O aterramento de sistema fotovoltaico interliga estruturas, molduras dos módulos e inversores a um mesmo potencial e escoa as correntes de surto com segurança. Isso pesa num país que lidera a incidência mundial de raios, com cerca de 78 milhões de descargas atmosféricas por ano segundo o INPE (Canal Solar, 2026). Um aterramento mal feito deixa o gerador exposto a danos caros e a risco de choque.
A energia solar já responde por 22,2% da capacidade instalada do Brasil, com mais de 55 GW em operação (Poder360, 2025), e a geração distribuída já passa de 5 milhões de imóveis, sendo 69,2% residências (Jornal de Brasília, 2025). Com tanta usina nova no telhado, o integrador que domina as regras de aterramento da NBR 16690 entrega sistemas mais seguros e com menos retorno de garantia. Este guia trata da parte prática, da obra, e não da teoria.
Principais pontos
- Dois tipos de aterramento. A NBR 16690 separa o aterramento funcional (item 6.4.6) do de proteção (item 6.4.3), e cada um cumpre uma função diferente no projeto.
- Seção do condutor definida por norma. 6 mm² de cobre para arranjos separados do SPDA e 16 mm² quando o arranjo está interligado ao SPDA (Canal Solar, 2026).
- DPS nos dois lados. Pelo menos um DPS no lado CC, entre arranjo e inversor, e outro no lado CA, nenhum a mais de 10 metros do inversor (Canal Solar, 2026).
- SPDA sai da análise de risco. A NBR 5419 define a necessidade pelo risco, e a densidade chega a 7 raios por km² ao ano em usinas de grande área (O Setor Elétrico, 2025).
- Equipotencialização reduz surtos. Interligar estruturas, módulos e caixas com o condutor lançado junto ao par CC diminui a área do laço e as sobretensões induzidas.
O que é o aterramento de sistema fotovoltaico?
É o conjunto de conexões que leva estruturas, molduras, caixas de junção e inversores a um mesmo potencial de referência, descrito no item 6.4.4 da NBR 16690. Ele protege pessoas e equipamentos, escoa descargas e controla a formação de arcos, e não se confunde com o aterramento funcional de um polo do arranjo.
No sistema fotovoltaico convivem dois conceitos. A equipotencialização de proteção interliga todas as massas metálicas, enquanto o aterramento funcional, quando usado, aterra um polo do arranjo para que o inversor detecte fugas. Confundir os dois gera projetos inseguros. O guia do inversor solar mostra onde o inversor entra nesse arranjo.
Em telhados de cerâmica e fibrocimento, prender o cabo de equipotencialização à estrutura já na fixação dos módulos evita abrir o gerador depois só para passar o condutor. Esse detalhe de sequência economiza uma volta à obra.
Qual a diferença entre aterramento funcional e de proteção?
O aterramento de proteção (item 6.4.3) usa condutores PE no lado CA, conforme a NBR 5410. No lado CC não se aplica o condutor PE, porque a isolação classe II não o admite: valem apenas SELV ou PELV até 60 Vcc, ou isolação dupla ou reforçada (Canal Solar, 2026).
O aterramento funcional (item 6.4.6) aterra um dos polos do arranjo num único ponto, de preferência dentro ou perto do inversor. Se o projeto adota essa opção, o inversor precisa de um dispositivo que supervisione o aterramento e comande o seccionamento em caso de falta à terra. A maioria dos inversores de string modernos trabalha flutuante, sem aterrar polo, então o integrador confirma a topologia no manual antes de projetar.
A conclusão prática é simples. Toda massa metálica entra na equipotencialização de proteção, sempre. O aterramento funcional é opcional e depende do inversor. Tratar um pelo outro está na origem de boa parte das falhas de isolamento vistas em campo.
Como dimensionar o condutor de equipotencialização?
O item 6.4.2 da NBR 16690 fixa dois valores: 6 mm² de cobre para arranjos separados do SPDA e 16 mm² de cobre quando o arranjo está interligado ao SPDA e sujeito a correntes de raio (Canal Solar, 2026). A seção depende, portanto, de existir ou não SPDA interligado.
No aterramento da edificação valem as tabelas da NBR 5410. O cabo de cobre nu que interliga as hastes tem seção mínima de 50 mm² pela tabela 51, e o condutor de terra até o quadro acompanha a seção das fases quando estas são de até 16 mm² (Engehall, 2025). O guia de cabo solar trata do dimensionamento do lado CC.
Seções de referência
- Equipotencialização sem SPDA. 6 mm² de cobre, para arranjos separados do SPDA da instalação.
- Equipotencialização com SPDA. 16 mm² de cobre, para arranjos interligados ao SPDA e expostos a corrente de raio.
- Malha entre hastes. Cabo de cobre nu de 50 mm², conforme a tabela 51 da NBR 5410.
- Condutor de terra ao quadro. Acompanha a seção das fases quando são de até 16 mm², pela tabela 58 da NBR 5410.
DPS e aterramento: como proteger contra surtos?
O DPS desvia a corrente de surto para o aterramento, e por isso os dois andam juntos. Um estudo com a CLAMPER mostrou que o DPS desviou mais de 93% da energia do surto no lado CC e mais de 99% no lado CA; inversores sem DPS suportaram menos de oito pulsos classe II, e com DPS passaram de cem (Canal Solar, 2025).
A regra de instalação é clara. Deve haver pelo menos um DPS no lado CC, entre o arranjo e o inversor, e outro no lado CA, entre o inversor e a rede. Os dois polos CC precisam de proteção, e nenhum DPS deve ficar a mais de 10 metros do inversor, para evitar corrente induzida no trecho (Canal Solar, 2026). O DPS do lado CC mora na string box.
O DPS CC precisa de tensão de operação contínua Uc acima da tensão máxima da string. Num exemplo com duas strings de dez módulos de 330 Wp e inversor de 6 kW, a tensão de string chega a 469,8 V, então o Uc do DPS precisa superar esse valor (Canal Solar, 2026). Nunca use DPS de CA no lado CC, porque a isolação interna não suporta a tensão contínua.
O sistema precisa de SPDA?
Depende da análise de risco da NBR 5419, não de uma regra fixa. O próprio arranjo costuma entrar na categoria de estrutura não protegida por SPDA, mas a cabine de medição, a sala de O&M e os eletrocentros entram na análise (O Setor Elétrico, 2025).
A exposição vem da área e da densidade de raios. Com densidade de 7 descargas por km² ao ano e uma usina de cerca de 140.000 m², estima-se uma queda direta por ano (O Setor Elétrico, 2025). Pelo modelo da esfera rolante, o raio é de 45 metros no nível III de proteção, o que define o alcance dos captores.
Mesmo sem SPDA dedicado no arranjo, o aterramento e a equipotencialização continuam obrigatórios. Os danos nos módulos costumam vir de sobretensões induzidas, e os diodos de by-pass são os primeiros a queimar. O parecer de acesso é a etapa em que a distribuidora revisa a proteção do projeto.
Passo a passo do aterramento na instalação
Na obra, o aterramento segue uma ordem que evita retrabalho: definir o ponto de terra, cravar as hastes, interligar a malha, lançar a equipotencialização junto ao par CC e só então energizar. Medir a continuidade antes de ligar o inversor fecha a etapa com segurança.
Sequência de campo
- Hastes. Use hastes de cobre de 2,4 metros, com espaçamento mínimo de 2,4 metros entre elas (Engehall, 2025).
- Interligação. Una as hastes com cabo de cobre nu de 50 mm² e leve o terra ao quadro CA.
- Equipotencialização. Interligue estruturas, molduras e caixas com o condutor lançado próximo ao par CC, reduzindo a área do laço.
- Verificação. Confirme a continuidade de todas as massas e a conexão dos DPS antes de energizar o arranjo.
A crimpagem e as conexões CC também entram nessa verificação, porque um conector mal feito abre o caminho de terra. O guia de conectores MC4 mostra a montagem correta.
Erros comuns de aterramento que geram retrabalho
A maioria das falhas de aterramento vem de poucos erros repetidos: usar DPS de CA no lado CC, deixar o laço dos cabos grande demais, não interligar todas as massas e confiar num aterramento precário do imóvel. Cada um deles aparece como falha de isolamento ou queima de inversor depois.
O que evitar
- DPS trocado. DPS de CA não serve no lado CC; a isolação interna não suporta a tensão contínua.
- Laço grande. Cabos CC afastados aumentam a área do laço e as sobretensões induzidas; mantenha o condutor junto ao par.
- Massa solta. Uma estrutura sem equipotencialização vira ponto de potencial perigoso; interligue tudo.
- Terra precário. Em imóvel com aterramento ruim, reforce a malha antes de energizar, sem confiar no neutro da rede.
Tipos de DPS para o lado CC e CA
A escolha do DPS depende de existir SPDA e da onda de corrente esperada. A tabela abaixo resume os tipos usados em sistemas fotovoltaicos e onde cada um se aplica.
Tipos de DPS
- Tipo 1. Protege contra descargas diretas, onda 10/350, usado quando há SPDA interligado.
- Tipo 2. Protege contra surtos da rede e descargas distantes, onda 8/20, suporta a corrente nominal por no mínimo 19 ativações.
- Tipo 3. Protege equipamentos sensíveis no ponto final, onda 1,2/50.
- Tipo 1+2. Combina as funções de tipo 1 e tipo 2 num único dispositivo.
O aterramento dentro do fluxo do integrador
O aterramento bem feito não é uma etapa isolada, e sim parte do projeto elétrico que começa na escolha do inversor e termina na medição de continuidade. Tratar equipotencialização, DPS e SPDA como um só conjunto evita a maior parte das falhas de campo.
Documentar as seções de condutor, os pontos de terra e os DPS de cada obra mantém o histórico que a garantia vai pedir. Ferramentas de gestão para integradores como a Reonic ajudam a guardar esse registro junto do projeto, em vez de deixá-lo numa planilha solta.
Perguntas frequentes
Qual a seção mínima do condutor de aterramento no fotovoltaico?
A NBR 16690 define 6 mm² de cobre para a equipotencialização de arranjos separados do SPDA e 16 mm² quando o arranjo está interligado ao SPDA (Canal Solar, 2026). No aterramento da edificação, o cabo nu entre hastes tem no mínimo 50 mm² pela NBR 5410.
Preciso de DPS no lado CC e no lado CA?
Sim. A norma pede pelo menos um DPS no lado CC, entre arranjo e inversor, e outro no lado CA, entre inversor e rede. Os dois polos CC devem ser protegidos e nenhum DPS deve ficar a mais de 10 metros do inversor (Canal Solar, 2026).
Todo sistema fotovoltaico precisa de SPDA?
Não. A necessidade vem da análise de risco da NBR 5419. O arranjo costuma entrar como estrutura não protegida, mas a equipotencialização e o aterramento continuam obrigatórios, e os danos típicos vêm de sobretensões induzidas nos diodos de by-pass (O Setor Elétrico, 2025).
Qual a diferença entre aterramento funcional e de proteção?
O de proteção interliga todas as massas metálicas e é sempre obrigatório. O funcional aterra um polo do arranjo num ponto único e só é usado quando o inversor exige e supervisiona esse aterramento (Canal Solar, 2026). A maioria dos inversores de string trabalha flutuante.
Qual a resistência de aterramento ideal para o sistema solar?
A norma brasileira não fixa um valor único de resistência, e o limite de 10 ohms é mais mito do que regra (Engehall, 2025). O que importa é a equipotencialização de todas as massas e o escoamento seguro das correntes de surto, verificados por medição de continuidade na obra.
