A proteção contra surtos em sistemas fotovoltaicos exige uma abordagem integrada entre DPS no lado de corrente contínua, DPS no lado de corrente alternada, proteção de linhas de sinal, SPDA, aterramento, equipotencialização e manutenção. Em sistemas FV, especialmente em telhados, coberturas metálicas e usinas em solo, a simples instalação de um DPS genérico não garante proteção adequada. É necessário selecionar dispositivos compatíveis com as características do arranjo fotovoltaico, com a suportabilidade dos equipamentos e com o nível de exposição a descargas atmosféricas e manobras elétricas.
Sistemas fotovoltaicos reúnem condições que aumentam a exposição a sobretensões transitórias: módulos instalados em áreas abertas ou elevadas, longos trechos de cabos em corrente contínua, estruturas metálicas, inversores com eletrônica sensível, quadros de proteção, sistemas de monitoramento e, em muitos casos, integração com redes de comunicação. Por isso, a proteção contra surtos deve ser tratada como parte do projeto elétrico, e não como um acessório instalado ao final da obra.
Entenda como especificar DPS no lado CC e CA de sistemas fotovoltaicos, considerando NBR IEC 61643-32, SPDA, aterramento, equipotencialização e manutenção.
Confira!
O que são surtos elétricos e por que eles afetam sistemas fotovoltaicos
Surtos elétricos são sobretensões transitórias de curta duração, normalmente associadas a descargas atmosféricas, chaveamentos na rede elétrica, manobras de cargas indutivas, faltas, acoplamentos eletromagnéticos e descargas eletrostáticas. Embora durem pouco tempo, podem atingir amplitudes suficientes para degradar ou danificar inversores, módulos eletrônicos, fontes auxiliares, placas de comunicação, controladores, sensores e medidores.
Em uma instalação fotovoltaica, o surto pode atingir o sistema por diferentes caminhos: pelos cabos de corrente contínua das strings, pelo lado de corrente alternada conectado ao quadro de distribuição, pelo sistema de aterramento, por estruturas metálicas, por cabos de comunicação ou por acoplamento eletromagnético em condutores longos. Essa multiplicidade de caminhos explica por que a proteção deve ser coordenada e distribuída em pontos estratégicos.
Do ponto de vista prático, os surtos podem atuar em modo comum, entre condutores ativos e terra, ou em modo diferencial, entre condutores ativos. Ambos são relevantes em sistemas fotovoltaicos. O modo comum costuma estar associado à elevação de potencial do sistema de aterramento e às descargas atmosféricas; o modo diferencial pode ocorrer entre polos CC, fases ou fase-neutro, dependendo da arquitetura elétrica.
Particularidades elétricas dos sistemas fotovoltaicos
O lado de corrente contínua de uma instalação fotovoltaica tem comportamento diferente do lado de corrente alternada. O arranjo FV opera com tensão contínua elevada, dependente da quantidade de módulos em série, da temperatura dos módulos e da tensão de circuito aberto. Em dias frios e com alta irradiância, a tensão de circuito aberto pode aumentar de forma significativa em relação às condições nominais.
Por esse motivo, o DPS instalado no lado CC deve ser específico para aplicação fotovoltaica. Não basta selecionar um DPS pela tensão nominal aparente: é necessário verificar a tensão máxima de operação contínua para sistemas FV, a capacidade de interrupção em corrente contínua, a corrente de curto-circuito presumida do arranjo, o nível de proteção em tensão e o comportamento seguro em fim de vida.
Outro ponto crítico é que a fonte fotovoltaica não se comporta como uma fonte linear convencional. Mesmo com correntes inferiores às de grandes sistemas CA, a corrente contínua impõe exigências específicas de extinção de arco e desconexão segura. Isso torna inadequado o uso de DPS de corrente alternada no lado CC do sistema FV.
Como a existência de SPDA muda a proteção do sistema FV
A presença de um SPDA externo altera diretamente a estratégia de proteção contra surtos. Em uma edificação sem SPDA, a seleção e a localização dos DPS dependem da exposição da instalação, dos comprimentos dos cabos, da suportabilidade dos equipamentos e das condições de aterramento. Em uma edificação com SPDA, é necessário avaliar se a distância de separação entre o SPDA e os componentes do sistema FV é mantida.
Quando a distância de separação é mantida, busca-se evitar que parte significativa da corrente da descarga atmosférica seja conduzida pelo sistema fotovoltaico. Mesmo assim, os efeitos induzidos e a elevação de potencial continuam relevantes, exigindo DPS adequadamente instalados e coordenados.
Quando a distância de separação não pode ser mantida, ou quando a própria estrutura FV é integrada à equipotencialização do SPDA, o projeto deve considerar a possibilidade de correntes parciais de descarga circularem por partes do sistema. Nesse caso, os DPS podem precisar suportar solicitações mais severas, e a ligação equipotencial passa a ser elemento central da proteção.
Em usinas fotovoltaicas em solo, o cenário é ainda mais sensível. A área exposta é maior, os cabos são mais longos, a malha de aterramento costuma ser extensa e há múltiplos pontos de conexão entre estruturas metálicas, caixas de junção, inversores, transformadores, sistemas de monitoramento e subestações. Para entender melhor a lógica de captação e zonas protegidas em SPDA, consulte também o artigo da A3A sobre método da esfera rolante na NBR 5419.
Onde instalar DPS em um sistema fotovoltaico
A localização dos DPS deve considerar o caminho provável do surto, a distância entre os equipamentos e a fronteira entre zonas de proteção. No lado CC, os DPS podem ser instalados em string boxes, caixas de junção, quadros CC e junto à entrada CC do inversor. Quando há grande distância entre o arranjo FV e o inversor, pode ser necessária proteção em mais de um ponto.
No lado CA, os DPS normalmente são avaliados na saída do inversor, nos quadros de distribuição, no quadro geral e no ponto de conexão com a instalação elétrica ou com a rede da concessionária. A proteção deve considerar tanto surtos vindos da rede quanto surtos induzidos ou conduzidos a partir do próprio sistema FV.
As linhas de sinal não devem ser esquecidas. Cabos RS-485, Ethernet, sensores meteorológicos, dataloggers, interfaces de comunicação, sistemas supervisórios, medidores e redes de monitoramento podem se tornar caminho de entrada de surtos. Em muitos casos, um inversor protegido no circuito de potência continua vulnerável por portas de comunicação sem proteção adequada.
Como selecionar DPS para o lado CC fotovoltaico
A seleção do DPS no lado CC deve começar pela confirmação de que o dispositivo é próprio para sistemas fotovoltaicos. O parâmetro UCPV deve ser compatível com a tensão máxima do arranjo FV, calculada considerando a tensão de circuito aberto dos módulos e as condições de temperatura mais desfavoráveis. Um DPS subdimensionado pode operar de forma indevida ou falhar prematuramente.
O nível de proteção em tensão, indicado por Up, deve ser menor que a suportabilidade dos equipamentos protegidos, respeitando também as condições reais de instalação. Condutores muito longos entre o DPS e o equipamento protegido elevam a tensão residual efetiva nos terminais do equipamento, reduzindo a eficiência da proteção.
A corrente nominal de descarga In e a corrente de impulso Iimp devem ser selecionadas conforme o tipo de exposição e o cenário de instalação. Sistemas com SPDA externo, especialmente quando a distância de separação não é mantida, tendem a exigir DPS com maior capacidade de suportar correntes associadas a descargas atmosféricas. A classe de ensaio do DPS não deve ser escolhida por hábito, mas pelo risco e pela topologia da instalação.
Também é necessário verificar a corrente de curto-circuito presumida do sistema FV, a configuração de aterramento, os modos de proteção, o tipo de invólucro, a instalação ao tempo, o grau de proteção IP, a proteção de retaguarda, os desligadores e a indicação de estado. Em sistemas críticos, a sinalização remota de falha pode ser recomendada para facilitar manutenção e reduzir tempo de exposição sem proteção.
Como selecionar DPS para o lado CA
No lado CA, o DPS deve ser selecionado conforme o esquema de aterramento, a tensão da instalação, o nível de exposição, a presença de SPDA, a localização do inversor, a distância até o quadro de distribuição e a coordenação com outros DPS já existentes. A proteção no lado CA é especialmente importante porque surtos vindos da rede elétrica podem atingir o inversor, e surtos originados no sistema FV podem se propagar para a instalação da edificação.
Os principais parâmetros de seleção incluem tensão máxima de operação contínua, nível de proteção em tensão, corrente nominal de descarga, corrente de impulso quando aplicável, suportabilidade a sobretensões temporárias e compatibilidade com dispositivos de proteção de retaguarda. Também devem ser respeitados os requisitos do fabricante do inversor e as condições de instalação indicadas no projeto elétrico.
A coordenação entre DPS de entrada, DPS intermediários e DPS próximos ao inversor deve evitar lacunas de proteção e esforços indevidos. Em instalações com quadros distantes, a proteção em apenas um ponto pode não ser suficiente. A lógica correta é proteger as interfaces relevantes, principalmente quando há transição entre áreas externas e internas ou entre zonas de proteção contra raios.
Aterramento, equipotencialização e roteamento de cabos
O DPS depende de um caminho eficiente para escoar a corrente de surto e limitar a diferença de potencial entre os pontos protegidos. Por isso, aterramento e equipotencialização não são elementos acessórios; eles fazem parte do próprio desempenho da proteção contra surtos.
As conexões entre DPS, barramento de proteção e sistema de aterramento devem ser curtas, diretas e com baixa impedância. Em surtos, a impedância dos condutores e o arranjo físico da instalação têm grande influência. Curvas desnecessárias, laços extensos, cabos paralelos mal roteados e condutores longos podem aumentar a tensão efetiva aplicada ao equipamento protegido.
As estruturas metálicas dos módulos, trilhos, eletrocalhas, string boxes, quadros e massas metálicas devem ser analisadas dentro da estratégia de equipotencialização. Em usinas em solo, a malha de aterramento, a distribuição dos inversores e a interligação das estruturas precisam ser tratadas de forma coordenada.
Sistemas em telhado e usinas em solo: diferenças práticas
| Critério | Sistema em telhado | Usina em solo |
|---|---|---|
| Exposição | Alta, associada à edificação e à cobertura | Muito alta, com grande área exposta |
| SPDA | Pode existir na edificação ou ser exigido por análise de risco | Normalmente requer estudo específico e integração ampla |
| Aterramento | Integrado ao sistema da edificação | Malha extensa, múltiplos pontos e interligações |
| DPS no lado CC | String box e/ou proximidade do inversor | String boxes, inversores, caixas de junção e pontos estratégicos |
| DPS no lado CA | Saída do inversor e quadros da edificação | Inversores, quadros, transformadores e conexão com subestação |
| Comunicação | Datalogger, inversor e rede local | SCADA, meteorologia, medição, controle e telecomunicações |
| Manutenção | Inspeção periódica mais simples | Plano recorrente e rastreável de inspeção e substituição |
Erros comuns na proteção contra surtos em sistemas fotovoltaicos
- Instalar DPS de corrente alternada no lado CC do sistema FV.
- Selecionar DPS sem verificar UCPV, Up, In, Iimp e ISCPV.
- Instalar o DPS longe do equipamento que deveria proteger.
- Usar condutores de conexão longos, com laços ou trajetos inadequados.
- Proteger o circuito de potência e esquecer linhas de comunicação.
- Não considerar a existência de SPDA externo ou a distância de separação.
- Não coordenar DPS instalados em diferentes quadros.
- Ignorar aterramento, equipotencialização e roteamento dos cabos.
- Não prever inspeção, sinalização de falha e substituição após eventos severos.
- Escolher DPS apenas por custo, sem análise de aplicação.
Inspeção, manutenção e documentação
DPS são componentes de proteção sujeitos a desgaste e fim de vida. Depois de eventos de surto, principalmente associados a descargas atmosféricas, o dispositivo pode ter atuado e perdido parcial ou totalmente sua capacidade de proteção. Por isso, a inspeção periódica é indispensável.
A manutenção deve incluir inspeção visual, verificação dos indicadores de estado, reaperto de conexões quando aplicável, conferência de invólucros, avaliação de sinais de aquecimento, medição do sistema de aterramento quando pertinente e substituição dos módulos de DPS que apresentem indicação de falha. Em sistemas maiores, é recomendável registrar eventos, trocas e inspeções em relatório técnico.
A documentação do projeto deve indicar a localização dos DPS, parâmetros especificados, diagramas elétricos, detalhes de aterramento e equipotencialização, critérios de coordenação, instruções de manutenção e normas adotadas. Essa documentação facilita operação, auditorias, comissionamento, manutenção e futuras expansões do sistema.
Conclusão
A proteção contra surtos em sistemas fotovoltaicos deve ser pensada como um conjunto de medidas coordenadas. O DPS correto no lado CC protege o arranjo fotovoltaico e a entrada do inversor; o DPS no lado CA protege a interface com a instalação elétrica; os DPS de sinal reduzem a vulnerabilidade das comunicações; e o aterramento, a equipotencialização e o SPDA garantem a base física para que a proteção funcione de forma eficaz.
Em projetos fotovoltaicos, especialmente em edificações com SPDA ou usinas em solo, a especificação deve ser feita com base normativa e análise técnica. A escolha inadequada do DPS pode gerar falsa sensação de segurança, aumento de falhas, perda de disponibilidade e danos a equipamentos de alto valor.
A A3A Engenharia atua no desenvolvimento, revisão e compatibilização de projetos elétricos, SPDA, aterramento e proteção contra surtos para sistemas fotovoltaicos e instalações críticas. Para uma abordagem segura, o ideal é integrar a proteção contra surtos desde a fase de projeto, evitando correções tardias em campo.
