El papel crítico de los dispositivos de protección de sobretensiones (SPDS) en las cajas de combinadores fotovoltaicos: guía de selección y mejores prácticas

Introducción: el núcleo vulnerable de las matrices fotovoltaicas

Las cajas de combinadores fotovoltaicos sirven como el sistema nervioso de las plantas de energía solar, recolectando múltiples salidas de cadenas de CC antes de alimentarlas a los inversores. Estos nodos críticos están constantemente expuestos a amenazas de rayos y oleadas eléctricas que pueden paralizar sistemas fotovoltaicos enteros. Los dispositivos de protección de aumento de alta calidad (SPDS) actúan como la primera línea de defensa, salvaguardando el equipo por valor de cientos de miles de dólares.

Capítulo 1: Por qué los SPD son esenciales para los sistemas fotovoltaicos

1.1 Vulnerabilidades únicas de matrices fotovoltaicas

Exposición constante: los sistemas en la azotea y montados en el suelo están naturalmente expuestos a descargas atmosféricas.

Riesgos de circuito de CC: a diferencia de los sistemas de CA, los arcos de CC carecen de puntos naturales de cruce cero, lo que hace que los eventos de aumento más peligrosos.

Electrónica sensible: los componentes en los inversores modernos pueden dañarse por voltajes solo un 20% por encima del valor nominal.

1.2 Consecuencias de una protección inadecuada

Daño inmediato: el 72% de las fallas de los inversores se remonta a sobretensiones de voltaje (informe Solaredge 2023).

Degradación oculta: las olas menores repetidas pueden reducir la vida útil del módulo hasta en un 30%.

Riesgos de incendio: las fallas de arco de CC representan el 43% de los incendios relacionados con la energía solar (datos NFPA 2022).

Capítulo 2: Consideraciones clave para la selección de SPD en aplicaciones fotovoltaicas

2.1 Parámetros de rendimiento crítico

Voltaje nominal: ≥1.2 veces el voltaje máximo del sistema (según IEC 61643-31).

Corriente de secreción nominal (in): ≥20ka para SPDS tipo 1 (por UL 1449, cuarta edición).

Corriente de descarga máxima (IMAX): ≥40ka (según IEC 61643-11).

Tiempo de respuesta: <25 nanosegundos (según EN 50539-11).

Temperatura de funcionamiento: -40 ° C a +85 ° C (por UL 96A).

2.2 tipos de SPD para diferentes aplicaciones

Tipo 1 (Clase I): para ubicaciones con riesgos de ataque directo (por ejemplo, sistemas de azotes).

Tipo 2 (clase II): para protección secundaria (por ejemplo, sistemas comerciales montados en tierra).

Tipo combinado 1+2: ideal para grandes plantas a escala de utilidad.

Modelos específicos de DC: diseñados para aplicaciones fotovoltaicas con marcas de polaridad.

Capítulo 3: Mejores prácticas para la instalación

3.1 Colocación estratégica

Puntos de instalación obligatorios:

Terminales de entrada de cuadro combinador (por cadena).

Aguas arriba de las desconexiones de DC.

Terminales de entrada del inversor DC.

Puntos de protección adicionales recomendados:

Combinadores de subrayos.

A lo largo de largas ejecuciones de cable (> 30 metros).

3.2 Normas de cableado

Tamaño del conductor: Cobre mínimo de 6 mm² (para 20ka SPDS).

Longitud de la ruta: Mantenga conexiones SPD <0.5 metros.

Requisitos de conexión a tierra: utilice conductores de conexión a tierra dedicados (≥10 mm²).

Topología de conexión: configuración de estrella para evitar bucles de tierra.

Capítulo 4: Criterios de mantenimiento y reemplazo

4.1 Mantenimiento preventivo

Cheques trimestrales:

Inspeccionar ventanas del indicador de estado (verde/rojo).

Realizar termografía infrarroja (aumento de temperatura <15k).

Registro de los contadores de strike (si está equipado).

Pruebas anuales:

Prueba de resistencia de aislamiento (> 1 MΩ).

Medición de resistencia al suelo (<10 Ω).

Prueba de voltaje residual por profesionales.

4.2 Directrices de reemplazo

Disparadores de reemplazo inmediato:

Daño físico visible (grietas, marcas de quemaduras).

El indicador de estado se pone rojo.

El recuento de rayos de rayo excede el valor nominal.

Pruebas de rendimiento fallidas.

Intervalos de reemplazo recomendados:

Áreas costeras: 5 años.

Zonas de alta luz: 7 años.

Regiones estándar: 10 años.

Capítulo 5: Conceptos erróneos comunes y recomendaciones de expertos

5.1 malentendidos típicos

Mito: "Los relámpagos eliminan la necesidad de SPD".

HECHO: Las bierras de relámpagos solo protegen contra ataques directos, no en oleadas inducidas.

Trap de costos: usando SPDS de CA no específicos de PV.

Consecuencia: Incapacidad para interrumpir DC seguir corrientes.

5.2 Asesoramiento de expertos

Adopte una arquitectura de protección de tres niveles: SPDS en la matriz, la caja del combinador y los niveles del inversor.

Elija modelos con contactos de señalización remotos para integración con sistemas de monitoreo.

Para sistemas de 1500V, verifique la capacidad de ruptura de CC del SPD.

Vuelva a evaluar la capacidad de SPD existente durante las expansiones del sistema.

A medida que los voltajes del sistema fotovoltaico aumentan a 1500V, la tecnología SPD de próxima generación está evolucionando con tres tendencias clave: mayor absorción de energía (hasta 100ka), características de advertencia más inteligentes (monitoreo habilitado para IoT) y diseños modulares más compactos. Seleccionar productos certificados por TUV Rheinland para aplicaciones fotovoltaicas y después de los estándares IEC 62305 para la protección a nivel del sistema asegura que las plantas de PV puedan resistir rayos a lo largo de su vida útil de 25 años. Recuerde: en seguridad fotovoltaica, la protección contra sobretensiones de alta calidad no es un gasto: es la inversión de mitigación de riesgos más rentable.