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STP60-10-PL-es-10 | Versión 1.0 ESPAÑOL

Guía de planificaciónSUNNY TRIPOWER 60

Disposiciones legales SMA Solar Technology AG

2 STP60-10-PL-es-10 Guía de planificación

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SMA Solar Technology AG Índice

Dokumentenart Dokumentennummer 3

Índice1 Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

1.1 Lista de abreviaturas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 Vista general del inversor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.1 Placa de características . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82.2 Vista mecánica del inversor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92.3 Descripción del inversor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.3.1 Vista general del sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.3.2 Seguridad funcional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.3.3 Tipos de funcionamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

2.4 Seguidor del MPP y reducción de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142.4.1 Seguidor del MPP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142.4.2 Reducción de potencia del inversor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142.4.3 Referencia de la potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2.5 Código de red . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162.5.1 Ajustes para proteger la red . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

2.6 Apoyo a la red (gestión de red) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172.6.1 Apoyo dinámico de red (Fault Ride Through) . . . . . . . . . . . . . . . . . 172.6.2 Gestión de la potencia reactiva. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182.6.3 Gestión activa de la potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

2.7 Ajustes para la seguridad funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193 Planificación del sistema: mecánica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

3.1 Desembalaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203.2 Instalación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

3.2.1 Condiciones de la instalación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213.3 Montaje del inversor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

3.3.1 Posición del inversor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233.3.2 Especificaciones del par de apriete para la instalación . . . . . . . . . 23

3.4 Especificaciones de los cables. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

Índice SMA Solar Technology AG

4 Dokumentennummer Dokumentenart

4 Planificación del sistema: eléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 244.1 Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 244.2 Lado de CC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

4.2.1 Requisitos para la conexión fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 244.2.1.1 Tensión máxima en vacío. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 254.2.1.2 Tensión del MPP. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 254.2.1.3 Corriente de cortocircuito. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 264.2.1.4 Corriente del MPP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 264.2.1.5 Resistencia entre módulos fotovoltaicos y tierra. . . . . . . . . . . . . 264.2.1.6 Toma a tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 264.2.1.7 Conexión en paralelo de generadores fotovoltaicos. . . . . . . . . 264.2.1.8 Cables fotovoltaicos: dimensionado y tendido . . . . . . . . . . . . . 26

4.2.2 Determinación del factor para diseñar sistemas fotovoltaicos . . . . . 274.2.3 Módulos fotovoltaicos de capa fina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 274.2.4 Protección interna contra sobretensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 284.2.5 Gestión del calor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 284.2.6 Simulación fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 294.2.7 Capacidad del campo fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

4.3 Conexión a la red de baja tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 294.3.1 Condiciones de conexión de CA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 294.3.2 Protección de la conexión de CA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 304.3.3 Impedancia de la red . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 314.3.4 Cableado de CA: consideraciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

5 Comunicación y planificación del sistema: SMA Inverter Manager . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 315.1 Comunicación por ethernet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

5.1.1 Vista general del sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 315.1.2 SMA Inverter Manager . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

5.2 Interfaces del usuario. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 325.3 I/O Box . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 335.4 Estación meteorológica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

SMA Solar Technology AG


6 Datos técnicos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 346.1 Datos técnicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 346.2 Valores límites para reducir el factor de diseño . . . . . . . . . . . . . . . . 356.3 Normativas y estándares. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 366.4 Especificaciones del circuito de la red eléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . 376.5 Especificaciones de la interfaz auxiliar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 386.6 Conexiones de ethernet. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

6.6.1 Topología de red . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

SMA Solar Technology AG


SMA Solar Technology AG 1 Introducción


1 IntroducciónLa guía de planificación contiene la información necesaria para planificar y diseñar una planta. Además, describe los requisitos para usar el Sunny Tripower 60 en plantas fotovoltaicas.

Imagen 1.1 Sunny Tripower 60

Recursos adicionales disponibles:• Instrucciones de instalación (incluidas en el contenido

de la entrega): contienen información sobre la instalación y puesta en marcha del inversor.

• Instrucciones breves para instalar el SMA Inverter Manager y la I/O Box: contiene la información necesaria para instalar el SMA Inverter Manager.

• Instrucciones de servicio técnico para cambiar el ventilador: contiene la información necesaria para sustituir los ventiladores.

• Instrucciones de servicio técnico para cambiar los descargadores contra sobretensión: contiene la información necesaria para sustituir los descargadores contra sobretensión.

Estos documentos se encuentran a su disposición en la zona de descargas de www.SMA-Solar.com o a través del proveedor del inversor. En este enlace también encontrará información específica sobre todas las aplicaciones.

1.1 Lista de abreviaturasAbreviatura DescripciónANSI Instituto Nacional Estadounidense de

Estándares (American National Standards Institute)

CAE Calibre de cable estadounidense (American Wire Gauge)

cat5e Cable de la categoría 5 (mejorado) con conductores torcidos (twisted pair) para la transferencia de datos

DHCP Protocolo para transmitir direcciones IP dinámicas (Dynamic Host Configuration Protocol): permite asignar directamente las direcciones de red a través del servidor de DHCP.

Operador distribuidor de la red

Operador distribuidor de la red

DSL Línea de abonado digital (Digital Subscriber Line)

Directiva CEM

Directiva sobre compatibilidad electromagnética

Descarga electrostática

Descarga electrostática

FCC Comisión Federal Estadounidense de Comunicaciones (Federal Communications Commission)

FRT Apoyo dinámico de red (Fault Ride Through)GSM Sistema global de comunicaciones móviles

(Global System for Mobile Communications)HDD Unidad de disco duro (Hard Disk Drive)IEC Comisión Electrotécnica Internacional

(International Electrotechnical Commission): organización para estándares internacionales

IT Sistema de tierras aisladoLCS Puesta en marcha y mantenimiento local (Local

Commissioning and Service)Led Diodo emisor de luzDBT Directiva de baja tensiónMCB Disyuntor (Miniature Circuit Breaker)MPP Punto de máxima potencia (Maximum Power

Point) MPPT Seguimiento del punto de máxima potencia

(Maximum Power Point Tracker): determina el punto óptimo de potencia fotovoltaica.

NFPA Asociación Nacional Estadounidense para la Protección contra Incendios (National Fire Protection Association)

2 Vista general del inversor SMA Solar Technology AG


Tabla 1.1 Abreviaturas

2 Vista general del inversor2.1 Placa de características

Imagen 2.1 Placa de características del Sunny Tripower 60

P P es el símbolo de la potencia activa y se mide en vatios (W).

PCB Placa de circuitos impresos (Printed Circuit Board)

PCC Punto de enlace de la red (Point of Common Coupling): es el punto en la red eléctrica pública en el que varios clientes están conectados.

PE Puesta a tierra provisional (Protective Earth)PELV Protección por tensión demasiado baja

(Protective Extra Low Voltage) PLA Ajuste del nivel de potencia (Power Level

Adjustment)PNOM Potencia [W], potencia efectiva nominalPOC Punto de conexión (Point Of Connection): es el

punto en el que el sistema fotovoltaico se conecta a la red eléctrica pública.

PSTC Potencia [W], potencia en condiciones de prueba estándar (Standard Test Conditions)

FV Fotovoltaica, células fotovoltaicasRCD Diferencial (Residual Current Device)RCMU Unidad de control de la corriente residual

(Residual Current Monitoring Unit)RISO Resistencia del aislamiento (insulation

resistance)ROCOF Tasa de variación de la frecuencia (Rate Of

Change Of Frequency)Q Q es el símbolo de la potencia reactiva y se

mide en voltamperios reactivos (VAr).S S es el símbolo de la potencia aparente y se

mide en voltamperios (VA).STC Condiciones de prueba estándar (Standard Test

Conditions)SW SoftwareTHD Tasa de distorsión armónica totalTN-S Conexión a tierra con neutro separado (red de

CA)TN-C Conexión a tierra con neutro combinado (red de

CA)TN-C-S Conexión a tierra con neutro separado y

combinado (red de CA)TT Conexión tierra a tierra (red de CA)

Abreviatura Descripción

SMA Solar Technology AG 2 Vista general del inversor


Imagen 2.2 Placa de características del Sunny Tripower 60-US

En la placa de características, situada en el lateral del inversor, encontrará estos datos:

• Tipo de inversor• Datos técnicos importantes• Número de serie, ubicado bajo el código de barras,

para identificar el inversor

2.2 Vista mecánica del inversor

Imagen 2.3 Vista mecánica del inversor

2.3 Descripción del inversorCaracterísticas del inversor:

• Carcasa IP65/tipo 3R• Interruptor de carga fotovoltaica• Función de la gestión de red• Sin transformador• Trifásico• Topología de tres niveles con alto rendimiento• Equipo de seguimiento de la corriente residual

integrado• Función para comprobar el aislamiento• Funciones amplias de soporte dinámico (ride through)

para garantizar una generación fiable de energía en caso de fallos de red según la parametrización del inversor

• Cumple los requisitos de la mayoría de las normas nacionales.

1 Cubierta para el área de instalación2 Cubierta frontal3 Disipador de calor fundido a presión de

aluminio4 Soporte mural5 Pantalla (solo indicación)6 Interruptor de carga fotovoltaica7 Ventilador



• Adaptación a los requisitos y circunstancias nacionales a través de los ajustes del código de red

2.3.1 Vista general del sistemaEl sistema STP 60 con un Sunny Tripower 60 se beneficia de las ventajas de un inversor de string y de uno central: es el sistema perfecto para una gran variedad de plantas comerciales y centrales fotovoltaicas.El sistema STP 60 está compuesto por el Sunny Tripower 60, un String-Combiner de CC y el SMA Inverter Manager.La red de comunicación de un sistema STP 60 está dividido en dos redes de ethernet: la red de la planta y la del inversor. La red de la planta es una interfaz del sistema STP 60 y puede usarse con varios SMA Inverter Manager así como equipos electrónicos mientras que la red del inversor solo se usa con los inversores. La red de la planta tiene que tener un servidor de DHCP (rúter) asignado al inversor pues el SMA Inverter Manager necesita la asignación automática de una IP. Le recomendamos que use un rúter y conmutador profesionales. El SMA Inverter Manager permite:

• Control de hasta 42 inversores de SMA del tipo Sunny Tripower 60

• Red de planta sencilla gracias a un punto de entrada único para cada planta de 2,5 MVA (valor máximo).

• Puesta en marcha y mantenimiento fáciles mediante la herramienta LCS (Local Commissioning and Service)

• Carga segura de archivos en el servicio de almacenamiento así como control de todos los requisitos y ajustes nacionales a través del operador distribuidor de la red

• Protocolo de comunicación Modbus-TCP de código abierto que emplea por ethernet un perfil SunSpec Alliance tanto para la monitorización como para el control, facilitando, por ejemplo, la integración de sistemas SCADA

• Interfaz para gestionar la red con una I/O Box opcional para PLA y comandos de potencia reactiva

• Sencilla integración de información meteorológica a través de una estación meteorológica compatible con RS485 SunSpec Alliance.



Imagen 2.4 Vista general del sistema

STP 60-10

STP 60-10

STP 60-10

DC COMBINER

DC COMBINER

DC COMBINER

1

12

1

12

1

12

1

2 3

4

5

6

7

89

1011

12

INVERTER-MANAGER

STRINGS

STRINGS

STRINGS

RÚTER

ESTACIÓNMETEOROLÓGICA

I/O BOX

LCS TOOL

PORTAL

SISTEMASCADA

GESTIÓNDE RED

ESTACIÓN DELTRANSFORMADOR

CCCA

ETHERNETRS485

1 Strings fotovoltaicos2 Caja de conexión del generador3 Sunny Tripower 604 SMA Inverter Manager5 Rúter6 Herramienta LCS7 Transferencia de datos al portal8 Sistema SCADA9 Estación meteorológica10 I/O Box11 Gestión de red12 Estación del transformador



Imagen 2.5 Vista general del área de instalación 2.3.2 Seguridad funcionalEl inversor se ha diseñado para instalarlo en cualquier parte del mundo y tiene una conmutación para la seguridad funcional que cumple con muchos requisitos nacionales (consulte el capítulo 2.5, página 16).

Inmunidad a la interferencia de errores aisladosEl circuito de detección para la seguridad funcional cuenta con un reconocimiento integrado, completo y redundante de errores aislados. En caso de avería, el inversor se desconecta inmediatamente de la red. El método está activo y cubre toda la conmutación dentro de la monitorización de la corriente residual tanto en el nivel continuo como con cambios inesperados. Para garantizar un funcionamiento seguro, se comprueban muchos circuitos de seguridad durante la fase de arranque del inversor. Si se produce más de un error en un circuito durante tres intentos de autocomprobación, el inversor pasa al modo de funcionamiento “A prueba de errores”. Cuando las tensiones y frecuencias de red así como las corrientes residuales de ambos circuitos independientes difieren en

PELV (contacto seguro)2 Conexión a tierra del equipo7 2 interfaces de ethernet8 Interfaz RS485 (no está en uso) Piezas en tensión1 Terminales de conexión de CA5 Terminales de conexión fotovoltaicaOtros3 Descargador contra sobretensiones, lado CA4 Descargador contra sobretensiones, lado CC6 Interruptor de carga fotovoltaica



gran medida entre sí, el inversor deja de inyectar a red y repite la autocomprobación. Los circuitos de la seguridad funcional están activados permanentemente. No es posible desactivarlos. AislamientoDurante la autocomprobación, el inversor utiliza el sistema encargado de medir el aislamiento y de determinar si el aislamiento del sistema fotovoltaico supera el valor exigido. Esto ocurre antes de inyectar a red. Durante la conexión a red, el inversor mide la corriente residual continua en el sistema. Si dicho valor se supera más de cuatro veces durante un plazo de 24 horas, el inversor deja de funcionar debido a posibles errores en la seguridad del sistema fotovoltaico.

Test automáticoLa resistencia del aislamiento entre los generadores fotovoltaicos y la tierra se comprobará también automáticamente. Si la resistencia es demasiado baja, el inversor no inyecta a red. A los 10 minutos y de manera automática, el inversor vuelve a intentar inyectar.Corriente diferencial La corriente residual se monitoriza constantemente. El inversor deja de inyectar a red si:

• el valor eficaz del ciclo de la corriente residual no respeta el valor límite más allá del tiempo de apertura, definido en los ajustes de desconexión o

• si se mide un incremento repentino en la corriente residual.

Monitorización de redCuando el inversor inyecta a red, estos parámetros se monitorizan de forma permanente:

• Amplitud de la tensión de red (valor actual y medio de diez minutos)

• Tensión y frecuencia de red• Apagón (reconocimiento de red aislada)

– Detección de fallo de red trifásica– Tasa de variación de la frecuencia (ROCOF)– Cambio de frecuencia

• Corriente CC de la corriente de red

• Corriente residual mediante la unidad de seguimiento de la corriente residual

Si uno de estos parámetros va en contra del código de red, el inversor interrumpe la inyección a red.

2.3.3 Tipos de funcionamientoEl inversor tiene cinco modos de funcionamiento, indicados mediante leds.

Tabla 2.1

Desconectado de la red (en espera) (leds apagados)#0-51Si no se ha suministrado potencia a la red de CA durante más de 10 minutos, el inversor se desconecta de la red y se apaga. Las interfaces de usuario y comunicación permanecen conectadas para que pueda existir comunicación.

Conectando (led verde parpadeando)#52-53El inversor se inicia cuando la tensión de entrada fotovoltaica alcanza la tensión mínima de alimentación de CC. El inversor realiza una serie de autopruebas internas que incluyen la medición de la resistencia de aislamiento fotovoltaico. Al mismo tiempo, también supervisa los parámetros de red. Si los parámetros de red se encuentran dentro de las especificaciones durante el intervalo configurado (según el código de red), el inversor comienza a suministrar energía a la red de CA.

INDICACIÓNSegún las condiciones de conexión a la red que sean necesarias in situ, se exigirá una resistencia mínima del aislamiento entre la tierra y el sistema fotovoltaico. Un valor típico es 82 kΩ.

Estado LedsDesconectado de la red

VerdeRojo

Conectando VerdeRojo

Conectado a la red

VerdeRojo

Incidencia interna del inversor

VerdeRojo

A prueba de fallos

VerdeRojo



Conectado a la red (LED verde encendido)#60El inversor está conectado a la red de CA y suministra energía. El inversor se desconecta si:

• detecta condiciones de red anormales (en función del código de red), o se produce una incidencia interna.

• no hay suficiente potencia fotovoltaica disponible (no se suministra potencia a la red durante 10 minutos).

El inversor entra entonces en modo de conexión o desconexión de la red.

Incidencia interna del inversor (led verde parpadeando)#54El inversor está esperando a que alguna condición interna vuelva a encontrarse dentro de los límites (por ejemplo, baja una temperatura demasiado alta) antes de volver a conectarse a la red.

A prueba de fallos (led rojo parpadeando)#70Si el inversor detecta un error en sus circuitos durante la autoprueba (en modo de conexión) o durante el funcionamiento, el inversor pasa al modo “A prueba de fallos” y se desconecta de la red. El inversor permanecerá en modo “A prueba de fallos” hasta que la potencia fotovoltaica esté ausente durante un mínimo de 10 minutos o se le quite alimentación manualmente tanto en continua como en alterna.

2.4 Seguidor del MPP y reducción de potencia2.4.1 Seguidor del MPPLa regulación del MPP (del inglés: Maximum Power Point o punto de máxima potencia) es un algoritmo cuyo objetivo es maximizar continuamente la potencia de salida del generador fotovoltaico. El algoritmo ajusta la tensión fotovoltaica lo suficientemente rápido como para seguir los cambios repentinos en la irradiación solar. La regulación del MPP encuentra el punto de máxima potencia mientras la tensión fotovoltaica está en el rango de tensión del MPP definido. En el caso de tensiones por debajo de la tensión mínima del MPP, la regulación del MPP suministra el punto de máxima potencia (consulte la imagen 2.6) para mantener una tensión de CC suficiente y, así, generar la tensión de red de CA necesaria.

Imagen 2.6 Comportamiento del MPP con tensión baja

2.4.2 Reducción de potencia del inversorEn determinadas situaciones, la regulación del MPP suministra el punto de máxima potencia. Este comportamiento se denomina “reducción de la potencia” y su función es proteger al inversor de sobrecargas o reducir la potencia de salida para asistir a la red. La potencia reactiva (que apoya a la red) tiene prioridad cuando la función de salida reduce la potencia de salida de CA, es decir, primero se reduce la potencia activa a cero y después la reactiva. El sistema STP 60 reduce su potencia bajo estas circunstancias:

• Se sobrepasa la potencia nominal máxima de CA• Sobretemperatura interna• Sobretensión de red• Frecuencia de red demasiado alta• Limitación de la potencia de salida mediante los

ajustes o un comando externo (PLA)Cada Sunny Tripower 60 limita la potencia de salida de CA según la referencia de potencia actual que se corresponde siempre con el valor más bajo de estos valores:

• Potencia nominal máxima de CA (60 kVA)• Valor límite fijo para las potencias activa y reactiva,

determinado por el archivo del código de red • Referencia de potencia activa o reactiva del SMA

Inverter Manager

INDICACIÓNDado que el Sunny Tripower 60 no cuenta con un convertidor elevador, la tensión mínima del MPP varía según la tensión de red de CA actual.



• Limitación de la potencia de la reducción de potencia en función de la temperatura interna Una reducción de potencia en función de la temperatura indica que la temperatura ambiente es muy alta, el disipador de calor está sucio, el ventilador bloqueado o algo semejante. Encontrará información sobre el mantenimiento en las instrucciones de instalación del Sunny Tripower 60. Los valores de la imagen 2.7 se han medido con las condiciones nominales cos(φ) = 1.

Imagen 2.7 Reducción de potencia como función de la temperatura ambiente

2.4.3 Referencia de la potencia El SMA Inverter Manager genera la referencia de la potencia de cada Sunny Tripower 60 basándose en las funciones que describimos a continuación. Estas funciones están guardadas en el SMA Inverter Manager y se evalúan en toda la planta.

• Sobretensión de la redSi la tensión de red sobrepasa el valor límite U1 definido por el operador distribuidor de la red, el inversor reduce la potencia de salida. Si aumenta la tensión de red y supera el valor límite predefinido (U2, promedio: 10 minutos), el inversor deja de inyectar a red para mantener la calidad de red y proteger los equipos conectados a la red.

Imagen 2.8 Tensión de red superior al valor límite, determinado por el operador distribuidor de la red

Reducción de potencia: sobrefrecuencia de la redSe reduce la potencia de salida como variable de la frecuencia de red. Hay dos métodos para reducir la potencia de salida: rampa e histéresis. Los ajustes del código de red establecen los métodos que hay que emplear en una determinada instalación. Regulación de la frecuencia primaria: el método de la rampaConsulte la imagen 2.9 Si la frecuencia de red sobrepasa f1, el inversor reduce la potencia de salida. La reducción tiene lugar según una tasa preconfigurada como muestra la imagen 2.9: rampa (R). Si la frecuencia alcanza f2, el inversor se desconecta de la red. Si la frecuencia baja de f2, el inversor se vuelve a conectar a la red y aumenta la potencia otra vez en la misma tasa que durante la reducción.

Imagen 2.9 Regulación de la frecuencia primaria: el método de la rampa

INDICACIÓNEl inversor puede utilizar todo el rango de tensión de CC permitido hasta los 1 000 V para reducir la potencia. No está limitado al rango de tensión del MPP.

U1 FijoU2 Límite de desconexión



Estabilidad de la frecuencia (reducción de la potencia activa en caso de sobrefrecuencia): histéresisConsulte la imagen 2.10Para facilitar la estabilización de la frecuencia de red, el inversor reduce la potencia de salida cuando la frecuencia de red supera f1. La reducción tiene lugar según una tasa preconfigurada como muestra la imagen 2.10: rampa (R). El límite reducido de la potencia de salida se mantiene hasta que la frecuencia de red baje a f2. Si la frecuencia de red baja a f2, la potencia de salida aumenta otra vez según una rampa temporal (T). Si la frecuencia de red sigue aumentando, el inversor se desconecta en f3. Si la frecuencia baja de f2, el inversor se vuelve a conectar a la red y aumenta la potencia otra vez en la misma tasa que durante la reducción.

Imagen 2.10 Regulación de la frecuencia primaria: el método de la histéresis

2.5 Código de redEl archivo del código de red del STP 60 contiene ajustes que establecen tanto el comportamiento de un inversor determinado como el de la planta en su totalidad. El archivo del código de red se divide en dos secciones principales:

• Ajustes para proteger la red• Apoyo a la red (gestión de red)

La herramienta LCS que se ha usado para poner en marcha el inversor, está equipada con diferentes códigos de red estándares para cumplir con los requisitos nacionales. Para cambiar el parámetro referido al código de red estándar, es necesario un archivo del código de red específico para el cliente que pone a su disposición SMA Solar Technology AG. Encontrará información sobre cómo solicitar parámetros del código de red personalizados en capítulo 2.7, página 19.

2.5.1 Ajustes para proteger la redLos ajustes para proteger la red se guardan en todos los inversores. Su función es proteger la red si se producen determinados eventos relacionados con esta, independientemente de la conexión al SMA Inverter Manager. El inversor monitoriza constantemente los siguientes valores de red comparándolos con los de desconexión definidos en el código de red. Ejemplo:

• Interrupción de tensión• Interrupción de frecuencia• Reconexión • Apagón

Interrupción de tensión y frecuenciaLos valores eficaces del ciclo de la tensión de red se comparan con dos ajustes de desconexión inferiores y dos superiores, por ejemplo sobretensión (nivel 1). Si los valores eficaces no respetan los valores límites de los ajustes de desconexión más allá del tiempo de apertura, el inversor deja de inyectar a red.

Imagen 2.11 Separación de sobretensión y subtensión Reconexión Durante la puesta en marcha o cuando el inversor se ha desconectado por una sobretensión o una frecuencia demasiado alta, los valores de reconexión fijan las condiciones de red necesarias para que el inversor vuelva a conectarse a la red y pueda inyectar energía.

INDICACIÓNAntes de conectar a red un inversor es necesario contar con el permiso del operador distribuidor de la red.



Desconexión de fallo de red (funcionamiento en red aislada)Un fallo de red se detecta por medio de tres algoritmos:

• Monitorización trifásica de la tensión (el inversor regula la corriente de cada fase). Los valores eficaces del ciclo de las tensiones de la red de los conductores de fase se comparan con los ajustes de desconexión inferiores y superiores. Si los valores eficaces no respetan los valores límites de los ajustes de desconexión más allá del tiempo de apertura, los inversores dejan de inyectar a red.

• Tasa de variación de la frecuencia (en inglés, ROCOF: Rate Of Change Of Frequency) Los valores ROCOF (positivos o negativos) también se comparan con los ajustes de desconexión. Si no se cumplen estos valores límite, el inversor deja de inyectar a red.

• Cambio de frecuencia El inversor intenta permanentemente extender un poco la frecuencia de red pero la estabilidad de la red se lo impide.

Si se produce un apagón, ya no hay estabilidad en la red así que es posible cambiar la frecuencia. Dado que la frecuencia difiere de la frecuencia de funcionamiento de los cables, el inversor se desconecta de la red y deja de inyectar energía. Si el inversor interrumpe la inyección debido a la frecuencia o tensión de red (no por un error provocado por asimetrías del conductor de fase) y se restablecen la frecuencia o tensión al cabo de un corto periodo de tiempo (tiempo de interrupción breve), el inversor puede volver a conectarse a red cuando los parámetros de red se encuentren dentro del valor límite durante el tiempo predefinido (tiempo de reconexión). En caso contrario, el inversor ejecuta de nuevo la secuencia de conexión normal.

2.6 Apoyo a la red (gestión de red)Hay dos categorías principales de la gestión de red:

• Función FRT • Gestión de las potencias activa y reactiva

2.6.1 Apoyo dinámico de red (Fault Ride Through)Por lo general, la tensión de red tiene un recorrido de curva uniforme pero, a veces, la tensión de red cae durante algunos milisegundos o desaparece durante un breve periodo de tiempo. La causa suelen ser cortocircuitos de las líneas exteriores o el uso de equipos de conexión o dispositivos similares en la red de alta tensión. En estos

casos, el inversor puede seguir inyectando a red con la ayuda de la función “Fault Ride Through” (apoyo dinámico de red). El suministro de corriente continuo de la red es esencial:

• Para evitar faltas de tensión completas y estabilizar la tensión de red

• Para aumentar la inyección de energía a la red de CA Puede elegir entre cuatro tipos de comportamiento:

• Corriente cero• Solo potencia reactiva• Solo corriente activa • Corriente completa: prioridad de la corriente reactiva

Así funciona la FRTImagen 2.12 muestra los requisitos que tiene que cumplir la función FRT. El ejemplo es válido para redes de media tensión alemanas.

Imagen 2.12 Ejemplo para Alemania

Por encima de la línea 1

Si hay tensión por encima de la línea 1, el inversor no puede desconectarse en ningún caso de la red durante el FRT.

Rango A Si hay tensiones por debajo de la línea 1 y a la izquierda de la línea 2, el inversor no puede desconectarse. En algunos casos, el operador distribuidor de la red autoriza que se lleve a cabo una breve desconexión. Al cabo de 2 segundos, el inversor tiene que reconectarse a la red.

Rango B A la derecha de la línea 2 se puede realizar una desconexión breve siempre. Establezca con el operador distribuidor de la red un periodo de tiempo para la reconexión y los gradientes de potencia.

Debajo de la línea 3

Por debajo de la línea 3 ya no es necesaria una conexión a red.



Si se lleva a cabo una desconexión breve de la red:• Al cabo de 2 segundos, el inversor tiene que

reconectarse a la red.• La potencia activa se tiene que reducir con una tasa

máxima del 10% de la potencia nominal por segundo.Gestión de la potencia activa El inversor puede apoyar la red local limitando de manera estática o dinámica la potencia de salida de la planta. Los diferentes procesos de regulación son:

• Fixed Pref: limitación de la potencia activa máxima de salida

• Power Level Adjustment (PLA): limitación por control remoto de la potencia de salida (I/O Box necesaria)

2.6.2 Gestión de la potencia reactiva El inversor puede apoyar la red local inyectando potencia reactiva. Los métodos de control son:

Tabla 2.2 Gestión de la potencia reactiva, métodos de control

Con la curva del valor de consigna Q(U), el inversor regula la potencia reactiva en función de la tensión de red U. Los valores para la curva del valor de consigna son determinados por la compañía de electricidad a quien le puede preguntar por estos datos (consulte la imagen 2.13).

Imagen 2.13 Curvas del valor de consigna Q(U): potencia reactiva

Si la tensión de red está por debajo del valor nominal, el inversor está configurado para inyectar potencia reactiva inductiva y, así, aumentar la tensión de red y volver al valor nominal. Si la tensión de red está por encima del valor nominal, el inversor inyecta potencia reactiva capacitiva para reducir la tensión de red y, así, apoyar la red mediante la estabilización de la tensión.Qext. y PFext El control remoto de la inyección de potencia activa y reactiva en una planta tiene que llevarse a cabo mediante una I/O Box (RS485) o una señal externa por Modbus.I/O Box La I/O Box monitoriza el estado del relé del receptor estático de telemando centralizado (proporcionada por el operador distribuidor de la red) y transmite este estado por RS485 al SMA Inverter Manager. El SMA Inverter Manager traduce el estado del relé basándose en la configuración del código de red en el valor PLA (potencia máx. de salida de la planta).

Q(U) Inyección de potencia reactiva en función de la tensión de red

Q(P) Inyección de potencia reactiva en función de la emisión de potencia activa

Q(S) Inyección de potencia reactiva en función de la potencia aparente suministrada

PF(P) Factor de potencia en función de la potencia activa suministrada

PFext Factor de potencia según una señal externa por Modbus on con una I/O Box externa (RS485).

Qext Potencia reactiva inyectada según una señal externa mediante Modbus o mediante una I/O Box externa (RS485).

INDICACIÓNNo se pueden utilizar nunca varios métodos. El selector de modo decide qué método debe ser activado.

SMA Solar Technology AG 3 Planificación del sistema: mecánica


Imagen 2.14

Señal externa por ModbusEl perfil de regulación Modbus SunSpec puede usarse para controlar cuánta potencia reactiva se inyecta desde la planta.

2.6.3 Gestión activa de la potenciaGestión de la potencia aparente El inversor puede apoyar a la red local ajustando el valor máximo de la potencia aparente.

• Fixed Sref: límite de la potencia máxima aparenteProcedimiento de emergencia (fallback)Los inversores de la red de inversores se controlan con Qref y Pref desde el SMA Inverter Manager. Si se corta la conexión al SMA Inverter Manager, el inversor se desconecta de la red al cabo de 10 segundos. Si durante los primeros dos segundos se produce una reconexión, el inversor no se desconecta de la red. Cuando se ha restablecido la conexión, el inversor se vuelve a conectar inmediatamente a la red.

2.7 Ajustes para la seguridad funcionalEl inversor está diseñado para usarlo en cualquier parte del mundo y cumple con muchos requisitos nacionales sobre seguridad funcional y comportamiento de redes. Los parámetros para la seguridad funcional están predefinidos y no tienen que modificarse durante la instalación. Sin embargo, algunos parámetros del código de red podrían tener que cambiarse durante la instalación para optimizar la red local. Para recibir su código de red específico para el cliente, póngase en contado con SMA Solar Technology AG.

3 Planificación del sistema: mecánicaEn este párrafo encontrará información general sobre la planificación de la instalación mecánica del Sunny Tripower 60 incluyendo su montaje y las especificaciones de los cables.

1 Receptor estático de telemando centralizado 2 I/O Box3 SMA Inverter Manager4 Sunny Tripower 60

3 Planificación del sistema: mecánica SMA Solar Technology AG


3.1 DesembalajeContenido:

• Inversor• Soporte mural• Bolsa de accesorios, que incluye:

– 6 tacos para tornillos 8 x 50 mm– 6 tornillos de fijación 6 x 60 mm– 1 M25 racor atornillado para cables con anillo

aislante para cables ethernet– 1 perno de puesta a tierra 6 x 12 mm– En el STP 60-10-US también: 2 canaletas con

abrazadera semiredonda (2")• Instrucciones de instalación (en varios idiomas)• Instrucciones breves para la instalación (póster)

3.2 Instalación

Imagen 3.1 Evitar el flujo constante de agua

Imagen 3.2 Evitar la radiación solar directa

Imagen 3.2 Asegurarse de que exista suficiente ventilación

Imagen 3.4 Asegurarse de que exista suficiente ventilación

Imagen 3.5 Montaje sobre una superficie ignífuga

Imagen 3.6 Montaje recto en una superficie vertical Se permite una inclinación de hasta 10º.

Imagen 3.7 Evitar exposición a polvo y gases de amoniaco

INDICACIÓNA la hora de elegir el emplazamiento para la instalación, asegúrese de que la etiqueta del inversor y las de advertencia permanezcan visibles. Encontrará información más detallada en capítulo 6, página 34.



3.2.1 Condiciones de la instalación

Tabla 3.1 Condiciones de la instalación

Tabla 3.2 Especificaciones del soporte mural

Parámetros EspecificaciónRango de temperatura de servicio De -25 a +60 °C (reducción de potencia posible por encima de los 45

°C)(-13 °F – 140 °F) (reducción de potencia posible por encima de los 113 °F)

Temperatura de almacenamiento -40 °C – +60 °C (-40 °F – 140 °F)Humedad relativa del aire 95% (sin condensación)Clase ambiental según IEC 60721-3-4 4K4H/4Z4/4B2/4S3/4M2/4C2Sistema de refrigeración Refrigeración forzadaCalidad del aire: general ISA S71.04-1985 clase G3 (a 75% rF) Calidad del aire: zonas costeras, muy industrializadas y agrícolas

Debe ser calculada y clasificada según ISA S71.04-1985: G3 (con 75 % HR)

Vibraciones 1GClase de protección de la carcasa IP65Carcasa tipo UL 50E Tipo 3R Máx. altura de operación 2 000 m (6 500 ft) sobre el nivel del mar (a partir de 1 000 m de altitud

puede ocurrir una reducción de potencia).*Instalación Evite el flujo constante de agua.

Evite la luz solar directa.Asegúrese de que haya suficiente ventilación.Móntelo en una superficie ignífuga.Móntelo recto en una superficie vertical.Evite la exposición a polvo y gases de amoniaco.

* Instalaciones en altitudes > 2 000 m son posibles a petición del cliente; póngase en contacto con SMA Solar Technology AG.

Parámetros Condición EspecificaciónSoporte mural Diámetro del taladro 30 x 9 mm

Orientación ±5° en vertical, todos los ángulos

3 Planificación del sistema: mecánica SMA Solar Technology AG


3.3 Montaje del inversor

Imagen 3.8 Espacios de seguridad

Imagen 3.9 Soporte mural

INDICACIÓNDeje un espacio libre de 620 mm (24 in) en la base para que el aire fluya adecuadamente.



Información importante durante el montaje del soporte mural:

• Instale el soporte mural en el entorno definido.• Utilice tornillos y tomas de pared que puedan soportar

el peso del inversor.• Asegúrese de que la placa de montaje esté bien

alineada.• Tenga en cuenta los espacios de seguridad cuando

instale uno o más inversores, para garantizar un flujo de aire adecuado. Los espacios libres se especifican en la imagen 3.9 y en la etiqueta del soporte mural.

• Se recomienda montar varios inversores en una fila. Póngase en contacto con su proveedor para obtener instrucciones sobre cómo montar inversores en varias filas.

• Compruebe que hay espacio libre en la parte delantera para acceder al inversor durante la instalación y el mantenimiento.

3.3.1 Posición del inversorUtilice las argollas de elevación M12/1/2" y tuercas compatibles (no suministradas en el paquete con los accesorios).

Imagen 3.10 Posición del inversor

Imagen 3.11 Argollas de elevación

3.3.2 Especificaciones del par de apriete para la instalación

Imagen 3.12 Vista general del inversor con indicaciones del par de apriete

INDICACIÓNEs obligatorio utilizar la placa de montaje suministrada con el inversor. Si el inversor se monta sin la placa de montaje, la garantía no tiene validez. Es altamente recomendable utilizar los seis orificios de montaje.

Consulte el reglamento local de salud y seguridad antes de manipular el inversor.

Parámetros Herramienta Par de apriete1 Prensaestopas de

calibre M63Llave 65/68 mm 6 Nm (53 in-lbf)

2 Borne de CA TX 30 14 Nm (124 in-lbf)

3 PE TX 30 3,9 Nm (35 in-lbf)4 Terminal en CC TX 30 14 Nm

(124 in-lbf)5 Prensaestopas de

calibre M32Llave 36 mm 6 Nm (53 in-lbf)

4 Planificación del sistema: eléctrica SMA Solar Technology AG


Tabla 3.3 Especificaciones del par de apriete

3.4 Especificaciones de los cables

Tabla 3.4 Tamaños aceptados para los conductores

4 Planificación del sistema: eléctrica4.1 IntroducciónEn este párrafo encontrará información general para planificar e integrar un inversor en un sistema fotovoltaico.

• Diseño de sistemas fotovoltaicos incluyendo toma a tierra

• Requisitos de la conexión de red de CA incluyendo la selección de la protección del cable de CA

• Condiciones ambientales, ventilación

4.2 Lado de CC4.2.1 Requisitos para la conexión fotovoltaicaLas especificaciones para la conexión fotovoltaica están descritas en la tabla 4.1.Condiciones operativas fotovoltaicas

Tabla 4.1 Condiciones operativas fotovoltaicas

*Con una conexión a red mediante un transformador de media tensión puede modificarse el rango de MPP mediante un ajuste de la tensión de CA. Si necesita información más detallada, no dude en ponerse en contacto con SMA Solar Technology AG.

6 Tuerca de unión para racores atornillados para cables M32

Llave 36 mm 1,8 Nm (16 in-lbf)

7 Prensaestopas de calibre M25

Llave 27 mm 10 Nm (89 in-lbf)

8 Tuerca de unión para racores atornillados para cables M25

Llave 27 mm 1,8 Nm (16 in-lbf)

9 Uniones para el equipo de calibre M6

TX 20 3,9 Nm (35 in-lbf)

Tornillo frontal (no se muestra)

TX 30 1,5 Nm (13 in-lbf)

Si se desmontan los tapones roscados (consulte [7] en la imagen 3.12), utilice accesorios con esta clasificación: 3, 3S, 4, 4X, 6, 6P.

Borne Rango Temperaturas máximas permitidas de los conductores

Material de los conductores

Diámetro del revestimiento del cable

CA+PE 16-95 mm² 6-4/0 AWG

90 ºC Al/Cu 37-44 mm

FV 16-95 mm² 6-4/0 AWG

90 ºC Al/Cu 14-21 mm

Parámetros Herramienta Par de apriete

Parámetros STP 60-10Seguidor del MPP/entradas para regulación del MPP

1/1 (para el uso de una caja de conexión del generador externa)

Tensión de entrada máxima, tensión en vacío (Vccmax)

1 000 V

Rango de tensión de entrada 565 - 1 000 V a 400 Vca680 - 1 000 V a 480 Vca

Tensión nominal de CC 630 V a 400 Vca 710 V a 480 Vca

Intervalo de tensión MPPT, potencia nominal*

570 - 800 V a 400 Vca 685 - 800 V a 480 Vca

CC MPPT máx. 110 ACorriente máx. de cortocircuito de CC

150 A

SMA Solar Technology AG 4 Planificación del sistema: eléctrica


Imagen 4.1 Rango de funcionamiento de cada seguidor del MPPPara evitar daños en el inversor, hay que respetar los valores límite, señalados en la tabla 4.1, durante el diseño del generador fotovoltaico.

4.2.1.1 Tensión máxima en vacíoLa tensión en vacío del string fotovoltaico no puede superar el límite máximo de la tensión en vacío del inversor. Compruebe la tensión en vacío a la temperatura de funcionamiento del módulo fotovoltaico más baja que se pueda esperar en esta zona. Si no se conoce la temperatura operativa del módulo, tome como orientación los valores normales. Este cálculo parte de un máximo de 23 a 26 módulos por string con módulos estándares c-Si de 60 celdas. Además, depende de las condiciones climáticas del lugar y de la instalación (por ejemplo montaje en el suelo empotrado). Vigile que no se supere la tensión máxima del sistema de los módulos fotovoltaicos.Para los módulos fotovoltaicos de capa fina hay que tener en cuenta requisitos especiales. Consulte capítulo 4.2.3, página 27.

4.2.1.2 Tensión del MPPLa tensión de string del MPP tiene que estar en el campo operativo de la regulación de MPP del inversor. El rango de funcionamiento se define mediante:

• MPP de funcionamiento mínimo de la tensión– 570 V a 400 Vca*– 685 V a 480 Vca*– Otras tensiones de red: calcule según “ √ 2 x

tensión de red [Vca]”• La tensión máxima del MPP (800 V) para el rango de

temperatura de los módulos fotovoltaicos*Con una conexión a red mediante un transformador de media

tensión puede modificarse el rango de MPP mediante un ajuste de la tensión de CA. Si necesita información más detallada, no dude en ponerse en contacto con SMA Solar Technology AG.

Este requisito implica un mínimo de 23 a 25 módulos por string, con módulos estándar c-Si-de 60 celdas. Además, depende del lugar, módulo, condiciones de instalación y tensión de red. Si la tensión de entrada de CC está por debajo de la tensión mínima de MPP, el inversor no se desconecta sino que cambia su punto de operación por el de la tensión mínima del MPP por lo que pueden producirse pérdidas de rendimiento.El MPP del inversor puede estar por debajo del MPP de funcionamiento de la tensión mínima debido a estas circunstancias:

• Temperatura elevada de las células• Condiciones de sombras parciales• Número insuficiente de módulos por string • Tensión de red elevada

En general, las pérdidas de rendimiento en redes de 400 Vca son bajas. Las pérdidas de rendimiento para redes de 480 Vca pueden reducirse con estas medidas:

• Aumentar el número de módulos por string• Reducir la tensión de red que reciben los inversores

Se puede reducir la tensión de red de estas maneras:– Cambiando la posición del conmutador

graduado en la estación del transformador– Cambiando el lugar del inversor– Modificando secciones del cable de CA

Si estas medidas no han sido suficientes debido a un rango muy bajo de MPP, para minimizar las pérdidas de rendimiento se puede instalar un transformador o un autotransformador de 480 V a 400 V y, así, reducir la tensión de red.

Respete todos los requisitos, reglamentos y normas locales para la instalación.



4.2.1.3 Corriente de cortocircuitoLa corriente de cortocircuito (Isc) no puede superar el mayor valor absoluto que puede soportar el inversor sin resultar dañado. Compruebe las especificaciones de la corriente de cortocircuito a la temperatura de funcionamiento máxima del módulo fotovoltaico y los valores de irradiación máximos. El 125% del módulo de Isc bajo las condiciones de prueba estándar se utiliza para el cálculo de cada string según las recomendaciones de la NEC y otras normativas. Así, los módulos estándares de c-Si no usarán más de 14 strings por inversor.

4.2.1.4 Corriente del MPPEl Sunny Tripower 60 puede generar una potencia de CA completa incluso si el rango de MPP tiene un valor límite bajo. Si la corriente de MPP supera los 110 A (debido a una irradiación elevada o un alto número de strings por inversor), el inversor no se desconecta sino que modifica su punto de operación con lo que podrían producirse pérdidas de rendimiento. Además, el inversor limita el consumo de potencia modificando el MPP si está disponible un exceso de potencia fotovoltaica. Encontrará más información sobre el sobredimensionado fotovoltaico y sus consecuencias en capítulo 4.2.2, página 27.

4.2.1.5 Resistencia entre módulos fotovoltaicos y tierraTodos los archivos de códigos de red tienen integrada la monitorización de la resistencia entre los módulos fotovoltaicos y la tierra. El inversor y los módulos fotovoltaicos pueden resultar dañados durante la inyección a red si la resistencia es demasiado baja. Según la IEC 61215, los módulos fotovoltaicos se comprueban con una resistencia específica de como mínimo 40 MΩ*m². En una planta de 84 kW y un rendimiento de los módulos fotovoltaicos del 14% se calcula una superficie modular total de 600 m². Lo que a su vez resulta en una resistencia de 40 MΩ*m²/600 m² = 66,67 kΩ. La configuración fotovoltaica tiene que estar dentro de los valores límite válidos según el código de red. Consulte también capítulo 2.3.2, página 12 y capítulo 2.5, página 16.

4.2.1.6 Toma a tierraNo deben conectarse a tierra los bornes del generador fotovoltaico. Según las normas generales relativas a plantas eléctricas, podría ser obligatorio conectar a tierra determinados materiales conductores (por ejemplo, el sistema de montaje). Además, el conductor de protección del inversor tiene que estar siempre conectado a tierra.

4.2.1.7 Conexión en paralelo de generadores fotovoltaicosEl Sunny Tripower 60 tiene una entrada y una regulación del MPP. Siempre es necesaria una caja externa de conexión al generador. Debido al número de strings conectados en paralelo es necesario proteger los strings en la caja de conexión del generador. Según la recomendación, la caja de conexión del generador debería estar cerca de los strings. Si solo hay un cable para cada polo que vaya desde el generador fotovoltaico al inversor, se reducen los costes de la instalación y cableado.

4.2.1.8 Cables fotovoltaicos: dimensionado y tendidoCada cableado de CC está formado por dos segmentos de cableado:

• Los cables de string que van de los módulos a la caja de conexión del generador (normalmente 4 mm² o 6 mm²)

• La combinación del cableado de la caja de conexión del generador al inversor (se recomiendan como mínimo 50 mm² para cobre y 70 mm² para aluminio)

La sección de cable para cada segmento tiene que elegirse según la corriente admisible del cable y las pérdidas máximas de los cables de CC y de acuerdo con la normativa local.La corriente admisible depende del material (cobre o aluminio) y del tipo de aislamiento (por ejemplo: PVC o XLPE). Determinados factores como la elevada temperatura ambiente o la agrupación de los cables disminuyen la corriente admisible del cable. Respete la normativa local para ajustar el cálculo de factores.Las pérdidas máximas permitidas del cableado de CC también se rigen por la normativa local. Tenga en cuenta que el valor límite tiene que calcularse de acuerdo con las

INDICACIÓNSMA Solar Technology AG le puede ayudar a analizar las pérdidas de rendimiento causadas por el rango del MPP en su proyecto y a encontrar la solución técnica más adecuada.

Si la toma a tierra no es suficiente, ello implicaría un peligro considerable para la integridad física y la vida.



pérdidas de los strings y del cableado combinado. Las pérdidas del cableado dependen del material (cobre o aluminio), la sección y la longitud.Tenga en cuenta estas consideraciones:

• La longitud total de un string es la distancia física doble entre el string y la caja de conexión del generador más la longitud del cableado fotovoltaico en los módulos.

• La longitud total del cableado combinado es la distancia física doble entre la caja de conexión del generador y el inversor.

Evite bucles en el cableado de CC pues podrían captar las interferencias emitidas por los inversores. Los cables con polaridad negativa y positiva tienen que tenderse en paralelo y la distancia entre ellos debe ser mínima. Así, si cae un rayo se reduce la tensión inducida lo que, a su vez, conlleva un menor riesgo de daños.

4.2.2 Determinación del factor para diseñar sistemas fotovoltaicosPara determinar el factor adecuado para diseñar el sistema fotovoltaico, hay que realizar un análisis específico, sobre todo en sistemas de gran tamaño. Se deducen reglas empíricas específicas de cada lugar basándose en las condiciones locales como por ejemplo:

• El clima• La normativa• El nivel de precios del sistema

Para seleccionar la configuración y el factor óptimos hay que analizar la inversión. Los factores más altos suelen conllevar una disminución de los costes de inversión ( € /kWp) pero también pueden causar rendimientos específicos menores (kWh/kWp) debido a las pérdidas derivadas de la reducción de potencia en el inversor (cableado de CC excesivo o sobrecalentamiento), lo que a la vez conlleva unas ganancias menores. Los factores bajos conllevan costes de inversión más elevados. Pero el rendimiento específico podría ser mayor debido a pérdidas por la reducción de potencia menores o no existentes.

Los sistemas para regiones con una irradiación habitual superior a los 1 000 W/m² deberían usar un factor más bajo que los sistemas en aquellas regiones donde este valor se alcance de manera esporádica. Esta recomendación es válida sobre todo cuando no se esperan altas temperaturas durante los picos de irradiación.Respecto a los sistemas de seguimiento, se debería calcular un factor bajo ya que permiten una elevada radiación a largo plazo gracias a su seguimiento. Además, en los sistemas de seguimiento situados en lugares con elevadas temperaturas hay que tener en cuenta que el sobrecalentamiento del inversor produce una reducción de la potencia. Así, el factor recomendado podría reducirse más. Con el Sunny Tripower 60 se pueden usar diferentes factores según el número de módulos por string y el número de strings por inversor. Configuraciones que respetan condiciones diferentes para aplicaciones diferentes: los valores límite en la tabla 4.1 para la corriente de cortocircuito y tensión en vacío son válidos y están cubiertos por la garantía.

4.2.3 Módulos fotovoltaicos de capa finaEl Sunny Tripower 60 es un inversor sin transformador y sin convertidor elevador, por eso reparte la tensión fotovoltaica simétricamente a tierra. No está permitido poner a tierra el polo positivo o negativo.

• El uso de inversores sin transformador como el Sunny Tripower 60 está autorizado por muchos fabricantes de módulos de capa fina siempre y cuando no sea necesario poner a tierra el polo negativo.

• El Sunny Tripower 60 no es compatible con módulos de capa fina si es necesaria la toma a tierra del polo negativo.

INDICACIÓNEn el cableado combinado, tenga en cuenta el tramo de cable máximo que se puede conectar al inversor (95 mm²/AWG 4/0) durante el diseño del sistema. Si el tramo de cable calculado supera este límite, tendrá que utilizar otro tipo de cable o cambiar el tamaño de la parte de la planta o la posición de las cajas de conexión al generador o de los inversores.

INDICACIÓNSolicite siempre la autorización del fabricante de los módulos antes de instalar módulos de capa fina con inversores STP 60-10.



4.2.4 Protección interna contra sobretensiónEl Sunny Tripower 60 cuenta con descargadores de sobretensión en carril DIN de gran potencia, tanto en el lado de CA (tipo II+III, según IEC 61643-11) como en el lado de CC (tipo II). Los descargadores de sobretensión pueden reemplazarse fácilmente en caso de que resulten dañados.

Imagen 4.2 Vista general del área de instalación

Debido al cambio de combinación de un descargador lleno de gas y tecnología de varistores de metal óxido, los descargadores de sobretensión en el Sunny Tripower 60 ofrecen estas ventajas:

• No hay corrientes de fuga a tierra o tensión de funcionamiento: no hay ningún error de aislamiento o desconexión del inversor; no hay desgastes por el paso del tiempo.

• No hay corriente residual: no hay desconexión de la protección preconectada contra sobrecorriente durante sobretensiones.

Si el edificio cuenta con un sistema pararrayos, al instalar aquí el sistema fotovoltaico hay que conectarlo con el de pararrayos.

4.2.5 Gestión del calorLa electrónica de potencia genera calor residual que tiene que ser controlado y eliminado para evitar daños en el inversor y garantizar una alta fiabilidad y una vida útil a largo plazo. La temperatura de los componentes importantes como el módulo de potencia integrado, se mide de manera permanente para proteger la electrónica contra sobrecalentamientos. Si la temperatura supera los valores límites, se reduce la potencia de salida del inversor para mantener la temperatura a niveles seguros. El calor del inversor se gestiona con refrigeración forzada mediante ventiladores de velocidad regulada. Los ventiladores se regulan de manera electrónica y se activan solo en caso necesario. La parte trasera del inversor disipa el calor producido por los semiconductores de potencia en los módulos de potencia integrados. También se refrigeran de manera forzada los componentes magnéticos. Si se instala el inversor en grandes altitudes, hay que tener en cuenta que la potencia de refrigeración va a disminuir. Esta pérdida de potencia en la refrigeración se compensa regulando la velocidad de los ventiladores. En instalaciones por encima de los 1 000 m (sobre el nivel del mar), deberá reducirse el factor y, por lo tanto, tenerse en cuenta una carga nominal inferior, durante el diseño de la planta para evitar pérdidas de rendimiento.

Durante la degradación inicial, la tensión del módulo posiblemente esté por encima del valor nominal que aparece en la ficha de datos. Tenga este hecho en cuenta cuando dimensione su sistema fotovoltaico pues las tensiones elevadas de CC podrían causar daños en el inversor. Durante la degradación inicial, la corriente del módulo podría superar también el valor límite de la corriente del inversor. En este caso, el inversor reduce la potencia de salida lo que conlleva una reducción del rendimiento. Por eso, durante el diseño hay que tener en cuenta los datos técnicos del inversor y de los módulos tanto antes como después de la degradación inicial.

1 Descargador de sobretensión (CA) con tres fusiblesNo es necesario cambiar el fusible situado en la parte externa derecha (verde).

2 Descargador de sobretensión (CC) con tres fusibles

Cuando monte el inversor en una superficie metálica conectada a tierra tiene que asegurarse de que el potencial de tierra del inversor y la placa de montaje están conectadas directamente una con otra. En caso contrario podrían producirse daños serios en el inversor debido a un arco eléctrico entre el soporte mural y la carcasa.



Tabla 4.2 Compensación de la altitud

Tenga en cuenta también otros factores relacionados con la altitud como una irradiación más fuerte.Tanto la fiabilidad como la vida útil pueden optimizarse si el inversor se instala en un lugar con temperaturas bajas.

4.2.6 Simulación fotovoltaicaAntes de conectar el inversor al suministro eléctrico para realizar tests (por ejemplo para una simulación), póngase en contacto con el proveedor. El inversor tiene funciones que pueden causar daños en el suministro eléctrico.

4.2.7 Capacidad del campo fotovoltaicoLos campos fotovoltaicos tienen una capacidad parasitaria pequeña que es directamente proporcional a la superficie e inversamente proporcional al grosor de los módulos. Según las condiciones meteorológicas se puede determinar una capacidad total de 50 a 150 nF/Kw para una planta con módulos cristalinos. Para los módulos estándares de capa fina (CdTe, CIS und a-Si) se usan valores parecidos. Bajo condiciones extremas, los módulos de capa fina de acero inoxidable pueden generar valores en el rango de 1 mF/kW basados en la chapa. El Sunny Tripower 60 está diseñado para funcionar con una capacidad de los campos fotovoltaicos de hasta 8,8 µF. Si se supera este valor límite, las corrientes capacitivas de fuga pueden producir una desconexión no intencionada de la unidad de seguimiento de la corriente residual, clase B, del Sunny Tripower 60. Como consecuencia el inversor se desconecta de la red.

Cumpla con la normativa de seguridad estadounidense ANSI/NFPA 70. Los circuitos de entrada y salida están aislados de la carcasa. La toma a tierra es responsabilidad del instalador.

4.3 Conexión a la red de baja tensión4.3.1 Condiciones de conexión de CA

El Sunny Tripower 60 tiene una conexión a la red de CA mediante un conductor de protección y trifásico (sin conductor neutro). En la tabla 4.3 se muestran las condiciones para la conexión.

Tabla 4.3 Condiciones operativas de CA

Al elegir un código de red, se adaptan los valores límites que se han indicado aquí arriba al estándar de la red que haya seleccionado.

Altura 2 000 mCarga máxima del inversor 95%

INDICACIÓNLa protección PELV es efectiva hasta los 2 000 m sobre el nivel del mar.

INDICACIÓNTenga en cuenta que en interiores la ventilación máxima tiene que ser de 640 m3/h y la disipación máxima de calor de 1 500 W por inversor.

Las plantas cuya estructura no tiene toma a tierra pueden ser peligrosas. Si una persona conectada a tierra toca los módulos, su cuerpo puede recibir una corriente capacitiva de fuga. Por eso es muy importante que el material del soporte del módulo esté también conectado a tierra cuando se instala un inversor sin transformador con un rizado de CA en el lado de CC combinado con módulos fotovoltaicos de alta capacidad. De esta manera la corriente capacitiva de fuga va al suelo y se evitan daños personales.

Respete siempre la normativa local.

Parámetros Rango de funcionamientoInterfaz de red 3P + PE (triángulo o estrella) Tensión de red, fase-fase 400 V o 480 V (+/-10%)Frecuencia de red 50 Hz o 60 Hz (+/-10%)



Sistemas de toma a tierra Los inversores STP 60-10 pueden funcionar con sistemas TN-S, TN-C, TN-C-S y TT. Los sistemas IT no son compatibles.Si, además de la unidad de seguimiento de la corriente residual, es necesario un diferencial, este tiene que ser del tipo B. Para evitar un funcionamiento intempestivo tenga en cuenta que cada inversor tiene una sensibilidad a la corriente de 600 mA. En la tabla 4.4 se muestran los valores máximos de la resistencia de puesta a tierra en las redes de TT, según la sensibilidad del diferencial, para garantizar tanto valores inferiores a 50 V de tensión de contacto como una protección suficiente.

Tabla 4.4 Resistencia máxima de puesta a tierra en redes de TT según la sensibilidad de la corriente del diferencial

4.3.2 Protección de la conexión de CA No puede estar conectada ninguna carga entre los disyuntores/fusibles y los inversores. En caso contrario no podrá detectarse si el cable tiene una sobrecarga. Utilice siempre un cableado separado para la carga que esté protegido contra sobrecorrientes y cortocircuitos mediante disyuntores/fusibles.Los disyuntores/fusibles que use deberán contar con una función que les permita proteger el inversor contra los circuitos y desconectarlo de manera segura. Los fusibles roscados de tipo «Diazed» (tipo D) no son apropiados como interruptores. El portafusibles puede verse dañado si

se desmonta en carga. Los fusibles «Neozed» (tipo D03, 100 A) se pueden instalar en las unidades de desconexión del portafusibles que sean válidas como interruptores. Los fusibles NH requieren una empuñadura adicional.Es necesario instalar disyuntores/fusibles en todas las líneas de salida de cada inversor individual, tal y como se describe en las especificaciones de la tabla 6.4. En esta tabla se ha tenido en cuenta que quizá sea necesario llevar a cabo una reducción de potencia de los disyuntores/fusibles como consecuencia de su autocalentamiento cuando se instalen en grupos o estén expuestos a focos de calor. La capacidad máxima de los fusibles es de 125 A.En las redes TN sin diferencial, compruebe que el valor nominal y la curva de los disyuntores/fusibles sean adecuados para una correcta protección contra la corriente residual (con una desconexión lo suficientemente rápida), teniendo en cuenta el tipo y la longitud del cable.Tenga en cuenta la corriente de cortocircuito máxima en la ubicación de los disyuntores/fusibles. La corriente de cortocircuito puede alcanzar los 60 kA si se produce dentro de una estación transformadora de 2,5 MVA. Por eso, solo debe utilizar fusibles APR (NH) o disyuntores de caja moldeada (MCCB) con una mayor capacidad disyuntora en la placa LV de protección integrada en la estación transformadora. Los fusibles D0 y disyuntores (MCB) de menor capacidad deben utilizarse en los combinadores de CA distribuidos por la planta.Los cuadros de distribución de CA no son necesarios para la distribución de CA en las plantas sobre suelo con inversores STP 60-10. Los cables de salida de cada inversor se pueden proteger directamente mediante fusibles APR (NH) en la placa LV de protección integrada en la estación transformadora. Si la disposición de CA incluye un combinador de CA y una placa LV de protección principal, se deberá tener en cuenta la coordinación selectiva de la protección para evitar la desconexión de la misma en la placa LV principal en caso de que se produzca un cortocircuito en algún cable del inversor. Esta coordinación selectiva puede ser especialmente complicada si se utilizan MCB en el combinador de CA y MCCB en la placa LV de protección principal.Utilice el interruptor-seccionador para desconectar el inversor antes de retirar o cambiar los fusibles.Para más información sobre los requisitos del cableado consulte capítulo 3.4, página 24.

Sensibilidad a la corriente Valor máximo de la resistencia de puesta a tierra

Sensibilidad básica 20 A 2,5 Ω10 A 5 Ω5 A 10 Ω3 A 17 Ω

Sensibilidad media 1 A 50 Ω500 mA 100 Ω300 mA 167 Ω100 mA 500 Ω

Sensibilidad alta ≤ 30 mA >500 Ω

INDICACIÓNSi usa el sistema de TN-C para evitar corrientes de tierra en el cable de datos, compruebe que todos los inversores tengan el mismo potencial de tierra.

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4.3.3 Impedancia de la redLa impedancia de red deberá corresponder a la potencia de la planta* para evitar desconexiones no intencionadas de la red o la reducción de la potencia de salida. Asegúrese de que las dimensiones del cable sean las adecuadas para evitar pérdidas. Tenga también en cuenta la tensión sin carga en el punto de conexión. *La impedancia total del sistema (Ztotal) en porcentaje es definida como:Ztotal [%]= ZPCC [%] + ZtrafoMVHV [%] + ZtrafoLVMV [%]

– ZPCC es la impedancia de cortocircuito en porcentaje en el punto de acoplamiento común (PCC) calculada en base de la potencia de cortocircuito disponible en el punto de acoplamiento común (esta información suele ser proporcionada por la DNO/TSO).

– ZtrafoMVHV es la impedancia de cortocircuito del transformador de media/alta tensión (MV/HV), proporcionada en la ficha técnica del transformador (si la información no existe, use 0%).

– ZtrafoLVMH es la impedancia de cortocircuito del transformador de baja/media tensión (MV/HV), proporcionada en la ficha técnica del transformador (si la información no existe, use 6%).

Para el inversor Sunny Tripower 60 el valor límite máximo de la impedancia total del sistema Ztotal es 30%.

4.3.4 Cableado de CA: consideracionesLa sección del cable se debe seleccionar teniendo en cuenta su capacidad y la pérdida máxima de CA permitida por la normativa local. En las redes TN sin diferencial, la sección del cableado, en combinación con la protección contra cortocircuitos que se instale, debe garantizar la protección adecuada frente a la corriente residual.La corriente admisible depende del material (cobre o aluminio) y del tipo de aislamiento (por ejemplo: PVC o XLPE). Determinados factores como la elevada temperatura ambiente o la agrupación de los cables disminuyen la corriente admisible del cable. Respete la normativa local para ajustar el cálculo de factores.Las pérdidas máximas permitidas del cableado de CA también se rigen por la normativa local. Las pérdidas del cableado dependen del material (cobre o aluminio), la sección y la longitud.

En las redes TN, las corriente residuales son altas como consecuencia de la baja impedancia de la ruta para el bucle de avería. Esto significa que la protección contra cortocircuitos también se puede utilizar para la corriente residual siempre que se garantice un tiempo de desconexión inferior a los 0,4 segundos según IEC 60364-4-41 (tabla 41.1). Para realizar las comprobaciones pertinentes se pueden utilizar las curvas de tiempo/corriente de los disyuntores/fusibles instalados para la corriente de cortocircuito mínima (Isc,mín) de los cables que protegen.Comience por una sección mínima del cable de CA de 35 mm2 (cobre) y 50 mm2 (aluminio).

5 Comunicación y planificación del sistema: SMA Inverter Manager5.1 Comunicación por ethernet5.1.1 Vista general del sistemaLa planta está formada por cuatro componentes:

• Ordenador con software LCS • Rúter/DHCP para la red de la planta • SMA Inverter Manager• Sunny Tripower 60

INDICACIÓNLa sección máxima del cable que se conecta al inversor (95 mm2/AWG 4/0) debe tenerse en cuenta al diseñar el sistema. Si la sección de cable calculada excede este límite, deberá utilizar combinadores de CA, cambiar el tipo de cable, la dimensión de la subestación o la ubicación de los inversores.

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Imagen 5.1 Puesta en marcha de inversores con la herramienta LCS

En este apartado se describe el funcionamiento del sistema y de sus componentes. El sistema se divide en dos redes ethernet: la red de la planta y la del inversor (consulte la imagen 5.1). La red de la planta es la interfaz de comunicación con la planta y puede funcionar con otro equipo de IT, mientras que la del inversor solo la deben utilizar los inversores STP 60.La red de la planta debe tener un servidor DHCP/rúter ya que el SMA Inverter Manager requiere una asignación automática de IP. Le recomendamos que use un rúter y conmutador profesionales.

Los inversores están equipados con dos puertos ethernet que permiten la conexión en cadena. El SMA Inverter Manager tiene un servidor DHCP con capacidad para

hasta 42 inversores, la cantidad máxima que se puede conectar a cada SMA Inverter Manager. Para poner en marcha la planta, todos los inversores deben estar conectados al SMA Inverter Manager. Si los inversores pierden la conexión, quedarán desconectados de la red. Las plantas que necesiten más de 42 inversores deberán utilizar varios SMA Inverter Manager.

5.1.2 SMA Inverter ManagerEl SMA Inverter Manager separa la red de la planta de la del inversor y lleva a cabo estas tareas:

• Permite el acceso a través del perfil TCP del Modbus SunSpec (actúa como pasarela de los inversores).

• Control descentralizado de las potencias activa y reactiva (por ejemplo, mediante las curvas del valor de consigna para ajustar la potencia reactiva y la de salida).

• Carga en el servidor de FTP a través del portal.• Permite el acceso a la configuración y mantenimiento

de la planta mediante la herramienta LCS. • Ofrece interfaces de conexión para dispositivos

externos como I/O Box (gestión de redes) o estaciones meteorológicas.

5.2 Interfaces del usuarioLos inversores y SMA Inverter Manager deben ponerse en marcha con la herramienta LCS que los habilita para inyectar potencia a red. La herramienta LCS permite realizar estas acciones:

• Actualización de software del sistema• Lectura de los valores del inversor (tensión, corriente,

etc.)• Visualización del registro de incidencias del inversor

1 Herramienta LCS2 Rúter/DHCP3 SMA Inverter Manager4 Sunny Tripower 605 LAN 26 LAN 1

INDICACIÓNEs importante tener en cuenta la seguridad de la red durante la fase de diseño para garantizar que únicamente el personal autorizado tenga acceso a la red de la planta. Esto es especialmente importante si la red de la planta está conectada a internet.

SMA no se hará responsable de las pérdidas o daños derivados del acceso no autorizado a la planta.

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• Carga de los archivos de ajustes de red personalizados (para obtener más información consulte capítulo 2.5, página 16)

• Configuración del portal de FTP para la transferencia de datos

• Acceso a los informes sobre la puesta en marcha• Lista de direcciones de la pasarela Modbus • Añadir/cambiar inversores

Los inversores STP 60-10 y el SMA Inverter Manager deben ponerse en marcha con la herramienta LCS. Es necesario realizar la puesta en marcha antes de que los inversores STP 60-10 puedan conectarse a la red de CA y empezar a inyectar potencia. La herramienta LCS está disponible en la zona de descargas de www.SMA-Solar.com.Requisitos del hardware para la herramienta LCS:

• PC con WindowsTM 7 o superior• 1 GB HDD • 2 GB RAM

La herramienta LCS tiene que estar instalada en una unidad local. El ordenador tiene que estar conectado a la red de la planta del SMA Inverter Manager.

Imagen 5.2 Puesta en marcha de inversores con la herramienta LCS 5.3 I/O BoxLa I/O Box se utiliza para transmitir el estado del relé desde un receptor estático de telemando centralizado (suministrado por el operador de red) al SMA Inverter Manager por RS485. Se necesita una I/O Box en cada SMA Inverter Manager. La I/O Box tiene seis entradas digitales.

5.4 Estación meteorológicaSe pueden conectar todas las estaciones meteorológicas RS485 de SunSpec al SMA Inverter Manager.

INDICACIÓNEl SMA Inverter Manager debe tener una dirección IP asignada por un servidor de DHCP en el puerto LAN 1.Es importante que el ordenador que aloje la herramienta LCS esté conectado a la misma subred IP que el SMA Inverter Manager. El puerto LAN 2 está destinado exclusivamente a los inversores del tipo STP 60-10.

1 Herramienta LCS2 Rúter/DHCP3 SMA Inverter Manager4 Sunny Tripower 605 LAN 2 (red de inversores)6 LAN 1 (red de plantas)

6 Datos técnicos SMA Solar Technology AG


6 Datos técnicos6.1 Datos técnicosParámetros STP 60-10CAPotencia aparente nominal1) 60 kVAPotencia activa nominal2) 60 kWIntervalo de potencia reactiva1) 0-60 kVArTensión de red nominal (intervalo de tensión) 3P + PE (WYE) /, 400 V - 480 V, (+/-10%)Sistemas de conexión a tierra admitidos TT, TNCorriente nominal CA 3 x 87 ACorriente alterna máx. 3 x 72 A a 480 VCoeficiente de distorsión de CA (THD a potencia nominal) <1%Factor de potencia predeterminado > 0,99 con potencia nominalFactor de potencia – regulado 0,8 inductivo ... 0,8 capacitivoConsumo de energía en standby (solo comunicaciones) 3 WFrecuencia de red nominal (intervalo de frecuencia) 50/60 Hz (+/-10%)CCRango de tensión de entrada 565–1 000 V a 400 Vca

680–1 000 V a 480 VcaTensión nominal de CC 630 V a 400 Vca

710 V a 480 VcaIntervalo de tensión MPPT, potencia nominal 570–800 V a 400 Vca

685–800 V a 480 VcaTensión de CC máxima 1 000 VMín. en potencia de red 100 WCorriente continua (CC) MPPT máx. 110 ACorriente continua de cortocircuito máx. 150 ASeguidor MPP/ entrada por MPPT 1/1 (para el uso de una caja de conexión del generador

externa)RendimientoRendimiento europeo/californiano 98,8%Rendimiento europeo a 570 Vcc 98,5%Rendimiento californiano a 400/480 Vca 98,0%/98,5%Rendimiento MPPT estático 99,9%CarcasaDimensiones (anchura x altura x profundidad) 740 × 570 × 300 mm (29 × 22,5 × 12")

SMA Solar Technology AG 6 Datos técnicos


Tabla 6.1 Especificaciones

1) A tensión de red nominal

2) A tensión de red nominal, cos φ=13) En función de las opciones instaladas4) Bajo todas las condiciones

Tabla 6.2 Especificaciones de seguridad

1) En función de la normativa local

6.2 Valores límites para reducir el factor de diseñoPara garantizar que los inversores puedan producir la potencia nominal, las imprecisiones de medición se tienen en cuenta a la hora de cumplir los límites de reducción de potencia indicados en capítulo 2.4.2, página 14.(valor límite = valor nominal + tolerancia).

Peso 75 kg (165 lbs)3)

Nivel de ruido acústico 55 dB(A) (valor provisional)

Parámetros STP 60-10

Parámetros Serie STP 60Eléctrico

Seguridad eléctrica • IEC 62109-1/IEC 62109-2 (clase I, conectado a tierra – comunicación componente clase II, PELV)

• UL 1741 con inversores fotovoltaicos interactivos EPS sin aislamiento

• IEEE 1547PELV en la tarjeta de comunicación y control Clase II

FuncionalSeguridad funcional • Monitorización de tensión y frecuencia

• Monitorización del contenido CC de la corriente alterna (CA)

• Monitorización de la resistencia de aislamiento• Control de la corriente de fugas• UL1998

Detección de funcionamiento en isla: pérdida de la red eléctrica

• Cambio de frecuencia activa• Desconexión• Monitorización trifásica de la red• ROCOF/SFS

Compatibilidad con RCD1) Tipo B, 600 mA



6.3 Normativas y estándares

Tabla 6.3 Cumplimiento de los estándares internacionales

Las autorizaciones y certificados se encuentran a su disposición en la zona de descargas de www.SMA-Solar.com.

Estándares internacionales Serie STP 60Rendimiento Rendimiento europeo, estándar: EN 50530

Rendimiento californiano, estándar: directiva CEC Directiva de comprobación: Performance Test Protocol for Evaluating

Inverters Used in Grid-Connected Photovoltaic Systems (Draft): March 1, 2005

Directiva EC de baja tensión 2006/95/ECDirectiva sobre compatibilidad electromagnética (CEM)

2004/108/EC

Seguridad IEC 62109-1/IEC 62109-2UL 1741UL 508i

Seguridad funcional IEC 62109-2UL 1741/IEEE 1547

Inmunidad a la interferencia, CEM EN 61000-6-1EN 61000-6-2

Emisión de interferencias, CEM EN 61000-6-3EN 61000-6-4

CISPR 11 clase BFCC, parte 15

Corrientes armónicas EN 61000-3-12CE SíCaracterísticas de la red IEC 61727

EN 50160IEEE 1547 UI



6.4 Especificaciones del circuito de la red eléctrica

Tabla 6.4 Especificaciones del circuito de la red eléctrica

Parámetros EspecificaciónCorriente máxima del inversor, Icamax 87 ATipo de fusible gL/gG recomendado (IEC 60269-1) 100-125 AClase de fusible recomendada T (UL/EE. UU.) 125 ATipo de fusible MCB recomendado B o C 125 ATamaño máximo del fusible 125 A

INDICACIÓNTenga en cuenta la normativa local.



6.5 Especificaciones de la interfaz auxiliar

Tabla 6.5 Especificaciones de la interfaz auxiliar

1) Para uso en exteriores, utilice el cable adecuado. Si el cable es muy rígido, utilice un borne intermedio para hacerlo más flexible antes de conectarlo al inversor. En algunos casos es suficiente quitar el revestimiento exterior de la parte del cable que se introduce en la carcasa.

Así puede proteger las conexiones de ethernet RJ45 montadas en las placas de circuito impreso de un gran desgastey evitar daños o problemas en la conexión.

Imagen 6.1 Interfaces auxiliares (disyuntor del compartimento de la instalación del inversor)

Interfaz Parámetros Datos de los parámetros EspecificaciónEthernet Cable Diámetro exterior del cable () 2 x 5-7 mm

Tipo de cable Par trenzado apantallado (STP CAT 5e o SFTP CAT 5e)1)

Impedancia característica del cable

100 Ω – 120 Ω

Conectores RJ45: 2 uds RJ45 para ethernet

Calibre de cable 24-26 AWG (en función del enchufe metálico de acoplamiento RJ45)

Terminación de la pantalla del cable

Mediante enchufe metálico RJ45

Conexión para aislamiento galvánico

Sí, 500 Vrms

Protección frente a contactos directos

Aislamiento doble/reforzado Sí

Protección frente a cortocircuitos

Sí

Comunicación Topología de red Conexión en cadena o en estrellaCable Longitud máxima de cableado

entre inversores100 m (328 ft)

Número máx. de inversores Por SMA Inverter Manager 42



6.6 Conexiones de ethernet

Imagen 6.6 Datos del diagrama de pines RJ45 para ethernet

6.6.1 Topología de redEl inversor tiene dos conectores ethernet RJ45 que permiten conectar varios inversores en una topología en cadena como alternativa a la topología típica en estrella.

Imagen 6.3 Topología de red

Tabla 6.7 Topología de red

El estado de los LED junto al puerto ethernet se explica en Tabla 6.8. Hay dos LED por cada puerto.

Tabla 6.8 Estados del led

Diagrama de pines para ethernet

Colores estándarCat. 5 T-568A Cat. 5 T-568B

1. RX+ Verde/blanco Naranja/blanco2. RX Verde Naranja3. TX+ Naranja/blanco Verde/blanco4. Azul Azul5. Azul/blanco Azul/blanco6. TX- Naranja Verde7. Marrón/blanco Marrón/blanco8. Marrón Marrón

INDICACIÓNLa topología en anillo (C en la imagen 6.3) solo está permitida si se hace con árbol de expansión compatible y conmutador de ethernet.

A Conexión en cadenaB Topología en estrellaC Topología en anillo (solo con árbol de

expansión)1 Sunny Tripower 602 Conmutador ethernet

Estado Led amarillo Led verdeOff Velocidad de transmisión

de 10 MBit/sSin enlace

On Velocidad de transmisión de 100 MBit

Link

Intermitente - Actividad

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