos pelos fabricantes dos equipamentos.
5.26 PROJETO EXECUTIVO
O Projeto Executivo deve apresentar os elementos necessários para a implantação do projeto de instalação do
sistema fotovoltaico na cobertura da edificação do CPMR/CCS2/UFRJ, incluindo as ações de execução da obra,
materiais e equipamentos a serem utilizados, e documentação técnica necessária para posterior operação e
manutenção.
A CONTRATADA deverá elaborar o projeto executivo e execução da obra utilizando o manual de normas e
caderno técnico empregados na UFRJ.
Sua leitura deve permitir o perfeito entendimento do que será realizado para a implantação do projeto,
contemplando Memorial Descritivo, Desenhos em AutoCAD, Detalhes Típicos, Fluxogramas, Diagramas Unifilares,
Diagramas Multifilares, Desenhos Esquemáticos, Especificações Técnicas dos Equipamentos e os Cronogramas Físico
e Financeiro.
Para o detalhamento das alternativas a serem implantadas, deverão ser levados em conta todos os aspectos
técnicos necessários, incluindo normas e legislação vigentes, bem como a característica do serviço com relação à
viabilidade de manutenção, principalmente as corretivas que envolvem substituição de componentes.
A CONTRATADA deverá elaborar o Projeto Executivo de um sistema fotovoltaico com potência mínima de 91 kWp,
no âmbito do qual serão fornecidos, em versão digital e impressa:
Listagem dos equipamentos e materiais componentes do sistema fotovoltaico, informando marca, modelo
e especificações técnicas, e fornecendo catálogos;
Planta geral do local com a locação dos módulos fotovoltaicos e disposição das salas elétricas
correspondentes;
Plantas detalhadas de locação de todos os equipamentos, inclusive componentes do SAAD;
Diagramas unifilares e multifilares do sistema fotovoltaico, contendo:
o Conexões elétricas entre módulos fotovoltaicos;
o Conexões elétricas entre módulos fotovoltaicos e inversores;
o Conexões entre inversores e rede elétrica;
o Conexão entre o sistema fotovoltaico e o SAAD.
Diagramas unifilares do sistema de aquisição de dados (SAAD), contendo conexões de cabos de dados e
de energia, assim como conexões dos sensores e dataloggers;
Detalhamento do cubículo dos inversores, contendo disposição dos inversores, janelas, portas,
eletrocalhas e/ou eletrodutos, e outros itens pertinentes;
Detalhamento do estado dos SPDA, componentes existentes, riscos observados e as modificações
necessárias, reparos e reforços;
PROJETO BÁSICO
Projeto elétrico com dimensionamento de todos os componentes do sistema fotovoltaico, tais como
condutores, sistemas de proteção, sistemas de medição, disjuntores, seccionadores, etc;
Projeto estrutural da fixação dos módulos fotovoltaicos;
Cálculo de esforço estrutural do telhado, lajes e vigas de sustentação considerando a distribuição dos
painéis, caso necessário;
Simulação do Sistema Fotovoltaico.
o Uso de software e de programas de simulação (deverão ser utilizadas ferramentas
computacionais reconhecidas no mercado nacional e internacional);
o Avaliação dos resultados da simulação;
o Simulação de sombreamentos.
Projeto de segurança contendo sinalização de alerta quanto aos riscos nas instalações do local, mapa de
risco, rota de fuga e disposição dos extintores. Além disso, deve ser apresentada a ART;
Cronograma de execução dos trabalhos, em um software especializado em gestão de projetos em equipe;
Memória de cálculo de todos os projetos apresentados;
Todas as informações apresentadas no Projeto Executivo devem estar em português e seguir as normas
brasileiras em vigor para o setor elétrico e de segurança. Deverão ser incluídos os arquivos em .DWG, .PDF e os
projetos deverão ser entregues no Formato A3, A2 e A1 (impressos), atendendo as solicitações do Fundo Verde- UFRJ
junto com os documentos.
A CONTRATADA deverá fornecer ao Fundo Verde - UFRJ, previamente ao comissionamento, os Manuais de
Operação e de Manutenção, desenhos em revisão “Como Construído” (“as built”). Todos esses documentos serão
fornecidos pela CONTRATADA em 4 (quatro) vias impressas e 4 (quatro) cópias em meio digital (CD ou DVD).
5.27 CONSTRUÇÃO E INSTALAÇÃO
A PROPONENTE deverá prever em sua proposta os seguintes itens:
Execução das obras civis necessárias para a instalação de estruturas metálicas para fixação dos módulos
fotovoltaicos e adequações necessárias para a instalação dos inversores e workstation, atendendo aos
esforços impostos pelas condições de vento local, e respeitando o limite de sobrecarga das estruturas
metálicas e telhados;
Instalação dos módulos fotovoltaicos e dos inversores;
Instalação do SAAD;
Conexão do sistema fotovoltaico à rede da concessionária local.
Construção das instalações físicas do sistema fotovoltaico, compreendendo: instalações elétricas
(canaletas, cabos, etc.), equipamentos de combate ao fogo e proteção individual.
Verificação dos pontos para conexão.
5.28 CRONOGRAMA
A instalação do sistema fotovoltaico terá prazo de 112 dias para sua conclusão. Neste prazo deverá ser
contabilizado o período de 10 dias de comissionamento do gerador fotovoltaico, que deverá ser realizado por um
instituto/empresa independente não vinculado à empresa CONTRATADA. Na FIGURA 11 encontra-se um cronograma
detalhado com as atividades e tempo requerido para cada etapa.
PROJETO BÁSICO
Cronograma
Etapa Semanas
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
-28
28
- 6
9
Projeto e Suprimentos
Mobilização
Montagem dos Suportes
Montagem dos Módulos
Sistema de Aterramento
Lançamento de
Cabos/Instalação
Workstation e Saad
Conexão Elétrica dos
Módulos
Conexão Elétrica String
Boxes/ Inversores Procedimentos
Administrativos
Conexão do Sistema à
Rede Elétrica / Dados
Comissionamento
Treinamento e Capacitação
Recebimento Provisório
Recebimento Definitivo
Operação Assistida
FIGURA 11 – CRONOGRAMA DE ATIVIDADES.
PROJETO BÁSICO
5.29 GARANTIAS
5.29.1 Garantia da Instalação
A CONTRATADA obriga-se a garantir os serviços executados contra qualquer defeito de mão-de-obra e/ou
estrutura, pelo prazo de 05 (cinco) anos, contados de seu recebimento final pela LIGHT, conforme disposto no artigo
618 e seguintes da Lei 10.406 de 10/01/2002 (Código Civil). O término do prazo de garantia não prejudica ou diminui a
responsabilidade da CONTRATADA pelas perdas e danos que acarretar.
A CONTRATADA obriga-se a garantir os materiais e equipamentos fornecidos e instalados contra qualquer defeito
de fabricação, bem como garantir o desempenho dos equipamentos, pelos respectivos prazos específicos definidos
neste CONTRATO, conforme disposto no artigo 618 e seguintes da Lei 10.406 de 10/01/2002 (Código Civil). O término
do prazo de garantia não prejudica ou diminui a responsabilidade da CONTRATADA pelas perdas e danos que
acarretar.
Em caso de falha em qualquer dos equipamentos que compõem o sistema fotovoltaico durante o seu período de
garantia, a CONTRATADA deverá substituí-lo em prazo inferior a 30 dias.
5.29.2 Garantia da Taxa de Desempenho (PERFORMANCE RATIO, PR)
A Taxa de Desempenho (Performance Ratio - PR) é definida como a razão entre a produção real de energia de um
sistema solar fotovoltaico e a geração estimada, caso não houvesse perdas no sistema. O PR é um indicador da saída
real do sistema, em comparação com um sistema ideal. Este coeficiente visa quantificar o efeito global das perdas na
produção de energia, devido a perdas do inversor CC/CA, de sombreamento, sujeira, coeficientes de temperatura,
mismatching, entre outros.
A CONTRATADA deverá informar no Projeto Executivo a estimativa da PR do sistema fotovoltaico, em relação à
irradiação no plano dos módulos, para o início de operação do sistema fotovoltaico durante testes de comissionamento
(PR0) e durante o fim do primeiro ano de operação (PR1). Os valores de PR0 e PR1 deverão ser iguais ou superiores a
75 %. A CONTRATADA deverá fornecer o detalhamento de cálculo dessas estimativas. Os valores de PR0 e PR1
devem ser calculados, de forma simplificada, como segue:
Pr(t) = [E(t) x G] / [Po x H(t)]
Onde:
t = ano considerado;
Pr(t) = Taxa de desempenho [%] para o ano “t”;
E(t) = Energia gerada [kWh] pelo sistema fotovoltaico para o ano “t”, em corrente alternada;
Po = Potência nominal total do sistema fotovoltaico [kWp];
PROJETO BÁSICO
G = Irradiância de referência [1000 W/m2];
H(t) = Irradiação sobre o plano dos módulos para o ano “t” [Wh/m2], calculada a partir dos valores de
irradiância [W/m2] medidos pelos piranômetros que compõem o SAAD do sistema fotovoltaico.
Caso os valores de PR0 e/ou de PR1, calculados com base no banco de dados conforme metodologia acima,
sejam inferiores a 75 % ou apresentem desvio superior a 2,5% em relação ao que foi informado no Projeto Executivo, a
CONTRATADA deverá informar o motivo e solucionar o problema.
5.30 COMISSIONAMENTO
O comissionamento compreende o conjunto de inspeções, serviços técnicos e testes de campo a serem efetuados
no sistema gerador objeto desta licitação, de acordo com as especificações detalhadas nesta Especificação, sob total
responsabilidade e às expensas da CONTRATADA. O Comissionamento em campo, no entanto deverá ser realizado
por um instituto/empresa independente não vinculado a empresa CONTRATADA e aprovado pelo Fundo Verde. O
comissionamento compreende a realização das seguintes atividades, sem prejuízo de outras atividades que venham a
ser definidas de comum acordo entre as partes, estabelecidos pela ABNT NBR 16274.2014:
• Imediatamente após a elaboração do projeto executivo, elaboração do cronograma de trabalho contendo as
tarefas e respectivos prazos de execução, de modo que todos os procedimentos, testes e demais tarefas
relacionadas ao comissionamento sejam concluídas previamente à data de início de operação comercial;
• Elaboração dos Manuais e Planilhas de Testes e demais documentos pertinentes ao comissionamento, conforme
ABNT NBR 16274.2014, e outras normas aplicáveis, submetendo-os à aprovação do Fundo Verde – UFRJ;
• Elaboração e fornecimento de um caderno de especificações para a UFRJ licitar a contratação de uma empresa
para a realização da manutenção do sistema fotovoltaico, após o período de operação assistida. Devendo este
ser aprovado pelo ETU e pela PU;
• O Fundo Verde - UFRJ deve fiscalizar a realização dos testes de comissionamento, cujos resultados serão
submetidos à sua aprovação;
• O Fundo Verde - UFRJ terá o direito de solicitar, e ser atendida em prazo razoável, a repetição dos testes de
comissionamento cujos procedimentos de execução não atendam ao disposto nesta Especificação e/ou ao
planejamento desses testes;
• Independentemente de os testes de comissionamento não ocorrerem no período previsto no cronograma de
trabalho, a CONTRATADA se obriga a concluir todos os fornecimentos e serviços definidos nesta Especificação
que não sejam específicos do comissionamento, conforme a cronologia estabelecida;
• Para que os serviços de comissionamento sejam considerados concluídos será necessário o correto
preenchimento das fichas de controle desses serviços, a serem desenvolvidas pela CONTRATADA e aprovadas
pelo Fundo Verde – UFRJ;
• Ressaltamos que faz parte do escopo dos serviços de comissionamento a verificação do indicador de eficiência
dos inversores, de forma a garantir que, em operação, este indicador esteja acima do limite mínimo exigido de
acordo com este documento.
PROJETO BÁSICO
5.30.1 Testes de isolamento, Curva I x V e Termografia do Sistema FV
Deverá ser realizada inspeção visual das estruturas metálicas, módulos, conectores e quadros elétricos;
Deverá ser realizado teste de isolação em todas as strings e quadros elétricos do sistema;
Mediante a uma câmera termográfica, e com o gerador fotovoltaico operando normalmente (conectado à rede)
deve ser observada a temperatura dos módulos fotovoltaicos, registrando a diferença de temperatura entre a
célula mais quente e a mais fria, e também qualquer temperatura absoluta próxima ou maior que 100ºC. As
condições para que as observações sejam consideradas válidas são:
o A irradiância incidente deve ser maior que 750 W/m²;
o A variação da irradiância durante os 10 minutos anteriores à obtenção da termografia deve ser
menor do que 20%;
o Deve ser realizada também avaliação termográfica dos quadros elétricos.
Deverão ser testados 4 módulos selecionados aleatoriamente. O teste será feito sem desmontar os módulos da
estrutura de suporte, simplesmente serão desconectados do gerador FV. Serão obtidas as curvas I-V dos
módulos testados mediante uma carga capacitiva, de tal forma que o tempo de carga do capacitor não seja
inferior a 20 ms;
Deverão ser obtidas ainda as curvas I-V de todas as strings do sistema individualmente. As condições para que
os resultados dos testes sejam válidos são:
o Irradiância incidente maior que 700 W/m²;
o Temperatura ambiente menor que 40º C;
o Velocidade do vento inferior a 5 m/s;
Devem ser realizados ainda teste de tensão, polaridade e resistência de isolamento de cada string.
5.30.2 Serviços Pós-Comissionamento
Após o comissionamento dos sistemas os seguintes serviços serão realizados:
Visitas Programadas:
• Visitas organizadas pela CONTRATADA e acompanhadas pelo Fundo Verde - UFRJ deverão ocorrer
nos prazos de 6 (seis) e 12 (doze) meses contados a partir da conclusão do comissionamento,
admitindo-se uma tolerância de 5 (cinco) dias a mais ou a menos. Nestas visitas deverão ser realizadas
manutenções preventivas, atualização dos conhecimentos de operação e manutenção das equipes do
Fundo Verde - UFRJ, reparos, caso necessário, e atualização dos conhecimentos sobre a utilização do
sistema de geração e distribuição de energia. A CONTRATADA deverá elaborar um relatório parcial e
um final, consolidando as informações apuradas e os eventos constatados nessas visitas; e, as
eventuais melhorias a serem implementadas no projeto, ressaltando os benefícios para o projeto do
sistema fotovoltaico objeto desta Especificação, e futuros projetos similares advindos dessa atividade.
Operação Assistida
• A operação assistida poderá ser realizada à distância por telefone, e-mail ou vídeo conferência. Durante
o período de 12 (doze) meses a partir da conclusão do comissionamento do sistema fotovoltaico, a
equipe de operação da UNIDADE deverá ser apoiada pela CONTRATADA na realização de atividades
de operação, diagnóstico de problemas, planejamento de manutenções e coleta de informações.
PROJETO BÁSICO
• As atividades de operação assistida ocorrerão diariamente, realizadas pela CONTRATADA de modo a
identificar eventuais problemas que possam prejudicar o desempenho do sistema fotovoltaico e
equacioná-los no prazo máximo de 5 (cinco) dias úteis.
• Ao longo do período, a CONTRATADA deverá elaborar relatórios mensais contendo os seguintes
parâmetros: Radiação Solar (kWh/m2), Energia Gerada (kWhCC), Energia Gerada (kWhCA), Fator de
Capacidade (%), Performance Ratio (%), Produção Específica (kWh-mês/kWp) e Eficiência dos
Inversores (%), segundo modelo fornecido pelo Fundo Verde – UFRJ. Nestes relatórios também será
avaliada a experiência adquirida, análise do funcionamento dos inversores, intercorrências, bem como as
eventuais melhorias a serem implementadas nos procedimentos de operação assistida adotados,
ressaltando os benefícios para a gestão do sistema fotovoltaico objeto desta Especificação e futuros
projetos similares advindos dessa capacitação.
Os dados e informações relativos aos serviços pós-comissionamento deverão ser registrados pela CONTRATADA
e Fundo Verde - UFRJ em planilhas de acompanhamento desenvolvidas pela CONTRATADA e aprovadas pelo Fundo
Verde - UFRJ.
Na hipótese de ocorrer reparo ou substituição de peças ou equipamentos sob garantia, o prazo máximo de sua
devolução ao local de instalação, por parte da CONTRATADA, será de 45 (quarenta e cinco) dias.
A CONTRATADA deverá, ainda, assegurar pelo período mínimo de 1 (um) ano a continuidade de funcionamento
do sistema fotovoltaico em sua totalidade. Durante a etapa de pós-comissionamento, todas as despesas com a retirada,
transporte, devolução, reinstalação no local de uso e demais eventos relacionados caberão exclusivamente à
CONTRATADA.
5.31 TREINAMENTO E CAPACITAÇÃO
No período de operação assistida, a CONTRATADA deverá providenciar, ainda, o treinamento que deverá nivelar e
habilitar o pessoal da operação e manutenção do sistema fotovoltaico a acompanhar a execução dos testes,
capacitando-os na participação efetiva e, se necessário, na verificação de todos os passos, bem como, executar com
eficácia a operação, manutenção e programação dos equipamentos fornecidos, tanto em hardware quanto em software.
Os custos e despesas dos instrutores requeridos para a completa execução do programa de treinamento deverão
estar incluídos no preço total do contrato, que deverá prever, também, todas as despesas referentes a passagens,
hospedagens, etc.
A CONTRATADA deverá fornecer os materiais didáticos e equipamentos necessários que possibilitem ministrar
aulas teóricas e práticas.
A CONTRATADA deverá prever para o treinamento um número de 10 (dez) pessoas, as quais estarão incluídas no
preço do Contrato. Deverá ser usado um sistema audiovisual de projeções ou outro que a CONTRATADA julgar mais
apropriado, desde que aprovado por escrito pelo Fundo Verde - UFRJ.
Todos os treinamentos deverão ser ministrados em língua portuguesa, todos os materiais e manuais deverão ser
em português, mesmo que os equipamentos, hardware e software, sejam importados, sendo um para cada participante,
em versão impressa e digital.
PROJETO BÁSICO
A CONTRATADA e o Fundo Verde – UFRJ deverão, de comum acordo, indicar o local e data do treinamento, o
qual será realizado numa única oportunidade.
6 INFORMAÇÕES COMPLEMENTARES
A CONTRATADA concorda que obteve antecipadamente todas as informações complementares a esta
especificação e, portanto, entregará os relatórios dentro dos padrões existentes e exigidos pelo Fundo Verde - UFRJ.
No caso de dúvidas no escopo, deverá ser solicitado esclarecimento junto ao Fundo Verde - UFRJ. Qualquer
informação divergente nos documentos listados deverá ser apresentada ao Fundo Verde - UFRJ para que seja
esclarecida formalmente.
7 APÊNDICES
7.1 Apêndice A - Diagrama Elétrico QGBT-E
PROJETO BÁSICO
7.2 Apêndice B - Diagrama Elétrico QFE-CHILL
PROJETO BÁSICO
7.3 Apêndice C – Diagrama Elétrico SFV
PROJETO BÁSICO
7.4 Apêndice D – Planilha de Comissionamento
PLANO DE INSPEÇÃO E COMISSIONAMENTO
PROJETO :
PROPRIETARIO :
ENDEREÇO:
COORDENADAS GEOGRÁFICAS LAT. LONG.
DADOS DO SISTEMA
POTENCIA NOMINAL DO SISTEMA (kWp) :
POTENCIA NOMINAL DO SISTEMA (kVA) :
CORRENTE NOMINAL:
TENSÃO DE CIRCUITO ABERTO:
MÓDULOS FOTOVOLTAICOS
FABRICANTE:
MODELO:
INFORMAÇÕES DA INSTALAÇÃO
PERÍODO DE INSTALAÇÃO: / / a / /
PERÍODOS DOS ENSAIOS DE COMISSIONAMENTO: / / a / /
PERIODO DE ENSAIO DE AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO: / / a / /
PROJETO
EMPRESA:
REPONSÁVEL :
ENDEREÇO:
ATIVIDADE REALIZADA NO PROJETO :
REFERENCIA DAS PRANCHAS:
INSTALAÇÃO
EMPRESA:
RESPONSÁVEL:
ATIVIDADE REALIZADA NA INSTALAÇÃO:
PROJETO BÁSICO
ARRANJO FOTOVOLTAICO
CARACTERISTICAS DOS MÓDULOS
VOC STC:
ISC STC:
VMP STC:
VMP STC:
PMP STC:
QUANTIDADE DE MODULOS POR STRING:
NUMERO DE STRINGS:
NUMERO DE PAINÉIS:
CONDUTOR
CLASSE DE TENSÃO:
TIPO:
DIMENSÃO:
PROTEÇÃO
DISJUNTOR
FUSIVEL
DIODO DE BLOQUEIO
PROJETO BÁSICO
Item inspecionado O sistema atende às
especificações ?
Inspeção do Sistema CC Observações a) Todos os circuitos, dispositivos de proteção, chaves e terminais estão devidamente identificados e etiquetados.
b) Todas as caixas de junção c.c. dos arranjos fotovoltaicos possuem uma etiqueta de aviso indicando que as partes vivas no interior das caixas são alimentadas a partir de um arranjo fotovoltaico e permanecem vivas mesmo depois do seccionamento do inversor da rede elétrica.
c) Etiquetas de advertência estão fixadas no ponto de interconexão com a rede.
d) Todos os cabos foram selecionados e montados para resistir às influências externas esperadas, como o vento, a formação de gelo, a temperatura e a radiação solar.
e) Nos sistemas sem dispositivo de proteção contra sobrecorrente nas séries fotovoltaicas, o valor máximo de sobrecorrente do módulo fotovoltaico (Ir) é maior do que a corrente reversa possível, e os cabos das séries fotovoltaicas foram dimensionados para acomodar a corrente de falta máxima combinada das séries fotovoltaicas em paralelo.
f) Nos sistemas com dispositivo de proteção contra sobrecorrente nas séries fotovoltaicas, este dispositivo foi corretamente posicionado e especificado conforme as instruções do fabricante para a proteção dos módulos fotovoltaicos.
g) Meios de desconexão foram instalados nas séries fotovoltaicas e subarranjos fotovoltaicos segundo os requisitos da IEC 60364-7-712.
h) Uma chave c.c. está instalada no lado c.c. do inversor.
i) Nos sistemas com diodos de bloqueio, a tensão reversa destes componentes está em conformidade com a IEC 60364-7-712.
j) Se um dos condutores c.c. está ligado à terra, há pelo menos separação simples entre os lados c.a. e c.c., e as ligações à terra foram construídas de modo a evitar a corrosão.
k) Plugues e soquetes conectados entre si são do mesmo tipo e do mesmo fabricante.
l) Quando um sistema fotovoltaico possuir conexão direta à terra no lado c.c. (aterramento funcional), um dispositivo de interrupção de falta à terra deve estar instalado segundo os requisitos da IEC 60364-7-712.
PROJETO BÁSICO
Proteção contra sobretensão/choque elétrico
Observações
a) Um dispositivo supervisor de isolamento do arranjo fotovoltaico e sistema de alarme estão instalados segundo as especificações da IEC 60364-7-712.
b) Um dispositivo de detecção de corrente residual de fuga para a terra e sistema de alarme estão instalados segundo as especificações da IEC 60364-7-712.
c) Quando um DR estiver instalado no circuito c.a. alimentando um inversor, este foi selecionado de acordo com os requisitos da IEC 60364-7-712.
d) Para minimizar tensões induzidas por raios, a área de todos os laços na fiação deve ser mantida tão pequena quanto possível.
e) Os condutores de aterramento da armação do arranjo fotovoltaico e/ou dos módulos foram corretamente instalados e estão ligados à terra.
f) Quando condutores de aterramento de proteção e/ou condutores de ligação equipotencial estão instalados, estes estão paralelos e juntos aos cabos c.c.
Inspeção do sistema c.a.
a) Um meio de seccionamento do inversor foi fornecido no lado c.a.
b) Todos os dispositivos de isolamento e seccionamento foram ligados de tal forma que a instalação fotovoltaica foi conectada ao lado "carga" e a rede elétrica ao lado "fonte".
c) Os parâmetros operacionais do inversor foram programados conforme a ABNT NBR 16149 e/ou regulamentações locais.
Etiquetagem e identificação
a) Todos os circuitos, dispositivos de proteção, chaves e terminais estão devidamente identificados e etiquetados.
b) Todas as caixas de junção c.c. dos arranjos fotovoltaicos possuem uma etiqueta de aviso indicando que as partes vivas no interior das caixas são alimentadas a partir de um arranjo fotovoltaico e permanecem vivas mesmo depois do seccionamento do inversor da rede elétrica.
PROJETO BÁSICO
c) Etiquetas de advertência estão fixadas no ponto de interconexão com a rede.
d) Um diagrama unifilar é exibido no local.
e) As configurações de proteção do inversor e informações do instalador são exibidas no local.
f) Os procedimentos de desligamento de emergência são exibidos no local.
g) Todos os sinais e etiquetas estão devidamente afixados e são duráveis.
Instalação mecânica
a) Há ventilação possível por trás do arranjo fotovoltaico para evitar o risco de superaquecimento/incêndio.
b) A armação e os materiais do arranjo fotovoltaico são à prova de corrosão.
c) A armação do arranjo fotovoltaico está corretamente fixada e é estável, e as fixações no telhado são à prova de intempéries.
d) As entradas de cabos são à prova de intempéries.
Considerações Iniciais
OBS.: As curvas IxV serão obtidas mediante a uma carga capacitiva de tal forma que o tempo de carga do capacitor nao seja inferior a 20ms