Ligação equipotencial e terra em estruturas FV: UL 2703, NEC 690 e IEC 62548

Um sistema de fixação é, antes de mais, uma estrutura. No dia em que o gerador fotovoltaico é colocado em tensão, passa também a ser um condutor, tenha isso sido projetado ou não. Cada moldura de módulo, calha, grampo, parafuso e estaca é metal, e o metal num gerador fotovoltaico ou conduz a corrente de defeito para onde ela é útil, ou fica a uma tensão que ninguém previu. Qual dos dois acontece decide-se em poucos milímetros quadrados de contacto dentro de cada junta.

Contacto metal a metal não é um projeto de ligação equipotencial. Um sistema de fixação conforme precisa de um percurso elétrico deliberado, durável e verificável desde cada parte condutora exposta até ao condutor de proteção do projeto. Dois percursos, em forma resumida:

• Cobertura. Moldura do módulo, grampo de ligação equipotencial ou anilha de terra, calha, emenda ou ponte, pé ou gancho de telhado ou grampo de junta agrafada, terminal de terra, depois o EGC.
• Solo. Moldura do módulo, grampo, madre ou calha, uma junta estrutural especificada como ligação equipotencial ou uma ponte a atravessá-la, depois um EGC ao longo do gerador até à disposição de ligação à terra. Num seguidor solar, a mesma cadeia tem ainda de sobreviver a chumaceiras e articulações que se movem todos os dias. Não fornecemos seguidores. A lógica da ligação equipotencial é a mesma, o problema de fadiga não é.

O que se segue é como esses percursos se formam, onde a continuidade se perde com mais frequência, e o que exigem a UL 2703, o NEC 690 Parte V, a IEC 62548-1, a IEC 60364-7-712 e a AS/NZS 5033. Nenhum valor universal de binário de aperto, de secção de condutor, de resistência de ligação equipotencial ou de resistência do elétrodo de terra aparece aqui, porque esse número não existe.

Ligação à terra e ligação equipotencial são duas funções diferentes

A ligação equipotencial une as partes metálicas entre si para que fiquem ao mesmo potencial. A ligação à terra une esse metal à terra. O condutor de terra de proteção do equipamento, o EGC, é o caminho deliberado de baixa impedância de regresso à fonte, para que um defeito seja eliminado em vez de ficar à espera que alguém feche o circuito com a mão.

O fotovoltaico é menos tolerante do que a instalação elétrica corrente por uma razão. Um circuito de fonte fotovoltaica é uma fonte de corrente limitada. Um defeito à terra do lado CC muitas vezes não produz corrente suficiente para abrir seja o que for. Produz antes uma tensão na estrutura do gerador, e essa tensão fica lá enquanto houver sol. É por isso que os regulamentos tratam a estrutura de suporte como equipamento de segurança e não como uma prateleira.

Há uma segunda razão. Uma estrutura de solo é um grande objeto metálico plantado em campo aberto. Um gerador em cobertura fica na superfície mais alta do edifício. Mesmo sem descarga direta, uma sobretensão induzida precisa de uma estrutura interligada e de baixa impedância para ter para onde ir.

A ligação equipotencial acontece dentro da junta, não no desenho

A resistência de uma junta metal a metal não é um número só. A Matrix Engineering divide-a em resistência volúmica do material, resistência de constrição onde a corrente se aperta através de pontos de contacto microscópicos conhecidos como a-spots, resistência de dispersão na transição, e resistência de película devida a óxidos e produtos de corrosão. A força de aperto governa tudo isto, porque decide quantos a-spots existem e que dimensão atingem.

Daí a frase a reter do trabalho deles: uma junta estruturalmente sã é muito provavelmente uma ligação elétrica fiável, e uma junta folgada não é. Atribuem cerca de 44% das falhas de juntas ao desaperto, seja por relaxamento, ou seja, perda de pré-tensão sem rotação, seja por desaperto espontâneo sob carga dinâmica. Uma junta que desaperta reduz a área de contacto e quebra a vedação que mantinha a humidade de fora, o que faz crescer a película que aumenta ainda mais a resistência.

A anodização é o problema específico das estruturas em alumínio. A Matrix Engineering situa a camada anódica em cerca de 10 a 15 µm, com resistividade na ordem de 10¹⁴ Ω·m, o que faz dela um isolante. É aplicada precisamente porque não conduz e não corrói. Portanto, um grampo que apenas assenta sobre uma moldura anodizada não é uma ligação equipotencial. O estudo da Solar ABCs sobre ligação à terra de módulos enuncia o requisito sem rodeios: a ligação equipotencial deve penetrar revestimentos não condutores, como metal oxidado, revestimentos transparentes, tinta ou esmalte vítreo. Alguma coisa tem de cortar através, e tem de continuar a cortar durante toda a vida da central.

É aqui que a escolha dos acessórios deixa de ser um detalhe. As anilhas dentadas exteriores genéricas foram muito usadas durante anos. A mesma revisão da Matrix Engineering relata que causaram desaperto crónico e desprendimento de módulos, por concentrarem carga e deformarem por compressão as molduras de alumínio, e que em ensaios de laboratório apresentaram leituras de resistência erráticas e, nalguns casos, perda total de continuidade, quando comparadas com anilhas de ligação equipotencial concebidas para o efeito.

A metalurgia no ponto de ligação pesa tanto quanto isso. O trabalho da Solar ABCs concluiu que, em névoa salina, a maioria das combinações ensaiadas corroeu de forma severa e falhou em poucas semanas, por mecanismos galvânicos, de picada e de fresta. O critério de compatibilidade manteve os potenciais eletroquímicos combinados abaixo de 0.6 V, e considerou aceitável, contra ligas de alumínio, o inoxidável com pelo menos 16% de crómio. Escrevemos separadamente sobre o par SS304 com alumínio. Os ensaios de corrosão nesta área correm normalmente como névoa salina de 500 horas segundo a ASTM B117.

Sistemas de cobertura: mais elos do que o desenho mostra

Numa cobertura inclinada ou plana, a cadeia costuma ser moldura do módulo, depois grampo intermédio ou de extremidade, depois calha, depois emenda de calha, depois pé em L ou gancho de telhado ou grampo de junta agrafada, depois um terminal, depois o EGC de regresso ao inversor e daí ao sistema de elétrodos de terra do edifício.

Cinco pontos onde parte, aproximadamente por ordem da frequência com que os vemos levantados em obra:

• Grampo contra moldura. Um grampo sem pino de ligação equipotencial assente sobre uma moldura anodizada. Segura bem o módulo. Não conduz nada de fiável. A peça que faz o trabalho elétrico é uma anilha de terra concebida para o efeito, ou um grampo com pino de ligação equipotencial integrado. Fornecemos anilhas de terra como componentes mecânicos. Não detemos qualquer certificação de ligação equipotencial ou de ligação à terra, UL 2703 ou UL 467, por isso, numa obra ao abrigo do NEC, o dispositivo de ligação equipotencial certificado tem de vir de quem detém a certificação.
• Emendas de calha. Duas calhas unidas por uma emenda interior ou exterior, muitas vezes com uma pequena folga prevista para o movimento térmico. Uma junta de dilatação deslizante é o oposto de um contacto estanque ao gás. A maioria dos sistemas precisa de uma ponte de ligação equipotencial a atravessá-la, e de uma ponte entrançada em vez de maciça onde a junta se move. Um sistema sem calhas não elimina esta questão. No SR-R2 os módulos fixam-se a suportes aparafusados à chapa de cobertura, e um calço de EPDM é colado para vedar essa penetração, pelo que o único caminho metálico até à chapa é a própria rosca do parafuso. Ou essa interface é avaliada, ou leva uma ponte, e de qualquer modo alguém tem de decidir qual.
• Calços de isolamento. O calço de EPDM ou de borracha sob um pé, que impede o contacto galvânico com a cobertura, também impede a corrente. Isso é intencional, e significa que o percurso tem de ser feito noutro sítio.
• Coberturas revestidas. Um grampo que aperta uma junta agrafada pintada ou revestida está a apertar tinta. Se a chapa de cobertura faz parte do percurso, o projeto tem de dizer como é que o revestimento é penetrado.
• O último terminal. Um terminal de terra montado sobre calha anodizada sem romper o revestimento, ou um terminal não qualificado para alumínio. O equipamento de ligação à terra e de ligação equipotencial é uma categoria de produto certificada por si própria, a UL 467 na América do Norte.

Nos sistemas vendidos como tendo ligação equipotencial integrada, os grampos e as emendas foram avaliados para conduzir a corrente de ligação equipotencial, dispensando uma ponte separada entre módulos. É real, e poupa muita mão de obra. O limite que se esquece é que uma certificação UL 2703 é emitida para um sistema de fixação identificado pelo nome e ensaiado com modelos de módulo identificados pelo nome. Troque o módulo por outro com moldura de anodização diferente, espessura de aba diferente ou zona de aperto diferente, e a certificação não viaja com ele.

Sistemas de solo: menos grampos, distâncias maiores, juntas mais difíceis

Uma estrutura de solo inverte o problema. Há menos grampos ao nível do módulo por kW, mas a estrutura em si é mais comprida, mais pesada e feita de aço revestido, e o gerador pode estender-se por centenas de metros.

As juntas estruturais são a primeira diferença. As ligações estaca a viga e viga a madre são juntas aparafusadas projetadas para transferir carga, normalmente galvanizadas ou revestidas a ZAM. Ambos os revestimentos são à base de zinco e condutores, mas a junta continua a ter furos oblongos, calços, acumulação de revestimento e uma camada de passivação. Essas juntas podem constituir uma boa ligação equipotencial, e não são automaticamente uma, porque ninguém as especificou como tal. É esta a distinção que o NEC 690.43(B) e (C) fazem: estruturas certificadas e identificadas para ligação equipotencial podem ligar o equipamento fotovoltaico ao suporte, e usar a própria estrutura como EGC obriga a interligar cada secção separada com pontes, a não ser que a estrutura esteja identificada para ligação equipotencial de equipamentos.

A segunda diferença é a distância. As fileiras podem ficar a dezenas de metros umas das outras sem qualquer ligação metálica entre elas. Os projetos competentes de estruturas de solo deixam de confiar em cem juntas estruturais em série e passam um EGC dedicado ao longo do gerador, ligando-lhe cada fileira e cada mesa. O NEC 690.43(C) permite que esse condutor siga separado dos condutores do circuito enquanto se mantiver dentro do gerador.

A terceira diferença é que a estrutura de solo já está enterrada. Segundo o NEC 250.52(A)(2), uma ou mais estruturas metálicas de suporte enterradas, em contacto direto com o solo na vertical ao longo de 3.0 m, ou seja 10 ft, ou mais, com ou sem envolvimento em betão, qualificam-se como elétrodo de terra. As estacas cravadas cumprem isso com frequência por si só. Isso não elimina a necessidade de uma disposição de ligação à terra projetada, mas muda o que é preciso acrescentar para a obter. A nossa estaca roscada é o outro caso. A SR-G5 mede 1200 a 2000 mm, por isso nunca chega aos 3.0 m, e o elétrodo tem de ser projetado à parte.

A quarta é o movimento. Os seguidores de eixo único rodam, por isso qualquer ligação equipotencial que atravesse uma chumaceira ou um amortecedor é um item de fadiga. O NEC de 2026 passa a exigir condutores flexíveis de fios finos ou fitas entrançadas para a ligação equipotencial em geradores móveis. Uma ponte maciça sobre a chumaceira de um tubo de torção funciona no dia do comissionamento e fadiga mais tarde.

O mapa das normas, região a região

Aviso de âmbito antes do mapa das normas. O que se segue explica normas. Não é uma afirmação de que algum produto Solaracks esteja certificado, listado ou aprovado segundo qualquer uma delas. A conformidade prende-se com um modelo identificado pelo nome, nunca com um fornecedor. As sete perguntas no fim deste artigo são a lista a enviar a um fornecedor, nós incluídos.

América do Norte

Aqui há três documentos por baixo de um sistema de fixação. A UL 2703 é a do nível da estrutura, intitulada Mounting Systems, Mounting Devices, Clamping/Retention Devices, and Ground Lugs for Use with Flat-Plate Photovoltaic Modules and Panels. É a Edição 1, publicada pela primeira vez em 2015, e continua a ser revista, com a revisão mais recente publicada a 28 de abril de 2026. Cobre sistemas até 1500 V e avalia o percurso de ligação equipotencial e de terra em conjunto com a resistência mecânica, a classificação de fogo e a adequação dos materiais. A UL 61730, harmonizada com a IEC 61730 em dezembro de 2017, cobre o módulo, incluindo as suas disposições de ligação à terra. A UL 467 cobre o equipamento de ligação à terra e de ligação equipotencial enquanto componentes.

O número que toda a gente pergunta é o limite de resistência do percurso de ligação equipotencial. Segundo a UL 1703, a UL 61730 e a UL 2703, esse percurso não pode exceder 0.1 Ω, ensaiado fazendo passar pela junta o dobro do calibre do fusível série do módulo e medindo a queda de tensão. A UL 467 usa correntes muito maiores para equipamento de ligação à terra, dimensionadas ao condutor, da ordem de 750 A para um condutor #10 AWG, contra o mesmo limiar de 0.1 Ω. Daqui saem duas coisas. 0.1 Ω é um valor de laboratório sobre um conjunto novo e apertado ao binário correto, e a corrente de ensaio na norma dos sistemas de fixação é modesta, por isso passar no ensaio não diz nada sobre o que a junta faz depois de o conjunto envelhecer.

No terreno, quem manda é o NEC, e no Artigo 690 Parte V as quatro subsecções de 690.43 carregam quase todo o peso. Os dispositivos que fixam e ligam equipotencialmente as molduras dos módulos têm de ser certificados, etiquetados e identificados para ligação equipotencial. As estruturas metálicas de suporte podem ligar equipamento onde estejam identificadas para isso. O EGC pode seguir em separado dentro do gerador, e tem de cumprir 250.134 assim que sai das imediações do gerador. O 690.43(D) afasta as regras de casquilho de ligação equipotencial de 250.97 para condutas metálicas que transportem condutores CC fotovoltaicos. O dimensionamento vem de 690.45 via 250.122 e do calibre do dispositivo de proteção contra sobreintensidades, e 690.47 exige que o edifício ou a estrutura que suporta o sistema fotovoltaico tenha um sistema de elétrodos de terra. Na edição de 2023, o 690.43(A) foi encurtado e ganhou uma nota informativa, e o 690.43(C) foi retitulado. Saber que edição se aplica é uma questão de jurisdição, não uma questão nacional.

O mundo IEC

O conjunto IEC está estruturado de outra maneira, e a diferença faz tropeçar os fornecedores que expedem para os dois mercados.

A IEC 62548-1:2023, Photovoltaic (PV) arrays, Part 1: Design requirements, Edição 1.0 de dezembro de 2023, consolidada como Edição 1.1 com a Emenda 1 de dezembro de 2025, contém as regras ao nível do gerador. A cláusula 7.3.2 trata das disposições de ligação à terra e de ligação equipotencial, com uma árvore de decisão para as partes condutoras expostas na Figura 13 e configurações de terra resolvidas no Anexo B. Remete o detalhe do condutor de proteção para a IEC 60364-5-54.

A IEC 60364-7-712:2017, Edição 2.0, é a regra de instalação. A cláusula 712.412.101 exige que o equipamento usado do lado CC seja de Classe II ou de isolamento equivalente segundo a IEC 61140. A cláusula 712.4.102 permite a ligação à terra funcional de uma parte ativa do lado CC apenas quando existe pelo menos separação simples entre CA e CC por um transformador com enrolamentos eletricamente separados, num único ponto junto à entrada CC do conversor, e o cabo de ligação à terra funcional não pode ser verde e amarelo. A cláusula 712.444.5.5.101 exige que, quando o gerador é ligado à terra, a ligação seja feita num único ponto e levada ao terminal principal de terra da instalação.

Leia isso contra o NEC e o contraste é nítido. No mundo IEC, a construção Classe II do lado CC é um caminho legítimo, e muitos geradores europeus em cobertura funcionam com molduras que, por projeto, não estão ligadas à terra de todo. No NEC, o metal exposto é ligado a um EGC, ponto final. Um sistema de fixação vendido para os dois mercados tem de conseguir fazer as duas coisas, e uma lista de materiais escrita para um mercado não é automaticamente conforme no outro.

É no comissionamento que o conjunto IEC fica específico. A IEC 62446-1:2016 coloca a continuidade dos condutores de terra de proteção e de ligação equipotencial na cláusula 6.1, como ensaio de Categoria 1, ou seja, faz parte da verificação inicial obrigatória de qualquer sistema, não é um extra opcional.

As descargas atmosféricas são tratadas à parte pela IEC 62305-3. As secções citadas de forma consistente pelos fabricantes europeus de estruturas são de pelo menos 6 mm² em cobre ou 16 mm² em alumínio para ligação equipotencial, subindo para pelo menos 16 mm² em cobre ou 25 mm² em alumínio quando a ligação conduz corrente de descarga atmosférica. A distância de separação s tem de ser calculada, não assumida: a K2 Systems situa os valores típicos entre 30 e 70 cm e avisa que a regra empírica dos 50 cm não pode ser usada com segurança. A S:FLEX publica que o seu sistema de fixação pode servir de componente natural de um condutor de descida quando o contraventamento está ligado de forma contínua, verificado para esse produto. Uma verificação específica do sistema, não uma propriedade geral das calhas de alumínio.

Austrália e Nova Zelândia

A AS/NZS 5033:2021 coloca a ligação à terra na cláusula 4.6, onde a revisão de 2021 substituiu uma regra simples por uma árvore de decisão em 4.6.5 e uma tabela de dimensionamento na Tabela 4.6. Se e como a estrutura do gerador é ligada à terra passa a depender da avaliação de proteção contra descargas atmosféricas segundo a AS 1768, de o sistema ter ou não referência à terra, de o inversor ser separado ou não separado, de o neutro ser alimentado, e de existir ou não proteção contra sobreintensidades CC ao nível da string. A consequência prática da Tabela 4.6: num sistema comercial grande sem proteção CC por string, o condutor de terra do gerador tem de igualar o condutor de terra CA que vai até ao inversor, o que pode significar 25 mm². Instalar uma caixa de junção com proteção CC por string muda a linha da tabela que se aplica, e com ela o cobre.

Está a trabalhar num layout concreto ao abrigo de alguma destas normas? Envie o layout da estrutura, o modelo do módulo e o desenho da moldura. Marcamos que juntas da estrutura fornecida especificamos como ligação equipotencial e quais não, e listamos os documentos de componente que temos para elas. A decisão de conformidade continua a pertencer ao seu engenheiro responsável pelo projeto e à autoridade competente. Pergunte-nos que juntas especificamos como ligação equipotencial.

Ensaiar, e voltar a ensaiar mais tarde

O ensaio de comissionamento é uma medição de continuidade, e a versão útil não é um multímetro a apitar. Meça com um ohmímetro de baixa resistência desde a moldura de módulo mais afastada do gerador até ao barramento principal de terra, registe o valor, e registe o binário usado nas juntas desse percurso. Numa estrutura de solo grande, meça no fim de cada fileira em vez de num único ponto conveniente.

Há um limite que importa mais do que o número. Uma medição de continuidade em obra verifica o percurso elétrico instalado no momento do ensaio. Não substitui a avaliação de produto ou de sistema quanto à capacidade de corrente de defeito, à durabilidade ambiental, à retenção mecânica, ao desempenho à corrosão ou à classificação de fogo da cobertura. A UL 2703 cobre tudo isso a par do percurso de ligação equipotencial. Uma leitura baixa num aparelho é prova de que existe um percurso hoje, e mais nada.

Norma nenhuma cobre a segunda metade da vida da central. Os ensaios de ligação equipotencial das certificações correm sobre conjuntos novos e corretamente apertados, e nada neles antecipa décadas de ciclos térmicos, de vibração induzida pelo vento e de sal. É essa lacuna que justifica reapertar ao binário e voltar a medir uma amostra de juntas na manutenção, e escolher acessórios de ligação equipotencial projetados para manter o contacto em vez de acessórios que apenas passaram uma vez.

Sete perguntas que vale a pena fazer a um fornecedor de estruturas

1. Que sistema de fixação concreto é que a vossa avaliação de ligação equipotencial cobre, e com que modelos de módulo foi ensaiado? Peça a lista de modelos, não o número do certificado.
2. A ligação equipotencial está integrada nos grampos, ou fornecem pontes? Em que juntas, exatamente?
3. O que acontece nas emendas de calha, e em qualquer junta projetada para se mover?
4. Qual é o binário de montagem em cada junta ligada equipotencialmente, e o que acontece à ligação se for montada com binário a menos?
5. Que metais se encontram no ponto de ligação, e qual é o par galvânico num local costeiro?
6. Para um mercado IEC, o lado CC está projetado como Classe II, ou as molduras estão ligadas equipotencialmente? Se estiverem, quem fornece o percurso de 6 mm² e os pontos de ligação?
7. Que valor de continuidade deve a equipa de comissionamento esperar, e de onde até onde?

Há uma disciplina por trás das sete. Uma certificação ou um relatório de ensaio prende-se com um produto e uma configuração. Não se prende com uma empresa nem com um catálogo. Por isso a resposta a cada uma dessas perguntas é um documento com um âmbito escrito nele, e o âmbito é a parte que vale a pena ler. Isso aplica-se a nós tanto como a qualquer outro, e é por isso que a secção seguinte diz sem rodeios o que temos e o que não temos.

Onde é que o nosso próprio material se enquadra nisto

As nossas calhas e grampos de alumínio são 6005-T5. As superfícies anodizadas neles são um isolante, por isso, onde é exigida uma ligação equipotencial, é feita por material que rompe a película, não só por pressão de contacto. Os elementos de fixação são SS304 na classe A2-70, conformes com a ISO 3506-1, com SS316 disponível para locais de alta corrosão, o que mantém o lado inoxidável de qualquer par alumínio com inoxidável acima do limiar de 16% de crómio. Nas estruturas de aço, o revestimento padrão é ZAM com 91% Zn, 6% Al e 3% Mg, usado em sistemas como a nossa estrutura de solo em aço ZAM. Onde a ISO 12944-2 classifica o local como C5, existe uma opção duplex, ZAM sob 240 µm de tinta, no limite inferior da faixa da ISO 12944-5 para essa categoria. Não realizámos a qualificação laboratorial ISO 12944-6 sobre essa exata combinação de camadas.

O que publicamos como prova de terceira parte são dados de ensaio mecânico com número de relatório, por exemplo o grampo SR-C700Y a 10.21 kN num ensaio de tração da SGS, relatório XMIN2403000515ML03, 2024, mais um certificado de engenharia da GAMCORP para a calha SRA-02-3, 5312/HS, 2018, e outro da SPAD para fixação em cobertura segundo a AS 1170.2, V008_FL, 2019. Não detemos uma certificação de ligação equipotencial segundo a UL 2703, e nada do que está acima deve ser lido como tal. Quando um projeto precisa de um percurso de ligação equipotencial certificado, isso pertence ao âmbito desde o início, para que os grampos, as pontes e os terminais sejam escolhidos em função disso e não assumidos. A linha entre uma junta que é ligação equipotencial e uma junta que é apenas estrutural tem de ser traçada antes do ensaio de comissionamento, não depois. É disso que um EPC precisa mesmo.

O percurso de ligação equipotencial é construído pela mesma equipa que constrói a estrutura, com a mesma chave dinamométrica, no mesmo dia. Merece ser especificado com o mesmo cuidado.

Normas referidas

• UL 2703, Mounting Systems, Mounting Devices, Clamping/Retention Devices, and Ground Lugs for Use with Flat-Plate Photovoltaic Modules and Panels, Ed. 1 (2015), revisão mais recente publicada a 28 de abril de 2026
• UL 61730-1 e UL 61730-2, qualificação de segurança de módulos fotovoltaicos, harmonizadas com a IEC 61730 em dezembro de 2017; a UL 1703 continua a ser a norma legada dos módulos
• UL 467, Grounding and Bonding Equipment
• NFPA 70 National Electrical Code, Artigo 690 Parte V (690.41, 690.43, 690.45, 690.47) e Artigo 250 (250.52(A)(2), 250.122, 250.134)
• IEC 62548-1:2023 Edição 1.0, consolidada como Edição 1.1 com a Emenda 1 (dezembro de 2025), Photovoltaic (PV) arrays, Part 1: Design requirements, cláusula 7.3.2
• IEC 60364-7-712:2017 Edição 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 e Tabela 4.6; AS 1768 para proteção contra descargas atmosféricas
• ASTM B117, exposição a névoa salina

Os dados de campo sobre o comportamento das juntas vêm da revisão da Matrix Engineering sobre ligação elétrica em juntas estruturais fotovoltaicas e do relatório de estudo da Solar ABCs sobre ligação à terra de módulos fotovoltaicos. As secções de ligação equipotencial são as publicadas pela K2 Systems, pela Mounting Systems GmbH e pela S:FLEX na sua própria documentação de proteção contra descargas atmosféricas.