Como dimensionar um SPD CC para um painel solar fotovoltaico

Introdução: O custo de errar

Imagine o seguinte: uma fazenda solar de médio porte, em operação há apenas dois anos, fica subitamente às escuras. A equipe de operações se mobiliza e, após horas de diagnósticos, encontra o culpado. Não foi uma falha no painel nem um problema no software. Foi uma falha catastrófica de três inversores centrais, o coração da operação. A causa principal? Uma forte descarga elétrica causada por um raio nas proximidades, que os dispositivos de proteção contra surtos (SPDs) subdimensionados e instalados incorretamente foram completamente incapazes de lidar. O resultado foi mais de $100.000 em hardware de substituição e uma semana de receita perdida, uma lição cara sobre a importância de um componente que representa uma fração do custo total do sistema.

Este cenário não é hipotético; é uma realidade que se verifica em instalações solares em todo o mundo. Conforme destacado em análises do setor, eventos elétricos, incluindo picos de tensão, são uma das principais causas de falhas de equipamentos e tempo de inatividade do sistema. Um dispositivo de proteção contra picos de tensão CC não é apenas um item a ser marcado em uma lista de materiais; é uma apólice de seguro essencial para a saúde e o retorno financeiro a longo prazo do seu ativo solar. Tanto para o engenheiro que projeta o sistema quanto para o gerente que adquire as peças, entender como dimensionar, selecionar e posicionar corretamente esses dispositivos é um aspecto imprescindível do projeto responsável do sistema. Este guia fornece um processo definitivo e passo a passo para fazer isso da maneira certa.

Parte 1: A natureza implacável de Picos de corrente contínua

Os sistemas fotovoltaicos solares são particularmente vulneráveis a danos causados por sobretensão. Os seus painéis grandes e expostos funcionam como enormes antenas para os raios, enquanto os longos cabos CC podem induzir sobretensões transitórias poderosas durante uma tempestade. No entanto, o fator mais importante a compreender é a diferença fundamental entre a energia CA e CC.

Em um sistema CA, a corrente naturalmente cruza o zero 100 ou 120 vezes por segundo. Esse cruzamento zero proporciona uma breve janela em que um arco elétrico pode se extinguir. Um sistema CC não tem esse cruzamento zero. Uma vez iniciado um arco CC — por exemplo, dentro de um dispositivo de proteção com falha —, ele pode se sustentar, liberando imensa energia térmica e criando um sério risco de incêndio.

É por isso que Um SPD classificado para CA nunca deve ser usado em uma aplicação CC.. Como enfatizam os guias especializados no assunto, os SPDs CA não possuem os mecanismos especializados de extinção de arco necessários para interromper com segurança uma corrente de falha CC, levando a falhas catastróficas. Um SPD CC adequado é projetado para lidar com a natureza implacável da corrente contínua. Sua função principal pode ser comparada a uma válvula de alívio de pressão; ela permanece passiva durante a operação normal, mas abre em nanossegundos quando detecta um pico de tensão perigoso, desviando com segurança a corrente de surto prejudicial para o solo. Essa ação “fixa” a tensão do sistema em um nível seguro, protegendo os componentes eletrônicos sensíveis dentro do inversor e outros componentes.

Parte 2: Cálculos de dimensionamento passo a passo

Dimensionar um SPD CC é uma tarefa de engenharia precisa. Requer uma abordagem sistemática baseada nas características elétricas do seu painel fotovoltaico e nas condições ambientais do local. Seguir a metodologia descrita em normas como a IEC 61643-32 garante um esquema de proteção seguro e eficaz.

Etapa 1: Calcule a tensão máxima de operação contínua (MCOV / Uc)

O MCOV (frequentemente indicado como Uc ou Ucpv) é o parâmetro mais crítico. Ele define a tensão CC máxima que o SPD pode suportar continuamente sem ser ativado. Se o MCOV for muito baixo, o SPD interpretará as flutuações normais de tensão do sistema como uma falha, levando ao desgaste prematuro e à avaria. Se for muito alto, seu desempenho de proteção será comprometido.

O MCOV deve ser superior à tensão máxima possível em circuito aberto (Voc) do painel solar. Não se trata da Voc em condições de teste padrão (STC), mas da Voc nas temperaturas mais baixas esperadas no local, uma vez que a tensão aumenta à medida que a temperatura diminui.

A fórmula é: MCOV ≥ 1,25 × Voc(máx)

Onde:

• Voc(máx.) é a tensão máxima da corda, ajustada para a temperatura histórica mais baixa no local da instalação.
• O 1.25 O fator é uma margem de segurança crucial para compensar as flutuações de tensão e as tolerâncias de fabricação.

Vamos ver um exemplo:

• Sistema: Uma série de 20 módulos fotovoltaicos.
• Especificações do módulo: Voc em STC = 41,5 V; Coeficiente de temperatura de Voc = -0,281 TP3T/°C.
• Condição do local: Temperatura ambiente mínima esperada = -10 °C.
• Max String Voc na STC: 20 módulos × 41,5 V = 830 V.

Primeiro, calcule a temperatura corrigida. Voc para um único módulo:
Voc(-10 °C) = 41,5 V × (1 + (-0,0028/°C) × (-10 °C - 25 °C))
Voc(-10 °C) = 41,5 V × (1 + 0,098) = 45,58 V

Em seguida, encontre a tensão máxima da corda:
Voc(máx.) = 20 módulos × 45,58 V = 911,6 V

Por fim, determine o MCOV necessário para o SPD:
MCOV ≥ 1,25 × 911,6 V = 1139,5 V

Nesse cenário, você selecionaria um SPD CC com a próxima classificação MCOV padrão maior ou igual a esse valor, como um modelo de 1200 V ou 1500 V .

Etapa 2: Determinar o nível de proteção de tensão (para cima)

O nível de proteção de tensão (para cima) indica a tensão residual que passará pelo SPD e chegará ao seu equipamento durante um evento de surto. É uma medida da eficácia com que o SPD limita a tensão.

A regra é simples: o SPD Up deve ser inferior à tensão de impulso suportável (Uw) do equipamento.

Como prática recomendada, recomenda-se uma margem de segurança de pelo menos 20% (Up ≤ 0,8 × UwOs inversores e outros componentes eletrônicos fotovoltaicos têm normalmente um Uw entre 2,5 kV e 4 kV. Se um inversor tiver um Uw de 2,5 kV, será necessário um SPD com um Para cima bem abaixo de 2,5 kV, idealmente inferior ou igual a 2,0 kV.

Conclusão ousada: Ao comparar dois SPDs iguais, aquele com o menor Para cima value offers better protection.

Step 3: Specify Discharge Current Capacity (In, Imax, Iimp)

This parameter defines the SPD’s robustness and lifespan.

• Nominal Discharge Current (In): The peak current an SPD can handle for a set number of surges (typically 15-20) without failing. This is a measure of durability. A common Em rating for Type 2 SPDs used in PV systems is 20kA .
• Maximum Discharge Current (Imax): The maximum single surge current an SPD can handle one time without being destroyed. This is a measure of robustness. It is typically twice the Em value (e.g., 40kA).
• Impulse Discharge Current (Iimp): This rating is specific to Type 1 SPDs and tests their ability to handle a portion of a direct lightning strike, using a more severe 10/350µs waveform.

The required ratings depend on the location’s lightning exposure risk and the type of SPD being used. For most DC-side applications at the inverter or combiner box, a Type 2 SPD with In = 20kA and Imax = 40kA is a standard and reliable choice .

A simplified workflow for sizing a DC SPD based on key system and site parameters.

Part 3: Choosing the Right Technology

Beyond the electrical ratings, the internal technology of the SPD matters. The two primary technologies used are Metal Oxide Varistors (MOV) and Gas Discharge Tubes (GDT), with many modern SPDs using a hybrid approach.

Comparison 1: Type 1 vs. Type 2 SPDs

The most fundamental choice is between a Type 1 and Type 2 SPD, which determines its application and robustness.

For the DC side of a typical solar installation, Type 2 SPDs are the standard choice for installation in combiner boxes and at the inverter DC input  A Type 1 device may be required at the main DC aggregator if the site has an external lightning rod system 

Comparison 2: MOV vs. GDT Technology

Conclusão importante: Muitos SPDs CC de alto desempenho são dispositivos híbridos. Elas combinam um MOV, por sua resposta rápida, e um GDT, por sua capacidade de lidar com alta energia e isolamento. Isso aproveita os pontos fortes de ambas as tecnologias para fornecer proteção superior.

Parte 4: Instalação estratégica: onde e como

Um SPD com o tamanho perfeito é inútil se instalado incorretamente. O posicionamento e a fiação são tão importantes quanto as especificações do dispositivo. Uma estratégia de proteção em cascata ou em camadas é a melhor prática, instalando SPDs em transições importantes do sistema.

Para o lado DC, os dois locais mais críticos são:

1. Na caixa do combinador de cadeias.
2. Na entrada CC do inversor central/de string.

Esta abordagem em camadas é orientada pelo “Regra dos 10 metros” um padrão amplamente adotado pela indústria. Essa regra estabelece que, se o comprimento do cabo CC entre o SPD e o equipamento que ele protege (por exemplo, entre a caixa combinadora e o inversor) for superior a 10 metros (cerca de 33 pés), um segundo SPD deve ser instalado na extremidade do equipamento. Isso porque cabos longos têm maior indutância, o que pode levar a grandes tensões induzidas durante uma sobretensão, anulando a proteção de um SPD distante.

Além disso, o comprimento do chumbo é fundamental. Os fios que conectam o SPD aos terminais positivo, negativo e terra devem ser o mais curtos e retos possível. Cada centímetro de fio adiciona indutância, o que aumenta a eficácia. Para cima do dispositivo. Fios longos e enrolados podem facilmente adicionar tensão suficiente para tornar o SPD ineficaz.

Um diagrama que mostra a colocação recomendada do SPD nos lados CC e CA de um sistema fotovoltaico, incorporando a regra dos 10 metros.

Parte 5: Manutenção e resolução de problemas

Os SPDs DC são projetados para serem dispositivos sacrificiais. Eles absorvem a energia prejudicial para proteger equipamentos mais valiosos. A maioria dos SPDs modernos possui um indicador de status visual simples, geralmente uma pequena janela na parte frontal do dispositivo.

• Verde: O SPD está em boas condições e oferece proteção.
• Vermelho: O SPD chegou ao fim de sua vida útil e não oferece mais proteção.

Conclusão importante: Um indicador vermelho significa que os componentes de proteção internos (como o MOV) se desconectaram devido à degradação ou a um grande pico de tensão. O dispositivo cumpriu sua função e deve ser substituído imediatamente para restaurar a proteção.

Esses indicadores devem ser verificados como parte de qualquer visita de operação e manutenção (O&M) de rotina. Muitos SPDs possuem módulos plugáveis, permitindo uma substituição rápida e fácil sem a necessidade de refazer toda a fiação da unidade base.

Parte 6: Perguntas frequentes (FAQ)

1. O meu inversor tem SPDs integrados. Ainda preciso de SPDs externos?
Sim. Embora os SPDs integrados ofereçam uma boa base, eles geralmente são uma etapa final e de baixo nível de proteção. Os SPDs externos instalados em caixas combinadoras atuam como a primeira linha de defesa, mais robusta, absorvendo a maior parte do pico de tensão antes que ele chegue ao inversor.

2. Quantos SPDs preciso para o meu sistema?
Depende do layout e do tamanho do sistema. No mínimo, você precisa de um na entrada principal do combinador/inversor CC. Para sistemas maiores com várias caixas combinadoras de string e cabos com mais de 10 metros, você precisará de SPDs adicionais em cada caixa e novamente no inversor central, seguindo o princípio de proteção em cascata.

3. O que acontece se eu usar um SPD CA no lado CC?
Ele irá falhar, provavelmente de forma catastrófica e perigosa. Ele não tem a capacidade de extinguir um arco elétrico CC, o que pode levar ao superaquecimento do dispositivo e a um incêndio quando ele tentar operar.

4. O que significa realmente a classificação MCOV (Uc)?
É a tensão CC contínua máxima que o SPD pode suportar sem conduzir. Selecionar um MCOV que seja pelo menos 1,25 vezes a tensão máxima do painel em clima frio é fundamental para evitar disparos indesejados e falhas prematuras.

5. Por que a regra dos 10 metros é tão importante?
Cabos longos têm alta indutância. Durante um surto de alta intensidade, essa indutância cria uma queda significativa de tensão ao longo do cabo, o que aumenta a tensão de fixação do SPD. Se o cabo for muito longo, essa tensão adicional pode ser suficiente para danificar o equipamento que você está tentando proteger.

6. Devo escolher um SPD com a classificação Imax mais alta?
Não necessariamente. Embora um Imax elevado indique robustez, a corrente de descarga nominal (In) é um melhor indicador de durabilidade e vida útil. Para a maioria das aplicações fotovoltaicas, um SPD do tipo 2 com In=20kA / Imax=40kA é uma escolha equilibrada e padrão.

7. O sistema de aterramento afeta minha escolha de SPD?
Com certeza. O SPD desvia a corrente de surto para o aterramento, portanto, um sistema de aterramento de baixa impedância é essencial para que ele funcione de maneira eficaz. A configuração de aterramento do sistema (por exemplo, aterramento positivo ou negativo, flutuante) também determina o esquema de conexão específico do SPD necessário.

8. Que certificações devo procurar?
Certifique-se de que o SPD esteja certificado de acordo com as normas relevantes. Para aplicações fotovoltaicas, verifique a conformidade com a norma IEC 61643-31 ou UL 1449. Essas certificações garantem que o dispositivo foi testado quanto à segurança e desempenho em cenários específicos para energia solar.

Conclusão: um investimento crítico

Dimensionar e selecionar um SPD CC não é uma tarefa trivial. É um processo sistemático que equilibra parâmetros elétricos, condições ambientais e posicionamento estratégico. Como vimos, as principais conclusões são claras:

• Calcule o MCOV com uma correção de temperatura Voc(máx.) and a safety factor.
• Choose a Para cima value well below your equipment’s withstand voltage.
• Use a cascading strategy, respecting the 10-meter rule.
• Keep connection leads as short as possible.
• Routinely inspect the status indicators.

The initial cost of a high-quality, properly specified DC SPD is minuscule compared to the cost of a replacement inverter and the associated generation losses. By treating surge protection as the critical investment it is, you safeguard the operational integrity and financial viability of your solar project for decades to come.