NBR 16150 - 2013 Sistemas fotovoltaicos (FV) Características da interface de conexão com a rede elétrica de distribuição Procedimento de ensaio de conformidade - Copia

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ABNT NBRNORMA 
BRASILEIRA
© ABNT 2013
ICS ISBN 978-85-07-
Número de referência 
24 páginas
16150
Primeira
04.03.2013
04.04.2013
Sistemas fotovoltaicos (FV) — Características 
da interface de conexão com a rede elétrica 
de distribuição — Procedimento de ensaio de 
conformidade
Photovoltaic (PV) systems — Characteristics of the utility interface — 
Conformity test procedure 
27.160 04088-0
ABNT NBR 16150:2013
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ABNT NBR 16150:2013
Sumário Página
Prefácio ...............................................................................................................................................iv
1 Escopo ................................................................................................................................1
2 Referências normativas .....................................................................................................1
3 Termos e defi nições ...........................................................................................................2
4 Instrumentos de medição ..................................................................................................3
4.1 Medição da forma de onda ................................................................................................3
4.2 Medição da tensão, frequência, corrente e potência ......................................................4
4.3 Medição dos parâmetros de qualidade de energia elétrica ...........................................4
4.4 Medição do tempo de reconexão ......................................................................................4
5 Requisitos para equipamentos .........................................................................................4
5.1 Simulador de rede c.a. .......................................................................................................4
5.2 Simulador de gerador fotovoltaico ...................................................................................4
6 Procedimento de ensaio ....................................................................................................5
6.1 Cintilação ............................................................................................................................5
6.2 Injeção de componente c.c. ...............................................................................................6
6.3 Harmônicos e distorção de forma de onda .....................................................................7
6.4 Fator de potência ...............................................................................................................7
6.4.1 Fator de potência fi xo ........................................................................................................7
6.4.2 Fator de potência com curva do FP..................................................................................8
6.5 Injeção/demanda de potência reativa ...............................................................................9
6.6 Variação de tensão .............................................................................................................9
6.6.1 Medição da tensão de desconexão por sobretensão ...................................................10
6.6.2 Medição do tempo de desconexão por sobretensão ....................................................10
6.6.3 Medição da tensão de desconexão por subtensão ......................................................11
6.6.4 Medição do tempo de desconexão por subtensão .......................................................12
6.7 Variação de frequência ....................................................................................................13
6.7.1 Medição da frequência de desconexão por sobrefrequência ......................................14
6.7.2 Medição do tempo de desconexão por sobrefrequência .............................................14
6.7.3 Medição da frequência de desconexão por subfrequência .........................................15
6.7.4 Medição do tempo de desconexão por subfrequência ................................................16
6.8 Controle da potência ativa em sobrefrequência ...........................................................17
6.9 Reconexão ........................................................................................................................19
6.10 Religamento automático fora de fase ............................................................................19
6.11 Limitação de potência ativa ............................................................................................20
6.12 Comando de potência reativa .........................................................................................20
6.13 Desconexão e reconexão do sistema fotovoltaico da rede ..........................................21
6.14 Requisitos de suportabilidade a subtensões decorrentes de faltas na rede 
(fault ride through – FRT) ................................................................................................22
Bibliografi a .........................................................................................................................................24
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ABNT NBR 16150:2013
Figuras
Figura 1 – Inversor com múltiplos SPMP ..........................................................................................5Figura 2 – Diagrama de ligações para os ensaios ...........................................................................6
Figura 3 – Procedimento de variação da rede para medição da tensão de desconexão 
por sobretensão ...............................................................................................................10
Figura 4 – Representação gráfi ca do tempo de desconexão por sobretensão ...........................11
Figura 5 – Procedimento de variação da rede para medição da tensão de desconexão 
por subtensão ...................................................................................................................12
Figura 6 – Representação gráfi ca do tempo de desconexão por subtensão ..............................13
Figura 7 – Procedimento de variação da rede para medição da frequência de desconexão 
por sobrefrequência .........................................................................................................14
Figura 8 – Representação gráfi ca do tempo de desconexão por sobrefrequência ....................15
Figura 9 – Procedimento de variação da rede para medição da frequência de desconexão 
por subfrequência ............................................................................................................16
Figura 10 – Representação gráfi ca do tempo de desconexão por subfrequência .....................17
Figura 11 – Representação gráfi ca do controle da potência ativa em sobrefrequência ............18
Figura 12 – Falta trifásica simétrica (5 %) .......................................................................................23
Figura 13 – Falta trifásica simétrica (45 %) .....................................................................................23
Tabelas
Tabela 1 – Requisitos do simulador de rede c.a. ..............................................................................4
Tabela 2 – Especifi cação do simulador de gerador fotovoltaico ....................................................5
Tabela 3 – Especifi cações da falta bifásica assimétrica ................................................................23
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ABNT NBR 16150:2013
Prefácio
A Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) é o Foro Nacional de Normalização. As Normas 
Brasileiras, cujo conteúdo é de responsabilidade dos Comitês Brasileiros (ABNT/CB), dos Organismos 
de Normalização Setorial (ABNT/ONS) e das Comissões de Estudo Especiais (ABNT/CEE), são 
elaboradas por Comissões de Estudo (CE), formadas por representantes dos setores envolvidos, 
delas fazendo parte: produtores, consumidores e neutros (universidades, laboratórios e outros).
Os Documentos Técnicos ABNT são elaborados conforme as regras da Diretiva ABNT, Parte 2.
A Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) chama atenção para a possibilidade de que 
alguns dos elementos deste documento podem ser objeto de direito de patente. A ABNT não deve ser 
considerada responsável pela identifi cação de quaisquer direitos de patentes. 
A ABNT NBR 16150 foi elaborada no Comitê Brasileiro de Eletricidade (ABNT/CB-03), pela Comissão 
de Estudo de Sistemas de Conversão Fotovoltaica de Energia Solar (CE-03:082.01). O Projeto circulou 
em Consulta Nacional conforme Edital nº 08, de 30.08.2012 a 29.10.2012, com o número de Projeto 
03:082.01-003. O seu 2º Projeto circulou em Consulta Nacional conforme Edital nº 12, de 07.12.2012 
a 07.01.2013, com o número de 2º Projeto 03:082.01-003.
O Escopo desta Norma Brasileira em inglês é o seguinte:
Scope
This Standard specifi es test procedures for verifying conformity of PV utility interface equipment to 
the ABNT NBR 16149.
This Standard applies to single or multi-phase static converters used in grid-connected photovoltaic 
systems, known as grid-connected inverters, and to other components used in the interface connection 
of PV systems to the electric utility distribution systems.
This Standard does not deal with anti-islanding test, which is subject of the ABNT NBR IEC 62116 
and also does not deal with test procedures of IEC 62109-1 and IEC 62109-2.
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NORMA BRASILEIRA ABNT NBR 16150:2013
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Sistemas fotovoltaicos (FV) — Características da interface de conexão 
com a rede elétrica de distribuição — Procedimento de ensaio de 
conformidade
1 Escopo
Esta Norma especifi ca os procedimentos de ensaio para verifi car se os equipamentos utilizados 
na interface de conexão entre o sistema fotovoltaico e a rede de distribuição de energia estão em 
conformidade com os requisitos da ABNT NBR 16149.
Esta Norma se aplica aos conversores estáticos mono ou polifásicos utilizados em sistemas 
fotovoltaicos de conexão à rede elétrica, conhecidos como inversores de conexão à rede e, aos outros 
componentes utilizados na interface de conexão entre o sistema fotovoltaico e a rede de distribuição 
de energia.
Esta Norma não trata dos procedimentos de ensaio contra ilhamento, os quais são tratados na 
ABNT NBR IEC 62116 bem como não trata dos procedimentos de ensaio referentes às IEC 62109-1 
e IEC 62109-2.
2 Referências normativas
Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para refe-
rências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas, aplicam-se 
as edições mais recentes do referido documento (incluindo emendas).
ABNT NBR 16149, Sistemas fotovoltaicos (FV) – Características da interface de conexão com a rede 
elétrica de distribuição
ABNT NBR IEC 62116, Procedimento de ensaio de anti-ilhamento para inversores de sistemas 
fotovoltáicos conectados à rede elétrica
IEC 61000-3-3, Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 3-3: Limits – Limitation of voltage changes, 
voltage fl uctuations and fl icker in public low-voltage supply systems, for equipment with rated current 
≤16 A per phase and not subject to conditional connection
IEC 61000-3-5, Electromagneticcompatibility (EMC) – Part 3-5: Limits – Limitation of voltage fl uctuations 
and fl icker in low-voltage power supply systems for equipment with rated current greater than 75 A
IEC 61000-3-11, Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 3-11: Limits – Limitation of voltage 
changes, voltage fl uctuations and fl icker in public low-voltage supply systems - Equipment with rated 
current ≤ 75 A and subjet to conditional connection
IEC 61000-4-7, Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 4-7: Testing and measurement techniques - 
General guide on harmonics and interharmonics measurements and instrumentation, for power supply 
systems and equipment connected thereto
IEC 62109-1, Safety of power converters for use in photovoltaic power systems – Part 1: General 
requirements 
IEC 62109-2 Safety of power converters for use in photovoltaic power systems – Part 2: Particular 
requirements for inverters
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ABNT NBR 16150:2013
3 Termos e defi nições
Para os efeitos deste documento, aplicam-se os seguintes termos e defi nições. 
3.1 
fator de potência
FP
fator calculado dividindo-se a energia ativa pela raiz quadrada da soma dos quadrados da energia 
ativa e da energia reativa, obtidas em um período de tempo determinado. É defi nido por:
FP E
E E
ATIVA
ATIVA REATIVA
=
+2 2
onde 
ATIVA é a energia ativa, expressa em quilowatt-hora (kWh);
EREATIVA é a energia reativa, expressa em quilovolt-ampère hora (kvarh).
3.2 
gerador fotovoltaico
gerador que utiliza o efeito fotovoltaico para converter a luz do sol em eletricidade
NOTA Um gerador fotovoltaico não inclui dispositivos de armazenamento de energia ou acondicionamento 
de potência.
3.3 
ponto de máxima potência
PMP
potência em um ponto da curva característica de um gerador fotovoltaico, no qual o produto da corrente 
pela tensão é máximo, no quadrante de geração
3.4 
fator de forma 
FF
razão entre o ponto de máxima potência e o produto da tensão de circuito aberto pela corrente 
de curto-circuito, relativos à mesma curva característica, especifi cada na forma de porcentagem 
e calculada por:
FF P
V xI
MP
OC SC
%( ) = ×100
onde 
PMP é o ponto de máxima potência;
VOC é a tensão de circuito aberto do gerador fotovoltaico;
ISC é a corrente de curto-circuito do gerador fotovoltaico.
NOTA Termo equivalente, em inglês, fi ll factor (FF).
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ABNT NBR 16150:2013
3.5 
distorção harmônica total
THD
composição das distorções harmônicas individuais que expressa o grau de desvio da onda em relação 
ao padrão ideal, normalmente referenciada ao valor da componente fundamental. É defi nida por:
THD
X
X
nn
=
=
∞∑ 22
1
onde 
X1 é o valor efi caz da tensão ou corrente na frequência fundamental;
Xn é o valor efi caz da tensão ou corrente na frequência de ordem n.
3.6 
inversor 
conversor estático de potência que converte a corrente contínua do gerador fotovoltaico em corrente 
alternada apropriada para a utilização pela rede elétrica
NOTA 1 É todo conversor estático de potência com controle, proteção e fi ltros, utilizado para a conexão 
à rede elétrica de uma fonte de energia. Às vezes é denominado subsistema de condicionamento de potência, 
sistema de conversão de potência, conversor a semicondutor ou unidade de acondicionamento de potência.
NOTA 2 Devido à sua natureza de interligação, o inversor somente pode ser desconectado por completo 
da rede elétrica em casos de serviço ou manutenção. Recomenda-se que, durante todo o restante do tempo, 
injetando ou não energia na rede, os circuitos de controle do inversor continuem conectados à rede para 
monitorar as suas condições. Com a frase “cessar o fornecimento à rede”, utilizada ao longo desta Norma, ter 
em mente que o inversor não fi ca totalmente desconectado da rede, apenas deixa de fornecer energia, por 
exemplo, durante um desligamento devido à sobretensão. O inversor pode ser totalmente desconectado da 
rede, em caso de manutenção ou serviço, através da abertura de um dispositivo de seccionamento adequado.
3.7 
seguimento do ponto de máxima potência 
SPMP
estratégia de controle utilizada para maximizar a potência fornecida pelo gerador fotovoltaico 
em função das condições de operação 
NOTA Termo equivalente, em inglês, 
maximum power point tracking (MPPT).
3.8 
equipamento sob ensaio
ESE
equipamento a ser ensaiado
4 Instrumentos de medição
4.1 Medição da forma de onda
As formas de onda devem ser medidas por um instrumento de medição com armazenamento 
de dados, por exemplo, um osciloscópio com memória ou um sistema de aquisição de dados, com 
taxa de amostragem de 10 kHz ou superior. A exatidão de medida deve ser melhor ou igual a 1 % 
da tensão nominal de saída do inversor e melhor ou igual a 1 % da corrente de saída nominal 
do inversor.
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Para ESE polifásico, todas as fases devem ser monitoradas.
4.2 Medição da tensão, frequência, corrente e potência
Para a medição da tensão, frequência, corrente e potência de entrada e saída do ESE, devem-se 
utilizar instrumentos de medição com exatidão de medida melhor ou igual a 0,2 % da leitura de tensão, 
melhor ou igual a 0,01 Hz, melhor ou igual a 1 % da corrente nominal do ESE e melhor ou igual 
a 0,5 % da leitura de potência, respectivamente.
Para um ESE polifásico, os equipamentos de ensaio e medida devem registrar cada corrente de fase 
e cada tensão fase-neutro ou fase-fase, de acordo com o que for mais apropriado ao ensaio.
4.3 Medição dos parâmetros de qualidade de energia elétrica 
Para a medição do fator de potência e componente contínua, deve-se utilizar um instrumento 
de medição, por exemplo, um analisador de qualidade de energia ou sistema de aquisição de dados, 
que seja capaz de medir esses parâmetros com exatidão melhor ou igual a 0,5 %.
O instrumento de mediçãoda THDi deve estar em conformidade com a IEC 61000-4-7.
O instrumento de medição do ângulo de fase da tensão deve ter exatidão melhor ou igual a 1°.
4.4 Medição do tempo de reconexão
Para a medição do tempo de reconexão, deve ser utilizado um cronômetro ou instrumento de medição 
equivalente, com exatidão melhor ou igual a 1 s.
5 Requisitos para equipamentos
5.1 Simulador de rede c.a.
O simulador de rede c.a. utilizado nos ensaios deve satisfazer as condições especifi cadas na 
Tabela 1 e ser capaz de variar a tensão e frequência em degraus, nos quais o valor fi nal deve ser 
atingido em um período máximo de 16 ms.
O simulador de rede c.a deve ser capaz de produzir deslocamentos de fase (da tensão) de 90° e 180°.
NOTA O simulador de rede c.a. pode ser uma fonte de quatro quadrantes ou uma fonte de um quadrante 
com uma carga resistiva em paralelo que seja capaz de absorver a potência de ensaio.
Tabela 1 – Requisitos do simulador de rede c.a.
Itens Especifi cação
Tensão (passo mínimo) 0,4 % da tensão de ensaio
THD de tensão < 2,5 %
Frequência (passo mínimo) 0,1 Hz
Erro de defasagem a ± 1,5°
a Somente em equipamentos trifásicos.
5.2 Simulador de gerador fotovoltaico
O simulador de gerador fotovoltaico, utilizado nos ensaios, deve ser capaz de simular as características 
de corrente x tensão e tempo de resposta de um gerador fotovoltaico, conforme especifi cado na 
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Tabela 2 e não pode suprimir o ripple inserido pelo inversor no lado c.c., quando ele utilizá-lo em seu 
algoritmo de SPMP.
NOTA 1 O equipamento pode ser uma fonte c.c. capaz de simular um gerador fotovoltaico de acordo com 
as especifi cações desta Norma.
NOTA 2 Para a realização do ensaio, pode-se utilizar um equipamento que reúna duas ou mais funções.
Deve-se utilizar, simultaneamente, um simulador de gerador fotovoltaico para cada conjunto de entra-
das de um mesmo SPMP do ESE, conforme Figura 1.
c.c / c.a.
ESE
SPMP n
SPMP 1Simulador degerador FV 1
Simulador de
gerador FV n
Figura 1 – Inversor com múltiplos SPMP
Tabela 2 – Especifi cação do simulador de gerador fotovoltaico
Itens Especifi cação
Potência de saída Sufi ciente para fornecer a máxima potência de saída do ESE 
e outros níveis especifi cados pelas condições de ensaio
Velocidade de resposta
O tempo de resposta do simulador a um degrau na tensão de 
saída, devido a uma variação de 5 % de potência, deve resultar na 
acomodação da corrente de saída dentro de 10 % do seu valor fi nal em 
menos de 1 ms
Estabilidade
Excluindo as variações causadas pelo SPMP do ESE, a potência de 
saída do simulador deve permanecer estável dentro de 1 % do nível de 
potência especifi cado durante o ensaio
Fator de forma 0,25 a 0,8
6 Procedimento de ensaio
6.1 Cintilação
O procedimento de ensaio de conformidade com relação à cintilação faz parte do conteúdo das 
IEC 61000-3-3 (para sistemas com corrente inferior a 16 A), IEC 61000-3-11 (para sistemas com 
corrente superior a 16 A e inferior a 75 A) e IEC 61000-3-5 (para sistemas com corrente superior 
a 75 A).
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Critério de aceitação: 
O ESE é considerado em conformidade se os valores de cintilação medidos não excederem os limites 
das Normas citadas em 6.1.
6.2 Injeção de componente c.c.
É de inteira responsabilidade do fabricante do ESE fornecer uma forma de deslocar a corrente 
de saída (produzir uma injeção de componente contínua).
 a) Conectar o ESE aos simuladores de gerador fotovoltaico e de rede e, em seguida, acoplar 
os instrumentos de medição conforme a Figura 2.
 b) Confi gurar o simulador de gerador fotovoltaico para o ESE fornecer 33 % da sua potência c.a. 
nominal. O fator de forma e a tensão de entrada são arbitrários.
 c) Confi gurar o simulador de rede para absorver até 110 % da potência c.a. máxima do ESE, 
a 60 Hz e na tensão nominal de ensaio.
 d) Fechar as chaves seguindo a ordem de conexão ao ESE sugerida pelo fabricante e esperar 
a estabilização do SPMP. Se a estabilização do SPMP não for observada, esperar pelo menos 
5 min.
 e) Deslocar a corrente de saída, de forma que a componente contínua seja superior a 0,5 % 
da corrente nominal do ESE.
 f) Medir e registrar o tempo decorrido até a desconexão (contado a partir da aplicação 
do deslocamento da corrente).
 g) Repetir do passo b) ao f) com o simulador de gerador fotovoltaico confi gurado para o ESE fornecer 
66 % de sua potência nominal.
 h) Repetir do passo b) ao f) com o simulador de gerador fotovoltaico confi gurado para o ESE fornecer 
100 % de sua potência nominal.
Osciloscópio
Chave 2 Rede elétricaESEChave 1Gerador FV
Analisador de energia
Figura 2 – Diagrama de ligações para os ensaios
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Critério de ace itação:
O ESE é considerado em conformidade se os valores de tempo de desconexão medidos devido 
à injeção de componente contínua não excederem os limites estabelecidos na ABNT NBR 16149.
NOTA O ESE com transformador com separação galvânica em 60 Hz não precisa ser ensaiado.
6.3 Harmônicos e distorção de forma de onda
 a) Conectar o ESE aos simuladores de gerador fotovoltaico e de rede e, em seguida, acoplar 
os instrumentos de medição conforme a Figura 2.
 b) car as potências de entrada do ESE equivalentes a 10 %, 20 %, 30 %, 50 %, 75 % e 100 % 
da potência nominal de saída, necessitando, dessa forma, simular seis diferentes curvas de um 
gerador FV.
 c) Confi gurar o simulador de gerador fotovoltaico com a menor tensão da faixa de operação 
do SPMP e para que o ESE forneça um dos seis níveis de carregamento identifi cados no passo 
b). O fator de forma é arbitrário.
 d) Confi gurar o simulador de rede para absorver até 110 % da potência c.a. máxima do ESE, 
a 60 Hz e na tensão nominal de ensaio.
 e) Fechar as chaves seguindoa ordem de conexão ao ESE sugerida pelo fabricante e esperar 
a estabilização do SPMP. Se a estabilização do SPMP não for observada, esperar pelo menos 
5 min.
 f) Medir e registrar o valor da THDi.
 g) Repetir do passo c) ao f) para cada um dos outros cinco níveis de carregamento do ESE defi nidos 
no passo b).
Critério de aceitação: 
O ESE é considerado em conformidade se os valores de THDi medidos não excederem os limites 
estabelecidos na ABNT NBR 16149. 
6.4 Fator de potência
6.4.1 Fator de potência fi xo
 a) Confi gurar o ESE para operar com fator de potência capacitivo mínimo defi nido 
na ABNT NBR 16149.
 b) Conectar o ESE aos simuladores de gerador fotovoltaico e de rede e, em seguida, acoplar 
os instrumentos de medição conforme a Figura 2.
 c) Identifi car as potências de entrada do ESE equivalentes a 10 %, 20 %, 30 %, 50 %, 75 % 
e 100 % da potência nominal de saída, necessitando, dessa forma, simular seis diferentes curvas 
de um gerador FV.
 d) Confi gurar o simulador de gerador fotovoltaico para que o ESE forneça um dos seis níveis 
de carregamento identifi cados no passo c). O fator de forma e a tensão de entrada são arbitrários.
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 e) Confi gurar o simulador de rede para absorver até 110 % da potência c.a. máxima do ESE, 
a 60 Hz e na tensão nominal de ensaio.
 f) Fechar as chaves seguindo a ordem de conexão ao ESE sugerida pelo fabricante e esperar 
a estabilização do SPMP. Se a estabilização do SPMP não for observada, esperar pelo menos 
5 min.
 g) Medir e registrar o valor do fator de potência.
 h) Repetir do passo d) ao g) para cada um dos outros cinco níveis de carregamento do ESE defi nidos 
no passo c).
 i) Repetir do passo a) ao h), porém com o ESE confi gurado para operar com fator de potência 
indutivo mínimo defi nido na ABNT NBR 16149.
 j) Repetir do passo a) ao h), porém com o ESE confi gurado para operar com fator de potência 
unitário.
Critério de aceitação: 
O ESE é considerado em conformidade se a diferença entre os valores de fator de potência medidos 
e os valores esperados estiver dentro da tolerância de ± 0,025.
6.4.2 Fator de potência com curva do FP
 a) Confi gurar o ESE para operar com fator de potência segundo a curva do FP em função da potência 
ativa de saída do sistema fotovoltaico, estabelecido na ABNT NBR 16149.
 b) Conectar o ESE aos simuladores de gerador fotovoltaico e de red e e, em seguida, acoplar 
os instrumentos de medição conforme a Figura 2.
 c) Identicar as potências de entrada do ESE equivalentes a 10 %, 20 %, 30 %, 50 %, 75 % 
e 100 % da potência nominal de saída, necessitando, dessa forma, simular seis diferentes curvas 
de um gerador FV.
 d) Confi gurar o simulador de gerador fotovoltaico para que o ESE forneça um dos seis níveis 
de carregamento identifi cados no item c). O fator de forma e a tensão de entrada são arbitrários.
 e) Confi gurar o simulador de rede para absorver até 110 % da potência c.a. máxima do ESE, 
a 60 Hz e com tensão superior à tensão de ativação da curva do FP.
 f) Fechar as chaves seguindo a ordem de conexão ao ESE sugerida pelo fabricante e esperar 
a estabilização do SPMP. Se a estabilização do SPMP não for observada, esperar pelo menos 
5 min.
 g) Medir e registrar o valor do fator de potência.
 h) Repetir do passo d) ao g) para cada um dos outros cinco níveis de carregamento do ESE defi nidos 
no passo c).
Critério de aceitação: 
O ESE é considerado em conformidade se a diferença entre os valores de fator de potência medidos 
e os valores esperados (curva FP) estiver dentro da tolerância de ± 0,025.
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6.5 Injeção/demanda de potência reativa
 a) Confi gurar o ESE para fornecer potência reativa igual a 48,43 % da potência ativa de ensaio 
(operação capacitiva).
 b) Conectar o ESE aos simuladores de gerador fotovoltaico e de rede e, em seguida, acoplar 
os instrumentos de medição conforme a Figura 2.
 c) Identifi car as potências de entrada do ESE equivalentes a 10 %, 20 %, 30 %, 50 %, 75 % 
e 100 % da potência nominal de saída, necessitando, dessa forma, simular seis diferentes curvas 
de um gerador FV.
 d) Confi gurar o simulador de gerador fotovoltaico para que o ESE forneça um dos seis níveis 
de carregamento identifi cados no item c). O fator de forma e a tensão de entrada são arbitrários.
 e) Confi gurar o simulador de rede para absorver até 110 % da potência c.a. máxima do ESE, 
a 60 Hz e na tensão nominal de ensaio.
 f) Fechar as chaves seguindo a ordem de conexão ao ESE sugerida pelo fabricante e esperar 
a estabilização do SPMP. Se a estabilização do SPMP não for observada, esperar pelo menos 
5 min.
 g) Medir e registrar o valor da potência reativa na saída do ESE.
 h) Repetir do passo d) ao g) para cada um dos outros cinco níveis de carregamento do ESE defi nidos 
no passo c).
 i) Repetir do passo a) ao h), porém com o ESE confi gurado para demandar potência reativa igual 
a 48,43 % da potência ativa de ensaio (operação indutiva).
 j) Repetir do passo a) ao h), porém com o ESE confi gurado para fornecer apenas potência ativa 
(operação resistiva).
Critério de aceitação: 
O ESE é considerado em conformidade se a diferença entre os valores de potência reativa medidos 
e os valores esperados estiver dentro da tolerância de ± 2,5 % da potência nominal do ESE.
6.6 Variação de tensão
 a) Conectar o ESE aos simuladores de gerador fotovoltaico e de rede e, em seguida, acoplar 
os instrumentos de medição conforme a Figura 2. A tensão deve ser medida o mais próximo 
possível dos terminais do ESE.
 b) Confi gurar o simulador de gerador fotovoltaico para o ESE fornecer 100 % da sua potência c.a. 
nominal. O fator de forma e a tensão de entrada são arbitrários.
 c) Confi gurar o simulador de rede para absorver até 110 % da potência c.a. máxima do ESE, 
a 60 Hz e a 108 % da tensão nominal de ensaio.
 d) Fechar as chaves seguindo a ordem de conexão ao ESE sugerida pelo fabricante e esperar 
a estabilização do SPMP. Se a estabilização do SPMP não for observada, esperar pelo menos 
5 min.
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6.6.1 Medição da tensão de desconexão por sobretensão
 a) Elevar a tensão do simulador de rede, em passos de até 0,4 % da tensão nominal de ensaio, 
até que o ESE cesse de fornecer corrente à rede, conforme mostrado na Figura 3.
 b) Medir e registrar o valor de tensão efi caz que provocou a desconexão.
 c) Reduzir a tensão do simulador de rede para a tensão nominal de ensaio e esperar que o ESE 
volte a injetar corrente na rede.
≥ 2× tempo de desconexão
fornecido pelo fabricante
≤ 0,4 % VNominal
108 %
VNominal
VDesconexão
VRede
IESE
0
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t
Figura 3 – Procedimento de variação da rede para medição da tensão de desconexão 
por sobretensão
Critério de aceitação: 
O ESE é considerado em conformidade se a tensão de desconexão por sobretensão não exceder 
os limites estabelecidos na ABNT NBR 16149, com tolerância de + 2 % da tensão nomi nal de ensaio.
6.6.2 Medição do tempo de desconexão por sobretensão
 a) Elevar a tensão do simulador de rede para um valor 2 V abaixo da tensão que provocou 
a desconexão.
 b) Elevar a tensão do simulador de rede, aplicando um único degrau, para um valor superior ao que 
provocou a desconexão do ESE.
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 c) Medir e registrar a tensão e a corrente desde a aplicação do degrau até a desconexão do ESE.
 d) Com os valores de tensão e corrente registrados, verifi car qual foi o tempo de desconexão. 
A Figura 4 ilustra o tempo de desconexão, o qual é medido a partir do momento em que a tensão 
atinge o valor fi nal do degrau até o momento em que a corrente injetada na rede é interrompida.
 e) Reduzir a tensão do simulador de rede para a tensão nominal de ensaio e esperar que o ESE 
reconecte.
Tempo de desconexão
IESE
eficaz
IESE
VRede
eficaz
VRede
Detecção Tempo de atraso Interrupção Innteerruuppççããooo≤
 
16
 m
s
Figura 4 – Representação gráfi ca do tempo de desconexão por sobretensão
Critério de aceitação: 
O ESE é considerado em conformidade se o tempo de desconexão por sobretensão não exceder 
os limites estabelecidos na ABNT NBR 16149, com tolerância de + 2 %.
6.6.3 Medição da tensão de desconexão por subtensão
 a) Confi gurar o simulador de rede para ope rar a 88 % da tensão nominal de ensaio.
 b) Reduzir a tensão do simulador de rede, em passos de até 0,4 % da tensão nominal de ensaio, 
até que o ESE cesse de fornecer corrente à rede, conforme mostrado na Figura 5.
 c) Medir e registrar o valor de tensão efi caz que provocou a desconexão.
 d) Elevar a tensão do simulador de rede para a tensão nominal de ensaio e esperar que o ESE volte 
a injetar corrente na rede.
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ABNT NBR 16150:2013
88 %
VNominal
VDesconexão
VRede
C
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t
≤ 0,4 % VNominal
≥ 2× tempo de desconexão
fornecido pelo fabricante
Figura 5 – Procedimento de variação da rede para medição da tensão de desconexão 
por subtensão
Critério de aceitação:
O ESE é considerado em conformidade se a tensão de desconexão por subtensão não exceder 
os limites estabelecidos na ABNT NBR 16149, com tolerância de ± 2 % da tensão nominal de ensaio.
6.6.4 Medição do tempo de desconexão por subtensão
 a) Reduzir a tensão do sim ulador de rede para um valor 10 % acima da tensão que provocou 
a desconexão.
 b) Reduzir a tensão do simulador de rede, aplicando um único degrau, para um valor inferior ao que 
provocou a desconexão do ESE. 
 c) Medir e registrar a tensão e a corrente desde a aplicação do degrau até a desconexão do ESE.
 d) Com os valores de tensão e corrente registrados, verifi car qual foi o tempo de desconexão. 
A Figura 6 ilustra o tempo de desconexão, o qual é medido a partir do momento em que a tensão 
atinge o valor fi nal do degrau até o momento em que a corrente injetada na rede é interrompida.
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Detecção Tempo de atraso Interrupção Innteerruuppççããooo
Tempo de desconexão
≤ 
16
 m
s
IESE
eficaz
IESE
VRede
eficaz
VRede
Figura 6 – Representação gráfi ca do tempo de desconexão por subtensão
Critério de aceitação: 
O ESE é considerado em conformidade se o tempo de desconexão por subtensão não exceder 
os limites estabelecidos na ABNT NBR 16149, com tolerância de ± 2 %.
6.7 Variação de frequência
 a) Conectar o ESE aos simuladores de gerador fotovoltaico e de rede e, em seguida, acoplar 
os instrumentos de medição conforme a Figura 2.
 b) Confi gurar o simulador de gerador fotovoltaico para o ESE fornecer 100 % da sua potência c.a. 
nominal. O fator de forma e a tensão de entrada são arbitrários.
 c) Confi gurar o simulador de rede para absorver até 110 % da potência c.a. máxima do ESE, 
a 60 Hz e na tensão nominal de ensaio.
 d) Fechar as chaves, seguindo a ordem de conexão ao ESE sugerida pelo fabricante, e esperar 
a estabilização do SPMP. Se a estabilização do SPMP não for observada, esperar pelo menos 
5 min.
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6.7.1 Medição da frequência de desconexão por sobrefrequência
 a) Elevar a frequência do simulador de rede, em passos de até 0,1 Hz, até que o ESE cesse 
de fornecer energia, conforme mostrado na Figura 7.
 b) Medir e registrar a frequência que provocou a desconexão.
 c) Reduzir a frequência do simulador de rede para o valor nominal e esperar que o ESE reconecte.
≥ 2× tempo de desconexão
fornecido pelo fabricante
≤ 0,1 Hz 
fNominal
fDesconexão
fRede
IESE
0
t
t
Figura 7 – Procedimento de variação da rede para medição da frequência de desconexão 
por sobrefrequênci a
Critério de aceitação: 
O ESE é considerado em conformidade se a frequência de desconexão por sobrefrequência não 
exceder os limites estabelecidos na ABNT NBR 16149, com tolerância de ± 0,1 Hz.
6.7.2 Medição do tempo de desconexão por sobrefrequência
 a) Elevar a frequência do simulador de rede, aplicando um único degrau, para um valor superior ao 
que provocou a descon exão do ESE.
 b) Medir e registrar a frequência e a corrente desde a aplicação do degrau até a desconexão do ESE.
 c) Com os valores de frequência e corrente registrados, verifi car qual foi o tempo de desconexão. 
A Figura 8 ilustra o tempo de desconexão, o qual é medido a partir do momento em que a frequência 
atinge o valor fi nal do degrau até o momento em que a corrente injetada na rede é interrompida.
 d) Reduzir a frequência do simulador de rede para o valor nominal e esperar que o ESE reconecte.
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ABNT NBR 16150:2013
Detecção Tempo de atraso Interrupção Innteerruuppççããooo
Tempo de desconexão
≤ 
16
 m
s
IESE
eficaz
IESE
fRede
VRede
Figura 8 – Representação gráfi ca do tempo de desconexão por sobrefrequência
Critério de aceitação: 
O ESE é considerado em conformidade se o tempo de desconexão por sobrefrequência não exceder 
os limites estabelecidos na ABNT NBR 16149, com tolerância de ± 2 %.
6.7.3 Medição da frequência de desconexão por subfrequência
 a) Confi gurar o simulador de rede para operar a 58 Hz.
 b) Reduzir a frequência do simulador de rede, em passos de até 0,1 Hz, até que o ESE cesse de 
fornecer energia, conforme mostrado na Figura 9.
 c) Medir e registrar a frequência que provocou a desconexão.
 d) Elevar a frequência do simulador de rede para o valor nominal e esperar que o ESE reconecte.
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ABNT NBR 16150:2013
fNominal
fRede
fDesconexão
IESE
0
t
t
≤ 0,1 Hz 
≥ 2× tempo de desconexão
fornecido pelo fabricante
Figura 9 – Procedimento de variação da rede para medição da frequência de desconexão 
por subfrequência
Critério de aceitação: 
 O ESE é considerado em conformidade se a frequência de desconexão por subfrequência não exceder 
os limites estabelecidos na ABNT NBR 16149, com tolerância de ± 0,1 Hz.
6.7.4 Medição do tempo de desconexão por subfrequência
 a) Reduzir a frequência do simulador de rede, aplicando um único degrau, para um valor inferior 
ao que provocou a desconexão do ESE.
 b) Medir e registrar a frequência e a corrente desde a aplicação do degrau até a desconexão do ESE.
 c) Com os valores de frequência e corrente registrados, verifi car qual foi o tempo de desconexão. 
A Figura 10 ilustra o tempo de desconexão, o qual é medido a partir do momento em que 
a frequência atinge o valor fi nal do degrau até o momento em que a corrente injetada na rede 
é interrompida.
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ABNT NBR 16150:2013
Detecção Tempo de
atraso Interrupção nteerruppçããoo
Tempo de desconexão
≤ 
16
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IESE
eficaz
IESE
fRede
VRede
Figura 10 – Representação gráfi ca do tempo de desconexão por subfrequência
Critério de aceitação: 
O ESE é considerado em conformidade se o tempo de desconexão por subfrequência não exceder 
os limites estabelecidos na ABNT NBR 16149, com tolerância de ± 2 %.
6.8 Controle da potência ativa em sobrefrequência
 a) Conectar o ESE aos simuladores de gerador fotovoltaico e de rede e, em seguida, acoplar 
os instrumentos de medição conforme a Figura 2.
 b) Confi gurar o simulador de gerador fotovoltaico para o ESE fornecer 100 % da sua potência c.a. 
nominal. O fator de forma e a tensão de entrad a são arbitrários.
 c) Confi gurar o simulador de rede para absorver até 110 % da potência c.a. máxima do ESE, 
a 60 Hz e na tensão nominal de ensaio.
 d) Fechar as chaves seguindo a ordem de conexão ao ESE sugerida pelo fabricante e esperar 
a estabilização do SPMP. Se a estabilização do SPMP não for observada, esperar pelo menos 
5 min.
 e) Medir e registrar a frequência e a potência de saída do ESE.
 f) Elevar a frequência da rede para 60,2 Hz.
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ABNT NBR 16150:2013
 g) Medir e registrar a frequência e a potência de saída do ESE.
 h) Elevar a frequência da rede para 60,5 Hz.
 i) Medir e registrar a frequência e a potência de saída do ESE.
 j) Elevar a frequência da rede para 61 Hz.
 k) Medir e registrar a frequência e a potência de saída do ESE.
 l) Elevar a frequência da rede para 61,5 Hz.
 m) Medir e registrar a frequência e a potência de saída do ESE.n) Elevar a frequência da rede para 61,9 Hz.
 o) Medir e registrar a frequência e a potência de saída do ESE.
 p) Reduzir a frequência da rede para 60,2 Hz.
 q) Medir e registrar a frequência e a potência de saída do ESE a cada 30 s por um período de 330 s.
 r) Reduzir a frequência da rede para 60 Hz.
 s) Medir e registrar a potência de saída do ESE a cada 30 s (começando no momento em que 
a frequência voltou para 60 Hz) até que a potência de saída do ESE retorne para o valor medido 
no passo e). A Figura 11 ilustra os pontos de medição do passo e) ao r).
 t) Confi gurar o simulador de gerador fotovoltaico para o ESE fornecer 50 % da sua potência c.a. 
nominal e esperar a estabilização do SPMP. Se a estabilização do SPMP não for observada, 
esperar pelo menos 5 min. O fator de forma e a tensão de entrada são arbitrários. 
 u) Repetir do passo e) ao s).
60 60,2 60,5 61 61,5 61,9
F
[Hz]
44/22
100/50
P / PN[%]
P1 P2 P3
P4
P5
P6P7P8
Figura 11 – Representação gráfi ca do controle da potência ativa em sobrefrequência
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© ABNT 2013 - Todos os direitos reservados 19
ABNT NBR 16150:2013
Critério de aceitação: 
O ESE é considerado em conformidade se satisfi zer as seguintes exigências:
 a) A diferença entre os valores de potência ativa medidos e os valores esperados está dentro 
da tolerância de ± 2,5 % da potência nominal do ESE.
 b) O tempo necessário para o ESE começar a aumentar a potência ativa injetada, após a redução 
da frequência da rede, é maior ou igual ao limite estabelecido na ABNT NBR 16149.
 c) O gradiente de elevação da potência ativa injetada é inferior ao limite estabelecido 
na ABNT NBR 16149.
6.9 Reconexão
Este ensaio deve ser realizado durante os ensaios d e 6.6.1, 6.6.3
Imediatamente após restabelecer as condições nominais de tensão/frequência, medir e registrar 
o tempo decorrido até a reconexão.
NOTA O tempo de reconexão pode ser medido com um cronômetro.
Critério de aceitação: 
O ESE é considerado em conformidade se o tempo de reconexão não exceder os limites estabelecidos 
na ABNT NBR 16149.
6.10 Religamento automático fora de fase
 a) Conectar o ESE aos simuladores de gerador fotovoltaico e de rede e, em seguida, acoplar 
os instrumentos de medição conforme a Figura 2.
 b) Confi gurar o simulador de gerador fotovoltaico para o ESE fornecer 100 % da sua potência c.a. 
nominal. O fator de forma e a tensão de entrada são arbitrários.
 c) Confi gurar o simulador de rede para absorver até 110 % da potência c.a. máxima do ESE, 
a 60 Hz e na tensão nominal de ensaio.
 d) Fechar as chaves seguindo a ordem de conexão ao ESE sugerida pelo fabricante e esperar 
a estabilização do SPMP. Se a estabilização do SPMP não for observada, esperar pelo menos 
5 min.
 e) Deixar o sistema operar por pelo menos 5 min ou o tempo necessário para estabilizar a temperatura 
interna do ESE.
 f) Aplicar um deslocamento no ângulo de fase da tensão igual a 90° e esperar o tempo de reconexão, 
caso o ESE desconecte-se.
 g) Medir e registrar a corrente de saída do ESE.
 h) Aplicar um deslocamento no ângulo de fase da tensão igual a 180°.
 i) Medir e registrar a corrente de saída do ESE.
NOTA Pode ser que as proteções do ESE atuem após a aplicação do deslocamento do ângulo de fase 
e que seja necessária a troca de fusíveis.
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© ABNT 2013 - Todos os direitos reservados20
ABNT NBR 16150:2013
Critério de aceitação: 
O ESE é considerado em conformidade se a corrente de saída estiver dentro dos parâmetros normais 
de funcionamento.
6.11 Limitação de potência ativa
A limitação de potência ativa injetada na rede, por meio de sinal de controle externo, deve ser ensaiada 
conforme as especifi cações de recepção e processamento de sinal fornecidas pelo fabricante do ESE.
É de inteira responsabilidade do fabricante do ESE fornecer uma forma de envio, recepção 
e processamento do sinal de controle externo, para a realização do ensaio.
 a) Conectar o ESE aos simuladores de gerador fotovoltaico e de rede e, em seguida, acoplar 
os instrumentos de medição conforme a Figura 2.
 b) Confi gurar o simulador de gerador fotovoltaico para o ESE fornecer 100 % da sua potência c.a. 
nominal. O fator de forma e a tensão de entrada são arbitrários.
 c) Confi gurar o simulador de rede para absorver até 110 % da potência c.a. máxima do ESE, 
a 60 Hz e na tensão nominal de ensaio.
 d) Fechar as chaves seguindo a ordem de conexão ao ESE sugerida pelo fabricante e esperar 
a estabilização do SPMP. Se a estabilização do SPMP não for observada, esperar pelo menos 
5 min.
 e) Após 1 min de operação, enviar um comando externo para o ESE reduzir 10 % da potência ativa 
de saída.
 f) Esperar 1 min, medir e registrar a potência ativa de saída do ESE.
 g) Repetir do passo e) ao f) 8 vezes.
Critério de aceitação: 
O ESE é considerado em conformidade se a diferença entre os valores de potência medidos 
e os valores esperados estiver dentro da tolerância de ± 2,5 % da potência nominal do ESE.
6.12 Comando de potência reativa
O comando de potência reativa por meio de sinal de controle externo deve ser ensaiada conforme as 
especifi cações de recepção e processamento de sinal fornecidas pelo fabricante do ESE.
É de inteira responsabilidade do fabricante do ESE fornecer uma forma de envio, recepção e proces-
samento do sinal de controle externo, para a realização do ensaio.
 a) Conectar o ESE aos simuladores de gerador fotovoltaico e de rede e, em seguida, acoplar 
os instrumentos de medição conforme a Figura 2.
 b) Confi gurar o simulador de gerador fotovoltaico para o ESE fornecer 50 % da sua potência c.a. 
nominal. O fator de forma e a tensão de entrada são arbitrários.
 c) Confi gurar o simulador de rede para absorver até 110 % da potência c.a. máxima do ESE, 
a 60 Hz e na tensão nominal de ensaio.
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ABNT NBR 16150:2013
 d) Fechar as chaves seguindo a ordemde conexão ao ESE sugerida pelo fabricante e esperar 
a estabilização do SPMP. Se a estabilização do SPMP não for observada, esperar pelo menos 
5 min.
 e) Após 1 min de operação, enviar um comando externo para o ESE operar com potência reativa 
indutiva igual a 0,4358 (para ESE com potência nominal superior a 6 kW) vez a potência ativa 
nominal.
 f) Esperar 10 s, medir e registrar a potência reativa de saída do ESE. 
 g) Enviar um comando externo para o ESE operar com potência reativa nula.
 h) Esperar 10 s, medir e registrar a potência reativa de saída do ESE. 
 i) Enviar um comando externo para o ESE operar com potência reativa capacitiva igual a 0,4358 
(para ESE com potência nominal superior a 6 kW) vez a potência ativa nominal.
 j) Esperar 10 s, medir e registrar a potência reativa de saída do ESE.
Critério de aceitação: 
O ESE é considerado em conformidade se a diferença entre os valores de potência medidos 
e os valores esperados estiver dentro da tolerância de ± 2,5 % da potência nominal do ESE.
6.13 Desconexão e reconexão do sistema fotovoltaico da rede
É de inteira responsabilidade do fabricante do ESE fornecer uma forma de envio, recepção 
e processamento do sinal de controle externo, para a realização do ensaio.
 a) Conectar o ESE aos simuladores de gerador fotovoltaico e de rede e, em seguida, acoplar 
os instrumentos de medição conforme a Figura 2.
 b) Confi gurar o simulador de gerador fotovoltaico para o ESE fornecer 100 % da sua potência c.a. 
nominal. O fator de forma e a tensão de entrada são arbitrários.
 c) Confi gurar o simulador de rede para absorver até 110 % da potência c.a. máxima do ESE, 
a 60 Hz e na tensão nominal de ensaio.
 d) Fechar as chaves seguindo a ordem de conexão ao ESE sugerida pelo fabricante e esperar 
a estabilização do SPMP. Se a estabilização do SPMP não for observada, esperar pelo menos 
5 min.
 e) Após 1 min de operação, enviar um comando externo para o ESE desconectar da rede elétrica.
 f) Esperar 1 min, medir e registrar a potência ativa de saída do ESE.
 g) Após 1 min do evento de desconexão do ESE, enviar um comando externo para o ESE reconectar 
à rede elétrica.
 h) Esperar 1 min, medir e registrar a potência ativa de saída do ESE.
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Critério de aceitação: 
O ESE é considerado em conformidade se desconectar-se e reconectar-se da rede após o comando 
externo correspondente.
6.14 Requisitos de suportabilidade a subtensões decorrentes de faltas na rede (fault 
ride through – FRT)
 a) Conectar o ESE aos simuladores de gerador fotovoltaico e de rede e, em seguida, acoplar os 
instrumentos de medição conforme a Figura 2.
 b) Confi gurar o simulador de gerador fotovoltaico para o ESE fornecer 100 % da sua potência c.a. 
nominal. O fator de forma e a tensão de entrada são arbitrários.
 c) Confi gurar o simulador de rede para absorver até 110 % da potência c.a. máxima do ESE, 
a 60 Hz e na tensão nominal de ensaio.
 d) Fechar as chaves seguindo a ordem de conexão ao ESE sugerida pelo fabricante e esperar 
a estabilização do SPMP. Se a estabilização do SPMP não for observada, esperar pelo menos
5 min.
 e) Após 5 min de operação, simular uma falta trifásica simétrica na rede, de forma que a tensão caia 
para 5 % do valor nominal de ensaio por um tempo de 190 ms e depois retorne à tensão para 
o valor nominal de ensaio, conforme mostrado na Figura 12.
 f) Medir e registrar de cada fase, a tensão da rede (fase neutro), a corrente e as potências ativa 
e reativa de saída do ESE durante todo o período de aplicação da falta.
 g) Simular uma falta trifásica simétrica na rede, de forma que a tensão caia para 45 % do valor 
nominal de ensaio por um tempo de 290 ms e depois retorne à tensão para o valor nominal 
de ensaio, conforme mostrado na Figura 13.
 h) Medir e registrar cada fase, a tensão da rede (fase neutro), a corrente e as potências ativa 
e reativa de saída do ESE durante todo o período de aplicação da falta.
 i) Simular uma falta bifásica assimétrica na rede, de forma que a tensão caia para 5 % do valor 
nominal de ensaio por um tempo de 190 ms e depois retorne à tensão para o valor nominal 
de ensaio, conforme mostrado na Figura 12.
 j) Medir e registrar, de cada fase, a tensão da rede (fase neutro), a corrente e as potências ativa 
e reativa de saída do ESE durante todo o período de aplicação da falta.
 k) Simular uma falta bifásica assimétrica na rede, de forma que a tensão caia para 45 % do valor 
nominal de ensaio por um tempo de 290 ms e depois retorne à tensão para o valor nominal 
de ensaio, conforme mostrado na Figura 13.
 l) Medir e registrar, de cada fase, a tensão da rede (fase neutro), a corrente e as potências ativa 
e reativa de saída do ESE durante todo o período de aplicação da falta.
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100 %
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5 %
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190 ms
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Figura 12 – Falta trifásica simétrica (5 %)
100 %
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rede
VNominal
45 %
VNominal
290 ms
t
Figura 13 – Falta trifásica simétrica (45 %)
Durante a falta assimétrica bifásica, a tensão residual e os ângulos de fase das três fases devem 
atender aos valores mostrados na Tabela 3.
Tabela 3 – Especifi cações da falta bifásica assimétric a
Falta
Tensão fase neutro (% da tensão nominal) Ângulo de fase
Fase 1 Fase 2 Fase 3 ϕ1 ϕ2 ϕ3
5 % 87 % ± 5 % 87 % ± 5 % 5 % ± 5 % 27° – 147° 113°
45 % 90 % ± 5 % 90 % ± 5 % 45 % ± 5 % 15° – 135° 115°
Critério de aceitação: 
O ESE é considerado em conformidade se atender aos requisitos de suportabilidade a subtensões 
decorrentes de faltas na rede (fault ride through – FRT) especifi cados na ABNT NBR 16149.
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ABNT NBR 16150:2013
Bibliografi a
[1] ABNT NBR 10899, Energia solar fotovoltaica – Terminologia
[2] IEEE 1547.1, Standard for conformance tests proceduresfor equipment interconnecting distributed 
resources with electric power systems
[3] CEI 0-21, Reference technical rules for the connection of active and passive users to the LV 
electrical Utilities.
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