IEEE Std 1547.-2003: IEEE Standard for Interconnecting

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INTERCONECCIINTERCONECCIÓÓN: ESTANDARES Y REQUERIMIENTOSN: ESTANDARES Y REQUERIMIENTOS

IEEE Std 1547.-2003: IEEE Standard for InterconnectingDistributed Resources with Electric Power Systems

IEEE Std 1547.-2005: IEEE Standard Conformance TestProcedures for Equipment Interconnecting DistributedResources with Electric Power Systems

IEEE Std 1547.-2007: IEEE Guide for Monitoring,InformationExchange, and Control of Distributed Resources interconnectedwith Electric Power Systems

IEEE Std 1547.-2008: IEEE Application Guide for IEEE Std1547™, IEEE Standard for Interconnecting DistributedResources with Electric Power Systems

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IEEE Std 1547.-2008:

Aplicable a todas las tecnologías de DR de 10MVA o menos interconectadas en un PCC con un EPS a tensiones de distribución primarias o secundarias.

Se define:

Donde:SSC(EPS), kVA de cortocircuito aportado al PCC por el EPS (incluyendo todas las fuentesSSC(DR), kVA de cortocircuito aportado al PCC por el DR en cuestión

Si hay un transformador dedicado a un usuario, esta relación corresponde al lado de alta tensión

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IEEE Std 1547.-2008:Funciones del sistema de interconexión:

Se establecen requerimientos funcionales técnicos de interconexión: Hardware y software.

Existe un amplio rango de equipos de interconexión

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IEEE Std 1547.-2008:Funciones del sistema de interconexión:Una categorización de tales equipos:

1. Sincronización y puesta en paralelo

2. Transferencia de fuentes de potencia

3. Medición y monitoreo

4. Protección

5. Control

6. Conversión y acondicionamiento de potencia

7. Despacho, comunicación….

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IEEE Std 1547.-2008:Funciones del sistema de interconexión:1. Sincronización y puesta en paralelo:

La conexión en paralelo de un DR a un EPS no deberá causar fluctuaciones de tensión mayores a ±5% en el PCC ni producir flicker objetable a otros usuariosdel EPS

Si cualquiera de los siguientes parámetros esta fuera de los siguientes márgenes el sistema no debe entrar en paralelo:

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Verificar el retardo entre el tiempo transcurrido entre la orden del disparo y la conexión propiamente dicha

Una secuencia para la verificación de los parámetros de la Tabla anterior sería: Tensión – Frecuencia - ángulo

Si el DR es una máquina síncrona y su frecuencia está por encima de la del EPS la toma de carga intempestiva puede ser dañina (para la máquina impulsora)

En un DR precargado entrando en sincronismo, la dinámica de la carga puede afectar la velocidad y la precisión del sincronismo

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La sincronización simultánea de varios DR a un EPS puede resultar inapropiada

(sincronizadores individuales)

Los equipamientos para la sincronización y puesta en paralelo de un DR dependen de la naturaleza de la fuente de energía y los dispositivos de conversión. Eje.: motor-alternador, conversor primario-conversor secundario, ajuste de la tensión, ajuste de la frecuencia, ajuste de ángulo….

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IEEE Std 1547.-2008:Funciones del sistema de interconexión:4. Protección

La 1547 solo se refiere a como se protege el EPS de problemas ocasionados por el DR: El operador del EPS debe mantener la calidad de potencia para sus usuarios, evitar que sus equipos sean dañados y su personal opere de manera segura

El sistema de interconexión no debe permitir la energización del EPS cuando este se encuentre desenergizado

El sistema de interconexión debe detectar fallas en el EPS y aislar el DR: Si estas son tales que no causen significantes variaciones de corriente, tensión o frecuencia en el PCC no hay razón técnica para la desconexión

El sistema de interconexión debe coordinar con cualquier recierre en el área del EPS que pueda aislar el alimentador que conecta al DR con el EPS

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IEEE Std 1547.-2008:Funciones del sistema de interconexión:4. Protección

El medio principal para detectar fallas u otros disturbios en una línea, incluidos los causados por el DR, es la protección por sobre o subtensiones y por sobre o subfrecuencia. Debe existir un criterio de característica tiempo inverso en función de la severidad del problema.

El ajuste para disparos por frecuencia depende del tamaño del DR. Un gran DR puede contribuir al soporte del sistema frente a sobrecargas temporales. Estos ajustes deben ser coordinados entre el EPS y el DR

Pueden las funciones de protección estar integradas al sistema de control del DR. Si se trata de un inversor, tales funciones de protección pueden encontrarse en el software de control del mismo

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IEEE Std 1547.-2008:Funciones del sistema de interconexión:5. Control

Los módulos de control del DR proveen la interfase hombre-máquina, una interfase de comunicación, sincronización, monitoreo y medición.

Distintos sistemas de conversión requieren distintos sistemas de control

6. Conversión y acondicionamiento de potencia

El subsistema de conversión de potencia recibe potencia y la convierte en potencia de ac a la tensión requerida: transformadores, inversores, etc.

7. Despacho, comunicación….

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INTERCONECCIINTERCONECCIÓÓN: ESTANDARES Y REQUERIMIENTOSN: ESTANDARES Y REQUERIMIENTOSIEEE Std 1547.-2008

Requerimientos generales:Regulación de tensión (IEEE Std 1547.-2003-4.1.1) :“El DR no regulará activamente la tensión en el PCC. EL DR no deberá ser causa para que las tensiones de servicio en el EPS salgan fuera de los límites requeridos”

Impacto del DR sobre la tensión en el EPS:

Inyectar potencia en el sistema es reducir la corriente de carga y por ende la caída de tensión (subida de tensión)

El DR suministra potencia reactiva (capacitiva), se reduce la caída de tensión en el EPS

El DR absorbe potencia reactiva (inductiva), se incrementa la caída de tensión en el EPS

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Requerimientos generales:Regulación de tensión:Consideraciones generales:

El impacto de DR individuales de escala residencial (< 10kW) sobre los niveles de tensión primaria del un EPS será despreciable

El impacto, para los mismos DR anteriores, pero sobre los niveles de tensión secundaria puede afectar a otros usuarios

En general la presencia de un DR requerirá la revisión de la “filosofía” o “estrategia” de regulación de tensión. Más aun si existe la posibilidad que se invierta la dirección del flujo de potencia

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Requerimientos generales:Regulación de tensión:Consideraciones generales:

Puede ser necesario revisar la regulación de tensión para varios DR individuales residenciales o un gran DR cuando estos se localicen:

En el lado de la carga de un área de EPS que use reguladores de tensión compensando caída de tensión en línea en configuraciones normales o alternativas

En el área de un EPS y los DR tengan una fuente primaria fluctuante (viento, solar)

En el área de un EPS y los DR puedan crear condiciones de flujo inverso a través de reguladores de tensión en configuraciones normales o alternativas

En una sección de líneas de un EPS donde la agregación de DR exceda el 10% del pico de carga de tal sección

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Requerimientos generales:Integración con la puesta a tierra del área del EPS (IEEE Std 1547.-2003-4.1.2):“El esquema de puesta a tierra de la interconexión del DR no deberá causar sobretensiones que excedan las magnitudes nominales de los equipos conectados al área del EPS y deberá coordinar con las protecciones de falta a tierra..”

Impacto del DR:

Los sistemas de distribución han sido diseñado para que la dirección del flujo sea desde la subestación hacia las cargas. El DR puede invertir el sentido de la energización. Los efectos dependen de:

Tipo de circuito de distribuciónConfiguración de los bobinados y puesta a tierra de los transformadores de distribución involucrados

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Requerimientos generales:Integración con la puesta a tierra del área del EPS:

Impacto del DR:

Si la configuración de los bobinados y puesta a tierra del transformador de distribución del DR no forman una fuente de energización compatible para el circuito de distribución pueden aparecer:

Sobretensiones fase-tierra: Una seccionalización del EPS puede dejar al DR funcionando aislado con parte del EPS. (supuestamente el DR debiera detectar tal situación). La parte del EPS alimentada por el DR puede quedar sin referencia a tierra.

Desensibilización de los dispositivos de detección de faltas a tierra del área del EPS: Si el transformador asociado al DR tiene una estrella puesta a tierra del lado del EPS, el DR puede ser fuente de corriente para faltas a tierra. Esta situación puede afectar la sensibilidad de los dispositivos de protección del EPS para detectar FAI

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Requerimientos generales:Síncronización (IEEE Std 1547.-2003- 4.1.3):“La unidad de DR deberá entrar en paralelo con el EPS sin causar una fluctuación de tensión más allá de ±5% del nivel de tensión del EPS en el PCC y reunir los requerimientos de flicker que se dan más adelante

Interconexión síncrona:La entrada en paralelo no se deberá producir en la medida que ninguno de los siguientes parametros se encuentre fuera de rango:

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Requerimientos generales:Síncronización :Interconexión de inducción:Se debe verificar lo mismo que en el caso anterior.

Se deberá determinar la máxima corriente de inserción. Tal corriente, con la información de las impedancias del EPS permitirán verificar la caída de tensión antes establecida (±5%)

Interconexión de inversores:Si el inversor produce una tensión fundamental antes de la entrada en paralelo, se debe verificar lo mismo que para la interconexión síncrona

Para cualquier otro inversor, se agrega el último punto del apartado anterior

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Requerimientos generales:Energización no advertida del EPS(IEEE Std 1547.-2003- 4.1.5):“El DR no deberá energizar al EPS cuando el mismo se encuentre desenergizado”

Monitoreo(IEEE Std 1547.-2003- 4.1.6):“Cada unidad de DR de 250kVA o más o varios DR agregados en un PCC de 250kVA o más deberán monitorear el estado de conexión, potencia activa y reactiva y tensión en el punto de conexión del DR”

La instalación de un DR de relativamente significativo tamaño respecto de la carga del EPS, la operación del DR puede afectar la operación del EPS

Dispositivo de aislamiento (IEEE Std 1547.-2003- 4.1.7):“Donde las práctica operativas del EPS lo requieran deberá localizarse entre el EPS y el DR un elemento de seccionalización de fácil acceso, trabable y visible”

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Requerimientos generales:Protección de interferencia electromagnética (IEEE Std 1547.-2003-4.1.8.1):“El sistema de interconexión deberá ser capaz de soportar las Interferencias Electromagnéticas (IEEE C37.90 -2004). La influencia de las EMI no deberáproducir un cambio de estado u operación no deseada del sistema de interconexión”

Las pruebas (por ejemplo, el efecto de un walkie-talkie a 15 cm del dispositivo en cuestión) se harán sobre elementos de protección y control: reles, PLC’s, computadoras.

Comportamiento frente a transitorios rápidos (IEEE Std 1547.-2003-4.1.8.2):“El sistema de interconexión deberá ser capaz de soportar transitorios rápidos de tensión y corriente (IEEE C37.90 -2004)”

2020


Requerimientos generales:Comportamiento frente a transitorios rápidos:

Descargas atmosféricas

Transitorios de maniobra:Transitorios periódicos: p.e.: “notches” PWMReigniciones o reencendidos múltiples en operaciones de maniobraManiobra de banco de condensadores o cablesTransitorios provenientes de cortocircuitos, cortocircuitos con arco, Etc..

Dispositivo de puesta en paralelo (IEEE Std 1547.-2003- 4.1.8.3):“El dispositivo de puesta en paralelo deberá ser capaz de soportar un 220% de la tensión nominal del sistema interconectado”

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Respuesta a condiciones anormales: Respuesta a condiciones anormales en el EPS(IEEE Std 1547.-

2003- 4.2):

Faltas en el área del EPS(IEEE Std 1547.-2003- 4.2.1):“El DR se desconectará del área del EPS cuando exista una falta en el área del EPS al cual se encuentra conectado”

Una premisa elemental: si un área del EPS ha detectado una falta y el circuito ha sido desenergizado, cualquier otra fuente también serádesconectada.

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Respuesta a condiciones anormales: Faltas en el área del EPS (IEEE Std 1547.-2003- 4.2.1):

La incorporación del DR en el EPS modifica no solo los aspectos de coordinación de las protecciones sino también, eventualmente, puede requerir una revisión de los parámetros nominales de los elementos de protección

Coordinación del recierre (IEEE Std 1547.-2003- 4.2.2):“El DR se desconectará del área del EPS antes que el EPS produzca el recierre”

La operación normal (radial sin fuentes aguas abajo) del EPS no contempla restricción de recierre por subtensión (asegurarse que el circuito efectivamente fue desenergizado antes del intento de recierre) o supervisión de sincronismo (asegurarse que la condición es la adecuada).

Muchas prácticas de recierre: instantáneo, un recierre o hasta tres recierres, con tiempos muertos también distintos: recierres instantáneos (15 o 20 ciclos), recierres en varios segundos, varios recierres con distintos tiempos muertos, etc..

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Respuesta a condiciones anormales: Coordinación del recierre (IEEE Std 1547.-2003- 4.2.2):Si el DR no se desconecta frente a esta circunstancia, el recierre en el EPS no cumple con su objetivo

En el supuesto que efectivamente la falta haya desaparecido en la apertura del EPS, y el DR siguió conectado, la reconexión del EPS puede hacerse fuera de fase. Frente a tal circunstancia puede suceder que:

Si el DR es un generador rotante, puede que este sea objeto de severos torques electromecánicosAparezcan severos transitorios de sobretensión sobre el alimentador (teóricamente 3 veces el valor cresta, en la práctica llega a 2 veces)Los transformadores y motores pueden experimentar corrientes transitorias másseveras que las normales de energizaciónTorques electromecánicos anormales sobrelos motores con efectos sobre ellos y sus cargas

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Respuesta a condiciones anormales: Coordinación del recierre (IEEE Std 1547.-2003- 4.2.2):Algunas situaciones atípicas pueden darse frente a Faltas de Alta Impedancia (FAI) o muy bajas corrientes de falta:

La corriente de falta es tan baja que el tiempo de actuación del relé es mayor que el tiempo de reseteo del sistema de recierre.

La presencia del DR en un alimentador de un EPS incide negativamente en la capacidad de detectar FAI del relé del alimentador del EPS (se “insensibiliza”). Para evitar esto, y si el DR es aportante en faltas a tierra, la alternativa es mantener aislado el DR hasta que el recierre automático del alimentador se haya reseteado

Es posible que el operador del EPS se resista a cambiar sus prácticas de recierre. Una alternativa es incluir un monitoreo de tensión del lado de la carga de los interruptores o reconectadores: Si hay tensión (no es cero o por debajo de algún valor), el DR no ha sido desconectado, y por lo tanto el recierre se bloquea

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Respuesta a condiciones anormales: Tensión (IEEE Std 1547.-2003- 4.2.3):“Las funciones de protección del sistema de interconexión deberán detectar el valor rms o el valor a la frecuencia fundamental de cada tensión de línea……., La Tabla da los tiempos en los que el DR será desconectado según la magnitud de la tensión…… ” (algunas consideraciones distintas en para DR por encima y por debajo de 30kW)

Dos escalones para arriba y dos para abajo, uno rápido y otro retardado

El propósito del rápido por subtensión es una detección de faltas en el EPS.El propósito del rápido por sobretensión es una detección de potenciales daños que puedan ocurrir en un funcionamiento en isla involuntario.

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Respuesta a condiciones anormales: Tensión (IEEE Std 1547.-2003- 4.2.3):Las desviaciones de tensión o de frecuencia pueden producir daños en equipos del EPS o de usuarios del EPS. Sin embargo, disparos instantáneos para estas situaciones en el sistema de interconexión pueden provocar disparos innecesarios (disturbios externos al sistema). Así se justifican los retardos de tiempo para variaciones menores

La detección de faltas basada en la tensión tiende a reemplazar a la basada en corriente ya que:

En los DR basados en inversores, la corriente decae rápidamente por el sistema de control del inversorEn los DR basados en generadores de inducción, sucede algo similar ya que el flujo decae súbitamente bajo condiciones de CC a sus bornesEn generadores síncronos el incremento de corriente puede ser poco significativo para ciertas combinaciones de impedancia de fuente, impedancia del generador, impedancia de falta y duración de la falta

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Respuesta a condiciones anormales: Tensión (IEEE Std 1547.-2003- 4.2.3):Medir tensiones entre fases o entre fase y tierra?La mayoría de las faltas son desequilibradas….Las alteraciones de la o las fases “no falladas” pueden no ser de suficiente magnitud como para indicar una “condición anormal”..

La presencia de un transformador entre el PCC y el DR puede tener un efecto significante en “el reflejo” de las tensiones fase-fase o fase-tierra cuando existan tensiones desequilibradas en el EPS. Salvo que el transformador sea YY (ambos a tierra), los desequilibrios en el PCC como resultado de faltas desequilibradas en el EPS pueden ser significativamente diferentes a los detectados en la interconexión del DR

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Respuesta a condiciones anormales: Frecuencia (IEEE Std 1547.-2003- 4.2.4):“Cuando la frecuencia del sistema esta en un rango como el que se muestra en la Tabla el DR se desconectará del EPS en los tiempos que se indican… …… ”(algunas consideraciones distintas en para DR por encima y por debajo de 30kW).

Las funciones de protección por sobre o subfrecuencia están entre los más importantes para detectar un DR en isla.

Son funciones de respuesta rápida, pero debe evitarse el disparo indeseado

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Respuesta a condiciones anormales: Frecuencia (IEEE Std 1547.-2003- 4.2.4):Maniobras o perturbaciones en la red de transmisión o distribución provocan movimientos de los ángulos de fase de las tensiones que “pueden confundir”(depende de los tiempos de medida o ventana)

La operación de un elemento de protección en el EPS deja al DR aislado con algún área del EPS y eventuales usuarios. La frecuencia en la isla depende básicamente de las características y el balance entre el DR y las cargas

Un DR de más de 30kW podría tener un efecto positivo en la confiabilidad del sistema. El EPS puede disponer de relés de subfrecuencia y subtensión que puedan desconectar carga para estabilizar la operación. El operador del EPS podría tener margen de coordinación entre sus técnicas de estabilización que permitan modificar el ajuste del disparo por subfrecuencia

Algunos relés de frecuencia son también sensibles a la velocidad de cambio de la Frecuencia; Este también puede ser un parámetro útil en el ajuste de los tiempos

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Respuesta a condiciones anormales: Frecuencia (IEEE Std 1547.-2003- 4.2.4):

Un aspecto importante: la confiabilidad del sistema en su conjunto….La operación de sistemas interconectados contempla exigencia de desconexión de cargas en la medida que la frecuencia del sistema cae. La pérdida de un block de generación, cuando los márgenes de reserva son bajos, le requerirá a los operadores que manejen cargas, fundamentalmente aquellos en el área donde se ha producido la pérdida, la desconexión de un monto similar de carga. Para el operador del EPS puede ser útil considerar el efecto del DR frente a esta situación

Naturalmente, a diferencia de los disturbios de tensión, los de frecuencia se manifiestan idénticamente en las tres fases y por lo tanto su detección puede efectuarse sobre solo una fase

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IEEE Std 1547.1-2005- 4.2.4: Procedimientos de pruebas para equipos de interconexión

Si las pruebas permiten el uso de un EPS simulado, este debe:Ser capaz de confirmar el comportamiento establecido por el fabricante

Los armónicos de tensión del EPS simulado deberán estar por debajo de 2,5% de THD

Los armónicos de tensión individuales del EPS deberán ser menores que el 50% de los límites que establece esta norma

Durante la prueba la tensión del sistema simulado del EPS no deberá variar ±1%del valor nominal

Para las pruebas de disparo por magnitudes de tensión, la resolución de los cambios de tensión deberá estar dentro de 0,5a de la tensión nominal, donde a es la exactitud del equipo (lo mismo para las frecuencias)

Para las pruebas de disparo temporizado por tensión, el EPS simulado deberá ser capaz de pasar de V1 a V1+0,5(V2-V1) en un ciclo de la forma de onda de tensión o en un 1% del tiempo de disparo del equipo ensayado

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IEEE Std 1547.1-2005- 5.2: Pruebas de respuesta a condiciones anormales de tensión

Pruebas para sobretensión:

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Pruebas para sobretensión:

PT, magnitud de disparo

Pb, dentro del 10% de la magnitud dedisparo

th, al menos 2 veces el retardo de disparo

a, exactitud del equipo

z, ajuste del retardo de tiempo másel tiempo de detección establecido porel fabricante

( )( )xz

xam25.0

=

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Las pruebas para subtensión, sobfrecuencia y sobrefrecuencia siguen un procedimiento del mismo tipo

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Respuesta a condiciones anormales: Pérdida de sincronismo (IEEE Std 1547.-2003- 4.2.5):“No se requiere protección por pérdida de sincronismo excepto cuando sea necesario para cumplimentar el 4.3.2”

Esta cláusula es solo aplicable a generadores síncronos. En principio este es un riesgo del generador y por lo tanto se encuentra fuera del alcance de esta norma salvo que esto tenga un impacto sobre la calidad de potencia.

El impacto del DR para una condición de pérdida de sincronismo se centraliza en dos áreas:

Respuesta del generador a una falta en el sistema externoTransitorios en el generador por un recierre en un área remota del EPS

Para que exista la posibilidad de pérdida de sincronismo la falta en el EPS debe ser “eléctricamente próxima” al generador, pero “no tanto” ya que en tal caso el DR habría sido desconectado por alguno de los parámetros anteriores…

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Respuesta a condiciones anormales: Pérdida de sincronismo (IEEE Std 1547.-2003- 4.2.5):La principal víctima de la pérdida de sincronismo es precisamente el generador:Efectos mecánicos y eléctricos (en tensión y corriente) destructivos sobre el generador y mecánicos sobre el impulsor

Sobre el EPS en principio solo causaría oscilaciones en tensiones y corrientes y fluctuaciones de potencia entre el DR y el área local y/o el EPS.

La Relación de Rigidez es un elemento que puede caracterizar el potencial impacto

La predicción precisa de los fenómenos de perdida de sincronismo requieren costosos y complejos estudios de estabilidad, con variables eléctricas y mecánicas de los componentes y, de gran importancia también, los sistemas de control.

Si fuese necesario se incorpora una función de protección por pérdida de síncronismo para aislar al DR del área del EPS

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Respuesta a condiciones anormales: Reconexión (IEEE Std 1547.-2003- 4.2.6):“Luego de un disturbio en el EPS, el DR no se reconectará hasta que la tensión en el EPS no se haya estabilizado en su magnitud y la frecuencia no se encuentre entre 59,3 y 60,5 Hz….El sistema de interconexión debe incluir un retardo de reconexión fijo o ajustable….”

Esta cláusula esta íntimamente relacionada a la 4.2.1 (Faltas en el área del EPS) y con el 4.2.2 (Coordinación con el recierre del área del EPS): de hecho es una secuencia de tres eventos: detección de las faltas, coordinación con las actividades de restauración del sistema de distribución y la reconexión del DR con el área del EPS.

3838


Calidad de potencia: Limitación de inyección de dc (IEEE Std 1547.-2003- 4.3.1):“El DR y su sistema de interconexión no deberá inyectar una corriente de dc mayor al 0,5% de la corriente total en el punto de conexión del DR”

Este tipo de inyecciones provocan un desplazamiento de dc en la forma de onda de tensión que aun en pequeñas cantidades puede provocar la saturación de componentes magnéticos que por lo tanto se convierten en fuentes de corrientes armónicas

Otros efectos menos importantes son incrementos de: calentamientos, ruidos audibles, etc.

La presencia de inversores, no solo formando parte del sistema de interconexión, puede originar esta inyección de dc

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Calidad de potencia: Limitación de inyección de dc (IEEE Std 1547.-2003- 4.3.1):

Corriente de excitación de un transformador típico de distribución con un 0,5% de inyección de dc

4040



Espectro de las corrientes armónicas de un transformador típico de distribución con un 1% de inyección de dc

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THD y segundo armónico de corriente para un transformador típico de distribución con un 1% de inyección de dc

Esto puede relacionarse con los valores máximos de inyección de armónicos individuales y THD de un DR

4242



Este problema es generalmente típico de DR basados en inversores; Algunas técnicas para reducir la componente de dc en la corriente de salida de estos equipos pueden ser:

Control de la tolerancia de los componentes y las asimetrías de los tiempos para disminuir la componente de dc de la corriente de salida

Medición y control retroalimentado del inversor

Instalar un transformador aislador entre el inversor y el PCC. En tal caso la característica de saturación del transformador debería ser tal que tolere el dcproducido por el inversor

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IEEE Std 1547.1-2005- 5.6: Límite de inyección de dc para inversores sin transformador

El equipo es sometido a tres estados de carga: 33%, 66% y 100% de su corriente nominal

Se miden los valores rms de tensión y corriente y la componente de dc de las corrientes

El “ventaneo” no será menor de un ciclo ni mayor que 60 ciclos

Se verificará que los valores rms de tensión y corriente se encuentren dentro del 5% de la tensión nominal y de los valores de corriente para los estados de carga

Los valores de dc (sin importar el signo) se refieren a la corriente nominal

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Calidad de potencia: Limitación del flicker inducido por el DR (IEEE Std 1547.-2003- 4.3.2):“El DR no deberá crear un nivel de flicker objetable para otros usuarios del área del EPS”Interacciones entre el EPS y el DR:

Arranques y/o paradas de motores y/o generadoresReguladores en el EPSFluctuaciones en la salida del DR (PV o sistemas de viento)Otros

El DR cumplimentará con los requerimientos IEC (Pst) si sus variaciones de potencia (ΔS) comparadas con la potencia de cortocircuito (SSC) del EPS en el PCC se encuentran en estos

valores

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Calidad de potencia: Limitación del flicker inducido por el DR

Los sistemas eólicos pueden causar flicker por:

Maniobras: Los del tipo inducción, en arranques o paradas de generadoresCada vez que uno de estos equipos se sincroniza con el sistema se produce una corriente de conexión

Aspas:Fluctuaciones rítmicas causadas por las aspas en su paso por la dirección de la torre (reducción del torque por interferencia).Para los generadores estándares de inducción, esta caída del torque se traduce en un hueco en la potencia de salidaEn los diseñados para velocidad variable es posible reducir estos efectos

4646



Los sistemas eólicos pueden causar flicker por:

Ráfagas o turbulencia del viento:Este flicker se reduce proporcionalmente a la cantidad de turbinas conectadas al sistema

Fluctuaciones en la potencia de salida de un eólico de 80kW

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Los generadores síncronos o de inducción arrastrados por motores puede causar flicker por:

Motores primarios de bajas rpm

Transitorios de sincronización

Los generadores fotovoltaicos no parecen incidir (disminución de la irradiancia por interposición de nubes) seriamente en la producción de flicker

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Calidad de potencia: Armónicos (IEEE Std 1547.-2003- 4.3.3):“Cuando el DR alimenta cargas lineales equilibradas, la inyección de armónicos de corriente en el área del EPS en el PCC no deberá exceder los límites establecidos en la Tabla. Las inyecciones de corrientes armónicas deberán excluir las corrientes armónicas debidas a la distorsión de tensión armónica presente en área del EPS sin el DR conectado”

Distorsión de corriente armónica máxima en % de, la más grande entre, la corriente local de carga máxima del EPS (demanda integrada cada 15 o 30 min) sin conectar la DR y la capacidad de corriente nominal del DR (llevada al PCC cuando exista un trafo entre el DR y el PCC).Los armónicos pares se limitan al 25% de los impares de esta tabla

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Calidad de potencia: Armónicos (IEEE Std 1547.-2003- 4.3.3):

Estos requerimientos se aplican solamente a la corriente armónica en el PCC debido a las cargas lineales alimentadas por el DR.

La contribución de corriente armónica al PCC de cargas no lineales se excluye

Si bien el DR puede contribuir a la distorsión armónica de tensión en el área del EPS:

Los límites de inyección de corriente son responsabilidad del operador del DRLa distorsión de tensión en el área del EPS es responsabilidad del operador del EPS

Si hay inyección en el EPS habrá que determinar el efecto en la distorsión de tensión

5050


Calidad de potencia: Armónicos (IEEE Std 1547.-2003- 4.3.3):

La presencia del DR en el entorno del EPS cambia la respuesta en frecuencia del Sistema; o un cambio en el EPS o en el DR acoplado al EPS también puede cambiar tal respuesta en frecuencia

Si la situación es inadmisible, la solución puede pasar por:

Verificar la emisión de los “antiguos” consumidores del EPS en relación a su emisión de corrientes armónicasInstalar filtrosInstalar u nuevo alimentador (esto es darle mayor robustez a la fuente y aislar el problema)

Si la interconexión se hace mediante un transformador, los límites de la Tabla anterior son permitidos en la medida que los armónicos de corriente no superen el 5% de la corriente nominal del transformador

5151


IEEE Std 1547.1-2005- 5.11: Armónicos

Pruebas para inversores o generadores de inducción:Los equipos se conectan a un EPS simulado cuya corriente de cortocircuito no sea menor a 20 veces la corriente nominal del equipo;Se puede disponer una carga puramente resistiva igual a la potencia del equipo entre el EPS y el equipo a probarSe someten a tres estados de carga (33%, 66% y 100%);

Pruebas para un generador síncrono:El equipo impulsar debe mantener la frecuencia dentro de ±0.25% de las condiciones nominalesEl equipo se carga con una carga puramente resistiva igual a la potencia nominal del equipo

5252


Isla (IEEE Std 1547.-2003- 4.4):“Se define como isla a una condición en la cual una porción de un área del EPS es energizada solamente por uno o mas EPS’s locales a través de PCC’s asociados mientras que parte del área del EPS es eléctricamente separada del resto del área del EPS (se supone que no es una operación intencional)

Isla no intencional (IEEE Std 1547.-2003- 4.4.1):“Para una isla no intencional en la cual el DR energiza una parte del área del EPS a través de un PCC, el sistema de interconexión deberá detectar la isla y desconectarse del EPS dentro de los dos segundos”

Estas situaciones son de particular interés cuando el monto de carga aislada es similar al monto de generación de la isla

El impacto de esta situación es básicamente de seguridad y de calidad de potencia

5353


Isla no intencional (IEEE Std 1547.-2003- 4.4.1):

Este aspecto también se relaciona con los recierres

Una operación en isla puede resultar tanto en una condición de alta o baja tensión dependiendo de la configuración del sistema y del tamaño, tipo, conexión del transformador y método de regulación del DR

El tiempo requerido de 2 seg no resulta lo suficientemente rápido para lo que sería una operación de recierre rápida

Cuando el DR pretenda alimentar solo su EPS local y no al área del EPS a través del PCC podrá instalar un rele de potencia inversa en el PCC que opere un dispositivo de aislamiento.

La protección frente a esta situación se basa en la incapacidad del DR para satisfacer cambios bruscos en la carga sin un correspondiente cambio en la tensión y/o frecuencia; por lo tanto la base de protección esta en reles de tensión o frecuencia

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IEEE Std 1547.-2003: IEEE Standard for Interconnecting