Entenda aterramento de placa solar, equipotencialização e SPDA fotovoltaico conforme NBR 16690 e NBR 5419:2026, com DPS, distância de segurança e projeto.
Confira!
O aterramento de placa solar deve ser entendido como parte da arquitetura de proteção e equipotencialização do sistema fotovoltaico, e não como a simples ligação de um módulo ou de um polo em corrente contínua a uma haste de terra. Em um arranjo fotovoltaico, molduras, estruturas metálicas, condutores de equipotencialização, lado CC, inversor, lado CA, DPS e eventual SPDA possuem funções diferentes e precisam ser coordenados conforme a ABNT NBR 16690:2019, a ABNT NBR 5410 e, quando houver proteção contra descargas atmosféricas, a série ABNT NBR 5419:2026.
A presença de painéis solares em uma cobertura também não significa, por si só, que a edificação obrigatoriamente precise de um SPDA novo. A necessidade de proteção contra descargas atmosféricas deve ser definida pela análise aplicável ao empreendimento. Entretanto, quando um sistema fotovoltaico é acrescentado a uma edificação que já possui SPDA, a nova instalação pode alterar a geometria da cobertura, introduzir estruturas metálicas e linhas elétricas e modificar condições consideradas no projeto original. Nessa situação, a integração com o SPDA existente precisa ser reavaliada.
Também é necessário distinguir aterramento para proteção, equipotencialização, aterramento funcional e aterramento do SPDA. A NBR 16690 não permite aterrar um condutor vivo do arranjo fotovoltaico por razões de proteção. O aterramento funcional de um polo, quando aplicável, é uma condição específica de projeto e de tecnologia, sujeita a requisitos próprios de isolação, supervisão e proteção. Essa distinção evita uma das interpretações mais perigosas do termo “aterramento solar”.
O que significa aterrar uma placa solar?
Na linguagem cotidiana, “aterrar a placa solar” costuma significar ligar a moldura metálica do módulo e a estrutura de suporte ao sistema de equipotencialização. Tecnicamente, porém, o projeto precisa identificar quais partes são condutoras expostas, quais possuem função de proteção, quais pertencem ao circuito CC e quais podem participar da proteção contra descargas atmosféricas.
A moldura de alumínio de um módulo, os trilhos metálicos, grampos, estruturas de suporte e caixas metálicas podem formar uma extensa superfície condutiva sobre a cobertura. A equipotencialização procura manter essas partes em uma condição elétrica coordenada e oferecer um caminho previsto quando a proteção exigir sua interligação.
Isso é diferente de conectar o positivo ou o negativo da string à terra. Os condutores vivos do arranjo fotovoltaico permanecem sujeitos às regras específicas da NBR 16690, e um eventual aterramento funcional de polo somente pode existir nas condições previstas para essa finalidade.
Também é diferente do subsistema de aterramento do SPDA. O SPDA utiliza captação, descidas e aterramento para conduzir e dispersar corrente de descarga atmosférica; a equipotencialização fotovoltaica precisa ser coordenada com essa arquitetura sem assumir automaticamente que cada condutor de proteção está dimensionado para conduzir corrente de raio.
Quais normas se aplicam ao aterramento de sistemas fotovoltaicos?
A norma específica de projeto das instalações elétricas do arranjo fotovoltaico é a ABNT NBR 16690:2019, que permanece vigente. Seu escopo inclui condutores, dispositivos de proteção e manobra, aterramento e equipotencialização do arranjo. A própria norma referencia a NBR 5410 e a série NBR 5419.
A ABNT NBR 5410 fornece a base para as instalações elétricas de baixa tensão, incluindo aterramento de proteção, condutores PE e princípios de equipotencialização. Já a série ABNT NBR 5419:2026 trata da proteção contra descargas atmosféricas: análise de risco, SPDA externo, SPDA interno, distância de segurança, equipotencialização para descargas atmosféricas e proteção dos sistemas elétricos e eletrônicos contra surtos.
Para inspeção e comissionamento de sistemas fotovoltaicos conectados à rede, a ABNT NBR 16274 complementa o processo com requisitos de documentação, inspeção e ensaios. Assim, projeto, proteção contra raios e verificação final formam disciplinas conectadas, mas não intercambiáveis.
| Referência | Aplicação principal |
| ABNT NBR 16690 | projeto elétrico do arranjo FV, aterramento, equipotencialização, DPS, isolamento e lado CC |
| ABNT NBR 5410 | instalação elétrica de baixa tensão, PE, proteção contra choques e equipotencialização |
| ABNT NBR 5419:2026 | análise de risco, SPDA, distância de segurança, ligação equipotencial e surtos |
| ABNT NBR 16274 | documentação, inspeção, ensaios e comissionamento de sistemas FV conectados à rede |
O artigo sobre projeto fotovoltaico trata da integração global do sistema. Aqui, o foco é exclusivamente a fronteira entre aterramento, equipotencialização, SPDA e proteção contra surtos.
Aterramento de proteção, equipotencialização e aterramento funcional não são a mesma coisa
A NBR 16690 diferencia explicitamente funções que muitas vezes são misturadas em campo.
Aterramento para proteção é a ligação à terra realizada por razões de segurança. Equipotencialização interliga partes condutivas para reduzir diferenças de potencial. Aterramento funcional existe por razões de funcionamento ou desempenho do sistema e não deve ser confundido com uma medida de proteção contra choques.
A norma admite quatro situações gerais no arranjo fotovoltaico: aterramento funcional de peças metálicas não energizadas, aterramento para proteção contra descargas atmosféricas, equipotencialização das partes condutivas e aterramento funcional de um polo do arranjo quando tecnicamente aplicável.
Essa separação é importante porque uma mesma instalação pode possuir molduras equipotencializadas sem possuir qualquer polo CC aterrado. Da mesma forma, um aterramento funcional de polo não transforma aquele condutor em PE nem substitui a equipotencialização das partes metálicas.
Molduras, trilhos e estruturas metálicas precisam ser equipotencializados?
Molduras e estruturas metálicas não devem depender apenas do contato entre grampos, perfis e parafusos. O projeto precisa definir continuidade, pontos de conexão, materiais e como a equipotencialização será verificada ao longo da vida útil do sistema.
A NBR 16690 estabelece uma árvore de decisão para a equipotencialização das molduras metálicas do arranjo fotovoltaico. A decisão deve considerar a configuração do sistema e a necessidade de integração com a proteção contra descargas atmosféricas.
Quando um condutor é utilizado para aterrar partes metálicas expostas do arranjo, a NBR 16690 estabelece seção mínima de 6 mm² de cobre ou equivalente. Esse valor, entretanto, não deve ser usado como dimensão universal para qualquer função. Se o condutor também precisar participar da proteção contra descargas atmosféricas ou conduzir parcela de corrente de raio, os requisitos da NBR 5419 podem impor uma seção ou configuração diferente.
Além da seção, a continuidade entre módulos e trilhos precisa ser demonstrável. Perfis anodizados, pintura, oxidação, grampos, parafusos e juntas mecânicas podem alterar a continuidade elétrica. O fato de duas peças metálicas estarem encostadas não comprova que constituam uma ligação elétrica permanente ao longo da vida útil do sistema.
O projeto deve definir os pontos de interligação, conectores compatíveis com os materiais, tratamento contra corrosão, identificação, rotas dos condutores e forma de verificação. Quando fabricantes utilizam grampos ou acessórios especificamente qualificados para bonding, a montagem deve respeitar as instruções e condições de instalação previstas para esses componentes.
Pode existir uma haste exclusiva para os painéis solares?
Um eletrodo separado pode existir fisicamente em determinadas soluções, mas não deve permanecer como um “terra solar” isolado. A NBR 16690 determina que, quando for fornecido eletrodo de aterramento separado para o arranjo fotovoltaico, ele seja ligado ao terminal principal de aterramento da instalação por condutores de equipotencialização.
Essa exigência evita que duas infraestruturas metálicas interligadas por cabos e equipamentos operem com referências de terra independentes. Durante uma falta ou uma descarga atmosférica, diferenças de potencial entre eletrodos separados podem aparecer justamente nos inversores, estruturas, cabeamentos e equipamentos que se pretendia proteger.
Em instalações existentes, portanto, cravar uma nova haste ao lado do inversor ou da estrutura não deve ser a primeira resposta. Antes é necessário identificar a infraestrutura de aterramento do edifício, o BEP, o esquema da instalação elétrica, o SPDA existente e as rotas de equipotencialização.
Quando um sistema fotovoltaico exige revisão do SPDA?
Quando já existe SPDA, adicionar módulos, estruturas e novos circuitos à cobertura pode alterar as condições consideradas no projeto original. A revisão deve verificar captação, distância de segurança, ligações equipotenciais, DPS e documentação antes de definir a implantação.
A instalação de módulos em uma cobertura não significa automaticamente que o edifício passa a exigir SPDA. A necessidade do sistema de proteção deve ser determinada conforme a análise de risco e os critérios da série NBR 5419.
A situação muda quando já existe SPDA na edificação. A NBR 5419-3:2026 aplica-se quando há uma proteção instalada e o uso, as características construtivas ou a instalação elétrica são alterados de forma a afetar aquela proteção. A própria norma exige que inspeções verifiquem se novas instalações metálicas, sistemas internos e linhas elétricas continuam enquadrados nos requisitos aplicáveis.
Adicionar um sistema fotovoltaico ao telhado pode afetar, por exemplo:
- o volume protegido pelo subsistema de captação;
- a posição relativa entre captores e módulos;
- a distância de segurança entre SPDA e estruturas metálicas do arranjo;
- as rotas dos condutores CC e CA;
- as ligações equipotenciais existentes;
- a necessidade e coordenação dos DPS;
- os caminhos possíveis de corrente de descarga atmosférica;
- a documentação e o As-Built do SPDA.
Por isso, um retrofit fotovoltaico sobre cobertura protegida deve incluir revisão técnica da interface com o SPDA, e não simplesmente instalar módulos “entre os para-raios”.
Distância de segurança ou ligação equipotencial: como decidir?
O SPDA interno procura evitar centelhamentos perigosos entre o SPDA externo e instalações metálicas ou sistemas internos. A NBR 5419-3:2026 estabelece duas estratégias básicas: manter isolação elétrica por distância de segurança ou realizar ligação equipotencial conforme os critérios aplicáveis.
Em uma cobertura fotovoltaica, isso significa que não basta verificar se o painel está fisicamente longe do captor. A distância de segurança é calculada considerando nível de proteção, material isolante, divisão da corrente entre descidas e comprimento elétrico até o ponto de equipotencialização. A edição 2026 mantém método completo e método simplificado para essa verificação.
Quando a distância necessária é mantida, procura-se evitar que corrente de descarga atmosférica seja transferida para a estrutura fotovoltaica por centelhamento. Quando a distância não pode ser mantida e a solução exige equipotencialização, o projeto precisa reconhecer que parcela da corrente da descarga pode circular pelos elementos interligados e dimensionar a interface adequadamente.
Essa decisão influencia disposição dos módulos, captores, condutores de descida, rotas de cabos, estruturas e DPS. É por isso que a coordenação entre projeto fotovoltaico e Projeto de SPDA deve ocorrer antes da montagem dos painéis.
Os painéis solares precisam ficar dentro do volume de proteção do SPDA?
Quando um SPDA é necessário, o subsistema de captação deve ser projetado para a estrutura a ser protegida conforme o nível de proteção adotado. A posição de módulos e estruturas fotovoltaicas precisa ser avaliada no contexto dessa geometria.
A NBR 5419-3 utiliza métodos como esfera rolante, ângulo de proteção e malhas para posicionamento do subsistema de captação. Não existe uma regra universal do tipo “o captor deve ficar X centímetros acima da placa”. O resultado depende do método, do nível de proteção, da geometria da cobertura e da posição dos elementos.
Também não é desejável transformar casualmente a estrutura do painel em caminho preferencial de corrente de raio. Quando partes metálicas são incorporadas à proteção, isso deve ocorrer como decisão de engenharia, com continuidade, dimensões e conexões compatíveis com a função assumida.
O conteúdo sobre SPDA externo: captação, descidas e aterramento aprofunda essa arquitetura sem duplicar aqui o dimensionamento do subsistema de captação.
Aterramento funcional de um polo CC: quando pode existir?
A NBR 16690 proíbe o aterramento por razões de proteção de qualquer condutor vivo do arranjo fotovoltaico. Isso não elimina a possibilidade de aterramento funcional, mas o transforma em uma condição específica de projeto.
Quando um polo é aterrado por razões funcionais, a norma exige, entre outras condições, isolação galvânica adequada entre os circuitos CC e CA e define onde essa conexão deve ocorrer. A ligação é feita em um único ponto, preferencialmente próximo à UCP/inversor, e precisa ser compatível com o equipamento e com as instruções do fabricante.
A proteção também muda conforme a forma de aterramento funcional. Sistemas com conexão direta precisam prever interrupção automática do condutor de aterramento funcional diante de determinadas correntes de falta; sistemas aterrados por impedância exigem supervisão apropriada. A NBR 16690 ainda relaciona esses requisitos à presença de isolação galvânica na UCP.
Portanto, não se deve aterrar positivo ou negativo de uma string por prática de campo, analogia com sistemas CC antigos ou tentativa de “melhorar o aterramento”. A decisão depende da arquitetura do inversor, do módulo e do sistema previsto pelo projeto.
Falta à terra e resistência de isolamento no lado CC
Uma falta à terra no arranjo fotovoltaico não deve ser confundida com o aterramento intencional de proteção. Em sistemas CC, degradação de isolação, umidade, conectores, cabos danificados ou contato com estruturas metálicas podem criar caminhos de fuga indesejados.
A NBR 16690 estabelece requisitos de supervisão da resistência de isolamento e, conforme a configuração da UCP e do aterramento funcional, supervisão de corrente residual. A lógica de proteção depende de o inversor possuir ou não isolação galvânica e de o arranjo possuir ou não aterramento funcional.
Em sistemas não isolados conectados a uma rede referenciada à terra, uma baixa resistência de isolamento pode produzir condição perigosa quando o conversor se conecta ao circuito de saída. Por isso, a detecção de falhas de isolamento é parte funcional da segurança do sistema, e não apenas uma indicação de manutenção do inversor.
Alarmes de falta à terra também precisam chegar ao operador. Um LED no inversor instalado em cobertura, casa de máquinas ou área remota pode não ser suficiente para garantir que a falha seja percebida e investigada.
DPS no lado CC e CA substitui o SPDA?
Não. DPS e SPDA possuem funções complementares. O SPDA externo procura interceptar, conduzir e dispersar a corrente da descarga atmosférica. Os DPS limitam sobretensões transitórias nos circuitos e equipamentos dentro dos limites de sua aplicação.
A NBR 16690 trata especificamente de DPS em sistemas fotovoltaicos e exige que dispositivos instalados no lado CC sejam apropriados para essa aplicação. Um DPS projetado apenas para circuitos CA não deve ser usado no lado fotovoltaico por analogia de tensão nominal.
A própria norma alerta que algumas UCP/inversores possuem proteção interna, mas isso não elimina automaticamente a necessidade de dispositivos externos. Quando existem proteções em cascata, sua coordenação deve ser verificada.
O projeto também precisa controlar o comprimento das conexões, o percurso dos condutores e a proximidade do DPS com o equipamento protegido. O artigo sobre proteção contra surtos em sistemas fotovoltaicos é o conteúdo proprietário para seleção e coordenação dos DPS; este artigo mantém o foco na interface com aterramento e SPDA.
Por que a área de laço dos cabos fotovoltaicos importa?
A NBR 16690 exige que os condutores positivos e negativos de uma mesma série e os condutores associados de aterramento/equipotencialização sejam encaminhados de forma a minimizar áreas de laço.
Uma grande área de laço aumenta o acoplamento de campos eletromagnéticos produzidos por descargas atmosféricas e, consequentemente, pode elevar sobretensões induzidas nos circuitos CC. A redução de laços é, portanto, uma medida de projeto físico, não uma característica que possa ser corrigida apenas adicionando DPS posteriormente.
Na prática, positivo e negativo devem percorrer trajetórias próximas, evitando separações desnecessárias em torno do campo fotovoltaico. O condutor de equipotencialização associado também deve ser roteado próximo aos condutores do arranjo quando aplicável.
Esse detalhe mostra por que o layout elétrico da cobertura não deve ser definido somente pela menor distância de cabo. O percurso precisa equilibrar manutenção, proteção mecânica, área de laço, exposição ao SPDA e acessibilidade.
Microinversores mudam os requisitos de aterramento?
Microinversores alteram a arquitetura elétrica do sistema, porque a conversão CC/CA ocorre junto aos módulos e os trechos CC são reduzidos. Isso não elimina a necessidade de analisar estruturas metálicas, equipotencialização, PE, proteção contra surtos e SPDA.
A ligação de proteção do lado CA deve seguir a arquitetura elétrica aplicável ao equipamento e à instalação. Molduras e trilhos continuam sujeitos aos critérios de equipotencialização do arranjo e às instruções do fabricante. Se houver SPDA, a posição dos microinversores, cabos CA e estruturas metálicas também precisa ser considerada na distância de segurança e nas medidas contra surtos.
O artigo sobre inversor solar detalha diferenças de arquitetura e critérios de seleção do equipamento.
O que deve constar no projeto de aterramento e SPDA do sistema fotovoltaico?
O projeto precisa transformar a interface normativa em informações executáveis. Uma nota de desenho com a frase “aterrar todos os painéis” é insuficiente para orientar instalação, inspeção e aceite.
Conforme o caso, a documentação deve definir:
- arquitetura de aterramento e equipotencialização do arranjo;
- relação com BEP e infraestrutura de aterramento da edificação;
- pontos de ligação de molduras, trilhos e estruturas;
- materiais, seções e métodos de conexão;
- tratamento de juntas, componentes removíveis e corrosão;
- identificação de eventual aterramento funcional e sua justificativa;
- esquema de ligação do inversor e PE no lado CA;
- análise da presença ou necessidade de SPDA;
- revisão do volume de proteção em instalações existentes;
- cálculo ou verificação da distância de segurança;
- definição de ligações equipotenciais quando necessárias;
- coordenação de DPS nos lados CC e CA;
- rotas de cabos e redução das áreas de laço;
- requisitos de inspeção, continuidade e resistência de isolamento;
- diagramas, detalhes construtivos, memorial de cálculo e As-Built esperado.
Em instalações corporativas ou industriais, o Projeto de Sistema Fotovoltaico deve coordenar esses itens com a instalação elétrica existente, capacidade dos painéis, proteção, geração distribuída, estrutura da cobertura e critérios de manutenção.
Como avaliar um sistema fotovoltaico já instalado?
Em retrofit ou auditoria, o primeiro passo é reconstruir a condição real. Não se deve começar adicionando cabos de aterramento ou novos captores sem compreender a arquitetura existente.
Uma sequência de diagnóstico pode incluir:
- identificar o esquema de aterramento e o BEP da instalação elétrica;
- verificar documentação e As-Built do sistema fotovoltaico;
- mapear molduras, trilhos, estruturas e conexões de equipotencialização;
- verificar continuidade elétrica das partes que deveriam estar interligadas;
- identificar eventual eletrodo separado e confirmar sua equipotencialização com a instalação;
- analisar inversor, PE, configuração CC e eventual aterramento funcional;
- verificar alarmes e registros de falhas de isolamento;
- inspecionar DPS dos lados CC e CA e sua coordenação;
- identificar a existência de SPDA e confrontar a instalação solar com o projeto original;
- verificar distância de segurança, posição de captores e rotas dos cabos;
- avaliar documentação, sinalização e condições de manutenção;
- registrar não conformidades e definir a necessidade de projeto de adequação.
Quando a edificação possui SPDA, uma Inspeção de SPDA deve considerar as alterações introduzidas pelos módulos, estruturas e linhas elétricas, e não apenas conferir visualmente captores e descidas existentes.
Comissionamento e manutenção: o que deve ser verificado?
A instalação deve ser verificável ao final da obra e ao longo da operação. Continuidade das ligações, integridade de condutores, conexões, identificação e proteção contra corrosão precisam permanecer acessíveis à inspeção.
No lado fotovoltaico, o comissionamento também envolve ensaios elétricos e documentação conforme a aplicação e a ABNT NBR 16274. A verificação da resistência de isolamento, polaridade, integridade de strings, dispositivos de proteção e documentação permite identificar falhas que não aparecem em uma simples inspeção visual.
O conteúdo sobre Comissionamento Fotovoltaico organiza os ensaios e critérios de aceite do sistema completo.
Quando existe SPDA, sua manutenção deve permanecer integrada ao histórico da edificação. A NBR 5419-3:2026 destaca que novas instalações metálicas, sistemas internos ou alterações físicas precisam ser consideradas nas inspeções. Ela também deixa claro que a eficácia do SPDA não é comprovada por uma simples medição de resistência de aterramento.
Erros comuns em aterramento e SPDA fotovoltaico
Os erros mais frequentes surgem quando elétrica, fotovoltaico e SPDA são tratados como disciplinas independentes:
- criar uma haste exclusiva para os painéis sem interligá-la ao sistema de aterramento da edificação;
- aterrar positivo ou negativo da string sem previsão da arquitetura do equipamento e da NBR 16690;
- considerar qualquer estrutura metálica automaticamente contínua;
- usar apenas contato de grampos e perfis sem verificar a função de equipotencialização prevista;
- adotar uma seção de condutor sem identificar se ele conduzirá somente corrente de proteção ou parcela de corrente de raio;
- instalar módulos dentro da geometria do SPDA existente sem revisar distância de segurança;
- aproximar cabos CC de captores e descidas sem análise;
- instalar DPS CA no lado CC ou utilizar dispositivo não específico para aplicação fotovoltaica;
- separar positivo e negativo em rotas que criam grandes áreas de laço;
- concluir que DPS elimina a necessidade de SPDA;
- concluir que a instalação de módulos torna o SPDA automaticamente obrigatório;
- considerar resistência de aterramento isoladamente como prova de conformidade;
- deixar a alteração fotovoltaica fora do As-Built e do plano de inspeção do SPDA.
A correção desses problemas exige integração de projeto. Aterramento, proteção contra surtos, SPDA, estrutura metálica e sistema fotovoltaico formam uma única rede de interfaces, embora cada subsistema possua função técnica própria.
Considerações finais
O aterramento de placa solar não deve ser tratado como uma ligação isolada entre módulos e uma haste. A NBR 16690 estrutura a solução a partir de funções distintas: proteção, equipotencialização, aterramento funcional e integração com a proteção contra descargas atmosféricas. Molduras e estruturas precisam de continuidade e conexões definidas; um eletrodo separado deve ser equipotencializado com a instalação; e o aterramento funcional de polos CC somente pode existir nas condições previstas para a arquitetura do sistema.
Quando existe SPDA, a edição 2026 da NBR 5419 torna especialmente relevante a revisão da instalação após alterações na cobertura e na instalação elétrica. O projeto precisa decidir entre distância de segurança e ligação equipotencial, verificar o volume de proteção, coordenar os DPS e registrar a nova condição no conjunto documental da edificação.
Para sistemas novos, a melhor solução é integrar essas decisões ainda no projeto fotovoltaico. Para instalações existentes, a sequência correta é levantamento, diagnóstico, revisão da interface com SPDA e somente então definição das adequações necessárias.
Em sistemas existentes, um valor de resistência de terra ou uma inspeção visual dos painéis não comprova a integração com o SPDA. A avaliação precisa reconstruir a arquitetura real, verificar continuidade, distância de segurança, DPS, alterações de cobertura e documentação.
Referências técnicas
[1] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. ABNT NBR 16690:2019 — Instalações elétricas de arranjos fotovoltaicos — Requisitos de projeto. Rio de Janeiro: ABNT, 2019. Disponível em: https://www.dinmedia.de/en/standard/abnt-nbr-16690/315586020
[2] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. ABNT NBR 5419-2:2026 — Proteção contra descargas atmosféricas — Parte 2: Análise de risco. Rio de Janeiro: ABNT, 2026. Disponível em: https://www.dinmedia.de/en/standard/abnt-nbr-5419-2-versao-corrigida/401717876
[3] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. ABNT NBR 5419-3:2026 — Proteção contra descargas atmosféricas — Parte 3: Danos físicos a estruturas e perigos à vida. Rio de Janeiro: ABNT, 2026. Disponível em: https://www.dinmedia.de/en/standard/abnt-nbr-5419-3-versao-corrigida/401717898
[4] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. ABNT NBR 16274 — Sistemas fotovoltaicos conectados à rede — Requisitos mínimos para documentação, ensaios de comissionamento, inspeção e avaliação de desempenho. Rio de Janeiro: ABNT. Disponível em: https://www.abntcatalogo.com.br/
Perguntas frequentes
As partes metálicas expostas do arranjo, como molduras e estruturas, devem ser avaliadas e equipotencializadas conforme a arquitetura prevista na NBR 16690. Isso não significa aterrar automaticamente um polo positivo ou negativo da string.
Se houver um eletrodo separado para o arranjo fotovoltaico, a NBR 16690 exige sua ligação ao terminal principal de aterramento da instalação por condutores de equipotencialização. Ele não deve funcionar como um terra solar isolado.
Não automaticamente. A necessidade de SPDA depende da análise de risco e dos critérios da série NBR 5419. Porém, se a edificação já possui SPDA, a instalação dos módulos pode alterar condições do projeto e exigir revisão da proteção existente.
Não existe uma distância fixa universal. A NBR 5419-3 calcula a distância de segurança em função do nível de proteção, material isolante, divisão da corrente de descarga e comprimento elétrico até o ponto de equipotencialização.
Não. DPS limita sobretensões transitórias nos circuitos; o SPDA intercepta, conduz e dispersa a corrente da descarga atmosférica quando a proteção externa é necessária. Os dois sistemas devem ser coordenados.
Não por razão de proteção. A NBR 16690 admite aterramento funcional de polo somente em configurações específicas, com requisitos de isolação, localização, supervisão e compatibilidade com o inversor e o fabricante.
A NBR 16690 estabelece 6 mm² de cobre ou equivalente como mínimo para o condutor usado para aterrar partes metálicas expostas do arranjo. Esse valor não é universal quando o condutor também participa da proteção contra descargas atmosféricas; nesse caso, os requisitos da NBR 5419 precisam ser verificados.
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Conteúdos principais sobre o tema
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