Riesgos de arco eléctrico en sistemas fotovoltaicos y soluciones de seguridad

El número de sistemas fotovoltaicos instalados en Brasil está aumentando exponencialmente, como ha ocurrido y sigue ocurriendo en varios otros países.

Sin embargo, las instalaciones eléctricas de los sistemas fotovoltaicos tienen algunas particularidades que las diferencian de las instalaciones eléctricas convencionales, de las que hablaremos con más detalle a continuación.

Entre estas particularidades se encuentra el arco eléctrico, que se produce de forma diferente en una parte concreta de la instalación eléctrica de un sistema fotovoltaico.

Las tres principales fallas catastróficas en los paneles fotovoltaicos son fallas a tierra, fallas de línea a línea y arco eléctrico [1]. El calor y la energía de un arco eléctrico pueden provocar descargas eléctricas, quemaduras e incendios, este último de los cuales supone un riesgo aún mayor para las personas y los bienes.

En este artículo hablaremos de qué es un arco eléctrico, cuál es su naturaleza física, cuándo y por qué ocurre, qué tipos de arco eléctrico son, cuál es la diferencia entre un arco de corriente alterna y uno de corriente continua, cuáles son los riesgos específicos del arco en sistemas fotovoltaicos, cómo evitar y/o reducir los riesgos de arcos eléctricos, historia en mercados más maduros, sucesos en Brasil y normativas que tratan el tema.

¿Falta o fracaso? esa es la cuestión

En los sistemas eléctricos, las palabras fallo y fallo no pueden utilizarse como sinónimos, ya que tienen significados diferentes. Un fallo es una desviación inadmisible de al menos una propiedad característica del sistema respecto del estado estándar, aceptable y habitual.

Una falla es una interrupción permanente de la capacidad de un sistema para realizar una función requerida bajo condiciones operativas específicas [2].

Cuando en una instalación o equipo dos o más piezas, que están a diferentes potenciales, entran en contacto accidentalmente, ya sea por fallo de aislamiento entre ellas o con una pieza puesta a tierra, tenemos una avería.

Una falla puede ser directa, cuando las partes realmente se tocan, es decir, cuando hay contacto físico entre ellas, o indirecta cuando no hay contacto físico sino un arco entre las partes [3].

Por lo tanto, en este contexto, una fracaso de aislamiento provocó una Falta indirecto, creando un arco eléctrico. Se dice, en este contexto, porque un arco eléctrico puede no ser accidental sino intencionado.

Por ejemplo, el arco eléctrico puede aplicarse intencionalmente a hornos de arco, soldadura por arco, lámparas de arco eléctrico, entre otros. En este artículo sólo nos ocuparemos del arco eléctrico como Falta.

¿Qué es un arco eléctrico?

Un arco eléctrico es la circulación de corriente a través del aire, provocada por cualquier discontinuidad en los conductores o fallas de aislamiento en conductores adyacentes portadores de corriente [4].

Una gran diferencia de voltaje entre dos puntos separados por sólo un pequeño espacio de aire puede provocar un arco eléctrico [5]. Un arco es una “descarga de plasma” [6].

En otras palabras, un arco eléctrico es el flujo de energía eléctrica a través de un espacio de aire a través de moléculas de gas ionizado.

Normalmente se considera que el aire es un medio no conductor, pero una gran diferencia de potencial (voltaje) entre dos conductores muy cercanos puede hacer que las moléculas de aire se descompongan en sus constituyentes ionizados (llamados plasma), que luego pueden transportar corrientes eléctricas desde un conductor. a otro.

Este flujo de carga (electrones), cuando se mantiene, da como resultado un arco brillante que genera calor, rompiendo el aislamiento del cable y provocando un incendio.

¿Cuál es la diferencia entre un arco CC y un arco CA?

Aunque los arcos eléctricos pueden ocurrir tanto en circuitos de corriente alterna como de corriente continua, los arcos de corriente continua son menos comprendidos y tienden a permanecer más tiempo [5].

En comparación con un sistema de corriente alterna, un arco en un sistema de corriente continua puede conducir a un arco sostenido porque la corriente a través del arco de CC no es periódica y además no es de cruce por cero [4].

En la situación incorrecta, los arcos de CC pueden mantenerse durante un período de tiempo significativo y, debido a que están tan calientes, pueden provocar que casi cualquier material cercano se incendie [5].

¿Por qué se produce el arco eléctrico en los sistemas fotovoltaicos?

En los sistemas fotovoltaicos, la formación de arcos suele producirse en conexiones de cadenas: en conectores entre módulos, en conexiones en la caja de conexiones del módulo y en terminaciones en cajas de cadenas (cajas combinadoras) [7].

También pueden producirse arcos en el módulo fotovoltaico y en los inversores, así como en los circuitos de corriente alterna de la instalación.

Los módulos que utilizan ciertos tipos de encapsulantes o módulos construidos de manera que las celdas estén muy cerca del marco de aluminio pueden experimentar problemas de formación de arcos.

Es por eso que las pruebas de calificación para módulos como Pruebas de calor húmedo y pruebas de corriente de fuga en condiciones húmedas. presentes en IEC 61215 son actualmente requeridos.

Debido al requisito de la presencia de una gran diferencia de voltaje, los módulos fotovoltaicos individuales e incluso los sistemas fotovoltaicos que funcionan a bajo voltaje no son susceptibles a la formación de arcos.

Por otro lado, los sistemas que operan a un voltaje muy alto (>1000 V) tienen muchas más probabilidades de experimentar problemas de arco [5].

En los sistemas de strings tradicionales, mientras brille el sol, tendremos la presencia constante de altos voltajes CC en su techo.

Al convertir la energía de CC a CA al final de la cadena y no directamente en el módulo, se produce y conduce a través del techo un voltaje de hasta 1000 V. Esto puede suponer un peligro grave que puede provocar un arco eléctrico y, en consecuencia, un incendio [8].

¿Cuáles son los tipos de arco eléctrico en los sistemas fotovoltaicos?

Existen tres tipos principales de arcos eléctricos en los circuitos CC de sistemas fotovoltaicos:

• Serie: un arco en serie ocurre cuando una conexión abre circuitos mientras los módulos producen corriente. Cualquier conexión defectuosa o conductor roto en cualquier parte del circuito de CC tiene el potencial de producir un arco.
• Paralelo: los arcos paralelos ocurren cuando dos conductores de polaridad opuesta en el mismo circuito de CC entran en contacto. El voltaje dentro de la mayoría de los módulos es generalmente demasiado bajo para que se produzca un arco paralelo. En los sistemas de cadenas, es más probable que se produzcan arcos paralelos en los conductores, donde a menudo se conducen voltajes más altos a través de los conductores.
• A tierra: los arcos a tierra resultan de una falla de aislamiento; en un lugar si el conjunto está conectado a tierra o en dos lugares si el conjunto no está conectado a tierra. En un conjunto sin conexión a tierra, la primera falla a tierra pone a tierra el conjunto. Normalmente, las rutas de falla a tierra no son capaces de transportar las altas corrientes que se encuentran en los sistemas fotovoltaicos, por lo que las rutas se sobrecalientan y provocan un arco.

¿Cuáles son los riesgos?

Los sistemas fotovoltaicos, particularmente en circuitos de corriente continua, plantean riesgos más allá de los que surgen de los sistemas de energía de corriente alterna convencionales, incluida la capacidad de producir y sostener arcos eléctricos con corrientes que no son mayores que las corrientes operativas normales.

El tipo de arco eléctrico con mayor probabilidad de ocurrir en un sistema fotovoltaico es el arco en serie. Los arcos paralelos son más difíciles de extinguir, pero también es menos probable que se produzcan.

Sin embargo, si un arco en serie no se extingue rápidamente, puede propagarse e involucrar a conductores adyacentes produciendo arcos paralelos [9]. Debido a que los arcos en serie mantienen la trayectoria normal de la corriente, no son detectados por dispositivos de protección contra cortocircuitos o fallas a tierra [7].

Además, se pueden formar arcos eléctricos en un conjunto fotovoltaico con corrientes de falla que no desencadenarían la actuación de un dispositivo de protección contra sobrecorriente [9].

Los problemas de seguridad típicos en los sistemas fotovoltaicos son [10]:

1. El suministro de energía a los módulos fotovoltaicos no se puede cortar (al igual que no es posible apagar el sol), por lo que se deben tomar precauciones especiales para garantizar que las partes vivas no sean accesibles o no puedan tocarse durante la instalación, uso y mantenimiento. En los sistemas fotovoltaicos tradicionales, una serie de módulos fotovoltaicos puede producir una tensión de más de 1000 voltios en corriente continua, en cuyo caso el acceso debe estar restringido únicamente a personas competentes, cualificadas o instruidas;
2. Debido a la posible presencia de alto voltaje de corriente continua en sistemas fotovoltaicos en cadena, un riesgo de arco resulta en una descarga de alta energía que podría provocar un incendio;
3. Riesgo de descarga eléctrica por contacto directo y/o indirecto con piezas energizadas.
4. Falta de conocimientos para trabajar con circuitos de corriente continua en sistemas fotovoltaicos; Es
5. Riesgo de caídas y lesiones por trabajos en altura y manipulación manual durante la instalación de sistemas fotovoltaicos.

Además, como ya se ha comentado, tenemos particularidades que pueden generar problemas que no existen en las instalaciones eléctricas convencionales.

Por ejemplo, la fuente tiene una potencia limitada, lo que dificulta la identificación de fallos en la instalación mediante métodos utilizados convencionalmente en instalaciones eléctricas de corriente alterna.

Además, los circuitos de corriente continua permanecen energizados cuando se exponen a la radiación solar, incluso cuando el sistema fotovoltaico está desconectado de la red eléctrica e incluso si el inversor fotovoltaico está apagado;

Estas características aumentan significativamente el riesgo de descargas eléctricas, que suelen ser mucho más graves debido a los altos voltajes y al riesgo de incendio provocado por las altas temperaturas generadas por los arcos eléctricos.

¿Cuáles son las soluciones de seguridad?

Las soluciones para mitigar los riesgos de descargas eléctricas, arcos eléctricos y en consecuencia incendios están muy maduras, incluso estando estandarizadas:

(i) sistema de monitoreo del aislamiento del circuito de CC [11] e interrupción automática;
(ii) Sistema de monitoreo de corriente de fuga para instalaciones fotovoltaicas [11] e interrupción automática;
(iii) Sistema de apagado rápido del conjunto fotovoltaico [12];
(iv) Dispositivos de protección fusibles protectores en conjuntos fotovoltaicos [9], y;
(v) Sistema de detección e interrupción de arco de CC, conocido como AFCI (del inglés: Arc-Fault Circuit Interrupter) [13, 14, 15].

Los arcos en serie son detectados por dispositivos que miden las corrientes del circuito y buscan un espectro de alta frecuencia con una firma característica de la ionización y la descarga de plasma en el arco.

Si se detecta el arco en serie, se puede extinguir simplemente apagando el inversor y deteniendo el flujo de corriente [7].

La Figura 3 muestra la diferencia entre el espectro de un sistema con arco eléctrico detectado y un sistema sin presencia de arco eléctrico.

Aunque los requisitos eléctricos y de seguridad contra incendios son requisitos para el sistema fotovoltaico en su conjunto, las normas consideran obligatoria su inclusión junto con el equipo. Con base en este precepto, la mejor ubicación desde el punto de vista técnico y económico para los puntos (i), (ii) y (v) anteriormente enumerados es en el inversor fotovoltaico.

Hacer que las cadenas vayan directamente al inversor coloca protección de arco de CC en el inversor, lo cual es más conveniente que tener dispositivos electrónicos que detecten arcos de CC en la caja de cadenas. Además, el control y la protección del arco CC son más sencillos. Si hay una falla a tierra o un arco eléctrico, el inversor debe aislar ambos circuitos entre sí y de tierra [16].

Por este motivo, los mercados más avanzados exigen que todos los inversores cumplan con la norma IEC 62109-2 (puntos (i) y (ii)), así como soluciones cada vez más exigentes para el punto (v). Las normas de instalación locales también exigen la idoneidad para el punto (iv). Muchos códigos eléctricos nacionales ahora exigen la detección de fallas de arco para sistemas fotovoltaicos [1, 17]. A continuación se muestra una lista de algunos países y requisitos solicitados:

• EE. UU.: NEC 2014, NEC 2017, NEC 2020 (apagado rápido, arco eléctrico);
• Canadá: NEC 2017 (Apagado rápido, arco eléctrico);
• México: NOM-001-SEDE-2012 (Parada Rápida)
• Alemania: VDE-AR-E 2100-712 (Seguridad contra incendios)
• Italia: N.1324-2012 (Seguridad contra incendios)
• Türkiye: Requisito residencial
• Shanghai – Norma técnica para instalaciones fotovoltaicas en tejados DG/TJ08-2004B-2020
• Taiwán: NEC 2020 (Proceso de cierre / Apagado rápido)
• Filipinas: PEC 690.2 (Apagado rápido)
• Australia: Nova AS5033 (proceso de lanzamiento)

Como ejemplo, el NEC de 2017 establece que “Los sistemas fotovoltaicos que operan a un voltaje de 80 voltios CC o más entre dos conductores deben estar protegidos por un interruptor de falla de arco indicado u otro componente con protección equivalente. El sistema debe detectar e interrumpir arcos eléctricos en conductores, conectores, módulos u otros componentes del circuito CC del sistema fotovoltaico..

A su vez, UL1699B estipuló condiciones y metodologías de prueba concretas para la detección e interrupción de arcos eléctricos. Se impone que los dispositivos AFCI en sistemas fotovoltaicos deben detectar un arco e interrumpirlo en un máximo de 2,5 segundos.

La propia NBR 16690 establece que “Por tanto, es deseable disponer de un método rápido de detección e interrupción de arcos eléctricos en sistemas fotovoltaicos.”. Sin embargo, no presenta ningún requisito que proteja eficazmente al sistema fotovoltaico, a las personas y a los bienes en los casos en que se produzca un arco eléctrico. En este aspecto, sólo dos artículos de la NBR 16690 presentan prescripciones relacionadas con los arcos eléctricos, ambas preventivas, así:

1. Se debe verificar que todas las conexiones tengan un torque y una polaridad mínimos durante la instalación para reducir el riesgo de fallas y posibles arcos durante la puesta en servicio, operación y mantenimiento futuro;
2. Siempre que sea posible, debe haber separación entre los conductores positivos y negativos dentro de las cajas de conexiones, con el fin de minimizar el riesgo de arcos de corriente continua que puedan ocurrir entre estos conductores.

Además, la solución efectiva del problema es enteramente responsabilidad del proyectista/instalador, ya que la NBR 5410 [18] prescribe que “La instalación eléctrica debe diseñarse y construirse de forma que se excluya cualquier riesgo de incendio por materiales inflamables, debido a altas temperaturas o arcos eléctricos..

Muchos inversores más nuevos están equipados con detección de arco de CC. Si hay un arco, el inversor debe apagarse [6]. La detección e interrupción de fallas a tierra (GFDI) y el circuito de interrupción de arco eléctrico (AFCI) a menudo se incorporan en el circuito de entrada de CC de los inversores conectados directamente a la red [19].

La AFCI debe desarmarse en cualquier situación. AFCI proporciona protección adicional más allá de la protección proporcionada por una GFDI.

Si bien los dispositivos GFDI detectan una diferencia de corriente entre los conductores positivo y negativo de aproximadamente 0,5 A para sistemas pequeños, no es necesaria una diferencia en la corriente de suministro y retorno para activar un dispositivo AFCI.

El dispositivo AFCI detecta electrónicamente la firma electrónica de un arco y responde abriendo el circuito y proporcionando una indicación visual de que el dispositivo ha detectado una falla [19].

Por tanto, es posible adquirir inversores que incorporen componentes adicionales para que cumplan con el código NEC, con protección de falla a tierra, protección contra arco eléctrico, con desconexión de entradas y salidas, fusibles para múltiples entradas de string y carcasa resistente a la intemperie [19].

Historial en mercados más maduros

Estados Unidos fue pionero en la electrificación de las ciudades. Podemos citar como ejemplo que Nueva York fue la primera ciudad del mundo en contar con alumbrado público, en 1882. Por tanto, es natural que este país sea pionero en varios temas relacionados con la electricidad.

Dicho esto, con respecto a los circuitos de interrupción y detección de arco eléctrico, las solicitudes de patentes relacionadas con la protección contra arco eléctrico se remontan a la década de 1930 y hoy en día se considera una tecnología madura [20].

La aplicación de AFCI no es una medida restrictiva y mucho menos dirigida específicamente a proteger al cuerpo de bomberos.

La Fundación Internacional para la Seguridad Eléctrica (ESFI) afirmó que se trata de una tecnología que podría salvar “cientos de vidas, reduciendo miles de lesiones y casi mil millones de dólares en daños a la propiedad anualmente” [1]. Estamos hablando de vidas y de patrimonio. La necesidad es clara y la tecnología está probada.

El NEC introdujo los requisitos AFCI en 1999 y, desde entonces, el tema se ha mejorado continuamente en todas sus revisiones.

Esta mejora es el camino natural que permite que los estándares se mantengan al día con la evolución tecnológica y social. El mismo proceso se puede observar en normas y reglamentos de cualquier otro país.

Existen varios estudios realizados por organismos de gran fiabilidad que abordan el problema de los incendios en lugares con sistemas fotovoltaicos.

Para aclarar estos puntos, presentamos bibliografía que muestra lo sucedido en mercados más maduros, de la siguiente manera:

1.Reino Unido

El Centro Solar Nacional BRE del Reino Unido, a través de investigaciones y evidencia, publicó un estudio de caso de incendios que involucran sistemas fotovoltaicos, presentando una revisión de incidentes históricos, literatura relevante, estándares y capacitación [22].

En resumen, la Figura 4 muestra que, en todos los casos de incendio investigados, independientemente de su gravedad, la mayoría de los incendios fueron causados ​​por el sistema fotovoltaico.

BRE señaló en la Figura 5 que, entre los casos en los que los componentes del sistema fotovoltaico se registraron como la causa más probable de los incendios investigados, los aisladores de CC ocuparon el primer lugar.

Sin embargo, conviene recordar que los aisladores de CC por sí solos no generan un arco eléctrico, sino los niveles de tensión CC a los que están sometidos estos componentes.

Así, aunque en 18 casos los aisladores de CC fueron identificados como la causa probable del incendio, el estudio se propuso registrar algunas pruebas encontradas que resultaron en la siguiente afirmación: “interpretando los datos, parece haber tres problemas separados con los aisladores DC”:

• Productos mal diseñados o construidos – 1 caso
• Malas prácticas de instalación – 2 casos
• Especificación incorrecta de aisladores de CC – 9 casos

Como se indicó anteriormente, los aisladores por sí solos no generan arco eléctrico y en algunos casos se detectó ingreso de agua al interior de los aisladores. Partiendo de la misma premisa, también es incorrecto decir que son los propios conectores los que provocan el fuego, sino los niveles de tensión CC que sostienen el arco eléctrico.

2.Italia

Un estudio realizado por investigadores de Tecsa SRL (empresa de consultoría especializada), el Politécnico de Turín y el Cuerpo Nacional de Bomberos de Italia presentó una evaluación del riesgo de incendio de las instalaciones fotovoltaicas [23].

Cabe destacar el resumen del artículo, que expresa lo siguiente:

"Las plantas fotovoltaicas han experimentado un fuerte aumento en número y potencia instalada en la última década en todo el mundo. Junto con este crecimiento, los riesgos asociados también han aumentado significativamente. Entre estos, el riesgo de incendio llamó la atención de ambas Autoridades, administradores de plantas y otras partes interesadas (como propietarios de propiedades) debido al elevado número de incendios que afectan a plantas solares.

La figura 6 muestra el número de incendios relacionados con plantas fotovoltaicas en Italia en el período de 2003 a 2014 (11 años).

"Los datos disponibles sobre incendios en plantas fotovoltaicas incluyen una amplia variedad de episodios de incendio, incluidos incendios de cajas de conexiones, incendios que afectan sólo a unos pocos módulos fotovoltaicos y Los grandes incendios (la mayoría) ocurrieron en centrales eléctricas ubicadas en el techo del edificio, que se extendieron al interior. a través de los tragaluces en el techo”[23].

El estudio presenta algunas causas fundamentales y luego afirma que una de las Los efectos finales de estos fenómenos están asociados con un arco CC..

Es interesante hacer una comparación con el mercado brasileño, que efectivamente comenzó después de la publicación de la Resolución Normativa nº 482, del 17 de abril de 2012.

Al hacer un paralelo entre el mercado brasileño y el mercado italiano, donde en 2012 se registraron casi 800 casos, es posible afirmar que si no se adoptan acciones regulatorias o normativas para mitigar el riesgo de incendios en edificios con sistemas fotovoltaicos, Se corre el riesgo de que se repita el mismo escenario de aumento exponencial de los casos de incendios relacionados con plantas fotovoltaicas.

En el caso de Italia, el número de casos de incendio sólo comenzó a disminuir después de la publicación y aplicación de dos directrices: Seguridad contra incendios de sistemas fotovoltaicos, Provincia de Trento, 2011 y Directrices para la instalación de plantas fotovoltaicas, Dipartimento dei vigili del fuoco, Dipartimento del soccorso pubblico della difesa civile, edición 2012.

3. Alemania

Se ha publicado y presentado en la EU PVSEC un estudio exhaustivo sobre los riesgos de incendio en los sistemas fotovoltaicos [24], realizado por investigadores del Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar, TÜV Rheinland Energy and Environment, el Departamento de Bomberos de Múnich y la Universidad de Ciencias Aplicadas de Berna. que es la mayor conferencia internacional sobre investigación, tecnologías y aplicaciones fotovoltaicas.

Los casos estudiados forman parte de una base de datos que abarca el período de 1995 a 2012 (17 años) y se limitaron al territorio alemán. De un total de 400 incidentes, 180 casos (45%) fueron causados ​​por el sistema fotovoltaico.

En este estudio, mucho más amplio y detallado que el del Reino Unido e Italia, llama la atención el número de casos en los que el inversor fue responsable de iniciar el incendio, como se puede ver en la Figura 7 a continuación:

Reiteramos que los componentes por sí solos no generan un arco eléctrico, sino los niveles de voltaje DC a los que están sometidos estos componentes. Vale la pena señalar que, a partir de la página 3 de [24], el estudio señala varias veces al arco eléctrico como el riesgo fundamental, como se muestra en la Figura 8 a continuación:

Finalmente, el estudio afirma que “En aplicaciones críticas, se debe considerar el uso de detectores de arco para reducir el riesgo de incendio.”[24].

Entendemos como aplicaciones críticas precisamente lugares donde no hay personas cualificadas y formadas para hacer frente a los riesgos de los arcos eléctricos, por ejemplo, instalaciones en viviendas.

4 Brasil

El problema del arco eléctrico viene adquiriendo mayores proporciones en Brasil. Se han registrado varios casos de incendios provocados por arcos eléctricos. A continuación se muestran algunas imágenes de algunas instalaciones en Brasil donde el arco eléctrico provocó un incendio:

 

 

Algunos de estos casos cuentan con videos del suceso, los cuales fueron obtenidos a través de grupos de discusión en la web.

Discusión 

Más del 50% de la participación de mercado de inversores vendidos en Brasil proviene de marcas que también venden en mercados que requieren tanto AFCI como Rapid Shutdown, por lo tanto, dominan estas tecnologías.

Sin embargo, algunas de estas marcas optan por traer al mercado brasileño versiones más simples y, en consecuencia, menos seguras, precisamente porque estos dispositivos no son obligatorios.

El consumidor final normalmente desconoce los riesgos asociados a las instalaciones fotovoltaicas. Sumado a esto, muchos instaladores en Brasil desconocen los riesgos porque tienen un bajo nivel de calificación técnica.

Por ello, es fundamental que los equipos fotovoltaicos cuenten con protecciones internas que puedan detectar posibles fallos en las instalaciones que provoquen consecuencias muy graves, como la pérdida de vidas por descarga eléctrica o incendio.

Las normas ABNT NBR 5410 y 16690 están en proceso de revisión. También se esperan cambios en la NBR 5410, que inicialmente establecerá la recomendación para el uso de dispositivos de detección e interrupción de arco (AFCI) en instalaciones eléctricas de baja tensión. En consecuencia, los ICFA también deben ser discutidos en la revisión de la NBR 16690 en instalaciones de sistemas fotovoltaicos.

Conclusión

El tema de “detección e interrupción de arco eléctrico” es de suma importancia porque es una solución para satisfacer las necesidades de seguridad del mercado fotovoltaico, habiendo alcanzado la madurez suficiente para su aplicabilidad.

Los arcos eléctricos son un problema grave que se produce en los sistemas fotovoltaicos. En los tejados se pueden encontrar voltajes de 600 voltios, 800 voltios y hasta 1.500 voltios en corriente continua. Al trabajar con estos niveles de voltaje, siempre existirá el riesgo de arco eléctrico.

Por lo tanto, hemos visto que el riesgo de arcos eléctricos y, en consecuencia, muertes, lesiones, pérdidas y daños a la propiedad es una preocupación grave. Hay países que adoptan los AFCI como obligatorios y hemos visto investigadores de importantes instituciones recomendando la aplicación de detectores de arco para reducir el riesgo de incendio.

Es posible comprar inversores con el circuito AFCI integrado, como los inversores Huawei que tienen AFCI integrado en sus inversores string. Otra opción es utilizar tecnologías como los microinversores de APsystems que, al trabajar con muy baja tensión, naturalmente no requieren AFCI.

Esta es otra consideración que todo buen diseñador de sistemas fotovoltaicos debe tener en cuenta a la hora de seleccionar la tecnología del inversor y del sistema fotovoltaico.

Referencias

[ 1 ] M. K. Alam, F. Khan, J. Johnson y J. Flicker, “Una revisión exhaustiva de fallas catastróficas en sistemas fotovoltaicos: tipos, técnicas de detección y mitigación”, IEEE J. Photovolt., vol. 5, núm. 3, págs. 982–997, 2015.

[ 2 ] Isermann, Rolf, “Sistemas de diagnóstico de fallas: una introducción desde la detección de fallas hasta la tolerancia a fallas”, Alemania, Springer Berlin Heidelberg, 2006.

[ 3 ] Prysmian Cables & Systems, “Manual de instalaciones eléctricas de Prysmian”, 2010.

[ 4 ] Shiva Gorjian, Ashish Shukla, “Conversión de energía solar fotovoltaica: tecnologías, aplicaciones e impactos ambientales”, Academic Press, 2020.

[ 5 ] John H. Wohlgemuth, “Fiabilidad del módulo fotovoltaico”, Virginia, EE. UU., Wiley, 2020.

[ 6 ] Sean White, “Conceptos básicos de la energía solar fotovoltaica: una guía de estudio para el examen asociado de NABCEP”, segunda edición, 2019.

[ 7 ] Reinders, A., Verlinden, P., Van Sark, W. y Freundlich, A., “Energía solar fotovoltaica: de los fundamentos a las aplicaciones”, John Wiley & Sons, 2017.

[ 8 ] Ashok L. Kumar, S. Albert Alexander, Madhuvanthani Rajendran, “Convertidores electrónicos de potencia para sistemas solares fotovoltaicos”, Academic Press, 2020.

[ 9 ] Asociación Brasileña de Normas Técnicas, Norma Brasileña ABNT NBR 16690:2019 – Instalaciones Eléctricas de Conjuntos Fotovoltaicos – Requisitos del Proyecto, 2019.

[ 10 ] Oficina de Regulación y Supervisión para el sector de agua, aguas residuales y electricidad en el Emirato de Abu Dhabi, “Installation of Solar PV Systems Guidance Document”, www.rsb.gov.ae., Publicación No. EP/P04/101, enero de 2017 .

[ 11 ] Comisión Electrotécnica Internacional, IEC 62109-2:2011 – Seguridad de convertidores de potencia para uso en sistemas de energía fotovoltaica – Parte 2: Requisitos particulares para inversores.

[ 12 ] Código Eléctrico Nacional de 2014, ANSI/NFPA70, publicado por la Asociación Nacional de Protección contra Incendios, Quincy, MA, 2014.

[ 13 ] Código Eléctrico Nacional de 2011, ANSI/NFPA70, publicado por la Asociación Nacional de Protección contra Incendios, Quincy, MA, 2011.

[ 14 ] Norma UL para protección de circuitos fotovoltaicos (PV) contra fallas de arco de CC; UL 1699B, Underwriters Laboratories, Edición 1, 2018.

[ 15 ] Comisión Electrotécnica Internacional, IEC 63027 ED1 – Detección e interrupción de arco de CC en sistemas de energía fotovoltaica.

[ 16 ] Bill Brooks, Sean White, “Los sistemas fotovoltaicos y el Código Eléctrico Nacional”, Taylor & Francis, 2018.

[ 17 ] Yongheng Yang, Katherine A. Kim, Frede Blaabjerg, Ariya Sangwongwanich, “Avances en los sistemas de conversión de energía fotovoltaica conectados a la red”, Woodhead Publications, 2019.

[ 18 ] NBR 5410

[ 19 ] Roger Messenger, Amir Abtahi, “Ingeniería de sistemas fotovoltaicos”, cuarta edición, CRC Press, 2017.

[ 20 ] Libro blanco – Historia del AFCI – Centro de descargas de Siemens.

[ 21 ] Fundación Internacional para la Seguridad Eléctrica, comunicado de prensa, 7 de noviembre de 2005.

[ 22 ] Centro Solar Nacional BRE, Reino Unido, “Fire and Solar PV Systems – Investigations and Evidence”, Informe n.º P100874-1004, número 2.5, julio de 2017.

[ 23 ] Fiorentini L., Marmo L., Danzi E., Puccia V., 2016, “Evaluación del riesgo de incendio de plantas fotovoltaicas. un estudio de caso que pasa de dos grandes incendios: de la investigación de accidentes y la ingeniería forense a la evaluación del riesgo de incendio para fines de reconstrucción y obtención de permisos”, Chemical Engineering Transactions, 48, 427-432.

[ 24 ] H. Laukamp y col. “PV Fire Hazard – Análisis y evaluación de incidentes de incendio”, 28º EU PVSEC 2013, París.

Las opiniones e información presentadas son las del autor y no reflejan necesariamente la opinión del Canal solares.