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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
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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
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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
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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
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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