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Já escrevi mais de uma vez que projeto fotovoltaico não tem bala de prata. Quem chega afirmando que uma tecnologia ou uma marca é superior às outras, descolada do contexto, normalmente está vendendo, não projetando.
Existem várias tecnologias porque o mercado tem aplicações diferentes, e existem várias marcas porque cada uma encontrou uma forma de se adequar às regras do jogo.
Isso vale para módulo, para inversor, para estrutura, e vale também para uma decisão que aparece com frequência em projetos comerciais de médio porte: vale a pena dimensionar a usina no limite regulatório de 75kW da microgeração, e qual tecnologia de inversor melhor sustenta essa escolha em telhado.
Uso um case real para sustentar o raciocínio: acabamos de homologar na Cemig um projeto para o nosso cliente Cachaça Pioneira, com 33 microinversores Solax de 2,25kW, instalados em um telhado metálico na Pampulha, em Belo Horizonte.
O que realmente muda em 75kW
A Lei 14.300/2022 e a REN ANEEL 1.059/2023 separam a geração distribuída em duas categorias: microgeração, até 75kW de potência instalada em corrente alternada, e minigeração, acima disso. A linha parece burocrática, mas carrega uma consequência que pesa direto na conta do cliente: a unidade consumidora com minigeração distribuída é obrigatoriamente enquadrada no Grupo A.
Na prática, isso significa sair de uma tarifa de baixa tensão e entrar em uma estrutura com demanda contratada, TUSD e TE segregadas, custo de ultrapassagem de demanda e tarifa binômia, com valores distintos para o horário de ponta e o horário fora de ponta.
Para boa parte dos clientes comerciais que hoje operam em baixa tensão, essa migração tarifária não compensa o ganho de capacidade instalada acima de 75kW.
E aqui também não existe regra absoluta, porque engenharia não deveria trabalhar com absolutos: entre 50 e 75kW de carga ou geração, a distribuidora ainda pode exigir o enquadramento no Grupo A ou custo de adequação da rede, mediante estudo técnico, se identificar risco à qualidade do fornecimento a outros consumidores na mesma rede.
Ficar abaixo de 75kW remove a obrigatoriedade automática de migração, mas não é garantia incondicional. É outro ponto que entra na avaliação caso a caso, não uma regra geral.
Para o cliente com consumo e área de telhado compatíveis com algo entre 60 e 75kW, faz sentido buscar o teto da microgeração e extrair o máximo de capacidade sem cruzar para o regime de minigeração.
O case Cachaça Pioneira
Os 33 microinversores Solax de 2,25kW somam 74,25kW de potência instalada em corrente alternada. Esse é o número máximo de microinversores dentro da microgeração.
Da mesma forma, considerando que os painéis de máxima potência disponíveis no mercado hoje estão na faixa de 700W, e que cada micro inversor possui quatro portas/MPPTs, conseguimos ter 33 x 4 = 132 painéis numa potência pico de 132 x 700 = 92.4kWP. Em BH, em um telhado com boa orientação igual ao deste cliente, isso gera em torno de 10.800kWh/mês.
A decisão não foi só sobre encaixe de potência
Um inversor de cadeia de 75kW atenderia perfeitamente o limite regulatório, sem nenhum problema de encaixe de potência. A escolha por microinversor não passa por aí, passa pela exigência de RSD do CBMMG.
Em estabelecimentos comerciais submetidos ao Auto de Vistoria do Corpo de Bombeiros, o CBMMG exige dispositivo de desligamento rápido, o RSD. Esta exigência está bem descrita na norma IT-30.
Já tratamos disso em outro artigo, com os e-mails que troquei com o próprio tenente do corpo de bombeiros sobre o RSD e exigências do CBMMG.
Aproveito para deixar aqui o spoiler de um próximo texto: estou escrevendo sobre os casos em que não recomendamos RSD. Novamente, cada caso é um caso. Em breve no blog.
Para atender essa exigência existem dois caminhos. Usar dispositivos MLPE, como otimizadores e microinversores, que já desempenham a função de desligamento rápido por natureza. Ou instalar dispositivos RSD dedicados, embaixo de cada painel ou de cada conjunto de dois painéis, com a única função de cortar a tensão da string em caso de sinistro.
Particularmente não tenho muita simpatia por RSD dedicado em projetos novos. De novo, sem bala de prata: marcas como a Projoy fazem um produto excelente, e em retrofit, onde a usina já está em operação e o investimento principal já foi feito, o RSD dedicado costuma ser a melhor saída. Mas não era o caso da Cachaça Pioneira. Ali tínhamos liberdade total para projetar a solução que considerávamos melhor desde o início.
Não escolhemos RSD dedicado por três razões:
A primeira é custo: a soma de inversor de 75kW mais 66 dispositivos RSD aproxima o investimento do custo de um sistema todo em microinversor, anulando a vantagem de preço que normalmente existe na solução com inversor central.
A segunda é ponto de falha: 66 dispositivos espalhados pelo telhado significam 66 itens que, ao longo de 25 anos, vão eventualmente pedir manutenção ou substituição, com custo de peça somado a custo de equipe especializada trabalhando sobre o telhado, que não é barato.
A terceira é maturidade de mercado: o RSD dedicado é exigência recente em Minas Gerais, pouco mais de um ano, e a maioria dos estados ainda não exige. Não sei se essa solução vai sustentar disponibilidade de peças de reposição pelos próximos 25 anos, apesar de saber que em alguns países a exigência é mais antiga. Nem se os fabricantes de módulo não vão simplesmente embutir o desligamento na caixa de junção que já existe no painel, nem se outros corpos de bombeiros vão adotar a mesma exigência ou encontrar outra forma de mitigar risco de incêndio sem desligamento rápido obrigatório. São hipóteses, mas hipóteses que engenheiro de projeto precisa colocar na balança. O fato é que se fosse exigência do Inmetro, igual AFCI, teríamos mais segurança de que tal exigência é mais perene no longo prazo.
O microinversor também é ponto de falha e também vai pedir manutenção ao longo da vida útil da usina, isso é fato e não vou omitir. A diferença é que essa tecnologia existe há muito mais tempo que o RSD dedicado, já passou por várias gerações de evolução e, ao meu ver, tem muito mais chance de continuar no mercado nos próximos anos.
Além de atender a exigência do corpo de bombeiros, o microinversor reduz a tensão de operação nas strings, o que diminui o risco de o incêndio começar (muito mais importante do que ajudar a combater o incêndio depois que ele já começou) e melhora a segurança de quem sobe no telhado para manutenção.
Além disso, também entrega monitoramento de geração painel a painel e corrige, no nível do módulo, problemas de mismatch, degradação desigual, sombreamento parcial e sujeira localizada. Atende a norma e ainda entrega ganho de performance, que tende a contribuir para o retorno do investimento no longo prazo.
O preço da decisão: temperatura
Existe um problema real com microinversor em telhado metálico, e em momento nenhum negligenciamos ele: aquecimento. Em qualquer marca que já trabalhamos por aqui, no calor do verão brasileiro o microinversor sofre com temperatura, e a resposta do equipamento a isso é descarte de potência.
O sensor interno identifica o risco e atua na curva IxV, fazendo o painel entregar menos energia para reduzir dissipação térmica. O microinversor protege a si mesmo, mas perde performance.
Tratamos isso com engenharia, novamente sem a bala de prata.
- Primeiro, trilhos elevados, conforme orientação do próprio fabricante, criando uma lâmina de ar entre o telhado metálico e o dissipador do equipamento.
- Segundo, posicionamos os microinversores nas extremidades das fileiras, próximos à borda dos módulos, onde a ventilação natural circula em maior volume.
- Terceiro, organizamos as fileiras em blocos de oito módulos, com espaço de ventilação entre blocos: nos quatro primeiros módulos do bloco o microinversor fica na extremidade esquerda, nos quatro últimos, na direita. Isso custa mais cabo e mais conector, mas o acréscimo é irrelevante frente ao valor total do investimento.
- Quarto, e na contramão do padrão de mercado, montamos o microinversor no trilho inferior, e não no superior. O ar quente sobe, e montar embaixo aproveita esse fluxo a favor do resfriamento do equipamento.
Conclusão
Esse é o tipo de decisão que não cabe em resposta pronta. Não está em nenhum “padrão de montagem”. São estudos e análises.
Estourar o teto de 75kW pode empurrar o cliente para uma estrutura tarifária mais cara de operar. Ficar longe do teto desperdiça área de telhado e capacidade de geração.
Atender a exigência do corpo de bombeiros sem inflar custo e complexidade de manutenção exige avaliar todas as tecnologias disponíveis caso a caso (no Hospital da Unimed, em Contagem, decidimos junto ao cliente a utilização de Solar Edge, por exemplo. Mas isso fica para outro artigo).
E escolher microinversor exige entender a fundo o problema de temperatura, e buscar soluções na dinâmica dos fluidos, em vez de fingir que ele não existe.
É por essa complexidade, e pela quantidade de variáveis que mudam de projeto para projeto, que a engenharia continua existindo e evoluindo. Espero que esse case real da Sunus ajude outros clientes e colegas de engenharia a olhar para esse tipo de decisão com mais critério, porque é assim que buscamos trabalhar aqui.
