ANEXO I ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS E PROJETO BÁSICOphp5UiIHe.pdf · ANEXO I – PARTE 1 ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS . ... Figura 1-Em azul as áreas de cobertura disponíveis para

Coelba Grupo Neoenergia

No. DO CONTRATO

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COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA – COELBA

SISTEMA FOTOVOLTAICO DO ESTÁDIO PITUAÇU

ANEXO I

ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS

E PROJETO BÁSICO

Coelba Grupo Neoenergia No. DO CONTRATO

ANEXO I – PARTE 1

ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS


SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ......................................................................................................... 5

2 LOCALIZAÇÃO ......................................................................................................... 5

3 CONDIÇÕES METEOROLÓGICAS ............................................................................... 6

4 DESCRIÇÃO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO ................................................................ 7

5 ÁREAS PROPOSTAS PARA INSTALAÇÃO DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ................... 7

6 CARGA MÁXIMA ADMISSÍVEL NAS COBERTURAS ....................................................... 7

7 LICENÇAS, ANÁLISE ESTRUTURAL E ART .................................................................. 8

8 NORMAS ................................................................................................................. 8

9 PLANTAS ................................................................................................................ 8

10 ESPECIFICAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS .................................................................... 10

10.1 Módulos fotovoltaicos .................................................................................................... 10

10.1.1 Características mínimas (Arquibancadas – Áreas 3 e 4, Figura 1): ......................................... 10

10.1.2 Características mínimas (Outras Coberturas - Áreas 1, 2, 5, 6 e 7, Figura 1) .......................... 11

10.1.3 Refletividade dos módulos fotovoltaicos .............................................................................. 12

10.1.4 Fixação dos módulos fotovoltaicos ...................................................................................... 14

10.2 Inversores CC/CA .......................................................................................................... 16

10.3 Sistemas de Aquisição e Análise de Dados (SAAD) .......................................................... 17

10.3.1 SAAD para dados elétricos ................................................................................................. 17

10.3.2 SAAD para dados ambientais ............................................................................................. 18

11 SISTEMA DE MEDIÇÃO DE ENERGIA DA GERAÇÃO - BAIXA TENSÃO ........................ 19

12 SISTEMA DE MEDIÇÃO E FATURAMENTO DE ENERGIA (SMF) – MÉDIA TENSÃO ........ 19

13 SALAS ELÉTRICAS E CONEXÃO À REDE ................................................................... 19

14 SISTEMAS DE PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS E EQUIPOTENCIALIZAÇÃO ............................................................................................... 20

15 EQUIPAMENTOS SOBRESSALENTES ........................................................................ 20

16 GARANTIA DE TAXA DE DESEMPENHO (PERFORMANCE RATIO, PR) .......................... 20

17 DOCUMENTAÇÃO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO ...................................................... 21

18 PLANO DE VERIFICAÇÃO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO PROPOSTO .......................... 22

19 VERIFICAÇÃO POR LABORATÓRIO CERTIFICADO .................................................... 22

20 SERVIÇOS REQUERIDOS ........................................................................................ 23

20.1 Elaboração do Projeto Executivo .................................................................................... 23

20.2 Aquisição e Entrega dos Equipamentos .......................................................................... 24

20.3 Construção e Instalação ................................................................................................ 24

20.4 Treinamento Teórico e Prático ....................................................................................... 24

20.5 Elaboração de Documentação ........................................................................................ 25

20.6 Comissionamento .......................................................................................................... 25


20.7 Pós-comissionamento .................................................................................................... 25

20.7.1 Visitas programadas .......................................................................................................... 25

20.7.2 Operação assistida ............................................................................................................ 26

20.7.3 Manutenção corretiva ........................................................................................................ 26

21 FISCALIZAÇÃO ...................................................................................................... 26

21.1 Projeto Executivo .......................................................................................................... 26

21.2 Aquisição dos Equipamentos .......................................................................................... 26

21.3 Infraestrutura ............................................................................................................... 27

21.4 Instalações e Montagens ............................................................................................... 27

21.5 Teste de Funcionamento ............................................................................................... 27

21.6 Comissionamento .......................................................................................................... 27

21.7 Documentação Técnica ................................................................................................. 27

21.8 Treinamento Teórico e Prático ....................................................................................... 27

21.9 Acompanhamento de Qualidade da Energia Injetada na Rede ......................................... 28

22 CRONOGRAMA ...................................................................................................... 28


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1 INTRODUÇÃO

O Estádio Pituaçu, em Salvador, Bahia, foi escolhido pela COELBA para receber um sistema fotovoltaico em sua cobertura por ser um estádio de futebol importante da cidade, e por ser propriedade do governo do Estado.

Em estudo anterior, desenvolvido pela Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC) e pelo Instituto IDEAL, foram analisadas as plantas arquitetônicas das coberturas do estádio, principalmente quanto ao sombreamento e à resistência a sobrecargas. Devido à baixa tolerância a sobrecargas nas principais coberturas disponíveis, optou-se por utilizar módulos fotovoltaicos flexíveis de silício amorfo, por serem bastante leves. A partir da definição do tipo de módulo, foram especificados os demais componentes do sistema fotovoltaico proposto, que será conectado à rede elétrica pública e não utilizará baterias.

Este documento apresenta também a descrição dos serviços requeridos para a implantação, comissionamento, operação, fiscalização e manutenção do sistema fotovoltaico, bem como considerações sobre o treinamento a ser proporcionado aos técnicos da COELBA.

2 LOCALIZAÇÃO

O sistema fotovoltaico de que trata este documento será instalado no Estádio Governador Roberto Santos, ou Estádio Roberto Santos, localizado no bairro de Pituaçu, em Salvador. Possui capacidade para 31.677 espectadores (depois da reforma e ampliação), sendo mais conhecido como Estádio Metropolitano de Pituaçu, ou simplesmente Estádio Pituaçu.


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3 CONDIÇÕES METEOROLÓGICAS

Salvador possui clima tropical predominantemente quente, com maior concentração de chuvas no inverno e verão seco. A temperatura ambiente chega a extremos de 12 °C no inverno e a 37 °C no verão. A brisa oriunda do Oceano Atlântico deixa agradável a temperatura da cidade mesmo nos dias mais quentes.

Na tabela a seguir são apresentadas as características meteorológicas de Salvador [Fonte: Weatherbase e SWERA].

Salvador [Elevação: 6 metros, Latitude: 12° 54’ Sul, Longitude: 38° 20’ Oeste] Temperatura média [°C] – período analisado: últimos 18 anos

ANO Jan. Fev. Mar. Abr. Mai. Jun. Jul. Ago. Set. Out. Nov. Dez.

26 27 27 27 27 26 25 25 25 25 26 26 27

Média das temperaturas máximas diárias[°C] – período analisado: últimos 18 anos


29 30 30 30 30 29 28 27 27 28 28 29 30

Média das temperaturas mínimas diárias[°C] – período analisado: últimos 18 anos


23 23 24 24 23 23 22 21 21 22 22 23 23

Temperatura máxima registrada [°C] – período analisado: últimos 18 anos


37 37 37 37 37 32 32 35 33 32 35 35 37

Temperatura mínima registrada [°C] – período analisado: últimos 18 anos


12 20 18 17 15 12 12 17 16 16 17 18 17

Número de dias com chuva [dias] – período analisado: últimos 17 anos


199 11 13 15 20 21 21 21 19 17 14 14 13

Umidade relativa média pela manhã [%] – período analisado: últimos 17 anos


88 89 88 89 89 90 88 87 87 86 88 88 89

Umidade relativa média à noite [%] – período analisado: últimos 17 anos


69 67 66 67 71 71 72 71 70 69 69 70 69

Velocidade média do vento [km/h] – período analisado: últimos 17 anos


17 17 17 17 16 16 17 17 16 17 17 17 19

Radiação solar média diária [kWh/m2/dia] ANO Jan. Fev. Mar. Abr. Mai. Jun. Jul. Ago. Set. Out. Nov. Dez.

5,230 6,194 5,978 5,832 4,996 4,258 3,652 4,014 4,462 5,29 5,88 6,096 6,104


7

4 DESCRIÇÃO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO

O sistema solar fotovoltaico do Estádio Pituaçu deverá ter no mínimo 400 kWp de potência real instalada. Em levantamento preliminar, verificou-se que as áreas de cobertura viáveis para instalação de módulos fotovoltaicos são as indicadas em azul na Figura 1.

Na cobertura das arquibancadas o sistema fotovoltaico será composto por módulos fotovoltaicos de silício amorfo (a-Si), do tipo filme fino flexível. Foi escolhida esta tecnologia devido à sua melhor produtividade em climas quentes, além de ser adequada às limitantes de sobrecarga das coberturas, áreas 3 e 4 da Figura 1.

Para as outras coberturas, áreas 1, 2, 5, 6 e 7 da Figura 1, qualquer tecnologia fotovoltaica poderá ser utilizada, excluindo o Telureto de Cádmio (TeCd), desde que respeitada a carga máxima admissível na estrutura.

Os módulos fotovoltaicos serão interligados a inversores descentralizados com tensão de operação AC de 220V. Os inversores CC/CA serão instalados em salas elétricas exclusivas ao sistema fotovoltaico.

Os inversores serão ligados diretamente no secundário dos transformadores já existentes no estádio, e a conexão em média tensão será feita no sistema de distribuição da concessionária local.

O sistema fotovoltaico contempla os seguintes equipamentos principais:

� Módulos Fotovoltaicos � Inversores CC-CA � Sistema de Medição de Energia � Sistema de Aquisição de Dados

5 ÁREAS PROPOSTAS PARA INSTALAÇÃO DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

As áreas consideradas para integração do sistema fotovoltaico são numeradas na Figura 1 de 1 a 7. As áreas 1 e 6 possuem proposta de integração sobre cobertura de concreto existente, enquanto as áreas 2, 3, 4, 5 e 7 sobre estruturas metálicas. Na área 7 não há cobertura metálica construída. Caso essa área venha a ser utilizada, será necessário incluir o projeto estrutural metálico e respectivo fornecimento na proposta apresentada pela licitante.

6 CARGA MÁXIMA ADMISSÍVEL NAS COBERTURAS

A carga do sistema fotovoltaico sobre uma cobertura é definida como a carga total imposta por todos os componentes do sistema fotovoltaico que sejam instalados sobre tal cobertura (módulos fotovoltaicos, estruturas adicionais de fixação, cabos, etc.)

Para as coberturas indicadas nas áreas 3 e 4 da Figura 1, a máxima carga adicional imposta pelo sistema fotovoltaico à estrutura existente, permitida, é de 7 kgf/m². Maiores detalhes sobre as possibilidades de integração do sistema fotovoltaico nas áreas 3 e 4 da Figura 1 são informados no item 10.1.4.1.

Para as coberturas indicadas nas áreas 1, 6 e 7 da Figura 1, será permitida uma carga adicional máxima, imposta pelo sistema fotovoltaico à estrutura existente, de 30 kgf/m².


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Nas coberturas 2 e 5 da Figura 1, foi considerada uma carga máxima adicional de 10 kg/m² caso os módulos fotovoltaicos (ou suas estruturas de fixação) sejam instalados diretamente sobre as telhas que já cobrem essas áreas. Caso seja instalada uma estrutura de fixação dos módulos fotovoltaicos apoiada nas laterais de concreto, e se as telhas já existentes não forem utilizadas como superfície de apoio, será permitida uma carga máxima superior, conforme análise da estrutura de fixação proposta.

7 LICENÇAS, ANÁLISE ESTRUTURAL E ART

A CONTRATADA deverá providenciar junto à prefeitura de Salvador a aprovação do projeto e obtenção de alvará para execução da obra.

Respeitando a norma NBR 8800, a CONTRATADA deverá realizar análise estrutural das coberturas metálicas, áreas 3 e 4 da Figura 1. A análise deverá ser realizada de maneira a determinar a máxima carga adicional em kgf/m² que poderá ser suportada pela estrutura.

Uma análise equivalente será efetuada para as lajes de concreto, áreas 1 e 6 da Figura 1, e para a cobertura metálica das áreas 2 e 5 da Figura 1.

Posteriormente à análise estrutural a contratada irá registrar no CREA-BA a ART relativa a esta análise estrutural. O projeto elétrico do sistema fotovoltaico também deverá possuir ART cadastrada no CREA-BA.

8 NORMAS

Todos os detalhamentos elétricos e mecânicos do projeto deverão estar em conformidade com as normas apresentadas no Anexo VI – Normas Técnicas Aplicáveis.

9 PLANTAS

As plantas disponíveis do Estádio Pituaçu integram o Anexo X - Plantas, da Solicitação de Proposta. Cabe destacar que as cotas indicadas e equipamentos representados nessas plantas, bem como na Figura 1 seguinte e na Parte 2 - Projeto Básico deste documento, não foram verificados pela CONTRATANTE.


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Figura 1-Em azul as áreas de cobertura disponíveis para a integração dos módulos fotovoltaicos.

Coelba Grupo Neoenergia

No. DO CONTRATO

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10 ESPECIFICAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS

A seguir são apresentadas as configurações adotadas para o projeto, especificações dos equipamentos e topologia da rede elétrica. Um diagrama esquemático do sistema fotovoltaico e de monitoramento e aquisição de dados também é ilustrado na Figura 2.

W.W.WW.W.WW.W.WW.W.W

Figura 2 - Diagrama de Blocos do Sistema Fotovoltaico

10.1 Módulos fotovoltaicos

10.1.1 Características mínimas (Arquibancadas – Áreas 3 e 4, Figura 1):

� Potência nominal do módulo fotovoltaico: >65 Wp/m2; � Peso Máximo: 4 kg/m2


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� Certificação: IEC 61646 (Thin-film terrestrial photovoltaic modules - Design qualification and type approval), e atender às suas exigências, mediante certificação de instituição idônea.

� Certificação: UL 1703 (Standard for Safety Flat-Plate Photovoltaic Modules and Panels), e atender às suas exigências, mediante certificação de instituição idônea.

� Certificação: IEC 61730 (Photovoltaic module safetyqualification), e atender às suas exigências, mediante certificação de instituição idônea.

� A potência de pico deve ser avaliada nas condições padrão de teste – STC – Standard Test Conditions (1000W/m²; 25°C, AM 1,5) definido nas normas IEC 61646 e IEC 60904-3.

� Cada módulo deve ter uma caixa de conexão com conectores a prova d’água e de engate rápido.

� Garantia de no mínimo de cinco anos para substituição de módulos que apresentem defeitos em termos das exigências da norma IEC 61646.

� Garantia de potência para substituição de módulos que apresentem uma degradação de potência acima de: • 8% relativo à potência nominal estabilizada nos primeiros 10 anos; • 16% relativo à potência nominal estabilizada em 20 anos e • 20% relativo à potência nominal estabilizada em 25 anos.

10.1.2 Características mínimas (Outras Coberturas - Áreas 1, 2, 5, 6 e 7, Figura 1)

A potência total do sistema de 400 kWp pode implicar na utilização de módulos fotovoltaicos de maior eficiência para atingir os requisitos do projeto. As coberturas com numeração 1, 2, 5, 6 e 7 da Figura 1 poderão utilizar módulos cristalinos (c-Si), amorfos (a-Si) e outras tecnologias, com exceção da tecnologia de Telureto de Cadmio (CdTe). A escolha da tecnologia fotovoltaica deve estar de acordo com a carga máxima admissível em cada área.

10.1.2.1 Silício Cristalino (c-Si)

� Certificação: IEC 61215 - Crystalline Silicon Terrestrial Photovoltaic Modules: Design Qualification and Type Approval, e atender às suas exigências, mediante certificação de instituição idônea.

� Classe de proteção II segundo a norma IEC 61215.

� A potência de pico deve ser avaliada nas condições padrão de teste – STC – Standard Test Conditions (1000 W/m²; 25°C, definido nas normas IEC 61215 e IEC 60904-3)

� Cada módulo deve ter uma caixa de conexão IP 65 com bornes e diodos de passagem (by-pass) já montados.

� Variação máxima da potência nominal ±3%

� Os módulos devem ter uma moldura metálica em alumínio na cor preta com perfuração apropriada para aterramento (moldura na cor preta somente exigida para as áreas 1 e 6, da Figura 1).

� Garantia de no mínimo de 5 anos para substituição de módulos que apresentem defeitos em termos das exigências da norma IEC 61215.


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� Garantia de potência de no mínimo 20 anos para substituição de módulos que apresentem uma degradação de potência acima de:

• 10% relativo a potência nominal nos primeiros 10 anos, e

• 20% relativo a potencia nominal em 20 anos.

10.1.2.2 Silício Amorfo (a-Si):

� Certificação: IEC 61646 (Thin-film terrestrial photovoltaic modules - Design qualification and type approval), e atender às suas exigências, mediante certificação de instituição idônea.

� Certificação: UL 1703 (Standard for Safety Flat-Plate Photovoltaic Modules and Panels), e atender às suas exigências, mediante certificação de instituição idônea.

� Certificação: IEC 61730 (Photovoltaic module safetyqualification), e atender às suas exigências, mediante certificação de instituição idônea.

� A potência de pico deve ser avaliada nas condições padrão de teste – STC – Standard Test Conditions (1000W/m²; 25°C, AM 1,5) definido nas normas IEC 61646 e IEC 60904-3.

� Cada módulo deve ter uma caixa de conexão com conectores a prova d’água e de engate rápido.

� Variação máxima da potência nominal ±5% � Caso os módulos apresentem moldura metálica esta deverá ser de alumínio na cor preta

com perfuração apropriada para aterramento (moldura na cor preta somente exigida para as áreas 1 e 6, da Figura 1).

� Garantia de no mínimo de cinco anos para substituição de módulos que apresentem defeitos em termos das exigências da norma IEC 61646.

� Garantia de potência para substituição de módulos que apresentem uma degradação de potência acima de: • 10% relativo à potência nominal estabilizada nos primeiros 10 anos; • 20% relativo à potência nominal estabilizada em 20 anos.

10.1.3 Refletividade dos módulos fotovoltaicos

Os vidros utilizados na fabricação de módulos fotovoltaicos têm tipicamente uma transmissividade superior a 80%. Como a refletividade do vidro resulta em perdas de potência, este nível deverá ser menor que 20% para os módulos fotovoltaicos com cobertura de vidro utilizados no projeto do Estádio Pituaçu.

A Tabela 1 mostra alguns exemplos de valores da refletividade (ρ), para diferentes tipos de solo. Comparando a refletividade exigida para o projeto com os valores mostrados na Tabela 1, vemos que os vidros dos módulos fotovoltaicos possuem refletividade da mesma ordem de grandeza que o concreto envelhecido.


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Tabela 1 - Valores de refletividade para diferentes tipos de solos

[Monegón Ltd. “Engineering Design Handbook for Stand Alone Photovoltaic Systems”]

Report No M108 (1980).

O frame de alumínio que faz a moldura do módulo fotovoltaico pode ter elevada refletividade se o material não tiver tratamento adequado. Os módulos fotovoltaicos das áreas 1 e 6 da Figura 1, que utilizam moldura de alumínio, deverão ser de cor preta de baixa refletância, de maneira a não interferirem nas filmagens dos jogos.


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10.1.4 Fixação dos módulos fotovoltaicos

O Estádio Pituaçu, como pode ser visualizado nas Figuras 3 e 4, possui coberturas metálicas e em concreto. Para cada tipo de cobertura são propostas opções de fixação.

Figura 3– Exemplo de cobertura metálica (seções principais,

indicadas com os números 3 e 4 na Figura 1).

Figura 4 - Exemplo de cobertura de concreto

(coberturas indicadas com os números 1 e 6 na Figura 1).


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10.1.4.1 Fixação dos módulos fotovoltaicos sobre as arquibancadas

Módulos fotovoltaicos flexíveis devem ser instalados em uma superfície regular de modo a estar de acordo com as normativas de seus fabricantes. A irregularidade do telhado trapezoidal das arquibancadas, indicadas com os números 3 e 4 na Figura 1, impossibilita a direta aplicação dos módulos fotovoltaicos sobre a cobertura. A integração de uma chapa metálica sobre a cobertura existente é condicionada à limitação de carga máxima da estrutura.

O conjunto dotado de chapa metálica de suporte, módulo fotovoltaico, cabos e outros equipamentos exerce uma carga sobre a estrutura cujo valor máximo não pode ultrapassar 7 kgf/m². Dois exemplos de integração e as características dos materiais de acordo com as normativas dos fabricantes para este tipo de instalação são sucintamente detalhados nos itens 10.1.4.1.1 e 10.1.4.1.2.

A contratada poderá optar pela retirada do telhado trapezoidal e substituição de toda a cobertura por uma chapa metálica sem irregularidades. A carga exercida pelos módulos fotovoltaicos, chapa metálica, cabos e outros equipamentos não pode ultrapassar o limite de 10 kgf/m². As mesmas soluções apresentadas nos itens 10.1.4.1.1 e 10.1.4.1.2. também são válidas caso o telhado seja substituído.

10.1.4.1.1 OPÇÃO A – Colagem sobre Chapa metálica

Nesta opção os módulos fotovoltaicos deverão ser fixados em uma chapa de aço revestida de liga Alumínio-Zinco (Galvalume®,Zincalume® ou liga equivalente) com superfície plana de no mínimo 406 mm de largura, sobre a qual os módulos fotovoltaicos serão colados.

Requisitos:

� Garantia de integridade da chapa metálica pelo período mínimo de 25 anos.

10.1.4.1.2 OPÇÃO B – Manta Fotovoltaica

No mercado internacional existem módulos fotovoltaicos flexíveis que já são comercializados integrados sobre membranas plásticas, desempenhando a mesma função de um adesivo plástico impermeabilizante com a função adicional de gerar energia elétrica. Essas membranas plásticas solares são normalmente fixadas mecanicamente em coberturas de edificações já existentes por meio de parafusos prendedores. Uma chapa metálica de liga menos nobre é um exemplo de superfície de sustentação para que a manta fique corretamente esticada, sem sofrer flexão. Sobre esta chapa metálica a manta fotovoltaica será instalada.

Requisitos:

� Garantia de integridade da membrana plástica pelo período mínimo de 15 anos. � A membrana plástica deve ser composto de polímeros do tipo EPDM ou TPO.

10.1.4.2 Fixação dos módulos fotovoltaicos sobre outras estruturas.

Nas outras coberturas (seções 1, 2, 5, 6 e 7 da Figura 1) os módulos fotovoltaicos poderão adotar a mesma opção de integração das arquibancadas, ou utilizar estruturas metálicas com perfilados de alumínio.


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10.2 Inversores CC/CA

A topologia dos inversores propostos para o sistema fotovoltaico é do tipo mini-central, descentralizado. Com inversores com esta topologia, eventuais reparos ou substituições nos equipamentos são feitos com maior velocidade reduzindo o downtime de operação. Por serem de pequeno porte, o custo de equipamentos reservas tende a ser menor, se comparado aos custos de grandes inversores centrais. Além de facilidade na manutenção, inversores de pequeno porte garantem maior eficiência global do sistema devido a menores perdas por mismatching (não homogeneidade entre a potência máxima de módulos individuais “idênticos”). Requisitos:

� Potência Máxima AC: 25 kW � Tensão Máxima CC: 700 V � Eficiência Máxima (Inversores sem transformador): ≥ 97,5% � Eficiência Europeia (Inversores sem transformador): ≥ 97% � Eficiência Máxima (Inversores com transformador): ≥ 95,5% � Eficiência Europeia (Inversores com transformador): ≥ 95% � Frequência Nominal: 60 Hz � Índice de Proteção Mínimo: IP 54 � Temperatura máxima de trabalho: +60 °C � THD máximo: 2%

Proteções e monitoramentos:

� Proteção contra reversão de polaridade em CC � Proteção contra surtos de tensão CC por meio de Varistores. � Chave seccionadora CC integrada ao inversor � Proteção contra curtos-circuitos CA � Monitorador de falhas de terra � Monitorador de fusíveis internos, quando houver proteção por fusíveis � Monitorador da rede elétrica CA

Certificação:

� IEC 62116 (VDE 0126-2) – Testing procedure of islanding prevention measures for utility interactive photovoltaic inverters

Conexões e Interfaces de comunicação:

� Conexões CC: Compatíveis com as do módulo fotovoltaico � Interface de Comunicação: RS485 ou Bluetooth � Balanceamento de potência para controlar redes trifásicas, quando o inversor for

monofásico. � Possibilidade de parametrização das características elétricas (tensão Min. e Max.,

frequencia Min. e Max., etc) via interface WEB.


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Os inversores devem possuir garantia do fabricante de no mínimo 5 anos para substituição em caso de defeitos. O fabricante deve possuir representante comercial no Brasil e capacidade instalada de inversores no mundo superior a 1 GW.

10.3 Sistemas de Aquisição e Análise de Dados (SAAD)

O Sistema de Aquisição e Análise de Dados (SAAD) é composto pelos equipamentos descritos nos subitens a seguir. Apesar de as informações serem apresentadas em dois subitens, alguns dos SAAD podem ser configurados para registrar dados elétricos e ambientais. A subdivisão foi feita para tornar mais claras as necessidades em relação a cada tipo de grandeza medida. Como os sistemas fotovoltaicos propostos incluem módulos de diferentes tecnologias com integração em diferentes estruturas de suporte, serão utilizados 3 sistemas SAAD no Estádio Pituaçu. Os sistemas serão alocados nas áreas 1, 3 e 7 da Figura 1.Cada SAAD é composto de datalogger, sensores, cabos e demais componentes acessórios. As informações armazenadas em cada datalogger devem ser salvas a intervalos máximos de 5 minutos em um cartão de memória e seu acesso deve ser possível via internet.

O SAAD para dados elétricos deverá adquirir grandezas elétricas dos inversores fotovoltaicos. As grandezas elétricas que forem medidas pelo SAAD próprio do inversor não precisam ser medidas por outro SAAD redundante. Os SAAD para dados elétricos deverão estar conectados com os SAAD para dados ambientais. 10.3.1 SAAD para dados elétricos

Requisitos:

� Medição e registro em memória de massa das grandezas elétricas de interesse. � Registros em forma de série temporal, em médias a intervalos máximos de 5 min. � Conexão com internet. � Comunicação: RS485 ou Bluetooth � Expansão de Memória: Cartão SD de até 2Gb � Temperatura máxima de trabalho: +60 °C � Garantia de no mínimo 5 anos para defeitos de fabricação.

As seguintes grandezas elétricas devem ser medidas/calculadas:

� Tensão CC na entrada de cada inversor (V) � Corrente CC na entrada de cada inversor (A) � Tensão CA na saída de cada inversor (V) � Corrente CA na saída de cada inversor (A) � Potência CC na entrada de cada inversor (kW) � Potência CA na saída de cada inversor (kW) � Energia CC gerada (kWh) na entrada de cada inversor, em valores acumulados (na base

diária, e desde o início da operação do sistema) � Energia CA gerada (kWh) na saída de cada inversor, em valores acumulados (na base

diária, e desde o início da operação do sistema) � Frequência da rede (Hz)


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10.3.2 SAAD para dados ambientais

Requisitos:

� Medição e registro em memória de massa das grandezas ambientais de interesse: radiação solar global, velocidade de vento, temperatura ambiente, temperatura dos módulos fotovoltaicos.

� Registros em forma de série temporal, em médias a intervalos máximos de 5 min.

Seguem abaixo as características mínimas requeridas para cada tipo de sensor. Sensor de radiação solar global

� Tipo de sensor: piranômetro a termopilha � Faixa Espectral: 285-2800nm � Calibração individual do sensor com protocolo e indicação do valor de calibração � Precisão dos valores mensais comparado com piranômetro W.M.O. classe 2 (ISO 9060):

inferior a ±2%; � Relação de dependência entre temperatura e sensibilidade: <1% ( 0°C a +50 °C) � Sensor de temperatura integrado. � Garantia de no mínimo 5 anos para defeitos de fabricação.

Sensor de velocidade de vento

� Tipo de sensor: anemômetro eixo vertical de três conchas � Faixa de medição mínima: 0,8m/s até 40 m/s � Precisão: ±0,5% � Garantia de no mínimo 5 anos para defeitos de fabricação.

Sensor de temperatura ambiente

� Tipo de sensor: PT100 � Faixa de medição: 0oC até +110oC � Precisão: ±0,5% � Índice de Proteção: IP62 � Garantia de no mínimo 5 anos para defeitos de fabricação.

Sensor de temperatura dos módulos fotovoltaicos

� Tipo de sensor: PT100 � Faixa de medição: 0oC até +110oC � Precisão: ±0,5% � Índice de Proteção: IP65 � Garantia de no mínimo 5 anos para defeitos de fabricação.


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11 SISTEMA DE MEDIÇÃO DE ENERGIA DA GERAÇÃO - BAIXA TENSÃO

O sistema de medição do sistema fotovoltaico deverá contabilizar a energia gerada pelos inversores das subestações de energia. Os medidores, pelo menos um em cada subestação, deverão possuir os seguintes requisitos:

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 � Frequencia (Hz)

Qualidade de energia: � Diagnóstico e relatórios estatísticos de falha de sistema � SAg´s, Swell, Transitórios, Flicker, Harmônicos, imbalance

Comunicação: � Porta de comunicação serial RS485 � Porta de comunicação RS232 � Porta óptica frontal � Porta Ethernet

12 SISTEMA DE MEDIÇÃO E FATURAMENTO DE ENERGIA (SMF) – MÉDIA TENSÃO

O sistema de medição e faturamento em média tensão, 13,8 kV, não entrará no escopo deste projeto, ficando sob responsabilidade da CONTRATANTE.

13 SALAS ELÉTRICAS E CONEXÃO À REDE

O Estádio Pituaçu possui três subestações de energia. As subestações denominadas 2 e 3 estão localizadas sob as áreas 2 e 5 da Figura 1. As salas elétricas que seriam destinadas aos grupos geradores nessas subestações serão utilizadas para instalação dos inversores. A energia gerada pelo sistema fotovoltaico será interligada na rede elétrica interna do estádio. A saída dos inversores será conectada no secundário, baixa tensão, dos transformadores. As duas subestações disponíveis para interligação do sistema fotovoltaico possuem dois transformadores idênticos cada, cujas características elétricas são descritas abaixo:


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� Transformador 1: Potência 225 kVA – 220-380 V / 13,8 kV (Estrela Aterrado / Delta); Z= 4,5%.

� Transformador 2: Potência 500 kVA – 127-220 V / 13,8 kV (Estrela Aterrado / Delta); Z= 4,5%.

As salas elétricas deverão possuir ventilação cruzada adequada por meio de janelas e portas com venezianas ou exaustores. O cabeamento deverá ser realizado por meio de eletrocalhas ou eletrodutos e os condutores dos painéis fotovoltaicos deverão ser individualmente identificados.

14 SISTEMAS DE PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS E EQUIPOTENCIALIZAÇÃO

O Estádio Pituaçu possui sistema SPDA em suas coberturas, com exceção da ala sul. Nas principais coberturas, as estruturas metálicas são utilizadas como meio de captação de descargas atmosféricas. Nas áreas em que há módulos fotovoltaicos com moldura em alumínio, as estruturas metálicas de suporte aos módulos deverão ser solidamente aterradas e equipotencializadas. A necessidade de sistemas adicionais de proteção contra descargas atmosféricas deverá ser avaliada de acordo com as normas NBR5419 e IEC61173 indicadas no Anexo VI da Solicitação de Proposta.

15 EQUIPAMENTOS SOBRESSALENTES

A CONTRATADA deverá fornecer as seguintes quantidades de peças sobressalentes, que serão entregues à CONTRATANTE: � Mínimo de 5% de cada modelo de inversor utilizado (se possível fixados nas salas

elétricas); � Mínimo de 2% de cada modelo de módulo fotovoltaico utilizado, e � Mínimo de 1 (uma) peça de cada componente do SAAD, inclusive sensores.

16 GARANTIA DE 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 PROPONENTE deverá informar em sua Proposta Técnica a estimativa da PR do sistema fotovoltaico do Estádio Pituaçu, em relação à irradiação no plano dos módulos, para o primeiro ano (PR1) e o segundo ano (PR2) de operação. Os valores de PR1 e PR2 deverão ser iguais ou superiores a 75%. A PROPONENTE deverá fornecer o detalhamento de cálculo dessas estimativas.


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Mesmo que provavelmente o sistema fotovoltaico proposto pelas licitantes para o Estádio Pituaçu seja composto por módulos de tecnologias diferentes, além de montados em diversas orientações e inclinações, os valores de PR1 e PR2 devem ser calculados de forma simplificada, como segue:

Onde:

t = ano considerado PRt = Taxa de desempenho [%] para o ano “t” Et = Energia gerada [kWh] pelo sistema fotovoltaico para o ano “t”, em corrente

alternada Po = Potência nominal total do sistema fotovoltaico [kWp] G = Irradiância de referência [1000 W/m2] Ht = 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 haja diferenças consideráveis nas inclinações e/ou orientações dos módulos fotovoltaicos, a PROPONENTE poderá sugerir um procedimento de cálculo ponderado de PR, que deverá ser descrito para análise e aprovação pela CONTRATANTE, mas deverá também informar o valor de PR calculado pelo método simplificado indicado acima. Caso seja aprovado o procedimento de cálculo ponderado de PR sugerido pela PROPONENTE, tal procedimento será utilizado para calcular PR nos testes de verificação de desempenho do sistema fotovoltaico.

Os valores de PR1 e PR2 informados pela licitante vencedora do processo licitatório (futura CONTRATADA) em sua Proposta Técnica devem ser verificados com base no banco de dados dos SAAD (Sistema de Aquisição e Análise de Dados) em operação no sistema fotovoltaico instalado no Estádio Pituaçu. Para o cálculo de PR1 e PR2 serão consideradas somente as tomadas de dados nas quais os valores de irradiância sejam iguais ou superiores a 400 W/m2.

Caso os valores de PR1 e/ou de PR2, 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 na Proposta Técnica, as multas previstas no CONTRATO serão aplicadas.

17 DOCUMENTAÇÃO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO

Nas etapas de fornecimento, instalação, comissionamento e pós-comissionamento do sistema fotovoltaico a CONTRATADA deverá atender à Cláusula 4 da norma IEC 62446:2009 - Grid-connected photovoltaic systems – Minimum requirements for system documentation, commissioning tests and inspection.


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18 PLANO DE VERIFICAÇÃO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO PROPOSTO

Em relação às inspeções e testes previstos na Cláusula 5 da norma IEC 62446:2009, cada PROPONENTE deverá:

� Apresentar o cronograma detalhado de execução de inspeções e testes previstos; � Informar em detalhe os métodos e procedimentos que serão adotados para cada teste e

inspeção; � Informar a marca, modelo, ano de fabricação e incerteza de medição de cada

equipamento de medição que será utilizado nos testes e inspeções; � Apresentar os modelos de relatórios/boletins de inspeções e testes que serão utilizados,

devendo os mesmos respeitar a Subcláusula 5.5 da norma IEC 62446:2009; � Cada teste e inspeção será acompanhado/supervisionado por pelo menos um técnico da

CONTRATANTE e um consultor externo por ela indicado.

A proponente, caso se torne a CONTRATADA, se responsabiliza por garantir a segurança de pessoas e/ou equipamentos durante as inspeções e testes previstos. A CONTRATANTE não se responsabilizará por qualquer acidente envolvendo pessoas e/ou equipamentos durante inspeções e testes de responsabilidade da CONTRATADA.

19 VERIFICAÇÃO POR LABORATÓRIO CERTIFICADO

Os resultados de teste Flasher de todos os módulos que serão utilizados no sistema fotovoltaico do Estádio Pituaçu deverão ser encaminhados pela CONTRATADA à CONTRATANTE previamente ao envio dos módulos ao canteiro de obras. Com base nesses resultados e nas especificações técnicas informadas no Item 10.1 anterior, a CONTRATANTE se manifestará pela aceitação, ou não, de cada módulo. Os módulos não aceitos deverão ser substituídos e os testes Flasher desses novos módulos, enviados à CONTRATANTE para nova avaliação.

Seguindo condições de negociação definidas no contrato entre as PARTES, o pagamento dos módulos será feito em função da potência real informada nos testes Flasher, e levando-se em consideração critérios para estimar a potência estabilizada dos módulos de filmes finos.

Após receber os resultados do teste Flasher, a CONTRATANTE irá escolher, a seu critério, uma amostra correspondente a 0,5% (cinco décimos por cento) dos módulos fotovoltaicos constantes da lista, para fins de verificação das características elétricas em um dos laboratórios listados no Anexo VII da Solicitação de Proposta.

A escolha do laboratório, bem como os custos de manipulação, transporte, procedimentos de teste e restituição dos módulos, caberão à CONTRATADA, que acatará os resultados fornecidos pelo laboratório escolhido.

Os resultados dos testes serão comparados com os resultados dos testes Flasher. Caso haja diferença considerável entre os resultados dos testes Flasher e os resultados dos testes realizados no laboratório selecionado, estes últimos prevalecerão. O pagamento dos módulos fotovoltaicos será feito com base na potência real do sistema fotovoltaico extrapolada a


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partir da amostra aferida nos testes do laboratório, considerando-se a margem de incerteza dos resultados.

A proponente deverá ressaltar que, em todas as circunstâncias em que seja necessário, a critério da CONTRATANTE, atestar o desempenho de um equipamento ou sistema fornecido sob sua responsabilidade como eventual CONTRATADA, recorrerá a um dos laboratórios aprovados pela CONTRATANTE listados no Anexo VII da Solicitação de Proposta. Os custos de manipulação, transporte, procedimentos de teste e restituição dos equipamentos caberão à CONTRATADA.

20 SERVIÇOS REQUERIDOS

20.1 Elaboração do Projeto Executivo

A CONTRATADA deverá elaborar o Projeto Executivo de um sistema fotovoltaico com potência real mínima de 400 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 Estádio 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 do sistema fotovoltaico, contendo: • conexões elétricas entre módulos fotovoltaicos; • conexões elétricas entre módulos fotovoltaicos e inversores; • conexões entre inversores e rede elétrica; • 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;

� avaliação das subestações elevadoras, contendo estudos de conexão com transformadores elevadores e sistemas de proteção correspondentes;

� projeto do sistema de proteção contra descargas atmosféricas para o sistema fotovoltaico;

� detalhamento das salas elétricas dos inversores, contendo disposição dos inversores, janelas, portas, eletrocalhas e/ou eletrodutos e outros itens pertinentes;

� projeto elétrico com dimensionamento de todos os componentes do sistema fotovoltaico, tais como condutores, sistemas de proteção, sistemas de medição, disjuntores, seccionadores, etc;

� análise estrutural das coberturas metálicas e lajes de concreto onde serão instalados os módulos fotovoltaicos;

� projeto estrutural da fixação dos módulos fotovoltaicos; � estudo de conexão à rede MT, contendo os seguintes itens:

• estudo de fluxo de potência; • estudo de curto-circuito; • estudo dinâmico; • estudo de proteção;


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� projeto de segurança contendo sinalização de alerta quanto aos riscos nas instalações do Estádio Pituaçu;

� cronograma de execução dos trabalhos, em MSProject; � 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 segurança.

20.2 Aquisição e Entrega dos Equipamentos

� Aquisição dos equipamentos descritos no Item 9 anterior, incluindo peças sobressalentes de módulos fotovoltaicos e inversores, para reposição.

� Aquisição de acessórios necessários para a completa instalação dos sistemas, bem como do material necessário para a construção de toda infraestrutura.

20.3 Construção e Instalação

� Execução das obras civis necessárias (instalação de estruturas metálicas e coberturas para fixação dos módulos fotovoltaicos, adequação das salas elétricas dos inversores, etc.), atendendo aos esforços impostos pelas condições de vento local, e respeitando o limite de sobrecarga das estruturas metálicas e lajes de concreto indicadas no Item 6 anterior.

� Construção das instalações físicas do sistema fotovoltaico, compreendendo: instalações elétricas (canaletas, cabos, etc.), equipamentos de combate ao fogo e proteção individual.

� Adequação das subestações para conexão dos inversores ao secundário dos transformadores.

� Instalação dos módulos fotovoltaicos (ou da manta fotovoltaica, conforme a opção selecionada) e dos inversores.

� Instalação do SAAD e do SMF.

20.4 Treinamento Teórico e Prático

� Elaboração de apostila (Manual de Instruções), em português, em meio digital e cinco cópias impressas para orientação dos técnicos da CONTRATANTE.

� Treinamento para os técnicos da CONTRATANTE e externos sobre a instalação, operação e manutenção dos sistemas, utilizando o Manual de Instruções. O treinamento terá a duração mínima de 30 (trinta) dias, distribuídos em períodos de cinco dias úteis ao longo de dois anos.

� Em sua Proposta Técnica, a proponente deverá apresentar ementa do treinamento, contendo objeto, programação tentativa e cronograma do treinamento, para posterior detalhamento e definição de prioridades por parte da CONTRATANTE caso esta proponente seja a futura CONTRATADA.


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20.5 Elaboração de Documentação

Elaboração de documentação técnica em português, referente ao funcionamento do sistema, descrição dos principais componentes e manuais de operação e manutenção, contemplando a documentação solicitada na Cláusula 4 da norma IEC 62446:2009, bem como:

� Manuais técnicos dos equipamentos principais (módulo fotovoltaico, inversor, datalogger, sensores, etc).

� Catálogos de peças dos equipamentos principais (módulo fotovoltaico, inversor, datalogger, sensores, etc).

� Plano de manutenção dos equipamentos principais (módulo fotovoltaico, inversor, datalogger, sensores, etc).

� Manuais de operação e manutenção do sistema fotovoltaico. � Plantas e diagramas elétricos detalhados do sistema fotovoltaico, entregues em arquivo

digital e plotados em formato compatível com a planta.

20.6 Comissionamento

Compreende a realização das seguintes atividades:

� 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 relacionados ao comissionamento sejam concluídos previamente à data de início de operação comercial.

� Elaboração dos Manuais e Planilhas de Testes e demais documentos pertinentes ao comissionamento, conforme a Cláusula 4 da norma IEC 62446:2009, submetendo-os à aprovação da CONTRATANTE.

� Realização dos testes pré-operacionais dos módulos fotovoltaicos, inversores, subestação elevadora, SMF e SAAD, incluindo testes de acesso remoto.

A CONTRATANTE deve fiscalizar a realização dos testes de comissionamento, cujos resultados serão submetidos à sua aprovação.

20.7 Pós-comissionamento

São descritas a seguir as atividades a serem realizadas após o comissionamento do sistema fotovoltaico, visando à verificação do desempenho e eventual cobrança das garantias previstas em contrato, quanto a materiais, equipamentos e serviços fornecidos/prestados pela empresa ganhadora da licitação.

20.7.1 Visitas programadas

Visitas organizadas pela CONTRATADA e acompanhadas por técnicos da CONTRATANTE deverão ocorrer nos prazos de 1 (hum), 3 (três), 6 (seis) e 12 (doze) meses contados a partir da conclusão do comissionamento, admitindo-se uma tolerância de 5 dias a mais ou a menos. Nestas visitas deverão ser realizadas manutenções preventivas, testes operacionais (medições de qualidade de energia, testes dos sistemas de proteção, testes de acionamentos automáticos), atualização dos conhecimentos de operação e manutenção das equipes da CONTRATANTE, reparos caso necessário, e coleta de demais informações relevantes. A CONTRATADA deverá elaborar três relatórios parciais e um final consolidando as informações apuradas e os eventos constatados nessas visitas, bem como a sugestão de eventuais melhorias a serem implementadas no projeto.


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20.7.2 Operação assistida

A operação assistida poderá ser realizada à distância por telefone, e-mail ou videoconferência. Durante o período de 24 (vinte e quatro) meses a partir da conclusão do comissionamento do sistema fotovoltaico, a equipe de operação da CONTRATANTE deverá ser apoiada pela CONTRATADA na realização de atividades de operação, diagnóstico de problemas, planejamento de manutenções e coleta de informações.

As atividades de operação assistida ocorrerão diariamente durante o primeiro ano, 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.No segundo ano essas atividades serão desempenhadas pela CONTRATANTE com assistência da CONTRATADA.

Ao longo do período, a CONTRATADA deverá elaborar sete relatórios parciais e um final consolidando as informações apuradas e avaliando a experiência adquirida, bem como as eventuais melhorias a serem implementadas nos procedimentos de operação assistida adotados, ressaltando os benefícios para a gestão do Sistema Fotovoltaico do Estádio Pituaçu e futuros projetos similares advindos dessa capacitação.

20.7.3 Manutenção corretiva

Durante o período de 12 (doze) meses a partir da conclusão do comissionamento do sistema fotovoltaico, quando este apresentar algum problema técnico ou quando requerido pela equipe da CONTRATANTE, a CONTRATADA deverá realizar a manutenção corretiva necessária no prazo máximo de 5 (cinco) dias. Para atendimento deste prazo, peças sobressalentes e auxiliares adquiridas neste CONTRATO poderão ser utilizadas pela CONTRATADA para a realização da manutenção corretiva nesse período, devendo a CONTRATADA realizar reposição correspondente das referidas peças.

21 FISCALIZAÇÃO

A execução das atividades previstas será fiscalizada de acordo com os seguintes procedimentos:

21.1 Projeto Executivo

Plantas e especificações detalhadas das instalações e montagens deverão ser entregues impressas e em meio digital para aprovação da equipe técnica da CONTRATANTE. As normas técnicas brasileiras para elaboração de projetos elétricos e construção civil deverão ser respeitadas e indicadas. Uma ART referente ao projeto executivo deverá ser apresentada.

21.2 Aquisição dos Equipamentos

As notas fiscais acompanhadas das especificações de todos os componentes principais do sistema fotovoltaico (módulos, inversores, SMF e componentes dos SAAD) deverão ser apresentadas na ocasião do recebimento dos mesmos.


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21.3 Infraestrutura

Aprovação pela equipe da CONTRATANTE da execução dos projetos:

� de estruturas metálicas e coberturas para fixação dos módulos fotovoltaicos, adequação das salas elétricas dos inversores, etc.);

� das instalações físicas do sistema fotovoltaico, compreendendo: instalações elétricas (canaletas, cabos, etc.), equipamentos de combate ao fogo e proteção individual;

� de adequação das subestações para conexão dos inversores ao secundário dos transformadores;

� do sistema de proteção contra descargas atmosféricas.

21.4 Instalações e Montagens

Aprovação pela equipe da CONTRATANTE das instalações e montagens dos módulos fotovoltaicos, inversores, SAAD e SMF, e adequação da subestação elevadora, conforme especificações estabelecidas no Projeto Executivo, com particular atenção no que se refere ao processo de colagem dos módulos fotovoltaicos (que deve garantir a não ocorrência de bolhas de ar e homogeneidade visual).

21.5 Teste de Funcionamento

Aprovação pela equipe da CONTRATANTE do teste de funcionamento dos componentes principais do sistema fotovoltaico (módulos, inversores, SMF e componentes dos SAAD), de acordo com procedimento padrão de teste especificado em normas técnicas informadas no Anexo VI da Solicitação de Proposta, ou conforme adotado pela CONTRATANTE.

21.6 Comissionamento

Aprovação pela equipe da CONTRATANTE do comissionamento e testes pré-operacionais dos módulos fotovoltaicos, dos inversores, dos sub-sistemas e do sistema fotovoltaico completo.

Testes a serem realizados nesta etapa:

� Testes previstos na Cláusula 5 da norma IEC 62446:2009. � Medição de curva IxV de cada conjunto de módulos fotovoltaicos conectados em série

(em horários quando o nível de radiação solar estiver acima de 700 W/m2 no plano dos módulos medidos), e comparação com valores de referência.

21.7 Documentação Técnica

Aprovação pela equipe da CONTRATANTE da documentação técnica definida no Item 20.5 anterior, referente ao funcionamento do sistema, descrição dos componentes, manuais de operação e manutenção, plantas e desenhos técnicos do sistema, etc.

21.8 Treinamento Teórico e Prático

Avaliação do treinamento proporcionado aos técnicos da CONTRATANTE, mediante o preenchimento de fichas e respostas a questionários de conhecimento sobre a


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operacionalização do sistema, por parte dos técnicos da CONTRATANTE que foram submetidos ao treinamento.

21.9 Acompanhamento de Qualidade da Energia Injetada na Rede

Aprovação pela equipe da CONTRATANTE dos relatórios de Pós-comissionamento e Plano de Medição e Verificação.

Devem ser feitas medições de qualidade da energia gerada em cada visita programada. A qualidade de energia deverá ser medida em horários em que o nível de radiação solar seja superior a 700 W/m2.

Os indicadores a serem medidos nos terminais de saída da planta de geração são:

� Tensões eficazes de linha e fase; � Taxa de distorção harmônica das tensões de linha e fase; � Correntes eficazes de linha e fase; � Taxa de distorção harmônica das correntes de linha e fase; � Potência ativa e reativa de fase.

As medições devem ser realizadas nas três fases.

22 CRONOGRAMA

A PROPONENTE deverá apresentar na Proposta Técnica o cronograma para execução dos serviços requeridos, sendo os prazos informados em dias corridos, considerando que a etapa de Planejamento e Execução se iniciará na data de assinatura do contrato. Desta data até o efetivo comissionamento, a previsão é de que esses serviços terão duração de 149 dias corridos.

As atividades de Treinamento dos técnicos da CONTRATANTE e de Pós-comissionamento e Operação Assistida são posteriores ao Comissionamento, e portanto não estão incluídas no prazo indicado, mas irão integrar o cronograma a ser apresentado.

O cronograma deverá apresentar os caminhos críticos possíveis e as principais etapas, que são indicadas abaixo:

� Elaboração do Projeto Executivo � Aquisição de equipamentos e materiais � Construção e Instalação � Elaboração de Documentação � Comissionamento � Pós-comissionamento e Operação Assistida � Treinamento Teórico e Prático

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ANEXO I ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS E PROJETO BÁSICOphp5UiIHe.pdf · ANEXO I – PARTE 1 ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS . ... Figura 1-Em azul as áreas de cobertura disponíveis para