Perché ogni stringa fotovoltaica ha bisogno di una protezione contro le sovratensioni

Il fulmine da $47.000 che avrebbe potuto essere evitato

Era un martedì mattina di luglio quando il team di manutenzione di un impianto solare commerciale da 500 kW in Arizona ha ricevuto la chiamata che temeva. Durante la notte era passato un forte temporale e gli inverter erano fuori uso. Quando i tecnici sono arrivati sul posto, hanno scoperto che un fulmine aveva attraversato le stringhe fotovoltaiche non protette, distruggendo tre inverter di stringa, danneggiando 24 moduli solari e danneggiando il sistema di monitoraggio. Il costo totale della riparazione? $47.000. Il tempo di inattività del sistema? Tre settimane. Il costo di un'adeguata protezione dalle sovratensioni delle stringhe fotovoltaiche, che era stata saltata durante l'installazione per risparmiare sul budget? Meno di $2.000.

Non si tratta di un incidente isolato. Secondo i dati del settore, i danni causati da fulmini e sovratensioni rappresentano fino a 30% di tutte le richieste di garanzia degli impianti solari. Eppure molti installatori e proprietari di impianti considerano ancora i dispositivi di protezione dalle sovratensioni (SPD) come accessori opzionali piuttosto che come dispositivi di sicurezza essenziali. Se siete responsabili della progettazione, dell'installazione o della manutenzione di impianti solari, questa mentalità potrebbe costare a voi o ai vostri clienti decine di migliaia di dollari.

La vulnerabilità nascosta di Corde PV

Gli impianti solari sono essenzialmente calamite per i fulmini. Ecco perché le stringhe fotovoltaiche sono particolarmente vulnerabili alle sovratensioni:

Esposizione elevata: I pannelli solari sono intenzionalmente installati in luoghi aperti ed elevati, con la massima esposizione al sole, le stesse caratteristiche che rendono le strutture attraenti per i fulmini. Le installazioni sul tetto possono essere il punto più alto di un edificio, mentre gli array montati a terra in campi aperti hanno una protezione naturale minima dai fulmini.

Lunghe tratte di cavo CC come antenne: I cavi CC che collegano le stringhe fotovoltaiche agiscono come enormi antenne, captando le interferenze elettromagnetiche dei fulmini vicini. Anche i fulmini indiretti (che colpiscono il suolo o le strutture vicine nel raggio di 2 km) possono indurre sovratensioni superiori a 6.000 V su cavi non protetti.

Punti di ingresso multipli: A differenza dei sistemi elettrici tradizionali con un unico punto di connessione alla rete, gli impianti solari hanno decine o centinaia di potenziali vie di ingresso per le sovratensioni: ogni stringa rappresenta un percorso per l'energia distruttiva che può raggiungere le costose apparecchiature dell'inverter.

Persistenza dell'arco DC: Quando le sovratensioni causano archi elettrici nei sistemi in corrente continua, l'arco non si autoestingue all'incrocio dello zero come nei sistemi in corrente alternata. Gli archi in corrente continua possono persistere e aggravarsi, creando rischi di incendio e danni catastrofici alle apparecchiature.

Pensate al vostro impianto solare come a un campo di parafulmini collegati direttamente ad apparecchiature elettroniche di precisione: senza un'adeguata protezione, non è una questione di se si verificheranno danni da sovratensione, ma quando.

Che cosa succede quando un fulmine colpisce il vostro impianto solare?

Le conseguenze di una protezione inadeguata dalle sovratensioni delle stringhe fotovoltaiche vanno ben oltre i danni immediati alle apparecchiature:

Distruzione immediata delle apparecchiature

Quando una sovratensione attraversa le stringhe fotovoltaiche non protette, le prime vittime sono in genere le persone:

• Stadi di ingresso dell'inverter: Moduli IGBT, condensatori del circuito intermedio e schede di controllo (costo di riparazione: $5.000-$15.000 per inverter).
• Diodi di bypass nei moduli solari: Causa punti caldi e perdita di potenza permanente (costo di sostituzione: $400-$800 per modulo)
• Apparecchiature di monitoraggio e comunicazione: Data logger, sensori e sistemi di controllo ($2.000-$8.000)

Degrado del modulo nascosto

Anche le sovratensioni che non causano guasti immediati possono creare microfratture nelle celle solari, accelerando il degrado a lungo termine. Gli studi dimostrano che i moduli esposti a ripetuti eventi di sovratensione senza un'adeguata protezione possono perdere 15-25% di efficienza in più nel corso della loro vita rispetto ai sistemi protetti.

Costi di inattività del sistema

Suggerimento: molte polizze assicurative non coprono i danni da sovratensione se non si può dimostrare che la protezione contro le sovratensioni prevista dal codice è stata installata e mantenuta correttamente; documentate sempre le installazioni degli SPD con foto datate e rapporti di messa in servizio.

Rischio di annullamento della garanzia

Ecco la clausola che a molti sfugge nelle garanzie dei produttori: La maggior parte delle garanzie di inverter e moduli richiede esplicitamente che “la protezione contro le sovratensioni sia installata correttamente in conformità ai codici elettrici locali e alla norma IEC 61643-31”. Se non si riesce a dimostrare che sono stati installati gli SPD appropriati, si rischia di invalidare garanzie del valore di decine di migliaia di dollari.

Perché la protezione a livello di stringa non è negoziabile

La comprensione del percorso delle sovratensioni attraverso l'impianto fotovoltaico rivela perché la protezione a più livelli è essenziale:

Il concetto di cascata di protezione

Una protezione efficace contro le sovratensioni delle stringhe fotovoltaiche segue una cascata di protezione coordinata: consideratela come una serie di barriere difensive, ciascuna progettata per gestire livelli di minaccia specifici:

Prima linea di difesa (livello stringa): Gli SPD di tipo 2, installati in corrispondenza o in prossimità del campo fotovoltaico, gestiscono l'energia di sovratensione iniziale. Questi dispositivi bloccano i transitori ad alta tensione prima che si propaghino lungo i cavi, dove l'energia può accumularsi.

Seconda linea (Combiner Box): Gli SPD aggiuntivi di tipo 2 forniscono una protezione di riserva e gestiscono eventuali sovratensioni residue che hanno attraversato i dispositivi a livello di stringa o sono entrate attraverso altri percorsi.

Linea finale (ingresso inverter): Gli SPD di tipo 2 o a protezione fine installati all'ingresso CC dell'inverter costituiscono l'ultima difesa, garantendo che solo l'energia pulita raggiunga i dispositivi elettronici sensibili.

Principio fondamentale: ogni stadio di protezione deve essere adeguatamente coordinato. Il livello di protezione della tensione (Up) di ogni stadio successivo deve essere progressivamente inferiore e i dispositivi devono essere separati da almeno 10 metri di cavo o collegati tramite induttori di disaccoppiamento per evitare l'interazione con gli SPD.

Conformità e requisiti del codice

L'articolo 690.35(A) del National Electrical Code (NEC) richiede esplicitamente una protezione dalle sovratensioni per gli impianti fotovoltaici. Più precisamente:

• Tutti gli impianti fotovoltaici con cablaggio esposto su o all'interno di edifici devono essere dotati di SPD.
• Gli SPD devono essere elencati ed etichettati per le applicazioni fotovoltaiche in corrente continua.
• La protezione è necessaria sia sul lato CC che su quello CA

La norma IEC 61643-31 costituisce lo standard internazionale per la selezione e l'installazione degli SPD negli impianti fotovoltaici, specificando le procedure di prova e i requisiti minimi di prestazione.

Suggerimento: durante le revisioni e le ispezioni dei permessi, la presenza di SPD a livello di stringa correttamente valutati e installati dimostra la dovuta diligenza ingegneristica e può accelerare i processi di approvazione: gli ispettori lo considerano un segno di qualità dell'installazione.

Il metodo di selezione in quattro fasi per Stringa PV DOCUP

La scelta della protezione contro le sovratensioni delle stringhe fotovoltaiche non è un'ipotesi: seguite questo approccio sistematico per scegliere sempre i dispositivi giusti:

Fase 1: Calcolo della tensione massima del sistema (considerazione della Voc)

La tensione massima di funzionamento continuo (Uc) dell'SPD deve superare la tensione massima a circuito aperto (Voc) che il sistema può produrre in qualsiasi condizione.

Formula di calcolo:

Uc(min) = Voc(STC) × Fattore di correzione della temperatura × Margine di sicurezza

Fattore di correzione della temperatura: Per ogni 10°C al di sotto dei 25°C (STC), la Voc aumenta di circa 0,35-0,40% per °C per i tipici moduli in silicio cristallino.

Esempio di calcolo:

• Voc del modulo (STC): 49.5V
• Lunghezza della stringa: 20 moduli
• Voc a STC: 49,5 V × 20 = 990 V
• Temperatura minima prevista: -20°C
• Differenza di temperatura da STC: 45°C
• Aumento di tensione: 990V × (45°C × 0,0035) = 156V
• Voc massima: 990V + 156V = 1.146V
• Uc richiesto con margine di sicurezza 15%: 1.146V × 1,15 = 1,318V

Selezione: Scegliere un SPD con Uc ≥ 1.500 V CC per questo sistema da 1.000 V nominali.

Il risultato principale è che non bisogna mai scegliere gli SPD in base alla sola tensione nominale del sistema: Non scegliere mai gli SPD solo in base alla tensione nominale del sistema. Calcolare sempre il caso peggiore di Voc includendo gli effetti della temperatura e aggiungere un margine di sicurezza di 15-20% per evitare il degrado dell'SPD in condizioni di freddo e alta irradiazione.

Fase 2: Determinazione del livello di protezione dalla tensione richiesto (Up)

Il livello di protezione della tensione (Up) è la tensione massima che si manifesta sull'apparecchiatura protetta durante il funzionamento dell'SPD. Deve essere inferiore alla tensione di resistenza dell'apparecchiatura.

Criteri di selezione:

Up(SPD) < 0,8 × Tensione di tenuta dell'apparecchiatura

Per gli inverter di stringa tipici:

• Inverter di sistema da 1000 V: Tensione di tenuta tipicamente 6-8 kV
• Inverter di sistema da 1500 V: Tensione di tenuta tipicamente 10-12 kV

Valori Up consigliati per gli SPD a livello di stringa:

• Sistemi a 1000V: Fino a ≤ 4 kV
• Sistemi a 1500 V: Fino a ≤ 6 kV

Suggerimento: i valori Up più bassi offrono una protezione migliore, ma possono avere una durata di vita inferiore a causa dell'attivazione più frequente. Bilanciate il livello di protezione con la frequenza di sovratensione prevista nella vostra zona: le aree ad alto rischio di fulmini potrebbero richiedere specifiche più robuste.

Fase 3: Selezionare la corrente nominale di scarica appropriata (Iimp, Imax)

Gli SPD per stringhe fotovoltaiche devono gestire le sovratensioni da fulmine sia dirette che indirette. Le valutazioni chiave da comprendere:

Iimp (corrente d'impulso): Capacità del dispositivo di gestire le sovratensioni ad alta energia causate da fulmini diretti o vicini. Misurata con una forma d'onda di 10/350 μs (test di tipo 1).

Imax (corrente di scarica massima): Capacità del dispositivo di gestire sovratensioni multiple da colpi indiretti. Misurata con una forma d'onda di 8/20 μs (test di tipo 2).

Linee guida per la selezione per candidatura:

Esempio di calcolo per la protezione a livello di stringa:
Per un tipico impianto commerciale su tetto in una regione con fulmini moderati:

• Esposizione: Colpi principalmente indiretti
• Raccomandazione: SPD di tipo 2
• Imax minimo per polo: 40 kA (8/20 μs)
• Per installazioni critiche: Considerare l'ibrido di tipo 1+2 con Iimp = 12,5 kA

Passo 4: scegliere la tecnologia (MOV vs GDT)

Il dibattito tra la tecnologia dei varistori all'ossido di metallo (MOV) e quella dei tubi a scarica di gas (GDT) per la protezione dalle sovratensioni delle stringhe fotovoltaiche spesso confonde gli ingegneri. Ecco il confronto definitivo:

Soluzione ibrida - La scelta professionale:

I moderni SPD fotovoltaici ad alte prestazioni combinano entrambe le tecnologie in un approccio di protezione a stadi:

• Fase primaria (GDT): Gestisce i picchi di energia con un'eccellente capacità di scarica.
• Stadio secondario (MOV): Fornisce una risposta rapida e un bloccaggio a bassa tensione
• Circuito di spegnimento dell'arco: Impedisce alla GDT di seguire i problemi attuali

Principali conclusioni: Per le installazioni commerciali e su scala di utenza in cui l'affidabilità a lungo termine è fondamentale, scegliere SPD ibridi con tecnologia MOV+GDT. Il costo iniziale leggermente più elevato è compensato da una maggiore durata e da prestazioni di protezione superiori.

Albero decisionale di selezione:

• Residenziale economico (< 20 kW): SPD di tipo 2 solo MOV
• Tetto commerciale (20-500 kW): MOV ibrido + SPDT tipo 2
• Montaggio a terra o in aree ad alta illuminazione: SPD ibrido di tipo 1+2 con spegnimento dell'arco elettrico
• Su scala industriale (> 1 MW): SPD ibrido di tipo 1 con monitoraggio remoto

Spiegazione dei parametri tecnici critici

La comprensione delle specifiche della scheda tecnica aiuta a prendere decisioni informate sulla protezione dalle sovratensioni delle stringhe fotovoltaiche:

Confronto tecnologico completo

SPD di tipo 1 vs. tipo 2 per applicazioni solari

Capire quando specificare i dispositivi di tipo 1 rispetto a quelli di tipo 2 è fondamentale per una corretta protezione dalle sovratensioni delle stringhe fotovoltaiche:

Suggerimento: per una protezione ottimale, utilizzare un dispositivo ibrido di tipo 1+2 nel punto di combinatore dell'array e dispositivi di tipo 2 all'ingresso dell'inverter. In questo modo si ottiene una gestione dell'energia elevata e un bloccaggio fine della tensione in una cascata coordinata.

Valutazioni essenziali decodificate

Uc (massima tensione operativa continua): La tensione più alta che l'SPD può sopportare ininterrottamente senza deteriorarsi. Deve essere superiore alla Voc massima del sistema in tutte le condizioni.

Up (livello di protezione della tensione): La tensione che si presenta all'apparecchiatura protetta quando l'SPD è in funzione. È meglio che sia più bassa, ma deve essere bilanciata con la capacità di gestione dell'energia.

In (corrente di scarica nominale): Corrente utilizzata per i test di classificazione e invecchiamento (in genere 5 o 10 kA per i dispositivi di tipo 2).

Imax (corrente di scarica massima): La corrente di picco massima che il dispositivo può gestire in una singola operazione senza subire danni.

Iimp (corrente d'impulso): Per i dispositivi di tipo 1, la capacità di corrente di sovratensione ad alta energia è stata testata con una forma d'onda di 10/350 μs.

Capacità TOV (Sovratensione Temporanea): Capacità del dispositivo di resistere a temporanei aumenti di tensione dovuti a guasti del sistema o a operazioni di commutazione senza subire danni permanenti.

Migliori pratiche di installazione

Anche i dispositivi di protezione dalle sovratensioni delle stringhe fotovoltaiche di migliore qualità non sono in grado di proteggere il sistema se installati in modo non corretto. Seguite questa collaudata sequenza di installazione:

Requisiti critici per l'installazione

1. Lunghezza e instradamento dei cavi (regola dei 0,5 metri)

Il collegamento tra l'SPD e l'apparecchiatura protetta è fondamentale. Ogni metro di cavo aggiunge induttanza, che crea tensione aggiuntiva durante le sovracorrenti:

Calcolo della caduta di tensione:

V_addizionale = L × (di/dt)
Dove: L ≈ 1 μH per metro di cavo
       di/dt per il fulmine ≈ 10-100 kA/μs

Esempio: Solo 2 metri di cavo di collegamento possono aggiungere 200 V di aumento di tensione durante una sovratensione, annullando in parte la protezione del vostro SPD!

Regole di installazione:

• Mantenere la lunghezza totale del cavo dall'SPD all'apparecchiatura protetta < 0,5 metri (ideale: < 0,3 metri)
• Utilizzare un percorso rettilineo il più breve possibile, evitando anelli o spire.
• Se è inevitabile una lunghezza maggiore, utilizzare conduttori più grandi (min. 6 AWG / 10 mm²).
• Non accorpare mai i cavi SPD con i cavi di segnale o di comunicazione.

Suggerimento: prima dell'installazione, misurare e tagliare i cavi di collegamento alla lunghezza esatta. Segnare il limite di 0,5 metri sulla dima di installazione per garantire la conformità durante l'installazione sul campo.

2. Migliori pratiche di messa a terra

Una corretta messa a terra è alla base di un'efficace protezione dalle sovratensioni:

• Collegamento a terra: Utilizzare un conduttore di rame di almeno 6 AWG (10 mm²) per la messa a terra dell'impianto fotovoltaico principale.
• Percorso a bassa impedenza: La resistenza totale di terra deve essere < 10 Ω (idealmente < 5 Ω).
• Evitare i loop di terra: Collegare la terra dell'SPD alla stessa barra di terra dell'apparecchiatura protetta.
• Legame equipotenziale: Assicurarsi che tutte le strutture metalliche (telaio dell'array, chassis dell'apparecchiatura, alloggiamento dell'SPD) siano collegate tra loro.

Per gli impianti fotovoltaici con messa a terra del punto centrale:

• Collegare entrambi i poli SPD CC+ e CC-
• Collegare il terminale PE al riferimento di terra del punto centrale
• Verificare che la messa a terra sia conforme al codice elettrico locale.

3. Considerazioni sull'installazione fisica

La posizione e il montaggio influiscono sull'efficacia della protezione e sulla manutenzione:

• Montaggio: Utilizzare il montaggio su guida DIN per facilitare la sostituzione; garantire un collegamento meccanico sicuro.
• Ventilazione: Fornire un flusso d'aria adeguato; gli SPD possono generare calore durante il funzionamento.
• Accessibilità: Installare in un punto in cui gli indicatori visivi di stato siano facilmente visibili per l'ispezione.
• Protezione dell'ambiente: Per le installazioni all'esterno utilizzare custodie adeguate con grado di protezione IP (minimo IP65).
• Etichettatura: Etichettare chiaramente la posizione dell'SPD, la data di installazione e la data di scadenza della prossima ispezione.

4. Sequenza di connessione

Seguire sempre la corretta sequenza di collegamento per evitare guasti a terra o danni alle apparecchiature:

1. Verificare che il sistema sia privo di tensione (controllare Voc = 0V).
2. Montare l'SPD nella posizione finale
3. Collegare prima il terminale di terra/PE
4. Collegare il polo CC
5. Collegare il polo DC+ per ultimo
6. Verificare che tutti i collegamenti siano stretti (coppia di serraggio conforme alle specifiche del produttore).
7. Controllare l'indicatore di stato prima di dare tensione al sistema

Suggerimento: installare un sezionatore tra le stringhe fotovoltaiche e l'SPD per consentire la manutenzione e la sostituzione in sicurezza senza disalimentare l'intero campo. Questo è particolarmente utile per i grandi impianti commerciali, dove i tempi di inattività sono costosi.

Esempio di applicazione reale: Dimensionamento degli SPD per un sistema a 10 fili e 1000 V

Vediamo un esempio di progetto completo per dimostrare la corretta selezione della protezione contro le sovratensioni delle stringhe fotovoltaiche per una tipica installazione commerciale.

Specifiche del sistema

Configurazione della matrice:

• 10 corde parallele
• 20 moduli per stringa
• Specifiche del modulo:
  • Voc (STC): 49.5V
  • Isc (STC): 11,5A
  • Vmp: 41.8V
  • Imp: 11,0A
  • Coefficiente di temperatura (Voc): -0,35%/°C

Condizioni ambientali:

• Luogo: Arizona (elevata esposizione solare, fulmini moderati)
• Temperatura minima prevista: -5°C
• Installazione: Edificio commerciale sul tetto
• Esposizione: si prevedono fulmini indiretti.

Attrezzatura:

• Inverter di stringa: 100 kW, 1000V DC in ingresso
• Tensione di resistenza dell'inverter: 6 kV
• Combinatore con 10 stringhe di ingresso

Passo dopo passo SPD Selezione

Fase 1: Calcolo della tensione massima del sistema

Voc per stringa (STC) = 49,5 V × 20 = 990 V

Correzione della temperatura:
ΔT = 25°C - (-5°C) = 30°C
Aumento di tensione = 990V × (30°C × 0,0035) = 104V
Voc (a freddo) = 990V + 104V = 1.094V

Uc richiesto con margine di sicurezza 20%:
Uc(min) = 1.094V × 1,20 = 1.313V

Selezione: SPD con Uc = 1.500 V CC (valore nominale standard)

Fase 2: determinazione del livello di protezione dalla tensione richiesto

Tensione di resistenza dell'inverter = 6 kV
Massimo accettabile Up = 6 kV × 0,8 = 4,8 kV

Selezione: SPD con tensione fino a ≤ 4,0 kV (con margine di sicurezza 33%)

Passo 3: selezionare la corrente nominale di scarica

Per l'installazione su tetto in regioni con fulmini moderati:

• Minaccia primaria: attacchi indiretti
• Consigliato: SPD di tipo 2
• Imax minimo: 40 kA (8/20 μs) per polo

Per una maggiore protezione (facoltativa ma consigliata):

• Considerare l'ibrido di tipo 1+2
• Iimp: 12,5 kA (10/350 μs)
• Imax: 60 kA (8/20 μs)

Selezione: SPD di tipo 2 con Imax = 40 kA per polo (minimo), o ibrido di tipo 1+2 per carichi critici.

Fase 4: Scegliere la tecnologia

Per questa applicazione commerciale:

• Frequenza prevista delle ondate: Moderata (10-20 eventi all'anno)
• Valore del sistema: $150.000 (attrezzature + rischio di perdita di produzione)
• Accesso per la manutenzione: Buono

Selezione: Tecnologia ibrida MOV+GDT per un equilibrio ottimale tra prestazioni e durata.

Progettazione dell'architettura di protezione

grafico TB
    sottografo "Array fotovoltaico - 10 stringhe"
        S1[Stringa 1: 20 moduli]
        S2[Stringa 2: 20 moduli]
        S3[Stringa 3: 20 moduli]
        S10[Stringa 10: 20 Moduli]
    fine
    
    S1 --&gt; SPD1[SPD a livello di stringa<br>Tipo 2, Uc=1500V<br>Up=4kV, Imax=40kA]
    S2 --&gt; SPD2[SPD a livello di stringa]
    S3 --&gt; SPD3[SPD a livello di stringa]
    S10 --&gt; SPD10[SPD a livello di stringa]
    
    SPD1 --&gt; CB[Combiner Box]
    SPD2 --&gt; CB
    SPD3 --&gt; CB
    SPD10 --&gt; CB
    
    CB --&gt; SPD_CB[Combinatore SPD<br>Tipo 2, Uc=1500V<br>Up=3,5kV, Imax=60kA]
    
    SPD_CB --&gt; |Cavo da 10 m| INV[Inverter di stringa<br>100kW, 1000VDC]
    
    INV --&gt; SPD_INV[SPD ingresso inverter<br>Tipo 2, Uc=1500V<br>Up=3,0kV, Imax=40kA]
    
    SPD1 -.-&gt;|Terra| GND[Massa del sistema<br>< 5Ω Resistance]
    SPD_CB -.->|GND
    SPD_INV -.-&gt;|Terra| GND
    
    stile SPD1 riempimento:#90EE90
    stile SPD2 riempimento:#90EE90
    stile SPD3 riempimento:#90EE90
    stile SPD10 riempimento:#90EE90
    stile SPD_CB riempimento:#87CEEB
    stile SPD_INV riempimento:#FFD700

Sintesi delle specifiche finali

Protezione a livello di stringa (10 unità):

• Tecnologia: ibrido MOV+GDT
• Configurazione: 2 poli (DC+, DC-)
• Uc: 1.500 V CC
• Su: ≤ 4,0 kV
• Imax: 40 kA (8/20 μs) per polo
• Montaggio: Guida DIN in scatole di giunzione vicino all'array
• Costo stimato per unità: $180
• Costo totale: $1.800

Protezione della scatola del combinatore (1 unità):

• Tecnologia: ibrido MOV+GDT tipo 1+2
• Configurazione: 2 poli (DC+, DC-)
• Uc: 1.500 V CC
• Su: ≤ 3,5 kV
• Iimp: 12,5 kA (10/350 μs)
• Imax: 60 kA (8/20 μs)
• Monitoraggio remoto: Uscita di contatto per lo stato
• Costo stimato: $450

Protezione ingresso inverter (1 unità):

• Tecnologia: ibrido MOV+GDT
• Configurazione: 2 poli (DC+, DC-)
• Uc: 1.500 V CC
• Su: ≤ 3,0 kV
• Imax: 40 kA (8/20 μs)
• Costo stimato: $220

Costo totale del sistema di protezione: $2.470

Il risultato principale: Questa cascata di protezione completa a tre stadi costa meno di 1,5% del valore totale del sistema, ma protegge da danni che potrebbero costare $47.000 o più. Il calcolo del ROI è semplice: un evento di sovratensione evitato ripaga l'intero sistema di protezione 19 volte.

Il costo di NON avere protezione

Quando si valuta se specificare una protezione contro le sovratensioni delle stringhe fotovoltaiche, si deve considerare il costo reale di una mancata protezione:

Confronto dei costi diretti

Analisi del ROI

Calcolo del break-even:

Investimento iniziale SPD: $3.270
Costo medio dei danni da sovratensione: $22.500
Punto di pareggio: 0,145 eventi di sovratensione

Se nella vostra regione si verifica un solo evento di sovratensione significativo ogni 7 anni,
il sistema SPD si ripaga da solo.

Secondo i dati IEEE, la maggior parte degli impianti solari commerciali subisce
2-4 eventi di sovratensione dannosi nell'arco di 25 anni di vita senza protezione.

ROI previsto in 25 anni:

• Investimento iniziale: $3.270
• Sostituzione del DOCUP (anno 10, anno 20): $3.000
• Investimento totale: $6.270
• Danni evitati (3 eventi × $22.500): $67.500
• Risparmio netto: $61.230
• ROI: 977%

Suggerimento: quando presentate la protezione contro le sovratensioni a clienti attenti al budget, inquadratela in questo modo: ‘Possiamo investire $3.000 oggi per la protezione, oppure mettere a bilancio $20.000-50.000 per le riparazioni successive’. Il sistema di protezione non è una spesa, ma un'assicurazione contro i danni con un ROI di 1000%".’

Implicazioni per l'assicurazione e la garanzia

Copertura della garanzia:
La maggior parte dei principali produttori include i requisiti di protezione dalle sovratensioni nelle loro garanzie:

• Senza SPD: Richieste di garanzia negate se si verificano danni da sovratensione e non è stata installata alcuna protezione
• Con i DOCUP: Copertura completa della garanzia, il produttore può persino coprire i costi di sostituzione dell'SPD.

Premi assicurativi:
I fornitori di assicurazioni commerciali richiedono sempre più spesso la documentazione della protezione contro i picchi:

• Sistemi senza un'adeguata protezione: 15-25% premi più alti
• Sistemi con protezione documentata e conforme al codice: Tariffe standard
• Risparmio annuo su un sistema $100.000: $300-500

Rischio di fermo macchina:
Per le strutture critiche (ospedali, centri dati, produzione) o per i sistemi che rientrano nei contratti di acquisto di energia (PPA):

• Penali di prestazione PPA: $5.000-15.000 per settimana di inattività
• Impatto critico sul carico: Rischio incommensurabile per le operazioni
• Danno alla reputazione: Perdita di fiducia dei clienti

Punti di forza

Il fulmine non deve necessariamente colpire direttamente il vostro array per causare danni. Colpi indiretti fino a 2 km di distanza possono indurre sovratensioni superiori a 6.000 V su stringhe fotovoltaiche non protette. La protezione a livello di stringa è la prima linea di difesa.

💰 Il costo della protezione è insignificante rispetto ai costi dei danni. Un sistema SPD completo a tre stadi costa $2.000-5.000 per le tipiche installazioni commerciali, ma protegge da $20.000-100.000+ di danni potenziali. Il pareggio si verifica dopo soli 0,15 eventi di sovratensione.

🔧 La selezione dell'SPD richiede quattro calcoli critici: Tensione massima del sistema (Voc × temperatura × margine di sicurezza), livello di protezione richiesto (Up < 0,8 × tensione di resistenza dell'apparecchiatura), corrente di scarica nominale (basata sul livello di esposizione) e scelta della tecnologia (MOV+GDT ibrido per le migliori prestazioni).

📐 La qualità dell'installazione determina l'efficacia della protezione. Mantenere i cavi di collegamento al di sotto di 0,5 metri, utilizzare conduttori di terra di almeno 6 AWG, evitare i loop di cavi e assicurarsi che tutti i collegamenti siano serrati secondo le specifiche. Una cattiva installazione può ridurre l'efficacia della protezione di 50% o più.

🎯 La protezione coordinata a cascata è essenziale. Utilizzare SPD di tipo 1+2 al combinatore di campo, tipo 2 a livello di stringa e protezione finale di tipo 2 all'ingresso dell'inverter. Ogni stadio deve avere valori Up progressivamente più bassi ed essere separato da una lunghezza di cavo adeguata per un corretto coordinamento.

La conformità al codice è obbligatoria, non facoltativa. L'articolo 690.35 del NEC e la norma IEC 61643-31 richiedono una protezione dalle sovratensioni per gli impianti fotovoltaici. La corretta installazione dell'SPD è necessaria per l'approvazione dei permessi, la validità della garanzia e la copertura assicurativa. Documentate tutto con foto e rapporti di messa in servizio.

🔄 Pianificare la manutenzione del ciclo di vita dell'SPD. Anche i migliori SPD hanno una durata limitata (in genere 5-10 anni a seconda della frequenza delle sovratensioni). Scegliete dispositivi con indicatori di stato visivi e capacità di monitoraggio remoto e programmate ispezioni annuali per verificare la continuità della protezione.

Domande frequenti

Ho bisogno di un SPD su ogni corda o solo sulla scatola del combinatore?

Le migliori pratiche sono la protezione ad entrambi i livelli. Mentre la protezione a livello di combinatore è il requisito minimo, gli SPD a livello di stringa costituiscono la prima difesa contro le sovratensioni prima che si propaghino nel sistema. Per una protezione ottimale:

• Installazioni critiche (commerciale, su scala di utenza): Installare SPD sia a livello di stringa che di combinatore.
• Residenziale attento al budget (< 20kW): È accettabile una protezione minima all'ingresso del combinatore o dell'inverter.
• Regioni ad alta luminosità: La protezione a livello di stringa non è negoziabile

La protezione a livello di stringa diventa particolarmente importante quando le stringhe sono separate da distanze significative (> 50 metri) o quando il cablaggio dell'array è esposto. Il costo aggiuntivo è minimo (in genere $150-200 per stringa) rispetto ai vantaggi della protezione.

Qual è la differenza tra gli SPD di tipo 1 e di tipo 2 per il solare?

Gli SPD di tipo 1 gestiscono le fulminazioni dirette; gli SPD di tipo 2 gestiscono le fulminazioni indirette e le sovratensioni di commutazione.

I dispositivi di tipo 1 sono testati con una forma d'onda di corrente impulsiva di 10/350 μs, che rappresenta l'elevata energia dei colpi diretti. Possono dissipare un'energia 40-50 volte superiore rispetto ai dispositivi di tipo 2, ma sono più grandi e più costosi. Utilizzare gli SPD di tipo 1 quando:

• Gli array sono in campo aperto (installazioni a terra)
• L'installazione è il punto più alto della zona
• Densità locale di fulmini superiore a 3 fulmini/km²/anno
• Il codice regionale richiede una protezione di tipo 1

I dispositivi di tipo 2 sono testati con una forma d'onda di 8/20 μs e gestiscono i colpi indiretti (la minaccia più comune). Offrono un migliore bloccaggio della tensione (Up inferiore) e sono sufficienti per la maggior parte delle installazioni su tetto.

I moderni dispositivi ibridi “Tipo 1+2” offrono entrambe le funzionalità in un'unica unità, ideale per la protezione delle scatole combinatore in presenza di minacce di sovratensione sia dirette che indirette.

È possibile utilizzare gli SPD CA sul lato CC?

Assolutamente no: gli SPD CA e CC sono fondamentalmente diversi e non intercambiabili.

Gli SPD in c.a. si basano sul naturale attraversamento dello zero della corrente che si verifica 100-120 volte al secondo nei sistemi in c.a. per estinguere qualsiasi corrente successiva alla protezione da sovratensione. I sistemi in corrente continua non presentano alcun attraversamento dello zero, quindi:

• Gli SPD CA basati su GDT possono entrare in modalità di cortocircuito sui sistemi in corrente continua, creando un guasto permanente
• I meccanismi di spegnimento dell'arco progettati per la corrente alternata non funzionano. correttamente nelle applicazioni in corrente continua
• I valori di tensione differiscono in modo significativo tra CA e CC a causa delle diverse caratteristiche di sollecitazione

Gli SPD DC devono essere progettati e classificati specificamente per applicazioni fotovoltaiche con:

• Circuiti di spegnimento dell'arco o di limitazione della corrente per la tecnologia GDT
• Valori nominali Uc corretti in base alla sollecitazione della tensione CC
• Sezionatori termici adatti agli archi in corrente continua
• Test e certificazione secondo IEC 61643-31 (standard specifico per il fotovoltaico)

L'uso di SPD CA su circuiti CC costituisce una violazione delle norme, un annullamento della garanzia e un grave rischio per la sicurezza. Specificare sempre dispositivi di protezione contro le sovratensioni specifici per il fotovoltaico e classificati per la corrente continua.

Come faccio a sapere quando il mio SPD deve essere sostituito?

La maggior parte degli SPD di qualità è dotata di indicatori visivi di stato, ma non basatevi solo sull'ispezione visiva.

I moderni dispositivi di protezione dalle sovratensioni delle stringhe fotovoltaiche includono diversi metodi di indicazione dei guasti:

Indicatori visivi:

• Indicatori verdi/rossi che mostrano lo stato di funzionamento
• “Le indicazioni ”OK“ e ”FAULT" sono visibili senza aprire l'involucro.
• Alcuni dispositivi includono indicatori meccanici a scomparsa

Indicatori elettrici:

• Uscite a contatto remoto (contatto normalmente chiuso che si apre in caso di guasto)
• Segnali a contatto secco ai sistemi di monitoraggio
• Alcuni modelli avanzati supportano il monitoraggio remoto Modbus/SNMP

Programma di ispezione:

• Ispezione visiva annuale: Controllare gli indicatori di stato durante la manutenzione ordinaria
• Ispezione post-tempesta: Ispezione entro 24 ore da eventi meteorologici di forte intensità
• Controllo trimestrale del monitoraggio remoto: Se collegato al sistema SCADA/monitoraggio

Quando sostituirlo:

• L'indicatore di stato mostra “FAULT” o una condizione di rosso
• Il monitoraggio remoto mostra un guasto all'SPD
• Dopo un fulmine diretto noto (sostituire per precauzione)
• Dopo 5-10 anni, indipendentemente dalle condizioni apparenti (sostituzione preventiva)
• Quando le misurazioni della corrente di dispersione superano 10 volte il valore nominale

Suggerimento: documentate le date di installazione degli SPD sulle etichette dei dispositivi e nei registri di manutenzione. Impostate promemoria per la sostituzione preventiva in base alle raccomandazioni del produttore: non aspettate che si verifichi un guasto nelle applicazioni critiche.

Quale voltaggio scegliere per un sistema da 1000V/1500V?

Scegliere i valori di tensione degli SPD in base al caso peggiore di Voc, non alla tensione nominale del sistema.

Per Sistemi a 1000V nominali:

Voc massima tipica (a freddo): 1,100-1,200V
Valutazione Uc dell'SPD raccomandata: 1.500 V CC
Livello di protezione standard (Up): 3,5-4,0 kV

Per Sistemi a 1500V nominali:

Voc massima tipica (a freddo): 1,650-1,800V
Valore Uc dell'SPD raccomandato: 2.000V DC
Livello di protezione standard (Up): 5,0-6,0 kV

Fasi di calcolo critiche:

1. Calcolo della Voc delle stringhe alle condizioni di prova standard (STC)
2. Applicare la correzione della temperatura per la temperatura minima prevista
3. Aggiungere il margine di sicurezza 15-20%
4. Selezionare il valore di tensione dell'SPD standard immediatamente superiore

Esempio di sistema a 1500 V:

• Voc del modulo (STC): 52V
• Lunghezza della stringa: 28 moduli
• Voc a STC: 1.456 V
• Temperatura più bassa: -10°C (35°C sotto STC)
• Aumento della temperatura: 1.456V × 35°C × 0,0035 = 178V
• Voc massima: 1.456V + 178V = 1.634V
• Con margine di sicurezza 20%: 1.634V × 1,2 = 1.961V
• Selezionare SPD con Uc = 2.000 V CC (valore nominale standard)

Non sottodimensionare mai i valori di tensione degli SPD per risparmiare sui costi: gli SPD sottodimensionati si degradano rapidamente o si guastano prematuramente se esposti a condizioni di alta tensione.

MOV o GDT: qual è il migliore per le applicazioni solari?

Nessuno dei due è universalmente “migliore”: la scelta ottimale dipende dai requisiti specifici dell'applicazione.

Scegliere SPD solo MOV quando:

• Il budget è il vincolo principale (installazioni residenziali)
• La frequenza delle mareggiate è bassa (si prevedono < 5 eventi significativi all'anno)
• Il tempo di risposta rapido è fondamentale (< 25 nanosecondi)
• È necessario un serraggio a bassa tensione (Up)
• Il sistema si trova in un'area a bassa o moderata esposizione ai fulmini.

Scegliere SPD solo GDT quando:

• È richiesta un'elevata capacità di corrente di scarica (zone a impatto diretto)
• La massima durata di vita è fondamentale (minimo degrado nel tempo)
• Il sistema funziona in ambienti ad alta temperatura
• È essenziale che la corrente di dispersione sia pari a zero
• Il budget consente un investimento iniziale più elevato

Scegliere gli SPD ibridi MOV+GDT quando:

• Impianti commerciali o di pubblica utilità (> 50kW)
• L'affidabilità a lungo termine è fondamentale
• Il sistema è esposto in misura moderata o elevata ai fulmini.
• Sono disponibili il monitoraggio remoto e l'indicazione dello stato
• Il costo totale della proprietà (non solo il costo iniziale) guida le decisioni

La tendenza del settore è quella di progettazioni ibride perché combinano le migliori caratteristiche di entrambe le tecnologie:

• Rapida risposta del MOV con una robusta gestione dell'energia GDT
• I circuiti di spegnimento dell'arco eliminano i problemi di corrente di inseguimento GDT
• L'affidabilità superiore a lungo termine giustifica un costo leggermente superiore

Per le installazioni professionali in cui i tempi di attività del sistema e la protezione a lungo termine sono prioritari, scegliete la tecnologia ibrida: il costo iniziale più elevato del 20-30% viene recuperato grazie alla maggiore durata e alle prestazioni di protezione superiori.

A che distanza l'SPD deve essere installato dall'apparecchiatura?

Massimo 0,5 metri (50 cm) di lunghezza totale del cavo tra l'SPD e l'apparecchiatura protetta: più corto è sempre meglio.

Il principio critico: ogni metro di cavo di collegamento aggiunge induttanza (circa 1 μH/metro), che crea un aumento di tensione supplementare durante gli eventi di sovratensione rapida:

Calcolo dell'aumento di tensione:

V_addizionale = L × (di/dt)

Esempio con 2 metri di cavo:
L = 2 metri × 1 μH/metro = 2 μH
di/dt = 50 kA/μs (tasso tipico di sovratensione da fulmine)
V_addizionale = 2 μH × 50.000 A/μs = 100V per metro

Tensione totale aggiuntiva = 200V

Questa tensione aggiuntiva compare sull'apparecchiatura protetta in cima a il livello di protezione della tensione dell'SPD (Up), riducendo di fatto le prestazioni di protezione.

Le migliori pratiche di installazione:

• Distanza ideale: < 0,3 metri (30 cm)
• Massimo accettabile: 0,5 metri (50 cm)
• Se non è possibile evitare corse più lunghe: Utilizzare conduttori di dimensioni maggiori (min. 6 AWG / 10 mm²) e un instradamento a coppie intrecciate.
• Passaggio dei cavi: Evitare anelli, bobine o percorsi paralleli con i cavi di segnale.
• Posizione di montaggio: Installare l'SPD il più vicino possibile ai terminali dell'apparecchiatura.

Suggerimento: prima dell'installazione, tagliare i cavi di collegamento SPD alla lunghezza esatta richiesta. Utilizzate cavi corti e diretti anche se è necessario spostare la posizione di montaggio dell'SPD: l'efficacia della protezione è più importante di una gestione ordinata dei cavi.

Per i sistemi di grandi dimensioni con più scatole di combinatori, posizionare gli SPD in ogni scatola di combinatori piuttosto che utilizzare lunghe tratte fino a una postazione SPD centrale. La protezione distribuita è più efficace di quella centralizzata con lunghe tratte di cavo.

Gli SPD influiscono sulle prestazioni o sull'efficienza del mio sistema?

Gli SPD scelti e installati correttamente non hanno alcun impatto sulle prestazioni del sistema durante il normale funzionamento.

Durante il funzionamento normale:

• Caduta di tensione: Effettivamente zero (gli SPD sono circuiti aperti in condizioni normali)
• Perdita di potenza: Trascurabile (< 0,001% della potenza del sistema)
• Impatto dell'efficienza: Nessuno misurabile
• Effetti EMI/RFI: Nessuno (gli SPD possono effettivamente ridurre il rumore elettrico)

Considerazioni sulla corrente di dispersione:

• SPD basati su MOV: perdita di 10-100 μA (l'invecchiamento aumenta questo valore)
• SPD basati su GDT: < 1 μA di perdita
• Per un sistema da 100kW funzionante a 1000V: 100 μA di perdita = 0,1W di perdita di potenza (0,0001% di uscita)
• Impatto sulle prestazioni: Non misurabile

Durante gli eventi di picco:

• L'SPD si attiva in un nanosecondo, bloccando la tensione a un livello sicuro.
• Dopo la sovracorrente, l'SPD ritorna allo stato di alta impedenza
• Nessun effetto residuo sul funzionamento del sistema
• I moderni SPD si autodiagnosticano e segnalano eventuali degradi.

Potenziali problemi solo in caso di applicazione non corretta:

• Valutazione Uc sottodimensionata: L'SPD può bloccarsi in caso di condizioni di Voc elevato, segnalando un guasto del sistema.
• SPD non sostituito: Può essere visualizzato come cortocircuito, impedendo il funzionamento del sistema
• Polarità errata: Può causare guasti a terra (seguire attentamente le istruzioni di installazione)

Il risultato finale: Gli SPD di qualità sono trasparenti per il funzionamento del sistema. Qualsiasi impatto sulle prestazioni derivante da una protezione contro le sovratensioni correttamente installata è di gran lunga superiore ai benefici della protezione. L'unico “problema di prestazioni” che si verificherà è la continuità di funzionamento dopo eventi di sovratensione che altrimenti avrebbero distrutto le apparecchiature.

Pensiero finale: Nel settore fotovoltaico si sente spesso dire che “ogni dollaro risparmiato sui costi di installazione è un profitto”. Ma saltare la protezione contro le sovratensioni delle stringhe fotovoltaiche per risparmiare $2.000-3.000 euro in anticipo è come disdire l'assicurazione dell'auto per risparmiare sui premi: funziona benissimo finché non se ne ha bisogno. La questione non è se potete permettervi una protezione contro le sovratensioni, ma se potete permettervi di sostituire un intero inverter, decine di moduli e di assorbire settimane di inattività in caso di fulmini. Fate in modo che la protezione dalle sovratensioni sia una parte non negoziabile della progettazione di ogni impianto fotovoltaico: i vostri clienti (e la vostra reputazione) vi ringrazieranno.