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 indicates the residual voltage that appears across the SPD during the specified discharge test.

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
• Caixa combinadora de CC
• Main DC distribution cabinet
• Entrada CC do 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
• Exposição aos raios UV
• Condensation risk
• Ventilação
• Altitude
• 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. 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.

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

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.

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.