Sobretensión: principales problemas en las instalaciones fotovoltaicas

Actualizado el 15 de octubre de 2025

Los inversores fotovoltaicos incorporan cada vez más tecnologías y facilidades para monitorizar y detectar problemas, con distintos tipos de alertas para cada posible anomalía identificada. Por lo tanto, sus indicaciones facilitan el análisis por parte de los técnicos encargados de corregir el problema.

Sin embargo, tener más información sobre el sistema puede no ser beneficioso si la persona responsable del análisis no comprende las causas raíz de cada error. Los manuales de los equipos, por ejemplo, contienen listas de varios códigos de error, como se ilustra a continuación.

En este artículo abordaremos los tres errores más comunes que llegan al soporte técnico, todos ellos indican anormalidades en la instalación y requieren análisis y corrección en campo. La mayoría de los errores mencionados y presentados en las alertas del inversor se relacionan con un problema en la instalación y no en el inversor, que solo lo identificó.

Recordando que los códigos varían para cada fabricante, sin embargo el concepto detrás de la causa del error es el mismo para la gran mayoría de alertas generadas.

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Tabla 1 – Lista de errores en un manual de instalación y operación de un inversor. Fuente: Sungrow

Entre los errores más comunes en sistemas fotovoltaicos que llegan al soporte técnico se encuentran la sobretensión de CA, el funcionamiento en isla y la baja resistencia de aislamiento. Cada uno de estos se abordará exclusivamente en una serie de tres artículos, comenzando con este, donde abordaremos el error de sobretensión, sin duda el más común.

El error de sobretensión, cuando ocurre del lado de la red eléctrica (tensión alterna), representa que el inversor está midiendo en su entrada un valor de tensión por fase mayor que el configurado para protección en el inversor.

Todos los equipos de este tipo tienen una tensión nominal de funcionamiento y un rango límite de variación, definido por normas y resoluciones del ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica), que regula el sector en Brasil, así como la ABNT (Asociación Brasileña de Normas Técnicas).

Según estos, todo inversor fotovoltaico debe necesariamente entrar en protección y apagarse si se alcanzan los valores de la siguiente tabla:

En otras palabras, en una red eléctrica con tensión nominal de 220 V, el inversor actuará como protección contra sobretensión cuando llegue a 242 V y contra subtensión a 176 V. Esto debería ser poco común, pero ocurre con bastante frecuencia en varias instalaciones de Brasil.

¿Y cuál es la razón de esto? Hay algunas razones que pueden provocar un error de sobretensión. Un problema menos común, y sencillo de resolver, es cuando la configuración se realizó de manera incorrecta. Por ejemplo, digamos que la red donde se instaló el sistema es una red rural monofásica de 254 V, común en Brasil.

Si se selecciona la opción informada anteriormente (Vnom=220 V), obviamente el sistema no funcionará, pues la tensión nominal (254 V) ya es superior al valor de protección configurado, siendo necesario ajustar correctamente los valores de protección.

Sin embargo, los casos más habituales no se refieren a esto, sino al propio aumento de la tensión alterna que llega al inversor, que se produce por alguna de las dos siguientes opciones: mala alimentación de la red pública o problemas internos en la instalación alterna del sistema fotovoltaico. .

Sin embargo, antes de entrar en los detalles de cada uno, comprendamos cómo se produce la sobretensión. La variación de tensión está relacionada con la corriente que se transportará entre los puntos de la instalación o, en general, entre el generador y la carga. Podemos ilustrarlo de la siguiente manera:

El punto donde se ubica el generador, en nuestro caso representa el inversor fotovoltaico. La carga puede ser el propio consumo interno del cliente o, en los casos donde exista excedente de generación, la energía adicional es transportada hasta la concesionaria, atendiendo a los consumidores vecinos. En ambos casos, al transportar energía entre dos puntos, tenemos una variación de tensión debido a la impedancia o resistencia existente en la sección, obtenida por la 1ª Ley de Ohm:

ΔV=Vgenerador–Vcargar=Zeq*I

Donde Zeq es la impedancia equivalente del circuito e I es la corriente que fluye a través de él. En otras palabras, cuanto mayor sea la corriente que fluye y mayor la impedancia (resistencia) del circuito, mayor será la variación del voltaje. Por eso es tan habitual que los problemas de sobretensión se produzcan principalmente durante las horas punta del sistema fotovoltaico, es decir cuando tenemos el mayor valor de corriente eléctrica circulando por este tramo.

Y por la misma razón, durante periodos de menor generación o cuando el inversor está apagado, la tensión medida es "normal". Por supuesto, no hay flujo de corriente y, en consecuencia, no hay variación de tensión entre puntos. Salvo que lo exija un organismo regulador, reducir la corriente inyectada a la red no es recomendable. Por lo tanto, es importante comprender por qué la impedancia aumenta hasta el punto de disparar el inversor debido a una sobretensión.

Como se mencionó anteriormente, esto se debe a la instalación eléctrica interna a la que está conectado el inversor o a la red eléctrica de la propia compañía eléctrica. En el primer caso, la precaria instalación eléctrica puede deberse a un tramo de cableado muy largo sin una sección transversal adecuada, o a un empalme o conexión en los paneles con mal contacto, generando alta resistencia (puntos calientes), todo lo cual puede causar un pico de tensión significativo.

O bien, algo muy común que suceda: usted (o el ingeniero responsable de la obra) dimensionó correctamente la sección del cable para el inversor, revisó todas las conexiones hasta el panel interno del cliente y todo está bien. Sin embargo, ¿cuál es la calidad y confiabilidad de la red existente, que conecta la estructura general de su cliente con el estándar de entrada? Ese podría ser el problema.

En los casos donde el problema está en la red del concesionario, es muy común que se presente principalmente en redes rurales y redes de final de línea, con menor calidad y confiabilidad en el suministro de energía eléctrica. Los problemas suelen ocurrir en redes eléctricas más antiguas, con menos mantenimiento. Cuando experimentan una alta inyección de corriente por parte de los inversores, no pueden transmitir esta energía a larga distancia con una calidad satisfactoria para mantener los niveles eléctricos requeridos por la norma.

Como ya hemos dicho al principio, el error de sobretensión en la gran mayoría de los casos será un problema de la instalación, no del inversor. Entonces, el primer paso es intentar identificar el origen o causa de la sobretensión en la red eléctrica. Muchos instaladores pasan directamente a ampliar el rango de tensión de trabajo del inversor, ya que la gran mayoría admite tensiones superiores, llegando a valores como los 270 V, por ejemplo. Sin embargo, esto tiene algunas implicaciones:

• Este rango de alto voltaje no siempre hará que el inversor funcione en su punto óptimo, reduciendo la eficiencia del sistema;
• Si hay algún problema en la instalación, tarde o temprano puede empeorar y, aún con el ajuste de sobretensión, el error continúa produciéndose provocando pérdida de rendimiento;
• La tensión, al ajustarse, será alta en el conjunto de la instalación. Por lo tanto, existe riesgo de quemar los equipos electrónicos del cliente, que pueden ser más sensibles a esta variación;
• Los estándares actuales exigen que la protección contra sobretensiones funcione al 10% por encima de la tensión nominal (como se mencionó anteriormente). Cualquier daño a la red eléctrica resultante de estos cambios podrá ser considerado responsable de la unidad consumidora donde el inversor opere fuera de estos límites.

Por lo tanto, debemos comprender los conceptos que causan este aumento y tomar medidas para corregir el problema. Primero, debemos verificar que el diseño eléctrico cumpla con los requisitos mínimos, esté correctamente dimensionado y, con base en esto, determinar si la instalación cumple con el diseño.

Una vez hecho esto, una forma posible de obtener una primera pista sobre la ubicación del problema es medir el voltaje en varios puntos simultáneamente para determinar dónde está cambiando. Por ejemplo:

En la figura superior podemos ver la medida de tensión que se realiza en 3 puntos diferentes de la instalación: en el inversor fotovoltaico, en el cuadro interior de AC del cliente, donde se interconecta el sistema fotovoltaico, y finalmente en el patrón de entrada de la compañía eléctrica. La medición debe realizarse, por supuesto, con el inversor en marcha, ya que es cuando se produce la sobretensión. Con esto podemos tener un diagnóstico inicial de la siguiente manera:

• Aumento de voltaje en la sección entre inversor y panel AC. Posible problema en la instalación fotovoltaica: cables, conexiones, mal apriete, transformadores de mala calidad (alta impedancia), etc.;
• Elevación en la sección del marco de CA – estándar de entrada: Infraestructura existente en el cliente con problemas, ya sea de baja calidad, mal dimensionada, con mala conexión, etc.;
• Elevación “conjunta” en todos los puntos, es decir, desde el inversor hasta el estándar, la tensión se mantiene muy cercana, incluso durante la elevación de tensión. Posible problema de infraestructura en el concesionario.

En los dos primeros bastará con una inspección detallada de la instalación para encontrar el problema y corregirlo. En este último caso, depende de presentar una denuncia a la compañía energética para el refuerzo o reparación de la red, ya que es la única solución permanente en el caso.

Recuerde que al emitir el informe de acceso, el concesionario garantiza que podemos realizar la conexión fotovoltaica con la potencia informada y que la red eléctrica soportará dicho sistema. Un analizador de calidad instalado en el lugar durante un período de tiempo, recopilando información, será de gran valor en esta discusión con ellos.

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Conclusión

La sobretensión no debería ser un problema, sin embargo, es común en los sistemas fotovoltaicos instalados en Brasil. Las redes eléctricas de baja calidad proporcionadas por los concesionarios, especialmente en las localidades más remotas, imposibilitan o perjudican la generación de energía eléctrica mediante inversores. A esto se suman varios errores de instalación, mala calidad de los materiales y equipos utilizados, y tenemos el error más común en los sistemas fotovoltaicos brasileños.

Para colmo de males, en muchos casos la solución que se busca es ajustar los parámetros de protección del inversor a sus límites máximos, tan simplemente como si estuviésemos ajustando la fecha y hora del equipo, sin un análisis previo del problema y sin entender los riesgos. involucrados en este proceso, sin conocer el origen del problema del aumento de voltaje AC.

Estas y otras razones respaldan las quejas cada vez más frecuentes de usuarios finales (clientes) insatisfechos con un producto que sólo debería aportar seguridad y ahorro en sus facturas energéticas.

Estos desafíos resaltan la importancia de invertir en formación en energía solar, donde los profesionales podrán adquirir conocimientos especializados en la identificación y resolución de problemas relacionados con el funcionamiento de sistemas fotovoltaicos. La búsqueda de soluciones adecuadas y la comprensión de los principios subyacentes son esenciales para garantizar la satisfacción del cliente y la eficiencia de los sistemas solares.

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