Introdução
Ter um SPDA externo bem dimensionado protege a estrutura contra incêndio e centelhamento perigoso, mas não impede que uma descarga atmosférica — direta na edificação, na linha de energia, ou apenas nas proximidades — gere um surto capaz de destruir um quadro de automação, um servidor ou um inversor fotovoltaico. Essa é a função do DPS (dispositivo de proteção contra surtos), e a Parte 4 da NBR 5419 é quem estabelece como especificar, posicionar e coordenar esses dispositivos. Este artigo aprofunda especificamente esse tema: que classe de DPS usar em cada ponto da instalação, como os dispositivos se coordenam entre si, o tratamento correto do lado de corrente contínua em usinas fotovoltaicas e o papel do condutor neutro nesse esquema.
As três classes de DPS e onde cada uma entra
A norma reconhece três classes (também chamadas tipos) de DPS, definidas pela forma de onda de ensaio e, na prática, pelo ponto da instalação onde cada uma atua:
Classe I (Tipo 1) é ensaiada com a forma de onda de impulso 10/350 μs — a que reproduz a corrente parcial de uma descarga atmosférica direta. É obrigatória na fronteira entre ZPR 0 e ZPR 1, ou seja, no ponto de entrada da linha de energia na estrutura (tipicamente o quadro de distribuição principal — QDP), sempre que a estrutura tiver SPDA externo ou estiver exposta a descargas diretas na própria linha.
Classe II (Tipo 2) é ensaiada com a forma de onda 8/20 μs, típica de correntes induzidas. Vai nos quadros de distribuição secundários (QDS), na fronteira entre ZPR 1 e ZPR 2, ou como proteção principal em estruturas que não têm SPDA externo — a norma é explícita neste ponto: "muitas estruturas não necessitam do sistema de proteção contra descargas atmosféricas (SPDA externo) e DPS classe I nas entradas das linhas elétricas. Neste caso, DPS ensaiado na classe II podem ser apropriados". Ou seja, a ausência de SPDA externo não dispensa DPS — só muda a classe exigida na entrada.
Classe III (Tipo 3) é a proteção fina, instalada o mais próximo possível do equipamento sensível — no ponto de utilização, como uma tomada ou a entrada de um rack de TI. Ela complementa, e não substitui, os estágios anteriores.
A regra de ouro da norma resume isso em uma frase: DPS classe I onde há corrente direta de descarga envolvida (impacto na estrutura ou na própria linha), DPS classe II ou III onde o efeito é apenas indução (descarga nas proximidades da estrutura ou da linha).
Como a classe exigida é calculada — não é uma escolha arbitrária
A corrente de impulso (Iimp) que o DPS classe I precisa suportar não é um valor fixo: ela é derivada do Nível de Proteção (NP) definido na análise de risco da Parte 2. A norma traz uma tabela de parâmetros por NP — para NP I, por exemplo, a amplitude de corrente parcial conduzida é de 200 kA (forma de onda 10/350 μs) com inclinação de 20 kA/μs; para NP III e IV, os valores caem para 100 kA e 10 kA/μs. Quanto mais exigente o nível de proteção (consequência de uma estrutura maior, mais sensível ou em região de Ng mais alto), maior a corrente que o DPS precisa suportar.
A norma também traz um exemplo numérico de como esse valor se traduz na prática: partindo do princípio de que, na ausência de cálculo específico, metade da corrente de uma descarga direta se dissipa pelo subsistema de aterramento e a outra metade retorna pela linha de energia através dos DPS e do condutor neutro/PE, um NP I com pico de 200 kA resulta em um Iimp de 25 kA por condutor em um sistema trifásico com neutro (quatro condutores). Se a estrutura for alimentada por três linhas metálicas diferentes (por exemplo, energia, sinal e outra linha metálica), a divisão pode levar esse valor a cerca de 8,3 kA por DPS. É esse tipo de conta — não uma tabela de bitola única — que define a especificação correta para cada instalação.
Hierarquia e coordenação: como os DPS trabalham em cascata
Um sistema coordenado de DPS não é apenas "vários DPS instalados" — é um conjunto onde a energia de um surto é distribuída de forma deliberada entre os estágios, do mais robusto (entrada) ao mais fino (equipamento). Três critérios sustentam essa coordenação:
Coordenação de energia entre estágios. DPS instalados em sequência precisam ter suas energias coordenadas conforme a IEC 61643-12 (linhas de energia) ou a IEC 61643-22 (linhas de sinal) — a norma recomenda que o fabricante forneça essa informação de coordenação, porque nem todo par de DPS de classes diferentes coordena automaticamente entre si só por estarem em cascata.
Nível de proteção efetivo menor que a suportabilidade do equipamento. O equipamento está protegido quando a tensão de proteção efetiva no ramal de conexão — a soma do nível de proteção do DPS (Up) com a queda de tensão induzida nos condutores de ligação (ΔU) — for menor que a tensão suportável de impulso do equipamento (Uw). Isso significa que a distância e o comprimento dos cabos entre o DPS e o equipamento protegido fazem parte do cálculo, não são um detalhe de instalação: para o DPS de entrada, a norma estima essa queda em cerca de 0,1 kV por kA e por metro de cabo de ligação.
Atenção a circuitos longos. Se o trecho entre o DPS e o equipamento for muito extenso, fenômenos de oscilação podem elevar a sobretensão para até duas vezes o valor calculado — o que pode causar falha no equipamento mesmo quando o cálculo simples indicava proteção suficiente. É exatamente esse tipo de situação que justifica um terceiro estágio (classe III) próximo ao equipamento, em vez de confiar apenas na proteção de entrada.
Também vale registrar uma regra prática de instalação: quando um equipamento recebe mais de um serviço por condutor metálico (energia e uma linha de sinal, por exemplo), recomenda-se instalar DPS em todas as entradas metálicas do mesmo equipamento — não só na de energia —, a menos que os demais serviços já entrem por interface isolante.
DPS em corrente contínua: o lado fotovoltaico não segue a mesma norma de referência
Este é um ponto em que muita instalação solar comete erro por usar DPS de corrente alternada onde deveria haver um dispositivo específico para corrente contínua. A NBR 5419-4:2026 é explícita ao separar as referências: DPS para sistemas de energia em CA seguem a ABNT NBR IEC 61643-11; DPS para sistemas de geração fotovoltaica seguem a ABNT NBR IEC 61643-31 (requisitos de ensaio) e a ABNT NBR IEC 61643-32 (seleção e aplicação) — normas específicas para corrente contínua, ausentes da edição de 2015.
A diferença técnica não é cosmética: um DPS de CA é projetado para interromper corrente em uma onda que passa por zero periodicamente, o que ajuda a extinguir um arco elétrico residual após a atuação. Em corrente contínua — como no trecho entre os módulos fotovoltaicos e o inversor — não existe essa passagem natural por zero, e um DPS mal especificado pode manter um arco elétrico sustentado depois de atuar, um risco de incêndio real e documentado em instalações solares. Por isso, o dimensionamento do lado CC exige DPS certificado especificamente pela família 61643-3x, dimensionado para a tensão de circuito aberto (Voc) da string fotovoltaica — não para a tensão nominal da rede CA — e posicionado tanto na entrada do inversor quanto, em strings longas ou com exposição direta a descarga, também próximo à caixa de junção dos módulos. O lado CA da instalação fotovoltaica (entre inversor e quadro de distribuição) continua exigindo, separadamente, a proteção convencional de classe I/II conforme a 61643-11.
O condutor neutro: PE sim, PEN com cautela
A norma trata o condutor neutro de forma diferente conforme o esquema de aterramento da instalação (TN-C, TN-S ou TT), e isso afeta diretamente onde e como o DPS se conecta:
PE integra a rede de equipotencialização; PEN, não diretamente. A malha de ligação equipotencial não pode servir como caminho de retorno para corrente de energia ou sinal — por isso a norma recomenda que o condutor PE seja integrado a essa malha, mas o condutor PEN (neutro e proteção combinados, típico do esquema TN-C) não deve ser conectado diretamente a ela, sob risco de introduzir corrente de retorno de carga na rede de equipotencialização e gerar interferência nos sistemas eletrônicos.
TN-C gera mais interferência do que TN-S. Instalações alimentadas em esquema TN-C — ainda comuns em edificações mais antigas — têm maior propensão a interferência de 60 Hz quando linhas de sinal se conectam ao mesmo condutor PEN. Para entradas de energia novas, a norma recomenda adotar o esquema TN-S, e a própria NBR 5410 já exige essa separação dependendo da topologia da instalação — o que torna a atualização do esquema de aterramento, em muitos casos, um pré-requisito silencioso para uma proteção contra surtos realmente eficaz.
TT e TN dividem a corrente de forma diferente. Em um esquema TN com neutro multiaterrado, a corrente de descarga atmosférica encontra um caminho de menor impedância até a terra do que em um esquema TT — o que muda a fração de corrente que efetivamente passa pelos DPS instalados no condutor neutro. É por isso que o dimensionamento de Iimp não pode ser copiado de um projeto para outro sem verificar o esquema de aterramento real da instalação.
Checklist rápido para revisar uma instalação existente
Um sistema de DPS revisado pela edição de 2026 deve responder a cinco perguntas: a classe instalada na entrada corresponde ao NP definido pela análise de risco atual (não a de 2015)? Existe coordenação de energia documentada entre os estágios, ou os DPS foram apenas "empilhados"? A queda de tensão nos cabos de ligação foi considerada no cálculo de proteção efetiva? O lado CC de eventual sistema fotovoltaico tem DPS específico conforme a família 61643-3x, separado da proteção CA? E o esquema de aterramento (TN-C, TN-S ou TT) foi identificado corretamente antes de definir onde e como o DPS se conecta ao neutro?
Se qualquer uma dessas respostas for "não sei" ou "não", a instalação provavelmente não atende ao critério de frequência de danos (F ≤ FT) introduzido na Parte 2 — mesmo que o SPDA externo esteja fisicamente perfeito. Para o panorama completo da revisão, veja o resumo geral da NBR 5419:2026.
Fontes e referências: ABNT NBR 5419-4:2026, Seção 4, Seção 7 (Coordenação entre DPS), Anexo C (Seleção e instalação de um sistema coordenado de DPS) e Anexo D (Fatores a considerar na seleção dos DPS); ABNT NBR IEC 61643-11, -12, -21, -22, -31 e -32; ABNT NBR 5410; ABNT NBR 5419-1:2026.