Retrofit de usina solar (Parte 1): por que se preocupar com o risco de incêndio
Existe um detalhe da usina fotovoltaica que quase nunca aparece na proposta comercial: o gerador não tem chave geral.
Desligar o disjuntor de entrada da concessionária desliga a edificação. Não desliga o telhado. Enquanto houver luz solar sobre os módulos, as strings continuam energizadas, com tensão contínua que pode passar de 600 V em sistemas comerciais e chegar a 1.500 V em instalações maiores. O cabeamento CC entre os módulos e o inversor permanece vivo, mesmo com o inversor desligado, mesmo com a rede caída, mesmo durante um incêndio.
Foi exatamente essa característica que colocou o assunto na mesa dos corpos de bombeiros estaduais e deu origem às normas que hoje regulam o tema. E é ela que explica por que tantas usinas instaladas entre 2018 e 2023 precisam de retrofit.
O que é retrofit em usina solar
Retrofit é a adequação de um sistema já instalado e em operação aos requisitos técnicos vigentes. Não é troca de equipamento por obsolescência, nem repotenciação. É intervenção de segurança: instalar o que faltou, corrigir o que foi mal executado e documentar o conjunto.
Na prática, um retrofit fotovoltaico costuma envolver:
dispositivo de desligamento rápido ou eletrônica de potência a nível de módulo;
proteção contra falha de arco elétrico e proteção contra falha de aterramento;
revisão de conectores, crimpagem, fixação e roteamento de cabos CC;
afastamento e proteção física dos inversores;
extintores, sinalização de emergência e identificação de circuitos;
laudo estrutural da cobertura e documentação de responsabilidade técnica.
O motivo pelo qual essa lista existe está descrito abaixo.
Por que a norma existe
A demanda não nasceu do setor solar. Nasceu do combate a incêndio.
O procedimento padrão de uma guarnição ao chegar em uma edificação em chamas é cortar a energia. Com sistema fotovoltaico no telhado, esse corte é parcial: a geração continua. O bombeiro que sobe na cobertura, abre um telhado ou lança água sobre um arranjo pode encontrar um circuito CC energizado que ele não tem como desligar.
Esse ponto foi levado formalmente à ABNT pelo Comitê Nacional de Combate a Incêndio (CONACI), o que resultou na criação de uma comissão de estudo específica dentro do Comitê Brasileiro de Segurança contra Incêndio (ABNT/CB-024) e, mais tarde, na publicação da ABNT NBR 17193. Em paralelo, corpos de bombeiros estaduais publicaram suas próprias normas. Minas Gerais e Mato Grosso vieram primeiro; Goiás publicou a NT-44 no fim de 2023.
Ou seja: a norma existe porque o risco é operacional e recai sobre quem entra no incêndio, além de recair sobre o patrimônio de quem instalou a usina.
Onde o fogo realmente começa
Módulo fotovoltaico raramente entra em combustão sozinho. O problema quase sempre está na conexão elétrica.
Arco elétrico em corrente contínua. É a principal causa documentada de incêndio em sistemas fotovoltaicos. Um arco surge quando existe descontinuidade no caminho da corrente: conector mal crimpado, terminal frouxo, isolação rompida, emenda malfeita. A diferença crítica em relação à corrente alternada é que o arco CC não tem passagem por zero. Uma vez aberto, ele se sustenta e continua queimando, com temperatura suficiente para fundir metal e iniciar ignição no material ao redor.
Conectores. Uma usina de 1 MW tem da ordem de dois mil pares de conectores. Basta um par fora de especificação para criar um ponto de alta resistência. Os erros mais comuns em campo são a mistura de conectores de fabricantes diferentes no mesmo par, torque incorreto, vedação montada fora de ordem e crimpagem feita com ferramenta inadequada. Tanto a ABNT NBR 16690 quanto a IEC/TS 62548 tratam da incompatibilidade entre conectores de fabricantes distintos.
Corrente reversa. Strings em paralelo com tensões de circuito aberto diferentes, por erro de projeto ou por falha interna de um módulo, fazem circular corrente no sentido inverso. A string mais fraca passa a receber corrente das demais e aquece.
Ponto quente e microfissura. Sombreamento parcial, sujidade concentrada, célula trincada por impacto ou por manuseio inadequado. A célula afetada passa a operar como carga e dissipa calor no próprio módulo.
Inversor e sala técnica. Inversor instalado em ambiente sem ventilação, dentro de casinha metálica fechada, encostado em material combustível ou em corredor de circulação. Somam-se a isso os problemas de aperto nos bornes de entrada.
Fatores externos. Roedores, aves, granizo, infiltração em caixas de junção e degradação de cabo exposto a UV. Um cabo CC roído por rato é um arco esperando temperatura.
O padrão que aparece em inspeção é sempre o mesmo: nenhuma dessas falhas se manifesta no primeiro ano. Elas se manifestam depois, com a usina já fora da garantia de instalação, sem monitoramento e sem manutenção preventiva.
Por que o incêndio fotovoltaico é diferente
Três agravantes justificam um tratamento normativo próprio:
Fonte que não se desliga. Não existe manobra convencional que desenergize o arranjo durante o dia. O combate precisa considerar a instalação energizada.
Carga de incêndio na cobertura. Módulos, cabos, conectores e estruturas plásticas acrescentam material combustível exatamente no plano onde o fogo se propaga com mais facilidade e onde a equipe tem menos mobilidade.
Acesso restrito. Telhado inteiramente coberto por módulos, sem corredor de circulação, impede a abertura de ventilação e o acesso ao foco. Essa é a razão técnica dos afastamentos obrigatórios entre fileiras de módulos previstos hoje em norma.
Some-se a isso o efeito econômico: um sinistro em instalação irregular abre discussão sobre cobertura securitária. A apólice normalmente condiciona a indenização ao atendimento das normas técnicas aplicáveis. Quando a perícia identifica ausência de proteção obrigatória, execução fora de norma ou falta de responsável técnico, a negativa de sinistro entra em cena. E o prejuízo raramente se limita à usina: alcança a edificação, o estoque e a operação.
O que a inspeção costuma encontrar
Em vistorias de campo em sistemas com quatro anos ou mais, os achados se repetem:
ausência total de desligamento rápido, com string box e inversor como únicos pontos de manobra;
cabo CC sem eletrocalha, apoiado sobre telha ou preso com abraçadeira comum já degradada pelo sol;
conectores de marcas diferentes acoplados entre si;
inversor dentro de área de estoque, sem afastamento e sem extintor por perto;
nenhuma sinalização informando que a edificação possui sistema fotovoltaico;
ausência de ART da instalação e ausência de laudo estrutural da cobertura;
documentação de projeto inexistente ou incompatível com o que está instalado.
Nenhum desses itens aparece no relatório de geração. Todos aparecem na vistoria do Corpo de Bombeiros e na perícia depois do sinistro.
Na Parte 2: o que a NT-44/2025 do CBMGO e a ABNT NBR 17193 exigem na prática, a diferença entre Sistemas Tipo 1 e Tipo 2 e quais proteções cada um precisa ter.
A GC Perícia e Engenharia realiza diagnóstico técnico, laudos e projetos de adequação de sistemas fotovoltaicos em Goiânia e região.
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