Guia técnico para projeto de proteção contra surtos em sistemas fotovoltaicos: DPS no lado CC e CA, UCPV, UOC MAX, ISCPV, classes, SPDA, distâncias, coordenação e manutenção.
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Sistemas fotovoltaicos exigem uma abordagem própria para proteção contra surtos. O lado em corrente contínua não é uma simples extensão do quadro de baixa tensão em corrente alternada: o arranjo FV trabalha como fonte de corrente, pode operar com centenas ou milhares de volts em corrente contínua, apresenta tensão de circuito aberto dependente da temperatura e possui comportamento de falta diferente daquele encontrado em circuitos CA convencionais. Por isso, o DPS utilizado no lado CC precisa ser explicitamente destinado à aplicação fotovoltaica e selecionado dentro da arquitetura completa do sistema.
A proteção adequada também não termina no lado CC. Um sistema fotovoltaico reúne arranjo, strings, caixas de junção, cabos, inversor, quadro CA, sistema de aterramento, equipotencialização, eventualmente SPDA, comunicação, monitoramento e interfaces com outros sistemas da edificação. Um surto pode entrar ou ser induzido por mais de um caminho. A solução de engenharia deve coordenar os DPS do lado CC e CA, os dispositivos integrados ao inversor, as linhas de sinal e as medidas de proteção contra descargas atmosféricas.
A ABNT NBR IEC 61643-32:2022 fornece os princípios específicos de seleção, instalação e coordenação dos DPS em instalações fotovoltaicas, enquanto a ABNT NBR IEC 61643-31:2022 estabelece requisitos e métodos de ensaio para os DPS destinados ao lado CC. A ABNT NBR 16690:2019 trata dos requisitos de projeto dos arranjos fotovoltaicos e a ABNT NBR 5419-4:2026 insere o sistema dentro da lógica mais ampla de Medidas de Proteção contra Surtos, Zonas de Proteção contra Raios, equipotencialização, roteamento e coordenação de DPS.
Dimensionar corretamente a proteção significa responder, entre outras, às seguintes questões: qual sobretensão pode chegar ao arranjo e ao inversor; qual classe de ensaio é necessária; qual valor de UCPV suporta a maior tensão de circuito aberto nas condições de serviço; qual corrente de surto deve ser conduzida; qual ISCPV é compatível com a corrente de curto-circuito disponível; onde os DPS devem ser instalados; quando um segundo estágio é necessário; e como a proteção se integra ao SPDA, ao aterramento e às linhas de comunicação.
Por que a proteção contra surtos em sistemas fotovoltaicos é diferente
O lado CC de uma instalação fotovoltaica apresenta características elétricas específicas. A ABNT NBR 16690 destaca que arranjos FV podem produzir e sustentar arcos elétricos com correntes que não são muito superiores às correntes normais de operação. A ABNT NBR IEC 61643-31, por sua vez, considera nos ensaios que os geradores fotovoltaicos se comportam como fontes de corrente, que sua saída varia com irradiância e temperatura e que a corrente de curto-circuito é apenas ligeiramente superior à corrente no ponto de máxima potência.
Essa característica muda a forma como se avalia a falha de um DPS. Um varistor degradado pode entrar em estado de baixa impedância, mas a corrente resultante nem sempre será suficiente para provocar a atuação rápida de um fusível dimensionado apenas para a condição de máxima irradiância. A proteção de fim de vida e o comportamento OCFM ou SCFM, tratados pelas normas específicas para DPS FV, tornam-se parte importante da segurança do sistema.
Além disso, o lado CC pode operar até 1 500 V em instalações abrangidas pelas ABNT NBR IEC 61643-31 e 61643-32. A tensão real do arranjo não é constante: a tensão de circuito aberto cresce em condições de baixa temperatura. Portanto, selecionar um DPS apenas pela tensão nominal indicada no inversor ou pela soma de tensões em condições STC pode resultar em UCPV insuficiente.
Para os parâmetros gerais do dispositivo, consulte DPS: o que é, para que serve, classes, dimensionamento e instalação.
Quais equipamentos e circuitos precisam ser protegidos
A análise deve considerar o sistema completo e não somente a entrada do inversor. Em uma arquitetura típica entram módulos, strings, subarranjos, string boxes, cabos CC, entradas do inversor, saída CA, quadros, estruturas metálicas, aterramento, equipotencialização, SPDA, RS-485, Ethernet, sensores meteorológicos, supervisão e outros serviços metálicos associados.
Isso evita um erro recorrente: instalar DPS apenas no lado CA do inversor e assumir que toda a instalação está protegida.
De onde vêm os surtos em uma instalação fotovoltaica
A ABNT NBR IEC 61643-32 relaciona diferentes origens de sobretensão. Dentro da nomenclatura da série de proteção contra descargas atmosféricas, podem existir fontes associadas a descargas diretas na estrutura, descargas próximas à estrutura, descargas nas linhas elétricas e descargas próximas às linhas. Somam-se ainda surtos de manobra originados na rede e fenômenos associados à própria eletrônica de potência.
No arranjo montado em cobertura, os cabos CC normalmente percorrem áreas expostas, próximas à estrutura metálica dos módulos e, em muitos casos, ao SPDA. O campo eletromagnético de uma descarga próxima pode induzir tensões significativas nos laços formados pelo cabeamento. A ABNT NBR 16690, por isso, determina que os condutores positivos e negativos de uma mesma série, juntamente com os condutores de terra/equipotencialização associados, sejam agrupados para minimizar a área de laço.
Em instalações maiores, a combinação de longas distâncias, múltiplos aterramentos e conexões entre estruturas modifica a distribuição das correntes impulsivas. Em uma usina fotovoltaica em campo livre, a avaliação não deve simplesmente repetir a solução adotada em uma cobertura predial.
DPS no lado CC não é o mesmo produto utilizado no lado CA
O DPS conectado ao lado CC do gerador fotovoltaico deve ser explicitamente destinado a esse serviço e atender à ABNT NBR IEC 61643-31. A norma estabelece requisitos de desempenho e segurança específicos para fontes FV, incluindo condições de operação contínua, corrente permanente, comportamento em falha, desconexão e ensaios com fontes que reproduzem o comportamento de um arranjo fotovoltaico.
Já os DPS conectados ao lado CA da instalação são enquadrados pela ABNT NBR IEC 61643-11 e pelos critérios aplicáveis à rede de baixa tensão.
Essa distinção é essencial porque corrente contínua não possui cruzamento natural por zero a cada semiciclo, e a extinção de arco é mais crítica. Além disso, a relação entre corrente de operação e corrente de curto-circuito do arranjo é diferente daquela de uma fonte CA convencional.
UCPV: a tensão máxima de operação contínua do DPS fotovoltaico
No lado CC, o parâmetro central de tensão contínua é UCPV. A ABNT NBR IEC 61643-32 estabelece que a tensão máxima de operação contínua para todos os modos de proteção do DPS deve ser maior ou igual à tensão máxima em circuito aberto do arranjo fotovoltaico em todas as condições de serviço:
UCPV ≥ UOC MAX
Esse requisito parece simples, mas o cálculo de UOC MAX exige cuidado. O valor de Voc de catálogo do módulo normalmente é informado em condições de ensaio padronizadas. A tensão do módulo aumenta quando a temperatura da célula diminui.
A menor temperatura da instalação pode definir o DPS
A ABNT NBR 16690 estabelece que a tensão máxima do arranjo deve considerar a Voc corrigida para a menor temperatura de operação esperada. Quando o fabricante fornece coeficientes de temperatura, eles devem ser utilizados. Para determinados módulos de silício, a norma também fornece fatores de correção quando essas informações não estão disponíveis.
Portanto, especificar “DPS 1 000 Vcc” apenas porque o inversor é denominado comercialmente como 1 000 V pode ser inadequado se UOC MAX corrigida ultrapassar a tensão admissível do dispositivo.
A memória de cálculo deve registrar número de módulos em série, Voc, coeficiente de temperatura ou fator normativo, menor temperatura de projeto, UOC MAX resultante, UCPV do DPS por modo de proteção e tensão máxima admissível do inversor e demais componentes.
UCPV e os modos de proteção +/−, +/terra e −/terra
Sistemas fotovoltaicos podem ser não aterrados, possuir aterramento funcional ou apresentar topologias específicas definidas pelo inversor. A ABNT NBR IEC 61643-32 mostra diferentes esquemas internos de conexão dos DPS para fontes FV aterradas e não aterradas.
O projetista não deve analisar apenas a tensão entre positivo e negativo. Em determinadas condições de falta, os potenciais de +/terra e −/terra podem se deslocar. O fabricante do DPS precisa declarar comportamento compatível com os modos em que o dispositivo será utilizado.
Up e Uw: não basta sobreviver à tensão contínua
UCPV responde à pergunta sobre a tensão que o DPS suporta continuamente. Ela não informa a tensão que será apresentada ao equipamento durante o surto.
O nível de tensão de proteção Up deve ser comparado com a tensão suportável de impulso Uw do equipamento protegido. A ABNT NBR IEC 61643-32 recomenda, de forma geral e conforme as condições descritas na norma, margem em que Up seja menor ou igual a 0,8 vezes Uw.
A ABNT NBR 5419-4:2026 aprofunda esse conceito ao tratar o nível efetivo de proteção no ramal, Up/f, que inclui não apenas o Up de catálogo, mas também a queda indutiva nos condutores de ligação do DPS.
Up/f: por que um bom DPS pode proteger mal quando instalado incorretamente
Para DPS limitadores de tensão, a ABNT NBR 5419-4:2026 considera, de forma simplificada:
Up/f = Up + ΔU
A parcela ΔU depende do comprimento, da geometria, da forma de onda e da corrente conduzida pelos cabos de conexão. Como referência de ordem de grandeza para DPS na entrada de uma instalação, a norma apresenta aproximadamente 0,1 kV por kA por metro. Assim, uma conexão de 1 m conduzindo 10 kA pode acrescentar aproximadamente 1 kV ao nível efetivo.
É por isso que as normas insistem em conexões curtas. Na proteção fotovoltaica, a ABNT NBR IEC 61643-32 recomenda que o comprimento total dos cabos de conexão do DPS seja o menor possível e, preferencialmente, não superior a 0,5 m nas configurações abrangidas.
Corrente de descarga: In, Iimp e Imax no sistema FV
A corrente de descarga deve ser definida em função da classe e da solicitação esperada no ponto. Não se deve escolher a capacidade pela regra genérica “quanto mais kA, melhor”.
Para DPS Classe II em aplicações abrangidas pela ABNT NBR IEC 61643-32, a corrente nominal de descarga In mínima indicada é 5 kA, forma de onda 8/20 µs, por modo de proteção. Valores superiores podem aumentar margem e vida útil, mas precisam estar relacionados ao ambiente de surto e aos demais parâmetros.
Quando correntes parciais de descarga atmosférica direta podem circular pelo sistema, entram os critérios de Classe I e Iimp. A seleção depende da arquitetura do SPDA, do nível de proteção, da divisão de corrente e da configuração da instalação.
O artigo DPS 20 kA, 40 kA, 45 kA ou 60 kA aprofunda a diferença entre In, Imax e Iimp.
Quando utilizar Classe I ou Classe II em sistemas fotovoltaicos
A decisão depende principalmente da origem da solicitação e da integração com o SPDA. A ABNT NBR IEC 61643-32 separa cenários com instalação sem SPDA externo, instalação com SPDA mantendo distância de separação e instalação com SPDA em que essa distância não pode ser mantida.
Sem SPDA externo, a proteção contra surtos induzidos normalmente conduz ao emprego de DPS Classe II no lado CC, além da proteção necessária no lado CA.
Quando existe SPDA e a distância de separação é mantida, reduz-se a possibilidade de circulação direta de corrente de descarga pelo sistema FV. Quando a distância de separação não pode ser mantida, a estrutura metálica do arranjo precisa ser integrada à equipotencialização e correntes parciais podem circular pelos circuitos associados; nessa condição, entram DPS ensaiados em Classe I nos pontos correspondentes da arquitetura.
A diferença entre os regimes de ensaio está aprofundada em DPS Classe 1, Classe 2 e Classe 3.
Distância de separação do SPDA: um dado de projeto
Em uma cobertura com módulos fotovoltaicos e SPDA, a distância de separação influencia diretamente a arquitetura de proteção contra surtos. Quando é possível manter a separação entre o sistema de captação/descidas e as estruturas metálicas e cabos do FV, reduz-se a probabilidade de circulação direta de corrente de descarga por caminhos indesejados.
Quando a separação não pode ser atendida, a interligação equipotencial deixa de ser opcional e os condutores precisam suportar a parcela de corrente prevista. A seleção dos DPS também passa a considerar Classe I e a energia correspondente.
Esse é um ponto em que projeto de SPDA e projeto fotovoltaico precisam ser compatibilizados. Instalar módulos posteriormente sobre uma edificação protegida por SPDA sem reavaliar captores, distâncias, descidas, equipotencialização e MPS pode alterar as premissas originais de proteção.
Para a integração sistêmica entre SPDA, ZPR, DPS e proteção dos sistemas internos, consulte NBR 5419-4: SPDA interno, DPS e proteção de sistemas.
O sistema fotovoltaico compartilha cobertura com SPDA ou não atende à distância de separação?
O Projeto de Medidas de Proteção contra Surtos (MPS) compatibiliza SPDA, corrente parcial de descarga, Classe I/II, equipotencialização, roteamento, DPS CC/CA e proteção das interfaces do inversor antes da implantação.
Onde instalar DPS no lado CC
A localização deve proteger tanto o inversor quanto o arranjo, considerando o comprimento do trecho entre eles. A ABNT NBR IEC 61643-32 utiliza 10 m como referência importante.
Quando a distância entre arranjo e inversor é inferior a 10 m, um conjunto de DPS pode ser suficiente em determinadas condições. Quando essa distância é igual ou superior a 10 m, dois conjuntos de DPS no lado CC são normalmente necessários: um próximo ao inversor e outro próximo ao arranjo ou à extremidade correspondente do circuito.
Os pontos podem aparecer em string box, caixa de junção, quadro CC, entrada CC do inversor ou quadro intermediário. A decisão deve respeitar a arquitetura real, não uma regra universal de instalação.
Onde instalar DPS no lado CA
No lado CA, o sistema fotovoltaico passa a se relacionar com a instalação de baixa tensão da edificação ou da planta. A proteção deve considerar o quadro principal, o ponto de conexão e o inversor.
A ABNT NBR IEC 61643-32 recomenda DPS próximo à origem da instalação elétrica. Quando a distância entre esse DPS e o inversor for igual ou superior a 10 m, recomenda-se um DPS adicional adjacente ao inversor. A lógica é coerente com a ABNT NBR 5410 e com a ABNT NBR 5419-4: quanto maior o comprimento e a área de laço entre o DPS e o equipamento, maior a possibilidade de tensão induzida e propagação.
O DPS interno do inversor dispensa o DPS externo?
Não necessariamente. A ABNT NBR 16690 reconhece que determinadas unidades de condicionamento de potência ou inversores possuem proteção contra surtos incorporada, mas afirma que DPS externos ainda podem ser necessários. Quando ambos existem, a coordenação entre a proteção incorporada e o DPS externo deve ser verificada com o fornecedor do equipamento.
O dado “inversor possui DPS Classe II” não é suficiente para eliminar a análise externa. É necessário saber onde o elemento está conectado, qual Up e UCPV apresenta, qual In/Iimp suporta, qual sua arquitetura de falha, qual distância existe até a entrada dos cabos e se existe coordenação declarada com o DPS externo.
ISCPV: a corrente de curto-circuito nominal do DPS no lado CC
ISCPV é um parâmetro fundamental e frequentemente ignorado. A ABNT NBR IEC 61643-32 estabelece que a corrente de curto-circuito nominal do DPS deve ser maior ou igual à corrente máxima de curto-circuito do grupo fotovoltaico no ponto de instalação:
ISCPV ≥ ISC MAX
A corrente de falta disponível depende do número de strings em paralelo, irradiância, topologia e outras fontes conectadas. Em sistemas com baterias, as correntes podem ser muito maiores e requisitos adicionais precisam ser considerados.
O DPS e seu desligador devem ser capazes de alcançar um modo de falha seguro nas condições possíveis do gerador FV. A proteção não deve ser dimensionada somente para interromper a maior corrente; ela também precisa funcionar quando a irradiância é baixa.
OCFM e SCFM: como o DPS fotovoltaico deve falhar com segurança
A ABNT NBR IEC 61643-31 e a ABNT NBR IEC 61643-32 tratam de dois comportamentos de falha relevantes.
OCFM — Open-Circuit Failure Mode: o DPS evolui para alta impedância ou circuito aberto. A proteção contra surtos é perdida, mas o componente degradado é retirado do circuito de forma segura.
SCFM — Short-Circuit Failure Mode: o DPS evolui para baixa impedância ou curto-circuito seguro nas condições previstas, exigindo que a arquitetura seja compatível com essa condição.
Nem todo sistema fotovoltaico ou tecnologia de inversor pode aceitar um curto permanente à terra. A especificação precisa respeitar os dados do fabricante e a configuração elétrica do arranjo.
Proteção de retaguarda em corrente contínua exige análise específica
No lado CA, a relação entre DPS, disjuntor/fusível, corrente de curto-circuito e continuidade está detalhada em DPS e Disjuntor.
No lado CC fotovoltaico, é necessário considerar ainda a característica da fonte FV. A corrente de curto-circuito não cresce na mesma proporção observada em fontes de baixa impedância, e a extinção do arco é mais difícil. A ABNT NBR 16690 chama atenção para a possibilidade de um fusível dimensionado para a máxima corrente do arranjo não desconectar um DPS degradado em condições de baixa irradiância.
A especificação deve seguir a configuração ensaiada e declarada pelo fabricante, incluindo desligador interno ou externo, fusíveis e demais elementos necessários.
Coordenação entre DPS no lado CC e CA
A presença de vários DPS não garante uma proteção coordenada. Os dispositivos precisam dividir energia e limitar a tensão de forma compatível com sua posição e com os equipamentos protegidos.
A coordenação deve considerar classe de ensaio, energia/corrente esperada, Up e Up/f, UCPV no lado CC e Uc no lado CA, distância entre estágios, impedância do cabeamento, tecnologia dos DPS, proteção interna do inversor e instruções do fabricante.
O artigo Coordenação de DPS aprofunda especificamente essa responsabilidade.
Aterramento e equipotencialização no sistema fotovoltaico
DPS não elimina o surto: ele cria um caminho controlado para a corrente impulsiva e limita diferenças de potencial. Isso exige uma referência equipotencial de baixa impedância e uma arquitetura coerente de aterramento.
A ABNT NBR 16690 diferencia aterramento funcional, aterramento para proteção contra descargas atmosféricas e equipotencialização de partes condutivas. Quando houver eletrodo de aterramento separado para o arranjo FV, ele deve ser interligado ao terminal principal de aterramento da instalação.
Mais importante do que memorizar uma seção de condutor é identificar sua função elétrica: ligação equipotencial convencional, condução de corrente induzida, condução de corrente parcial da descarga ou função equivalente a condutor de descida.
O aterramento e a equipotencialização do sistema fotovoltaico não estão documentados ou foram ampliados ao longo do tempo?
O Projeto de Aterramento permite verificar e compatibilizar eletrodos, condutores de proteção, equipotencialização, estruturas metálicas e interfaces com o SPDA/MPS antes de especificar os caminhos de descarga dos DPS.
Consulte também Aterramento e Equipotencialização.
Roteamento e redução da área de laço
A ABNT NBR 16690 determina o agrupamento dos condutores positivos e negativos e dos condutores de terra/equipotencialização associados. Essa medida reduz a área do laço e, consequentemente, a tensão induzida pelo campo magnético da descarga atmosférica.
Em termos de MPS, a ABNT NBR 5419-4 trata roteamento e blindagem como medidas básicas de proteção, junto com equipotencialização, DPS coordenados e interfaces isolantes.
Cabos CC longos e proteção adicional
A ABNT NBR 16690 recomenda atenção especial a condutores longos; cabos principais de arranjo extensos podem exigir DPS adicionais ou medidas de blindagem. Esse critério complementa a referência de 10 m da ABNT NBR IEC 61643-32 para localização de estágios.
Linhas de sinal, monitoramento e comunicação também precisam entrar no projeto
Um inversor ou sistema de supervisão pode estar protegido na energia e continuar vulnerável por uma porta metálica de comunicação. A ABNT NBR IEC 61643-32 determina que, quando DPS são requeridos para os circuitos de potência, também sejam considerados os circuitos de sinal e telecomunicações integrantes do sistema FV.
Entram nessa análise Ethernet metálica, RS-485, sensores meteorológicos, entradas digitais e analógicas, comunicação entre inversores, linhas para supervisório ou SCADA e equipamentos externos.
Para essa interface, consulte DPS para linhas de dados, CFTV, automação e telecomunicações.
Instalação em telhado com SPDA
Em coberturas, a primeira pergunta é se o sistema fotovoltaico pode manter a distância de separação em relação ao SPDA externo. Se puder, a solução preferencial é evitar o acoplamento direto da corrente de descarga às estruturas do FV. Se não puder, a estrutura metálica dos módulos deve ser integrada conforme o projeto do SPDA e da equipotencialização e a seleção de DPS Classe I precisa considerar correntes parciais de descarga.
A instalação posterior de FV sobre uma cobertura existente deve provocar revisão do projeto de proteção contra descargas atmosféricas sempre que alterar geometria, captores, distâncias, partes metálicas ou rotas elétricas relevantes.
Usinas fotovoltaicas em campo livre
Usinas em solo apresentam outra lógica. A ABNT NBR IEC 61643-32 trata especificamente instalações extensas com múltiplos aterramentos e sistema de aterramento em malha. A distribuição de corrente depende da topologia física, aterramentos, resistividade do solo, comprimentos de cabo, número de caminhos e impedância dos DPS.
Em sistemas complexos, a norma admite que programas de redes transitórias sejam utilizados para calcular a divisão prevista da corrente. Isso significa que uma especificação padronizada de “DPS 40 kA em toda string box” pode ser tecnicamente pobre.
Sistemas com microinversores
Microinversores reduzem ou eliminam longos trechos CC em alta tensão, mas não eliminam a necessidade de proteção contra surtos. A arquitetura passa a envolver múltiplos equipamentos distribuídos no telhado, ligados por circuitos CA e frequentemente associados a linhas de comunicação.
Devem ser avaliados posição dos microinversores, extensão da rede CA na cobertura, proximidade do SPDA, aterramento das estruturas, proteção no quadro CA, necessidade de DPS distribuídos e interfaces de comunicação.
Sistemas com baterias e armazenamento
A presença de baterias altera radicalmente a corrente de curto-circuito disponível no lado CC. A ABNT NBR IEC 61643-31 declara que os DPS para sistemas FV com armazenamento não estão abrangidos diretamente por seu escopo.
Portanto, um sistema híbrido não deve ser tratado aplicando o mesmo DPS do arranjo aos circuitos de bateria. É necessário analisar a norma aplicável ao armazenamento, características do fabricante, tensão máxima, corrente de curto-circuito, modo de aterramento e coordenação com conversores.
Como elaborar a especificação técnica de DPS para um sistema FV
Uma especificação de engenharia deve ir além de “DPS CC 1 000 V 40 kA”. Deve estabelecer aplicação, norma de produto, classe, UCPV/Uc, UOC MAX, Up, In/Iimp, ISCPV/ISCCR, modo de proteção, comportamento de falha, indicação de estado, coordenação, conexão e ambiente.
Esses dados precisam aparecer de forma coerente em diagrama unifilar, detalhes típicos, memória de cálculo e lista de materiais.
Erros comuns em projetos de proteção contra surtos fotovoltaicos
| Erro | Consequência técnica |
|---|---|
| Usar DPS CA no lado CC | Ignora os requisitos específicos de corrente contínua, comportamento de falha e UCPV aplicáveis ao sistema fotovoltaico. |
| Escolher UCPV sem corrigir a tensão de circuito aberto pela temperatura | Pode submeter o DPS a tensão contínua superior à sua capacidade nas condições reais de serviço. |
| Confiar apenas no DPS interno do inversor | A proteção incorporada pode não possuir capacidade, localização ou coordenação suficientes para os surtos previstos no arranjo. |
| Usar um único estágio em trechos longos | Distâncias elevadas entre arranjo, inversor e quadro podem exigir DPS adicional e controle de Up/Up-f. |
| Ignorar a distância de separação do SPDA | Pode introduzir correntes parciais de descarga na estrutura metálica e alterar a classe e a capacidade requeridas dos DPS. |
| Manter conexões longas ou grandes áreas de laço | Aumenta quedas indutivas e sobretensões induzidas, reduzindo o desempenho efetivo da proteção. |
| Ignorar linhas de comunicação e monitoramento | Permite que o surto atravesse o equipamento por uma interface metálica não protegida. |
| Tratar o aterramento do sistema FV como eletrodo isolado | Cria referências de potencial incompatíveis e compromete equipotencialização, SPDA e coordenação das MPS. |
Inspeção de DPS em sistemas fotovoltaicos existentes
Uma inspeção técnica precisa verificar mais do que o indicador verde/vermelho do módulo. O levantamento deve registrar fabricante, modelo, classe, norma, UCPV/Uc, In, Iimp, Imax quando aplicáveis, Up, ISCPV/ISCCR, modo de falha, desligador, estado do indicador, posição física, distância até arranjo/inversor/quadro, comprimento dos cabos, seções, roteamento, coordenação com outros DPS, proteção interna do inversor, SPDA, distância de separação, aterramento, equipotencialização e proteção das linhas de sinal.
Um DPS pode estar íntegro e ainda assim estar tecnicamente mal dimensionado.
Há DPS, inversores ou módulos de proteção com falhas recorrentes sem causa documentada?
A Inspeção, Diagnóstico e Adequação de DPS e MPS verifica UCPV, ISCPV, classe, retaguarda, distâncias, aterramento, equipotencialização, SPDA e coordenação antes de definir substituições ou adequações.
Manutenção e fim de vida
A ABNT NBR IEC 61643-32 estabelece que a instalação permita inspeção fácil dos DPS. O estado precisa ser incorporado às rotinas de manutenção do sistema FV. Em instalações críticas ou de difícil acesso, contato remoto de sinalização pode ser útil para indicar perda da proteção.
Não se deve assumir vida útil fixa em anos ou número universal de surtos. A degradação depende da energia e frequência dos eventos, temperatura, TOV, tecnologia do DPS e condições de instalação.
Documentação que deveria permanecer com a instalação
Uma proteção auditável deve produzir e manter diagrama unifilar atualizado, planta de localização dos DPS, memória de cálculo de UOC MAX e UCPV, critérios de In/Iimp e classe, verificação de Up/Up-f e Uw, critérios de ISCPV/ISCCR e desligadores, integração com SPDA, detalhes de equipotencialização, lista de modelos e substitutos equivalentes, critérios de coordenação e registros de inspeção e substituição.
Quando o problema exige projeto de MPS, e não apenas troca de DPS
A substituição pontual pode ser suficiente quando existe projeto válido, o novo dispositivo é tecnicamente equivalente e nenhuma premissa mudou. Fora disso, a troca isolada pode esconder uma deficiência sistêmica.
A análise deve ser tratada como projeto quando houver SPDA e arranjo FV compartilhando cobertura, distância de separação não atendida, múltiplos quadros e inversores, cabos extensos, usina em campo livre, histórico recorrente de falhas, sistemas de comunicação vulneráveis, mudança de potência/número de strings, troca de inversor, integração de baterias ou documentação inexistente.
Nesses casos, a proteção deve ser coordenada dentro de uma arquitetura completa de Medidas de Proteção contra Surtos, e não tratada como compra isolada de componentes.
Síntese: como especificar DPS no lado CC e CA de um sistema fotovoltaico
Uma sequência robusta de engenharia é: caracterizar arranjo, inversores, tensões, strings, distâncias e interfaces; calcular UOC MAX considerando a menor temperatura de projeto; definir UCPV dos DPS CC; avaliar SPDA, fontes de surto e distância de separação; determinar Classe I ou II e a corrente In/Iimp; verificar Up e Uw; avaliar Up/f, comprimentos e roteamento; verificar ISCPV/ISCCR e comportamento de falha; definir localização dos estágios no lado CC e CA, incluindo a referência de 10 m; coordenar DPS externos, internos do inversor e proteção de sinal; compatibilizar aterramento, equipotencialização e SPDA; e documentar critérios, detalhes construtivos, inspeção e manutenção.
O resultado esperado não é simplesmente “um DPS em cada quadro”. É uma arquitetura em que cada caminho metálico relevante possui proteção compatível, a corrente de surto encontra percurso controlado para a equipotencialização e a tensão residual nos terminais permanece abaixo da suportabilidade dos equipamentos que se pretende preservar.
Referências técnicas
[1] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. ABNT NBR IEC 61643-32:2022 — Dispositivos de proteção contra surtos de baixa tensão — Parte 32: DPS conectado no lado corrente contínua das instalações fotovoltaicas — Princípios de seleção e aplicação. Consulte a edição vigente no Catálogo ABNT.
[2] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. ABNT NBR IEC 61643-31:2022 — DPS para utilização específica em corrente contínua — Requisitos e métodos de ensaio para DPS de instalações fotovoltaicas. Consulte a edição vigente no Catálogo ABNT.
[3] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. ABNT NBR 16690:2019 — Instalações elétricas de arranjos fotovoltaicos — Requisitos de projeto. Consulte a edição vigente no Catálogo ABNT.
[4] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. ABNT NBR 5419-4:2026 — Proteção contra descargas atmosféricas — Parte 4: Sistemas elétricos e eletrônicos internos à estrutura. Consulte a edição vigente no Catálogo ABNT.
Perguntas frequentes
O DPS do lado CC deve ser explicitamente destinado à aplicação fotovoltaica e atender à ABNT NBR IEC 61643-31. A seleção deve verificar UCPV, Up, In/Iimp, ISCPV, classe, modos de proteção e comportamento de falha.
Não é uma substituição tecnicamente válida por regra geral. O lado CC exige DPS específico para a fonte fotovoltaica, com requisitos próprios de ensaio, tensão contínua, curto-circuito e falha.
UCPV é a tensão máxima de operação contínua para aplicação fotovoltaica. Para todos os modos de proteção do DPS, ela deve ser maior ou igual à tensão máxima em circuito aberto UOC MAX do arranjo nas condições de serviço.
A tensão máxima do arranjo deve considerar a soma das tensões de circuito aberto dos módulos em série corrigida para a menor temperatura de operação esperada, conforme dados do fabricante ou critérios aplicáveis da ABNT NBR 16690.
A ABNT NBR IEC 61643-32 usa 10 m como referência importante. Quando a distância entre arranjo e inversor é igual ou superior a 10 m, normalmente são necessários dois conjuntos de DPS, um próximo a cada extremidade protegida.
Não necessariamente. A ABNT NBR 16690 prevê que DPS externos ainda podem ser necessários e que a coordenação entre a proteção incorporada ao inversor e os dispositivos externos deve ser verificada.
Classe I é requerida quando correntes parciais de descarga atmosférica direta podem circular pelo sistema, como em configurações com SPDA em que a distância de separação não é mantida. A arquitetura e Iimp devem ser determinadas conforme o cenário.
ISCPV é a corrente de curto-circuito nominal do DPS para aplicação fotovoltaica. Ela deve ser maior ou igual à corrente máxima de curto-circuito prevista no ponto de instalação do dispositivo.
A indutância dos condutores acrescenta tensão ao nível de proteção efetivo. Conexões longas podem elevar Up/f e reduzir significativamente a proteção mesmo quando o DPS possui bom Up de catálogo.
Não. Os dois lados precisam ser avaliados. O lado CC utiliza DPS específicos FV e o lado CA segue os critérios aplicáveis às redes de baixa tensão, com coordenação entre os estágios.
Quando a proteção contra surtos é requerida, as interfaces metálicas de sinal e telecomunicações também precisam ser avaliadas. Um equipamento pode receber surto por uma porta de comunicação mesmo com a alimentação protegida.
É necessário verificar modelo, norma, UCPV/Uc, Up, classe, In/Iimp, ISCPV/ISCCR, posição, distâncias, conexões, coordenação, SPDA, aterramento, proteção de sinal e alterações da instalação.
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