Cómo elegir un SPD de CC para instalaciones solares en España

Los sistemas solares fotovoltaicos están expuestos a sobretensiones transitorias causadas por la actividad de rayos cercana, operaciones de conmutación y perturbaciones transmitidas a través de circuitos eléctricos conectados. Estos eventos pueden dañar inversores, equipos de monitorización, cajas de conexiones y otros componentes sensibles.

Elegir el SPD de CC correcto para instalaciones solares en España requiere algo más que hacer coincidir un dispositivo con la tensión nominal del sistema. Los diseñadores e instaladores también deben considerar la tensión máxima de circuito abierto fotovoltaico, la clasificación del SPD, la capacidad de descarga, el nivel de protección de tensión, la disposición de puesta a tierra del sistema, la distancia del cable, la ubicación de la instalación y las normas aplicables.

Sin embargo, elegir un SPD de CC implica algo más que hacer coincidir un dispositivo con una tensión nominal del sistema. Los diseñadores e instaladores también deben considerar la tensión máxima de circuito abierto fotovoltaico, la clasificación del SPD, la capacidad de descarga, el nivel de protección de tensión, la disposición de puesta a tierra del sistema, la distancia del cable, la ubicación de la instalación y las normas aplicables.

Esta guía explica cómo elegir un SPD de CC para instalaciones solares en España e identifica la información técnica que debe confirmarse antes de solicitar un presupuesto.

Por qué los sistemas solares fotovoltaicos necesitan protección contra sobretensiones de CC

Los módulos fotovoltaicos y sus cables de conexión se instalan normalmente en áreas extensas y expuestas. Las rutas largas de cables de CC pueden actuar como vías a través de las cuales las sobretensiones transitorias inducidas por rayos y relacionadas con la conmutación llegan al inversor.

Una sobretensión no tiene por qué originarse necesariamente de un impacto directo de rayo en el conjunto fotovoltaico. Los rayos cercanos pueden inducir tensiones transitorias en los cables de CC, mientras que las operaciones de conmutación dentro de la instalación también pueden crear perturbaciones eléctricas.

Un SPD de CC está diseñado para:

• Limitar la tensión transitoria a un nivel aceptable
• Desviar la corriente de sobretensión hacia el sistema de puesta a tierra de protección
• Reducir el estrés eléctrico en el aislamiento del inversor
• Proteger la caja combinadora y los componentes de monitoreo
• Reducir la probabilidad de tiempos de inactividad causados por daños relacionados con sobretensiones

Un SPD no sustituye a un fusible, interruptor automático, seccionador, sistema de puesta a tierra o sistema de protección externa contra el rayo. Cada dispositivo realiza una función de protección diferente y debe coordinarse como parte del diseño fotovoltaico completo.

Reglamentos y normas relevantes para España

Las instalaciones eléctricas de baja tensión en España se rigen por el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, conocido comúnmente como REBT. El diseño aplicable también debe considerar las instrucciones técnicas vigentes, las especificaciones del proyecto, los requisitos locales y las normas referenciadas por el reglamento.

La lista oficial de normas asociadas al REBT en España incluye:

• UNE-EN 61643-31 – Requisitos y métodos de ensayo para SPD utilizados en instalaciones fotovoltaicas
• UNE-EN 61643-11 – Requisitos y métodos de ensayo para dispositivos de protección contra sobretensiones (SPD) conectados a sistemas de potencia de baja tensión
• UNE-HD 60364-4-443 – Protección contra sobretensiones transitorias de origen atmosférico o causadas por maniobras

Para aplicaciones fotovoltaicas internacionales, también son importantes los siguientes documentos IEC:

• IEC 61643-31 – Requisitos y métodos de ensayo para SPD en el lado de CC de instalaciones fotovoltaicas
• IEC 61643-32 – Principios de selección y aplicación para SPD de CC en sistemas fotovoltaicos
• IEC 60364-7-712 – Requisitos de instalación eléctrica para sistemas de suministro de energía fotovoltaica

La norma IEC 61643-31 se aplica a los SPD conectados al lado de CC de instalaciones fotovoltaicas con tensiones nominales de hasta 1.500 V CC.

Los requisitos del proyecto pueden variar según el tipo de instalación, la evaluación de riesgos, la ubicación, el diseño del inversor, el sistema de protección contra rayos externo y los requisitos de las autoridades españolas o del instalador autorizado. Por lo tanto, la selección del producto debe ser confirmada por el diseñador del proyecto o un profesional eléctrico cualificado.

Paso 1: Calcular la tensión fotovoltaica máxima

El primer parámetro de selección es la tensión máxima de funcionamiento continuo del SPD para el sistema fotovoltaico, normalmente identificada como Ucpv.

No seleccione un SPD basándose únicamente en la tensión nominal de funcionamiento del inversor.

La tensión máxima de una cadena fotovoltaica depende de:

• Número de módulos conectados en serie
• Tensión de circuito abierto del módulo, o Voc
• Temperatura mínima esperada en el lugar de la instalación
• Coeficiente de temperatura del módulo
• Factores de seguridad de diseño requeridos por el proyecto

El voltaje del módulo fotovoltaico aumenta a medida que disminuye la temperatura. Por lo tanto, el voltaje de circuito abierto máximo en condiciones de frío de la cadena completa puede ser superior a su valor bajo condiciones de prueba estándar.

El Ucpv del SPD debe ser adecuado para el voltaje máximo que puede aparecer de forma continua a través del arreglo fotovoltaico.

Clases de voltaje típicas

Estos son ejemplos de aplicación, no reglas de selección automática. La tensión final del SPD debe basarse en la tensión fotovoltaica máxima calculada y en el esquema de conexión del fabricante.

Seleccionar un SPD con una Ucpv insuficiente puede provocar un funcionamiento prematuro, sobrecalentamiento o desconexión. Seleccionar una tensión nominal innecesariamente más alta de lo requerido puede resultar en un nivel de protección de tensión más elevado y una protección menos eficaz para los equipos sensibles.

Paso 2: Elija Tipo 1, Tipo 2 o Tipo 1+2

Los SPD para sistemas fotovoltaicos se clasifican normalmente según la corriente de descarga que están diseñados para soportar.

Tipo 2 DC SPD

Un SPD de Tipo 2 se utiliza habitualmente para proteger contra sobretensiones inducidas por rayos y sobretensiones de maniobra.

Las aplicaciones típicas son:

• Sistemas fotovoltaicos residenciales en tejados
• Instalaciones fotovoltaicas comerciales en tejados
• Cajas combinadoras de CC
• Cajas de distribución de arreglos
• Entradas de CC de inversores
• Sistemas donde no se espera corriente de rayo directa en la ubicación del SPD

Los dispositivos Tipo 2 se especifican normalmente utilizando la corriente de descarga nominal En y la corriente de descarga máxima Imax, basadas en una forma de onda de corriente de 8/20 μs.

Tipo 1 DC SPD

Un SPD Tipo 1 está diseñado para descargar corriente de rayo parcial. Puede ser necesario cuando el diseño de protección contra rayos indica que la corriente de rayo puede ingresar a la instalación eléctrica.

La selección del Tipo 1 se asocia típicamente con:

• Edificios equipados con un sistema de protección contra rayos externo
• Instalaciones donde no se puede mantener la distancia de separación requerida
• Sistemas fotovoltaicos a escala de servicio público expuestos
• Ubicaciones identificadas por la evaluación de riesgo de rayos
• Puntos donde una corriente de rayo directa parcial puede ingresar a los circuitos de CC

La capacidad de Tipo 1 se expresa normalmente utilizando la corriente de descarga de impulso Iimp, basada en una forma de onda de 10/350 μs.

Tipo 1+2 DC SPD

Un SPD de Tipo 1+2 combina la protección contra corrientes de rayo y sobretensiones inducidas en un solo dispositivo.

Puede considerarse para:

• Sitios fotovoltaicos expuestos
• Entradas de inversor que requieren protección combinada
• Instalaciones con protección contra rayos externa
• Proyectos que especifican rendimiento de Tipo 1 y Tipo 2 en la misma ubicación

El tipo de SPD debe seleccionarse de acuerdo con el concepto de protección contra rayos del proyecto. No debe elegirse solo porque un número de tipo más alto parezca más potente.

Paso 3: Comparar In, Imax, Iimp y Up

Las diferentes clasificaciones de SPD describen diferentes aspectos del rendimiento.

Corriente de descarga nominal: In

En indica la corriente que un SPD de Tipo 2 puede descargar repetidamente bajo las condiciones de prueba especificadas, normalmente utilizando una forma de onda de 8/20 μs.

Es uno de los valores nominales principales utilizados al comparar SPD de Tipo 2.

Corriente de descarga máxima: Imax

Imax es la corriente de descarga máxima de 8/20 μs que el SPD puede manejar bajo sus condiciones de prueba especificadas.

Un valor nominal de Imax alto por sí solo no demuestra que un SPD sea adecuado para una instalación en particular. Debe considerarse junto con In, Up, Ucpv, el comportamiento ante cortocircuitos, la disposición de la conexión y la norma de prueba aplicable.

Corriente de descarga de impulso: Iimp

Iimp se utiliza para dispositivos de Tipo 1 y Tipo 1+2 y representa la capacidad de corriente de impulso de rayo utilizando una forma de onda de 10/350 μs.

Cuando se requiera protección de Tipo 1, compare el valor de Iimp por polo o modo de protección de acuerdo con la especificación del proyecto.

Nivel de protección de tensión: Up

Arriba indica la tensión residual que aparece en los bornes del SPD durante la prueba de descarga especificada.

The Up value should be lower than the impulse withstand level of the equipment being protected. Connection cables also add voltage during a surge, so the effective protection level at the inverter can be higher than the SPD’s catalogue value.

This is why short, direct SPD connections are essential.

Step 4: Confirm the PV System Configuration

A PV DC circuit may be floating, functionally earthed, or configured according to a specific inverter topology. The SPD must use a connection arrangement suitable for that system.

Before selecting the number of poles or protection modes, confirm:

• Positive conductor configuration
• Negative conductor configuration
• PE connection
• Whether either DC pole is earthed
• Inverter insulation and monitoring method
• Required SPD wiring topology
• Number of MPPT inputs
• Number of strings and combiner boxes

Do not assume that an AC SPD with a similar voltage can be used on the PV DC side. PV systems have specific continuous-voltage and fault-current characteristics. The device should be designed and tested for photovoltaic DC applications according to IEC/UNE-EN 61643-31.

Step 5: Check Short-Circuit and Backup Protection Requirements

A PV SPD must be able to disconnect safely if it reaches the end of its service life.

Important parameters include:

• PV short-circuit withstand capability
• Internal thermal disconnector
• Required upstream backup fuse
• Maximum permissible backup protection
• Available prospective fault current
• Coordination with gPV fuses or DC circuit breakers

The external backup fuse should not be selected only according to the SPD’s physical size. Follow the SPD manufacturer’s data sheet and verify compatibility with the PV string current and the system’s fault characteristics.

The SPD protects against transient overvoltage. The gPV fuse or DC breaker protects against overcurrent and short-circuit conditions. One device cannot replace the other.

Step 6: Select the Correct Installation Location

Typical DC SPD locations include:

• PV array or string box
• Caja combinadora de CC
• Main DC distribution cabinet
• Entrada CC del inversor
• Both ends of a long DC cable route

The most suitable arrangement depends on cable length, exposure, lightning protection design, equipment withstand level, and project risk assessment.

For a compact rooftop installation with short DC cable routes, a Type 2 SPD near the inverter may provide the required protection when permitted by the design.

For longer routes between the PV array and inverter, coordinated SPDs may be required at both ends. This reduces the voltage stress that can develop along the cable and improves protection for equipment at each location.

Some industry design guidance uses approximately 10 metres as a point at which additional coordination should be considered. This should not be treated as a universal rule for every Spanish installation. The final placement must follow the applicable design standard, risk assessment, cable routing, and equipment manufacturer’s instructions.

Step 7: Keep SPD Connections Short

Even a correctly rated SPD can provide poor protection if it is installed with long or badly routed cables.

During a surge, cable inductance creates additional voltage. Longer conductors can therefore increase the total voltage reaching the inverter.

Good installation practice includes:

• Keeping conductors as short and direct as possible
• Avoiding unnecessary cable loops
• Routing positive, negative, and PE connections appropriately
• Using the conductor size specified by the manufacturer
• Providing a reliable PE connection
• Avoiding sharp bends where practical
• Separating protected and unprotected conductors
• Following the SPD wiring diagram exactly

The objective is to reduce the total connection length and minimise the effective protection level at the protected equipment.

Step 8: Consider the Enclosure and Environment

DIN-rail SPD modules do not automatically provide outdoor protection. Their environmental protection depends on the enclosure in which they are installed.

For rooftop and outdoor PV systems in Spain, check:

• Enclosure IP rating
• Ambient temperature range
• UV exposure
• Condensation risk
• Ventilación
• Altitud
• Pollution level
• Terminal torque requirements
• Accessibility for inspection and replacement

The SPD’s declared ratings apply under the operating conditions stated in its data sheet. High internal cabinet temperatures should be considered, especially in outdoor enclosures exposed to direct sunlight.

Step 9: Plan Inspection and Replacement

SPDs are not permanent, maintenance-free components. Their protective elements can deteriorate after repeated surge events.

Useful maintenance features include:

• Visual status indicator
• Replaceable plug-in cartridge
• Remote signalling contact
• Clear model and voltage identification
• Accessible DIN-rail mounting

The module should be inspected according to the maintenance plan and after significant lightning activity or a known surge event.

Replace the module when:

• The status indicator shows end of life
• The thermal disconnector has operated
• There are signs of overheating or damage
• The device fails inspection or testing
• Replacement is required by the manufacturer’s instructions

Always isolate the relevant DC circuit and follow safe working procedures before inspection or replacement.

Practical Selection Table

This table is a preliminary guide only. It does not replace the project risk assessment or the work of an authorised electrical designer.

Information to Send When Requesting a DC SPD Quotation

Providing complete technical information helps the supplier select the correct product and prevents delays.

Send the following details:

1. Country and project location
2. Residential, commercial, industrial, or utility-scale application
3. Maximum calculated PV string voltage
4. Nominal DC system voltage
5. Required Type 1, Type 2, or Type 1+2
6. Required In, Imax, or Iimp
7. Required voltage protection level
8. Number of poles and connection diagram
9. Disposición de puesta a tierra
10. Inverter model and number of MPPT inputs
11. Ubicación de instalación
12. Required quantity
13. Required certification and documentation
14. OEM label or packaging requirements
15. Delivery location and project schedule

If the SPD type is not yet confirmed, provide the PV module data, number of modules per string, minimum design temperature, inverter model, system drawing, and lightning protection information.

Common DC SPD Selection Mistakes

Avoid these common errors:

• Selecting the SPD only by nominal voltage
• Ignoring cold-condition PV string Voc
• Using an AC SPD on the DC side
• Choosing Type 2 where Type 1 capability is required
• Comparing products only by Imax
• Ignoring Up and equipment withstand voltage
• Installing the SPD with long connecting wires
• Using the wrong protection topology
• Ignoring backup-fuse requirements
• Installing indoor modules in an unsuitable outdoor enclosure
• Failing to inspect the status indicator
• Assuming one SPD automatically protects every part of a large PV installation

Cómo elegir un SPD de CC para instalaciones solares en España

Selecting a suitable SPD de CC correcto para instalaciones solares en España requires coordination between the PV system voltage, lightning risk, SPD classification, installation location, earthing arrangement, and applicable Spanish requirements.

The most important steps are:

1. Calculate the maximum cold-condition PV voltage.
2. Select the correct Ucpv rating.
3. Determine whether Type 1, Type 2, or Type 1+2 is required.
4. Compare In, Imax, Iimp, and Up.
5. Confirm the system topology and number of protection modes.
6. Check short-circuit and backup-protection requirements.
7. Choose suitable installation locations.
8. Keep connecting conductors short.
9. Verify enclosure and environmental conditions.
10. Plan inspection and cartridge replacement.

KUANGYA supplies DC SPDs for solar PV applications in 600 V, 1,000 V, and 1,500 V configurations, including Type 2 and Type 1+2 options.

View the KUANGYA DC SPD range for photovoltaic systems or contact us with your system voltage, SPD type, discharge-current requirements, wiring configuration, quantity, and project location to request a data sheet and B2B quotation.

Preguntas frecuentes

Is a Type 2 SPD suitable for every rooftop PV system?

Not automatically. Type 2 is widely used for induced lightning and switching surges, but the final selection depends on the lightning protection system, risk assessment, equipment location, and project requirements.

Can I use a 1,000 V SPD in a 1,000 V PV system?

Only if the SPD’s Ucpv is suitable for the maximum calculated PV voltage under the lowest expected temperature. Do not rely only on the nominal system description.

What is the difference between In and Imax?

In is the nominal discharge current used to evaluate repeated Type 2 surge performance. Imax is the maximum 8/20 μs discharge current the SPD can withstand under specified test conditions.

When is a Type 1+2 SPD used?

It is used where the design requires both partial lightning-current discharge and Type 2 surge-limiting performance at the same installation point.

Where should the DC SPD be installed?

Common locations include the combiner box and inverter DC input. Long cable routes or exposed systems may require coordinated SPDs at more than one location.

Which standard applies to photovoltaic DC SPDs in Spain?

UNE-EN 61643-31 is the principal Spanish standard covering requirements and test methods for SPDs used in photovoltaic installations. The complete installation must also follow the REBT and other applicable technical requirements.

Technical References

• Spain’s Low-Voltage Electrotechnical Regulation – REBT
• 2025 Spanish list of standards referenced by the REBT
• IEC 61643-31: Requirements for PV surge protective devices
• IEC 61643-32: Selection and application of PV DC SPDs
• IEC 60364-7-712: Requirements for PV installations

This article provides general technical guidance. Final SPD selection and installation should be verified by the responsible project designer or an authorised electrical professional in accordance with current Spanish requirements.