Proteção contra descargas atmosféricas em sistemas fotovoltaicos, Manuais, Projetos, Pesquisas de Práticas e Gestão de Laboratórios

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APOSTILA

INTRODUTÓRIA

Proteção Contra Descargas

Atmosféricas em Sistemas

Fotovoltaicos

(SFV)

Edição 1 | 2022

Todas as informações deste guia são fundamentadas nas recomendações da ABNT NBR 5419/2015, ABNT NBR 16690/2019, IEC TR 63227/2020, DEHN - Lightning Protection Guide 3rd edition 2014. Edição e Coordenação Nikolas Lemos Bahia de Oliveira Revisão Técnica Carlos Alberto Lemos de Morais Normando Virgílio Borges Alves Sergio Roberto Santos Luciana Flávia Silva de Matos Luan Marcelino da Costa Projeto Gráfico e Diagramação Lorrayne Cristina de Souza Batista Direção de Arte Lorrayne Cristina de Souza Batista Para-raios Guia orientativo sobre proteção contra descargas atmosféricas em sistemas fotovoltaicos

1. INTRODUÇÃO Este trabalho tem como objetivo levar aos projetistas, engenheiros e outros interessados nesse tema, orientações técnicas e práticas sobre a implantação de Sistemas de Proteção Contra Descargas Atmosféricas (SPDA) e Medidas de Proteção contra Surtos (MPS) em sistemas de geração fotovoltaica (SFV). Neste texto, é utilizada linguagem acessível para facilitar o entendimento de profissionais que estejam iniciando no tema. As orientações aqui contidas foram embasadas, principalmente, no documento técnico IEC TR 63227/2020, visto que as normas pelos raios e, por isso, a sua proteção deve ser contemplada nos projetos de SFV. Especialmente, para projetos no Brasil, que é o país com maior incidência de descargas atmosféricas no mundo, segundo o INPE. Proteger o SFV de raios é proteger o investimento no longo prazo, permitindo o melhor payback da usina e sua lucratividade. técnicas NBR 5419/2015 e NBR 16690/ não apresentam informações e detalhes suficientes para uma completa proteção. Caso o leitor deseje aprofundar o conhecimento na Proteção contra Descargas Atmosféricas (PDA) para SFV, recomendamos o estudo de ambas as normas e também a participação em cursos de capacitação específicos sobre o assunto. Neste documento, chamaremos as usinas fotovoltaicas posicionadas no topo de edificações de ‘usinas de topo’ e as usinas fotovoltaicas posicionadas no solo de ‘usinas de solo’.
2. CONTEXTO Com a alta demanda energética dos consumidores modernos, gerar energia de forma sustentável tornou-se um grande desafio. Dentre as opções existentes, a geração fotovoltaica é talvez a mais democrática, já que ela é acessível a amplos setores da sociedade. Embora seja bastante simples, este sistema é altamente sensível aos efeitos provocados Quando ocorre o impacto direto do raio nos componentes do SFV ou seus condutores de alimentação, temos a condição mais agressiva e prejudicial ao conjunto, já que parcelas ou toda sua corrente será conduzida por alí. 2.1 DANOS POR RAIOS NO SFV Nestas situações, é possível que ocorram danos como: incêndios parciais ou completos nas usinas, perda no isolamento dos condutores, danos físicos nos módulos ou queima de equipamentos. Figura 1 - À esquerda, demonstração do impacto direto do raio no sistema e a direita, demonstração do impacto direto do raio em condutor de alimentação. Fonte: Autor/2021.

Para evitá-los, é preciso instalar um SPDA e adotar as MPS. Esta fonte de danos, porém, não é a mais comum, visto que a probabilidade de ocorrer um impacto direto de raio em uma usina fotovoltaica pode ser relativamente baixa. A fonte mais comum é a que chamamos de indireta. Ela ocorre quando uma descarga atmosférica atinge o solo ou outras estruturas em até 2 km de distância da usina ou dos seus condutores de alimentação. Seu campo eletromagnético é capaz de induzir surtos de corrente com valor suficiente para causar danos aos equipamentos. Devido à natureza destes surtos e a grande distribuição do campo eletromagnético pelas estruturas metálicas próximas, a pior consequência que podemos esperar nesta condição é a queima de equipamentos. Mesmo resultando em danos menos severos, a frequência de ocorrência de raios próximos às usinas é muito superior à frequência dos impactos diretos. A proteção contra este efeito é dada por meio da adoção de Medidas de Proteção contra Surtos (MPS). Figura 2 - À esquerda, demonstração do impacto indireto do raio no sistema e a direita, demonstração do impacto indireto do raio em condutor de alimentação. Fonte: Autor/2021. 2.2 CÁLCULO DO TEMPO MÉDIO DE DANOS EM USINAS Uma das melhores maneiras de saber o quão exposto está o investimento em um sistema fotovoltaico é calcular quanto tempo, em média, leva para a ocorrer um impacto direto ou indireto de raio, no sistema. Para isto, o primeiro passo é conhecer o índice NG da região da usina. Este valor corresponde à densidade de descargas atmosféricas para a terra em determinada região, por quilômetro quadrado, e pode ser consultado no anexo F da parte 2 da NBR 5419. Conhecendo o NG podemos calcular o tempo estimado para que uma descarga atmosférica atinja diretamente um SFV, por meio da fórmula a seguir: Onde: TD é o tempo estimado, em anos, para o impacto direto do raio no sistema. NG é a densidade de descargas atmosféricas para a terra, em raios/(km².ano). AD é a área de exposição equivalente, em km². Figura 3 - Mapa de densidade de descargas atmosféricas no Brasil. Fonte: ABNT NBR 5419-2:2015.

Para as medidas informadas no exemplo anterior, o valor de AM será: Usando este resultado na equação do tempo médio para o impacto do raio, considerando o mesmo valor NG do exemplo anterior, teremos o seguinte cálculo: Note que este valor é inferior a 1. Em menos de um ano poderá ocorrer uma descarga atmosférica próxima ao SFV com capacidade de causar danos. Para transformar esse número em meses, basta multiplicá-lo por 12. Se não forem adotadas medidas de proteção contra os efeitos indiretos do raio, poderemos ter danos no SFV em menos de 2 meses de operação. Embora estas equações sirvam de referência para justificar o investimento da proteção contra raios no SFV, não é somente pela análise delas que a decisão deverá ser tomada. O gerenciamento de risco, conforme recomenda a norma ABNT NBR 5419-2: e/ou as informações contidas na IEC TR 63227:2020, são fundamentais para a definição da obrigatoriedade (ou não) da instalação da PDA. O gerenciamento de risco é uma série de cálculos, definidos pela parte 2 da NBR 5419:2015, com base em dados estatísticos, que define a necessidade de instalação de um SPDA e das MPS. É levado em consideração a probabilidade de perda (salvo em situações de recomendações de obrigatoriedade de instalação) e as condições de instalação do sistema. A área da edificação, a localização, o número de raios da região, a finalidade da construção e o número de ocupantes são alguns dos parâmetros analisados. Pela NBR 5419-2:2015, existem quatro tipos possíveis de perda: R1 - Perda da vida humana: risco de um dano permanente ou morte de ocupantes da edificação. R2 - Perda de serviços ao público: risco de um raio causar o não fornecimento de serviços essenciais para a sociedade, como energia elétrica, telefonia, saneamento, etc. R3 - Perda de patrimônios culturais: risco de um raio causar um dano irreparável a um patrimônio histórico. R4 - Perda de valores econômicos: risco de um raio causar um incêndio em infraestrutura ou a queima de equipamentos eletroeletrônicos. Todos os riscos, quando aplicáveis, devem ser calculados. Para projetos convencionais de SPDA, R1 deve ser, obrigatoriamente, calculado. R2 e R3 dependem das particularidades da edificação e R4 é uma decisão que deve partir do cliente, pois está diretamente relacionada a investir na proteção ou arcar com os prejuízos. Para sistemas fotovoltaicos, é recomendado que também seja adotada a postura de considerar o R4 como risco obrigatório de cálculo. Como o cálculo de R1 é focado apenas na proteção das pessoas e o objetivo do cliente fotovoltaico é, normalmente, o payback do seu investimento (que cabe, exclusivamente, ao cálculo de R4), realizar um gerenciamento de risco considerando apenas R1 pode proporcionar a falsa ideia de que o sistema não requer proteção adicional contra os danos causados por raios. Ao final do gerenciamento de risco, caso seja exigido o SPDA, deve ser analisado o seu nível de proteção. 2.3 GERENCIAMENTO DE RISCO

Antes de saber como dimensionar um sistema de proteção contra descargas atmosféricas para usinas fotovoltaicas é preciso conhecer alguns conceitos importantes e comuns a todos os tipos de SFV e métodos de proteção. O entendimento das características dos surtos elétricos e as particularidades que devem ser observadas para a proteção em sistemas fotovoltaicos são fundamentais para reduzir a níveis toleráveis os danos causados pelos raios. Os níveis de proteção são classificações baseadas em informações científicas sobre os raios e servem de referência para o dimensionamento do sistema (SPDA e MPS). Esses níveis variam de I a IV e definem quais os valores máximo e mínimo esperados para a corrente do raio, sendo o nível I o mais rigoroso. A eficiência dos níveis de proteção está relacionada à corrente máxima esperada, ou seja, considerando todos os raios já registrados até hoje, a porcentagem que seria suportada pelo sistema, sem causar qualquer tipo de dano severo. É com base nos níveis de proteção que podemos definir os ângulos dos captores, distâncias entre condutores de descida, necessidade de eletrodos de aterramento adicionais, especificações de Dispositivos de Proteção contra Surtos (DPS) e etc. Para usinas fotovoltaicas de solo, a IEC TR 63227:2020 recomenda que, no mínimo, seja adotada uma proteção contra raios de nível III, mesmo que o gerenciamento de risco aponte para valores inferiores ou dispense qualquer proteção. 2.3.1 Nível de proteção Tabela 1 - Limitações das correntes do raio em acordo com os níveis de proteção. Fonte: ABNT NBR 5419-1:2015.

3. CONCEITOS BÁSICOS DA PROTEÇÃO Figura 5 - Dano típico do impacto direto do raio no sistema fotovoltaico (SFV). Fonte: IFFMAG/2022.

Isto representa, na prática, uma energia muito intensa percorrendo os circuitos e instalações elétricas, capaz de causar danos como: Incêndios, explosão de condutores, choques ou arcos elétricos e queima de equipamentos. Para evitar estes danos é preciso adotar medidas de proteção contra surtos (MPS) compatíveis com esta característica de onda, como um dispositivo de proteção contra surtos do Tipo I. As medidas de proteção contra surtos (MPS), como o próprio nome já diz, visam proteger seres vivos e equipamentos dos danos causados por surtos elétricos. Em um único projeto, podem ser adotadas uma ou mais destas medidas, desde que sejam executadas conforme as recomendações da parte 4 da NBR 5419:2015. De modo geral, elas podem ser categorizadas em 6 tipos:

• Blindagens.
• Ligações equipotenciais.
• Dispositivos de proteção contra surtos.
• Roteamento de condutores.
• Aterramento.
• Interfaces isolantes. 3.1.2 Surtos induzidos Quando o raio ocorre a uma distância de até 2 km dos equipamentos ou de suas linhas de alimentação, seu campo eletromagnético é capaz de induzir correntes elétricas no sistema elétrico e outros componentes metálicos. Nesta condição, podemos aproximar a corrente de surto elétrico a uma forma de onda do tipo 8/20 μs. Este valor significa que, em 8 μs a onda chega a 90% do seu valor de pico e, ao final de 20 μs, chega a metade do seu valor de impulso. Note que, em comparação com a onda 10/350 μs, apesar de um surto induzido chegar ao seu valor de pico antes do conduzido, este também se extinguirá primeiro. Isto implica em uma energia muito menor e danos como queimas ou degradações precoces de equipamentos. Para evitá-los é preciso adotar MPS compatíveis com esta característica de onda, como um dispositivo de proteção contra surtos do Tipo II ou ligações Figura 9 - Representação da onda 8/20 μs. equipotenciais. Fonte: Sergio Santos/2022. 3.2 MEDIDAS DE PROTEÇÃO CONTRA SURTOS (MPS) 3.2.1 Blindagens As blindagens consistem em envolver o elemento a ser protegido por uma superfície condutora metálica, total ou parcialmente. Seu conceito é fundamentado e comprovado pelo experimento da Gaiola de Faraday, que afirma que uma superfície condutora eletrizada, possui campo elétrico nulo em seu interior, dado que as cargas se distribuem de forma homogênea na parte mais externa. Portanto, quanto mais fechada for a superfície metálica, melhor será a blindagem. Sua forma mais comum é vista em cabos

Tabela 2 - Dimensões mínimas para condutores de equipotencialização interna da PDA. Fonte: NBR 5419-3:2015. de dados, em que o condutor principal é envolvido por uma lâmina metálica para evitar interferências eletromagnéticas. Eletrocalhas, painéis metálicos e até mesmo as ferragens que compõem a estrutura de uma edificação podem ser consideradas blindagens. Para o SPDA, a área de seção transversal da blindagem é fundamental para garantir que ocorra a efetiva proteção dos equipamentos elétricos. Para dimensioná-la de forma correta é necessário consultar as recomendações do Anexo B da parte 3 e item 6 da parte 4 da NBR 5419:2015. 3.2.2 Ligações equipotenciais As ligações equipotenciais são o método mais tradicional e conhecido para evitar arcos ou correntes elétricas indesejadas em decorrência das diferenças de potenciais entre elementos metálicos. Todas as estruturas metálicas devem ser equipotencializadas ao SPDA, seja direta ou indiretamente (via DPS ou BEP), de acordo com os pré-requisitos definidos na NBR 5419-3:2015, subitem 5.5: isolação elétrica. 3.2.3 Ligações equipotenciais diretas As ligações equipotenciais diretas evitam arcos elétricos (centelhamentos) entre elementos metálicos próximos que não estejam energizados. Por meio destas ligações, são criadas rotas pré- definidas para as quais partes da corrente da descarga atmosférica ou surto elétrico deverão fluir. Estes caminhos devem ser conexões metálicas de baixa impedância, utilizando condutores elétricos ou os próprios componentes das estruturas. Quando uma ligação ocorrer no interior de uma edificação, a dimensão mínima dos condutores de interligação entre estrutura e BEP/BEL, independe do nível de proteção do SPDA e deverá atender tabela a seguir. Se for necessário realizar essas ligações em componentes externos à edificação ou que não respeitem a distância de segurança ‘S’, as dimensões mínimas dos condutores deverão atender aos mesmos valores exigidos para o subsistema de captação e descida da PDA (ver tabela 8). Nos SFV é crucial que exista uma interligação entre todas as molduras ( frames ) dos módulos. Figura 10 - Ligação equipotencial direta. Fonte: Autor/2021.

Figura 11 - Aplicação de dispositivos de proteção em sistemas fotovoltaicos. Fonte: IEC TR 63227:2010. Em um SFV a utilização de DPS é praticamente indispensável. Para que esta aplicação seja efetiva, é preciso saber onde e qual tipo de protetor utilizar. A normativa IEC TR 63227:2010 apresenta na figura a seguir um modelo esquemático de posicionamento de DPS para proteção dos equipamentos do SFV. As posições I e II da figura mostram a entrada de energia da instalação e a saída CA do inversor, respectivamente. Nestes pontos, podem ser aplicados os mesmos DPS utilizados em instalações elétricas convencionais, desde que seus parâmetros de máxima tensão de operação contínua (Uc) e nível de proteção (Up) sejam compatíveis com as características técnicas do inversor. Como as usinas solares normalmente ficam em locais mais afastados, é amplamente recomendada a utilização de DPS construídos pela tecnologia de centelhadores, pois reduzirão drasticamente as frequências de manutenção da usina. As posições III e IV da figura mostram a caixa de junção ( String box ) na entrada CC do inversor e as saídas dos módulos fotovoltaicos, respectivamente. Nestes pontos, deverão ser utilizados DPS de corrente contínua, específicos para tal função, atendendo aos pré-requisitos da normativa IEC 61643-31, com respectiva certificação. Um destes pré-requisitos é a configuração em Y para controle do arco elétrico ao final da vida útil do DPS ou no caso de falhas de isolação do SFV. Os DPS das posições II e IV podem ser dispensados, caso estejam a menos de 10 m dos DPS nas posições I e III, respectivamente. 3.2.5.1 Posicionamento de DPS

O roteamento de condutores é uma forma simples de minimizar as correntes induzidas nos condutores de energia e sinal do SFV. Na prática, consiste em instalar os condutores de um mesmo circuito o mais próximo possível uns dos outros (Conforme figura abaixo), reduzindo os laços entre eles, já que atuam como receptores do campo eletromagnético do raio. Na figura 12, podemos notar pela área hachurada, que a instalação da esquerda, onde não ocorre o roteamento dos condutores, está recebendo um maior fluxo provocado pelos campos elétrico e magnético do raio. Isto implicará em uma maior tensão induzida no circuito, capaz de provocar danos ou degradação precoce nos equipamentos. Embora a instalação da direita necessite de condutores com comprimentos maiores, este custo normalmente será pago pela maior disponibilidade do SFV. Por isso, sempre que possível, os condutores do SFV devem ser instalados próximos uns dos outros, preferencialmente entrelaçados. Figura 12 - Diferença entre uma instalação com condutores roteados e não roteados no SFV. Fonte: IEC TR 63227:2010. 3.3 ROTEAMENTO DE CONDUTORES A captação do SPDA em SFV existe, principalmente, para evitar que o raio cause danos diretos nas estruturas. É composta de elementos que ficam expostos à atmosfera, esperando o acoplamento galvânico. Uma consequência direta dessa exposição será sua corrosão natural, exigindo que seja construída a partir de materiais adequados e resistentes contra a ação do tempo. É importante ressaltar que a função dos captores não é atrair o raio e sim garantir um ponto seguro para sua conexão com o aterramento. Como ainda não existe nenhuma tecnologia que, comprovadamente, atraia os raios, desconfie de soluções milagrosas que aparecem no mercado. Existem 3 métodos para se projetar um sistema de captação, segundo a norma ABNT NBR 5419-3:2015: o método das malhas, o método da esfera rolante e o método do ângulo de proteção. Eles podem ser aplicados separadamente ou em conjunto. Para o SFV, somente conseguiremos aplicar o método da esfera rolante ou o método do ângulo de proteção. Em ambos é preciso ter um cuidado especial para que os captores não projetem sombras nos módulos do SFV. 3.4 CAPTAÇÃO DE RAIOS

Ele também não poderá ser aplicado onde o plano de referência for mais alto do que o definido pela figura 1 da NBR 5419-3. Por exemplo, para edificações nível I, a altura máxima em relação ao solo para aplicação desse método é 20 m. Entretanto, para o caso de um SFV instalado sobre a cobertura de uma edificação, pode-se utilizar o método dos ângulos para a proteção de elementos, considerando a altura do captor em relação ao plano de referência onde o captor que está instalado, ao invés do solo. Figura 15 - Captor dimensionado pelo método do ângulo de proteção. Fonte: Autor/2021. Figura 16 - Figura 1 da NBR 5419-3:2015. Fonte: ABNT/2015. Um componente metálico pode ser considerado isolado eletricamente do SPDA quando seu afastamento for igual ou superior à distância de segurança ‘S’ calculada no trecho em estudo. Caso o afastamento seja inferior à distância de segurança, é necessário avaliar a possibilidade de interligá-lo ao componente do SPDA mais próximo, para evitar arcos ou centelhamentos elétricos, diretamente com um condutor ou indiretamente por meio de DPS adequados. Caso essa ação seja adotada, estaremos permitindo que os surtos conduzidos percorram os elementos do e equipamentos do SFV. Isto requer então a utilização de DPS Tipo I nas linhas de energia e sinal, com centelhadores, para proteção dos módulos e demais equipamentos elétricos. Para calcular a distância de segurança ‘S’ devemos utilizar a seguinte equação: Onde: ki = coeficiente em função do nível de proteção do SPDA, conforme tabela 4. 3.5 DISTÂNCIA DE SEGURANÇA / ISOLAÇÃO ELÉTRICA

km = coeficiente em função do material isolante entre o elemento metálico e o SPDA, conforme tabela 5. NOTA: DEHNiso é um suporte isolador para distância de segurança desenvolvido pela empresa alemã DEHN, testado conforme as recomendações da norma DIN/IEC TS 62561-8. kc = coeficiente em função da divisão da corrente do raio, que pode ser simplificado conforme tabela 6. Esta simplificação é bastante conservadora e, em algumas situações, pode ser necessário fazer os cálculos da divisão exata da corrente do raio no trecho, conforme anexo C da parte 3 da NBR 5419. l = comprimento em metros desde o ponto onde a distância de segurança deverá ser considerada até a ligação equipotencial mais próxima. Para usinas de solo, por exemplo, a ligação equipotencial mais próxima do captor é, normalmente, a própria malha de aterramento. Por isso, o valor de l acaba sendo a altura do captor ou um valor próximo. Já nas usinas instaladas sobre telhados, o valor de l a ser considerado é medido desde a malha de aterramento na base da edificação até o ponto no captor mais próximo do módulo, conforme figura 18. Na figura 18, a distância de segurança nas proximidades do captor deveria considerar um valor de l próximo a 28 m. Além disso, é fundamental considerar a distância de segurança na superfície (S2 na Figura 17), para o caso de instalações em telhados ou coberturas. Tabela 4 - Coeficiente em função do nível de proteção do SPDA. Fonte: NBR 5419-3:2015. Tabela 5 - Coeficiente em função do material isolante entre o elemento metálico e o SPDA. Fonte: NBR 5419-3:2015 e DEHN (Alemanha). Tabela 6 - Coeficiente em função da divisão da corrente do raio. Fonte: NBR 5419-3:2015. Figura 17 - Exemplo de cálculo da distância ‘S’ para SFV sobre laje. Fonte: Autor/2021. Figura 18 - Exemplo de cálculo da distância de segurança no topo de edificações. Fonte: Autor/2021.

Tão importante quanto dimensionar e posicionar os elementos do SPDA é escolher o material adequado para cada aplicação. A seguir são apresentadas as opções mais comuns, dentro das permitidas pela ABNT NBR 5419, para cada subsistema. 3.7 MATERIAIS PERMITIDOS NO SISTEMA Os raios ultravioletas, o vento e a atmosfera são agentes constantes que causam a oxidação e degradação dos componentes de captação e descidas. Além destes agentes, também é necessário considerar outros efeitos provocados pelas descargas atmosféricas, como aquecimento dos condutores e forças mecânicas nos fixadores. Por essa razão os elementos utilizados nestes subsistemas devem ser os mais resistentes possíveis, sendo suas dimensões mínimas dadas pela NBR 5419 na tabela 6. A norma cita vários materiais possíveis, entretanto, os mais comuns estão descritos na tabela 8. Outros elementos deverão ser consultados através da normativa. De modo geral, componentes fabricados em alumínio ou aço galvanizado a fogo tendem a ser mais vantajosos, do ponto de vista econômico, do que os confeccionados em cobre. 3.7.1 Captação e Descidas do SPDA Tabela 8 - Dimensões mínimas para os materiais utilizados no subsistema de captação e descidas. Fonte: NBR 5419-3:2015. Figura 20 - Associação brasileira de normas técnicas. Fonte: ABNT/2022.

Os materiais permitidos no aterramento estão listados na tabela 7 da NBR 5419-3:2015. A seguir, apresentamos um resumo com os itens mais comuns de encontrarmos nesse subsistema. Outros materiais devem ser consultados na normativa. Cordoalhas de aço galvanizadas a fogo, por exemplo, normalmente possuem custos e vida útil inferiores ao cobre, mas em determinadas condições pode ser vantajosa a sua utilização. Um estudo prévio das condições do terreno é sempre recomendado para a correta definição do material utilizado. Cordoalhas de aço cobreadas possuem vida útil similar ao cobre e custos equivalentes, embora não tão econômicos quanto o aço galvanizado a fogo. As conexões mecânicas (com parafusos e/ou porcas) deverão ser realizadas dentro de caixas de inspeção. Conexões permanentes (compressão e/ou soldas) poderão ser enterradas. Independentemente da formatação ou do material escolhido, a malha de aterramento deverá ser enterrada a no mínimo 50 cm de profundidade. 3.7.2 Aterramento do SPDA Tabela 9 - Materiais permitidos no aterramento do SPDA. Fonte: NBR 5419-3:2015.