Como escolher um DPS CC para instalações solares em Espanha

Os sistemas fotovoltaicos solares estão expostos a sobretensões transitórias causadas pela atividade de raios nas proximidades, operações de comutação e perturbações transmitidas através de circuitos elétricos conectados. Estes eventos podem danificar inversores, equipamentos de monitorização, caixas de junção e outros componentes sensíveis.

Escolher o DPS CC correto para instalações solares na Espanha requer mais do que apenas corresponder um dispositivo à tensão nominal do sistema. Projetistas e instaladores também devem considerar a tensão máxima de circuito aberto fotovoltaico, a classificação do DPS, a capacidade de descarga, o nível de proteção de tensão, o esquema de aterramento do sistema, a distância dos cabos, o local de instalação e as normas aplicáveis.

No entanto, escolher um DPS CC envolve mais do que apenas corresponder um dispositivo a uma tensão nominal do sistema. Projetistas e instaladores também devem considerar a tensão máxima de circuito aberto fotovoltaico, a classificação do DPS, a capacidade de descarga, o nível de proteção de tensão, o esquema de aterramento do sistema, a distância dos cabos, o local de instalação e as normas aplicáveis.

Este guia explica como escolher um DPS CC para instalações solares na Espanha e identifica as informações técnicas que devem ser confirmadas antes de solicitar um orçamento.

Por que os sistemas fotovoltaicos solares precisam de proteção contra surtos CC

Os módulos fotovoltaicos e seus cabos de conexão são normalmente instalados em grandes áreas expostas. Longos percursos de cabos CC podem atuar como caminhos pelos quais sobretensões transitórias induzidas por raios e relacionadas a manobras chegam ao inversor.

Um surto não precisa necessariamente originar-se de um raio direto na matriz fotovoltaica. Raios próximos podem induzir tensões transitórias nos cabos CC, enquanto operações de manobra dentro da instalação também podem criar perturbações elétricas.

Um DPS CC é projetado para:

• Limitar a tensão transitória a um nível aceitável
• Desviar a corrente de surto para o sistema de aterramento de proteção
• Reduzir o estresse elétrico no isolamento do inversor
• Proteger a caixa de junção (combiner box) e os componentes de monitoramento
• Reduzir a probabilidade de tempo de inatividade causado por danos relacionados a surtos

Um DPS não substitui um fusível, disjuntor, seccionador, sistema de aterramento ou sistema de proteção contra descargas atmosféricas externo. Cada dispositivo desempenha uma função de proteção diferente e deve ser coordenado como parte do projeto fotovoltaico completo.

Regulamentos e normas relevantes para a Espanha

As instalações elétricas de baixa tensão na Espanha são regidas pelo Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, comumente conhecido como REBT. O projeto aplicável também deve considerar as instruções técnicas atuais, especificações do projeto, requisitos locais e normas referenciadas pelo regulamento.

A lista oficial de normas da Espanha associadas ao REBT inclui:

• UNE-EN 61643-31 – Requisitos e métodos de ensaio para DPS utilizados em instalações fotovoltaicas
• UNE-EN 61643-11 – Requisitos e métodos de ensaio para DPS ligados a sistemas de potência de baixa tensão
• UNE-HD 60364-4-443 – Proteção contra sobretensões transitórias de origem atmosférica ou causadas por manobras

Para aplicações fotovoltaicas internacionais, os seguintes documentos IEC também são importantes:

• IEC 61643-31 – Requisitos e métodos de ensaio para DPS no lado CC de instalações fotovoltaicas
• IEC 61643-32 – Princípios de seleção e aplicação para DPS CC fotovoltaicos
• IEC 60364-7-712 – Requisitos de instalação elétrica para sistemas de alimentação fotovoltaica

A norma IEC 61643-31 aplica-se a DPS ligados ao lado CC de instalações fotovoltaicas com tensões nominais até 1.500 V CC.

Os requisitos do projeto podem diferir de acordo com o tipo de instalação, avaliação de risco, localização, design do inversor, sistema de proteção contra descargas atmosféricas externas e requisitos das autoridades espanholas ou do instalador autorizado. Portanto, a seleção do produto deve ser confirmada pelo projetista do projeto ou por um profissional eletricista qualificado.

Passo 1: Calcular a Tensão Fotovoltaica Máxima

O primeiro parâmetro de seleção é a tensão de operação contínua máxima do DPS para o sistema fotovoltaico, normalmente identificada como Ucpv.

Não selecione um DPS apenas de acordo com a tensão nominal de operação do inversor.

A tensão máxima de uma string fotovoltaica depende de:

• Número de módulos conectados em série
• Tensão de circuito aberto do módulo, ou Voc
• Temperatura mais baixa esperada no local
• Coeficiente de temperatura do módulo
• Fatores de segurança de projeto exigidos pelo projeto

A tensão do módulo fotovoltaico aumenta à medida que a temperatura cai. Portanto, a tensão de circuito aberto máxima em condições de frio da string completa pode ser superior ao seu valor sob condições de teste padrão.

A Ucpv do DPS deve ser adequada para a tensão máxima que pode ocorrer continuamente através do arranjo fotovoltaico.

Classes de tensão típicas

Estes são exemplos de aplicação, não regras de seleção automática. A tensão final do DPS deve basear-se na tensão fotovoltaica máxima calculada e no diagrama de ligação do fabricante.

A seleção de um DPS com uma Ucpv insuficiente pode causar operação prematura, sobreaquecimento ou desconexão. A seleção de uma tensão nominal desnecessariamente superior à necessária pode resultar num nível de proteção de tensão mais elevado e numa proteção menos eficaz para equipamentos sensíveis.

Passo 2: Escolha o Tipo 1, Tipo 2 ou Tipo 1+2

Os DPS para sistemas fotovoltaicos são normalmente classificados de acordo com a corrente de surto que foram concebidos para suportar.

DPS CC tipo 2

Um DPS de Tipo 2 é habitualmente utilizado para proteger contra surtos de raios induzidos e sobretensões de manobra.

As aplicações típicas incluem:

• Sistemas fotovoltaicos residenciais em telhados
• Matrizes fotovoltaicas comerciais em telhados
• Quadros de junção CC
• Quadros de distribuição de matrizes
• Entradas CC de inversores
• Sistemas onde não se espera corrente direta de raio no local do DPS

Dispositivos Tipo 2 são normalmente especificados usando a corrente nominal de descarga Em e a corrente máxima de descarga Imax, com base em uma forma de onda de corrente de 8/20 μs.

DPS CC tipo 1

Um DPS Tipo 1 é projetado para descarregar corrente parcial de raio. Pode ser necessário onde o projeto de proteção contra raios indica que a corrente de raio pode entrar na instalação elétrica.

A seleção do Tipo 1 está tipicamente associada a:

• Edifícios equipados com sistema de proteção contra descargas atmosféricas externo
• Instalações onde a distância de separação necessária não pode ser mantida
• Sistemas fotovoltaicos de escala industrial expostos
• Locais identificados pela avaliação de risco de descargas atmosféricas
• Pontos onde correntes parciais de descarga atmosférica direta podem entrar em circuitos CC

A capacidade do Tipo 1 é normalmente expressa usando corrente de descarga de impulso Iimp, baseada em uma forma de onda de 10/350 μs.

Tipo 1+2 DC SPD

Um DPS Tipo 1+2 combina proteção contra correntes de descarga atmosférica e surtos induzidos em um único dispositivo.

Pode ser considerado para:

• Locais fotovoltaicos expostos
• Entradas de inversores que requerem proteção combinada
• Instalações com proteção externa contra descargas atmosféricas
• Projetos que especificam desempenho de Tipo 1 e Tipo 2 no mesmo local

O tipo de DPS deve ser selecionado de acordo com o conceito de proteção contra descargas atmosféricas do projeto. Não deve ser escolhido apenas porque um número de tipo mais alto parece ser mais potente.

Passo 3: Comparar In, Imax, Iimp e Up

Diferentes classificações de DPS descrevem diferentes aspectos de desempenho.

Corrente nominal de descarga: In

Em indica a corrente que um DPS Tipo 2 pode descarregar repetidamente sob as condições de teste especificadas, normalmente utilizando uma forma de onda de 8/20 μs.

É uma das principais classificações utilizadas ao comparar DPS Tipo 2.

Corrente máxima de descarga: Imax

Imax é a corrente máxima de descarga de 8/20 μs que o DPS pode suportar sob as suas condições de teste especificadas.

Uma classificação Imax elevada, por si só, não prova que um DPS é adequado para uma instalação específica. Deve ser considerada em conjunto com In, Up, Ucpv, comportamento em curto-circuito, esquema de ligação e a norma de teste aplicável.

Corrente de descarga de impulso: Iimp

Iimp é utilizada para dispositivos Tipo 1 e Tipo 1+2 e representa a capacidade de corrente de impulso de raio utilizando uma forma de onda de 10/350 μs.

Quando a proteção Tipo 1 for necessária, compare o valor de Iimp por polo ou modo de proteção de acordo com a especificação do projeto.

Nível de proteção de tensão: Up

Para cima indica a tensão residual que aparece nos terminais do DPS durante o teste de descarga especificado.

O valor Up deve ser inferior ao nível de suportabilidade ao impulso do equipamento a ser protegido. Os cabos de conexão também adicionam tensão durante um surto, portanto, o nível de proteção efetivo no inversor pode ser superior ao valor de catálogo do DPS.

É por isso que conexões curtas e diretas do DPS são essenciais.

Passo 4: Confirmar a configuração do sistema fotovoltaico.

Um circuito CC fotovoltaico pode ser flutuante, aterrado funcionalmente ou configurado de acordo com uma topologia de inversor específica. O DPS deve utilizar um arranjo de conexão adequado para esse sistema.

Antes de selecionar o número de polos ou modos de proteção, confirme:

• Configuração do condutor positivo
• Configuração do condutor negativo
• Ligação PE
• Se algum dos polos CC está ligado à terra
• Método de isolamento e monitorização do inversor
• Topologia de cablagem SPD necessária
• Número de entradas MPPT
• Número de strings e caixas de junção

Não assuma que um SPD CA com uma tensão semelhante pode ser utilizado no lado CC fotovoltaico. Os sistemas fotovoltaicos possuem características específicas de tensão contínua e corrente de falha. O dispositivo deve ser concebido e testado para aplicações fotovoltaicas CC de acordo com a norma IEC/UNE-EN 61643-31.

Passo 5: Verificar os requisitos de curto-circuito e proteção de retaguarda

Um DPS fotovoltaico deve ser capaz de se desconectar com segurança caso atinja o fim da sua vida útil.

Os parâmetros importantes incluem:

• Capacidade de suportar curto-circuito fotovoltaico
• Desconectador térmico interno
• Fusível de retaguarda a montante necessário
• Proteção de retaguarda máxima admissível
• Corrente de falta prospectiva disponível
• Coordenação com fusíveis gPV ou disjuntores CC

O fusível de backup externo não deve ser selecionado apenas com base no tamanho físico do DPS. Siga a ficha técnica do fabricante do DPS e verifique a compatibilidade com a corrente da string fotovoltaica e as características de falha do sistema.

O DPS protege contra sobretensões transitórias. O fusível gPV ou o disjuntor CC protege contra condições de sobrecorrente e curto-circuito. Um dispositivo não pode substituir o outro.

Passo 6: Selecione o local de instalação correto

Locais típicos para DPS CC incluem:

• Arranjo fotovoltaico ou string box
• Caixa combinadora de CC
• Quadro de distribuição CC principal
• Entrada CC do inversor
• Ambas as extremidades de uma rota longa de cabos CC

O arranjo mais adequado depende do comprimento do cabo, da exposição, do projeto de proteção contra descargas atmosféricas, do nível de suportabilidade do equipamento e da avaliação de risco do projeto.

Para uma instalação compacta em telhado com rotas curtas de cabos CC, um DPS Tipo 2 próximo ao inversor pode fornecer a proteção necessária quando permitido pelo projeto.

Para rotas mais longas entre o arranjo fotovoltaico e o inversor, podem ser necessários DPS coordenados em ambas as extremidades. Isso reduz a tensão que pode se desenvolver ao longo do cabo e melhora a proteção dos equipamentos em cada local.

Algumas orientações de projeto do setor utilizam aproximadamente 10 metros como um ponto no qual a coordenação adicional deve ser considerada. Isso não deve ser tratado como uma regra universal para todas as instalações na Espanha. O posicionamento final deve seguir a norma de projeto aplicável, a avaliação de risco, o roteamento dos cabos e as instruções do fabricante do equipamento.

Passo 7: Mantenha as conexões do DPS curtas

Mesmo um DPS com a classificação correta pode oferecer proteção insuficiente se for instalado com cabos longos ou mal roteados.

Durante um surto, a indutância do cabo cria uma tensão adicional. Portanto, condutores mais longos podem aumentar a tensão total que chega ao inversor.

Boas práticas de instalação incluem:

• Manter os condutores o mais curtos e diretos possível
• Evitar laços de cabo desnecessários
• Passar as conexões positiva, negativa e de PE de forma apropriada
• Utilizar a bitola de condutor especificada pelo fabricante
• Fornecer uma conexão de PE confiável
• Evitar curvas acentuadas sempre que possível
• Separar condutores protegidos de não protegidos
• Seguir exatamente o diagrama de ligação do SPD

O objetivo é reduzir o comprimento total da conexão e minimizar o nível de proteção efetivo no equipamento protegido.

Passo 8: Considere o invólucro e o ambiente

Os módulos SPD para trilho DIN não oferecem proteção externa automaticamente. A sua proteção ambiental depende do invólucro no qual são instalados.

Para sistemas fotovoltaicos em telhados e ao ar livre em Espanha, verifique:

• Grau de proteção IP do invólucro
• Faixa de temperatura ambiente
• Exposição aos raios UV
• Risco de condensação
• Ventilação
• Altitude
• Nível de poluição
• Requisitos de torque dos terminais
• Acessibilidade para inspeção e substituição

As classificações declaradas do DPS aplicam-se sob as condições operacionais indicadas em sua ficha técnica. Temperaturas internas elevadas no quadro devem ser consideradas, especialmente em invólucros externos expostos à luz solar direta.

Passo 9: Planejar Inspeção e Substituição

Os DPS não são componentes permanentes e isentos de manutenção. Seus elementos de proteção podem se deteriorar após repetidos eventos de surto.

Recursos de manutenção úteis incluem:

• Indicador visual de status
• Cartucho plugável substituível
• Contato de sinalização remota
• Identificação clara do modelo e da tensão
• Montagem acessível em trilho DIN

O módulo deve ser inspecionado de acordo com o plano de manutenção e após atividade significativa de raios ou um evento de surto conhecido.

Substitua o módulo quando:

• O indicador de status mostrar fim de vida útil
• O seccionador térmico tiver operado
• Houver sinais de superaquecimento ou danos
• O dispositivo falha na inspeção ou no teste
• A substituição é exigida pelas instruções do fabricante

Isole sempre o circuito CC relevante e siga os procedimentos de trabalho seguros antes da inspeção ou substituição.

Tabela de Seleção Prática

Esta tabela é apenas um guia preliminar. Ela não substitui a avaliação de risco do projeto ou o trabalho de um projetista elétrico autorizado.

Informações a enviar ao solicitar uma cotação de DPS CC

Fornecer informações técnicas completas ajuda o fornecedor a selecionar o produto correto e evita atrasos.

Envie os seguintes detalhes:

1. País e localização do projeto
2. Aplicação residencial, comercial, industrial ou em escala de concessionária
3. Tensão máxima calculada da string fotovoltaica
4. Tensão nominal do sistema CC
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. Esquema de aterramento
10. Inverter model and number of MPPT inputs
11. Local de instalação
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.

Erros comuns na seleção de DPS CC

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

Como escolher um DPS CC para instalações solares em Espanha

Selecting a suitable DPS CC correto para instalações solares na Espanha 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.

Perguntas frequentes

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.

If your project has already reached the stage of deciding between Type 1, Type 2 and Type 1+2 protection, continue with our detailed guide to Type 1 vs Type 2 SPD for solar PV in Spain.

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.