Guía técnica para el diseño de protección contra sobretensiones en sistemas fotovoltaicos: DPS en los lados CC y CA, UCPV, UOC MAX, ISCPV, clases, SPDA, distancias, coordinación y mantenimiento.
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Los sistemas fotovoltaicos requieren un enfoque específico para la protección contra sobretensiones. El lado de corriente continua no es una simple extensión del cuadro de baja tensión en corriente alterna: el arreglo FV funciona como una fuente de corriente, puede operar con cientos o miles de voltios en corriente continua, presenta una tensión de circuito abierto dependiente de la temperatura y tiene un comportamiento de falla diferente del encontrado en circuitos CA convencionales. Por ello, el DPS utilizado en el lado CC debe estar destinado explícitamente a aplicaciones fotovoltaicas y seleccionarse dentro de la arquitectura completa del sistema.
La protección adecuada tampoco termina en el lado CC. Un sistema fotovoltaico reúne el arreglo, strings, cajas de conexión, cables, inversor, cuadro CA, sistema de puesta a tierra, equipotencialización, eventualmente SPDA, comunicaciones, monitorización e interfaces con otros sistemas del edificio. Una sobretensión puede entrar o inducirse por más de un camino. La solución de ingeniería debe coordinar los DPS de los lados CC y CA, los dispositivos integrados en el inversor, las líneas de señal y las medidas de protección contra descargas atmosféricas.
La ABNT NBR IEC 61643-32:2022 proporciona los principios específicos de selección, instalación y coordinación de los DPS en instalaciones fotovoltaicas, mientras que la ABNT NBR IEC 61643-31:2022 establece requisitos y métodos de ensayo para los DPS destinados al lado CC. La ABNT NBR 16690:2019 trata los requisitos de diseño de los arreglos fotovoltaicos y la ABNT NBR 5419-4:2026 integra el sistema en la lógica más amplia de Medidas de Protección contra Sobretensiones, Zonas de Protección contra Rayos, equipotencialización, encaminamiento y coordinación de DPS.
Dimensionar correctamente la protección significa responder, entre otras, a las siguientes cuestiones: qué sobretensión puede llegar al arreglo y al inversor; qué clase de ensayo es necesaria; qué valor de UCPV soporta la mayor tensión de circuito abierto en las condiciones de servicio; qué corriente de sobretensión debe conducirse; qué ISCPV es compatible con la corriente de cortocircuito disponible; dónde deben instalarse los DPS; cuándo es necesaria una segunda etapa; y cómo se integra la protección con el SPDA, la puesta a tierra y las líneas de comunicación.
Por qué la protección contra sobretensiones en sistemas fotovoltaicos es diferente
El lado CC de una instalación fotovoltaica presenta características eléctricas específicas. La ABNT NBR 16690 destaca que los arreglos FV pueden producir y mantener arcos eléctricos con corrientes que no son mucho mayores que las corrientes normales de operación. La ABNT NBR IEC 61643-31, a su vez, considera en los ensayos que los generadores fotovoltaicos se comportan como fuentes de corriente, que su salida varía con la irradiancia y la temperatura y que la corriente de cortocircuito es solo ligeramente superior a la corriente en el punto de máxima potencia.
Esta característica cambia la forma de evaluar la falla de un DPS. Un varistor degradado puede entrar en un estado de baja impedancia, pero la corriente resultante no siempre será suficiente para provocar la actuación rápida de un fusible dimensionado únicamente para la condición de máxima irradiancia. La protección de fin de vida y el comportamiento OCFM o SCFM, tratados por las normas específicas para DPS FV, se convierten así en una parte importante de la seguridad del sistema.
Además, el lado CC puede operar hasta 1.500 V en instalaciones cubiertas por las ABNT NBR IEC 61643-31 y 61643-32. La tensión real del arreglo no es constante: la tensión de circuito abierto aumenta en condiciones de baja temperatura. Por tanto, seleccionar un DPS únicamente por la tensión nominal indicada en el inversor o por la suma de tensiones en condiciones STC puede dar lugar a una UCPV insuficiente.
Para los parámetros generales del dispositivo, consulte DPS: qué es, para qué sirve, clases, dimensionamiento e instalación.
Qué equipos y circuitos necesitan protección
El análisis debe considerar el sistema completo y no solamente la entrada del inversor. En una arquitectura típica intervienen módulos, strings, subarreglos, string boxes, cables CC, entradas del inversor, salida CA, cuadros, estructuras metálicas, puesta a tierra, equipotencialización, SPDA, RS-485, Ethernet, sensores meteorológicos, supervisión y otros servicios metálicos asociados.
Esto evita un error recurrente: instalar DPS únicamente en el lado CA del inversor y asumir que toda la instalación está protegida.
De dónde proceden las sobretensiones en una instalación fotovoltaica
La ABNT NBR IEC 61643-32 relaciona diferentes orígenes de sobretensión. Dentro de la nomenclatura de la serie de protección contra descargas atmosféricas, pueden existir fuentes asociadas a descargas directas sobre la estructura, descargas próximas a la estructura, descargas sobre las líneas eléctricas y descargas próximas a las líneas. A ello se suman las sobretensiones de maniobra originadas en la red y los fenómenos asociados a la propia electrónica de potencia.
En un arreglo instalado en cubierta, los cables CC normalmente recorren zonas expuestas, próximas a la estructura metálica de los módulos y, en muchos casos, al SPDA. El campo electromagnético de una descarga cercana puede inducir tensiones significativas en los lazos formados por el cableado. Por ello, la ABNT NBR 16690 determina que los conductores positivos y negativos de una misma serie, junto con los conductores de tierra/equipotencialización asociados, se agrupen para minimizar el área del lazo.
En instalaciones mayores, la combinación de largas distancias, múltiples puestas a tierra y conexiones entre estructuras modifica la distribución de las corrientes impulsivas. En una planta fotovoltaica en campo libre, la evaluación no debe limitarse a repetir la solución adoptada en una cubierta de edificio.
El DPS del lado CC no es el mismo producto utilizado en el lado CA
El DPS conectado al lado CC del generador fotovoltaico debe estar destinado explícitamente a este servicio y cumplir la ABNT NBR IEC 61643-31. La norma establece requisitos de rendimiento y seguridad específicos para fuentes FV, incluidas las condiciones de operación continua, corriente permanente, comportamiento en falla, desconexión y ensayos con fuentes que reproducen el comportamiento de un arreglo fotovoltaico.
Los DPS conectados al lado CA de la instalación, por su parte, se encuadran en la ABNT NBR IEC 61643-11 y en los criterios aplicables a la red de baja tensión.
Esta distinción es esencial porque la corriente continua no presenta un cruce natural por cero en cada semiciclo, y la extinción del arco es más crítica. Además, la relación entre la corriente de operación y la corriente de cortocircuito del arreglo es diferente de la de una fuente CA convencional.
UCPV: la tensión máxima de operación continua del DPS fotovoltaico
En el lado CC, el parámetro central de tensión continua es UCPV. La ABNT NBR IEC 61643-32 establece que la tensión máxima de operación continua para todos los modos de protección del DPS debe ser mayor o igual que la tensión máxima de circuito abierto del arreglo fotovoltaico en todas las condiciones de servicio:
UCPV ≥ UOC MAX
Este requisito parece sencillo, pero el cálculo de UOC MAX exige cuidado. El valor de Voc del catálogo del módulo normalmente se informa en condiciones de ensayo normalizadas. La tensión del módulo aumenta cuando disminuye la temperatura de la célula.
La temperatura más baja de la instalación puede determinar el DPS
La ABNT NBR 16690 establece que la tensión máxima del arreglo debe considerar la Voc corregida para la menor temperatura de operación esperada. Cuando el fabricante proporciona coeficientes de temperatura, estos deben utilizarse. Para determinados módulos de silicio, la norma también proporciona factores de corrección cuando esta información no está disponible.
Por tanto, especificar un “DPS de 1.000 Vcc” únicamente porque el inversor se denomina comercialmente como de 1.000 V puede ser inadecuado si la UOC MAX corregida supera la tensión admisible del dispositivo.
La memoria de cálculo debe registrar el número de módulos en serie, Voc, coeficiente de temperatura o factor normativo, temperatura mínima de diseño, UOC MAX resultante, UCPV del DPS por modo de protección y tensión máxima admisible del inversor y de los demás componentes.
UCPV y los modos de protección +/−, +/tierra y −/tierra
Los sistemas fotovoltaicos pueden no estar puestos a tierra, disponer de puesta a tierra funcional o presentar topologías específicas definidas por el inversor. La ABNT NBR IEC 61643-32 muestra diferentes esquemas internos de conexión de los DPS para fuentes FV puestas a tierra y no puestas a tierra.
El proyectista no debe analizar únicamente la tensión entre positivo y negativo. En determinadas condiciones de falla, los potenciales de +/tierra y −/tierra pueden desplazarse. El fabricante del DPS debe declarar un comportamiento compatible con los modos en los que se utilizará el dispositivo.
Up y Uw: no basta con soportar la tensión continua
UCPV responde a la pregunta de qué tensión puede soportar continuamente el DPS. No informa de la tensión que se presentará al equipo durante la sobretensión.
El nivel de protección de tensión Up debe compararse con la tensión soportada a impulso Uw del equipo protegido. La ABNT NBR IEC 61643-32 recomienda, de forma general y conforme a las condiciones descritas en la norma, un margen en el que Up sea menor o igual a 0,8 veces Uw.
La ABNT NBR 5419-4:2026 profundiza este concepto al tratar el nivel efectivo de protección en el ramal, Up/f, que incluye no solo el Up de catálogo, sino también la caída inductiva en los conductores de conexión del DPS.
Up/f: por qué un buen DPS puede proteger mal cuando se instala incorrectamente
Para DPS limitadores de tensión, la ABNT NBR 5419-4:2026 considera, de forma simplificada:
Up/f = Up + ΔU
La componente ΔU depende de la longitud, la geometría, la forma de onda y la corriente conducida por los cables de conexión. Como referencia de orden de magnitud para DPS en la entrada de una instalación, la norma presenta aproximadamente 0,1 kV por kA por metro. Así, una conexión de 1 m que conduzca 10 kA puede añadir aproximadamente 1 kV al nivel efectivo.
Por ello las normas insisten en conexiones cortas. En la protección fotovoltaica, la ABNT NBR IEC 61643-32 recomienda que la longitud total de los cables de conexión del DPS sea lo menor posible y, preferentemente, no superior a 0,5 m en las configuraciones contempladas.
Corriente de descarga: In, Iimp e Imax en el sistema FV
La corriente de descarga debe definirse en función de la clase y de la solicitación esperada en el punto. No se debe elegir la capacidad mediante la regla genérica “cuantos más kA, mejor”.
Para DPS Clase II en aplicaciones cubiertas por la ABNT NBR IEC 61643-32, la corriente nominal de descarga In mínima indicada es de 5 kA, forma de onda 8/20 µs, por modo de protección. Valores superiores pueden aumentar el margen y la vida útil, pero deben guardar relación con el entorno de sobretensiones y con los demás parámetros.
Cuando pueden circular por el sistema corrientes parciales de descargas atmosféricas directas, entran en juego los criterios de Clase I e Iimp. La selección depende de la arquitectura del SPDA, del nivel de protección, de la división de corriente y de la configuración de la instalación.
El artículo DPS de 20 kA, 40 kA, 45 kA o 60 kA profundiza en la diferencia entre In, Imax e Iimp.
Cuándo utilizar Clase I o Clase II en sistemas fotovoltaicos
La decisión depende principalmente del origen de la solicitación y de la integración con el SPDA. La ABNT NBR IEC 61643-32 diferencia escenarios sin SPDA externo, instalaciones con SPDA que mantienen la distancia de separación e instalaciones con SPDA en las que esa distancia no puede mantenerse.
Sin SPDA externo, la protección contra sobretensiones inducidas normalmente conduce al empleo de DPS Clase II en el lado CC, además de la protección necesaria en el lado CA.
Cuando existe SPDA y se mantiene la distancia de separación, se reduce la posibilidad de circulación directa de corriente de descarga por el sistema FV. Cuando la distancia de separación no puede mantenerse, la estructura metálica del arreglo debe integrarse en la equipotencialización y pueden circular corrientes parciales por los circuitos asociados; en esta condición se requieren DPS ensayados en Clase I en los puntos correspondientes de la arquitectura.
La diferencia entre los regímenes de ensayo se desarrolla en DPS Clase 1, Clase 2 y Clase 3.
Distancia de separación del SPDA: un dato de diseño
En una cubierta con módulos fotovoltaicos y SPDA, la distancia de separación influye directamente en la arquitectura de protección contra sobretensiones. Cuando es posible mantener la separación entre el sistema de captación/bajantes y las estructuras metálicas y cables del FV, se reduce la probabilidad de circulación directa de corriente de descarga por caminos no deseados.
Cuando la separación no puede cumplirse, la interconexión equipotencial deja de ser opcional y los conductores deben soportar la parte de corriente prevista. La selección de los DPS también pasa a considerar Clase I y la energía correspondiente.
Este es un punto en el que el diseño del SPDA y el diseño fotovoltaico deben coordinarse. Instalar posteriormente módulos sobre un edificio protegido por SPDA sin reevaluar captadores, distancias, bajantes, equipotencialización y MPS puede modificar las premisas originales de protección.
Para la integración sistémica entre SPDA, ZPR, DPS y protección de los sistemas internos, consulte NBR 5419-4: SPDA interno, DPS y protección de sistemas.
¿El sistema fotovoltaico comparte la cubierta con un SPDA o no cumple la distancia de separación?
El Diseño de Medidas de Protección contra Sobretensiones (MPS) coordina SPDA, corriente parcial de descarga, Clase I/II, equipotencialización, encaminamiento, DPS CC/CA y protección de las interfaces del inversor antes de la implantación.
Dónde instalar DPS en el lado CC
La ubicación debe proteger tanto el inversor como el arreglo, considerando la longitud del tramo entre ambos. La ABNT NBR IEC 61643-32 utiliza 10 m como referencia importante.
Cuando la distancia entre el arreglo y el inversor es inferior a 10 m, un conjunto de DPS puede ser suficiente en determinadas condiciones. Cuando esta distancia es igual o superior a 10 m, normalmente se requieren dos conjuntos de DPS en el lado CC: uno próximo al inversor y otro próximo al arreglo o al extremo correspondiente del circuito.
Los puntos pueden ubicarse en string box, caja de conexión, cuadro CC, entrada CC del inversor o cuadro intermedio. La decisión debe respetar la arquitectura real, no una regla universal de instalación.
Dónde instalar DPS en el lado CA
En el lado CA, el sistema fotovoltaico se relaciona con la instalación de baja tensión del edificio o de la planta. La protección debe considerar el cuadro principal, el punto de conexión y el inversor.
La ABNT NBR IEC 61643-32 recomienda un DPS próximo al origen de la instalación eléctrica. Cuando la distancia entre este DPS y el inversor sea igual o superior a 10 m, se recomienda un DPS adicional adyacente al inversor. La lógica es coherente con la ABNT NBR 5410 y con la ABNT NBR 5419-4: cuanto mayor sea la longitud y el área de lazo entre el DPS y el equipo, mayor será la posibilidad de tensión inducida y propagación.
¿El DPS interno del inversor elimina la necesidad de un DPS externo?
No necesariamente. La ABNT NBR 16690 reconoce que determinadas unidades de acondicionamiento de potencia o inversores incorporan protección contra sobretensiones, pero establece que todavía pueden ser necesarios DPS externos. Cuando existen ambos, la coordinación entre la protección incorporada y el DPS externo debe verificarse con el proveedor del equipo.
El dato “el inversor dispone de DPS Clase II” no es suficiente para eliminar el análisis externo. Es necesario saber dónde está conectado el elemento, qué Up y UCPV presenta, qué In/Iimp soporta, cuál es su arquitectura de falla, qué distancia existe hasta la entrada de los cables y si se declara coordinación con el DPS externo.
ISCPV: la corriente nominal de cortocircuito del DPS en el lado CC
ISCPV es un parámetro fundamental y frecuentemente ignorado. La ABNT NBR IEC 61643-32 establece que la corriente nominal de cortocircuito del DPS debe ser mayor o igual que la corriente máxima de cortocircuito del grupo fotovoltaico en el punto de instalación:
ISCPV ≥ ISC MAX
La corriente de falla disponible depende del número de strings en paralelo, la irradiancia, la topología y otras fuentes conectadas. En sistemas con baterías, las corrientes pueden ser mucho mayores y deben considerarse requisitos adicionales.
El DPS y su desconectador deben ser capaces de alcanzar un modo de falla seguro en las condiciones posibles del generador FV. La protección no debe dimensionarse únicamente para interrumpir la corriente más elevada; también debe funcionar cuando la irradiancia es baja.
OCFM y SCFM: cómo debe fallar de forma segura un DPS fotovoltaico
La ABNT NBR IEC 61643-31 y la ABNT NBR IEC 61643-32 tratan dos comportamientos de falla relevantes.
OCFM — Open-Circuit Failure Mode: el DPS evoluciona hacia alta impedancia o circuito abierto. Se pierde la protección contra sobretensiones, pero el componente degradado se retira del circuito de forma segura.
SCFM — Short-Circuit Failure Mode: el DPS evoluciona hacia baja impedancia o un cortocircuito seguro en las condiciones previstas, lo que exige que la arquitectura sea compatible con esta condición.
No todos los sistemas fotovoltaicos o tecnologías de inversor pueden admitir un cortocircuito permanente a tierra. La especificación debe respetar los datos del fabricante y la configuración eléctrica del arreglo.
La protección de respaldo en corriente continua exige un análisis específico
En el lado CA, la relación entre DPS, interruptor automático/fusible, corriente de cortocircuito y continuidad se detalla en DPS e interruptor automático.
En el lado CC fotovoltaico, también debe considerarse la característica de la fuente FV. La corriente de cortocircuito no aumenta en la misma proporción observada en fuentes de baja impedancia, y la extinción del arco es más difícil. La ABNT NBR 16690 llama la atención sobre la posibilidad de que un fusible dimensionado para la corriente máxima del arreglo no desconecte un DPS degradado en condiciones de baja irradiancia.
La especificación debe seguir la configuración ensayada y declarada por el fabricante, incluido el desconectador interno o externo, fusibles y demás elementos necesarios.
Coordinación entre DPS en los lados CC y CA
La presencia de varios DPS no garantiza una protección coordinada. Los dispositivos deben repartir la energía y limitar la tensión de forma compatible con su posición y con los equipos protegidos.
La coordinación debe considerar clase de ensayo, energía/corriente esperada, Up y Up/f, UCPV en el lado CC y Uc en el lado CA, distancia entre etapas, impedancia del cableado, tecnología de los DPS, protección interna del inversor e instrucciones del fabricante.
El artículo Coordinación de DPS profundiza específicamente en esta responsabilidad.
Puesta a tierra y equipotencialización en el sistema fotovoltaico
El DPS no elimina la sobretensión: crea un camino controlado para la corriente impulsiva y limita las diferencias de potencial. Esto exige una referencia equipotencial de baja impedancia y una arquitectura coherente de puesta a tierra.
La ABNT NBR 16690 diferencia la puesta a tierra funcional, la puesta a tierra para protección contra descargas atmosféricas y la equipotencialización de partes conductoras. Cuando exista un electrodo de puesta a tierra separado para el arreglo FV, debe interconectarse con el terminal principal de tierra de la instalación.
Más importante que memorizar una sección de conductor es identificar su función eléctrica: unión equipotencial convencional, conducción de corriente inducida, conducción de corriente parcial de descarga o función equivalente a un conductor de bajada.
¿La puesta a tierra y la equipotencialización del sistema fotovoltaico no están documentadas o se han ampliado con el tiempo?
El Diseño de Puesta a Tierra permite verificar y compatibilizar electrodos, conductores de protección, equipotencialización, estructuras metálicas e interfaces con el SPDA/MPS antes de especificar los caminos de descarga de los DPS.
Consulte también Puesta a Tierra y Equipotencialización.
Encaminamiento y reducción del área de lazo
La ABNT NBR 16690 determina la agrupación de los conductores positivos y negativos y de los conductores de tierra/equipotencialización asociados. Esta medida reduce el área del lazo y, en consecuencia, la tensión inducida por el campo magnético de la descarga atmosférica.
En términos de MPS, la ABNT NBR 5419-4 trata el encaminamiento y el apantallamiento como medidas básicas de protección, junto con la equipotencialización, los DPS coordinados y las interfaces aislantes.
Cables CC largos y protección adicional
La ABNT NBR 16690 recomienda especial atención a los conductores largos; los cables principales extensos del arreglo pueden requerir DPS adicionales o medidas de apantallamiento. Este criterio complementa la referencia de 10 m de la ABNT NBR IEC 61643-32 para la ubicación de etapas.
Las líneas de señal, monitorización y comunicación también deben incluirse en el diseño
Un inversor o sistema de supervisión puede estar protegido en la alimentación y seguir siendo vulnerable a través de un puerto metálico de comunicación. La ABNT NBR IEC 61643-32 determina que, cuando se requieren DPS para los circuitos de potencia, también deben considerarse los circuitos de señal y telecomunicaciones que forman parte del sistema FV.
En este análisis se incluyen Ethernet metálico, RS-485, sensores meteorológicos, entradas digitales y analógicas, comunicación entre inversores, líneas hacia el sistema de supervisión o SCADA y equipos externos.
Para esta interfaz, consulte DPS para líneas de datos, CCTV, automatización y telecomunicaciones.
Instalación en cubierta con SPDA
En cubiertas, la primera pregunta es si el sistema fotovoltaico puede mantener la distancia de separación con respecto al SPDA externo. Si puede, la solución preferente es evitar el acoplamiento directo de la corriente de descarga a las estructuras del FV. Si no puede, la estructura metálica de los módulos debe integrarse conforme al diseño del SPDA y de la equipotencialización, y la selección de DPS Clase I debe considerar corrientes parciales de descarga.
La instalación posterior de FV sobre una cubierta existente debe provocar una revisión del diseño de protección contra descargas atmosféricas siempre que modifique la geometría, los captadores, las distancias, las partes metálicas o las rutas eléctricas relevantes.
Plantas fotovoltaicas en campo libre
Las plantas sobre suelo presentan otra lógica. La ABNT NBR IEC 61643-32 trata específicamente las instalaciones extensas con múltiples puestas a tierra y sistema de puesta a tierra en malla. La distribución de corriente depende de la topología física, las puestas a tierra, la resistividad del suelo, las longitudes de cable, el número de caminos y la impedancia de los DPS.
En sistemas complejos, la norma admite que se utilicen programas de redes transitorias para calcular la división prevista de la corriente. Esto significa que una especificación normalizada de “DPS de 40 kA en cada string box” puede ser técnicamente pobre.
Sistemas con microinversores
Los microinversores reducen o eliminan largos tramos CC en alta tensión, pero no eliminan la necesidad de protección contra sobretensiones. La arquitectura pasa a involucrar múltiples equipos distribuidos por la cubierta, conectados mediante circuitos CA y frecuentemente asociados a líneas de comunicación.
Deben evaluarse la posición de los microinversores, la extensión de la red CA en la cubierta, la proximidad del SPDA, la puesta a tierra de las estructuras, la protección en el cuadro CA, la necesidad de DPS distribuidos y las interfaces de comunicación.
Sistemas con baterías y almacenamiento
La presencia de baterías altera radicalmente la corriente de cortocircuito disponible en el lado CC. La ABNT NBR IEC 61643-31 declara que los DPS para sistemas FV con almacenamiento no están cubiertos directamente por su alcance.
Por tanto, un sistema híbrido no debe tratarse aplicando el mismo DPS del arreglo a los circuitos de batería. Es necesario analizar la norma aplicable al almacenamiento, las características del fabricante, la tensión máxima, la corriente de cortocircuito, el modo de puesta a tierra y la coordinación con los convertidores.
Cómo elaborar la especificación técnica de DPS para un sistema FV
Una especificación de ingeniería debe ir más allá de “DPS CC 1.000 V 40 kA”. Debe establecer aplicación, norma de producto, clase, UCPV/Uc, UOC MAX, Up, In/Iimp, ISCPV/ISCCR, modo de protección, comportamiento de falla, indicación de estado, coordinación, conexión y ambiente.
Estos datos deben aparecer de forma coherente en el diagrama unifilar, los detalles típicos, la memoria de cálculo y la lista de materiales.
Errores comunes en diseños de protección contra sobretensiones fotovoltaicas
| Error | Consecuencia técnica |
|---|---|
| Usar un DPS CA en el lado CC | Ignora los requisitos específicos de corriente continua, comportamiento de falla y UCPV aplicables al sistema fotovoltaico. |
| Elegir UCPV sin corregir la tensión de circuito abierto por temperatura | Puede someter el DPS a una tensión continua superior a su capacidad en las condiciones reales de servicio. |
| Confiar únicamente en el DPS interno del inversor | La protección incorporada puede no tener capacidad, ubicación o coordinación suficientes para las sobretensiones previstas en el arreglo. |
| Usar una única etapa en tramos largos | Las grandes distancias entre arreglo, inversor y cuadro pueden requerir un DPS adicional y control de Up/Up-f. |
| Ignorar la distancia de separación del SPDA | Puede introducir corrientes parciales de descarga en la estructura metálica y modificar la clase y la capacidad requeridas de los DPS. |
| Mantener conexiones largas o grandes áreas de lazo | Aumenta las caídas inductivas y las sobretensiones inducidas, reduciendo el rendimiento efectivo de la protección. |
| Ignorar las líneas de comunicación y monitorización | Permite que la sobretensión atraviese el equipo por una interfaz metálica no protegida. |
| Tratar la puesta a tierra del sistema FV como un electrodo aislado | Crea referencias de potencial incompatibles y compromete la equipotencialización, el SPDA y la coordinación de las MPS. |
Inspección de DPS en sistemas fotovoltaicos existentes
Una inspección técnica debe verificar más que el indicador verde/rojo del módulo. El levantamiento debe registrar fabricante, modelo, clase, norma, UCPV/Uc, In, Iimp, Imax cuando sean aplicables, Up, ISCPV/ISCCR, modo de falla, desconectador, estado del indicador, posición física, distancia hasta arreglo/inversor/cuadro, longitudes de cable, secciones, encaminamiento, coordinación con otros DPS, protección interna del inversor, SPDA, distancia de separación, puesta a tierra, equipotencialización y protección de las líneas de señal.
Un DPS puede estar íntegro y, aun así, estar técnicamente mal dimensionado.
¿Hay DPS, inversores o módulos de protección con fallas recurrentes sin una causa documentada?
La Inspección, Diagnóstico y Adecuación de DPS y MPS verifica UCPV, ISCPV, clase, protección de respaldo, distancias, puesta a tierra, equipotencialización, SPDA y coordinación antes de definir sustituciones o adecuaciones.
Mantenimiento y fin de vida
La ABNT NBR IEC 61643-32 establece que la instalación debe permitir la inspección fácil de los DPS. Su estado debe incorporarse a las rutinas de mantenimiento del sistema FV. En instalaciones críticas o de difícil acceso, un contacto remoto de señalización puede ser útil para indicar la pérdida de protección.
No debe asumirse una vida útil fija en años ni un número universal de sobretensiones. La degradación depende de la energía y la frecuencia de los eventos, la temperatura, TOV, la tecnología del DPS y las condiciones de instalación.
Documentación que debería permanecer con la instalación
Una protección auditable debe producir y mantener un diagrama unifilar actualizado, plano de ubicación de los DPS, memoria de cálculo de UOC MAX y UCPV, criterios de In/Iimp y clase, verificación de Up/Up-f y Uw, criterios de ISCPV/ISCCR y desconectadores, integración con SPDA, detalles de equipotencialización, lista de modelos y sustitutos equivalentes, criterios de coordinación y registros de inspección y sustitución.
Cuándo el problema exige un diseño de MPS y no solo la sustitución de DPS
La sustitución puntual puede ser suficiente cuando existe un diseño válido, el nuevo dispositivo es técnicamente equivalente y ninguna premisa ha cambiado. Fuera de estas condiciones, la sustitución aislada puede ocultar una deficiencia sistémica.
El análisis debe tratarse como un problema de diseño cuando existan SPDA y arreglo FV compartiendo cubierta, no se cumpla la distancia de separación, haya múltiples cuadros e inversores, cables extensos, planta en campo libre, historial recurrente de fallas, sistemas de comunicación vulnerables, cambios de potencia/número de strings, sustitución del inversor, integración de baterías o documentación inexistente.
En estos casos, la protección debe coordinarse dentro de una arquitectura completa de Medidas de Protección contra Sobretensiones, y no tratarse como una compra aislada de componentes.
Síntesis: cómo especificar DPS en los lados CC y CA de un sistema fotovoltaico
Una secuencia robusta de ingeniería consiste en: caracterizar el arreglo, inversores, tensiones, strings, distancias e interfaces; calcular UOC MAX considerando la menor temperatura de diseño; definir UCPV de los DPS CC; evaluar SPDA, fuentes de sobretensión y distancia de separación; determinar Clase I o II y la corriente In/Iimp; verificar Up y Uw; evaluar Up/f, longitudes y encaminamiento; verificar ISCPV/ISCCR y comportamiento de falla; definir la ubicación de las etapas en los lados CC y CA, incluida la referencia de 10 m; coordinar DPS externos, internos del inversor y protección de señal; compatibilizar puesta a tierra, equipotencialización y SPDA; y documentar criterios, detalles constructivos, inspección y mantenimiento.
El resultado esperado no es simplemente “un DPS en cada cuadro”. Es una arquitectura en la que cada camino metálico relevante dispone de protección compatible, la corriente de sobretensión encuentra un recorrido controlado hacia la equipotencialización y la tensión residual en los terminales permanece por debajo de la soportabilidad de los equipos que se pretende preservar.
Referencias técnicas
[1] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. ABNT NBR IEC 61643-32:2022 — Dispositivos de protección contra sobretensiones de baja tensión — Parte 32: DPS conectado al lado de corriente continua de instalaciones fotovoltaicas — Principios de selección y aplicación. Consulte la edición vigente en el Catálogo ABNT.
[2] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. ABNT NBR IEC 61643-31:2022 — DPS para uso específico en corriente continua — Requisitos y métodos de ensayo para DPS de instalaciones fotovoltaicas. Consulte la edición vigente en el Catálogo ABNT.
[3] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. ABNT NBR 16690:2019 — Instalaciones eléctricas de arreglos fotovoltaicos — Requisitos de diseño. Consulte la edición vigente en el Catálogo ABNT.
[4] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. ABNT NBR 5419-4:2026 — Protección contra descargas atmosféricas — Parte 4: Sistemas eléctricos y electrónicos internos a la estructura. Consulte la edición vigente en el Catálogo ABNT.
Preguntas frecuentes
El DPS del lado CC debe estar destinado explícitamente a aplicaciones fotovoltaicas y cumplir la ABNT NBR IEC 61643-31. La selección debe verificar UCPV, Up, In/Iimp, ISCPV, clase, modos de protección y comportamiento de falla.
Como regla general, no es una sustitución técnicamente válida. El lado CC exige un DPS específico para la fuente fotovoltaica, con requisitos propios de ensayo, tensión continua, cortocircuito y falla.
UCPV es la tensión máxima de operación continua para aplicaciones fotovoltaicas. Para todos los modos de protección del DPS, debe ser mayor o igual que la tensión máxima de circuito abierto UOC MAX del arreglo en las condiciones de servicio.
La tensión máxima del arreglo debe considerar la suma de las tensiones de circuito abierto de los módulos en serie corregida para la menor temperatura de operación esperada, conforme a los datos del fabricante o a los criterios aplicables de la ABNT NBR 16690.
La ABNT NBR IEC 61643-32 utiliza 10 m como referencia importante. Cuando la distancia entre el arreglo y el inversor es igual o superior a 10 m, normalmente se requieren dos conjuntos de DPS, uno próximo a cada extremo protegido.
No necesariamente. La ABNT NBR 16690 prevé que todavía pueden ser necesarios DPS externos y que debe verificarse la coordinación entre la protección incorporada al inversor y los dispositivos externos.
La Clase I es necesaria cuando pueden circular por el sistema corrientes parciales de descargas atmosféricas directas, como en configuraciones con SPDA en las que no se mantiene la distancia de separación. La arquitectura e Iimp deben determinarse según el escenario.
ISCPV es la corriente nominal de cortocircuito del DPS para aplicaciones fotovoltaicas. Debe ser mayor o igual que la corriente máxima de cortocircuito prevista en el punto de instalación del dispositivo.
La inductancia de los conductores añade tensión al nivel de protección efectivo. Las conexiones largas pueden elevar Up/f y reducir significativamente la protección incluso cuando el DPS presenta un buen valor Up de catálogo.
No. Deben evaluarse ambos lados. El lado CC utiliza DPS específicos para FV y el lado CA sigue los criterios aplicables a las redes de baja tensión, con coordinación entre las etapas.
Cuando se requiere protección contra sobretensiones, también deben evaluarse las interfaces metálicas de señal y telecomunicaciones. Un equipo puede recibir una sobretensión por un puerto de comunicación incluso con la alimentación protegida.
Es necesario verificar modelo, norma, UCPV/Uc, Up, clase, In/Iimp, ISCPV/ISCCR, posición, distancias, conexiones, coordinación, SPDA, puesta a tierra, protección de señal y cambios de la instalación.
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