Falha de isolamento em um SFCR, e agora? Já se deparou com esse desafio na sua instalação? Esse é um desafio que pode acontecer em instalações de sistema fotovoltaicos e vamos explicar aqui o que significa, como ocorre e como podemos resolver esse desafio. Em sistemas fotovoltaicos que utilizam inversor de tecnologia sem transformador (transformerless), o circuito CC é isolado do terra (PE). Módulos fotovoltaicos com falha de isolamento, fios não blindados ou conexões ruins podem causar o “vazamento” de corrente CC no aterramento. Correntes de fuga excessivas podem representar risco de choque elétrico, danificar equipamentos e prejudicar o desempenho do sistema. Por isso, a realização de ensaios é fundamental para garantir a segurança e a funcionalidade de equipamentos elétricos, entre eles o inversor fotovoltaico, uma vez que permite a identificação de qualquer alteração que possa comprometer seu uso, oferecer risco ou causar acidentes. A avaliação do sistema isolante consiste em uma das principais ferramentas para determinar a condição operacional dos equipamentos elétricos.   Como ocorre uma falha de isolamento? Quanto maior é o valor de resistência de isolamento, melhor é a qualidade do isolamento do condutor. Com o passar do tempo, a resistência de isolamento dos condutores diminui naturalmente, devido a fatores ambientais, tais como temperatura, luz solar, insetos, impactos ou vibração.  Adicionalmente, danos ao isolamento dos condutores podem ser resultado de uma instalação inadequada. A isolação ou “blindagem” do condutor elétrico pode ser danificada durante a crimpagem e encaixe dos conectores ou no processo de acondicionamento da fiação nas eletro calhas ou dutos de passagem. Com isso, pode ocorrer um curto-circuito entre o circuito CC e o terra. Isso é o que chamamos de falha de isolamento. Além disso, uma falha de isolamento também pode ser observada se a umidade do local estiver muito alta, por isso é comum ocorrer essa falha em dias chuvosos ou após um longo período de chuvas. Esses fatores fazem ocorrer alterações da capacitância do isolamento, da resistência total, das perdas superficiais e da temperatura do material. A mensagem de alerta que aparece na tela do inversor é "erro de isolamento" ou "falha de isolamento". Por razões de segurança, enquanto existir esta falha, o inversor não converterá nenhuma energia, pois pode haver corrente com risco de vida nas partes condutoras do sistema. Enquanto houver apenas uma conexão elétrica entre o DC e o terra (PE), não haverá perigo imediato uma vez que o sistema não está fechado e nenhuma corrente pode fluir através dele. Mas é preciso resolver isso rapidamente, pois existem riscos visto que um segundo curto-circuito à terra, cria uma corrente de curto-circuito através dos módulos e da fiação. Isso aumentará o risco de incêndio em sistemas fotovoltaicos com inversores comuns. Além do que tocar nos módulos FV pode causar ferimentos físicos graves. Esses riscos são nulos em sistemas com tecnologia MLPE, visto que não existem strings de módulos.   Ensaio de resistência de isolamento A resistência de isolamento é a medida que mostra a dificuldade oferecida à passagem de corrente pelos materiais isolantes. O ensaio consiste em aplicar uma tensão em corrente contínua, com valores que variam de acordo com o equipamento a ser testado, em um SFCR em geral utiliza-se a tensão de 500V, mas é sempre importante verificar com o fabricante qual é a especificação de teste para cada equipamento. A norma técnica ABNT NBR 5410 - Instalações elétricas de baixa tensão determina que os ensaios de resistência de isolamento da instalação elétrica devem ser realizados, quando pertinentes. A norma técnica ABNT NBR 16274 - Sistemas fotovoltaicos conectados à rede – Requisitos mínimos para documentação, ensaios de comissionamento, inspeção e avaliação de desempenho determina que deve ser aplicado o ensaio de resistência de isolamento dos circuitos CC. É importante salientar que as normas disponíveis sobre este assunto estabelecem que este ensaio não é um critério para aprovação ou rejeição do equipamento. Na verdade, é um ensaio bastante útil para a verificação de curtos-circuitos, e deve especialmente ser feito durante o comissionamento de um SFCR e devidamente registrado em um relatório de comissionamento. Como medida preventiva os ensaios de resistência de isolamento podem ser feitos em um intervalo de 3 anos, ou conforme as circunstâncias exigirem. Para a medição da resistência de isolamento utiliza-se um instrumento de medição chamado megôhmetro ou, popularmente, megger (o que, na realidade, é a marca de um fabricante). Os megôhmetros atuais podem ser analógicos ou digitais (motorizados ou eletrônicos), mas, também, podem ser manuais (com uma "manivela"). Para realizar um ensaio de resistência de isolamento, o inversor deve estar desligado. É necessário curto-circuitar os terminais positivo e negativo da string, colocar a ponta de prova positiva nesse curto-circuito e a ponta de prova negativa no terra e aplicar a tensão CC adequada. No entanto, é válido prestar muita atenção ao curto-circuitar os cabos em sistemas tradicionais de string. Este método apresenta uma forma precisa, porém perigosa, de medir a resistência de isolamento. A única alternativa quando se usa o método de curto-circuito é medir a resistência de isolamento durante a noite quando os módulos fotovoltaicos não estão gerando energia. Os sistemas com tecnologia MLPE apresentam uma vantagem na realização desse ensaio pois não tem o risco de ter alta tensão e corrente devido ao controle e segurança que os otimizadores dão ao SFCR. Se a resistência de isolamento medida for menor que 600kΩ em um inversor monofásico ou menor que 1MΩ em um inversor trifásico, continue verificando os componentes dessa string para isolar a fonte do vazamento de corrente e encontrar a fonte da falha de isolamento para devidamente corrigi-la.   Desafio resolvido! Detectar, encontrar e resolver a falha de resistência de isolamento em um SFCR pode parecer um desafio no início, mas seguir as orientações do fabricante do módulo ou inversor com certeza é a melhor opção. Também estudar e colocar em prática o que as normas vigentes especificam sobre o assunto e manter um registro organizado dos documentos e relatórios do projeto fotovoltaico é algo que vai facilitar a resolução dessa falha caso venha a acontecer. Opte sempre por equipamentos certificados e testados nesse quesito e preze pela qualidade dos equipamentos e serviços de instalação prestados. Dessa forma vamos manter a excelência em nossos tratos comerciais!     Referências bibliográficas: Associação Brasileira de Normas Técnicas, ABNT NBR 5410:2004 - Instalações Elétricas de Baixa Tensão, 2004. Associação Brasileira de Normas Técnicas, ABNT NBR 16274:2014 - Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede — Requisitos Mínimos para Documentação, Ensaios de Comissionamento, Inspeção e Avaliação de Desempenho, 2014. SolarEdge, Application Note – Isolation Fault Troubleshooting, fevereiro, 2019. S.Pingel, O.Frank,  M.Winkler,  S.  Oaryan, T. Geipel, H.  Hoehne and J.  Berghold, 35 th, IEEE Photovoltaic Specialists Conference (PVSC), (2010), pp. 2817–2822. Ensaio de Resistência de Isolamento FV: O que é e por que realizá-lo? Por João Paulo de Souza, Ecori, 13 de Junho de 2019, artigos. Fasciculo sobre Manutenção elétrica, Capítulo VII Ensaios de resistência de isolamento e de rigidez dielétrica – Por Marcelo Paulino, 2014. National Renewable Energy Laboratory – NREL, Field Guide for Testing Existing Photovoltaic Systems for Ground Faults and Installing Equipment to Mitigate Fire Hazards, October, 2015.

Um dos eventos adversos mais comuns em instalações de sistemas fotovoltaicos de qualquer porte é o “desarmar” do(s) disjuntor(es) do(s) inversor(es). É uma queixa comum, tanto do proprietário do sistema fotovoltaico conectado à rede – SFCR, geralmente sem conhecimento técnico; mas também do técnico responsável pelo SFCR, geralmente sem profundo conhecimento técnico. A frase mais comum é aquela: “o disjuntor do inversor está caindo/desarmando sem motivo aparente”; mas também é muito comum, principalmente ao profissional técnico, tentar responsabilizar o inversor pelo desarmar do disjuntor. Em todas as oportunidades em que presenciei os ocorridos, ou auxiliei na resolução do caso, foi possível determinar tranquilamente o motivo aparente para os eventos de desligamento (por trip) do(s) disjuntor(es).   Análise das Causas do Problema Em todos os casos que pude avaliar, muitos deles apresentados pela contribuição dos nossos colegas do setor fotovoltaico brasileiro, foi possível verificar que o problema nunca estava no(s) inversor(es), mas sempre no próprio disjuntor. Entretanto, foram pouquíssimas as vezes em que o problema realmente estava no disjuntor. Na grande maioria dos casos foi possível verificar erro de projeto e/ou erro de aplicação; muito raramente era problema de fabricação.   Erros de Projeto O erro de projeto consiste em dimensionar e/ou selecionar o componente em desacordo com as necessidades do projeto ou normas locais referentes à instalação. O erro mais comum é não considerar a folga recomendada pelo fabricante do inversor entre a corrente máxima de saída CA e a capacidade do disjuntor. Com isso a corrente que vai atravessar os elementos condutores do disjuntor ficará muito próxima (ou será igual) à sua capacidade máxima. Considere, também, que o um inversor interativo gera a onda senoidal através chaveamento constante, e alguns disjuntores podem ter o mecanismo de trip por corrente mais sensível; por isso é recomendável verificar em seus dados técnicos (ou junto ao fabricante ou fornecedor) se há alguma restrição ao seu uso em circuitos que alimentam ou escoam a corrente elétrica de dispositivos chaveadores. Dê preferência a disjuntores de curva B, que atuam em corrente de 3 a 5 vezes a nominal máxima, especialmente no caso de atuação ou falha de varistores (do DPS). Ao dimensionar o disjuntor, recomenda-se deixar uma folga na capacidade de corrente em relação à corrente máxima de saída CA do inversor; embora muitas literaturas citem o valor mínimo de 10%, o recomendável é que seja de pelo menos 25%. Verifique no datasheet ou manual de aplicação do disjuntor as informações referentes ao derating ou redução de capacidade, relativos à carga constante, envelhecimento e temperatura de operação; e também muito importante, verifique a tensão máxima de operação.   Carga Constante Um Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede – SFCR é uma carga constante durante as horas de operação, com máxima intensidade de corrente durante as horas mais quentes do dia. Isso tem que ser considerado durante a seleção do disjuntor, especialmente em modelos que possuem alteração de valor de trip em situações de carga constante; o que faz com que a capacidade efetiva do disjuntor seja menor que o número geralmente gravado no seu corpo. Como é muito comum a seleção de disjuntor pelo valor exibido na carcaça, sem a análise do datasheet, isso pode induzir a erro de seleção, o que por sua vez é um erro de projeto.   Redução de Capacidade por Envelhecimento É comum que, após alguns meses de uso ocorra alteração de sensibilidade do mecanismo de trip do disjuntor. Essa alteração pode ser tanto positiva quanto negativa; ou seja: o disjuntor pode ficar mais sensível ou menos sensível, o que pode levar ao “falso trip”, que é quando o disjuntor desarma mesmo que a corrente esteja dentro da faixa normal de operação. É por esse motivo que um SFCR pode operar normalmente por anos, e então o disjuntor passa a desligar o circuito do inversor sem que haja motivo aparente.  O projetista deve tomar o cuidado de analisar o datasheet o manual de operação, e verificar se há algum coeficiente de redução de sensibilidade ou capacidade após determinado tempo de uso. Se isso não for considerado, temos mais um erro de projeto.   Temperatura de Operação A temperatura de operação é umas das mais importantes características técnicas dos disjuntores, e infelizmente também é a mais negligenciada durante a seleção.  Durante a sua operação normal o disjuntor é atravessado pela corrente, o que naturalmente provoca aquecimento por efeito Joule. Com um dos mecanismos de trip do disjuntor é exatamente relativo à temperatura, é muito importante que se tome o devido cuidado de avaliar essa característica do componente. Embora esse aspecto seja muito mais relativo à aplicação, e por isso falaremos mais sobre isso na sessão deste texto referente à aplicação, também é trabalho do projetista considerar a aplicação dos elementos que dimensiona e seleciona; e portanto selecioná-los de acordo. Um quadro elétrico fechado terá temperatura interna maior do que um quadro elétrico com saída de ar; disjuntores montados em um barramento trifásico com separação física contribuirão menos para o aquecimento mútuo, se comparados aos mesmos disjuntores quando montados lado a lado, sem espaço de arrefecimento.   Tensão Máxima de Operação Embora seja lógico que se selecione o disjuntor para tensão da rede ao qual será conectado, é muito importante (re)lembrar que outro evento adverso muito comum em sistemas fotovoltaicos conectados à rede é a desconexão do inversor por elevação da tensão da rede (devido ao ajuste de TAP do transformador). A forma mais simples de se contornar esse problema é elevando o limite de tensão do inversor, que passa a acompanhar a rede um pouco mais, e não se desconecta no limite original de fábrica, conforme a NBR-16.149. Se essa elevação de tensão (assim como o ajuste de tensão máxima) forem demasiados, pode ocorrer de a tensão efetiva do inversor (ou sistema) durante operação seja muito próxima ou até superior à tensão máxima de operação do disjuntor. Pelo histórico que temos no Brasil, especialmente na Região Centro-Oeste, o recomendável é que a tensão máxima do disjuntor seja superior à tensão nominal da rede em 25% a 30%.   Erro de Aplicação Por erro de aplicação entendemos os equívocos durante a instalação do componente. Geralmente quando o instalador não segue as indicações de projeto, ou quando a instalação é naturalmente deficiente. O exemplo mais comum é a falta de aperto dos parafusos da caixa do disjuntor, segundo as recomendações do fabricante; geralmente por falta de uso de um torquímetro. Também é muito comum não uso de terminais do tipo ilhós, que dão acabamento nas pontas dos cabos. Ou ainda pior, o uso de alicates de crimpagem de baixa qualidade, que dão um péssimo acabamento, com área de contato muito pequena, que por sua vez promove o mau contato, especialmente depois de algum período de operação. Caixas elétricas também podem ser um problema, quando é feita a aplicação de um modelo menor do que o adequado; o que promove a elevação de temperatura interna, e pode comprometer fator temperatura, fazendo o disjuntor desconectar em valor de corrente menor que o esperado.   Resolução do Problema Geralmente a resolução passa pela troca do disjuntor, selecionando um modelo mais adequado de acordo às necessidades de aplicação. Em casos mais severos pode ser necessário trocar caixa em que foi montado o quadro elétrico, de forma a melhorar o arrefecimento interno, ou a eliminação do ar quente de seu interior. Se ao deixar o quadro elétrico aberto o(s) disjuntor(es) pararem de desarmar, você terá o diagnóstico automático da alta temperatura interior. O interessante seria verificar a temperatura interna com uma câmera termográfica, o que pode ser muito custoso, caso você não possua tal ferramenta eletrônica. Mas pelo menos um termômetro infravermelho deveria ser utilizado; “medir a temperatura com as mãos” não é uma opção nada profissional, pois não há efetivamente uma medição, mas apenas uma avaliação por percepção individual. Também é possível que se resolva o problema ao se verificar as conexões dos cabos ao disjuntor e, em alguns casos com o uso de terminais ilhós “crimpados” com alicate de boa qualidade.   Referências bibliográficas: ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS.—. NBR-11877: Sistemas Fotovoltaicos. Rio de Janeiro, 1991. —. NBR-11704: Sistemas Fotovoltaicos – Classificação. Rio de Janeiro, 2008. —. NBR-10899: Energia Solar Fotovoltaica – Terminologia. Rio de Janeiro, 2006. —. NBR-11876: Módulos Fotovoltaicos – Especificação. Rio de Janeiro, 2010. —. NBR-5410: Instalações Elétricas de Baixa Tensão. Rio de Janeiro, 2008. —. NBR-5419: Proteção contra Descargas Atmosféricas. Rio de Janeiro, 2016  —. NBR-16.274: Sistemas fotovoltaicos conectados à rede — Requisitos mínimos para documentação, ensaios de comissionamento, inspeção e avaliação de desempenho, 2014 INTERNATIONAL ELETROTECNICAL COMISSION – IEC 60364-7-712: Electrical Installations of Buildings – Part 7-712: Requirements for Special Instalations or Locations – Solar Photovoltaic (PV) Power Supply Systems. 2013 NATIONAL FIRE PROTECTION AGENCY – National Electric Code. 2014 INTERNATIONAL ELETROTECNICAL COMISSION – IEC TS 62548: Photovoltaic (PV) Arrays – Design Requirements. 2013 INTERNATIONAL ELETROTECNICAL COMISSION – IEC 62446: Grid Connected Photovoltaic Systems – Minimum Requirements for System Documentation, Commissioning Tests and Inspection. 2009