COBEI (Comité Brasileño de Electricidad, Electrónica e Iluminación) es el brazo de la ABNT (Asociación Brasileña de Normas Técnicas) que elabora normas para el sector eléctrico.
La norma NBR-5410 – Instalaciones Eléctricas de Baja Tensión es una de las principales normas del sector eléctrico y la revisión de 1980, que reemplazó a la antigua NB 3, de 1960, marcó el inicio de la adopción de las normas IEC (Comisión Electrotécnica Internacional).
En este texto adoptaremos el concepto de GFV (generador fotovoltaico) para pequeñas plantas generadoras, asociadas a instalaciones de consumo, como GFV en tejados o aparcamientos, adosadas a edificios (residenciales, comerciales e industriales).
El término UFV (planta fotovoltaica) está reservado para plantas terrestres o flotantes, de mediano o gran tamaño, que entregan la energía generada a la red de distribución de media tensión de una concesionaria de energía o al SIN (Sistema Interconectado Nacional), a través de. una subestación y una línea de transmisión de alta tensión.
Las UFV son plantas de generación dedicadas que pueden compartir infraestructura de transmisión (subestación y línea de transmisión) con otras plantas generadoras, generalmente parques eólicos o plantas hidroeléctricas (UFV flotantes).
La norma NBR 16690:2013 – Instalaciones Eléctricas de Conjuntos Fotovoltaicos – Requisitos del Proyecto, basada en la especificación técnica IEC/TS 62548 – Matrices fotovoltaicas (PV): requisitos de diseño, es una norma “hija” de la NBR-5410 y refiere a ella varios aspectos relacionados con GFV.
Está sujeto a los requisitos generales de la norma NBR 5410 con énfasis (no declarado) en los Generadores Fotovoltaicos de techo, que son instalaciones de baja tensión (del lado CC), aunque los inversores pueden conectarse a una subestación de media tensión.
La norma IEC/TS 62738:2018 – Centrales fotovoltaicas montadas en suelo: directrices y recomendaciones de diseño se centra en las instalaciones terrestres, sin distinguir si forman parte de un GFV o de un UFV.
Esta norma aborda, de manera más objetiva, el sistema de puesta a tierra de una planta de suelo, consistente en una malla de puesta a tierra que interconecta las estructuras de soporte de los conjuntos fotovoltaicos, así como otros elementos que conforman la infraestructura de la planta generadora.
Los aspectos relacionados con la puesta a tierra del GFV son tratados por la NBR 16690 en el ítem 6.4 – Puesta a tierra y Equipotencialización, cuyos subítems se presentan y discuten a continuación. Al final de este artículo se propone una revisión de este ítem de la norma, a la luz de los comentarios aquí presentados.
La norma NBR-16690 es una norma joven, que aún se encuentra en su 1ª edición, y se puede decir que una norma puede considerarse “madura” después de al menos dos revisiones.
El punto 6.4 comienza enumerando algunas justificaciones para implementar un sistema de puesta a tierra y equipotencialización para un GFV:
- puesta a tierra funcional – necesaria para el correcto funcionamiento del GVF, ya sea de uno de los polos del conjunto fotovoltaico o de partes metálicas no energizadas, para que el DSI del inversor pueda detectar corrientes de fuga de CC;
- puesta a tierra como elemento integral del sistema de protección contra descargas atmosféricas;
- establecimiento de una base de referencia común para todos los componentes de la UFV (equipos y estructuras), con vistas a equipotencializar la GFV.
El término equipotencialización significa interconexión, ya que es imposible una equipotencialización eficaz en todo el rango de frecuencia de tensiones y corrientes a las que está sometida una instalación de este tipo.
Ítem 6.4.1 – Electrodos y conductores de puesta a tierra
El ítem 6.4.1 refiere a la NBR-5410 los aspectos relacionados con los conductores y electrodos de puesta a tierra GFV. No se mencionan las interfaces con el sistema de puesta a tierra y protección contra rayos (SPDA) de la instalación del consumidor al que está interconectado el GFV.
Es importante señalar que un GFV debe cumplir con varios requisitos establecidos por otras normas, además de la NBR-5410.
La norma NBR-16254 es siempre aplicable, al igual que la norma NBR-5419, ya que los paneles fotovoltaicos son necesariamente instalaciones externas, expuestas a la intemperie, que pueden o no estar protegidas contra la caída directa de rayos.
Si la instalación que alberga el GFV cuenta con una subestación de media o alta tensión, también se aplicarán las normas NBR-14039 y NBR-15751.
Ítem 6.4.2 – Equipotencialización
El punto 6.4.2 aborda, de manera muy sucinta, los criterios de equipotencialización, estableciendo únicamente las secciones mínimas de los cables de cobre a utilizar como conductores de equipotencialización:
- Cable de cobre de 6 mm² para GFV con paneles fotovoltaicos separados del sistema de protección contra rayos (spda) de la instalación; Es
- Cable de cobre de 16 mm² para proyectos en los que los paneles fotovoltaicos están interconectados al spda de la instalación, por lo tanto sujetos a la circulación de porciones de corrientes de rayo.
Ítem 6.4.3 – Conductores de Protección
El ítem 6.4.3 refiere a la NBR 5410 los aspectos relativos a los conductores de protección (PE), estableciendo una excepción para el ítem 6.4.3.4 de la NBR 5410, relativo a los conductores PEN.
Las normas IEC 60364-7-712 y DIN VDE 0100-712 permiten solo dos medidas de protección contra golpes para el lado de CC en GFV: voltaje extra bajo SELV o PELV (limitado a 60 V CC y adoptado por microinversores) y/o aislamiento doble o reforzado, en el que los componentes GFV tienen aislamiento clase II (módulos, cables, cajas, conectores). Parece, por tanto, que el concepto de conductor de protección para el lado dc de un GFV no se aplica, ya que el aislamiento doble o reforzado (clase II) no admite el conductor de protección.
Ítem 6.4.4 – Conductores de equipotencialización
El ítem 6.4.4 retoma el tema de la equipotencialización, estableciendo la necesidad de conductores de equipotencialización que interconecten los distintos componentes del GFV, además de mencionar las partes 2 y 3 de la NBR-5419.
La Figura 1 reproduce la Figura 12 de la NBR 16690, que ilustra el concepto de puesta a tierra y equipotencialización de las partes conductoras de un GFV, y que deja muy clara la necesidad de conexión equipotencial entre las partes conductoras expuestas de los conjuntos fotovoltaicos y el circuito de aplicación. que puede ser un inversor, un cargador de baterías o una carga de CC
Este ítem establece que la equipotencialización funcional de un GFV se realiza mediante conductores colocados cerca del par de corriente continua del conjunto fotovoltaico, con el fin de reducir el área del bucle entre conductores y, por tanto, las sobretensiones inducidas por corrientes directas o indirectas. Descargas atmosféricas.
Es importante aquí definir qué son las partes conductoras, según la NBR-5456:
- 7.5.64 – parte conductora – parte capaz de conducir corriente, pero no necesariamente utilizada para conducirla en servicio normal;
- 7.5.65 – parte conductora expuesta – parte conductora, normalmente muerta, que puede ser fácilmente tocada y que puede estar bajo tensión en caso de defecto o falta.
En un contexto más amplio, considerando la equipotencialización de masas metálicas de la instalación en su conjunto (incluidas las redes ac y dc), como se ilustra en la Figura 2, cabe destacar los requisitos establecidos por las dos normas:
- NBR-5410 - considerando que la red de distribución ca es del tipo TN, todas las masas que forman parte de la red de baja tensión deben estar conectadas a conductores de protección (ítem 5.1.2.2.3.1), y todos los circuitos deben tener protección de conductor en su totalidad (5.1.2.2.3.6);
- La NBR-16690 – ítem 6.4.4 – establece la necesidad de conductores equipotencializados que interconecten los distintos componentes del GFV – estructuras, módulos, cajas de conexiones, inversores, etc.
En el lado CA de la red, los conductores de protección tienen como objetivo garantizar un camino de baja impedancia para las corrientes de falla fase a tierra, asegurando una rápida acción de protección cuando el circuito se apaga.
Cabe señalar que, en el lado de CA, las medidas de equipotencialización y desconexión automática son complementarias: si no se pueden evitar tensiones de contacto peligrosas mediante la equipotencialización (como ocurre en una subestación), entonces la función de desconexión automática debe desconectar el circuito responsable de la tensión de contacto peligrosa.
Del lado de corriente continua, los conductores equipotencializados tienen como objetivo garantizar la continuidad eléctrica entre los componentes de GFV y el establecimiento de una referencia de tierra común para toda la planta generadora.
Esta garantía de continuidad es necesaria porque los fallos a tierra son detectados por el dispositivo de supervisión del aislamiento (DSI), normalmente integrado en el inversor; el objetivo, en este caso, no es la protección contra descargas eléctricas, sino la supervisión de la integridad del circuito. red cc
La norma no aborda la cuestión de la GFV de tierra, que puede equipotencializarse a través de una red de puesta a tierra interconectada a las estructuras de soporte de los conjuntos fotovoltaicos. En este caso, los conductores equipotencializadores lanzados junto con los circuitos de corriente continua pueden no ser necesarios, considerando que todo el sistema de puesta a tierra es capaz de garantizar la continuidad eléctrica entre los distintos componentes de la planta fotovoltaica.
Para un GFV de tierra interconectado a una red de puesta a tierra, la única condición de riesgo para la ocurrencia de tensiones de paso y de contacto es cuando la instalación a la que pertenece está conectada a una red de media tensión de una empresa eléctrica o a una subestación de alta tensión.
En este caso, cuando se presente una falla a tierra en la barra de media o alta tensión de la subestación, el aporte del sistema regresará al sistema de alimentación a tierra, parcialmente si la línea de transmisión cuenta con cables pararrayos, y en proceso de disipación en el terreno. de una porción de la corriente de falla a través de la malla GFV, surgirán gradientes potenciales en el suelo.
Estos gradientes de potencial deben ser controlados adecuadamente por el sistema de puesta a tierra, dentro de los límites de las tensiones de paso y de contacto soportables.
Puntos 6.4.5 y 6.4.6 – Puesta a tierra funcional
El ítem 6.4.5 de la NBR 16690 informa que los requisitos especificados en el ítem 6.4.5 de la NBR 5410 (equipotencialización funcional) no se aplican, siendo el ítem 6.4.6 el que cubre el concepto de puesta a tierra funcional del GFV, que es la puesta a tierra de un sus polos.
Este punto comienza estableciendo que cuando el conjunto fotovoltaico cuente con puesta a tierra funcional, la conexión a tierra debe realizarse en un solo punto, preferiblemente dentro o cerca del inversor o del equipo de interfaz con el circuito de aplicación.
Si se adopta una puesta a tierra funcional de uno de los polos del conjunto fotovoltaico, el inversor deberá estar provisto de un dispositivo que supervise esta puesta a tierra y controle su seccionamiento en caso de fallo a tierra.
El ítem también establece que “en términos de material y tipo, aislamiento, identificación, instalación y conexiones, los conductores de puesta a tierra y equipotenciales deben cumplir con las disposiciones establecidas en la ABNT NBR 5410”, recomendación que debe trasladarse a una de las subcategorías iniciales. elementos del punto 6.4.
Inversores sin aislamiento galvánico (sin transformador) disponen de un dispositivo de supervisión de aislamiento (DSI) que detecta fallos de aislamiento. En el caso de la 1ª contingencia, el DSI detecta el fallo de uno de los polos a tierra y emite una señal.
En el caso de la 2ª contingencia, que es la falta restante a tierra en el polo sano, el DSI ordena el apagado de la entrada del inversor (MPPT). Esta parada no elimina la condición de doble falla desde los polos hacia las estructuras de la planta generadora, la cual persistirá mientras un equipo de mantenimiento no acuda al campo y disponga su eliminación, con la ubicación de los puntos de cableado DC dañados.
Cabe señalar que en la 2da contingencia el sistema de equipotencialización proporcionará una vía metálica de retorno para la falla DC. Como no hay circulación de corriente a través del suelo, no habrá voltajes de paso ni de contacto en las partes conductoras expuestas que se originen en la red de CC.
Nueva estructura sugerida para la NBR-16690 – Ítem 6.4
Es importante que el comité revisor de la NBR-16690 decida si la aplicabilidad de esta norma se restringe a la microgeneración/minigeneración GFV, asociada a instalaciones eléctricas de baja o media tensión en edificios, o si su aplicabilidad debe extenderse a UFV dedicadas, de mayor tamaño y conectados a instalaciones de media y alta tensión, que tienen varios requisitos específicos. Vale la pena señalar que tanto la IEC como la IEEE han desarrollado estándares específicos para UFV del suelo.
Se sugiere que un nuevo ítem 6.4.1 aborde los Conductores de Puesta a Tierra, remitiendo la definición de estos conductores a las normas NBR-5410, NBR-5419 y NBR-16254.
Si la instalación tiene interconexión con una subestación de media tensión, la definición de estos conductores también debe considerar los criterios establecidos en las normas NBR-14039 y NBR-15751. En este caso es necesario un estudio para asegurar que la malla de puesta a tierra de la instalación es capaz de controlar las tensiones de paso y de contacto cuando se producen faltas a tierra en la barra de media tensión.
Un nuevo punto 6.4.2 podría abordar más completamente los aspectos relacionados con la equipotencialización de los elementos GFV, incluida una mejor caracterización de los aspectos relacionados con sus interfaces con el sistema de protección contra rayos.
El ítem 5.7 de la NBR-16690 aborda la puesta a tierra funcional de uno de los polos del conjunto fotovoltaico, estableciendo que en este caso debe haber separación galvánica CC-CA mediante un transformador (interno o en la salida del inversor).
En este ítem 5.7.1 se establece, de manera bastante confusa, que “Cuando la CPU es un inversor con separación galvánica realizada del lado de corriente alterna, la conexión entre inversor y transformador no se puede poner a tierra si la puesta a tierra del lado de corriente continua es requerido".
Los conceptos establecidos en el punto 5.7, además de la frase confusa reproducida anteriormente, deben coordinarse mejor con el punto 6.4, ya que ambos abordan la cuestión de la puesta a tierra funcional. Un nuevo punto 6.4.3 podría abordar de forma más completa aspectos relacionados con la Puesta a Tierra Funcional, combinando las especificaciones de los actuales puntos 6.4.5, 6.4.6 y 5.7.
