68 Ingeniería Eléctrica • Julio 2013

Aplicación

Energía solar fotovoltaica: sistemas conectados a la red eléctrica,

requisitos para la conexión y protecciones

Por Ings. Juárez Guerra, director de Finder Argentina y Finder Brasil; Gazzolli y Gradellavillalba, dueños de Eudora Solar del Este

ResumenEn este artículo vamos a abor-

dar los requisitos técnicos para la

conexión de sistemas de energía

solar fotovoltaica a la red eléctrica

y los dispositivos de protección

contra sobretensiones.

DesarrolloLas empresas y los miembros

de las academias están haciendo

un gran esfuerzo en Brasil para

crear las normas con los requi-

sitos de los equipamientos para

energía solar fotovoltaica y las

instalaciones eléctricas para la

conexión de sistemas a la red

eléctrica. Los trabajos realizados

por comités técnicos responsa-

bles por la elaboración de las

normas IEC ABNT y por los gru-

pos de trabajo de la Asociación

Brasilera de la Industria Eléctrica

y Electrónica -ABINEE- fueron la

base para la elaboración de notas

técnicas que empezaron a estar

disponibles en las concesionarias

de electricidad, esperando la en-

trada y la expansión en 2013 de

los sistemas fotovoltaicos de au-

toproducción de electricidad.

Las normas y los procedimien-

tos elaborados están conformes

Figura 1

Ingeniería Eléctrica • Julio 2013 69

a la resolución N° 482/2012 de

ANEEL, que regula los sistemas de

micro y minigeneración conecta-

dos a las redes de distribución de

baja tensión, y también brinda ca-

pacitación de mano de obra para

atender el mercado fotovoltaico.

Como esto es todavía muy novedo-

so, Brasil aún está carente de pro-

fesionales, incluyendo ingenieros

proyectistas y técnicos para mon-

taje, instalación, configuración y

pruebas de sistemas de generación

fotovoltaica. Los grupos de trabajo

de ABINEE toman medidas para

tratar las necesidades de perfec-

cionamiento de los profesionales

ya formados, según el gráfico pre-

sentado en la figura 1, para que la

energía solar fotovoltaica pueda

ser incluida en los currículos de los

cursos técnicos profesionales.

Requisitos técnicos para la co-nexión de sistemas fotovoltai-cos a la red eléctrica

Los requisitos técnicos para el

acceso a sistemas de generación fo-

tovoltaica a las redes de distribución

de baja tensión son elaborados por

las concesionarias basándose en

normas brasileras e internaciona-

les. Pueden variar de una empresa

a otra, mientras tanto, siguen las

directrices discutidas en el Grupo

Sectorial de Energía Fotovoltaica

de ABINEE y los requisitos presen-

tados en las normas IEC 62116:2012

(Procedimiento de ensayo anti-is-

landing para inversores de sistemas

fotovoltaicos a la red eléctrica), IEC

61727 (Sistemas Fotovoltaicos – Ca-

racterísticas de la conexión con la

red eléctrica) e IEC 60364-7-712 (Ins-

talación de sistemas fotovoltaicos).

A continuación serán discuti-

dos algunos de los requisitos que

deben tener en cuenta los usua-

rios que desearan instalar siste-

mas fotovoltaicos conectados a la

red eléctrica de baja tensión.

Procedimientos de accesoEl usuario interesado en conec-

tar un sistema de generación foto-

voltaica a la red eléctrica deberá

seguir los procedimientos estable-

cidos por la concesionaria. En ge-

neral se exige llenar un formulario

de acceso, donde se indican las ca-

racterísticas de los equipamientos

empleados, la potencia instalada

y otras informaciones pertinentes.

La solicitud deberá estar acom-

pañada de una nota de responsa-

bilidad técnica del proyecto del sis-

tema de generación, asignada por

el ingeniero electricista responsa-

ble. Luego, la concesionaria tendrá

un plazo para emitir un juicio téc-

nico, aprobando o no la solicitud

de acceso. En caso de ser favorable,

se procede a la generación de un

contrato de relación operacional,

a partir del cual el consumidor ten-

drá la autorización para iniciar la

instalación del sistema fotovoltaico

conectado a la red eléctrica.

Una vez realizada la instala-

ción, esta será sometida a la visita

de la concesionaria, a partir de la

cual serán elaborados los regíme-

nes de visita y el término de apro-

bación para la operación del siste-

ma de autoproducción de energía

en paralelo permanente con la red

eléctrica. Se debe tener en cuenta

que las etapas del procedimien-

to y los plazos pueden variar de

acuerdo con la concesionaria. Vea

el ejemplo de la figura 2.Figura 2

(*) A partir de la solicitud de visita por parte del usuario

70 Ingeniería Eléctrica • Julio 2013

Aplicación

Instalaciones a responsabili-dad del usuario

El acreedor, o sea, el interesado

en instalar un sistema fotovoltaico

conectado a la red eléctrica, será

responsable por la construcción

de las instalaciones y protecciones

necesarias en el punto de conexión

con la red eléctrica. También será

responsable del costo de cambiar

el medidor de energía eléctrica

necesario para el registro de flujo

bidireccional, indispensable para

el funcionamiento del sistema de

compensación de créditos pro-

puesto por la resolución de ANEEL.

La conexión de sistemas fo-

tovoltaicos a la red eléctrica no

requiere del uso de sistemas de

protección como relés de fase,

frecuencia, flujo de potencia, sub-

tensión, sobretensión y otras fun-

ciones normalmente necesarias

en la conexión de generadores

rotativos basados en máquinas

síncronas o asíncronas. Para la co-

nexión de los sistemas fotovoltai-

cos es suficiente utilizar inversores

del tipo grid-tie (especiales para la

conexión de la red eléctrica).

La figura 3 ilustra las exigen-

cias mínimas para la conexión de

sistemas fotovoltaicos a la red de

baja tensión. El usuario será res-

ponsable por la instalación del

padrón de entrada con medidor

bidireccional y dispositivo de sec-

cionamiento visible, instalador

fuera del panel de medición. El

inversor o conjunto de inversores

del sistema fotovoltaico y el panel

de distribución general de las car-

gas consumidores son conectados

al dispositivo de seccionamiento.

La figura 4 ilustra los requisi-

tos exigidos por la concesionaria

brasilera AES Electropaulo. En

este caso, son exigidos algunos

ítems adicionales en el punto de

conexión del sistema fotovoltaico

con la red eléctrica.

De acuerdo con el diagrama

de esta figura, deberá instalarse

un panel eléctrico (CAG1) exclu-

sivo para el acople del sistema

fotovoltaico. Este panel tendrá un

dispositivo de protección contra

sobretensiones (SPD Clase II), un

relé de subtensión (función 27),

un disyuntor diferencial residual

(DDR) y dos lámparas señalizado-

ras. Los ítems de protección adi-

cionales mostrados en la figura

4 ofrecen seguridad redundante

para la conexión del sistema foto-

voltaico. En principio, las protec-

ciones necesarias para la conexión

a la red eléctrica son realizadas

por los inversores del tipo grid-tie,

cuando sean homologados por

las normas brasileras e internacio-

nales que rigen las características

de estos equipamientos para que

hagan la conexión a la red de for-

ma segura.

Las concesionarias de energía

eléctrica son independientes para

elaborar las normas técnicas que

deben seguir los usuarios con sus

sistemas fotovoltaicos, los cuales

deberán responder a los requisi-

tos e instalar los equipamientos

de protección exigidos, sin los

cuales la solicitud de conexión

no será atendida. Las figuras 3 y 4

Figura 3

Figura 4

Ingeniería Eléctrica • Julio 2013 71

La tabla 1 muestra las diferentes

clases y las formas de conexión

previstas por la Compañía Energé-

tica de Minas Generales -CEMIG-.

Los sistemas con potencia ins-

talada inferior a 10 kW podrían

ser instalados en las modalidades

monofásica, bifásica o trifásica.

Los sistemas con potencia entre

10 y 15 kW deberán ser bifásicos

o trifásicos.

Los sistemas de más de 15 kW

deberán obligatoriamente ser tri-

fásicos, con la excepción de los

sistemas rurales con transforma-

dor de alimentación exclusivo,

que podrá acceder a la red mo-

nofásica para la conexión de la

generación fotovoltaica.

rio. Los clientes existentes paga-

rán solo la diferencia del costo en-

tre el medidor antiguo y el nuevo.

La figura 5 presenta el diagrama

de medición de electricidad con

medidor bidireccional. Existe un

único punto de conexión del medi-

dor con la red eléctrica, en el cual

puede ocurrir entrada o salida de

energía. El generador fotovoltaico

y las cargas consumidoras son co-

nectados al dispositivo de seccio-

namiento visible (DSV), instalado

después del medidor bidireccional.

Forma de conexiónDe acuerdo con la clase de po-

tencia del lugar, el sistema fotovol-

taico será monofásico o trifásico.

muestran que esos requisitos por

el momento no son estandariza-

dos en el país.

Medición de energíaEl sistema de medición de

energía utilizado por los usuarios

que poseen un sistema fotovoltai-

co de autoproducción de energía

son de tipo bidireccional. En otras

palabras, el medidor instalador

en la entrada de este usuario será

capaz de registrar el consumo y la

generación de electricidad.

El consumo corresponde al flu-

jo de potencia con el sentido tradi-

cional de la concesionaria para el

usuario. La generación correspon-

de a la inyección o exportación

de energía a la red eléctrica, que

ocurrirá en los momentos en que

la generación fotovoltaica fuera

superior al consumo del usuario.

El medidor de tipo bidireccio-

nal tendrá dos registradores, con

numeraciones distintas: uno para

el consumo y otro para la genera-

ción de electricidad. Eso permitirá

la presentación de dos valores en

las facturas de electricidad de los

usuarios que poseen un sistema

fotovoltaico registrado junto a la

concesionaria.

Las concesionarias serán res-

ponsables por el cambio del me-

didor bidireccional. El costo de la

sustitución será cobrado al usua-

Figura 5

Potencia instalada Forma de conexión< 10 kW Monofásico, bifásico o trifásico10 a 15 kW Bifásico o trifásico>15 kW (en red trifásica) Trifásico<30 kW (en RDR¹ monofásica con transformador exclusivo) Monofásico

Tabla 1: Forma de conexión en función de la potencia

¹RDR: Red de distribución rural

72 Ingeniería Eléctrica • Julio 2013

Aplicación

Dispositivos de protección con-tra sobretensiones - Protección contra descargas atmosféricas en sistemas fotovoltaicos

Los sistemas fotovoltaicos ge-

neralmente se localizan en las

partes externas de edificios y cons-

trucciones, pudiendo ser some-

tidos a una descarga atmosférica

directa. La instalación de paneles

fotovoltaicos en techos no aumen-

ta el riesgo de una descarga eléctri-

ca directa; sin embargo, el uso del

sistema de protección contra des-

cargas atmosféricas -SPDA- sigue

siendo necesario y es la única for-

ma práctica de protección contra

los efectos de una descarga eléctri-

ca proveniente de un rayo.

Los efectos indirectos de des-

cargas atmosféricas pueden ser

atenuados por la utilización ade-

cuada de los dispositivos de pro-

tección contra sobretensiones.

Estos efectos indirectos ocurren

cuando una descarga atmosférica

pasa en las proximidades de una

estructura en la que la inducción

electromagnética genera una so-

bretensión en los conductores,

siendo un gran peligro para las

personas y los equipamientos. En

especial, los cables de SPDA se-

rán expuestos a la sobretensión

constituidos de una corriente

continua, causada por la descar-

ga atmosférica.

Las sobretensiones en siste-

mas fotovoltaicos no son origina-

das solo por agentes atmosféricos,

por lo que es necesario considerar

sobretensiones debido a cambios

en la red eléctrica ocasionadas por

equipos eléctricos y electrónicos

conectados a ella.

Las sobretensiones pueden

ser perjudiciales tanto para los

inversores como para los paneles

fotovoltaicos. Los dispositivos de

protección contra sobretensiones

-SPD- son necesarios en los lados

CC y CA del sistema fotovoltaico,

garantizando la perfecta protec-

ción de los módulos e inversores.

Sistemas de instalaciónTensión fotovoltaica [OUC

STC]: corresponde a la tensión

máxima de funcionamiento del

SPD, y debe ser mayor o igual a la

tensión máxima sin carga del sis-

tema fotovoltaico. Dependiendo

de la configuración, se puede usar

la puesta a tierra aislada o conec-

tada al neutro. Se sugiere que la

máxima tensión sin carga del sis-

tema FV sea calculada basándose

en siguiente fórmula:

1,2 x N x U OC (Panel)

en la que, “U OC (Panel)” es la

tensión sin carga de un panel fo-

tovoltaico individual en condicio-

nes normales, y “N” es el número

de módulos conectados en serie,

en cada matriz del sistema FV (TS

50539-12).

Sistema de puesta a tierra aislado

Este sistema es muy utilizado

en pequeñas instalaciones en el

lado CC fluctuante, sin puesta a

tierra. El parámetro UOC STC se

refiere a la tensión entre los polos

positivo y negativo. Los paneles

fotovoltaicos son normalmente

utilizados con el sistema de tierra

libre. Sin embargo, fueron utili-

zados paneles Clase I; la moldura

metálica debe estar conectada a

tierra por razones de seguridad.

Sistema de puesta a tierra centralizado

Este sistema es utilizado en

grandes instalaciones, en las cua-

les existen altas tensiones. La co-

nexión con el punto central de la

instalación reduce al a mitad el va-

lor máximo de tensión en relación

a uno solo. En este caso, UOC STC

Figura 6

Ingeniería Eléctrica • Julio 2013 73

Sistema fotovoltaico en edifi-cios con SPDA

En edificios con SPDA es indica-

do que los paneles fotovoltaicos se

instalen en las áreas protegidas por

los pararrayos. Los pararrayos, el SPD

y todas las partes metálicas de la es-

tructura deben ser equipotencializa-

dos con el sistema de puesta a tierra.

El SPD que protege el lado CC es

el mismo para sistemas sin SPDA,

por lo tanto, se aconseja la utiliza-

ción de pararrayos para sistemas

fotovoltaicos y SPD de una tensión

adecuada (UOC STC). Para la pro-

tección del lado CA del inversor

es suficiente un SPD Clase II, pues

este deberá estar protegido por

un SPD Clase I. Siguiendo la norma

EN 62305, la instalación de un SPD

Clase I es obligatoria en el circui-

to de entrada de alimentación de

la concesionaria de energía, en el

caso de que el predio tenga SPDA

(con o sin paneles solares).

Sin embargo, si el inversor es-

tuviera situado en el campo, por

ejemplo, debajo de la estructura

que soporta los paneles, se reco-

mienda la instalación de un SPD

Clase I para el lado CA, en vez de

Clase II para proporcionar una pro-

tección contra Iimp. Como opción

para la coordinación de SPD es po-

sible utilizar en este caso el Clase

I+II, que es caracterizado por sopor-

tar Iimp y tener un bajo valor de Up.

deberá ser instalado el dispositivo

de protección contra sobretensio-

nes tipo Clase II y en la conexión

con la entrada de energía en baja

tensión, considerando el tipo del

sistema de puesta a tierra (IT, TT,

TN), podrá ser necesaria la coordi-

nación con otros SPD Clase II si no

hubiera riesgo contra Iimp y en el

caso de que haya riesgo combina-

do con un Clase I o directamente

instalando un Clase I+II.

En sistemas más complejos,

podrán ser necesarios SPD adicio-

nales, cerca del panel de conexión

y protección FV, si la distancia entre

el mismo y el inversor es superior a

10 metros. Otro SPD será necesario

para el punto donde los cables CC

entran en el edificio, si la distancia

entre el panel del sistema FV y el in-

versor es superior a 20 metros.

es la tensión entre el polo contac-

tado al SPD y el solo.

Sistema fotovoltaico en edifi-cios sin SPDA

Como ejemplo, la figura 8 re-

presenta un sistema fotovoltaico

simplificado instalado en un pre-

dio sin pararrayos. En este caso,

el sistema de protección contra

descargas atmosféricas debe con-

siderar los siguientes puntos de

instalación:

- Entrada del inversor en CC

- Salida del inversor en CA

- Tensión en la red de alimen-

tación

En la entrada CC del inversor,

deberá instalarse el SPD Clase II es-

pecífico para sistemas fotovoltai-

cos, de acuerdo con la tensión de

protección del FV. En la salida CA

del inversor, conforme al sistema,

Figura 7

Figura 8. Esquema simplificado de una instalación fotovoltaica en un

edificio sin SPDA, protegido por el lado DC con SPD con UOC STC = 420 V y por el lado AC con un 7P.22

específico para instalaciones TT. Fuente: Finder

74 Ingeniería Eléctrica • Julio 2013

Aplicación

Coordinación de SPDUna óptima protección contra

sobretensiones requiere una casca-

da de SPD, llamada “coordinación”.

La coordinación tiene el objetivo

de dividir la energía asociada con

las tensiones entre los SPD. Esta

coordinación se obtiene introdu-

ciendo entre ellos una impedancia

de valor adecuado o, de manera al-

ternativa, conectándolos por con-

ductores con el cumplimiento mí-

nimo indicado en las figuras 9 y 10,

con el fin de utilizar la impedancia

de los propios conductores.

Conexión en serie (V-shape)La conexión en serie (V-shape)

permite aumentar la eficacia de

protección, eliminando la contri-

bución de la tensión inducida por

los conductores de conexión del

SPD durante el drenaje de la so-

brecorriente. El límite de esta ins-

talación está dado por la corrien-

te nominal del sistema que debe

atravesar el terminar doble de SPD

y no puede exceder a la corriente

de 125 A. Para sistemas en que la

corriente nominal es mayor que

125 A, se debe continuar con la

instalación tradicional de SPD, en

paralelo con el sistema (T-shape).

Cables de conexiónDependiendo del tipo de co-

nexión, en serie o en paralelo, se

debe tener cuidado para que el

cumplimiento y la sección mínima

Figura 9. Instalación de un SPD en una instalación fotovoltaica

Figura 10. Instalación de un SPD en una instalación fotovoltaica

Figura 11. Instalación de un SPD en una instalación fotovoltaica

Ingeniería Eléctrica • Julio 2013 75

Clase I y I+II), 4 mm2 (SPD Clase II)

y 1,5 mm2 (SPD Clase III).

Protección con fusibleSe recomienda promover la

protección contra cortocircuitos al

SPD, haciéndola por dispositivos

de protección de sobrecorriente

(fusibles tipo gL/gC).

Protección en ACSi los dispositivos de protección

de sobrecorriente F1, que son par-

te de la instalación, tienen menor

o igual capacidad al máximo reco-

mendado de acuerdo con la clasifi-

cación para dispositivos de protec-

ción F2 (fusible de backup), los F2

pueden ser omitidos (ver Figura 14).

7P.0X (Clase I+II): si F1 es mayor

a 250 A, F2 tendrá que ser de 250

A. Si F1 es menor o igual a 250 A,

F2 puede ser omitido.

7P.1X (Clase I), 7P.2X (Classe

I+II): si F1 es mayor a 160 A, F2

tendrá que ser de 160 A. Si F1 es

menor o igual a 160 A, F2 puede

ser omitido.

Protección en CCEl SPD es capaz de interrumpir

individualmente corrientes de la or-

den de 100 A CC. Eso significa que

para corrientes de cortocircuito

(Isc) inferiores a 100 A no es nece-

sario colocar un fusible de back-up,

como se muestra en la figura 15.

Figura 12. Conexión V-Shape de un SPD

Figura 13. Cables de conexión de un SPD

Figura 14. Instalación de fusibles para SPD

Figura 15. Instalación de fusibles para SPD

de los cables que alimentan el SPD

estén conformes con las normas

ABNT NBR 5410 e IEC 60364-5-534

en Brasil.

La sección transversal de los

conductores de cobre para co-

nexión a la puesta a tierra no

debe ser inferior a los 6 mm2 (SPD