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Riscos do arco elétrico em sistemas fotovoltaicos e soluções de segurança

Microinversores, por trabalharem com tensão CC muito baixa, não apresentam risco de arco elétrico

Autor: 27 de dezembro de 2021janeiro 10th, 2022Artigos técnicos
Riscos do arco elétrico em sistemas fotovoltaicos e soluções de segurança

Calor e a energia de um arco elétrico podem provocar choques elétricos, queimaduras e incêndios. Foto: Ecori/Divulgação

A quantidade de sistemas fotovoltaicos sendo instalados no Brasil aumenta de forma exponencial, assim como ocorreu e ainda ocorre em vários outros países.

Contudo, as instalações elétricas de sistemas fotovoltaicos possuem algumas particularidades que as diferem de instalações elétricas convencionais, das quais falaremos de maneira mais detalhada a seguir.

Dentre estas particularidades está o arco elétrico, o qual ocorre de maneira diferente em uma parte específica da instalação elétrica de um sistema fotovoltaico.

As três principais falhas catastróficas em arranjos fotovoltaicos são faltas à terra, faltas linha-linha e arco elétrico [1]. O calor e a energia de um arco elétrico podem provocar choques elétricos, queimaduras e incêndios, sendo que este último representa um risco ainda maior à pessoas e patrimônio.

Neste artigo falaremos sobre o que é um arco elétrico, qual a sua natureza física, quando e por quê ele ocorre, quais os tipos de arco elétrico, qual a diferença entre um arco em corrente alternada e corrente contínua, quais os riscos específicos do arco em sistemas fotovoltaicos, como evitar e/ou reduzir os riscos do arco elétrico, histórico nos mercados mais maduros, ocorrências no Brasil e normas que tratam do tema.

Falta ou Falha? Eis a questão

Em sistemas elétricos, as palavras falta e falha não podem ser usadas como sinônimos, pois possuem significados diferentes. Uma falta é um desvio não permitido, de pelo menos uma propriedade característica do sistema, da condição padrão, aceitável e usual.

Uma falha é uma interrupção permanente da capacidade de um sistema de executar uma função exigida sob condições operacionais especificadas [2].

Quando em uma instalação ou em um equipamento, duas ou mais partes, que estejam sob potenciais diferentes, entram em contato acidentalmente, seja por falha de isolamento entre si ou com uma parte aterrada, temos uma falta.

Uma falta pode ser direta, quando as partes encostam efetivamente, isto é, quando há contato físico entre elas, ou indireta quando não há contato físico e sim um arco entre as partes [3].

Condutores com falha de isolamento - falta indireta (arco paralelo)

Figura 1: Condutores com falha de isolamento – falta indireta (arco paralelo)

Portanto, neste contexto, uma falha de isolamento provocou uma falta indireta, criando um o arco elétrico. É dito, neste contexto, porque um arco elétrico pode não ser acidental e sim proposital.

Por exemplo, o arco elétrico pode ser aplicado de maneira intencional em fornos a arco, solda a arco, lâmpadas de arco elétrico, dentre outros. Neste artigo trataremos apenas do arco elétrico como uma falta.

O que é um arco elétrico?

Um arco elétrico é a circulação de corrente através do ar, provocada por qualquer descontinuidade nos condutores ou falhas de isolamento em condutores adjacentes que transportam corrente [4].

Descontinuidade no condutor - falta indireta (arco em série)

Figura 2: Descontinuidade no condutor – falta indireta (arco em série)

Uma diferença grande de tensão entre dois pontos separados apenas por um pequeno entreferro pode levar a um arco elétrico [5]. Um arco é uma “descarga de plasma” [6].

Em outras palavras, um arco elétrico é o fluxo de energia elétrica através de um entreferro por meio de moléculas de gás ionizado.

O ar normalmente é considerado um meio não condutor, mas uma grande diferença de potencial (tensão) entre dois condutores muito próximos pode fazer com que as moléculas de ar se decomponham em seus constituintes ionizados (chamado de plasma), o qual poderá então transportar cargas elétricas de um condutor para outro.

Este fluxo de carga (elétrons) quando sustentado, resulta em um arco brilhante que gera calor, rompendo o isolamento do fio e provocando um incêndio.

Qual é a diferença entre um arco em CC e um arco em CA?

Embora os arcos elétricos possam ocorrer tanto em circuitos de corrente alternada quanto de corrente contínua, os arcos em corrente contínua são menos compreendidos e tendem a permanecer por mais tempo [5].

Comparado a um sistema de corrente alternada, um arco no sistema em corrente contínua pode levar a um arco sustentado porque a corrente através do arco c.c. não é periódica e também não tem cruzamento por zero [4].

Na situação errada, os arcos c.c. podem ser sustentados por um período significativo de tempo e, por serem tão quentes, podem fazer com que quase qualquer material nas proximidades pegue fogo [5].

Por que o arco elétrico ocorre em sistemas fotovoltaicos?

Em sistemas fotovoltaicos, os arcos normalmente ocorrem em conexões de string – nos conectores entre os módulos, nas conexões na caixa de junção do módulo e nas terminações nas stringbox (combiner boxes) [7].

Os arcos podem ocorrer também no módulo e nos inversores fotovoltaicos, assim como nos circuitos de corrente alternada da instalação.

Módulos que usam determinados tipos de encapsulantes ou módulos que são construídos de modo que as células ficam muito próximas da moldura de alumínio podem apresentar problemas de arco.

Por isso que testes de qualificação de módulos como os testes de calor úmido e os testes de corrente de fuga em condições úmidas presentes na IEC 61215 são requeridos atualmente.

Devido ao requisito da presença de uma diferença grande de tensão, os módulos FV individuais e até mesmo os sistemas FV que operam com tensão baixa não são susceptíveis de sofrer arco.

Por outro lado, os sistemas que operam com uma tensão muito alta (> 1000 V) são muito mais propensos a sofrer problemas de arco [5].

Em sistemas tradicionais de string, enquanto o sol estiver brilhando, teremos a presença constante de tensões altas em corrente contínua em seu telhado.

Com a energia sendo convertida de c.c. para c.a. no final da string e não diretamente no módulo, uma tensão de até 1000V está sendo produzida e conduzida através do telhado. Este pode ser um perigo grave que pode provocar um arco elétrico e consequentemente um incêndio [8].

Quais são os tipos de arco elétrico em sistemas fotovoltaicos?

Existem três tipos principais de arcos elétricos em circuitos c.c. de sistemas fotovoltaicos:

  • Série – um arco em série ocorre quando uma conexão abre circuitos enquanto os módulos estão produzindo corrente. Qualquer conexão defeituosa ou condutor interrompido em qualquer parte do circuito c.c. tem o potencial de produzir um arco.
  • Paralelo – arcos em paralelo ocorrem quando dois condutores de polaridade oposta no mesmo circuito c.c. entram em contato. A tensão dentro da maioria dos módulos é geralmente muito baixa para que ocorra um arco paralelo. Em sistemas de string, arcos paralelos são mais prováveis de ocorrer nos condutores, onde tensões mais altas são frequentemente encaminhadas pelos condutores.
  • Para a terra – arcos para a terra resultam de uma falha de isolamento; em um lugar se o arranjo estiver aterrado ou em dois lugares se o arranjo não estiver aterrado. Em um arranjo não aterrado, a primeira falta à terra aterra o arranjo. Normalmente, os caminhos de falta à terra não são capazes de transportar as altas correntes encontradas em sistemas fotovoltaicos, portanto, os caminhos superaquecem, levando a um arco.

Quais são os riscos?

Sistemas fotovoltaicos, particularmente nos circuitos em corrente contínua, trazem riscos além daqueles originados de sistemas de potência convencionais em corrente alternada, incluindo a capacidade de produzir e sustentar arcos elétricos com correntes que não são maiores do que as correntes normais de operação.

O tipo de arco elétrico mais provável de ocorrer em um sistema fotovoltaico é o arco em série. Arcos em paralelo são mais difíceis de serem extintos, mas também são menos prováveis de ocorrer.

Contudo, se um arco em série não for extinto rapidamente, ele pode se propagar e envolver condutores adjacentes produzindo arcos em paralelo [9]. Como os arcos em série mantêm o caminho normal da corrente, eles não são detectados por dispositivos de proteção contra curto-circuito ou falha de aterramento [7].

Além disso, Arcos elétricos podem ser formados em um arranjo fotovoltaico com correntes de falta que não provocariam a atuação de um dispositivo de proteção contra sobrecorrente [9].

Os problemas de segurança típicos em sistemas fotovoltaicos são [10]:

  1. A alimentação dos módulos fotovoltaicos não pode ser desligada (pois não é possível desligar o sol), portanto, devem ser tomadas precauções especiais para garantir que as partes energizadas não estejam acessíveis ou não possam ser tocadas durante a instalação, uso e manutenção. Em sistemas FV tradicionais de string, uma série de módulos fotovoltaicos pode produzir uma tensão superior a 1000 volts em corrente contínua, nesse caso, o acesso deve ser restrito apenas a pessoas competentes, habilitadas ou instruídas;
  2. Devido à presença potencial de alta tensão em corrente contínua em sistemas fotovoltaicos de string, um risco de arco resulta em uma descarga alta de energia que pode levar a um incêndio;
  3. Risco de choque elétrico devido ao contato direto e/ou indireto com partes energizadas.
  4. Falta de conhecimento para trabalhar com circuitos de corrente contínua em sistemas fotovoltaicos; e
  5. Risco de queda e ferimentos devido ao trabalho em altura e movimentação manual durante a instalação de sistemas fotovoltaicos.

Além disso, como já mencionado, temos particularidades que podem gerar problemas inexistentes em instalações elétricas convencionais.

Por exemplo, a fonte possui potência limitada, o que dificulta a identificação de falhas na instalação por métodos convencionalmente empregados em instalações elétricas de corrente alternada.

Além disso, os circuitos em corrente contínua permanecem energizados quando possuem incidência de radiação solar, mesmo quando o sistema fotovoltaico está desconectado da rede elétrica e mesmo que o inversor fotovoltaico seja desligado;

Estas características aumentam significativamente os riscos de choques elétricos, que tendem a ser muito mais severos pelas elevadas tensões e riscos de incêndio provocados pelas altas temperaturas geradas por arcos elétricos.

Quais são as soluções de segurança?

As soluções para mitigar os riscos de choque elétrico, arco elétrico e consequentemente incêndios, possuem elevadas maturidade, sendo inclusive normatizadas:

(i) Sistema de monitoramento de isolação dos circuitos c.c. [11] e interrupção automática;
(ii) Sistema de monitoramento da corrente de fuga das instalações fotovoltaicas [11] e interrupção automática;
(iii) Sistema de desligamento rápido do arranjo fotovoltaico [12];
(iv) Dispositivos de proteção fusíveis de proteção nos arranjos fotovoltaicos [9], e;
(v) Sistema de detecção e interrupção de arco elétrico c.c., conhecido por AFCI (do inglês: Arc-Fault Circuit Interrupter) [13, 14, 15].

Os arcos em série são detectados por dispositivos que medem as correntes do circuito e procuram um espectro de alta frequência com uma assinatura que é característica da ionização e descarga de plasma no arco.

Se o arco em série for detectado, ele pode ser extinto simplesmente desligando o inversor e interrompendo o fluxo de corrente [7].

A Figura 3 mostra a diferença entre o espectro de um sistema com um arco elétrico detectado e um sistema sem a presença de um arco elétrico.

Espectro de um sistema com arco vs. sistema sem arco elétrico. Fonte: Huawei Technologies Co., Ltd.

Figura 3: Espectro de um sistema com arco vs. sistema sem arco elétrico. Foto: Huawei Technologies Co., Ltd.

Embora os requisitos de segurança elétrica e contra incêndio sejam requisitos do sistema fotovoltaico como um todo, as normas consideram a obrigatoriedade de sua inserção em conjunto com o equipamento. Com base neste preceito, o melhor local do ponto de vista técnico econômico dos itens (i), (ii) e (v) anteriormente listados são no inversor fotovoltaico.

Ter as strings indo direto para o inversor coloca a proteção contra arco c.c. no inversor, o que é mais conveniente do que ter eletrônicos detectando arcos c.c. nas stringbox. Além disso, o monitoramento e a proteção contra arco c.c. são mais fáceis. Se houver uma falta à terra ou arco elétrico, o inversor deve isolar ambos os circuitos um do outro e do aterramento [16].

Por este motivo, os mercados mais avançados exigem que todos os inversores atendam a norma IEC 62109-2 (itens (i) e (ii)), bem como crescentemente passam a exigir soluções para o item (v). Também as normas de instalação locais estão exigindo a adequação para o item (iv). Muitos códigos elétricos nacionais agora exigem detecção de falha de arco para sistemas fotovoltaicos [1, 17]. Segue abaixo uma lista de alguns países e requisitos solicitados:

  • EUA: NEC 2014, NEC 2017, NEC 2020 (Rapid Shutdown, Arco elétrico);
  • Canada: NEC 2017 (Rapid Shutdown, Arco elétrico);
  • México: NOM-001-SEDE-2012 (Rapid Shutdown)
  • Alemanha: VDE-AR-E 2100-712 (Segurança contra incêndios)
  • Itália: N.1324-2012 (Segurança contra incêndios)
  • Turquia: Requisito residencial
  • Shanghai – Padrão Técnico para instalação fotovoltaica em telhado DG/TJ08-2004B-2020
  • Taiwan: NEC 2020 (processo de desligamento / Rapid Shutdown)
  • Filipinas: PEC 690.2 (Rapid Shutdown)
  • Austrália: Nova AS5033 (processo de lançamento)

Como exemplo, o NEC 2017 afirma que “sistemas fotovoltaicos operando em tensão de 80 Volts c.c. ou maior entre dois condutores deverá ser protegido por interruptor de falhas de arco elétrico indicado ou outro componente com proteção equivalente. O sistema deverá detectar e interromper arcos elétricos nos condutores, conectores, módulos, ou outros componentes no circuito c.c. do sistema fotovoltaico”.

Por sua vez, a UL1699B estipulou condições concretas de teste e metodologias na detecção e interrupção de arcos elétricos. É imposto que dispositivos AFCI em sistemas fotovoltaicos precisam detectar um arco e interrompê-lo em no máximo 2,5 segundos.

A própria NBR 16690 afirma que “é desejável, portanto, ter um método rápido de detecção e interrupção de arcos elétricos em sistemas fotovoltaicos”. Contudo, não apresenta nenhum requisito que efetivamente protege o sistema fotovoltaico, pessoas e patrimônio em casos que ocorra um arco elétrico. Neste aspecto, apenas dois trechos da NBR 16690 apresentam prescrições relacionadas ao arco elétrico, ambas preventivas, como segue:

  1. Todas as conexões devem ser verificadas quanto ao torque mínimo e à polaridade durante a instalação para reduzir o risco de faltas e possíveis arcos durante o comissionamento, operação e manutenção futura;
  2. Sempre que possível, deve haver separação entre os condutores positivos e negativos dentro das caixas de junção, de maneira a minimizar os riscos de arcos em corrente contínua que possam ocorrer entre estes condutores.

Além disso, a solução efetiva do problema fica totalmente sob a responsabilidade do projetista/instalador, visto que a NBR 5410 [18] prescreve que “a instalação elétrica deve ser concebida e construída de maneira a excluir qualquer risco de incêndio de materiais inflamáveis, devido a temperaturas elevadas ou arcos elétricos”.

Muitos inversores mais novos são equipados com detecção de arco c.c. Se houver um arco, o inversor deve desligar [6]. A detecção e interrupção de falta à terra (GFDI) e o circuito de interrupção de arco elétrico (AFCI) são frequentemente incorporados ao circuito de entrada c.c. de inversores diretamente conectados à rede [19].

O AFCI deve desarmar em qualquer situação. O AFCI fornece proteção adicional além da proteção fornecida por um GFDI.

Enquanto os dispositivos GFDI detectam uma diferença na corrente entre os condutores positivo e negativo de aproximadamente 0,5 A para sistemas pequenos, uma diferença na corrente de alimentação e retorno não é necessária para ativar um dispositivo AFCI.

O dispositivo AFCI detecta eletronicamente a assinatura eletrônica de um arco e responde abrindo o circuito e fornecendo uma indicação visual de que o dispositivo detectou uma falha [19].

Portanto, é possível comprar inversores que incorporam componentes adicionais de modo que os mesmos estejam em conformidade com o código NEC, com proteção de falta à terra, proteção contra arco elétrico, com desconexão das entradas e saídas, fusíveis para múltiplas entradas de string e carcaça à prova de intempéries [19].

Histórico em mercados mais maduros

O EUA foi pioneiro em eletrificação de cidades. Podemos citar como exemplo que Nova York foi a primeira cidade do mundo a ter iluminação pública, em 1882. Portanto, nada mais natural que este país seja pioneiro em vários assuntos relacionados a eletricidade.

Dito isto, no que diz respeito à circuitos de detecção e interrupção de arcos elétricos, os pedidos de patentes relacionados à proteção contra arco elétrico datam dos anos 1930 e hoje é considerada uma tecnologia madura [20].

A aplicação do AFCI não é uma medida restritiva, muito menos voltada especificamente para a proteção do corpo de bombeiros.

A Electrical Safety Foundation International (ESFI) afirmou que se trata de uma tecnologia que poderia salvar “centenas de vidas, reduzindo milhares de feridos e quase US $ 1 bilhão de dólares em danos materiais anualmente” [21]. Estamos falando de vidas e patrimônio. A necessidade é clara e a tecnologia é comprovada.

O NEC introduziu os requisitos de AFCI em 1999, desde então, o assunto vem sendo aprimorado continuamente em todas as suas revisões.

Este aprimoramento é o caminho natural, o qual permite que as normas acompanhem a evolução tecnológica e da sociedade. O mesmo processo pode ser observado nas normatizações e regulamentações em qualquer outro país.

Existem vários estudos realizados por órgãos de extrema confiabilidade abordando a problemática de incêndios em locais com presença de sistemas fotovoltaicos.

Para esclarecer estes pontos, apresentamos bibliografia evidenciando o que ocorreu em mercados mais maduros, como segue:

1.Reino Unido

O BRE National Solar Centre do Reino Unido, através de investigações e evidências, publicou um estudo de casos de incêndios envolvendo sistemas FV, apresentando uma revisão de incidentes históricos, literatura relevante, padrões e treinamento [22].

Figura 4 – Resumo da severidade de incêndios e envolvimento dos sistemas fotovoltaicos. Fonte: BRE National Solar Centre [22]

Figura 4 – Resumo da severidade de incêndios e envolvimento dos sistemas fotovoltaicos. Foto: BRE National Solar Centre [22]

Em resumo, a Figura 4 evidencia que, em todos os casos de incêndios investigados, independentemente da severidade, a maioria dos incêndios foi causada pelo sistema fotovoltaico.

O BRE apontou na Figura 5 que, dentre os casos em que os componentes do sistema fotovoltaico foram registrados como a causa mais provável dos incêndios investigados, os isoladores CC ficaram em primeiro lugar.

Figura 5 – Número de vezes que os componentes FV foram registrados como a causa provável do incêndio. Fonte: BRE National Solar Centre [22]

Figura 5 – Número de vezes que os componentes FV foram registrados como a causa provável do incêndio. Fonte: BRE National Solar Centre [22]

No entanto, convém lembrar que os isoladores CC por si só não geram um arco elétrico e, sim, os níveis de tensão CC aos quais estes componentes estão submetidos.

Desta forma, mesmo que em 18 casos os isoladores CC tenham sido apontados como a causa provável do incêndio, o estudo fez questão de registrar algumas evidências encontradas que resultaram na seguinte afirmação: “interpretando os dados, parece haver três problemas separados com os isoladores CC”:

  • Produtos mal projetados ou construídos – 1 caso
  • Prática de instalação ruim – 2 casos
  • Especificação incorreta dos isoladores CC – 9 casos

Como dito anteriormente, os isoladores por si só não geram o arco elétrico, sendo que em alguns casos foi detectado o ingresso de água dentro dos isoladores. Partindo da mesma premissa, também é incorreto afirmar que os conectores em si sejam causadores de incêndio, mas sim os níveis de tensão CC que sustentam o arco elétrico.

2.Itália

Um estudo conduzido por pesquisadores da Tecsa SRL (empresa de consultoria especializada), da Politécnica de Torino e a Brigada Nacional de Combate ao Incêndio da Itália apresentou uma avaliação do risco de incêndio de instalações fotovoltaicas [23].

Merece destaque o abstract do artigo que constata o seguinte:

As usinas fotovoltaicas conheceram um aumento acentuado no número e na potência instalada na última década em todo o mundo. Juntamente com este crescimento, também os riscos associados aumentaram significativamente. Dentre estes, o risco de incêndio chamou a atenção de ambas as Autoridades, gerentes de usinas e quaisquer outras partes interessadas (como os proprietários da propriedade) devido ao alto número de incêndios envolvendo usinas solares”.

A Figura 6 mostra a quantidade de incêndios relacionados a usinas fotovoltaicas na Itália no período de 2003 a 2014 (11 anos).

Figura 6 – Incêndios relacionados a usinas fotovoltaicas na Itália. Fonte: Italian National Fire Corp, Statistical Service [23]

Figura 6 – Incêndios relacionados a usinas fotovoltaicas na Itália. Foto: Italian National Fire Corp, Statistical Service [23]

Os dados disponíveis sobre incêndios em usinas fotovoltaicas incluem uma grande variedade de episódios de incêndio, incluindo incêndios em caixas de conexão, incêndios envolvendo apenas alguns módulos fotovoltaicos e grandes incêndios (a maioria) ocorridos em usinas localizadas no telhado do edifício, que se espalharam para dentro através das claraboias no telhado” [23].

O estudo apresenta algumas causas raízes para, em seguida, afirmar que um dos efeitos finais desses fenômenos está associado a um arco CC.

É interessante fazer um comparativo com o mercado brasileiro, o qual se iniciou efetivamente após a publicação da Resolução Normativa Nº482 de 17 de abril de 2012.

Ao fazer um paralelo com do mercado brasileiro com o mercado italiano, onde em 2012 foram registrados quase 800 casos, é possível afirmar que se não forem adotadas ações regulatórias ou normativas no sentido de mitigar riscos de incêndios em edificações com sistemas fotovoltaicos, estaremos arriscando repetir o mesmo cenário de aumento exponencial de casos de incêndio relacionados a usinas fotovoltaicas.

No caso da Itália o número de casos de incêndios só começou a diminuir após a publicação e aplicação de duas diretrizes: Fire Safety of Photovoltaic Systems, Province of Trento, 2011 e Guidelines for PV plant Installation, Dipartimento dei vigili del fuoco, Dipartimento del soccorso pubblico della difesa civile, 2012 Edition.

3. Alemanha

Um amplo estudo sobre perigos de incêndios em sistemas FV [24], conduzido por pesquisadores do Instituto Fraunhofer para Sistemas de Energia Solar, TÜV Rheinland Energia e Meio Ambiente, Corpo de Bombeiros de Munique e Universidade de Berna para Ciências Aplicadas, foi publicado e apresentado na EU PVSEC, que é a maior conferência internacional de pesquisa, tecnologias e aplicações fotovoltaicas.

Os casos estudados fazem parte de uma base de dados que compreende o período de 1995 a 2012 (17 anos) e foram limitados ao território alemão. De um total de 400 incidentes, 180 casos (45%) foram provocados pelo sistema fotovoltaico.

Neste estudo, o qual é bem mais amplo e detalhado que o do Reino Unido e Itália, chama a atenção a quantidade de casos onde o inversor foi o responsável pelo início do incêndio, conforme pode ser visto na Figura 7 a seguir:

Figura 7 - Contagens de componentes onde o incêndio começou [24]

Figura 7 – Contagens de componentes onde o incêndio começou [24]

Reiteramos que os componentes por si só não geram um arco elétrico e, sim, os níveis de tensão CC aos quais estes componentes estão submetidos. Convém deixar registrado que, a partir da página 3 de [24] o estudo aponta diversas vezes o arco elétrico como o risco fundamental, conforme Figura 8 a seguir:

Figura 8 - Arco elétrico sendo apontado como risco fundamental em [24]

Figura 8 – Arco elétrico sendo apontado como risco fundamental em [24]

Por fim, o estudo afirma que “em aplicações críticas, o emprego de detectores de arco deve ser considerado para reduzir o risco de incêndio” [24].

Entendemos como aplicações críticas justamente os locais onde não existem pessoas qualificadas e treinadas para lidar com os riscos do arco elétrico, por exemplo, instalações em residências.

4. Brasil

O problema do arco elétrico vem tomando grandes proporções no Brasil. Já foram registrados vários casos de incêndios ocorridos por causa do arco elétrico. Seguem algumas imagens de algumas instalações no Brasil onde o arco elétrico provocou um incêndio:

Figura 10 – Incêndio provocado por arco elétrico no circuito de corrente contínua

Figura 9 – Incêndio provocado por arco elétrico no circuito de corrente contínua com inversor fotovoltaico

 

Figura 11 – Incêndio provocado por arco elétrico no circuito de corrente contínua

Figura 10 – Incêndio provocado por arco elétrico no circuito de corrente contínua com inversor fotovoltaico

 

Figura 14 – Incêndio ocorrido por arco elétrico nos condutores de corrente contínua

Figura 11 – Incêndio ocorrido por arco elétrico nos condutores de corrente contínua com inversor fotovoltaico

Alguns destes casos possuem vídeos da ocorrência, os quais foram obtidos através de grupos de discussão na web.

Discussão 

Mais de 50% do market share de inversores vendidos no Brasil são de marcas que também comercializam em mercados que obrigam tanto o AFCI quanto o Rapid Shutdown, portanto, possuem domínio dessas tecnologias.

Contudo, algumas dessas marcas optam por trazer versões mais simples e consequentemente menos seguras para o mercado Brasileiro, exatamente por não haver a obrigatoriedade desses dispositivos.

O consumidor final normalmente desconhece os riscos associados às instalações fotovoltaicas. Somado a isso, muitos instaladores no Brasil desconhecem os riscos por possuírem baixo nível de qualificação técnica.

Por este motivo, é fundamental que os equipamentos fotovoltaicos possuam proteções internas que possam detectar eventuais falhas nas instalações que causam consequências gravíssimas, como perdas de vida por choque elétrico ou incêndio.

As normas ABNT NBR 5410 e 16690 estão em processo de revisão. Há também a expectativa de mudanças na NBR 5410 que estabelecerá, em um primeiro momento, a recomendação do uso de dispositivos de detecção e interrupção de arco elétrico (AFCI) nas instalações elétricas de baixa tensão. Consequentemente, o AFCI também deverá ser discutido na revisão da NBR 16690 nas instalações de sistemas fotovoltaicos.

Conclusão

O assunto “detecção e interrupção de arco elétrico” é de extrema importância por se tratar de uma solução para atender às necessidades de segurança do mercado FV, tendo atingido maturidade suficiente para sua aplicabilidade.

Os arcos elétricos são um problema grave que ocorre em sistemas fotovoltaicos. Podem ser encontradas tensões em telhados de 600 volts, 800 volts e podendo chegar até 1.500 volts em corrente contínua. Ao trabalhar com esses níveis de tensão, o risco de arco elétrico sempre existirá.

Portanto, vimos que o risco de arcos elétricos e, consequentemente, mortes, ferimentos, perdas e danos de patrimônios é uma preocupação séria. Existem países que adotam o AFCI como obrigatório e vimos pesquisadores de importantes instituições recomendando a aplicação de detectores de arco para reduzir o risco de incêndio.

É possível comprar inversores com o circuito AFCI integrado, como por exemplo, os inversores da Huawei que possuem o AFCI integrado em seus inversores de string. Outra opção é utilizar tecnologias como a dos microinversores APsystems que, por trabalharem com extrabaixa tensão, naturalmente dispensam o AFCI.

Esta é mais uma das considerações que todo bom projetista de sistemas fotovoltaicos deve ser levar em conta na seleção do inversor e na tecnologia de sistemas fotovoltaicos.

Referências

[1] M. K. Alam, F. Khan, J. Johnson, and J. Flicker, “A Comprehensive Review of Catastrophic Faults in PV Arrays: Types, Detection, and Mitigation Techniques”, IEEE J. Photovolt., vol. 5, no. 3, pp. 982–997, 2015.

[2] Isermann, Rolf, “Fault-Diagnosis Systems: An Introduction from Fault Detection to Fault Tolerance”, Alemanha, Springer Berlin Heidelberg, 2006.

[3] Prysmian Cables & Systems, “Manual Prysmian de Instalações Elétricas”, 2010.

[4] Shiva Gorjian, Ashish Shukla, “Photovoltaic Solar Energy Conversion – Technologies, Applications and Environmental Impacts”, Academic Press, 2020.

[5] John H. Wohlgemuth, “Photovoltaic Module Reliability”, Virginia, USA, Wiley, 2020.

[6] Sean White, “Solar Photovoltaic Basics: a Study Guide for the NABCEP Associate Exam”, Second Edition, 2019.

[7] Reinders, A., Verlinden, P., Van Sark, W., & Freundlich, A., “Photovoltaic Solar Energy: from Fundamentals to Applications”, John Wiley & Sons, 2017.

[8] Ashok L. Kumar, S. Albert Alexander, Madhuvanthani Rajendran, “Power Electronic Converters for Solar Photovoltaic Systems”, Academic Press, 2020.

[9] Associação Brasileira de Normas Técnicas, Norma Brasileira ABNT NBR 16690:2019 – Instalações Elétricas de Arranjos Fotovoltaicos – Requisitos de Projeto, 2019.

[10] Regulation and Supervision Bureau for the water, wastewater and electricity sector in the Emirate of Abu Dhabi, “Installation of Solar PV Systems Guidance Document”, www.rsb.gov.ae., Publication No. EP/P04/101, January, 2017.

[11] International Electrotechnical Commission, IEC 62109-2:2011 – Safety of Power Converters for Use in Photovoltaic Power Systems – Part 2: Particular Requirements for Inverters.

[12] 2014 National Electrical Code, ANSI/NFPA70, Published by the National Fire Protection Association, Quincy, MA, 2014.

[13] 2011 National Electrical Code, ANSI/NFPA70, Published by the National Fire Protection Association, Quincy, MA, 2011.

[14] UL Standard for Photovoltaic (PV) DC Arc-Fault Circuit Protection; UL 1699B, Underwriters Laboratories, Edition 1, 2018.

[15] International Electrotechnical Commission, IEC 63027 ED1 – DC Arc Detection and Interruption in Photovoltaic Power Systems.

[16] Bill Brooks, Sean White, “Photovoltaic Systems and the National Electric Code”, Taylor & Francis, 2018.

[17] Yongheng Yang, Katherine A. Kim, Frede Blaabjerg, Ariya Sangwongwanich, “Advances in Grid-Connected Photovoltaic Power Conversion Systems”, Woodhead Publications, 2019.

[18] NBR 5410

[19] Roger Messenger, Amir Abtahi, “Photovoltaic Systems Engineering”, Fourth Edition, CRC Press, 2017.

[20] White Paper – History of the AFCI – Siemens Download Center.

[21] Electrical Safety Foundation International, News Release, November 7, 2005.

[22] BRE National Solar Centre, UK, “Fire and Solar PV Systems – Investigations and Evidence”, Report #P100874-1004, Issue 2.5, July, 2017.

[23] Fiorentini L., Marmo L., Danzi E., Puccia V., 2016, “Fire risk assessment of photovoltaic plants. a case study moving from two large fires: from accident investigation and forensic engineering to fire risk assessment for reconstruction and permitting purposes”, Chemical Engineering Transactions, 48, 427-432.

[24] H. Laukamp et al. “PV Fire Hazard – Analysis and Assessment of Fire Incidents”, 28th EU PVSEC 2013, Paris.

As opiniões e informações apresentadas são de responsabilidade do autor e não refletem, necessariamente, a opinião do Canal Solar.

João Paulo de Souza

João Paulo de Souza

É engenheiro responsável pela Ecori Energia Solar e especialista em sistemas fotovoltaicos com tecnologia MLPE (module-level power electronics). Tem Mestrado em Engenharia Eletrônica e Computação pelo Instituto Tecnológico de Aeronáutica (ITA), graduação em Engenharia Elétrica Industrial e curso técnico profissionalizante em Eletrotécnica Industrial pelo Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia do Maranhão (IFMA). Membro do Comitê Técnico Brasileiro de Sistemas de Conversão Fotovoltaicas de Energia Solar ABNT/CB-003. Ex-sócio e fundador da LUNION Energia e Automação. Engenheiro de sistemas aeroespaciais na Binacional Alcântara Cyclone Space (ACS). Foi pesquisador colaborador no Instituto de Aeronáutica e Espaço (IAE). Trabalhou na montagem do Laboratório de Identificação, Navegação, Controle e Simulação (LINCS) no IAE.

6 comentários

  • Paulo Uratani disse:

    Deveriam colocar como obrigatório nas especificações do inversor essas proteções.
    quando não tem obrigatoriedade, muitos vão pelo mais barato, o que segue sempre essa regra. o mais barato.

  • Jose Felipe Wavrik disse:

    Parabéns pelo artigo de tão alta complexidade que é o estudo das três principais falhas catastróficas em arranjos fotovoltaicos que são as faltas a terra e os consequentementes incêndios. Mas do que nunca defendo que os projetos e dimensionamento Solares devem ser realizados apenas por Engenheiro Eletricista, per essas e outras razões e não desqualificado os técnicos e outras engenharias, mas pelos profundos e específicos conhecidos técnicos exigidos na área dos Sistemas Fotovoltaicos.

  • Francisco Wenes de Almeida disse:

    Parabéns pelo artigo, é um excelente alerta para projetistas e instaladores de sistemas fotovoltaicos.
    É bom lembrar que o uso de strings com número menor de módulos fotovoltaicos, reduzem os níveis de tensão e que,, em muitos casos, embora o inversor permita se utilizar mais strings, por questões de redução de custos, não se utiliza dessa segurança.
    Outro alerta é o uso de condutores de capacidade de isolação relativamente baixa em relação a ddp da string, condutores estes geralmente utilizados em circuitos de corrente alternada normalmente, onde as tensões são menores.

  • Cláudio Furtado disse:

    Muito bom o conteúdo, sou instalador solar e isso muito me interessa. Parabéns pelo artigo, gostaria de ler mais a respeito. Obg.

  • Sergio Reis disse:

    Muito bom essa matéria

  • Voldenirkanopf disse:

    Muito interessante a matéria. Gostaria de saber mais detalhes sobre ela.

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