¿Cómo proteger los equipos fotovoltaicos frente a descargas atmosféricas?

Una pregunta recurrente en el sector de la energía solar fotovoltaica es cómo proteger los equipos contra las descargas atmosféricas. Se estima, por ejemplo, que alrededor del 25 % de los daños que sufren los sistemas fotovoltaicos en el mundo se deben a estas descargas directas o indirectas.

Para resolver este y otros temas, expertos discutieron el tema durante el seminario web “Puesta a tierra en sistemas renovables: solar fotovoltaica y eólica“, promovido por la Revista O Setor Elétrico, en colaboración con la Canal Solar, el pasado jueves (01).

Ronaldo Kascher, director técnico de Kascher Engenharia, comentó sobre el tema y destacó la importancia del DPS (dispositivo de protección contra sobretensiones) de clases I, II y III – que puede ser utilizado en plantas fotovoltaicas.

“El transitorio eléctrico se puede medir como voltaje o corriente. Así, hay puntos de la instalación donde cuando se produce el transitorio es de alta energía, es decir, hay una corriente elevada de por medio. Por ejemplo, imaginemos un edificio con SPDA que recibe la línea que viene de la calle. Si un rayo cae sobre el edificio, cuando cae al suelo, el potencial aumenta debido a la impedancia”, dijo.

“Con esto, los DPS que actúan como porteros en esta línea se dan cuenta: hay tensión que quiere entrar. Así, cierran la línea para aterrizar. En este momento parte del rayo va al suelo y parte del rayo sube, pasa por el DPS y pasa por la red pública. En este caso, cuando parte de la corriente pasa a través del DPS, es necesario que sea de clase I, un DPS especial que se prueba con un impulso de alta energía”, explicó Kascher.

Respecto al DPS clase II, el ejecutivo señaló que se hizo para captar la inducción del rayo – S4, cuando es en la red, o S2 cuando es inducción en el cableado propio del edificio. "Cuando cae un rayo, la impedancia del sistema eléctrico es muy alta, lo que no permite que la corriente aumente, pero el voltaje sigue siendo alto".

“Por lo tanto, cuando se dispara, la corriente que pasa es mucho menor que en esa primera prueba, que es el rayo que cae directamente sobre el edificio. En este caso se utiliza la clase II, un DPS más simple, que se prueba con una rampa de impulso de 8 durante 20 mil segundos, menos exigente en términos de capacidad energética”, destacó el experto.

En cuanto a los DPS de clase III, el director técnico de Kascher Engenharia informó que también son adecuados para impulsos de menor duración y se recomiendan para ubicaciones con menor exposición. «En definitiva, cada clase se refiere a la capacidad del DPS para manejar la corriente o el voltaje inducidos por el rayo», concluyó.

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Puesta a tierra en energías renovables

A lo largo del webinar, Paulo Freire, especialista en puesta a tierra y SPDA para grandes plantas, destacó las diferencias que tienen los sistemas de puesta a tierra en parques renovables en relación a las instalaciones de edificios y subestaciones.

“Históricamente estábamos acostumbrados a trabajar con puestas a tierra de subestaciones, redes de edificios e industriales, del orden de decenas de metros. Actualmente, con la llegada de las renovables, estamos trabajando con proyectos de cientos de metros, si hablamos de plantas de generación distribuida fotovoltaica, en el rango de 1 a 5 MW”, comentó Freire.

“También hablamos de encallamientos de kilómetros de longitud cuando nos referimos a grandes plantas solares y parques eólicos. Entonces, estas son nuevas dimensiones que requieren una visión diferente, otros recursos de software y un tratamiento muy diferente al que estamos acostumbrados a ver”, afirmó.

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La conexión a tierra es como un "mayordomo"

Según el experto, es muy común tener algún problema con la planta y achacarlo a la puesta a tierra. Sin embargo, para él lo mismo hay que ver con un elemento que forma parte de la instalación en su conjunto. “Sale del suelo, va a los paneles solares, llega a los inversores y va a la subestación. Grounding es como ser mayordomo”, puntualizó.

Ronaldo Kascher también comparte esta premisa y destacó que la conexión a tierra cumple varias funciones: resuelve ecualizaciones estáticas, descargas atmosféricas y cortocircuitos. "Cada variador tiene un rendimiento diferente. Por lo tanto, el diseñador debe ser muy cuidadoso con esto para responder a las siguientes preguntas: ¿Es el sistema seguro para las personas? ¿Es el sistema adecuado para su funcionalidad y para la continuidad operativa?", preguntó.

“La central de Sol do Sertão, por ejemplo, tiene 200 kilómetros de cables de tierra. Por tanto, mucho depende de un modelo de suelo bien ajustado, un estudio que optimice al máximo toda esta longitud de cable. Estamos empezando a lidiar con puestas a tierra de kilómetros de longitud, hay mucho cobre enterrado. Por lo tanto, el el precio se disparó, no sólo por la pandemia, sino por el crecimiento de las energías renovables en el mundo”, añadió Paulo Freire.

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“En conclusión, el proyecto es cada vez más relevante. Como decía Ronaldo, el grounding tiene que jugar muchos papeles, pero al mismo tiempo hay que optimizarlo, ya que estamos hablando de un valor importante dentro de este trabajo”, añadió.