Monitoramento de incêndios para usinas solares: o que exigir

02A norma de incêndio em fotovoltaico existe, e tem nome

A ABNT NBR 17193, "Segurança contra incêndios em instalações fotovoltaicas: requisitos e especificações de projetos, uso em edificações", foi publicada em fevereiro de 2025 e está na segunda edição, de 6 de novembro de 2025. São 14 páginas e ela está vigente.

Repare no fim do título: uso em edificações. O escopo declarado alcança edificações, suas envoltórias e áreas de risco associadas, qualquer que seja o uso. Isso define onde ela se aplica e, por consequência, onde não se aplica.

O que ela exige, em resumo:

• Proteção contra arco elétrico e função de desligamento rápido, ambas obrigatórias
• Espaçamento entre os módulos** no telhado suficiente para a circulação da equipe de combate
• Barreira resistente ao fogo entre conjuntos de módulos, classificada como EI-60 ou EW-60**, elevando-se no mínimo** 1,00 m** acima do plano superior da instalação
• Análise de risco de incêndio** para identificar medidas adicionais necessárias

Nenhum desses itens é termografia. Termografia detecta; esses itens contêm e permitem combater. São camadas diferentes do mesmo problema, e a norma trata da segunda.

03Usina no solo não é edificação, e isso muda tudo

Para usina fotovoltaica em solo, o documento que rege é a regulamentação do corpo de bombeiros do estado. Tomando o exemplo mais recente e mais detalhado publicado até agora, a Resolução Técnica CBMRS nº 23/2025, do Corpo de Bombeiros Militar do Rio Grande do Sul, assinada em 2 de dezembro de 2025 e com vigência a partir de 1º de julho de 2026.

Ela é explícita na separação. O item 5 trata de edificações com sistema fotovoltaico para consumo próprio, e o item 5.2 diz que aquilo não se aplica a usinas, parques ou plantas solares, que seguem o item 6 e o Anexo B. O item 7.4 completa: usina solar é licenciada por PPCI na forma completa, considerando a ocupação na divisão M-6, centrais de energia.

O Anexo B traz números prescritivos, e é isso que precisa entrar no projeto:

A via de acesso entre lotes pode ser substituída por uma de três alternativas: hidrantes e mangotinhos dimensionados conforme a RTCBMRS nº 17 Parte 1; compartimentação com intervalo desobstruído de 3 m a cada 625 m² de arranjos; ou parede com TRRF mínimo de 60 minutos, EI-60 ou EW-60 conforme a ABNT NBR 16945, elevando-se no mínimo 1 m acima do plano superior dos módulos.

Os extintores seguem a Tabela B.1, que amarra capacidade extintora à distância máxima que o operador percorre:

Quando a usina tem brigadistas em presença permanente, o Anexo B admite veículo com no mínimo 6 unidades extintoras no lugar da distribuição fixa.

Um alerta sobre reservatório de água. Circula em material comercial a ideia de que o licenciamento exige reservatório de 332 m³ para usina solar. Esse número vem de um processo de licenciamento municipal específico. Não é requisito geral: o Anexo B da RTCBMRS nº 23/2025 não exige reservatório dedicado para usina solar, e trata hidrante apenas como alternativa ao acesso de viaturas. Volume de reserva de incêndio é calculado caso a caso, conforme a ocupação, a área e a regulamentação do estado. Copiar o número de outro processo é o caminho curto para dimensionar errado.

Ressalva de escopo: a RTCBMRS nº 23/2025 vale no Rio Grande do Sul. Outros estados têm instruções técnicas próprias, com parâmetros diferentes. O que vale em qualquer lugar é o método: identificar a regulamentação do corpo de bombeiros do estado da usina antes de projetar, e não presumir que a norma ABNT de edificações cobre a planta em solo.

Requisitos geométricos do Anexo B da RTCBMRS nº 23/2025 para usina, parque ou planta solar. Figura: Nexo Engenharia, a partir do texto da resolução.

04Termografia tem norma e tem condição de medição

A inspeção termográfica de sistemas fotovoltaicos é regida pela IEC TS 62446-3, que define as condições de medição, a interpretação das imagens e a classificação das anomalias. Sem atender às condições, a imagem não sustenta laudo.

Isso responde à pergunta que o material comercial costuma deixar no ar. Não é "ter uma câmera térmica". É medir dentro de uma janela definida, com sensor que resolve a célula e distingue décimos de grau, e registrar as condições junto com a imagem. Inspeção feita com céu encoberto ou com irradiância baixa produz imagem bonita e conclusão inválida.

No lado brasileiro, a ABNT NBR 16274:2014 posiciona a termografia de forma objetiva: ela separa o comissionamento em Categoria 1, obrigatória para todos os sistemas, e Categoria 2, que inclui o traçado da curva I-V e a análise termográfica dos módulos e dos circuitos elétricos. Ou seja, termografia não é serviço avulso: é ensaio de Categoria 2 dentro do comissionamento normalizado.

Há ainda a questão da emissividade, que o material comercial costuma citar sem consequência prática. Módulo, conector, borne e barramento têm emissividades diferentes. Configurar um valor único para toda a inspeção produz erro sistemático de leitura, para mais ou para menos, e é uma das causas mais comuns de falso positivo e de anomalia perdida.

05Onde o incêndio começa de verdade

O risco não está distribuído por igual pela usina. Ele se concentra nos pontos de transição elétrica, e a razão é física: é onde existe resistência de contato e onde um arco em corrente contínua pode se sustentar.

Arco elétrico em corrente contínua não tem passagem por zero de corrente, o que significa que, uma vez iniciado, ele não se extingue sozinho como no lado de corrente alternada. É por isso que a NBR 17193 tornou obrigatória a proteção contra arco e a função de desligamento rápido, e é por isso que hotspot em conector, borne, caixa de junção ou barramento é mais crítico que hotspot em célula.

A imagem térmica de um quadro elétrico em campo mostra a diferença de forma direta: numa inspeção da Nexo, com a escala começando em 30,9 °C, duas regiões marcadas no mesmo quadro registraram máximas de 70,6 °C e 84,8 °C. Não é uma anomalia difusa de módulo, é aquecimento localizado em componente de manobra e conexão, exatamente o ponto que evolui para arco.

A triagem por severidade precisa considerar o local, e não só a temperatura:

E, antes de classificar qualquer coisa, é preciso descartar falso positivo: reflexo solar, diferença de material de moldura, sujeira localizada e sombra parcial alteram a imagem térmica sem indicar defeito. A decisão correta cruza termografia com inspeção visual e ensaio elétrico no circuito afetado.

Inspeção termográfica em quadro elétrico. A escala começa em 30,9 °C e as regiões R1 e R2 registram máximas de 70,6 °C e 84,8 °C. Aquecimento localizado em componente de manobra e conexão, não em célula. Foto: acervo Nexo Engenharia.

06O que a seguradora e o investidor aceitam como evidência

Seguradora e financiador não analisam a foto térmica. Analisam se existe um sistema de gestão do risco em volta dela. O conjunto que sustenta discussão de sinistro:

1. 1
   Procedimento escrito de inspeção térmica, com periodicidade definida, critério de severidade e responsável técnico nomeado.
2. 2
   Relatório com as condições de medição registradas, conforme a IEC TS 62446-3: irradiância, cobertura de nuvens, ângulo, equipamento e emissividade adotada. Relatório sem condição de medição é imagem sem valor probatório.
3. 3
   Localização exata da anomalia no arranjo: string, módulo, equipamento e posição, com imagem térmica e imagem no espectro visível.
4. 4
   ART registrada no CREA, conforme a Lei nº 6.496/1977, quando o serviço gera laudo ou parecer técnico.
5. 5
   Ação corretiva vinculada a cada anomalia, com a causa identificada e a intervenção executada.
6. 6
   Reinspeção de comprovação do mesmo ponto, mostrando que a assinatura térmica voltou ao padrão.
7. 7
   Databook auditável, com o histórico ligado ao comissionamento e à O&M.
8. 8
   Evidência das medidas de proteção passiva e ativa exigidas no licenciamento: acessos, aceiros, extintores, sinalização, brigada e plano de emergência.

Os dois últimos itens são os que costumam faltar. Muita usina tem relatório de termografia e não tem a comprovação de que o sistema de combate existe e está mantido. Na regulação de um sinistro, é a segunda parte que decide.

Quadro geral de baixa tensão de skid em usina fotovoltaica executada pela Nexo. Barramento, bornes e dispositivos de manobra: onde a resistência de contato vira calor. Foto: acervo Nexo Engenharia.

07O que fazer antes da próxima inspeção

1. 1
   Identificar a regulamentação do corpo de bombeiros do estado da usina e verificar o enquadramento. Para usina em solo, o caminho é PPCI completo, não a norma de edificações.
2. 2
   Conferir se a planta atende à geometria exigida: tamanho dos lotes, acesso de viaturas ou alternativa aceita, aceiro, cercamento.
3. 3
   Verificar se existe função de desligamento rápido e proteção contra arco, e se o dispositivo está sinalizado e representado em planta.
4. 4
   Especificar a termografia pela IEC TS 62446-3, com as condições de medição no escopo do contrato, e não apenas "inspeção termográfica" genérica.
5. 5
   Amarrar a termografia à Categoria 2 da ABNT NBR 16274 dentro do plano de comissionamento e de O&M.
6. 6
   Fechar o ciclo: anomalia registrada, causa identificada, correção executada, reinspeção feita, tudo no databook com ART.

08Onde a Nexo entra

A Nexo atua como engenharia elétrica independente do lado do dono do ativo: inspeção termográfica com critério normalizado, ensaios elétricos, comissionamento, laudos com ART registrada no CREA, engenharia do proprietário e suporte à operação.

A base de atuação: mais de 127 MWp implantados, mais de 200 projetos, 81 clientes em 12 estados, com comissionamento executado até subestações de 138 kV, com equipamentos próprios de ensaio e databook rastreável.

O papel é específico: transformar imagem térmica em critério verificável, e critério verificável em documentação que banco, seguradora e auditoria aceitam.

Quer saber se a sua usina está enquadrada? Envie o procedimento de inspeção atual e o licenciamento da planta. A primeira análise aponta onde a proteção patrimonial ainda depende de suposição, e não de dado técnico.

09Fontes

Todas as fontes primárias abaixo foram abertas e lidas em 29 de setembro de 2026. As referências normativas precisam ser reconfirmadas na fonte oficial antes de uso em projeto.

1. 1
   ABNT NBR 17193, Segurança contra incêndios em instalações fotovoltaicas: requisitos e especificações de projetos, uso em edificações. Publicada em fevereiro de 2025, segunda edição de 6 de novembro de 2025, 14 páginas, vigente. Comitê CB-024.
2. 2
   Resolução Técnica CBMRS nº 23/2025, Sistemas Fotovoltaicos. Corpo de Bombeiros Militar do Rio Grande do Sul, assinada em 2 de dezembro de 2025, vigência a partir de 1º de julho de 2026. Itens 5, 6, 7 e Anexos A e B.
3. 3
   IEC TS 62446-3, Photovoltaic (PV) systems: requirements for testing, documentation and maintenance. Parte 3, Photovoltaic modules and plants, outdoor infrared thermography.
4. 4
   ABNT NBR 16274:2014, Sistemas fotovoltaicos conectados à rede: requisitos mínimos para documentação, ensaios de comissionamento, inspeção e avaliação de desempenho. Categorias 1 e 2.
5. 5
   ABNT NBR 16945, referenciada pela RTCBMRS nº 23/2025 para classificação de resistência ao fogo EI-60 e EW-60.
6. 6
   ABNT NBR ISO 31000, Gestão de riscos, referenciada pelo Anexo B da RTCBMRS nº 23/2025.
7. 7
   Lei nº 6.496, de 7 de dezembro de 1977, institui a Anotação de Responsabilidade Técnica.
8. 8
   Lei Federal nº 13.425, de 30 de março de 2017, base legal citada pela RTCBMRS nº 23/2025.
9. 9
   Elétron Seguros, dados de sinistralidade do setor solar em 2024, divulgados em janeiro de 2025. Projeção de 444 sinistros e mais de R$ 6,89 milhões em indenizações.
10. 10
    NR-10, Segurança em instalações e serviços em eletricidade.