Entienda la puesta a tierra de paneles solares, la equipotencialización y el SPDA fotovoltaico conforme a NBR 16690 y NBR 5419:2026, incluyendo DPS, distancia de seguridad y proyecto.
¡Descúbrelo!
La puesta a tierra de paneles solares debe entenderse como parte de la arquitectura de protección y equipotencialización del sistema fotovoltaico, y no como la simple conexión de un módulo o de un polo en corriente continua a una jabalina de tierra. En un arreglo fotovoltaico, marcos, estructuras metálicas, conductores de equipotencialización, lado CC, inversor, lado CA, DPS y un eventual SPDA tienen funciones diferentes y deben coordinarse conforme a ABNT NBR 16690:2019, a ABNT NBR 5410 e, quando houver proteção contra descargas atmosféricas, a série ABNT NBR 5419:2026.
La presencia de paneles solares sobre una cubierta tampoco significa, por sí sola, que la edificación necesariamente requiera un nuevo SPDA. La necesidad de protección contra descargas atmosféricas debe definirse mediante el análisis aplicable al emprendimiento. Sin embargo, cuando se añade un sistema fotovoltaico a una edificación que ya posee SPDA, la nueva instalación puede modificar la geometría de la cubierta, introducir estructuras metálicas y líneas eléctricas y alterar condiciones consideradas en el proyecto original. En esta situación, la integración con el SPDA existente debe reevaluarse.
También es necesario distinguir puesta a tierra de protección, equipotencialización, puesta a tierra funcional e puesta a tierra del SPDA. A NBR 16690 não permite aterrar um condutor vivo do arranjo fotovoltaico por razões de proteção. O puesta a tierra 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”.
¿Qué significa poner a tierra un panel solar?
En el lenguaje cotidiano, “poner a tierra el panel solar” suele significar conectar el marco metálico del módulo y la estructura de soporte al sistema de equipotencialización. Técnicamente, sin embargo, el proyecto debe identificar qué partes son conductoras expuestas, cuáles cumplen función de protección, cuáles pertenecen al circuito CC y cuáles pueden participar en la protección contra descargas atmosféricas.
El marco de aluminio de un módulo, los rieles metálicos, abrazaderas, estructuras de soporte y cajas metálicas pueden formar una extensa superficie conductora sobre la cubierta. La equipotencialización busca mantener estas partes en una condición eléctrica coordinada y ofrecer un camino previsto cuando la protección exija su interconexión.
Esto es diferente de conectar el positivo o el negativo de la string a tierra. Los conductores activos del arreglo fotovoltaico permanecen sujetos a las reglas específicas de la NBR 16690, y una eventual puesta a tierra funcional de un polo solamente puede existir en las condiciones previstas para esa finalidad.
También es diferente del subsistema de puesta a tierra del SPDA. El SPDA utiliza captación, bajantes y puesta a tierra para conducir y dispersar corriente de descarga atmosférica; la equipotencialización fotovoltaica debe coordinarse con esta arquitectura sin asumir automáticamente que cada conductor de protección está dimensionado para conducir corriente de rayo.
¿Qué normas se aplican a la puesta a tierra de sistemas fotovoltaicos?
La norma específica de proyecto de las instalaciones eléctricas del arreglo fotovoltaico es la ABNT NBR 16690:2019, que permanece vigente. Su alcance incluye conductores, dispositivos de protección y maniobra, puesta a tierra y equipotencialización del arreglo. La propia norma referencia la NBR 5410 y la serie NBR 5419.
A ABNT NBR 5410 proporciona la base para instalaciones eléctricas de baja tensión, incluyendo puesta a tierra de protección, conductores PE y principios de equipotencialización. Por su parte, la serie ABNT NBR 5419:2026 trata la protección contra descargas atmosféricas: análisis de riesgo, SPDA externo, SPDA interno, distancia de seguridad, equipotencialización para descargas atmosféricas y protección de sistemas eléctricos y electrónicos contra sobretensiones.
Para inspección y comisionamiento de sistemas fotovoltaicos conectados a la red, la ABNT NBR 16274 complementa el proceso con requisitos de documentación, inspección y ensayos. Así, proyecto, protección contra rayos y verificación final forman disciplinas conectadas, pero no intercambiables.
| Referencia | Aplicación principal |
| ABNT NBR 16690 | proyecto eléctrico del arreglo FV, puesta a tierra, equipotencialización, DPS, aislamiento y lado CC |
| ABNT NBR 5410 | instalación eléctrica de baja tensión, PE, protección contra choques y equipotencialización |
| ABNT NBR 5419:2026 | análisis de riesgo, SPDA, distancia de seguridad, conexión equipotencial y sobretensiones |
| ABNT NBR 16274 | documentación, inspección, ensayos y comisionamiento de sistemas FV conectados a la red |
El artículo sobre proyecto fotovoltaico trata la integración global del sistema. Aquí, el foco es exclusivamente la frontera entre puesta a tierra, equipotencialización, SPDA y protección contra sobretensiones.
Puesta a tierra de protección, equipotencialización y puesta a tierra funcional no son lo mismo
La NBR 16690 diferencia explícitamente funciones que muchas veces se mezclan en campo.
La puesta a tierra de protección es la conexión a tierra realizada por razones de seguridad. La equipotencialización interconecta partes conductoras para reducir diferencias de potencial. La puesta a tierra funcional existe por razones de funcionamiento o desempeño del sistema y no debe confundirse con una medida de protección contra choques.
La norma admite cuatro situaciones generales en el arreglo fotovoltaico: puesta a tierra funcional de piezas metálicas no energizadas, puesta a tierra para protección contra descargas atmosféricas, equipotencialización de las partes conductoras y puesta a tierra funcional de un polo del arreglo cuando sea técnicamente aplicable.
Esta separación es importante porque una misma instalación puede tener marcos equipotencializados sin poseer ningún polo CC puesto a tierra. Del mismo modo, una puesta a tierra funcional de un polo no transforma ese conductor en PE ni sustituye la equipotencialización de las partes metálicas.
¿Deben equipotencializarse marcos, rieles y estructuras metálicas?
Los marcos y estructuras metálicas no deben depender solamente del contacto entre abrazaderas, perfiles y tornillos. El proyecto debe definir continuidad, puntos de conexión, materiales y cómo se verificará la equipotencialización a lo largo de la vida útil del sistema.
La NBR 16690 establece un árbol de decisión para la equipotencialización de los marcos metálicos del arreglo fotovoltaico. La decisión debe considerar la configuración del sistema y la necesidad de integración con la protección contra descargas atmosféricas.
Cuando se utiliza un conductor para poner a tierra partes metálicas expuestas del arreglo, la NBR 16690 establece una sección mínima de 6 mm² de cobre o equivalente. Este valor, sin embargo, no debe utilizarse como dimensión universal para cualquier función. Si el conductor también debe participar en la protección contra descargas atmosféricas o conducir parte de la corriente de rayo, los requisitos de la NBR 5419 pueden imponer una sección o configuración diferente.
Además de la sección, la continuidad entre módulos y rieles debe ser demostrable. Perfiles anodizados, pintura, oxidación, abrazaderas, tornillos y juntas mecánicas pueden alterar la continuidad eléctrica. El hecho de que dos piezas metálicas estén en contacto no demuestra que constituyan una conexión eléctrica permanente durante la vida útil del sistema.
El proyecto debe definir puntos de interconexión, conectores compatibles con los materiales, tratamiento contra corrosión, identificación, rutas de conductores y forma de verificación. Cuando los fabricantes utilizan abrazaderas o accesorios específicamente calificados para bonding, el montaje debe respetar las instrucciones y condiciones de instalación previstas para esos componentes.
¿Puede existir una jabalina exclusiva para los paneles solares?
Un electrodo separado puede existir físicamente en determinadas soluciones, pero no debe permanecer como una “tierra solar” aislada. La NBR 16690 determina que, cuando se disponga un electrodo de puesta a tierra separado para el arreglo fotovoltaico, este se conecte al terminal principal de puesta a tierra de la instalación mediante conductores de equipotencialización.
Esta exigencia evita que dos infraestructuras metálicas interconectadas por cables y equipos operen con referencias de tierra independientes. Durante una falla o una descarga atmosférica, pueden aparecer diferencias de potencial entre electrodos separados precisamente en los inversores, estructuras, cableados y equipos que se pretendía proteger.
En instalaciones existentes, por lo tanto, instalar una nueva jabalina junto al inversor o a la estructura no debe ser la primera respuesta. Antes es necesario identificar la infraestructura de puesta a tierra del edificio, el BEP, el esquema de la instalación eléctrica, el SPDA existente y las rutas de equipotencialización.
¿Cuándo un sistema fotovoltaico exige revisión del SPDA?
Cuando ya existe SPDA, añadir módulos, estructuras y nuevos circuitos a la cubierta puede alterar las condiciones consideradas en el proyecto original. La revisión debe verificar captación, distancia de seguridad, conexiones equipotenciales, DPS y documentación antes de definir la implantación.
La instalación de módulos sobre una cubierta no significa automáticamente que el edificio pase a exigir SPDA. La necesidad del sistema de protección debe determinarse conforme al análisis de riesgo y los criterios de la serie NBR 5419.
La situación cambia cuando ya existe SPDA en la edificación. La NBR 5419-3:2026 se aplica cuando existe una protección instalada y el uso, las características constructivas o la instalación eléctrica se modifican de forma que afecte esa protección. La propia norma exige que las inspecciones verifiquen si nuevas instalaciones metálicas, sistemas internos y líneas eléctricas continúan cumpliendo los requisitos aplicables.
Añadir un sistema fotovoltaico a la cubierta puede afectar, por ejemplo:
- el volumen protegido por el subsistema de captación;
- la posición relativa entre captores y módulos;
- la distancia de seguridad entre SPDA y estructuras metálicas del arreglo;
- las rutas de los conductores CC y CA;
- las conexiones equipotenciales existentes;
- la necesidad y coordinación de los DPS;
- los posibles caminos de corriente de descarga atmosférica;
- la documentación y el As-Built del SPDA.
Por eso, un retrofit fotovoltaico sobre una cubierta protegida debe incluir revisión técnica de la interfaz con el SPDA y no simplemente instalar módulos “entre los pararrayos”.
Distancia de seguridad o conexión equipotencial: ¿cómo decidir?
El SPDA interno busca evitar chispas peligrosas entre el SPDA externo y las instalaciones metálicas o sistemas internos. La NBR 5419-3:2026 establece dos estrategias básicas: mantener aislamiento eléctrico mediante distancia de seguridad o realizar conexión equipotencial conforme a los criterios aplicables.
En una cubierta fotovoltaica, esto significa que no basta verificar si el panel está físicamente lejos del captor. La distancia de seguridad se calcula considerando nivel de protección, material aislante, división de corriente entre bajantes y longitud eléctrica hasta el punto de equipotencialización. La edición 2026 mantiene un método completo y otro simplificado para esta verificación.
Cuando se mantiene la distancia necesaria, se busca evitar que la corriente de descarga atmosférica se transfiera a la estructura fotovoltaica por chispeo. Cuando la distancia no puede mantenerse y la solución exige equipotencialización, el proyecto debe reconocer que parte de la corriente de descarga puede circular por los elementos interconectados y dimensionar adecuadamente la interfaz.
Esta decisión influye en la disposición de módulos, captores, conductores de bajada, rutas de cables, estructuras y DPS. Por eso, la coordinación entre el proyecto fotovoltaico y el Proyecto de SPDA debe ocurrir antes del montaje de los paneles.
¿Los paneles solares deben quedar dentro del volumen de protección del SPDA?
Cuando se requiere un SPDA, el subsistema de captación debe proyectarse para la estructura a proteger conforme al nivel de protección adoptado. La posición de los módulos y estructuras fotovoltaicas debe evaluarse dentro de esta geometría.
La NBR 5419-3 utiliza métodos como esfera rodante, ángulo de protección y mallas para posicionar el subsistema de captación. No existe una regla universal del tipo “el captor debe quedar X centímetros por encima del panel”. El resultado depende del método, del nivel de protección, de la geometría de la cubierta y de la posición de los elementos.
Tampoco es deseable transformar casualmente la estructura del panel en un camino preferente de corriente de rayo. Cuando partes metálicas se incorporan a la protección, debe ser una decisión de ingeniería, con continuidad, dimensiones y conexiones compatibles con la función asumida.
El contenido sobre SPDA externo: captación, bajantes y puesta a tierra profundiza esta arquitectura sin duplicar aquí el dimensionamiento del subsistema de captación.
Puesta a tierra funcional de un polo CC: ¿cuándo puede existir?
La NBR 16690 prohíbe poner a tierra por razones de protección cualquier conductor activo del arreglo fotovoltaico. Esto no elimina la posibilidad de puesta a tierra funcional, pero la convierte en una condición específica de proyecto.
Cuando un polo se pone a tierra por razones funcionales, la norma exige, entre otras condiciones, aislamiento galvánico adecuado entre los circuitos CC y CA y define dónde debe realizarse esta conexión. La conexión se realiza en un único punto, preferentemente cerca de la UCP/inversor, y debe ser compatible con el equipo y las instrucciones del fabricante.
La protección también cambia según la forma de puesta a tierra funcional. Los sistemas con conexión directa deben prever la interrupción automática del conductor de puesta a tierra funcional ante determinadas corrientes de falla; los sistemas puestos a tierra mediante impedancia requieren supervisión apropiada. La NBR 16690 también relaciona estos requisitos con la presencia de aislamiento galvánico en la UCP.
Por lo tanto, no se debe poner a tierra el positivo o el negativo de una string por práctica de campo, analogía con sistemas CC antiguos o intento de “mejorar la puesta a tierra”. La decisión depende de la arquitectura del inversor, del módulo y del sistema previsto por el proyecto.
Falla a tierra y resistencia de aislamiento en el lado CC
Una falla a tierra en el arreglo fotovoltaico no debe confundirse con la puesta a tierra intencional de protección. En sistemas CC, degradación del aislamiento, humedad, conectores, cables dañados o contacto con estructuras metálicas pueden crear caminos de fuga no deseados.
La NBR 16690 establece requisitos de supervisión de la resistencia de aislamiento y, según la configuración de la UCP y de la puesta a tierra funcional, supervisión de corriente residual. La lógica de protección depende de si el inversor posee aislamiento galvánico y de si el arreglo posee puesta a tierra funcional.
En sistemas no aislados conectados a una red referenciada a tierra, una baja resistencia de aislamiento puede producir una condición peligrosa cuando el convertidor se conecta al circuito de salida. Por eso, la detección de fallas de aislamiento forma parte funcional de la seguridad del sistema y no es solamente una indicación de mantenimiento del inversor.
Las alarmas de falla a tierra también deben llegar al operador. Un LED en el inversor instalado en cubierta, sala de máquinas o área remota puede no ser suficiente para garantizar que la falla sea percibida e investigada.
¿Los DPS del lado CC y CA sustituyen al SPDA?
No. Los DPS y el SPDA tienen funciones complementarias. El SPDA externo busca interceptar, conducir y dispersar la corriente de la descarga atmosférica. Los DPS limitan sobretensiones transitorias en circuitos y equipos dentro de los límites de su aplicación.
La NBR 16690 trata específicamente los DPS en sistemas fotovoltaicos y exige que los dispositivos instalados en el lado CC sean apropiados para esa aplicación. Un DPS diseñado solamente para circuitos CA no debe utilizarse en el lado fotovoltaico por analogía de tensión nominal.
La propia norma advierte que algunas UCP/inversores poseen protección interna, pero esto no elimina automáticamente la necesidad de dispositivos externos. Cuando existen protecciones en cascada, debe verificarse su coordinación.
El proyecto también debe controlar la longitud de las conexiones, el recorrido de los conductores y la proximidad del DPS al equipo protegido. El artículo sobre protección contra sobretensiones en sistemas fotovoltaicos es el contenido específico para selección y coordinación de DPS; este artículo mantiene el foco en la interfaz con puesta a tierra y SPDA.
¿Por qué importa el área de lazo de los cables fotovoltaicos?
La NBR 16690 exige que los conductores positivos y negativos de una misma string y los conductores asociados de puesta a tierra/equipotencialización se encaminen de forma que minimicen las áreas de lazo.
Una gran área de lazo aumenta el acoplamiento de campos electromagnéticos producidos por descargas atmosféricas y, en consecuencia, puede elevar las sobretensiones inducidas en los circuitos CC. La reducción de lazos es, por lo tanto, una medida de proyecto físico y no una característica que pueda corregirse simplemente añadiendo DPS posteriormente.
En la práctica, positivo y negativo deben recorrer trayectorias próximas, evitando separaciones innecesarias alrededor del campo fotovoltaico. El conductor de equipotencialización asociado también debe rutearse próximo a los conductores del arreglo cuando corresponda.
Este detalle muestra por qué el layout eléctrico de la cubierta no debe definirse solamente por la menor distancia de cable. El recorrido debe equilibrar mantenimiento, protección mecánica, área de lazo, exposición al SPDA y accesibilidad.
¿Los microinversores cambian los requisitos de puesta a tierra?
Los microinversores modifican la arquitectura eléctrica del sistema porque la conversión CC/CA ocurre junto a los módulos y se reducen los tramos CC. Esto no elimina la necesidad de analizar estructuras metálicas, equipotencialización, PE, protección contra sobretensiones y SPDA.
La conexión de protección del lado CA debe seguir la arquitectura eléctrica aplicable al equipo y a la instalación. Marcos y rieles continúan sujetos a los criterios de equipotencialización del arreglo y a las instrucciones del fabricante. Si existe SPDA, la posición de microinversores, cables CA y estructuras metálicas también debe considerarse en la distancia de seguridad y en las medidas contra sobretensiones.
El artículo sobre inversor solar detalla diferencias de arquitectura y criterios de selección del equipo.
¿Qué debe constar en el proyecto de puesta a tierra y SPDA del sistema fotovoltaico?
El proyecto debe transformar la interfaz normativa en información ejecutable. Una nota de plano con la frase “poner a tierra todos los paneles” es insuficiente para orientar instalación, inspección y aceptación.
Según el caso, la documentación debe definir:
- arquitectura de puesta a tierra y equipotencialización del arreglo;
- relación con BEP e infraestructura de puesta a tierra de la edificación;
- puntos de conexión de marcos, rieles y estructuras;
- materiales, secciones y métodos de conexión;
- tratamiento de juntas, componentes removibles y corrosión;
- identificación de eventual puesta a tierra funcional y su justificación;
- esquema de conexión del inversor y PE en el lado CA;
- análisis de la presencia o necesidad de SPDA;
- revisión del volumen de protección en instalaciones existentes;
- cálculo o verificación de la distancia de seguridad;
- definición de conexiones equipotenciales cuando sean necesarias;
- coordinación de DPS en los lados CC y CA;
- rutas de cables y reducción de las áreas de lazo;
- requisitos de inspección, continuidad y resistencia de aislamiento;
- diagramas, detalles constructivos, memoria de cálculo y As-Built esperado.
En instalaciones corporativas o industriales, el Proyecto de Sistema Fotovoltaico debe coordinar estos elementos con la instalación eléctrica existente, capacidad de los paneles, protección, generación distribuida, estructura de la cubierta y criterios de mantenimiento.
¿Cómo evaluar un sistema fotovoltaico ya instalado?
En retrofit o auditoría, el primer paso es reconstruir la condición real. No se debe comenzar añadiendo conductores de puesta a tierra o nuevos captores sin comprender la arquitectura existente.
Una secuencia de diagnóstico puede incluir:
- identificar el esquema de puesta a tierra y el BEP de la instalación eléctrica;
- verificar documentación y As-Built del sistema fotovoltaico;
- mapear marcos, rieles, estructuras y conexiones de equipotencialización;
- verificar continuidad eléctrica de las partes que deberían estar interconectadas;
- identificar un eventual electrodo separado y confirmar su equipotencialización con la instalación;
- analizar inversor, PE, configuración CC y eventual puesta a tierra funcional;
- verificar alarmas y registros de fallas de aislamiento;
- inspeccionar DPS de los lados CC y CA y su coordinación;
- identificar la existencia de SPDA y comparar la instalación solar con el proyecto original;
- verificar distancia de seguridad, posición de captores y rutas de los cables;
- evaluar documentación, señalización y condiciones de mantenimiento;
- registrar no conformidades y definir la necesidad de un proyecto de adecuación.
Cuando la edificación posee SPDA, una Inspección de SPDA debe considerar las modificaciones introducidas por módulos, estructuras y líneas eléctricas, y no limitarse a verificar visualmente captores y bajantes existentes.
Comisionamiento y mantenimiento: ¿qué debe verificarse?
La instalación debe ser verificable al final de la obra y durante toda la operación. La continuidad de conexiones, integridad de conductores, conexiones, identificación y protección contra corrosión deben permanecer accesibles a la inspección.
En el lado fotovoltaico, el comisionamiento también incluye ensayos eléctricos y documentación conforme a la aplicación y la ABNT NBR 16274. La verificación de resistencia de aislamiento, polaridad, integridad de strings, dispositivos de protección y documentación permite identificar fallas que no aparecen en una simple inspección visual.
El contenido sobre Comisionamiento Fotovoltaico organiza los ensayos y criterios de aceptación del sistema completo.
Cuando existe SPDA, su mantenimiento debe permanecer integrado al historial de la edificación. La NBR 5419-3:2026 destaca que nuevas instalaciones metálicas, sistemas internos o modificaciones físicas deben considerarse en las inspecciones. También deja claro que la eficacia del SPDA no se demuestra mediante una simple medición de resistencia de puesta a tierra.
Errores comunes en puesta a tierra y SPDA fotovoltaico
Los errores más frecuentes aparecen cuando eléctrica, fotovoltaica y SPDA se tratan como disciplinas independientes:
- crear una jabalina exclusiva para los paneles sin interconectarla con el sistema de puesta a tierra de la edificación;
- poner a tierra el positivo o negativo de la string sin previsión en la arquitectura del equipo y la NBR 16690;
- considerar cualquier estructura metálica automáticamente continua;
- utilizar solamente el contacto de abrazaderas y perfiles sin verificar la función de equipotencialización prevista;
- adoptar una sección de conductor sin identificar si conducirá solamente corriente de protección o parte de corriente de rayo;
- instalar módulos dentro de la geometría del SPDA existente sin revisar la distancia de seguridad;
- aproximar cables CC a captores y bajantes sin análisis;
- instalar DPS CA en el lado CC o utilizar un dispositivo no específico para aplicación fotovoltaica;
- separar positivo y negativo en rutas que crean grandes áreas de lazo;
- concluir que el DPS elimina la necesidad de SPDA;
- concluir que la instalación de módulos hace que el SPDA sea automáticamente obligatorio;
- considerar la resistencia de puesta a tierra aisladamente como prueba de conformidad;
- dejar la modificación fotovoltaica fuera del As-Built y del plan de inspección del SPDA.
La corrección de estos problemas exige integración de proyecto. Puesta a tierra, protección contra sobretensiones, SPDA, estructura metálica y sistema fotovoltaico forman una única red de interfaces, aunque cada subsistema tenga su propia función técnica.
Consideraciones finales
La puesta a tierra de paneles solares no debe tratarse como una conexión aislada entre módulos y una jabalina. La NBR 16690 estructura la solución a partir de funciones distintas: protección, equipotencialización, puesta a tierra funcional e integración con la protección contra descargas atmosféricas. Marcos y estructuras requieren continuidad y conexiones definidas; un electrodo separado debe equipotencializarse con la instalación; y la puesta a tierra funcional de polos CC solamente puede existir bajo las condiciones previstas para la arquitectura del sistema.
Cuando existe SPDA, la edición 2026 de la NBR 5419 hace especialmente relevante revisar la instalación después de modificaciones en la cubierta y la instalación eléctrica. El proyecto debe decidir entre distancia de seguridad y conexión equipotencial, verificar el volumen de protección, coordinar los DPS y registrar la nueva condición en el conjunto documental de la edificación.
Para sistemas nuevos, la mejor solución es integrar estas decisiones ya en el proyecto fotovoltaico. Para instalaciones existentes, la secuencia correcta es levantamiento, diagnóstico, revisión de la interfaz con SPDA y solamente entonces definición de las adecuaciones necesarias.
En sistemas existentes, un valor de resistencia de tierra o una inspección visual de los paneles no demuestra la integración con el SPDA. La evaluación debe reconstruir la arquitectura real y verificar continuidad, distancia de seguridad, DPS, modificaciones de cubierta y documentación.
Referencias técnicas
[1] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. ABNT NBR 16690:2019 — Instalaciones eléctricas de arreglos fotovoltaicos — Requisitos de proyecto. 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 — Protección contra descargas atmosféricas — Parte 2: Análisis de riesgo. 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 — Protección contra descargas atmosféricas — Parte 3: Daños físicos a estructuras y peligros para la 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 a la red — Requisitos mínimos para documentación, ensayos de comisionamiento, inspección y evaluación de desempeño. Rio de Janeiro: ABNT. Disponível em: https://www.abntcatalogo.com.br/
Preguntas frecuentes
Las partes metálicas expuestas del arreglo, como marcos y estructuras, deben evaluarse y equipotencializarse conforme a la arquitectura prevista en la NBR 16690. Esto no significa poner a tierra automáticamente un polo positivo o negativo de la string.
Si existe un electrodo separado para el arreglo fotovoltaico, la NBR 16690 exige su conexión al terminal principal de puesta a tierra de la instalación mediante conductores de equipotencialización. No debe funcionar como una tierra solar aislada.
No automáticamente. La necesidad de SPDA depende del análisis de riesgo y de los criterios de la serie NBR 5419. Sin embargo, si la edificación ya posee SPDA, la instalación de los módulos puede modificar condiciones del proyecto y exigir revisión de la protección existente.
No existe una distancia fija universal. La NBR 5419-3 calcula la distancia de seguridad en función del nivel de protección, material aislante, división de la corriente de descarga y longitud eléctrica hasta el punto de equipotencialización.
No. El DPS limita sobretensiones transitorias en los circuitos; el SPDA intercepta, conduce y dispersa la corriente de descarga atmosférica cuando la protección externa es necesaria. Ambos sistemas deben coordinarse.
No por razones de protección. La NBR 16690 admite puesta a tierra funcional de un polo solamente en configuraciones específicas, con requisitos de aislamiento, ubicación, supervisión y compatibilidad con el inversor y el fabricante.
La NBR 16690 establece 6 mm² de cobre o equivalente como mínimo para el conductor utilizado para poner a tierra partes metálicas expuestas del arreglo. Este valor no es universal cuando el conductor también participa en la protección contra descargas atmosféricas; en ese caso, deben verificarse los requisitos de la NBR 5419;
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