Un sistema de montaje es, ante todo, una estructura. El día en que el generador FV se energiza es además un conductor, lo haya diseñado alguien así o no. Cada marco de módulo, riel, abrazadera, tornillo y pilote es metal, y el metal de un generador o lleva la corriente de falla a algún sitio útil o se queda a una tensión que nadie previó. Cuál de las dos cosas pasa se decide en unos pocos milímetros cuadrados de contacto dentro de cada junta.
El contacto metal con metal no es un diseño de unión equipotencial. Un sistema de montaje conforme necesita un camino eléctrico deliberado, duradero y verificable desde cada parte conductora expuesta hasta el conductor de protección del proyecto. Dos caminos, en versión corta:
- Cubierta. Marco del módulo, abrazadera de unión equipotencial o arandela de puesta a tierra, riel, empalme o puente, pie o gancho de cubierta o abrazadera de junta alzada, terminal de puesta a tierra y después el EGC.
- Montaje en suelo. Marco del módulo, abrazadera, correa o riel, una junta estructural especificada como unión equipotencial o un puente que la cruce, y después un EGC tendido a lo largo del generador hasta la puesta a tierra. En un seguidor la misma cadena tiene además que sobrevivir a rodamientos y pivotes que se mueven todos los días. Nosotros no suministramos seguidores. La lógica de la unión equipotencial es la misma, el problema de fatiga no.
Lo que sigue es cómo se forman esos caminos, dónde se pierde normalmente la continuidad y qué exigen UL 2703, NEC 690 Parte V, IEC 62548-1, IEC 60364-7-712 y AS/NZS 5033. En él no aparece ningún valor universal de par de apriete, sección de conductor, resistencia de unión equipotencial ni resistencia de toma de tierra, porque ese número no existe.
Puesta a tierra y unión equipotencial son dos trabajos distintos
La unión equipotencial conecta partes metálicas entre sí para que queden al mismo potencial. La puesta a tierra conecta ese metal unido con la tierra. El conductor de puesta a tierra de equipos, el EGC, es la ruta deliberada de baja impedancia de vuelta a la fuente, para que una falla se despeje en lugar de esperar a que alguien cierre el circuito con la mano.
La fotovoltaica es menos indulgente que la electricidad convencional por una razón. Un circuito de fuente fotovoltaico es una fuente limitada en corriente. Una falla a tierra en el lado de CC muchas veces no genera corriente suficiente para abrir nada. Genera en su lugar una tensión sobre la estructura del generador, y esa tensión se queda ahí mientras haya sol. Por eso las normas tratan la estructura de soporte como equipo de seguridad y no como una estantería.
Hay una segunda razón. Un montaje en suelo es un objeto metálico grande de pie en campo abierto. Un generador en cubierta se apoya en la superficie más alta del edificio. Incluso sin impacto directo, una sobretensión inducida necesita una estructura unida equipotencialmente y de baja impedancia a la que irse.
La unión equipotencial ocurre dentro de la junta, no en el plano
La resistencia a través de una junta metal con metal no es un solo número. Matrix Engineering la descompone en resistencia volumétrica del material, resistencia de constricción donde la corriente se estrecha al pasar por puntos de contacto microscópicos llamados a-spots, resistencia de dispersión en la transición y resistencia de película por óxidos y productos de corrosión. La carga de apriete lo gobierna todo, porque decide cuántos a-spots hay y cuánto crecen.
De ahí la frase que vale la pena recordar de su trabajo: una junta estructuralmente sana es con mucha probabilidad una unión equipotencial eléctrica fiable, y una junta floja no lo es. Atribuyen alrededor del 44% de los fallos de junta al aflojamiento, ya sea relajación, es decir, pérdida de pretensión sin giro, o autoaflojamiento por carga dinámica. Una junta que se afloja reduce el área de contacto y rompe el sello que mantiene fuera la humedad, lo que hace crecer la película que sube todavía más la resistencia.
El anodizado es el problema concreto de las estructuras de aluminio. Matrix Engineering sitúa la capa anódica en unos 10 a 15 µm, con una resistividad del orden de 1014 Ω·m, lo que la convierte en un aislante. Se aplica precisamente porque no conduce y no se corroe. Así que una abrazadera que solo se apoya sobre un marco anodizado no es una unión equipotencial. El estudio de Solar ABCs sobre puesta a tierra de módulos formula el requisito sin rodeos: la conexión de unión equipotencial debe penetrar los recubrimientos no conductores, como metal oxidado, recubrimientos transparentes, pintura o esmalte vítreo. Algo tiene que cortar la capa, y tiene que seguir cortada durante toda la vida de la planta.
Aquí es donde la elección de la herrajería deja de ser un detalle. Las arandelas dentadas de diente exterior genéricas se usaron mucho durante años. La misma revisión de Matrix Engineering indica que provocaron aflojamiento crónico y desprendimiento de módulos al concentrar la carga y deformar por compresión los marcos de aluminio, y que en ensayos de laboratorio dieron lecturas de resistencia erráticas y en algunos casos pérdida total de continuidad, frente a arandelas de unión equipotencial diseñadas para ese fin.
La metalurgia en la unión equipotencial importa igual. El trabajo de Solar ABCs encontró que en niebla salina la mayoría de las combinaciones de muestra se corroyeron gravemente y fallaron en semanas, por mecanismos galvánicos, de picadura y de rendija. Su criterio de compatibilidad mantuvo los potenciales electroquímicos combinados por debajo de 0.6 V, y admitió como aceptable frente a aleaciones de aluminio el acero inoxidable con al menos 16% de cromo. Hemos tratado por separado el emparejamiento de SS304 con aluminio. El ensayo de corrosión en este ámbito se hace habitualmente como niebla salina de 500 horas según ASTM B117.
Sistemas en cubierta: más eslabones de los que muestra el plano
En cubierta inclinada o plana la cadena suele ir marco del módulo, luego abrazadera intermedia o final, luego riel, luego empalme de riel, luego pie en L o gancho de cubierta o abrazadera de junta alzada, luego un terminal, y después el EGC de vuelta al inversor y hasta el sistema de electrodos de tierra del edificio.
Cinco puntos donde se rompe, más o menos por orden de frecuencia con que los vemos plantear en obra:
- Abrazadera contra marco. Una abrazadera sin pin de unión equipotencial apoyada sobre un marco anodizado. Sujeta el módulo bien. No conduce nada fiable. La pieza que hace el trabajo eléctrico es una arandela de puesta a tierra diseñada para ello, o una abrazadera con pin de unión equipotencial integrado. Nosotros suministramos arandelas de puesta a tierra como componentes mecánicos. No tenemos ningún listado de unión equipotencial ni de puesta a tierra, ni UL 2703 ni UL 467, así que en una obra bajo el NEC el dispositivo de unión equipotencial listado tiene que venir de quien sí posee el listado.
- Empalmes de riel. Dos rieles unidos por un empalme interior o exterior, muchas veces con una pequeña holgura prevista para el movimiento térmico. Una junta de dilatación deslizante es lo contrario de un contacto estanco al gas. La mayoría de los sistemas necesitan un puente de unión equipotencial que la cruce, y un puente trenzado en lugar de uno macizo allí donde la junta se mueve. Un sistema sin rieles no elimina la pregunta. En el SR-R2 los módulos se fijan a soportes atornillados a la chapa de cubierta, y se pega una almohadilla de EPDM para sellar esa perforación, así que la única vía metálica hasta la chapa es la propia rosca del tornillo. Esa interfaz se evalúa o se le pone un puente, y en cualquier caso alguien tiene que decidir cuál.
- Almohadillas de aislamiento. La almohadilla de EPDM o de goma bajo un pie que corta el contacto galvánico con la cubierta corta también la corriente. Eso es intencionado, y significa que el camino hay que hacerlo en otro sitio.
- Cubierta con recubrimiento. Una abrazadera que muerde una junta alzada pintada o recubierta está mordiendo pintura. Si la chapa de cubierta tiene que formar parte del camino, el diseño debe decir cómo se penetra el recubrimiento.
- El último terminal. Un terminal de puesta a tierra montado sobre riel anodizado sin romper el recubrimiento, o un terminal no apto para aluminio. El equipo de puesta a tierra y unión equipotencial es su propia categoría de producto listado, UL 467 en Norteamérica.
Los sistemas que se venden con unión equipotencial integrada tienen sus abrazaderas y empalmes evaluados para llevar la corriente de unión equipotencial, de modo que no hace falta un puente aparte entre módulos. Real, y ahorra mucha mano de obra. El límite que se olvida es que un listado UL 2703 se emite para un sistema de montaje concreto, ensayado con modelos de módulo concretos. Cambie el módulo por uno con otro anodizado, espesor de ala o zona de sujeción, y el listado no viaja con él.
Sistemas en suelo: menos abrazaderas, más distancia, juntas más difíciles
El montaje en suelo invierte el problema. Hay menos abrazaderas a nivel de módulo por kW, pero la estructura en sí es más larga, más pesada y de acero con recubrimiento, y el generador puede extenderse cientos de metros.
Las juntas estructurales son la primera diferencia. Las conexiones de pilote a viga y de viga a correa son juntas atornilladas diseñadas para transferir carga, normalmente galvanizadas o con recubrimiento ZAM. Ambos recubrimientos son a base de zinc y conductores, pero la junta sigue teniendo agujeros rasgados, suplementos, acumulación de recubrimiento y una capa de pasivación. Esas juntas pueden formar una buena unión equipotencial, y no lo son automáticamente, porque nadie las especificó como tal. Esa es la distinción que trazan NEC 690.43(B) y (C): las estructuras listadas e identificadas para unión equipotencial pueden unir el equipo fotovoltaico al soporte, y usar la propia estructura como EGC exige que cada tramo separado se una con puentes, salvo que la estructura esté identificada para la unión equipotencial de equipos.
La segunda diferencia es la distancia. Las filas pueden quedar a decenas de metros unas de otras sin ninguna conexión metálica entre ellas. La mayoría de los diseños serios de montaje en suelo dejan de confiar en cien juntas estructurales en serie y tienden un EGC dedicado a lo largo del generador, uniendo a él cada fila y cada mesa. NEC 690.43(C) permite que ese conductor discurra separado de los conductores de circuito mientras se mantenga dentro del generador.
La tercera diferencia es que el montaje en suelo ya está en la tierra. Según NEC 250.52(A)(2), una o más estructuras metálicas de soporte enterradas, en contacto directo con la tierra en vertical a lo largo de 3.0 m, que son 10 ft, o más, con o sin encapsulado de hormigón, califican como electrodo de tierra. Los pilotes hincados cumplen eso a menudo por sí solos. Eso no elimina la necesidad de una puesta a tierra diseñada, y sí cambia lo que hay que añadir para tenerla. Nuestro tornillo de tierra es el otro caso. El SR-G5 va de 1200 a 2000 mm, así que nunca llega a los 3.0 m, y el electrodo hay que diseñarlo aparte.
La cuarta es el movimiento. Los seguidores de un eje giran, así que cualquier unión equipotencial que cruce un rodamiento o un amortiguador es un elemento sujeto a fatiga. El NEC de 2026 exige ya conductores flexibles de hilo fino o pletinas trenzadas para la unión equipotencial en generadores móviles. Un puente macizo sobre un rodamiento de tubo de torsión funcionará el día de la puesta en marcha y fatigará después.
El mapa de normas, región por región
Aviso de alcance antes del mapa de normas. Lo que sigue explica normas. No es una afirmación de que ningún producto de Solaracks esté certificado, listado o aprobado según ninguna de ellas. El cumplimiento va unido a un modelo concreto con nombre, nunca a un proveedor. Las siete preguntas del final de este artículo son la lista que hay que enviar a un proveedor, nosotros incluidos.
Norteamérica
Aquí hay tres documentos debajo de un sistema de montaje. UL 2703 es el del nivel de estructura, titulado Mounting Systems, Mounting Devices, Clamping/Retention Devices, and Ground Lugs for Use with Flat-Plate Photovoltaic Modules and Panels. Es la Edición 1, publicada por primera vez en 2015, y sigue en revisión, con la última revisión publicada el 28 de abril de 2026. Cubre sistemas de hasta 1500 V y evalúa el camino de unión equipotencial y puesta a tierra junto con la resistencia mecánica, la clasificación frente al fuego y la idoneidad de los materiales. UL 61730, armonizada con IEC 61730 en diciembre de 2017, cubre el módulo, incluidas sus disposiciones de puesta a tierra. UL 467 cubre el equipo de puesta a tierra y unión equipotencial como componentes.
El número por el que todo el mundo pregunta es el límite de resistencia del camino de unión equipotencial. Bajo UL 1703, UL 61730 y UL 2703 el camino de unión equipotencial no debe superar 0.1 Ω, ensayado haciendo pasar por la junta el doble del calibre del fusible de serie del módulo y midiendo la caída. UL 467 usa corrientes mucho mayores para el equipo de puesta a tierra, dimensionadas al conductor, del orden de 750 A para un conductor #10 AWG, contra el mismo umbral. De ahí salen dos cosas. Es un valor de laboratorio sobre un conjunto nuevo y correctamente apretado, y la corriente de ensayo de la norma de sistemas de montaje es modesta, así que aprobarla no dice nada de qué hace la junta una vez que el conjunto ha envejecido.
En campo manda el NEC, y las cuatro subsecciones de 690.43 cargan con casi todo el peso. Los dispositivos que fijan y unen equipotencialmente los marcos de módulo tienen que estar listados, etiquetados e identificados para unión equipotencial. Las estructuras metálicas de soporte pueden unir el equipo cuando estén identificadas para ello. El EGC puede discurrir por separado dentro del generador, y tiene que cumplir 250.134 en cuanto sale de las inmediaciones del generador. 690.43(D) deja sin aplicar las reglas de casquillo de unión equipotencial de 250.97 para canalizaciones metálicas que llevan conductores de CC fotovoltaicos. El dimensionado sale de 690.45 vía 250.122 y el calibre del dispositivo de sobrecorriente, y 690.47 exige que el edificio o estructura que soporta el sistema fotovoltaico tenga un sistema de electrodos de tierra. En la edición de 2023, 690.43(A) se acortó y ganó una nota informativa, y 690.43(C) se retituló. Qué edición aplica es una cuestión de jurisdicción, no nacional.
El mundo IEC
El conjunto IEC está estructurado de otra forma, y la diferencia hace tropezar a los proveedores que envían a los dos mercados.
IEC 62548-1:2023, Photovoltaic (PV) arrays, Part 1: Design requirements, Edición 1.0 de diciembre de 2023, consolidada como Edición 1.1 con la Enmienda 1 de diciembre de 2025, contiene las reglas a nivel de generador. La cláusula 7.3.2 cubre las disposiciones de puesta a tierra y unión equipotencial, con un árbol de decisión para partes conductoras expuestas en la Figura 13 y configuraciones de puesta a tierra resueltas en el Anexo B. Remite el detalle del conductor de protección a IEC 60364-5-54.
IEC 60364-7-712:2017, Edición 2.0, es la regla de instalación. La cláusula 712.412.101 exige que el equipo empleado en el lado de CC sea de Clase II o con aislamiento equivalente según IEC 61140. La cláusula 712.4.102 permite la puesta a tierra funcional de una parte activa del lado de CC solo cuando hay al menos separación simple entre CA y CC mediante un transformador con devanados eléctricamente separados, en un único punto cerca de la entrada de CC del convertidor, y el cable de puesta a tierra funcional no debe ser verde y amarillo. La cláusula 712.444.5.5.101 exige que, cuando el generador se pone a tierra, la conexión se haga en un único punto y se lleve al borne principal de tierra de la instalación.
Léalo frente al NEC y el contraste es fuerte. En el mundo IEC, la construcción de Clase II en el lado de CC es una vía legítima, y muchos generadores europeos en cubierta funcionan con marcos que por diseño no están puestos a tierra en absoluto. Bajo el NEC, el metal expuesto se une equipotencialmente a un EGC, y punto. Un sistema de montaje que se vende en los dos mercados tiene que poder hacer las dos cosas, y una lista de materiales escrita para un mercado no es automáticamente conforme en el otro.
La puesta en marcha es donde el conjunto IEC se vuelve concreto. IEC 62446-1:2016 sitúa la continuidad de los conductores de puesta a tierra de protección y de unión equipotencial en la cláusula 6.1, como ensayo de Categoría 1, es decir, parte de la verificación inicial obligatoria de todo sistema, no un extra opcional.
El rayo se trata aparte, bajo IEC 62305-3. Las secciones que citan de forma consistente los proveedores europeos de estructura son al menos 6 mm² de cobre o 16 mm² de aluminio para unión equipotencial, y suben a al menos 16 mm² de cobre o 25 mm² de aluminio cuando la conexión conduce corriente de rayo. La distancia de separación s hay que calcularla, no suponerla: K2 Systems sitúa los valores típicos entre 30 y 70 cm y advierte de que la regla empírica de 50 cm no se puede usar con seguridad. S:FLEX publica que su sistema de montaje puede servir como componente natural de un conductor de bajada cuando el arriostramiento cruzado está conectado de forma continua, verificado para ese producto. Una verificación específica del sistema, no una propiedad general de los rieles de aluminio.
Australia y Nueva Zelanda
AS/NZS 5033:2021 pone la puesta a tierra en la cláusula 4.6, donde la revisión de 2021 sustituyó una regla simple por un árbol de decisión en 4.6.5 y una tabla de dimensionado en la Tabla 4.6. Si el marco del generador se pone a tierra, y cómo, depende ahora de la evaluación de protección contra el rayo según AS 1768, de si el sistema está referenciado a tierra, de si el inversor es separado o no separado, de si el neutro está alimentado y de si hay protección de sobrecorriente de CC a nivel de string. La consecuencia práctica: en un sistema comercial grande sin protección de string en CC el conductor de tierra del generador tiene que igualar al conductor de tierra de CA que va al inversor, lo que puede significar 25 mm². Montar una caja de combinación con protección de CC a nivel de string cambia qué fila de la tabla aplica, y con ella el cobre.
¿Trabaja sobre una distribución concreta bajo alguna de estas normas? Envíe la distribución de la estructura, el modelo de módulo y el plano del marco. Marcaremos qué juntas de la estructura entregada especificamos como unión equipotencial y cuáles no, y listaremos los documentos de componente que tenemos para ellas. La decisión de cumplimiento queda en manos de su ingeniero responsable y de la autoridad competente. Pregunte qué juntas especificamos como unión equipotencial.
Medirlo, y volver a medirlo más adelante
El ensayo de puesta en marcha es una medida de continuidad, y la versión útil no es un multímetro que pita. Mida con un ohmímetro de baja resistencia desde el marco de módulo más lejano del generador hasta la barra principal de tierra, registre el valor y registre el par de apriete usado en las juntas de ese camino. En un montaje en suelo grande, mida al final de cada fila en lugar de en un solo punto cómodo.
Un límite importa más que el número. Una medida de continuidad en campo verifica el camino eléctrico instalado en el momento del ensayo. No sustituye a la evaluación de producto o de sistema en capacidad frente a corriente de falla, durabilidad ambiental, retención mecánica, comportamiento frente a corrosión o clasificación frente al fuego en cubierta. UL 2703 cubre todo eso junto con el camino de unión equipotencial. Una lectura baja en un medidor es prueba de que hoy existe un camino, y de nada más.
Ninguna norma cubre la segunda mitad de la vida de la planta. Los ensayos de unión equipotencial del listado se hacen sobre conjuntos nuevos y correctamente apretados, y nada en ellos anticipa décadas de ciclado térmico, vibración inducida por el viento y sal. Ese hueco es el argumento para volver a apretar y volver a medir una muestra de juntas en el mantenimiento, y para elegir herrajería de unión equipotencial pensada para mantener el contacto en lugar de herrajería que solo aprobó una vez.
Siete preguntas que vale la pena hacerle a un proveedor de estructura
- ¿Qué sistema de montaje concreto cubre su evaluación de unión equipotencial, y con qué modelos de módulo se ensayó? Pida la lista de modelos, no el número de certificado.
- ¿La unión equipotencial está integrada en las abrazaderas, o suministran puentes? ¿En qué juntas exactamente?
- ¿Qué pasa en los empalmes de riel, y en cualquier junta diseñada para moverse?
- ¿Cuál es el par de apriete de montaje en cada junta unida equipotencialmente, y qué le pasa a la unión si se instala por debajo de ese par?
- ¿Qué metales se encuentran en la unión equipotencial, y cuál es el par galvánico en un emplazamiento costero?
- Para un mercado IEC, ¿el lado de CC está diseñado como Clase II, o los marcos van unidos equipotencialmente? Si van unidos, ¿quién suministra el camino de 6 mm² y los puntos de conexión?
- ¿Qué valor de continuidad debe esperar el equipo de puesta en marcha, y desde dónde hasta dónde?
Una misma disciplina sostiene las siete. Un listado o un informe de ensayo va unido a un producto y a una configuración. No va unido a una empresa ni a un catálogo. Así que la respuesta a cada una de esas preguntas es un documento con un alcance escrito en él, y el alcance es la parte que vale la pena leer. Eso nos aplica a nosotros igual que a cualquiera, y por eso la siguiente sección dice sin rodeos qué tenemos y qué no.
Dónde encaja nuestra propia herrajería en todo esto
Nuestros rieles y abrazaderas de aluminio son 6005-T5. Las superficies anodizadas en ellos son un aislante, así que donde hace falta una unión equipotencial se hace con herrajería que rompe la película, no solo con presión de contacto. La tornillería es SS304 en A2-70, conforme con ISO 3506-1, con SS316 disponible para emplazamientos de alta corrosión, lo que mantiene el lado inoxidable de cualquier par aluminio con inoxidable por encima del umbral de 16% de cromo. En estructuras de acero el recubrimiento estándar es ZAM con 91% Zn, 6% Al y 3% Mg, usado en sistemas como nuestro montaje en suelo de acero ZAM. Donde ISO 12944-2 sitúa el emplazamiento en C5, hay una opción dúplex, ZAM bajo 240 µm de pintura, en el extremo inferior de la banda de ISO 12944-5 para esa categoría. No hemos realizado la cualificación de laboratorio ISO 12944-6 sobre ese conjunto exacto de capas.
Lo que publicamos como evidencia de tercera parte son datos de ensayo mecánico con número de informe encima, por ejemplo la abrazadera SR-C700Y a 10.21 kN en un ensayo de tracción de SGS, informe XMIN2403000515ML03, 2024, más un certificado de ingeniería que cubre el riel SRA-02-3 de GAMCORP, 5312/HS, 2018, y otro que cubre el montaje en cubierta según AS 1170.2 de SPAD, V008_FL, 2019. No tenemos un listado de unión equipotencial según UL 2703, y nada de lo anterior debe leerse como tal. Cuando un proyecto necesita un camino de unión equipotencial listado, eso entra en el alcance desde el principio, para que las abrazaderas, los puentes y los terminales se elijan contra él en vez de darse por supuestos. La línea entre una junta que es unión equipotencial y una junta que es solo estructural hay que trazarla antes del ensayo de puesta en marcha, no después. Eso es lo que un EPC necesita de verdad.
El camino de unión equipotencial lo construye la misma cuadrilla que construye la estructura, con la misma llave dinamométrica, el mismo día. Vale la pena especificarlo con el mismo cuidado.
Normas referenciadas
- UL 2703, Mounting Systems, Mounting Devices, Clamping/Retention Devices, and Ground Lugs for Use with Flat-Plate Photovoltaic Modules and Panels, Ed. 1 (2015), última revisión publicada el 28 de abril de 2026
- UL 61730-1 y UL 61730-2, cualificación de seguridad de módulos fotovoltaicos, armonizadas con IEC 61730 en diciembre de 2017; UL 1703 sigue siendo la norma de módulo heredada
- UL 467, Grounding and Bonding Equipment
- NFPA 70 National Electrical Code, Artículo 690 Parte V (690.41, 690.43, 690.45, 690.47) y Artículo 250 (250.52(A)(2), 250.122, 250.134)
- IEC 62548-1:2023 Edición 1.0, consolidada como Edición 1.1 con la Enmienda 1 (diciembre de 2025), Photovoltaic (PV) arrays, Part 1: Design requirements, cláusula 7.3.2
- IEC 60364-7-712:2017 Edición 2.0, Low voltage electrical installations, Part 7-712: Solar photovoltaic (PV) power supply systems
- IEC 60364-5-54, Earthing arrangements and protective conductors
- IEC 62446-1:2016, clause 6.1, continuity of protective earthing and equipotential bonding conductors
- IEC 62305-3, Protection against lightning, physical damage to structures
- AS/NZS 5033:2021, cláusula 4.6 y Tabla 4.6; AS 1768 para protección contra el rayo
- ASTM B117, exposición a niebla salina
Los datos de campo sobre el comportamiento de las juntas proceden de la revisión de Matrix Engineering sobre unión equipotencial eléctrica en juntas estructurales fotovoltaicas y del informe de estudio de Solar ABCs sobre puesta a tierra de módulos fotovoltaicos. Las secciones de unión equipotencial son las publicadas por K2 Systems, Mounting Systems GmbH y S:FLEX en su propia guía de protección contra el rayo.
