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.

Corresponda a configuração ao esquema de aterramento do arranjo e confirme-a com a ficha técnica do DPS; um dispositivo escolhido apenas por tensão e corrente, mas ligado na topologia errada, pode deixar um modo de proteção ineficaz ou introduzir corrente de fuga.

Aterramento, equipotencialização e dimensionamento de condutores

Um DPS é tão bom quanto o caminho de terra para o qual descarrega. A corrente de surto que o dispositivo desvia tem de atingir a massa de terra por uma rota de baixa impedância e, se essa rota for longa, fina ou mal terminada, a tensão residual aumenta, por melhor que seja o Up do dispositivo.

Seção transversal do condutor. Dimensione os condutores de ligação e de aterramento do DPS para o surto, não apenas para a corrente de trabalho. A prática comum de instalação (IEC 60364-5-53) é de pelo menos 6 mm² de cobre para um dispositivo Tipo 2 e pelo menos 16 mm² de cobre para um Tipo 1 ou Tipo 1+2 que conduz corrente parcial de raio. Confirme o valor com as regras de instalação locais e as instruções do DPS.
Equipotencialização. Ligue o terminal de terra do DPS ao aterramento da estrutura do arranjo e ao sistema de aterramento principal, para que, durante um surto, toda a instalação suba e desça em conjunto e não apareça nenhuma diferença de potencial perigosa através do inversor. Em sistemas com proteção contra raios, essa ligação faz parte do projeto de aterramento do SPDA, não um complemento separado.
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 — em sistemas multi-string e grandes montagens no solo, um DPS por grupo de strings, além do disjuntor CC, seguindo as zonas de proteção do arranjo.

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

A regra dos 0,5 m. Mantenha o comprimento total dos condutores de ligação — o laço através dos polos vivos e o condutor de terra — em cerca de 0,5 m. Cada comprimento extra de condutor adiciona tensão indutiva (V = L × di/dt) sobre o Up do dispositivo durante um surto rápido, então uma fiação organizada passando pelo caminho mais longo ao redor do invólucro aumenta silenciosamente a tensão residual. Siga o caminho mais curto até o barramento e a barra de terra.
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 × Voc máximo do arranjo, por modo de proteção
Tipo / Classe	Tipo 2 (Classe II) ou Tipo 1+2 (Classe I+II)	Corresponde à decisão de exposição a raios
Iimp (10/350 µs)	Corrente de impulso de raio parcial, teste Tipo 1	Presente e adequada apenas onde o Tipo 1+2 é exigido
In (8/20 µs)	Corrente nominal de descarga, serviço repetido	Dimensionada para a exposição do local; a classificação de trabalho
Imax (8/20 µs)	Corrente máxima de descarga única	Margem confortável acima do surto esperado
Para cima	Nível de proteção de tensão (tensão residual)	≥ 20% abaixo da tensão de suportabilidade CC do inversor
Iscpv / SCCR	Suportabilidade a curto-circuito nos terminais	≥ corrente máxima de curto-circuito do arranjo naquele ponto
Tempo de resposta (tA)	Rapidez com que o elemento limita	Ordem de nanossegundos para dispositivos baseados em MOV
Disjuntor térmico / indicador	Fail-safe interno e janela de status	Presente; indicação verde/vermelho ou bandeira; módulo plugável preferido
Contato de sinalização remota	Contato livre de tensão para monitoramento	Especificar em plantas grandes ou não supervisionadas
Temperatura de operação / IP	Faixa ambiental e classificação de proteção	Adequa-se ao clima e ao invólucro da caixa de combinação
Polos / montagem / terminais	2 polos ou Y, trilho DIN de 35 mm, capacidade do condutor	Corresponde ao esquema de aterramento e ao tamanho do cabo

Se alguma dessas linhas estiver faltando em uma ficha técnica — especialmente Ucpv, Iscpv ou o disjuntor térmico — trate a omissão como um motivo para perguntar, não uma suposição a fazer. Um dispositivo que não declara sua suportabilidade a curto-circuito ou sua classificação de tensão CC não está documentado para o lado CC.

Não se esqueça do lado CA: protegendo todo o sistema fotovoltaico

Uma especificação de proteção contra surtos fotovoltaicos que para no lado CC é apenas meia especificação. O mesmo evento de raio ou comutação que ameaça o arranjo alcança a saída CA do inversor e o ponto de conexão ao edifício ou à rede, e esse lado precisa de seu próprio DPS conforme a IEC 61643-11 — um CA dispositivo, dimensionado para a tensão do sistema CA (por exemplo, Uc em torno de 275 V linha-terra em um sistema de 230/400 V), não um dispositivo CC.

Coordene os dois lados: um DPS CA Tipo 2 na saída do inversor e no quadro CA principal para um edifício sem SPDA externo, ou um DPS CA Tipo 1+2 na origem onde há um SPDA, espelhando a lógica usada no lado CC. A linha CA da JUTRION — o JUSPD-40AC (Tipo 2) e o JUSPD-12.5AC (Tipo 1+2) — cobre esse lado com os mesmos padrões, então um único fornecedor pode fornecer um conjunto coordenado CC-e-CA em vez de duas metades incompatíveis.

Monitoramento, manutenção e substituição

Um DPS é uma peça de desgaste. Cada surto que ele desvia consome um pouco da vida do varistor, e o dispositivo é projetado para atingir o fim da vida útil e se desconectar em vez de falhar catastroficamente. Especificar para esse ciclo de vida faz parte da seleção, não um tópico separado de manutenção.

Módulos plugáveis. Prefira um dispositivo com módulo de proteção plugável e uma base que permanece conectada. A substituição então leva segundos e não perturba as terminações CC ou o caminho de terra — importante em um sistema fotovoltaico energizado que não pode simplesmente ser desligado durante o dia.
Indicação de status. Uma bandeira mecânica ou uma janela verde-para-vermelho mostra de relance se o módulo ainda protege. Em um arranjo grande ou montado no telhado, onde ninguém inspeciona a caixa de combinação semanalmente, adicione o contato de sinalização remota e conecte-o ao sistema de monitoramento para que um módulo em fim de vida gere um alarme.
Inspeção e substituição. Verifique os indicadores em cada visita de manutenção programada e após qualquer evento grave conhecido de descargas atmosféricas na área. Quando a janela mostrar vermelho ou o módulo estiver desligado, substitua o módulo — já não protege, mesmo que o conjunto continue a gerar. Isole com segurança e siga as orientações do fabricante para trabalho em tensão antes de remover um módulo num sistema CC energizado.

Conceber a proteção do conjunto para que um módulo avariado possa ser visto e substituído rapidamente é o que mantém a proteção real anos após o comissionamento, em vez de uma luz verde que todos assumem ainda estar verde.

Exemplo prático: um telhado comercial de 100 kW

O método concretiza-se num único projeto realista. Este caso é ilustrativo, não é uma instalação específica da JUTRION, mas a aritmética é a aritmética que realmente faria.

O sistema. Um telhado comercial plano de 100 kWp, inversores de string de 1500 V, sem sistema de proteção contra descargas atmosféricas externo no edifício, densidade moderada de descargas atmosféricas. Módulos: 550 W, Voc(STC) 49,9 V, Isc(STC) 13,85 A, coeficiente de temperatura de Voc cerca de −0,28 %/°C. Strings de 24 módulos, quatro strings por caixa combinadora, caixas combinadoras a cerca de 15 m de cabo dos inversores.

Tensão. Voc da string(STC) = 24 × 49,9 = 1197,6 V. Ucpv ≥ 1,2 × 1197,6 = 1437 V → um dispositivo de classe 1500 V. Verificação a frio a um mínimo de projeto de −5 °C: +8,4 % em Voc ≈ 1298 V, ainda abaixo de 1500 V. O comprimento da string é seguro para um sistema de 1500 V; uma string de 26 módulos teria empurrado Ucpv para ~1560 V e fora da classe de 1500 V.
Tipo. Sem LPS externo e um telhado de edifício → Tipo 2 está correto tanto no lado da caixa combinadora como no lado do inversor. Um Tipo 1+2 seria especificado apenas se fosse adicionado um LPS ou se o local fosse altamente exposto.
Resistência ao curto-circuito. Por combinador, quatro strings em paralelo: Iscpv ≥ 1,25 × 13,85 × 4 ≈ 69 A. Escolha um dispositivo cujo Iscpv suporte 69 A; a maioria suportará, pelo que não é necessário fusível de backup externo — confirme na ficha técnica.
Localizações e coordenação. O troço de 15 m excede 10 m, pelo que proteja tanto as caixas combinadoras como a entrada CC do inversor; os 15 m de cabo também fornecem o desacoplamento que mantém os dois estágios coordenados em energia. Primeiro, no entanto, verifique se os inversores já contêm um SPD CC integrado — se sim, mantenha os dispositivos da caixa combinadora e ignore os redundantes na entrada do inversor.
Up e ligação à terra. Confirme que o Up de cada dispositivo está pelo menos 20 % abaixo da tensão de suportabilidade CC do inversor, e ligue cada SPD à terra com pelo menos 6 mm² de cobre ligado à estrutura do conjunto e à terra principal.
Lado CA. Adicione um SPD CA Tipo 2 na saída CA do inversor / quadro BT principal, Uc cerca de 275 V, conforme IEC 61643-11.

Resultado: SPDs CC Tipo 2, classe 1500 V, com Iscpv ≥ ~70 A em cada caixa combinadora e (se o inversor não tiver dispositivo integrado) em cada entrada CC do inversor, sinalização remota nas unidades combinadoras para monitorização ao nível do telhado, mais um SPD CA Tipo 2 no quadro CA. Essa é uma especificação coordenada e documentada — não uma caixa escolhida apenas pela corrente de descarga.

Matriz de seleção: do sistema fotovoltaico a um SPD CC especificado

A matriz abaixo transforma as quatro entradas numa especificação de primeira abordagem. Leia transversalmente desde o sistema e a sua exposição até ao tipo, classe de tensão, classificação de descarga e onde o dispositivo pertence. Confirme os valores exatos com o cálculo do conjunto e a ficha técnica do SPD antes de encomendar.

Sistema fotovoltaico e exposição	Tipo de SPD	Classe Ucpv	Capacidade de descarga	Localização
Telhado residencial, sem LPS externo	Tipo 2	Sistema correspondente (600 / 1000 V)	In dimensionado para exposição; Imax com margem	Entrada CC do inversor; adicionar extremidade do array se o percurso > ~10 m
Telhado comercial, sem LPS externo	Tipo 2	1000 / 1500 V	In mais elevado para serviço repetido	Entrada CC do inversor e caixa combinadora
Telhado comercial com LPS presente	Tipo 1+2	1000 / 1500 V	Iimp (10/350 µs) mais In/Imax	Entrada CC do inversor e caixa combinadora
Montagem no solo exposta / topo de colina / alta densidade de descargas	Tipo 1+2	1500 V	Iimp classificado para corrente parcial de raio	Caixas combinadoras e recombinadoras; entrada CC do inversor
Array de campo livre em escala de utilidade	Tipo 1+2	1500 V	Iimp e In elevados; sinalização remota	Cada combinador/recombinador e estação inversora, por zonas de proteção

Note o que a matriz não inclui: uma bateria ou barramento CC de armazenamento de energia. IEC 61643-31 e IEC 61643-32 cobrem o gerador PV e o lado CC do inversor até 1500 V CC; eles explicitamente não cobrem sistemas PV com armazenamento de energia. Um barramento CC de bateria precisa de sua proteção contra surtos avaliada sob seus próprios requisitos, portanto não assuma que um SPD de string PV é um substituto direto para o lado de armazenamento — especifique isso separadamente.

Os erros que subdimensionam ou anulam um SPD CC PV

A maioria das proteções contra surtos PV com falha ou ineficazes remonta a uma curta lista de erros evitáveis. Cada um tem uma consequência direta.

Usar um SPD CA no lado CC. Sem seccionador compatível com CC, base de tensão errada — um risco de incêndio, não um dispositivo de proteção.
Dimensionar Ucpv para a tensão nominal. Ignorar a elevação de Voc na manhã fria sobrecarrega o dispositivo e dispara seu seccionador térmico prematuramente. Sempre dimensione para 1,2 × o Voc máximo.
Strings demasiado longas ou sobredimensionadas. Uma string cujo Voc empurra Ucpv além da classe de 1500 V não deixa nenhum SPD em conformidade; corrija isso na fase de projeto encurtando a string.
Ignorar Iscpv. Um SPD com suportabilidade de curto-circuito abaixo da corrente de falta do array pode falhar violentamente em vez de desconectar limpidamente.
Cabos de ligação demasiado longos. Exceder o alvo de 0,5 m do cabo de ligação adiciona tensão indutiva e anula um Up baixo.
Duplicar um SPD integrado. Instalar um dispositivo externo ao lado do SPD coordenado do próprio inversor não protege nada de novo e adiciona um ponto de falha — coloque o esforço na extremidade desprotegida do array.
Estágios não coordenados. Dois SPDs sem distância de desacoplamento ou indutor definido podem deixar o dispositivo a jusante sobrecarregado. Mantenha ~10 m entre estágios ou siga os dados de coordenação do fabricante.
Sem monitorização em arrays não assistidos. Uma janela vermelha numa caixa combinadora de telhado que ninguém abre significa meses de operação desprotegida; especifique o contacto remoto.

Transforme a seleção numa linha de RFQ

Uma seleção só é útil quando se torna algo que um fornecedor pode cotar sem uma segunda ronda de perguntas. A tarefa do leitor no final deste processo é uma única linha de especificação inequívoca. Capture estes campos e uma consulta pode ser respondida numa única resposta:

Aplicação e norma: Lado CC PV, conforme IEC 61643-31; indique Tipo 2 ou Tipo 1+2.
Classe de tensão do sistema e Ucpv: a classe de 600 / 1000 / 1500 V e o Ucpv mínimo do cálculo de 1,2 × Voc.
Voc máximo do array: o valor contra o qual Ucpv foi dimensionado, para que o fornecedor possa verificar a margem.
Classificação de descarga: In e Imax exigidos (8/20 µs), e Iimp (10/350 µs) para um dispositivo Tipo 1+2.
Nível de proteção de tensão: o Up máximo aceitável, derivado da tensão de suportabilidade CC do inversor.
Suportabilidade de curto-circuito: o Iscpv mínimo do cálculo de curto-circuito do array, e se um dispositivo de backup externo é esperado.
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).