Dimensionamento de sistemas fotovoltaicos para residências, comércios e pequenas indústrias

Objetivo do dimensionamento e visão geral da metodologia

Dimensionar um sistema fotovoltaico é transformar dados de consumo e condições locais em um conjunto de números verificáveis: potência do gerador (kWp), quantidade de módulos, arranjo em strings, seleção do inversor/controlador, estimativa de geração e margens para perdas. A metodologia abaixo é replicável para residências, comércios e pequenas indústrias, com variações principalmente no perfil de carga (horários), na meta de compensação e, em sistemas com baterias, na autonomia desejada.

Entradas mínimas (checklist)

• Consumo mensal (kWh) por 12 meses (ou pelo menos 3–6 meses + estimativa de sazonalidade).
• Perfil de carga: horários de maior consumo, demanda simultânea, cargas críticas.
• Meta de compensação: 100% do consumo, ou percentual (ex.: 70–90%) por estratégia econômica/técnica.
• Geração específica estimada (kWh/kWp/mês) do local (por mês ou média anual).
• Dados elétricos do módulo (Voc, Vmp, Isc, Imp, coeficiente de temperatura de Voc) e do inversor (Vmax DC, faixa MPPT, corrente por MPPT, potência AC).
• Perdas e margens: sujeira, temperatura, mismatch, cabos, inversor, degradação, sombreamento (quando aplicável).

Parte 1 — Dimensionamento energético (kWh → kWp → módulos → área)

1) Levantamento de consumo (kWh) e sazonalidade

Use 12 faturas para capturar sazonalidade (verão/inverno, produção sazonal do negócio, etc.). Se não houver 12 meses, use o histórico disponível e aplique um fator de ajuste com base no comportamento do local (ex.: ar-condicionado no verão, aquecimento no inverno, safra, turnos).

Planilha (aba “Consumo”): campos sugeridos

2) Análise do perfil de carga (quando e como se consome)

O perfil de carga influencia principalmente: (a) escolha do inversor (capacidade de pico e MPPT), (b) estratégia de compensação e (c) em híbridos/off-grid, o tamanho do inversor e da bateria. Monte uma tabela simples por faixas horárias (ou por hora, se tiver medição).

Planilha (aba “Perfil de carga”): estrutura mínima

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3) Definição da meta de compensação

Defina a energia mensal-alvo a ser gerada pelo FV. Em sistemas conectados à rede, a meta costuma ser 80–100% do consumo anual, mas pode ser menor por limitação de área, orçamento ou estratégia (ex.: compensar apenas a carga diurna de um comércio).

Fórmula:

Energia_alvo_mensal (kWh) = Consumo_mensal (kWh) × Meta_compensação (%)

4) Estimativa de geração específica (kWh/kWp)

A geração específica é a energia que 1 kWp instalado tende a produzir no local em um período (mês ou ano). Você pode trabalhar com:

• Média anual (mais simples): kWh/kWp/mês médio.
• Mensal (mais preciso): 12 valores de kWh/kWp/mês para capturar sazonalidade.

Inclua um fator de perdas (Performance Ratio simplificado). Se você já usa uma geração específica “líquida” (já considerando perdas), não aplique perdas de novo.

Modelo prático:

• Geração_espec_bruta (kWh/kWp/mês): valor de referência do local.
• PR (0,75 a 0,85 típico, dependendo de temperatura, sujeira, cabos, inversor, mismatch, sombreamento).
• Geração_espec_líquida = Geração_espec_bruta × PR.

Planilha (aba “Geração”): campos e fórmulas

5) Cálculo da potência do sistema (kWp)

Fórmula base:

Potência_FV (kWp) = Energia_alvo_mensal (kWh) ÷ Geração_espec_líquida (kWh/kWp/mês)

Se usar valores mensais, dimensione pelo pior mês (menor geração específica) ou por uma abordagem anual com verificação mensal (para evitar subdimensionamento no inverno, por exemplo).

6) Quantidade de módulos e área necessária

Quantidade de módulos:

N_módulos = ARREDONDAR.PARA.CIMA( Potência_FV (kWp) ÷ Potência_módulo (kWp) ; 0 )

Potência_módulo (kWp) = Potência_módulo_Wp ÷ 1000.

Área aproximada:

Área_total (m²) ≈ N_módulos × Área_módulo (m²) × Fator_espacamento

Use Fator_espacamento entre 1,05 e 1,25 para folgas, afastamentos e passagens (varia com o layout).

Parte 2 — Dimensionamento elétrico (strings, tensões/correntes, inversor e margens)

7) Dimensionamento de strings: tensão máxima em frio e faixa MPPT

O objetivo é garantir que a tensão do arranjo:

• Não ultrapasse a tensão máxima DC do inversor no frio (Voc aumenta com baixa temperatura).
• Fique dentro da faixa de MPPT do inversor em operação (Vmp do string em condições típicas).

Passo a passo (por string):

• Escolha uma temperatura mínima de projeto (Tmin) do local.
• Calcule o Voc corrigido para frio do módulo.
• Defina o número máximo de módulos em série (Ns_max) para não exceder Vmax DC do inversor.

Fórmula prática para Voc no frio:

Voc_frio = Voc_STC × [ 1 + |Coef_Voc| × (25°C − Tmin) ]

Onde Coef_Voc é o coeficiente de temperatura do Voc (em 1/°C). Ex.: −0,29%/°C → 0,0029/°C.

Número máximo em série:

Ns_max = piso( Vmax_DC_inversor ÷ Voc_frio )

Verificação de MPPT (tensão de operação):

Vmp_string ≈ Ns × Vmp_STC

Cheque se Vmp_string cai dentro da faixa MPPT do inversor (considerando que em dias quentes o Vmp diminui; como regra prática, mantenha margem para não encostar no limite inferior do MPPT).

8) Correntes: paralelos, limites por MPPT e Isc

Para strings em paralelo, a corrente soma. Verifique:

• Corrente por MPPT do inversor (limite de entrada).
• Corrente máxima por entrada (quando houver mais de uma entrada por MPPT).
• Critério com Isc: use Isc (corrente de curto-circuito) para checar limites e proteções, aplicando margem (ex.: 1,25) conforme prática de projeto.

Fórmulas úteis:

Isc_total_MPPT = N_strings_paralelo × Isc_módulo

Imp_total_MPPT ≈ N_strings_paralelo × Imp_módulo

Se o inversor especifica corrente máxima por MPPT, compare com Isc_total_MPPT (com margem) e com Imp_total_MPPT (operação).

9) Seleção do inversor: potência, MPPT e sobredimensionamento DC/AC

Critérios práticos:

• Potência AC nominal compatível com a conexão e com a estratégia de clipping aceitável.
• Número de MPPT suficiente para diferentes orientações/inclinações ou para reduzir perdas por mismatch.
• Faixa de tensão MPPT compatível com o Vmp do string.
• Vmax DC acima do Voc no frio do string.
• Corrente por MPPT compatível com o número de strings em paralelo.

Relação DC/AC (sobredimensionamento):

DC/AC = Potência_DC_instalada (kWp) ÷ Potência_AC_inversor (kW)

Valores típicos em projetos conectados à rede ficam frequentemente entre 1,1 e 1,4, dependendo do clima, orientação, limites do inversor e objetivo econômico. DC/AC maior aumenta clipping em picos, mas pode melhorar produção anual em condições reais.

10) Perdas e margens: como aplicar sem “contar duas vezes”

Você pode tratar perdas de duas formas (escolha uma):

• Método A (PR): aplica um PR global na geração específica bruta.
• Método B (perdas explícitas): multiplica fatores (temperatura, sujeira, cabos, inversor, mismatch, degradação, sombreamento) para obter um PR equivalente.

Modelo de perdas explícitas (exemplo):

Parte 3 — Off-grid e híbrido: autonomia, DoD, bateria e potência

11) Dimensionamento de autonomia (energia) e profundidade de descarga

Em sistemas com bateria, dimensione pela energia necessária durante o período sem geração (noite, dias nublados) e pela autonomia desejada (ex.: 1 dia, 2 dias). Defina também:

• DoD (Depth of Discharge): fração utilizável da bateria (ex.: 80% em lítio; menor em chumbo-ácido para vida útil).
• Eficiência do sistema (bateria + inversor + controladores): use um fator global (ex.: 0,90).
• Reserva (margem): 10–20% para envelhecimento e imprevistos.

Fórmula (capacidade útil requerida):

E_bat_útil (kWh) = Consumo_diário_crítico (kWh/dia) × Autonomia (dias)

Capacidade nominal da bateria:

E_bat_nom (kWh) = E_bat_útil ÷ (DoD × Eficiência) × (1 + Margem)

12) Converter kWh em Ah (para bancos em V nominal)

Se o banco é especificado em Ah:

Capacidade_Ah = (E_bat_nom (kWh) × 1000) ÷ V_banco (V)

Ex.: 10 kWh em 48 V → 10.000/48 ≈ 208 Ah (nominal).

13) Potência do inversor e corrente de carga

Potência do inversor (kW): some as potências simultâneas das cargas que podem operar juntas e aplique margem para partidas (motores, compressores). Em cargas com pico de partida, use o dado de surge do equipamento e compare com a capacidade de pico do inversor.

Corrente de carga (carregamento da bateria): depende da potência FV dedicada ao carregamento e da tensão do banco.

I_carga (A) ≈ Potência_carga (W) ÷ V_banco (V)

Verifique limites do controlador/inversor híbrido (corrente máxima de carga) e ajuste o arranjo FV se necessário.

Exemplos completos (com números) + planilhas-modelo

Exemplo 1 — Residência (on-grid): 450 kWh/mês, meta 100%

Dados:

• Consumo médio: 450 kWh/mês.
• Meta de compensação: 100% → Energia alvo = 450 kWh/mês.
• Geração específica bruta: 140 kWh/kWp/mês.
• PR: 0,80 → geração específica líquida = 112 kWh/kWp/mês.
• Módulo: 550 Wp (0,55 kWp), área 2,6 m² (exemplo típico).
• Dados elétricos do módulo (exemplo): Voc_STC=49,5 V; Vmp_STC=41,5 V; Isc=14,0 A; Imp=13,3 A; Coef_Voc=−0,29%/°C.
• Tmin do local: 5°C.
• Inversor: Vmax DC=600 V; faixa MPPT 120–550 V; 2 MPPT; corrente máx por MPPT 16 A; potência AC 3,0 kW.

1) Potência FV (kWp):

Potência_FV = 450 ÷ 112 = 4,02 kWp

2) Número de módulos:

N = teto(4,02 ÷ 0,55) = teto(7,31) = 8 módulos

Potência instalada: 8 × 0,55 = 4,40 kWp.

3) Área:

Área ≈ 8 × 2,6 × 1,10 = 22,9 m²

4) Verificação elétrica (string):

Voc_frio = 49,5 × [1 + 0,0029 × (25 − 5)] = 49,5 × (1 + 0,058) ≈ 52,37 V

Ns_max = piso(600 ÷ 52,37) = piso(11,46) = 11 módulos em série (máximo)

Com 8 módulos, uma string de 8 em série é válida.

Checagem MPPT:

Vmp_string ≈ 8 × 41,5 = 332 V

332 V está dentro de 120–550 V.

Corrente: 1 string → corrente ≈ Imp 13,3 A (operação) e Isc 14 A (verificação). Dentro do limite de 16 A por MPPT.

5) Seleção do inversor (DC/AC):

DC/AC = 4,40 ÷ 3,0 = 1,47

Se 1,47 for alto para a estratégia do projeto, alternativas: inversor 3,6–4,0 kW, ou reduzir módulos (mas isso pode reduzir a meta). Se aceitar clipping, manter 3,0 kW pode ser viável dependendo do perfil e do objetivo.

Planilha-modelo (aba “Dimensionamento residencial”):

Entradas: Consumo_mensal=450; Meta=1,00; Ger_espec_bruta=140; PR=0,80; P_mod_Wp=550; Area_mod=2,6; Fator_esp=1,10; Voc=49,5; Vmp=41,5; Isc=14,0; Imp=13,3; CoefVoc=0,0029; Tmin=5; VmaxInv=600; MPPTmin=120; MPPTmax=550; ImaxMPPT=16; PacInv=3,0kW Fórmulas: Energia_alvo=Consumo_mensal*Meta Ger_espec_liq=Ger_espec_bruta*PR kWp_req=Energia_alvo/Ger_espec_liq N_mod=teto(kWp_req/(P_mod_Wp/1000)) kWp_inst=N_mod*(P_mod_Wp/1000) Area_total=N_mod*Area_mod*Fator_esp Voc_frio=Voc*(1+CoefVoc*(25-Tmin)) Ns_max=piso(VmaxInv/Voc_frio) Vmp_string=Nserie*Vmp DCAC=kWp_inst/PacInv

Exemplo 2 — Comércio (on-grid): 2.000 kWh/mês, meta 90%, carga diurna

Dados:

• Consumo médio: 2.000 kWh/mês.
• Meta: 90% → Energia alvo = 1.800 kWh/mês.
• Geração específica bruta: 145 kWh/kWp/mês.
• PR: 0,78 → líquida = 113,1 kWh/kWp/mês.
• Módulo: 550 Wp.
• Dados elétricos do módulo (mesmos do exemplo 1).
• Tmin: 0°C.
• Inversor trifásico: Vmax DC=1000 V; MPPT 200–850 V; 2 MPPT; Imax por MPPT 26 A; potência AC 12 kW.

1) Potência FV (kWp):

Potência_FV = 1.800 ÷ 113,1 = 15,91 kWp

2) Módulos:

N = teto(15,91 ÷ 0,55) = teto(28,93) = 29 módulos

Potência instalada: 29 × 0,55 = 15,95 kWp.

3) Arranjo de strings (exemplo prático):

Escolha 2 strings para distribuir em 2 MPPT: 14 + 15 módulos em série.

4) Verificação de tensão no frio:

Voc_frio = 49,5 × [1 + 0,0029 × (25 − 0)] = 49,5 × (1 + 0,0725) ≈ 53,09 V

Voc_string_15 = 15 × 53,09 ≈ 796 V < 1000 V

MPPT:

Vmp_15 ≈ 15 × 41,5 = 622,5 V (dentro de 200–850 V)

Vmp_14 ≈ 581 V (dentro de 200–850 V)

Corrente por MPPT: 1 string por MPPT → Imp ≈ 13,3 A e Isc ≈ 14 A, abaixo de 26 A.

5) DC/AC:

DC/AC = 15,95 ÷ 12 = 1,33

Observação de perfil de carga: como o comércio consome mais durante o dia, parte da energia FV tende a ser autoconsumida instantaneamente, reduzindo exportação e, em alguns cenários tarifários, melhorando a economia. Ainda assim, o dimensionamento energético acima continua válido; o perfil entra como validação de potência do inversor e de picos.

Planilha-modelo (aba “Dimensionamento comércio”):

Entradas: Consumo=2000; Meta=0,90; Ger_bruta=145; PR=0,78; Pmod=550; Tmin=0; Voc=49,5; Vmp=41,5; CoefVoc=0,0029; VmaxInv=1000; MPPTmin=200; MPPTmax=850; ImaxMPPT=26; PacInv=12 Fórmulas principais: Energia_alvo=Consumo*Meta; Ger_liq=Ger_bruta*PR; kWp=Energia_alvo/Ger_liq; N=teto(kWp/(Pmod/1000)); kWp_inst=N*(Pmod/1000) Sugestão de strings: dividir N em 2 strings (ex.: 14 e 15) Checagens: Voc_frio; Voc_string=Ns*Voc_frio; Vmp_string=Ns*Vmp; DCAC=kWp_inst/PacInv

Exemplo 3 — Pequena indústria (híbrido/off-grid parcial): 6.000 kWh/mês, autonomia para cargas críticas

Neste exemplo, a indústria é conectada à rede, mas deseja backup para cargas críticas (híbrido) durante quedas, com autonomia de 4 horas. O FV pode atender parte do consumo e também manter a bateria carregada. O dimensionamento é dividido em: (A) FV para meta de energia e (B) bateria/inversor para autonomia e potência crítica.

Dados:

• Consumo médio: 6.000 kWh/mês.
• Meta FV: 70% → Energia alvo = 4.200 kWh/mês (limitação de área/orçamento).
• Geração específica bruta: 150 kWh/kWp/mês.
• PR: 0,77 → líquida = 115,5 kWh/kWp/mês.
• Módulo: 610 Wp (0,61 kWp), Voc=50,0 V; Vmp=41,8 V; Isc=15,0 A; Imp=14,4 A; Coef_Voc=−0,28%/°C (0,0028/°C).
• Tmin: 5°C.
• Inversor híbrido (ou conjunto inversor + carregador): potência AC 25 kW; Vmax DC 1000 V; MPPT 250–850 V; 2 MPPT; Imax por MPPT 30 A; tensão de bateria 48 V (banco em baixa tensão, exemplo didático).
• Cargas críticas: 12 kW médios durante contingência; pico simultâneo 18 kW; autonomia desejada: 4 h.
• DoD (lítio): 80% (0,80). Eficiência global (inversor+bateria): 0,90. Margem: 15% (0,15).

A) Dimensionamento FV (energia):

Potência_FV = 4.200 ÷ 115,5 = 36,36 kWp

N_módulos = teto(36,36 ÷ 0,61) = teto(59,61) = 60 módulos

Potência instalada: 60 × 0,61 = 36,6 kWp.

Strings (exemplo): 4 strings de 15 módulos (total 60). Distribuir 2 strings por MPPT (2 paralelos em cada MPPT).

Checagem de tensão no frio:

Voc_frio = 50,0 × [1 + 0,0028 × (25 − 5)] = 50,0 × (1 + 0,056) = 52,8 V

Voc_string_15 = 15 × 52,8 = 792 V < 1000 V

Checagem MPPT:

Vmp_string_15 ≈ 15 × 41,8 = 627 V (dentro de 250–850 V)

Checagem de corrente por MPPT:

2 strings em paralelo por MPPT:

Imp_total ≈ 2 × 14,4 = 28,8 A

Isc_total = 2 × 15,0 = 30,0 A

Se o limite do MPPT é 30 A, este arranjo fica no limite. Alternativas: (1) usar 3 MPPT (outro inversor), (2) reduzir para 1 string por MPPT e usar mais MPPT/inversor, (3) escolher módulo com menor corrente, (4) dividir em mais inversores. Em projeto real, evite operar “colado” no limite; aplique margem.

DC/AC:

DC/AC = 36,6 ÷ 25 = 1,46

Para indústria, isso pode ser aceitável se houver consumo diurno alto e se o inversor suportar clipping; caso contrário, considerar 30 kW AC ou dividir em dois inversores.

B) Dimensionamento de bateria (autonomia de cargas críticas):

Consumo_crítico = 12 kW × 4 h = 48 kWh

E_bat_nom = 48 ÷ (0,80 × 0,90) × (1 + 0,15)

E_bat_nom = 48 ÷ 0,72 × 1,15 = 66,67 × 1,15 ≈ 76,67 kWh

Converter para Ah em 48 V:

Ah = (76,67 × 1000) ÷ 48 ≈ 1597 Ah

Isso indica um banco robusto (ex.: múltiplos módulos de bateria em paralelo/série conforme o fabricante).

C) Potência do inversor (backup):

Necessidade de pico: 18 kW. Se houver motores com partida, valide o surge. Selecionar inversor (ou conjunto) com potência contínua ≥ 18 kW e capacidade de pico compatível. Como o exemplo usa 25 kW, atende com margem.

D) Corrente de carga (ordem de grandeza):

Se o sistema permitir 10 kW de carga para a bateria:

I_carga ≈ 10.000 ÷ 48 ≈ 208 A

Verifique se o carregador/inversor híbrido e o banco suportam essa corrente (limites de C-rate). Se não suportarem, limite a potência de carga ou aumente a tensão do banco (ex.: 96 V/192 V/alta tensão, conforme arquitetura).

Planilha-modelo (aba “Indústria híbrido”):

Entradas FV: Consumo=6000; Meta=0,70; Ger_bruta=150; PR=0,77; Pmod=610; Voc=50,0; Vmp=41,8; Isc=15,0; Imp=14,4; CoefVoc=0,0028; Tmin=5; VmaxInv=1000; MPPTmin=250; MPPTmax=850; ImaxMPPT=30; PacInv=25 Entradas bateria: Pcrit_med=12kW; Pcrit_pico=18kW; Autonomia_h=4; DoD=0,80; Eff=0,90; Margem=0,15; Vbanco=48; P_carga=10kW Fórmulas FV: Energia_alvo=Consumo*Meta; Ger_liq=Ger_bruta*PR; kWp=Energia_alvo/Ger_liq; N=teto(kWp/(Pmod/1000)); kWp_inst=N*(Pmod/1000) Strings: definir Ns e Np (série e paralelo) Checagens: Voc_frio=Voc*(1+CoefVoc*(25-Tmin)); Voc_string=Ns*Voc_frio; Vmp_string=Ns*Vmp; Imp_total=Np*Imp; Isc_total=Np*Isc; DCAC=kWp_inst/PacInv Fórmulas bateria: Ecrit=Pcrit_med*Autonomia_h; Ebat_nom=Ecrit/(DoD*Eff)*(1+Margem); Ah=(Ebat_nom*1000)/Vbanco Corrente de carga: Icarga=P_carga*1000/Vbanco

Modelo de planilha única (estrutura recomendada para replicar em qualquer projeto)

Aba 1 — Entradas

Aba 2 — Cálculos

• Energia_alvo = Consumo_mensal_médio * Meta
• Ger_espec_liq = Ger_espec_bruta * PR
• kWp_req = Energia_alvo / Ger_espec_liq
• N_mod = teto( kWp_req / (P_mod/1000) )
• kWp_inst = N_mod * (P_mod/1000)
• Área_total = N_mod * Área_mod * Fator_espacamento
• Voc_frio = Voc * (1 + Coef_Voc * (25 - Tmin))
• Ns_max = piso( Vmax_DC / Voc_frio )
• Vmp_string = Ns * Vmp
• Imp_total = Np * Imp
• Isc_total = Np * Isc
• DCAC = kWp_inst / P_AC
• Ecrit = Pcrit_med * Autonomia_h (se bateria)
• Ebat_nom = Ecrit / (DoD*Eficiência) * (1+Margem) (se bateria)
• Ah = (Ebat_nom*1000)/V_banco (se bateria)

Aba 3 — Validações (checkpoints)

• Energia: geração estimada mensal/anual atende a meta?
• Tensão: Voc_string_frio < Vmax_DC com margem?
• MPPT: Vmp_string dentro da faixa MPPT em condições típicas?
• Corrente: Isc_total e Imp_total abaixo dos limites por MPPT/entrada?
• DC/AC: clipping aceitável para o objetivo do cliente?
• Bateria (se houver): autonomia atende, DoD respeitado, corrente de carga/descarga dentro do permitido?