Resposta rápida: como especificar um DPS CC para um arranjo solar

Escolha um DPS CC por quatro entradas: a tensão máxima de circuito aberto do arranjo, sua corrente máxima de curto-circuito, se um sistema de proteção contra descargas atmosféricas está presente e o esquema de aterramento. Dimensione a tensão máxima de operação contínua para Ucpv ≥ 1,2 × a Voc máxima do arranjo (IEC 61643-32), escolha Tipo 2 para telhados comuns ou Tipo 1+2 onde a exposição a descargas atmosféricas ou um SPDA está presente, e confirme que o dispositivo é classificado para CC com um desconector térmico integrado. Combine a classe de tensão com o sistema: 600 V, 1000 V ou 1500 V.

Um dispositivo de proteção contra surtos CC falha de uma forma que um de CA nunca falha. Em uma manhã fria e clara, uma string fotovoltaica atinge sua tensão mais alta do ano, o arranjo fica energizado no instante em que o sol surge no horizonte, e não há passagem por zero alternada para ajudar a extinguir um arco interno. Um DPS escolhido pela tensão nominal do sistema — “é um sistema de 1000 V, então um dispositivo de 1000 V está bom” — pode ficar permanentemente sobrecarregado, derivar para corrente de fuga e desarmar seu desconector térmico meses antes de sua vida útil nominal. O número que protege o arranjo não é a tensão nominal; é a tensão máxima real de circuito aberto do arranjo mais uma margem, e todo o resto da especificação decorre de acertar esse único valor.

Este guia percorre a seleção do lado CC da forma como um montador de painéis ou especificador de EPC realmente faz: estabeleça as entradas do arranjo, dimensione a tensão, escolha o tipo, defina as classificações de proteção e então feche o ciclo em corrente de falta, desconector térmico, configuração, aterramento, folha de dados, lado CA e ciclo de vida. Ele segue a estrutura da IEC 61643-31 (a norma de produto para DPS CC fotovoltaicos) e da IEC 61643-32 (seleção e aplicação). Para a visão mais ampla entre dispositivos Tipo 1, 2 e 3 e ambos os lados CA e CC, consulte o guia completo de dispositivos de proteção contra surtos; este artigo é o complemento do lado CC que se aprofunda onde um arranjo solar torna a decisão diferente.

Por que um DPS CC não é um DPS CA virado de lado

A tentação de reutilizar um supressor de surto CA sobressalente no lado fotovoltaico é o atalho mais perigoso na proteção contra surtos solares. A corrente alternada passa por zero cem vezes por segundo; quando um varistor no fim da vida começa a conduzir, essa passagem natural por zero ajuda o desconector interno a interromper a corrente de seguimento. Um arranjo fotovoltaico fornece corrente contínua ininterrupta sem nenhuma passagem por zero. Um varistor de óxido metálico em degradação pode, portanto, sustentar um arco CC, aquecer e se tornar uma fonte de incêndio em vez de falhar com segurança.

O elemento de proteção em si funciona da mesma forma em ambos os mundos: um varistor de óxido metálico (MOV) é efetivamente um circuito aberto em tensão normal e colapsa para uma baixa impedância em nanossegundos quando a tensão cruza seu limiar, desviando o surto para a terra e limitando a tensão residual. Alguns dispositivos combinam o MOV com um centelhador a gás (GDT) em série para eliminar a corrente de fuga e melhorar o modo de falha. O que muda no lado CC não é a física da limitação, mas o comportamento de falta após o envelhecimento do elemento, e é por isso que o dispositivo inteiro — sua classificação de tensão, seu desconector e sua topologia interna — é construído para CC.

Por essa razão, um DPS CC fotovoltaico em conformidade é construído de forma diferente. Ele é classificado para operação contínua em CC, seus modos de proteção são arranjados para um arranjo CC flutuante ou funcionalmente aterrado em vez de uma alimentação CA referenciada ao neutro, e ele possui um desconector térmico integrado que isola o varistor em caso de falha sem depender de uma passagem por zero de corrente. A IEC 61643-31 é explícita ao afirmar que esses dispositivos são dedicados ao lado CC de geradores fotovoltaicos e inversores — um DPS CA não atende a esses requisitos e jamais deve ser usado como substituto. Essa é uma função diferente da de um dispositivo que protege contra sobretensão e subtensão sustentadas da rede; se a sua preocupação é uma subida ou queda lenta na tensão de alimentação, e não um transitório de microssegundos, isso é domínio de um protetor contra sobretensão e subtensão, não de um DPS.

Comece pelo arranjo: as quatro entradas que definem o DPS

Cada valor nominal na folha de dados do DPS responde a uma pergunta sobre o arranjo. Estabeleça estas quatro entradas antes de analisar qualquer produto:

Tensão máxima de circuito aberto, Uoc(máx). Não é a tensão nominal do sistema — é a tensão mais alta que a string pode atingir, que ocorre em circuito aberto na manhã mais fria esperada. Isso define a Ucpv.
Corrente máxima de curto-circuito, Iscpv. A corrente de curto-circuito prospectiva do arranjo na posição do DPS, majorada para irradiância e temperatura. Isso define o requisito de suportabilidade a curto-circuito e determina se é necessário um dispositivo de proteção de retaguarda externo.
Exposição a raios e presença de SPDA. Se o local tem um sistema de proteção contra descargas atmosféricas, se está em uma posição exposta ou com alta densidade de descargas, ou se não consegue manter a distância de separação dos condutores de descida. Isso decide entre Tipo 2 e Tipo 1+2.
Arranjo de aterramento e comprimento do cabo CC. Arranjo funcionalmente aterrado ou flutuante, e a distância de cabo entre o arranjo e o inversor. Isso decide a configuração interna do DPS e quantos pontos de instalação de DPS o sistema precisa.

Acertar esses quatro pontos torna o restante da especificação mecânico. Errar neles faz com que nenhuma corrente nominal de descarga chamativa salve a instalação.

Dimensionamento da Ucpv: a regra de 1,2 × Voc e a verificação da manhã fria

Ucpv é a tensão máxima de operação contínua que o DPS pode suportar indefinidamente sem se degradar. Todos os modos de proteção dentro do dispositivo — positivo para terra, negativo para terra e polo a polo — devem operar acima da tensão mais alta do arranjo em todas as condições de serviço. A IEC 61643-32 declara a regra diretamente:

Ucpv ≥ 1,2 × Uoc(máx), onde Uoc(máx) é a tensão máxima de circuito aberto do arranjo nas condições de teste padrão.

O fator 1,2 não é margem arbitrária. A tensão de circuito aberto aumenta à medida que a temperatura da célula cai abaixo dos 25 °C das condições de teste padrão, a aproximadamente 0,3 % por grau para silício cristalino. A margem de 20 % absorve esse aumento de clima frio na maioria dos climas, para que o DPS nunca opere em ou acima de sua Ucpv quando o arranjo atinge o pico ao amanhecer.

Exemplo prático: uma string de classe 1500 V

Considere uma string de 24 módulos, cada um com tensão de circuito aberto STC de 49,5 V.

Uoc(máx) do arranjo em STC = 24 × 49,5 V = 1188 V.
Aplique a margem padrão: Ucpv ≥ 1,2 × 1188 V = 1426 V.
Selecione a próxima classe de tensão acima desse valor: um DPS CC de 1500 V (Ucpv nominal de 1500 V).

Faça a verificação cruzada da manhã fria para um local extremo. Em uma temperatura mínima de célula de projeto de −10 °C, o termo de temperatura é uma queda de 35 graus × 0,3 %/°C ≈ +10,5 %, então a Voc sobe para cerca de 1188 × 1,105 ≈ 1313 V — ainda confortavelmente abaixo da Ucpv de 1500 V. Para um clima muito frio, calcule a Voc na sua própria temperatura mínima de projeto com o coeficiente de temperatura do módulo e confirme que a Ucpv ainda a supera; o fator 1,2 cobre condições comuns, não uma instalação no Ártico. Depois, mapeie para a lista de classes:

Sistemas até ~600 V → classe Ucpv de 600 V (ou superior).
Sistemas de 1000 V → classe de 1000 V.
Sistemas de 1500 V → classe de 1500 V.

Tipo 2 ou Tipo 1+2? Combine o DPS com a exposição a raios

O tipo é uma decisão de risco de raios, não um nível de qualidade. Ele decorre da quarta entrada acima e do projeto de proteção contra raios do local.

Tipo 2 dispositivos são testados com a forma de onda de 8/20 µs e classificados pela corrente nominal de descarga (In) e pela corrente máxima de descarga (Imax). Eles lidam com surtos induzidos e transitórios de comutação — a ameaça cotidiana em um telhado de edifício sem sistema externo de proteção contra raios. Isso cobre a maioria dos arranjos residenciais e comerciais em telhados.
Tipo 1+2 dispositivos adicionam uma classificação de corrente parcial de raio, a corrente de impulso Iimp testada com a forma de onda de 10/350 µs, mantendo ainda a proteção Tipo 2. Especifique-os onde houver um sistema de proteção contra raios e a distância de separação não puder ser mantida, em arranjos expostos montados no solo e no topo de colinas, e em regiões de alta densidade de descargas atmosféricas — em qualquer lugar onde uma parcela da corrente direta de raio possa ser conduzida para o lado CC.

A pergunta decisiva é se a corrente direta ou parcial de raio pode alcançar a fiação do arranjo, o que é avaliado por meio da análise de risco de proteção contra raios do local (a série IEC 62305). Se a resposta for sim, a capacidade extra de Iimp de um dispositivo Tipo 1+2 protege contra uma energia que o ensaio Tipo 2 não representa. Se a resposta for claramente não, um dispositivo Tipo 2 bem especificado é a escolha correta e mais econômica, não um compromisso.

As classificações do lado CC que realmente protegem o inversor

Uma vez fixados a tensão e o tipo, três classificações determinam se o inversor atrás do DPS está genuinamente protegido:

Classificação	O que ela representa	Regra de seleção
Para cima (nível de proteção de tensão)	A tensão residual que o DPS permite alcançar o equipamento durante um surto	Mantenha Up pelo menos ~20 % abaixo da tensão suportável de impulso (Uw) da entrada CC do inversor, para que reste uma margem após as perdas no comprimento dos condutores
Em (corrente nominal de descarga)	A corrente de 8/20 µs que o DPS pode desviar repetidamente sem danos	Um In mais alto oferece mais folga e maior vida útil em locais expostos; trate-o como a classificação de trabalho, não como o máximo
Imax (corrente máxima de descarga)	A corrente de 8/20 µs de evento único que o DPS pode suportar uma vez	Um teto de sobrevivência para um evento severo, não um valor de serviço; especifique com margem acima do surto esperado, não igual a ele

Up é a classificação que mais frequentemente é ignorada e que mais diretamente decide se o inversor sobrevive. Um dispositivo com um Imax impressionante, mas com um Up próximo da tensão suportável do inversor, deixa passar um transitório que a eletrônica não consegue absorver. A linha solar CC da JUTRION, por exemplo, especifica Up em seus dispositivos de 40 kA (8/20 µs Imax) para que essa coordenação possa ser verificada com a folha de dados do inversor em vez de presumida.

Coordene os estágios e verifique o DPS integrado do inversor

Duas perguntas relacionadas a DPS decidem se dispositivos adicionais ajudam ou simplesmente desperdiçam dinheiro.

Coordenação de energia entre estágios. Quando um dispositivo Tipo 1+2 no arranjo ou caixa combinadora trabalha em conjunto com um dispositivo Tipo 2 no inversor, os dois devem ser coordenados em energia para que o dispositivo a montante absorva o impacto de alta energia e o dispositivo a jusante apenas apare o residual. A coordenação é obtida mantendo cabo CC suficiente entre os estágios — aproximadamente 10 metros proporcionam desacoplamento indutivo suficiente — ou, quando essa distância não está disponível, por um indutor de desacoplamento ou um conjunto coordenado verificado pelo fabricante. Misturar dispositivos de dois fabricantes sem desacoplamento definido pode deixar o DPS a jusante sobretensionado; siga os dados de coordenação do fabricante em vez de presumir que quaisquer dois dispositivos cooperam.

O inversor já pode conter um DPS CC. Muitos inversores string modernos são fornecidos com um DPS CC Tipo 2 integrado ou um slot para um módulo plugável. Confirme isso antes de especificar um dispositivo externo na entrada CC do inversor: se o inversor já protege seus próprios terminais, o esforço externo pertence à extremidade do arranjo ou da caixa combinadora, onde um longo trecho CC de retorno fica de outra forma desprotegido. Especificar um segundo DPS a 200 mm de um integrado existente não protege nada de novo e adiciona um ponto de falha.

Corrente de falta, backup e o desconector térmico: a cadeia de segurança que os concorrentes ignoram

É aqui que uma seleção de grau de especificação se separa de uma escolha de catálogo, e onde a maioria dos artigos sobre DPS solares fica em silêncio. Três requisitos interligados impedem que um DPS em falha se torne uma falta CC.

Suportabilidade de curto-circuito (Iscpv / SCCR)

O DPS deve sobreviver à corrente de curto-circuito prospectiva do arranjo em sua posição instalada. Compare a corrente suportável de curto-circuito nominal do dispositivo, Iscpv, com a corrente máxima de curto-circuito do arranjo — aproximadamente 1,25 × a Isc STC dos módulos para o número relevante de strings em paralelo, o fator 1,25 cobrindo o aumento de irradiância e temperatura conforme a prática de projeto de arranjos FV (IEC 62548). Para uma caixa combinadora reunindo quatro strings em paralelo de módulos com corrente de curto-circuito STC de 13,5 A, isso é 1,25 × 13,5 A × 4 ≈ 68 A; o DPS nessa posição precisa de uma classificação Iscpv igual ou superior a aproximadamente 68 A. A Iscpv do DPS deve ser igual ou superior a esse valor em todos os locais onde for instalado.

O desconector térmico integrado

Como um arco CC não tem passagem natural por zero de corrente, a IEC 61643-31 exige que o DPS se isole em caso de falha. Na prática, isso é um desconector térmico ligado ao varistor que abre o caminho de proteção quando o elemento superaquece no fim da vida útil. É um elemento de segurança obrigatório de um DPS CC FV, não um recurso premium — um dispositivo sem ele não tem lugar no lado CC.

Quando um dispositivo de backup externo é necessário

Um fusível de backup externo ou desconector classificado para CC é necessário apenas quando a corrente de curto-circuito prospectiva do arranjo excede a classificação Iscpv do DPS. Muitos DPS CC FV são classificados para suportar a corrente total de curto-circuito da string e não precisam de nenhum backup externo; adicionar um fusível desnecessário apenas introduz um ponto de falha extra e comprimento de condutor. Leia a folha de dados do DPS: ela indica a corrente máxima de curto-circuito do arranjo que o dispositivo tolera sem auxílio e, onde um backup é necessário, a classificação recomendada. Em usinas maiores, especifique também um dispositivo com contato de sinalização remota para que um operador veja um DPS em fim de vida no sistema de monitoramento em vez de abrir gabinetes para inspecionar visualmente os indicadores de estado.

Configuração de fiação: 2 polos padrão versus Y para arranjos aterrados e flutuantes

Os DPS CC fotovoltaicos vêm em mais de uma topologia interna, e a escolha depende do arranjo de aterramento do arranjo fotovoltaico. As duas que você encontrará são:

2 polos padrão: um varistor do polo positivo para a terra e outro do polo negativo para a terra. Simples e apropriado para sistemas com aterramento funcional onde esse arranjo se adequa ao arranjo fotovoltaico.
Configuração em Y (também chamada de 3+0 ou proteção total): os polos positivo e negativo conectam-se cada um por meio de um varistor a um nó comum, e esse nó conecta-se à terra por meio de um tubo de descarga de gás (centelhador). Como o centelhador bloqueia CC contínuo para a terra, um único varistor com falha não pode criar uma falta permanente polo-terra, e o arranjo atende tanto arranjos flutuantes (não aterrados) quanto funcionalmente aterrados. É a configuração que a maioria dos DPS CC FV usa exatamente por esse motivo.

Match the configuration to the array’s earthing arrangement and confirm it against the SPD datasheet; a device chosen only on voltage and current but wired in the wrong topology can leave a mode of protection ineffective or introduce leakage.

Aterramento, equipotencialização e dimensionamento de condutores

An SPD is only as good as the earth path it discharges into. The surge current the device diverts has to reach the mass of earth through a low-impedance route, and if that route is long, thin, or loosely terminated, the let-through voltage rises no matter how good the device’s Up is.

Seção transversal do condutor. Size the SPD’s connecting and earthing conductors for the surge, not just the working current. Common installation practice (IEC 60364-5-53) is at least 6 mm² copper for a Type 2 device and at least 16 mm² copper for a Type 1 or Type 1+2 device that carries partial lightning current. Confirm the figure against local wiring rules and the SPD instructions.
Equipotencialização. Bond the SPD’s earth terminal to the array frame earthing and the main earthing system so that, during a surge, the whole installation rises and falls together and no dangerous potential difference appears across the inverter. On systems with a lightning protection system, this bonding is part of the LPS earthing design, not a separate afterthought.
Terminações. Mantenha as terminações apertadas e protegidas contra corrosão em uma caixa de junção externa; uma junta de alta resistência no caminho de terra silenciosamente anula o dispositivo.

O aterramento é a parte da especificação que uma folha de dados não pode resolver por você. Dois DPSs idênticos, um com um terra curto de 16 mm² equipotencializado e outro com um cabo longo e subdimensionado, protegem o inversor de forma muito diferente.

Onde instalar, e as duas regras que definem a tensão residual

Um DPS só protege o que está próximo a ele, então a localização faz parte da especificação, não é um detalhe posterior.

Na entrada CC do inversor — a menos que o inversor já contenha um DPS CC coordenado. Este é o equipamento que você está protegendo.
No arranjo ou na caixa de junção — quando o trecho de cabo CC entre o arranjo e o inversor exceder aproximadamente 10 metros. Além dessa distância, um surto induzido no cabo CC longo pode gerar tensão suficiente para que um DPS na extremidade oposta não proteja mais ambas as extremidades, então proteja em ambas.
Nas caixas de junção e rejunção — on multi-string and large ground-mount systems, one SPD per string group plus the DC disconnect, following the array’s protection zones.

Duas regras de instalação então decidem quanta tensão realmente chega ao equipamento:

A regra dos 0,5 m. Keep the total connecting-lead length — the loop through the live poles and the earth conductor — to about 0.5 m. Every extra length of lead adds inductive voltage (V = L × di/dt) on top of the device’s Up during a fast surge, so neat cabling routed the long way round the enclosure quietly raises the let-through voltage. Take the shortest path to the busbar and the earth bar.
Conecte o terra primeiro. Estabeleça o caminho de terra de proteção antes dos condutores vivos para que o caminho de descarga exista desde o momento em que o DPS é energizado.

Leia a folha de dados: um decodificador de parâmetros de DPS CC fotovoltaico

Uma especificação só é segura quando você consegue ler a folha de dados sem adivinhar. Estas são as linhas que importam em um DPS CC fotovoltaico, e o que cada uma está dizendo a você.

Linha da folha de dados	O que significa	O que verificar
Ucpv (Uc CC)	Tensão máxima de operação contínua em CC	≥ 1.2 × array maximum Voc, per mode of protection
Type / Class	Type 2 (Class II) or Type 1+2 (Class I+II)	Matches the lightning-exposure decision
Iimp (10/350 µs)	Partial-lightning impulse current, Type 1 test	Present and adequate only where Type 1+2 is required
In (8/20 µs)	Nominal discharge current, repeated duty	Sized to site exposure; the working rating
Imax (8/20 µs)	Maximum single discharge current	Comfortable margin above expected surge
Para cima	Voltage protection level (let-through)	≥ 20 % below the inverter DC withstand voltage
Iscpv / SCCR	Short-circuit withstand at the terminals	≥ array maximum short-circuit current at that point
Response time (tA)	How fast the element clamps	Nanosecond-order for MOV-based devices
Thermal disconnector / indicator	Internal fail-safe and status window	Present; green/red or flag indication; pluggable module preferred
Remote signaling contact	Volt-free contact for monitoring	Specify on large or unattended plants
Operating temperature / IP	Environmental range and ingress rating	Suits the combiner-box climate and enclosure
Poles / mounting / terminals	2-pole or Y, 35 mm DIN rail, conductor capacity	Matches earthing arrangement and cable size

If any of these lines is missing from a datasheet — particularly Ucpv, Iscpv, or the thermal disconnector — treat the omission as a reason to ask, not an assumption to make. A device that will not state its short-circuit withstand or its DC voltage rating is not documented for the DC side.

Don’t forget the AC side: protecting the whole PV system

A PV surge-protection specification that stops at the DC side is only half a specification. The same lightning or switching event that threatens the array reaches the inverter’s AC output and the point of connection to the building or grid, and that side needs its own SPD to IEC 61643-11 — an CA device, sized to the AC system voltage (for example Uc around 275 V line-to-earth on a 230/400 V system), not a DC device.

Coordinate the two sides: a Type 2 AC SPD at the inverter output and main AC board for a building with no external LPS, or a Type 1+2 AC SPD at the origin where an LPS is present, mirroring the logic used on the DC side. JUTRION’s AC range — the JUSPD-40AC (Type 2) and JUSPD-12.5AC (Type 1+2) — covers this side to the same standards, so a single supplier can provide a coordinated DC-and-AC set rather than two unmatched halves.

Monitoring, maintenance, and replacement

An SPD is a wear part. Every surge it diverts consumes a little of the varistor’s life, and the device is designed to reach end of life and disconnect rather than fail catastrophically. Specifying for that lifecycle is part of selection, not a separate maintenance topic.

Pluggable modules. Prefer a device with a pluggable protection module and a base that stays wired in. Replacement then takes seconds and does not disturb the DC terminations or the earth path — important on a live PV system that cannot simply be switched off in daylight.
Status indication. A mechanical flag or a green-to-red window shows at a glance whether the module still protects. On a large or roof-mounted array where no one inspects the combiner box weekly, add the remote signaling contact and wire it back to the monitoring system so an end-of-life module raises an alarm.
Inspection and replacement. Check the indicators at each scheduled maintenance visit and after any known severe lightning event in the area. When the window shows red or the module has disconnected, replace the module — it no longer protects, even though the array keeps generating. Isolate safely and follow the manufacturer’s live-working guidance before removing a module on an energised DC system.

Designing the array’s protection so a failed module can be seen and swapped quickly is what keeps the protection real years after commissioning, rather than a green light everyone assumes is still green.

Worked example: a 100 kW commercial rooftop

The method comes together on a single realistic project. This case is illustrative, not a specific JUTRION installation, but the arithmetic is the arithmetic you would actually do.

The system. A 100 kWp flat commercial roof, 1500 V string inverters, no external lightning protection system on the building, moderate lightning-flash density. Modules: 550 W, Voc(STC) 49.9 V, Isc(STC) 13.85 A, temperature coefficient of Voc about −0.28 %/°C. Strings of 24 modules, four strings per combiner box, combiner boxes about 15 m of cable from the inverters.

Voltage. String Voc(STC) = 24 × 49.9 = 1197.6 V. Ucpv ≥ 1.2 × 1197.6 = 1437 V → a 1500 V-class device. Cold check at a design minimum of −5 °C: +8.4 % on Voc ≈ 1298 V, still under 1500 V. The string length is safe for a 1500 V system; a 26-module string would have pushed Ucpv to ~1560 V and out of the 1500 V class.
Type. No external LPS and a building roof → Tipo 2 is correct at both the combiner and the inverter side. A Type 1+2 would be specified only if an LPS were added or the site were highly exposed.
Short-circuit withstand. Per combiner, four parallel strings: Iscpv ≥ 1.25 × 13.85 × 4 ≈ 69 A. Choose a device whose Iscpv clears 69 A; most will, so no external backup fuse is needed — confirm on the datasheet.
Locations and coordination. The 15 m run exceeds 10 m, so protect both the combiner boxes and the inverter DC input; the 15 m of cable also provides the decoupling that keeps the two stages energy-coordinated. First, though, check whether the inverters already contain an integrated DC SPD — if they do, keep the combiner-box devices and skip the redundant inverter-input ones.
Up and earthing. Confirm each device’s Up sits at least 20 % below the inverter’s DC withstand voltage, and earth each SPD with at least 6 mm² copper bonded to the array frame and main earth.
AC side. Add a Type 2 AC SPD at the inverter AC output / main LV board, Uc about 275 V, to IEC 61643-11.

Result: Type 2, 1500 V-class DC SPDs with Iscpv ≥ ~70 A at each combiner box and (if the inverter has no integrated device) at each inverter DC input, remote signaling on the combiner units for roof-level monitoring, plus a Type 2 AC SPD at the AC board. That is a coordinated, documented specification — not a box picked on discharge current alone.

Selection matrix: from PV system to a specified DC SPD

The matrix below turns the four inputs into a first-pass specification. Read across from the system and its exposure to the type, voltage class, discharge rating, and where the device belongs. Confirm the exact figures against the array calculation and the SPD datasheet before ordering.

PV system and exposure	SPD type	Ucpv class	Capacidade de descarga	Location
Residential rooftop, no external LPS	Tipo 2	Match system (600 / 1000 V)	In sized to exposure; Imax with margin	Inverter DC input; add array end if run > ~10 m
Commercial rooftop, no external LPS	Tipo 2	1000 / 1500 V	Higher In for repeated duty	Inverter DC input and combiner box
Commercial rooftop with LPS present	Tipo 1+2	1000 / 1500 V	Iimp (10/350 µs) plus In/Imax	Inverter DC input and combiner box
Exposed ground-mount / hilltop / high flash density	Tipo 1+2	1500 V	Iimp rated for partial lightning current	Combiner and recombiner boxes; inverter DC input
Utility-scale free-field array	Tipo 1+2	1500 V	High Iimp and In; remote signaling	Every combiner/recombiner and inverter station, per protection zones

Notice what the matrix does not include: a battery or energy-storage DC bus. IEC 61643-31 and IEC 61643-32 cover the PV generator and inverter DC side up to 1500 V DC; they explicitly do not cover PV systems with energy storage. A battery DC bus needs its surge protection assessed under its own requirements, so do not assume a PV-string SPD is a drop-in for the storage side — specify that separately.

The mistakes that undersize or void a PV DC SPD

Most failed or ineffective PV surge protection traces back to a short list of avoidable errors. Each one has a direct consequence.

Using an AC SPD on the DC side. No DC-capable disconnector, wrong voltage basis — a fire risk, not a protection device.
Sizing Ucpv to the nominal voltage. Ignoring the cold-morning Voc rise overstresses the device and trips its thermal disconnector early. Always size to 1.2 × the maximum Voc.
Over-long or oversized strings. A string whose Voc pushes Ucpv past the 1500 V class leaves no compliant SPD; fix it at design time by shortening the string.
Ignoring Iscpv. An SPD with a short-circuit withstand below the array’s fault current can fail violently instead of disconnecting cleanly.
Leads too long. Exceeding the 0.5 m connecting-lead target adds inductive voltage and defeats a low Up.
Doubling up on an integrated SPD. Fitting an external device beside the inverter’s own coordinated SPD protects nothing new and adds a failure point — put the effort at the unprotected array end.
Uncoordinated stages. Two SPDs with no decoupling distance or defined inductor can leave the downstream device overstressed. Keep ~10 m between stages or follow the maker’s coordination data.
No monitoring on unattended arrays. A red window on a rooftop combiner box no one opens means months of unprotected operation; specify the remote contact.

Turn the selection into an RFQ line

A selection is only useful once it becomes something a supplier can quote against without a second round of questions. The reader job at the end of this process is a single, unambiguous specification line. Capture these fields and an enquiry can be answered in one reply:

Application and standard: PV DC side, to IEC 61643-31; state Type 2 or Type 1+2.
System voltage class and Ucpv: the 600 / 1000 / 1500 V class and the minimum Ucpv from the 1.2 × Voc calculation.
Array maximum Voc: the figure Ucpv was sized against, so the supplier can verify the margin.
Discharge rating: required In and Imax (8/20 µs), and Iimp (10/350 µs) for a Type 1+2 device.
Voltage protection level: the maximum acceptable Up, derived from the inverter’s DC withstand voltage.
Short-circuit withstand: the minimum Iscpv from the array short-circuit calculation, and whether an external backup device is expected.
Configuration and poles: standard 2-pole or Y-configuration, matched to the earthing arrangement.
Installation point and monitoring: inverter input, combiner, or recombiner; DIN-rail format; and whether a remote signaling contact is required.

That line removes the guesswork on both sides and is the difference between a quote and a conversation.

Recommended DC SPD by project type

Bringing the method back to real decisions, here is how the specification typically lands for four common projects, mapped to the two JUTRION solar DC series — JRSPD-40DC-II (Type 2) and JRSPD-40DC-I+II (Type 1+2), both to IEC 61643-31, up to DC 1500 V, 40 kA Imax.

Residential rooftop string inverter (no LPS): a Type 2 device (JRSPD-40DC-II class) at the inverter DC input, Ucpv matched to the string’s cold-morning Voc, sized for occasional induced surges. Add a second at the array end only if the DC run is long.
Commercial rooftop (no LPS): Type 2 at both the combiner box and the inverter DC input, a higher nominal discharge current for repeated duty, and Up checked against the inverter’s DC withstand.
Exposed ground-mount or utility array: Type 1+2 (JRSPD-40DC-I+II class) with a real Iimp rating at combiner and recombiner boxes, 1500 V class, and a remote signaling contact for plant monitoring — this is where the partial-lightning-current capability earns its cost.
Array with a lightning protection system: Type 1+2 wherever separation distance to down-conductors cannot be maintained, coordinated with the LPS design rather than chosen in isolation.

Specify the four inputs first, size Ucpv to 1.2 × the real maximum Voc, choose the type from lightning exposure, then confirm Up, short-circuit withstand, the thermal disconnector, configuration, and earthing against the datasheet. If you want those figures checked against a specific array before you order, the JUTRION AC & DC surge protective device range lists the DC series with the ratings this guide asks for, and the engineering team can confirm the match for your string voltage and site exposure.

References

IEC 61643-31:2018 — Low-voltage surge protective devices, Part 31: Requirements and test methods for SPDs for photovoltaic installations.
IEC 61643-32:2017 — Low-voltage surge protective devices, Part 32: SPDs connected to the DC side of photovoltaic installations, selection and application principles.
IEC 62305 series — Protection against lightning (risk assessment and lightning protection system coordination).
IEC 62548 — Photovoltaic (PV) arrays: design requirements (basis for array maximum short-circuit current).
IEC 60364-5-53 — Low-voltage electrical installations: selection and erection of electrical equipment, isolation, switching and control (SPD connection and conductor sizing).

Como Selecionar um DPS CC para Energia Solar Fotovoltaica: Tipo, Dimensionamento e Normas