ESTUDIO DENOMINADO “ANÁLISIS Y DEFINICIÓN DE …dataset.cne.cl/Energia_Abierta/Estudios/CNE/Infome Final DICTUC NORMA GD - 296 pgs.pdfestudio denominado “anÁlisis y definiciÓn

División Ingeniería Eléctrica

Informe Nº 1075620

Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl

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INFORME FINAL

ESTUDIO DENOMINADO “ANÁLISIS Y DEFINICIÓN DE EXIGENCIAS Y ESTÁNDARES PARA LA CONEXIÓN Y OPERACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA A QUE SE REFIERE EL ARTÍCULO 149º BIS DE LA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS”

Informe Nº: 1075620

“COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA”


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1. Título del proyecto Análisis y definición de exigencias y estándares para la conexión y operación de las instalaciones de GD a que se refiere el art. 149º bis de la LGSE

2. Cuerpo del informe

296 hojas

3. Autor(es) Director del proyecto y economista senior: David Watts, Ph.D. Ingeniero en normativa y regulación para GD y ERNC: Danilo Jara Ingeniero de proyecto: Robert Schacht Ingeniero de proyecto 2 y distribución eléctrica: Marysol Ayala Ingeniero de proyecto 4 en transmisión: Iván Chaparro Consultor Asociado: Nicolás Kipreos Coordinador y administrador de proyecto: Felipe Aspée Asesor legal: Marcos Watts Ingeniero de proyecto 5: Rodrigo Pérez Ingeniero de proyecto 3 y experto solar fv: Marcelo Valdés

4. Contrato

Convenio de prestación de servicios

profesionales entre DICTUC S.A. y la CNE con

fecha 17 de octubre de 2012

5. Nombre y dirección de la organización investigadora DICTUC S.A. Vicuña Mackenna Nº 4860, Casilla 306 – Correo 22, Macul – Santiago

6. Fecha del informe

31 de diciembre de 2012

7. Antecedentes de la Institución Mandante Nombre : Comisión Nacional de Energía Dirección : Miraflores # 222, piso 10 RUT : 61.707.000-6 Teléfono : 797-2612 Fax : 797-2627

8. Contraparte técnica

Nombre : Martín Osorio C.

Cargo : Jefe Área Regulación

Económica

Fono: 797-2600

9. Resumen

El presente informe entrega una revisión de la normativa nacional e internacional en materia de generación de generación distribuida de

pequeña y mediana escala. Esta revisión se realiza en el contexto de la ley Nª 20.571 o ley de facturación neta. En base a los resultados y

la experiencia internacional revisada se realiza recomendaciones para el mejoramiento de la normativa para generación distribuida en

Chile. Dichas recomendaciones se realizan en el ámbito de los requerimientos de conexión para equipos, documentación e información,

para el ámbito de la cogeneración, antecedentes aportados por la empresa distribuidora y los formatos asociados a los formularios

utilizados para ello, características de construcción, ampliación y recambio de empalmes, requisitos de seguridad de la instalación de

conexión del generador distribuido, exigencias de operación, equipos de monitoreo y medición y finalmente pruebas de diseño,

producción, puesta en servicio y periódicas.

Sr. David Watts Casimis Profesor Asistente, Ingeniería UC

Director del Proyecto

Sr. Felipe Bahamondes C. Gerente General

DICTUC S.A. PUC


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Normas Generales

El presente informe presenta los resultados finales del estudio denominado “Análisis y

definición de exigencias y estándares para la conexión y operación de las instalaciones

de generación distribuida a que se refiere el artículo 149º bis de la Ley General de

Servicios Eléctricos” desarrollado durante el período 17 de octubre al 31 de diciembre

2012.

El presente informe fue preparado por DICTUC a solicitud de la Comisión Nacional de

Energía para uso a definir por éste, bajo su responsabilidad exclusiva.

Los alcances de este estudio están definidos explícitamente en la sección 2 del presente

informe. Las conclusiones de este informe se limitan a la información disponible para su

ejecución.

Para el desarrollo de este estudio DICTUC utilizó la información individualizada en el

Anexo 6.1. Dicho anexo identifica además las fuentes que proporcionaron dichos

antecedentes.

Las metodologías utilizadas en el desarrollo del trabajo son propiedad intelectual de

DICTUC y se basan en las mejores prácticas para estudios de este tipo, en el actual estado

del arte.

La información contenida en el presente informe no podrá ser reproducida total o

parcialmente, para fines publicitarios, sin la autorización previa y por escrito de DICTUC

mediante un Contrato de Uso de Marca.

La Comisión Nacional de Energía podrá manifestar y dejar constancia verbal y escrita,

frente a terceros, sean estas autoridades judiciales o extrajudiciales, que el trabajo fue

preparado por DICTUC, y si decide entregar el conocimiento del presente informe de

DICTUC, a cualquier tercero, deberá hacerlo en forma completa e íntegra, y no partes del

mismo.

El presente informe es propiedad de la Comisión Nacional de Energía, sin embargo si

DICTUC recibe la solicitud de una instancia judicial hará entrega de una copia de este

documento al tribunal que lo requiera, previa comunicación por escrito a la Comisión

Nacional de Energía.


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Contenido

1. Objetivos ............................................................................................................................... 17

1.1 Objetivo general ............................................................................................................ 17

1.2 Objetivos específicos ..................................................................................................... 17

2. Alcances ................................................................................................................................ 19

3. Revisión y análisis de la normativa nacional: Análisis de la norma técnica sobre

conexión y operación de pequeños medios de generación distribuidos en

instalaciones de media tensión, NTCO/2007 y revisión de Norma Chilena de

electricidad Nº4/2003 ........................................................................................................... 20

3.1 Norma Técnica de Conexión y Operación de Pequeños Medios de Generación

Distribuida en instalaciones de Media Tensión. ............................................................ 27

3.1.1 Procedimiento técnico de conexión e inicio de operación de un PMGD

(Capítulo 2). ........................................................................................................... 27

3.2 Exigencias técnicas para la conexión al sistema de distribución (Capítulo 3). .............. 30

3.2.1 Exigencias generales. ............................................................................................. 31

3.2.2 Instalación de conexión. ........................................................................................ 31

3.2.3 Transformador e interruptor de acoplamiento. .................................................... 32

3.2.4 Protecciones y Sincronización. .............................................................................. 33

3.2.5 Equipos de medida y facturación. ......................................................................... 35

3.2.6 Exigencias particulares para tecnologías específicas. ........................................... 35

3.2.7 Regulación de tensión y compensación de reactivos. ........................................... 36

3.3 Exigencias para las pruebas de conexión (4). ................................................................ 37

3.4 Pruebas periódicas de la instalación de conexión (Capítulo 5). .................................... 41


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3.5 Análisis de la Norma Técnica de Conexión y Operación para Pequeños Medios de

Generación Distribuida en Media Tensión. ................................................................... 41

3.5.1 Relación entre el proponente y la empresa distribuidora, y entrega de

información............................................................................................................ 42

3.5.2 Rol del proponente/operador del generador distribuido en el proceso de

conexión a la red.................................................................................................... 43

3.5.3 Requerimientos de protección y seguridad ambiguos, demasiado amplios,

no estandarizados o no aplicables a todas las tecnologías. .................................. 44

3.5.4 Falta de segmentación y estandarización en los requerimientos de la NTCO. ..... 45

3.5.5 Tratamiento insuficiente del modelo de generadores conectados a

instalaciones de terceros. ...................................................................................... 46

3.5.6 Esquema de medición de inyecciones tratado de forma insuficiente y

deficiente para generadores conectados en empalmes bidireccionales. ............. 46

3.6 Norma Chilena de Electricidad Nº4 para instalaciones de consumo en baja

tensión. .......................................................................................................................... 48

3.7 Sistemas de autogeneración. ......................................................................................... 48

3.7.1 Sistemas de emergencia. ....................................................................................... 49

3.7.2 Sistema de corte de punta. .................................................................................... 50

3.7.3 Sistema de cogeneración. ...................................................................................... 50

4. Revisión y análisis de la normativa internacional: Casos Estados Unidos, Unión

Europea, Alemania, España e Inglaterra. .............................................................................. 53

4.1 Estándar IEEE 1547-2003 para la interconexión de recursos distribuidos con los

sistemas eléctricos de potencia y la extensión IEEE 1547.1-2005 para los

procedimientos de pruebas de conformidad para equipos que interconectan

recursos distribuidos con sistemas eléctricos de potencia. .......................................... 56


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4.1.1 Especificaciones técnicas y requisitos de la interconexión (IEEE 1547-4). ............ 61

4.1.2 Pruebas y requisitos de la interconexión (IEEE 1547-5, IEEE 1547.1). .................. 68

4.2 Estándar UL 1741 para la seguridad. Inversores, Convertidores, Controladores y

Equipos de Sistemas de Interconexión para usar con Recursos de Energía

Distribuida. ................................................................................................................... 100

4.2.1 Construcción. ....................................................................................................... 100

4.2.2 Protección contra riesgo de daño a personas. .................................................... 106

4.2.3 Características de la salida de potencia y compatibilidad con la red. ................. 107

4.2.4 Rendimiento. ....................................................................................................... 108

4.2.5 Marcaciones. ....................................................................................................... 120

4.2.6 Pruebas de fábrica y puesta en marcha. ............................................................. 121

4.3 Comparación entre los estándares IEEE 1547 y UL 1741............................................ 123

4.4 Regla de aplicación VDE-AR-N_4105, Alemania. Para los sistemas de generación

de potencia conectados a la red de distribución de bajo voltaje. - requisitos

técnicos mínimos para la conexión y operación. ......................................................... 128

4.4.1 Condiciones generales de trabajo (4). ................................................................. 128

4.4.2 Conexión de la red (5). ......................................................................................... 131

4.4.3 Construcción del sistema/red generador de potencia y sistema de

protecciones (6). .................................................................................................. 141

4.4.4 Mediciones para propósitos de facturación (7). ................................................. 146

4.4.5 Operación del sistema (8). ................................................................................... 147

4.4.6 Verificación de las propiedades eléctricas (9). .................................................... 152

4.5 Normativa y regulación para la generación distribuida en España. ............................ 154

4.5.1 Disposiciones generales. ...................................................................................... 156


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4.5.2 Acceso y conexión de las instalaciones a la red de distribución (Capitulo II). ..... 156

4.5.3 Condiciones técnicas de las instalaciones. .......................................................... 159

4.5.4 Procedimiento de medida y facturación. ............................................................ 162

4.5.5 Anexos del reglamento RD 1699/2011. ............................................................... 162

4.6 Normativa y regulación para la generación distribuida en Inglaterra. ........................ 163

4.6.1 Procedimiento de conexión de un generador distribuido bajo la normativa

G59/2 ................................................................................................................... 165

4.6.2 Procedimiento de conexión de un generador distribuido bajo la normativa

G83/1. .................................................................................................................. 191

4.7 Normativa y regulación para la cogeneración en Europa: El caso español y

alemán. ........................................................................................................................ 204

4.7.1 Directiva europea 2004/8/CE. ............................................................................. 205

4.7.2 Cogeneración en España: Extracto de la guía técnica para la medida y

determinación del calor útil, de la electricidad y del ahorro de energía

primaria de cogeneración de alta eficiencia. ....................................................... 206

4.7.3 Desarrollo de la cogeneración en Alemania y el Acta de cogeneración KWKg

2002 ..................................................................................................................... 210

5. Recomendaciones para el mejoramiento de la normativa vigente y nueva normativa

para generación distribuida en Chile. ................................................................................. 217

5.1 Recomendaciones generales, espíritu y futuro de la generación distribuida de

baja escala .................................................................................................................... 221

5.2 Análisis y recomendaciones de los requisitos técnicos mínimos para la conexión

de instalaciones de generación distribuida. ................................................................ 225

5.2.1 Nivel de certificación exigible, requerimientos técnicos al equipamiento y

segmentación de las exigencias. .......................................................................... 226


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5.2.2 Requisitos técnicos para los equipos de protección. .......................................... 242

5.2.3 Requisitos técnicos mínimos para los equipos de sincronización. ...................... 244

5.3 Análisis y recomendaciones de las condiciones que debieran cumplir la actividad

de cogeneración y el uso del calor residual de proceso térmico................................. 246

5.3.1 Definición de cogeneración eficiente para generadores en baja tensión. .......... 247

5.3.2 Modelo de tres partes y generación comunitaria. .............................................. 253

5.4 Análisis y recomendaciones de las características específicas de la información

solicitada al interesado, con los respectivos formatos y formularios pertinentes ...... 254

5.4.1 Información solicitada a los interesados en desarrollar proyectos de

generación ........................................................................................................... 255

5.4.2 Formatos de documentación y contrato estándar. ............................................. 258

5.5 Antecedentes aportados por la empresa distribuidora y los formatos asociados a

los formularios utilizados para ello. ............................................................................. 261

5.5.1 Realización de estudios y costos asociados ......................................................... 262

5.6 Recomendaciones para las características de construcción, ampliación o

recambio de empalmes. .............................................................................................. 264

5.7 Recomendaciones para los requisitos de seguridad de la instalación de conexión

del generador distribuido. ........................................................................................... 266

5.7.1 Características de construcción de los equipos respecto de la seguridad. ......... 267

5.7.2 Puesta a tierra de los equipos. ............................................................................ 268

5.7.3 Detección/Desconexión ante un estado fortuito de operación en isla. .............. 268

5.7.4 Marcas de información y precaución. ................................................................. 269

5.8 Recomendaciones para las exigencias de operación. .................................................. 270

5.8.1 Límites de bajo y sobrevoltaje. ............................................................................ 271


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5.8.2 Límites de bajo y sobrefrecuencia. ...................................................................... 272

5.8.3 Regulación de voltaje y factor de potencia. ........................................................ 272

5.9 Equipos de monitoreo y medición. .............................................................................. 275

5.9.1 Intervalo de integración ...................................................................................... 275

5.9.2 Esquemas de medición según tipo de generadores distribuidos ........................ 276

5.10 Pruebas de diseño, producción, puesta en servicio y periódicas. ............................... 285

5.10.1 Pruebas de diseño. .............................................................................................. 285

5.10.2 Pruebas de producción. ....................................................................................... 286

5.10.3 Pruebas de puesta en marcha. ............................................................................ 286

5.10.4 Pruebas periódicas. ............................................................................................. 288

6. Comentarios y modificaciones a la Norma Técnica de Conexión y Operación (NTCO)

para Pequeños Medios de Generación Distribuida. ........................................................... 290

1. Anexos ................................................................................................................................. 295

6.1 Anexo 1: Fuentes de información ................................................................................ 295


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Resumen

La reciente promulgación de la ley 20.571 de facturación neta ha iniciado una discusión sobre los

cambios regulatorios y normativos para volver operativas las disposiciones establecidas en dicha

ley. La integración efectiva de la generación distribuida a pequeña y mediana escala requiere el

establecimiento de un cuerpo normativo estandarizado y con requerimientos segmentados, en el

cual se vuelva más expedito el procedimiento de solicitud de conexión, considerando que los

equipos pequeños y certificados normalmente no significan impactos relevantes en la red. La

experiencia internacional apunta al establecimiento de procedimientos separados para pequeños

generadores de nulo o bajo impacto y generadores de mayor tamaño e impacto, estableciendo

procedimientos de conexión abreviada y de bajo costo para los primeros y procedimientos más

complejos y detallados para los últimos. Esta experiencia debe ser considerada en la normativa

chilena, de manera que la integración de la generación distribuida sea facilitada y permita el

desarrollo de generadores de pequeña, mediana y gran escala en forma segura y costoefectiva.

Desarrollo regulatorio de la medición neta en Chile

El gobierno chileno ha desarrollado una serie de cambios legales y reglamentarios orientados a

facilitar la integración de “pequeños” generadores, los cuales se tradujeron en la promulgación de

diversas leyes y resoluciones. De estos, los más relevantes y que han jugado un papel fundamental

en el desarrollo de la generación distribuidora son el Reglamento para Medios de Generación No

Convencionales y Pequeños Medios de Generación establecidos en la Ley General de Servicios

Eléctricos (Decreto Supremo 244 del año 2005) y la Norma Técnica de Conexión y Operación para

PMGD que se conectan a las redes de media tensión (Resolución Exenta Nº24 del año 2007).

En específico, la norma técnica de conexión y operación (NTCO) se diseñó para operativizar las

disposiciones establecidas en el Decreto Supremos Nº244 del año 2005. Esta norma estableció los

requerimientos técnicos necesarios para asegurar una conexión y operación de los Pequeños


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Medios de Generación Distribuida segura y dentro de los estándares exigidos para el suministro

eléctrico en el sector de distribución.

La NTCO cuenta con siete capítulos los cuales entregan todos los requerimientos, procedimientos

y pruebas aplicables a PMGD conectados en media tensión. El capítulo 1 introduce la terminología

y exigencias generales de la norma, el capítulo 2 presenta los procedimientos técnico de conexión

e inicio de operación de un PMGD. El capítulo 3 establece las exigencias técnicas para la conexión

al sistema de distribución y el Capitulo 4 las exigencias para las pruebas de conexión. Finalmente el

capítulo 5 presenta las pruebas periódicas de la instalación de conexión, el capítulo 6 los

formularios únicos a ser considerados y el capítulo 7 las disposiciones transitorias de la norma.

Si bien este cuerpo normativo estableció un punto de partida para el desarrollo de la generación

distribuida, la experiencia en estos años ha mostrado la existencia de barreras que han limitado el

desarrollo de los pequeños medios de generación distribuida, en especial aquellos de escala baja y

DFL4/2007LGSE

Ley 19.940/2004Ley Corta I

Ley 20.257/2008Ley ERNC

DS 244/2005Reglamento PMGD

Res N°24 ex/2007NTCO

Ley 20.571/2012Ley Facturación Neta

NCH N°4/2003Norma Baja tensión

Media tensión (1kV - 23 kV)

Baja tensión (<1kV )


Mejoras Reglamento PMGDMejoras NTCO PMGD

Nuevo reglamento Facturación NetaNueva norma técnica o perfección de existente para facturación neta


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media que se encuentran en el rango de capacidades entre unos pocos kW de capacidad instalada

hasta varios cientos de kW. Estas instalaciones de escala baja y media se encuentran en un vacío

regulatorio al no ser considerados explícitamente en el DS 244/2005, por lo que implícitamente se

le hacen extensibles las condiciones aplicables a “pequeños” generadores de mayor escala. Los

esquemas técnicos y comerciales instaurados con la reglamentación antes señalada, así como las

exigencias técnicas de la norma, no son directamente aplicables a propietarios de pequeños

generadores que operan en baja tensión y postulan que sus excedentes sean reconocidos y

valorizados.

De esta forma, se requiere desarrollar regulación y normativa en el segmento de la pequeña escala

y la mediana escala, mientras que la regulación existente en la generación distribuida de gran

escala requiere modificaciones que faciliten su conexión a la red. En el ámbito de la pequeña y

mediana escala se requiere el desarrollo de procedimientos de conexión simplificados que

permitan a equipos certificados y de bajo o nulo impacto en la red conectarse mediante

procedimientos de bajo costo y que requieran poco tiempo para ser completados. Así mismo, es

necesario normar la interacción con la empresa distribuidora y establecer procedimientos y

requisitos estandarizados, evitando la negociación y/o el requerimiento innecesarios por parte de

la empresa distribuidora (pues las empresas distribuidoras tienen poca lidiando con generadores

menores conectados a sus redes y se debe aprender de la experiencia internacional).

La promulgación de la ley Nº20.571 o ley de facturación neta estableció la necesidad de abordar

los generadores distribuidos de pequeña y mediana escala, al menos cubriendo una capacidad de

hasta 100 kW, según estipula la Ley de facturación neta, por lo que es importante establecer los

lineamientos para desarrollar un reglamento adecuado y una norma técnica que vuelva operativas

las disposiciones de este reglamento. Además, es importante considerar la cogeneración eficiente

como un caso especial, siendo un sistema de generación de energía para ser instalado en conjunto

al consumo o agrupaciones de clientes.


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Desarrollo regulatorio de la medición neta en el mundo

La experiencia internacional en materia de normativa para generación distribuida es amplia y

variada. Por una parte existe la experiencia estadounidense, donde se ha visto que las empresas

distribuidoras o “utilities” han desarrollado sus propias normativas y reglamentos para la conexión

y operación de generación distribuida al alero del estándar IEEE 1547. Por otra parte, en Europa se

ha visto un diverso grado de éxito en la integración de energías renovables y generación

distribuida, desarrollando estándares nacionales propios de cada país. Algunos casos relevantes

son por ejemplo el de Alemania, el cual cuenta con una norma para generadores distribuidos en

baja tensión exclusiva (VDE AR N 4105) o el caso de Inglaterra, donde existen dos estándares de

conexión y operación para generadores distribuidos, el G83/1 y el G59/2, aplicables a generadores

de pequeña escala (menores a 11.04 kW) y generadores de mayor escala respectivamente. El caso

español, un poco menos desarrollado a nivel normativo, muestra la existencia de un Reglamento

de conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia en el

Real Decreto 1699/2011, el cual establece los procedimientos y exigencias para la conexión y

operación de generadores distribuidos en baja tensión y media tensión (hasta 100 kW de potencia

instalada).

La norma alemana, el estándar norteamericano e inglés establecen requerimientos técnicos

específicos y detallados, mientras que la regulación española es más general y menos detallada.

Sin embargo, pese a la diferencia en el enfoque, el objetivo es similar en todos los desarrollos

normativos. El objetivo principal ha sido llevar el proceso de conexión de los generadores

distribuidos a un mayor grado de simplificación y con una estandarización y segmentación

(tecnológica y por capacidad) de los requerimientos. Destacan en este punto el caso español, que

incluye un procedimiento de conexión abreviado para generadores de hasta 10 kW de capacidad

instalad y el caso ingles que considera un proceso similar para generadores de hasta 11,04 kW de

capacidad instalada. Con esto se busca evitar exponer a pequeños generadores con nulo impacto


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en la red a complicados procedimientos y exigencias innecesarias que signifiquen sobre costos que

finalmente se traduzcan en barreras insoslayables para estos generadores, frenando su desarrollo

y penetración. Así mismo, también se busca garantizar la calidad y seguridad del suministro,

evitando que generadores con impactos importantes se conecten inadecuadamente a la red.

Recomendaciones para el mejoramiento de la normativa vigente y nueva normativa para

generación distribuida en Chile

Las recomendaciones pertinentes a esta entrega se concentran en los siguientes ámbitos: 1)

Recomendaciones para los requisitos técnicos mínimos necesarios para permitir una conexión de

los sistemas de generación segura y confiable, 2) Recomendaciones para la información,

documentación y formularios asociados al proceso de solicitud de conexión, 3) Tratamiento de la

cogeneración, 4) Antecedentes aportados por la empresa distribuidora, 5) Características de

construcción, ampliación o recambio de empalmes, 6) Requisitos de seguridad de la instalación de

conexión, 7) Exigencias de operación, 8) Equipos de monitoreo y medición, y finalmente 9)

Pruebas de diseño, producción, puesta en servicio y periódicas.

En las recomendaciones para los requisitos técnicos mínimos necesarios para permitir una

conexión de los sistemas de generación segura y confiable, los principales aportes se centran en

establecer requerimientos que consideren la certificación internacional de los equipos, así como

procedimientos de conexión segmentados por capacidad instalada e impactos de los sistemas de

generación en la red.

Respecto a la información, documentación y formularios asociados al proceso de solicitud de

conexión, la principal recomendación consiste en establecer un cuerpo de documentación y

contratos estandarizado e independiente de la empresa distribuidora, estableciendo en forma

regulada el tipo, calidad y nivel de actualización de la información necesaria para el proceso de

solicitud de conexión a la red.


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Las recomendaciones para el tratamiento de la cogeneración se orientan principalmente a

entregar lineamientos para definir el término cogeneración eficiente y en promover la

implementación de generadores comunitarios operados mediante el modelo de tres partes,

modelo a través del cual la cogeneración eficiente se desarrolla de forma natural.

En cuanto a los antecedentes aportados por la empresa distribuidora, la principal recomendación

es que la empresa distribuidora no entregue información en respuesta de una petición directa,

sino que mantenga una base de datos accesible y actualizada en todo momento que permita

extraer la información a discreción del interesado. Además, los estudios deberán quedar a cargo

de la empresa distribuidora ya que esta maneja toda la información necesaria y cuenta con el

conocimiento para realizarlos de manera óptima.

Respecto de las características de construcción, ampliación o recambio de empalmes, el principal

aporte es que en un principio este no se deberá cambiar y de ser necesario, correrá como gasto

del generador por medio de un precio regulado.

Los requisitos de seguridad de la instalación de conexión se enfocan en evitar la ocurrencia de una

situación riesgosa para las personas, además de cuidar que los equipos de la red y del generador

no se enfrenten a condiciones de operación fuera de sus capacidades. Los puntos que integra son:

la puesta a tierra, señales de presencia de un generador distribuido en el área y marcas de

información y precaución.

Las exigencias de operación indican las exigencias que deben tener los generadores respecto de

las condiciones de operación que deben aceptar antes de desconectarse debido a una condición

anormal de voltaje y/o frecuencia y que deben aceptar respecto de regulación de voltaje y límites

del factor de potencia de operación.

En cuanto a los equipos de monitoreo y medición, se entregan recomendaciones sobre las

características que deben tener los equipos de medición respecto del tipo de medidor y el

intervalo de integración de sus mediciones.


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Finalmente, se dan recomendaciones para las pruebas de diseño, producción, puesta en marcha y

periódicas. Principalmente se enfoca la certificación de equipos respecto de las pruebas de diseño

y de producción en base a la norma internacional IEEE 1547. Las pruebas de puesta en marcha se

enfocan en las inspecciones visuales y las pruebas periódicas en seguir las recomendaciones del

fabricante.


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1. Objetivos

A continuación se detallan los objetivos generales y específicos del informe final del estudio

denominado “Análisis y definición de exigencias y estándares para la conexión y operación de las

instalaciones de generación distribuida a que se refiere el artículo 149º bis de la ley general de

servicios eléctricos”

1.1 Objetivo general

La Comisión Nacional de Energía requiere contratar el Estudio denominado “Análisis y definición

de exigencias y estándares para la conexión y operación de las instalaciones de generación

distribuida a que se refiere el artículo 149° bis de la Ley General de Servicios Eléctricos” con el fin

de disponer de un análisis experto que le permita establecer procedimientos, metodologías y

exigencias necesarias de aplicar a los usuarios finales regulados que tengan medios de generación

renovables no convencionales o instalaciones de cogeneración eficiente, que inyecten sus

excedentes de energía a la red de distribución a través de los respectivos empalmes.

1.2 Objetivos específicos

I. Revisar y analizar la norma técnica sobre conexión y operación de pequeños medios

de generación distribuidos en instalaciones de media tensión (Resolución Exenta

N°24 del 2007 de la Comisión Nacional de Energía, NTCO).

II. Analizar y definir la terminología y el marco ordenador de carácter técnico para la

aplicación de las exigencias y estándares para la conexión y operación de las

instalaciones de generación distribuida.

III. Analizar y definir los procedimientos técnicos de conexión y entrada en operación

de una instalación de generación distribuida.

IV. Analizar y definir las exigencias técnicas para la conexión de una instalación de

generación distribuida.

V. Analizar y definir que las características técnicas de los equipos e instalaciones

dispuestos para la operación de generación distribuida.


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VI. Analizar y definir las exigencias técnicas para la operación de una instalación de

generación distribuida en estado normal y alerta del sistema de distribución.

VII. Analizar y definir las exigencias técnicas para las pruebas de conexión de una

instalación de generación distribuida.

VIII. Proponer modificaciones a la norma técnica sobre conexión y operación de

pequeños medios de generación distribuidos en instalaciones de media tensión de

modo que haya coherencia entre ésta y la propuesta de procedimientos,

metodologías y exigencias necesarias de aplicar a los usuarios finales regulados que

tengan medios de generación renovables no convencionales o instalaciones de

cogeneración eficiente, que inyecten sus excedentes de energía a la red de

distribución a través de los respectivos empalmes.


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2. Alcances

El presente estudio tiene como propósito que la CNE pueda disponer de un análisis experto que le

permita establecer procedimientos, metodologías y exigencias necesarias de aplicar a los usuarios

finales regulados que posean medios de generación renovables no convencionales o instalaciones

de cogeneración eficiente, que inyecten sus excedentes de energía a la red de distribución a través

de los respectivos empalmes. Para la revisión de antecedentes en el sector eléctrico se considerará

casos representativos de las industrias, según disponibilidad de información.

La revisión de la experiencia internacional estará sujeta a la disponibilidad de datos, normas y

reglamentos en formato digital on-line. La modelación computacional de los sistemas

interconectados estará limitada por la disposición de datos que la contraparte entregue al

consultor.

El trabajo se desarrollará complementándose con los antecedentes que proporcione sólo la

Comisión Nacional de Energía a través de la gestión que realizará con las otras entidades y

empresas relevantes y las que administran la SEC actualmente en el sector eléctrico. En general el

alcance cubrirá las actividades mínimas exigidas por el demandante en las presentes bases de

licitación definidas en el ID: 610-20-LE12 a objeto de cumplir satisfactoriamente con los objetivos

propuestos, quedando excluida la recopilación de información y/o revisión las zonas extremas de

Chile y/o Islas del territorio nacional.

Para cumplir con las actividades especificadas en la presente propuesta, el equipo definido,

trabajará con la información que esté disponible, vigente, sea pública, de libre acceso y la cual no

represente ningún gasto adicional en la ejecución del estudio a desarrollar y además aquella que

pueda ser proporcionada por el mandante.

En términos del sistema eléctrico se abordará, en la medida que exista información disponible, las

redes de transmisión, distribución representativa de los principales sistemas chilenos.


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3. Revisión y análisis de la normativa nacional: Análisis de la norma técnica sobre conexión y

operación de pequeños medios de generación distribuidos en instalaciones de media

tensión, NTCO/2007 y revisión de Norma Chilena de electricidad Nº4/2003

En los últimos años, el gobierno chileno ha desarrollado una serie de cambios legales y

reglamentarios orientados a facilitar la integración de “pequeños” generadores, los que se

tradujeron en la promulgación de la Ley Corta I (Ley 19.940 /2004), el establecimiento del

reglamento para pequeños medios de generación (DS 244/2005), la Ley 20.257 del año 2008 y

finalmente la Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD en instalaciones de media

tensión (Resolución N° 24 exenta/2007), la cual es objeto del presente estudio. De esta forma, la

Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) en su artículo N°225 reconoce la existencia de los

medios de generación cuya fuente es no convencional (ERNC), así como también en el artículo N°

149 reconoce la existencia de pequeños medios de generación (PMG si está conectado al sistema

de transmisión o PMGD si está conectado en instalaciones de distribución). Estos últimos

corresponden a aquellos cuyos excedentes de potencia no superen los 9.000 kilowatts.

• El año 2004 se promulgó la Ley Corta I (Ley 19.940 /2004), la cual introdujo la excepción de

peajes de transmisión troncal para generadores renovables de hasta 20 MW de capacidad

instalada (libre de peajes hasta 9 MW, incremento proporcional de 9 MW a 20 MW).

• El año 2006 se promulgó el reglamento para pequeños medios de generación a través del

Decreto Supremo N° 244, del Ministerio de Economía (DS 244/2006), el cual vino a

reglamentar todo el proceso de evaluación y conexión de los generadores distribuidos

(hasta 20 MW), estableciendo los términos de relación entre los dueños de los proyectos y

las empresas de distribución y subtransmisión.

• Finalmente el año 2007 se estableció la norma técnica de conexión y operación para

sistemas de generación en media tensión (NTCO) la cual estableció los detalles técnicos de

los procedimientos de conexión y operación de un pequeño medio de generación

operando en media tensión.


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Además, la Norma Chilena Nº4 del año 2003 (NCH4/2003) regula la generación en baja tensión en

las redes de distribución como autoproducción, mediante requerimientos técnicos de conexión y

operación para estas instalaciones. Esta norma define los sistemas de autogeneración como

aquellos destinados a proporcionar energía a instalaciones eléctricas en forma independiente de la

red pública o en combinación con ésta, operando como sistemas de emergencia, de corte de

puntas y de cogeneración1.

Finalmente, la Ley 20.257 del año 2008, conocida como “Ley de Energías Renovables No

Convencionales (ERNC)” introduce cuotas de generación ERNC obligatorias para las ventas de

energía eléctrica de los generadores a contar del 31 de agosto de 2007. Esta Ley modifica la LGSE,

definiendo los Medios de Generación Renovables No Convencionales, los que corresponden a

fuentes de energía primaria en base a biomasa, hidráulicas menor a 20 MW, geotérmica, solar,

eólica, marina y otros que defina la comisión mediante reglamento. Además define instalación de

cogeneración eficiente como la generación conjunta de electricidad y calor de alta eficiencia, con

capacidad menor a 20 MW y cumpliendo los requisitos establecidos por el reglamento. Dicho

reglamento no ha sido promulgado hasta la fecha, no siendo claro aún los criterios necesarios para

definir cuan eficiente es una instalación de cogeneración.

1En la NCH4/2003 la cogeneración se define como un sistema de autogeneración donde una parte de la demanda la

suple la autogeneración, y la parte restante se obtiene desde la red pública. Esto exige el funcionamiento en

paralelo de la autogeneración con la red. Esta definición no se alinea con la definición internacional de

cogeneración (producción conjunta de electricidad y calor de alta eficiencia) y corresponde al entendimiento

popular en Chile de un cogenerador, el cual se confunde con el concepto de autoproductor que opera en paralelo

con la red, tomando excedentes del sistema e incluso a veces inyectando.


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Si bien los límites entre generadores pequeños, medianos y grandes dependen no sólo de los

generadores, sino que también de las características del sistema que se insertan, el DS 244/2006

estableció algunas definiciones que si bien pueden considerarse arbitrarias, simplifican la tarea de

separar y clasificar los generadores convencionales de los de menor escala, independiente del

estado y capacidad del sistema en que se insertan. Estas definiciones son las siguientes:

• Pequeño Medio de Generación (PMG): Medios de generación con excedentes de

capacidad de hasta 9 MW conectados a redes de subtransmisión o adicional.

• Pequeño Medio de Generación Distribuida (PMGD): Medios de generación con excedentes

de capacidad de hasta 9MW conectados a redes de distribución (típicamente media

tensión).

• Medio de Generación No Convencional (MGNC): Medios de generación cuya fuente es no

convencional y posee un excedente de capacidad de hasta 20 MW. Esta clasificación no es

excluyente con las anteriores dos.

Si bien es cierto que estas disposiciones generan las bases para el desarrollo de los PMGD a nivel

de distribución en media tensión, por si solas son insuficientes para eliminar los vacíos normativos

que la limitan. La LGSE y la regulación asociada (DS244/2006, NTCO, etc.) contemplan un

mecanismo idóneo, aunque perfectible, para integrar y fomentar la GD de gran y mediana escala.

Este mecanismo, contenido en el artículo N° 149 de la LGSE y reglamentado en el DS 244/2006,

incorpora a los PMGD en las transferencias coordinadas por los centros de despacho económico

de carga. Sin embargo, esta reglamentación está orientada a instalaciones de naturaleza

generadora exclusiva y no considera de forma explícita el caso en el que puedan coexistir la

inyección de excedentes y el consumo de electricidad de la red como normalmente es el caso de la

cogeneración.


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Además, las instalaciones de “pequeña”2 generación de escala baja y media se encuentran en un

vacío regulatorio al no ser considerados explícitamente en el DS 244/2006, por lo que

implícitamente se le hacen extensibles las condiciones aplicables a “pequeños” generadores de

mayor escala. Asimismo, la NCH4/2003 sólo considera instalaciones en baja tensión orientadas al

autoconsumo y la generación de emergencia, no considerando la posibilidad de valorización de

inyecciones a la red ni el establecimiento de un procedimiento administrativo y comercial claro

para la conexión de generadores de pequeña escala en baja tensión. Los esquemas técnicos y

comerciales instaurados con la reglamentación antes señalada, no son directamente aplicables a

propietarios de pequeños generadores que operan en baja tensión y postulan que sus excedentes

sean reconocidos y valorizados. Asimismo, para los generadores en baja tensión no se dispone de

un esquema de integración que facilite esta condición. El ejemplo más directo son clientes

regulados con sistemas fotovoltaicos, donde la generación del panel usualmente no coincide con

su curva de consumo, produciéndose una falta de reconocimiento de sus excedentes inyectados a

la red.

• Los requerimientos técnicos establecidos son adecuados para “pequeños” generadores de

gran envergadura (varios MW), pero son demasiado exigentes para generadores de

mediana y baja escala, dado su reducido impacto sobre la red (varios cientos de kW a

varios kW).

• Los esquemas de integración comercial ya establecidos pasan por un acuerdo bilateral con

la empresa de distribución o bien por la incorporación de las inyecciones de excedentes a

las transferencias coordinadas por los CDECs. Esto último no tiene sentido práctico para el

2 El uso del término “pequeño” se refiere a la relación de capacidad que tiene la GD con los grandes

generadores convencionales (proyectos de hasta unos pocos MWs versus proyectos de cientos de

MWs). Sin embargo, en el ámbito de la GD, el uso del adjetivo “pequeño” es poco adecuado, ya que

esconde la gran diversidad de potencias que existe entre los generadores distribuidos (gran escala o

generadores distribuidos “grandes”, mediana escala o generadores distribuidos “pequeños” y baja

escala o generadores distribuidos “micro”).


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tamaño de dichas inyecciones y para el tipo de propietario, pues los obligarían a constituir

una empresa con giro de generación eléctrica.

Estas exigencias, en la práctica, evitan que dueños y desarrolladores de pequeños generadores de

mediana y baja escala, habitualmente sin el conocimiento, los recursos y la experiencia necesaria

para cumplir con el reglamento, terminen desistiendo de su deseo de conectarse a la red para

inyectar excedentes a esta.

En resumen, en el ámbito de la “pequeña” generación, se requiere desarrollar regulación en dos

segmentos de menor escala: 1) generación de pequeña escala, que en la discusión nacional se

estaría considerando hasta capacidades de 100 kW por cliente o usuario final, a través de la Ley de

facturación neta y 2) la generación de mediana escala, que partiría desde ese límite hasta una

capacidad a definir (posiblemente de 300 kW, 500 kW o hasta 1 MW).

Por otra parte, la “pequeña” generación a gran escala es abordada por el reglamento DS 244/2006

para cualquier medio de generación, sea esta renovable o no. Sin embargo este reglamento está

orientado a generadores exclusivos y no a sistemas de generación y consumo conjunto, los cuales

típicamente corresponden a sistemas de cogeneración eficiente y sistemas que operan con

facturación neta. Por esta razón además, se requieren modificaciones que incluyan las

características especiales de las instalaciones de cogeneración. La Figura 1 presenta el nivel de

cobertura de la legislación chilena en materia de GD.


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Figura 1 - Cobertura de la legislación Chilena para la generación en escala: Centralizada y GD de gran escala, media escala y pequeña escala.

Escala

Centralizadamayor a 20 MW

Gran escalahasta 9 MW (PMG y

PMGD)hasta 20 MW (MGNC)

Media escaladesde 100 kW

Pequeña escala hasta 100 kW

Generación Renovable no convencional

LGSE

LGSE Art. 149, DS244/2005

?

Ley 20.571/2011 Facturación neta

Cogeneracion eficiente

LGSE

LGSE Art. 149, DS244/2005 Inadecuado

?

Ley 20.571/2011 Facturación neta

Generación Convencional

LGSE

LGSE Art. 149, DS244/2005(hasta 9 MW)

?

No

DFL4/2007LGSE

Ley 19.940/2004

Ley Corta ILey 20.257/2008

Ley ERNC

DS 244/2005Reglamento PMGD

Res N°24 ex/2007NTCO


NCH N°4/2003Norma Baja tensión

Media tensión (1kV - 23 kV)

Baja tensión (<1kV )


Mejoras Reglamento PMGDMejoras NTCO PMGD

Nuevo reglamento Facturación NetaNueva norma técnica o perfección de existente para facturación neta

GD


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De esta forma, se hace necesario complementar el mecanismo existente mediante la

incorporación de una normativa específica que posibilite la inyección de excedentes de

electricidad por parte de instalaciones de generación dedicadas al autoconsumo, en particular, las

instalaciones de fuentes renovables y de cogeneración eficiente, tan deseables por sus beneficios

técnicos, económicos y ambientales.

La norma técnica de conexión y operación (NTCO), promulgada a través de la resolución exenta

Nº24 el año 2007, se diseñó para operativizar las disposiciones establecidas en el Decreto

Supremo Nº244 del año 2005. Esta norma estableció los requerimientos técnicos necesarios para

asegurar una conexión y operación de los Pequeños Medios de Generación Distribuida segura y

dentro de los estándares exigidos para el suministro eléctrico en el sector de distribución.

La NTCO cuenta con siete capítulos los cuales entregan todos los requerimientos, procedimientos

y pruebas aplicables a PMGD conectados en media tensión. El capítulo 1 introduce la terminología

y exigencias generales de la norma, el capítulo 2 presenta los procedimientos técnico de conexión

e inicio de operación de un PMGD. El capítulo 3 establece las exigencias técnicas para la conexión

al sistema de distribución y el Capitulo 4 las exigencias para las pruebas de conexión. Finalmente

el capítulo 5 presenta las pruebas periódicas de la instalación de conexión, el capítulo 6 los

formularios únicos a ser considerados y el capítulo 7 las disposiciones transitorias de la norma.

Si bien la NTCO debe establecer claros procedimientos, en el detalle estos procedimientos han

mostrado ser generales o vagos y no considerando posibles problemas que significan grandes

barreras a la entrada de generadores distribuidos a la red.


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3.1 Norma Técnica de Conexión y Operación de Pequeños Medios de Generación Distribuida en

instalaciones de Media Tensión.

La Norma Técnica de Conexión y Operación (NTCO) define los procedimientos, las metodologías y

demás exigencias para la conexión y operación de los Pequeños Medios de Generación

Distribuidos (PMGD) en instalaciones de Media Tensión (MT) tanto de concesionarios de servicio

público de distribución de electricidad como redes de empresas que posean instalaciones de

distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público. (Art.1-1)

Esta norma garantiza el acceso de los PMGD al sistema eléctrico de la empresa de distribución (ED)

correspondiente a la zona, exigiendo la misma calidad de servicio entregada por la ED a los

clientes en el punto de conexión a la red de distribución o la que se halla pactado en los contratos

de suministro suscritos por empresas con instalaciones de distribución, según corresponda. (Art. 1-

3)

Las exigencias que se plantean en esta norma deben ser cumplidas en el punto de conexión

asociado a cada PMGD, independientemente de la tecnología generadora. De no cumplirse alguna

exigencia deben realizarse las modificaciones necesarias para la conexión del PMGD. Estas

modificaciones serán ejecutadas por la ED mientras que los costos asociados serán de cargo del

propietario del PMGD. (Art.1-4,1-5)

En lo que sigue se explicarán el procedimiento técnico y las exigencias técnicas para la conexión e

inicio de operación de un PMGD, las exigencias para las pruebas de conexión y las pruebas

periódicas de la instalación de conexión.

3.1.1 Procedimiento técnico de conexión e inicio de operación de un PMGD (Capítulo 2).

El procedimiento técnico de conexión e inicio de operación de un PMGD define los pasos a seguir

para que el interesado pueda obtener la información necesaria para diseñar el PMGD, conectar su

diseño a la red distribuida y ponerlo en operación. Este procedimiento se explica en 8 etapas, las


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cuales corresponden a: 1) La solicitud de información a la empresa distribuidora por parte del

interesado, 2) la respuesta a la solicitud por la empresa distribuidora, 3) los estudios de impacto y

diseño de ingeniería, 4) la solicitud de conexión a la empresa distribuidora (SCR), 5) los informes

de criterios de conexión y costos, 6) la revisión de los informes de la empresa distribuidora, 7) la

generación del protocolo de puesta en servicio y 8) el envío a la SEC del protocolo de puesta en

servicio. A continuación se presenta una breve descripción de las etapas anteriormente

mencionadas. Estas etapas se diagraman además en la la Figura 2.

1. Solicitud de información a la ED: Informar su intención por escrito a la ED dueña del

punto de conexión respectivo mediante el “Formulario 1: Solicitud de Información de las

Instalaciones” adjunto a la norma, enviando una copia a la Superintendencia de

Electricidad y Combustibles (SEC). (Art. 2-2)

2. Respuesta a solicitud por la ED: Ante la petición del interesado, la ED debe responder

dentro de 15 días mediante el “Formulario 2: Antecedentes de la Empresa Distribuidora o

Empresa con Instalaciones de Distribución” adjuntando todos los antecedentes relevantes

para la conexión del PMGD. (Art. 2-3)

3. Estudios de impacto y diseño de ingeniería: El interesado debe realizar su estimación de

impacto y el desarrollo de la ingeniería correspondiente, determinando los efectos

producidos por conectar su PMGD en el punto de conexión. (Art. 2-4)

4. Solicitud de conexión a la ED (SCR): Realizado el estudio de Impacto y el Diseño de

Ingeniería, el interesado debe presentar ante la empresa respectiva una Solicitud de

Conexión a la Red (SCR) de media tensión mediante el “Formulario 3: Solicitud de

Conexión a la Red” adjuntando los antecedentes explicitados en la NTCO, con copia a la

SEC y al Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del Sistema Interconectado (SI)

correspondiente. En este punto, el diseño del PMGD debe integrar todos los elementos

necesarios para su operación, incluyendo las exigencias técnicas para la conexión al


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sistema de distribución, especificados en la NTCO y que se describen en la siguiente

sección. (Art. 2-5)

5. Informes de criterios de conexión y costos: La ED puede rechazar la SCR presentada, en

cuyo caso el interesado deberá enviar una nueva con las modificaciones necesarias. En el

caso que la SCR es aceptada, la ED responderá al interesado en un plazo no mayor a 2

meses mediante un Informe de Criterios de Conexión, manifestando su acuerdo o

desacuerdo. Además, la ED puede emitir en forma opcional un Informe de Costos de

Conexión en el caso que desee justificar que los costos en zonas adyacentes al PMGD son

mayores que los ahorros por la operación de un PMGD. (Art. 2-6)

6. Revisión de los informes de la ED: El interesado puede refutar los informes con la debida

justificación, ante lo cual la ED debe responder en un plazo de 15 días. De no refutar los

informes, estos tendrán un plazo de vigencia de 18 meses, tiempo dentro del cual el

interesado debe generar el protocolo de puesta en servicio. (Art. 2-6)

7. Generación del protocolo de puesta en servicio: El protocolo de puesta en servicio debe

ser generado utilizando el “Formulario 4: Protocolo de Puesta en Servicio” para luego

enviarlo a la respectiva ED para su evaluación, la cual lo evaluará y entregará su

aprobación o rechazo en un plazo máximo de 15 días. En el caso de rechazarlo el

interesado debe corregir su protocolo y reenviarlo. Para la correcta generación del

protocolo de puesta en servicio se deben seguir las pautas de las exigencias para las

pruebas de conexión dictadas en la NTCO. (Art. 2-7)

8. Envío a la SEC del protocolo de puesta en servicio: Una vez que el interesado obtiene su

protocolo de puesta en servicio aprobado debe enviar una copia al SEC con lo cual el

PMGD puede iniciar su operación. (Art. 2-7)


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Figura 2: Diagrama del procedimiento técnico de conexión e inicio de operación de un PMGD.

Para la operación del PMGD, su propietario debe coordinar la operación e intervención de sus

instalaciones con la ED correspondiente e informarle su plan de mantenimiento antes del 15 de

diciembre de cada año. Además, debe informar de cualquier reparación o modificación realizada

en el PMGD. (Art. 2-8,2-9,2-11)

Análogamente, la ED debe informar al propietario del PMGD sobre obras u operaciones en el

sistema de distribución que puedan afectar el funcionamiento del PMGD. (Art. 2-9)

Finalmente, todo proyecto de aumento de potencia de un PMGD existente debe seguir el mismo

procedimiento ya descrito. (Art. 2-10)

3.2 Exigencias técnicas para la conexión al sistema de distribución (Capítulo 3).

Antes de enviar la solicitud de conexión a la red (SCR), el diseño del PMGD debe contar con

exigencias técnicas mínimas de operación y seguridad según la NTCO. Esta define exigencias

generales, exigencias para las instalaciones de conexión, exigencias para los transformadores e

interruptores de acoplamiento, exigencias sobre protecciones y sincronización. A continuación se

describen brevemente las exigencias técnicas para los diversos elementos recién mencionados.


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3.2.1 Exigencias generales.

Para conectarse al sistema de distribución, el PMGD debe cumplir con los límites asociados a su

operación en el punto de repercusión o de conexión basándose en su capacidad instalada. En el

caso de existir varias unidades generadoras conectadas en el mismo punto se toma en cuenta el

valor agregado de capacidad instalada de todas ellas. (Art. 3-2)

Igualmente, se debe mantener el buen estado de la instalación, la cual comprende desde el PMGD

hasta e inclusive la conexión al sistema de distribución, siendo de responsabilidad del propietario.

No obstante, la ED puede realizar peticiones de mantenimiento o reparación en caso de detectar

una anomalía o cuando así lo estime conveniente. (Art. 3-3)

Además, se exige que los PMGD dispongan en todo momento de comunicaciones de voz con la ED

respectiva. (Art. 3-17)

3.2.2 Instalación de conexión.

Un punto importante de las exigencias definidas en la NTCO, corresponden a la instalación de

conexión. En esta se ubican los equipos de conexión como el transformador y el interruptor de

acoplamiento y la mayoría de los equipos de protección, medida y facturación. Dentro de sus

exigencias generales se tiene que:

• Alimentación y autonomía: debe contar con alimentación de consumos propios desde el

sistema de distribución y alimentación de servicios auxiliares independiente de la red con

autonomía de 8 horas. (Art. 3-14)

• Aislación eléctrica y magnética: la instalación de conexión debe ser capaz de resistir un

220% de la tensión de suministro y resguardar a los equipos contra interferencia

electromagnética. (Art. 3-22,Art. 3-24)


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• Impacto en la red: la conexión del PMGD no debe afectar el esquema de protecciones y

recuperación de conexión del sistema de distribución ni sobrecargar algún equipo

existente en este. (Art. 3-9)

• Protección ante descarga atmosférica y reconexión: la instalación de la conexión debe

contar con protección contra descargas atmosféricas y sobretensiones y permitir la

reconexión manteniendo niveles de seguridad de la subestación. En particular, el esquema

de puesta a tierra de la instalación de conexión del PMGD no debe generar sobretensiones

que excedan las capacidades de los equipos conectados al sistema de distribución ni

alterar la coordinación de su protección contra fallas a tierra. (Art. 3-8, 3-23)

• Inyección de corriente continua y parpadeo: un PMGD no debe inyectar corriente

continua por sobre el 0,5% de la corriente nominal en el punto de conexión ni crear una

severidad de parpadeo molesta para otros usuarios del sistema de distribución, medido

conforme a la normativa vigente. (Art 3-32, 3-33)

3.2.3 Transformador e interruptor de acoplamiento.

En particular, el transformador debe tener al menos uno de sus devanados en delta. La conexión

se realizará en delta – estrella (delta al lado de media tensión) para el caso en que coexistan

consumos y generación y en estrella-delta (estrella aterrizada al lado de media tensión) para el

caso que solo exista generación. Además, en el caso de observar rangos muy amplios de variación

de voltaje en el punto de conexión se recomienda que el transformador tenga un rango de

regulación bajo carga suficiente, de manera de compensar en todas las instalaciones de baja

tensión la banda de variación que presente la tensión en la red de media tensión. Esta

característica debe ser informada a la ED. (Art. 3-4,3-10)

El interruptor de acoplamiento debe permitir desconexión automática, siendo capaz de cortar

corrientes de falla en el punto de conexión, asegurando separación galvánica trifásica y siendo

accesible por el personal de la empresa de distribución. (Art. 3-5,3-6)


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3.2.4 Protecciones y Sincronización.

Las medidas de protección para el PMGD tales como protección contra cortocircuitos, sobrecargas

y descargas eléctricas deberán ser implementadas respetando las normas vigentes. Además, en

caso de desviaciones inaceptables de la tensión o de la frecuencia, deben implementarse medidas

adicionales, con protecciones que abran el interruptor de acoplamiento, mediante el empleo de

relés de frecuencia y voltaje. Adicional a ello, el PMGD debe contar con una protección de

potencia inversa. Las protecciones que se relacionen con la tensión deben ser implementadas

trifásicamente mientras que las protecciones de frecuencia pueden ser implementadas

monofásicamente. Para todas las protecciones, sus ajustes deben permitir la lectura y control y su

forma de operar debe ser garantizada por el fabricante mediante un certificado.

Además, se deben instalar puertos de prueba en lugares de fácil acceso para acceder a las lecturas

y señales de protecciones, es decir, los puertos de prueba deben permitir acceder a los terminales

de las protecciones, tensiones auxiliares y disparos hacia el interruptor asociado al

desacoplamiento del PMGD de la red. Los tiempos de despeje para diferentes rangos de tensión y

frecuencia se entregan en la Tabla 1. (Art. 3-15,3- 16,3-28,3-29)

Tabla 1: Tiempos de despeje para diferentes rangos de voltaje y frecuencia.

Rango de Tensión [% de Vn]

Tiempo de despeje [segundos]

Rango de Frecuencia

[% de Fn] Tiempo de despeje

[segundos]

V < 50 0,16 > 50,5 0,16

50 ≤ V ≤ 90 2,00 (49,5 a 48) De 16 a 300

110 < V < 120 1,00 < 48 0,16

V ≥ 120 0,16


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Cuando existe reconexión en el sistema de distribución, el tiempo de despeje de la protección de

desacoplamiento del PMGD debe ser suficientemente breve para que la desconexión ocurra

durante el periodo en ausencia de tensión, antes de la reconexión del sistema distribuido.

Además, la conexión del PMGD debe ser impedida mientras la tensión de red se encuentre por

debajo del voltaje de operación de la protección y la reconexión del PMGD debe ocurrir sólo

cuando se recuperen las condiciones de operación normales indicadas en la Tabla 2. (Art. 3-26,3-

27,3-31)

Tabla 2: Condiciones normales de voltaje y frecuencia.

Tensión 0,94 < V < 1,06%

Frecuencia 49,6 < F < 50,4Hz

El PMGD no puede participar en la energización de la red cuando esta se encuentra desenergizada,

salvo operando en isla. La operación en isla se restringe a los sistemas capaces de operar de esta

manera, condicionado a que su sistema de protecciones garantice la correcta operación tanto en

isla como con conexión al sistema de distribución, asegurándose condiciones de operación

apropiadas de calidad de suministro a usuarios y la suficiente seguridad de operación al PMGD.

Este modo de operación puede convenirse entre el propietario del PMGD y la empresa

distribuidora ante situaciones programadas. Ante la ocurrencia fortuita de operación del PMGD en

isla, este deberá detectarlo y desconectarse en menos de 2 segundos. (Art.3-20,3-35,3-36)

Asimismo, si la ED correspondiente cuenta con un sistema SCADA para la operación del sistema de

distribución, esta última podrá convenir con el propietario del PMGD que efectúe las inversiones

necesarias para incorporar sus instalaciones a este sistema SCADA. (Art. 3-11)


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3.2.5 Equipos de medida y facturación.

El diseño del PMGD debe contar con los equipos de medida y facturación suficientes que permitan

registrar las lecturas de energía y potencia suministradas al sistema. Estos equipos deben contar

con implementación trifásica y memoria superior o igual a 40 días con periodos de lectura de 15

minutos, con una precisión mínima de clase 2, de acuerdo a NTSCS vigente. En particular, para la

facturación se exige que sus medidores y control sean ubicados en el punto de conexión salvo

casos de fuerza mayor en los cuales la ubicación de los equipos será acordada entre el propietario

del PMGD y la ED. La responsabilidad de los equipos de medida y facturación recae en el

propietario del PMGD. (Art.3-12,13)

3.2.6 Exigencias particulares para tecnologías específicas.

Algunas exigencias son aplicables sólo a tipos de PMGD específicos o a tecnologías específicas. La

NTCO considera requerimientos específicos para sistemas eólicos, para sistemas de generación

asincrónica, para sistemas síncronos y para sistemas en base a inversores.

Para los equipos eólicos la puesta a tierra de la torre y los equipos en ella será independiente del

resto de las tierras de la instalación. (Art.3-8)

Para las tecnologías de generación asíncronas, la conexión debe realizarse cuando la velocidad de

partida se encuentre entre el 95% y 105% de su velocidad síncrona pero, si requiere una partida

como motor se debe convenir de antemano las condiciones de conexión con la ED. (Art.3-4)

Los PMGD síncronos conectados directamente a la red de media tensión requieren de la

instalación de doble medidor de frecuencia, doble medidor de tensión, un medidor de tensión

cero y un dispositivo de sincronización automático. Además, un PMGD con tecnología síncrona

podrá controlar la energía reactiva por medio de un control de excitación. Los ajustes de conexión

máximos se entregan en la Tabla 3. (Art.3-4, Art.3-11, Art. 3- 19)


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Tabla 3: Ajustes para conexiones síncronas.

Diferencia de Tensión ΔV < ±10%

Diferencia de frecuencia Δf < ±0,5 Hz

Diferencia de ángulo de fase Δϕ < ±10°

La generación de armónicos de los inversores o convertidores, con el propósito de asegurar la

calidad de la energía inyectada, debe permanecer por debajo de los límites dispuestos en la

normativa vigente. Además, estos armónicos deben ser documentados por el fabricante mediante

un informe de pruebas a un prototipo. (Art. 3-34)

3.2.7 Regulación de tensión y compensación de reactivos.

La regulación de tensión no debe realizarse de manera activa por parte del PMGD y la elevación

máxima producto de la conexión del PMGD no debe sobrepasar el 6% del valor de tensión sin la

inyección. De la misma manera, la sincronización del PMGD debe ocurrir sin oscilaciones de voltaje

mayores a ±6% del valor anterior a la conexión y sin originar parpadeo. (Art. 3-18,3-19)

Por su parte, la compensación de reactivos debe ser consecuente con la banda de variación de

voltaje: ±6% del valor anterior a la conexión. Si la inyección de reactivos por parte del PMGD

genera variaciones de tensión mayores al 5% en el punto de conexión se deberá regular su

generación de manera automática. Además, los condensadores instalados no podrán conectarse a

la red antes que el PMGD y deberán desconectarse junto con este ante cualquier caso. (Art. 3-21)


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3.3 Exigencias para las pruebas de conexión (4).

El objetivo de las pruebas de conexión es verificar que se cumplan las exigencias técnicas para la

conexión del PMGD y son aplicables a cualquier esquema de conexión. Deben ser documentadas

por el propietario y permanecer disponibles para la empresa de distribución respectiva y para la

SEC. Lo primero a realizar son las pruebas de diseño para los diferentes equipos y el esquema en

general. (Art. 4-1)

Para los diferentes equipos, la realización de estas pruebas puede ser en equipos representativos

ya sea en fábrica, en un laboratorio de pruebas o en terreno y en formato de celdas, con

componentes herméticos o equipos individuales al aire libre. Su aplicación a un mismo equipo

debe ser en un orden determinado, este es: (Art. 4-2)

1. Pruebas de respuesta a tensión y frecuencia anormales: Las pruebas de respuesta a

tensión y frecuencia anormales tienen como objetivo demostrar que se cumple la

desconexión del PMGD ante los rangos anormales ya especificados de voltaje y frecuencia

del sistema de distribución. Estas pruebas deben tomar en cuenta los puntos mínimo,

medio y máximo de las protecciones con ajustes modificables y se realizarán utilizando

una red simulada o un método de inyección secundario. (Art. 4-3)

2. Pruebas de sincronización: Las pruebas de sincronización tienen como objetivo demostrar

que se cumplen las exigencias de operación normal ya especificadas, estas pruebas varían

entre las distintas tecnologías utilizadas: (Art. 4-4)

a. Conexión de una máquina síncrona: Las pruebas de sincronización de una

máquina síncrona tienen como objetivo demostrar que se cumplen las condiciones

mínimas de sincronización especificadas en la Tabla 3 al momento de realizar la

conexión y que se impide la conexión cuando alguna condición no se cumple.

b. Conexión de una máquina asíncrona: Las pruebas de sincronización de una

máquina asíncrona deben mostrar que la caída de voltaje a la partida se encuentra


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dentro del ±10% del voltaje nominal y que no genera parpadeo molesto según

norma vigente.

c. Conexión mediante un inversor: Para un inversor que produce tensión

fundamental antes de la conexión, las pruebas a realizar y los resultados deseados

son equivalentes al caso de la conexión de una máquina síncrona. Para otro tipo

de inversor, las pruebas a realizar y los resultados deseados son equivalentes al

caso de la conexión de una máquina asíncrona.

3. Prueba integral a la conexión (interferencia electromagnética, ondas de impulso,

aislación): (Art. 4-5)

a. Prueba de protección contra interferencia electromagnética: La prueba de

protección contra interferencia electromagnética debe ser realizada conforme a la

norma vigente o conforme a las normas internacionales en caso de falta de la

primera. La interferencia no debe incurrir en un cambio de estado o una falsa

operación del PMGD.

b. Prueba de desempeño frente a ondas de impulso: La prueba de desempeño

frente a ondas de impulso, en equipos de tensión < 1000V debe ser realizada de

acuerdo a la norma vigente o a las normas internacionales en caso de falta de la

primera. Para equipos de tensión > 1000V debe realizarse de acuerdo a los

estándares del fabricante.

c. Prueba de aislación del dispositivo de apertura visible: La prueba de aislación del

dispositivo de apertura visible debe demostrar que la aislación es capaz de resistir

un voltaje 220% del nominal.

4. Prueba de formación fortuita de isla: La prueba de formación fortuita de isla determina

que el PMGD cumple con la desconexión ante operación fortuita en isla dentro del tiempo

requerido. (Art. 4-6)


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5. Prueba de inyección de corriente continua: La prueba de inyección de corriente continua

debe determinar si las unidades con inversores o convertidores inyectan corrientes

continuas menores al 0,5% de la nominal. (Art. 4-7)

6. Prueba de Armónicas: La prueba de armónicas determina que el equipo cumple con los

límites de armónicas bajo un grupo controlado de condiciones. (Art. 4-8)

Además de las pruebas exigidas a los equipos instalados, el propietario del PMGD debe realizar las

siguientes pruebas para verificar el diseño de la instalación de conexión:

1. Inspección visual: Realizar una inspección visual de la instalación de la conexión para

verificar la correspondencia entre los planos y la instalación. (Art. 4-9)

2. Pruebas de puesta a tierra: Realizar pruebas a la integración de la puesta a tierra, que

permitan verificar el diseño y la ejecución de la instalación de conexión. (Art. 4-10)

3. Pruebas al interruptor de acoplamiento: Realizar pruebas al interruptor de acoplamiento

que permitan verificar el diseño de la instalación de conexión. (Art. 4-11)

4. Pruebas a las unidades de medición y facturación: Realizar pruebas a las unidades de

medición y facturación, verificando que tengan concordancia con lo preestablecido y que

se ejecute correctamente el arranque de los medidores de inyección y consumo. (Art. 4-

11)

5. Pruebas de desconexión de la red: Realizar pruebas de desconexión de la red ante

operación anormal, verificando el correcto disparo de las protecciones mediante prueba

de carga externa. (Art. 4-12)

6. Pruebas de sincronización con las prácticas de reconexión: Realizar pruebas de

sincronización con las prácticas de reconexión de la ED. (Art. 4-13)

Ya realizadas las pruebas de diseño se realizan las pruebas de puesta en servicio que comprenden

inicialmente una inspección visual la cual debe determinar que se cumplen las exigencias


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establecidas para la coordinación de la puesta a tierra y que existe el interruptor desacoplador.

Luego se realizan las pruebas de operatividad del interruptor desacoplador y de funcionamiento

de la formación no intencional de isla. Además, las pruebas de diseño deberán ser repetidas si se

han modificado los ajustes de las protecciones con posterioridad a las pruebas en fábrica o se han

ajustado las funciones de protección después de las pruebas iniciales de puesta en servicio. Con las

pruebas mencionadas ya realizadas se procede a conectar al PMGD a la red para luego realizar las

siguientes pruebas de funcionamiento: (Art. 4-14,4-15)

1. Prueba de potencia inversa o mínima: En el caso de emplearse una función de potencia

inversa, o mínima, para cumplir con las exigencias de la no operación en isla, se deberá

probar su funcionamiento, utilizando técnicas de inyección o ajustando la entrega del

PMGD y algunas cargas locales. (Art. 4-16)

2. Separación del sistema de distribución: La prueba de separación de la red debe

comprobar el funcionamiento de la separación del sistema de distribución, verificando que

se desenergizan los terminales de salida de la instalación de conexión y que no se produce

reconexión dentro del periodo requerido. Esta prueba se ejecuta operando un equipo que

interrumpa la carga y en forma individual por cada fase. (Art. 4-16)

3. Funcionamiento de la operación programada en isla: Una vez estipulada la programación

de operación en isla con la ED se debe verificar que los valores de tensión y frecuencia se

encuentran dentro de lo permitido por la norma vigente. (Art. 4-16)

4. Conexión y desconexión de la instalación compensadora de reactivos: De existir una

instalación compensadora de reactivos, se deberá comprobar que ella es conectada y

desconectada junto con el PMGD. (Art. 4-16)

Todas las pruebas de puesta en servicio se deben realizar siguiendo los procedimientos elaborados

por las ED respectivas, conforme a lo establecido por la NTCO y que cuentan con un informe

favorable de la CNE. (Art. 4-16)


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Los resultados de estas pruebas deben ser documentados por el propietario del PMGD

completando el “Formulario 4: Protocolo de puesta en servicio” que luego debe enviar a la ED

correspondiente. (Art. 4-17)

3.4 Pruebas periódicas de la instalación de conexión (Capítulo 5).

Las pruebas periódicas comprenden una fiscalización anual realizada por la SEC. Esta prueba debe

arrojar los resultados necesarios para llenar el “Formulario 5: Informe de pruebas” el cual quedará

archivado y accesible para la ED que corresponda, la SEC y la Comisión Nacional de Energía (CNE).

(Art. 5-1)

Por su parte, la ED podrá pedir al propietario del PMGD pruebas aleatorias y modificaciones al

interruptor de acoplamiento y a las protecciones. Además, podrá realizar desconexiones sin previo

aviso en caso de peligro y de perturbaciones que afecten sus propias instalaciones, justificándola

posteriormente ante la SEC en un informe mensual que incluya fecha y hora de los sucesos. (Art.

5-2,5-3)

3.5 Análisis de la Norma Técnica de Conexión y Operación para Pequeños Medios de

Generación Distribuida en Media Tensión.

La lectura de la NTCO para PMGD en media tensión muestra a primera vista una norma que

pareciera cubrir todos los tópicos relevantes para asegurar una conexión y operación segura de

generadores distribuidos. Sin embargo, la experiencia práctica ha mostrado que la aplicación de

esta normativa para la conexión de PMGD ha sido en muchos casos dificultosos, a veces

engorrosos e incluso imposibilitante. La falta de segmentación y estandarización de los

requerimientos en conjunto a un elevado protagonismo de la empresa distribuidora como

tomador de decisiones en el proceso de solicitud de conexión, conexión y operación, hacen que las

barreras de entrada para la generación distribuidas sean no menores.


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A continuación se presenta una discusión un poco más acabada de las distintas observaciones

críticas y análisis realizados a la NTCO.

3.5.1 Relación entre el proponente y la empresa distribuidora, y entrega de información.

Una de las principales críticas realizadas a la NTCO en el ámbito de la integración de generación

distribuida versa sobre la relación entre el proponente del proyecto y la empresa distribuidora,

siendo el intercambio de información y procedimientos de conexión de los generadores poco

estandarizados en la práctica. Si bien la NTCO establece requerimientos claramente definidos que

deben ser cumplidos por el proponente, estos requerimientos y pruebas quedan muy sujetos a las

decisiones de la empresa distribuidora. Tanto la información, como las pruebas que el proponente

debe realizar quedan sujetos a la disponibilidad, nivel de actualización y requerimientos internos

que la empresa distribuidora pueda tener, por lo que muchas veces el procedimiento de conexión

de los generadores distribuidos no es estándar. Al respecto, el artículo 2-3 establece la

información técnica y los plazos en los que la empresa distribuidora debe entregar dicha

información al proponente. Si bien la lista de información es detallada, el artículo de la norma y el

reglamento respectivo no establecen con exactitud el formato y el nivel de actualización de dicha

información. Además, si bien la SEC se encuentra facultada para aplicar penalizaciones a quienes

no cumplen con las normas, en estos casos es necesario indicar resoluciones previas al

incumplimiento, es decir, definir una multa o sanción para el incumplimiento en particular de este

requisito con el propósito de hacer de este un proceso claro y definido que no implique tiempos

de resolución. Ante esto, ni el reglamento ni la norma establecen penalizaciones que obliguen a la

empresa distribuidora a entregar la información de manera oportuna y actualizada. Esta situación

genera retrasos en el desarrollo del proyecto y puede producir situaciones como la necesidad de

realizar cálculos y estudios nuevamente, en caso que la información suministrada por la empresa

distribuidora no sea la más actualizada o correcta.


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3.5.2 Rol del proponente/operador del generador distribuido en el proceso de conexión a la

red.

Otro problema importante y muy relacionado al anterior dice relación con las responsabilidades

excesivas y el rol que juega el proponente/operador del generador distribuidos en todo el proceso

de conexión a la red y estimación de impactos del generador distribuido en la misma. Según lo

establecido en la NTCO es el proponente/operador quien debe hacerse cargo de las labores de

ingeniería para la estimación de impactos en la red y quien debe realizar las pruebas de puesta en

marcha e inspección visual. Muchas veces el proponente del proyecto tiene poca o nula

experiencia en el rubro debiendo contratar costosas consultorías que le permitan cumplir con los

requerimientos que la norma establece y que son exigidos por la empresa distribuidora. Estos

costos pueden llegar a ser considerables en comparación al tamaño y la inversión que se requieren

para estos proyectos de pequeña envergadura, por lo que pueden ser una barrera crítica para el

generador. Esto se suma al riesgo que adiciona al proyecto los retrasos inesperados en la conexión

debido a las inconformidades que presenta la empresa distribuidora de acuerdo a los resultados

de las labores realizadas por el proponente o los problemas que generan la entrega de

información incompleta o desactualizada por parte de la empresa distribuidora. Muchas de estas

labores podrían ser asumidas por la empresa distribuidora, debiendo el cliente incurrir menores

costos en relación a los estudios y acortando los plazos de conexión de forma importante, ya que

es la empresa distribuidora quien tiene una mayor ventaja a la hora de realizar estudios y

estimaciones de sistemas que se conecten a su propia red.

Al respecto, el artículo 2-4 establece que es el interesado en instalar el proyecto quien debe

realizar todos los cálculos y estudios. Así mismo, según lo estipulado en el artículo 4-16, una vez

instalado el generador, es el operador del sistema quien deberá realizar las pruebas de puesta en

servicio, siguiendo procedimientos establecidos por la empresa distribuidora. Esta disposición es

vaga y deja toda la responsabilidad de la realización de dichas pruebas en el operador del


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proyecto, además de supeditar estas pruebas a procedimientos establecidos arbitrariamente por

la empresa distribuidora. Esto también se aplica a las inspecciones visuales que deben realizarse

en el proyecto, las cuales también deben ser realizadas por el operador.

3.5.3 Requerimientos de protección y seguridad ambiguos, demasiado amplios, no

estandarizados o no aplicables a todas las tecnologías.

Por otra parte, la NTCO establece procedimientos para la instalación y operación de sistema de

generación y de su sistema de protección. En general, los requerimientos de conexión y para las

protecciones establecidos en la NTCO son poco claros y no evitan que las distribuidoras

establezcan exigencias adicionales a los generadores. Estas exigencias pueden redundar en costos

mayores debido al uso de tecnologías más costosas y en problemas asociados a la continuidad del

suministro eléctrico a través de sus empalmes. Este problema es especialmente importante en

instalaciones de cogeneración eficiente, donde normalmente los empalmes tienden a ser

bidireccionales. Protecciones más sensibles producirán un empeoramiento en la calidad de

suministro del cliente conectado al empalme en el que el generador distribuido inyecte su energía,

siendo esto innecesario para asegurar la seguridad y calidad de suministro para el resto de los

clientes de la red. Es importante notar que la exigencia establecida en la norma técnica se refiere

a que la protección se separa cuando no haya tensión y no vuelva a conectarse hasta que la

tensión se restituya y no que las protecciones del generador deban ser más rápidas en actuar que

las protecciones del sistema de distribución.

Además, los requisitos establecidos en la norma, en general muestran no ser pensados para que la

coordinación de protecciones se adecue al comportamiento de los generadores distribuidos. Esto

se ve reflejado en el artículo 3-4 de la norma donde se establece que para los empalmes que no se

encuentran conectados a ninguna carga, la conexión del generador debe realizarse delta – estrella

(delta en el lado de alta tensión). Esta exigencia puede ser inadecuada para algunas tecnologías,

convirtiéndose en una barrera para que la distribuidora permita la conexión del generador. Un


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ejemplo de este caso es el observado en los generadores eólicos de inducción doblemente

alimentado que requieren una conexión en estrella delta (delta en el lado de baja tensión), ya que

requieren de una interfaz de electrónica de potencia para conectarse a la red. Al respecto, la

experiencia internacional muestra que los estándares suelen permitir la conexión de los

generadores de acuerdo a las indicaciones del fabricante, mientras los equipos se encuentren

certificados.

Otro ejemplo de cómo la norma no se encuentra ideada para todo tipo de tecnología de

generación es la no consideración de las capacidades de sistemas con inversores que pueden

detectar fallas por si solos y no requieren de protecciones adicionales o la coordinación de

protecciones en caso que grandes generadores distribuidos inviertan el flujo de potencia en las

líneas de distribución. Al respecto, el artículo 3-5 establece la obligación de la instalación de un

interruptor de acoplamiento, incluso en el caso de sistemas con inversores.

3.5.4 Falta de segmentación y estandarización en los requerimientos de la NTCO.

Una crítica generalizada que puede realizarse a la NTCO es su falta de estandarización y

segmentación en los requerimientos que establece para los generadores distribuidos. A diferencia

de la experiencia internacional, donde se establecen procesos diferenciados por segmento de

potencia y nivel de certificación del equipamiento de generación, la NTCO aplica sus disposiciones

a todos los PMGD indistintamente de su potencia u origen del equipamiento/nivel de certificación.

Así las exigencias aplicables a grandes generadores de varios megawatts de capacidad se aplican

indistintamente a generadores pequeños de varios cientos de kilowatts, los cuales generan un

impacto mucho menor que el de una planta de mayor envergadura, no justificándose muchos de

los requerimientos, pruebas y burocracia a la cual actualmente son expuestos.

En específico, todas las disposiciones del Título 2-3 de la NTCO/2007, el cual entrega las directrices

y exigencias necesarias para el procedimiento de solicitud de conexión, no introduce el concepto

de equipamiento certificado y todas sus disposiciones son aplicables a todo generador hasta 9 MW


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de capacidad instalada que quiera conectarse a redes de distribución en media tensión. De la

misma forma, las exigencias de pruebas de diseño e instalación de conexión establecidas en el

título 4-1 se aplican a todos los generadores sin distinción de capacidad o nivel de certificación.

Esto se suma a la falta de estandarización mostrada en toda la norma, en donde por ejemplo, en

su artículo 4-1 se deja la definición específica de los protocolos de aplicación de las pruebas de

puesta en servicio a la empresa distribuidora.

3.5.5 Tratamiento insuficiente del modelo de generadores conectados a instalaciones de

terceros.

El tratamiento de los generadores conectados a instalaciones de un tercero es apenas mencionado

en la NTCO, no existiendo disposiciones exclusivas para este caso y un tratamiento adecuado de

las relaciones entre las partes involucradas y las responsabilidades ante eventos adversos (Artículo

1-10 Conexión de generador a través de líneas de terceros). Esto es terriblemente perjudicial para

generadores que tienden a conectarse en empalmes bidireccionales como es el caso de la

cogeneración. Aquí, un modelo natural para la tecnología es la instalación de una planta de

cogeneración por un tercero, de manera de aprovechar el calor residual de procesos industriales.

El dueño de la planta industrial y del empalme permite que un tercero instale un sistema de

generación eléctrica que aproveche el calor residual e inyecte excedentes a la red.

3.5.6 Esquema de medición de inyecciones tratado de forma insuficiente y deficiente para

generadores conectados en empalmes bidireccionales.

El tratamiento del sistema de medición y la escala de integración del mismo es pobremente

tratado, siendo que puede llegar a ser muy relevante, sobre todo en instalaciones de generación

que operan a través de un empalme bidireccional. En este caso, donde existen tanto inyección de

energía como consumo desde la red, la cantidad de medidores, las direcciones de medidas y los


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intervalos de integración de las mediciones pueden afectar de forma importante las facturaciones

finales del cliente final con generador propio.

De querer trasladar algunas de las disposiciones de la NTCO para hacerlas aplicables a una

normativa respecto de la ley de facturación neta, la medición y facturación debe ser considerado

como un tema muy relevante.

La ley de facturación neta en espíritu estipula un esquema de facturación neta en el cual se

realizan balances de dinero y no balances de energía. En este esquema las inyecciones de un

generador distribuido deben ser medidas de forma separada e independiente del consumo neto

desde la red. En esencia, esto equivale a un sistema de medición con las capacidades de dos

medidores independientes y unidireccionales en su registro, uno para registrar consumo y otro

para registrar inyecciones, con capacidad de medición instantánea. Esto se contrapone a lo

comúnmente observado en la experiencia internacional donde típicamente se habla de medición

neta, realizándose un balance de cantidades de energía y no de dineros, por lo que se requieren

normalmente un medidor bidireccional que registre cantidad neta de energía solamente.

Una forma de implementación de este esquema sería el uso de dos medidores electromecánicos

de bajo costo de registro de flujo de energía en un solo sentido, uno para las inyecciones, otro

para el consumo neto. Este esquema corresponde al menos beneficioso para un generador

distribuido ya que es capaz de registrar todas las inyecciones hacia la red como tales. Sólo la

energía que es generada en forma coincidente con la demanda y consumida localmente se

valorizará a tarifa de energía. Pese a esto, la ley no especifica con claridad ningún esquema como

el esquema por defecto, por lo que es posible plantear otras alternativas. Por estas razones, es

necesario que la norma técnica respectiva se pronuncie al respecto.


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3.6 Norma Chilena de Electricidad Nº4 para instalaciones de consumo en baja tensión.

La Norma Chilena de Electricidad Nº4 actualmente es la norma vigente para instalaciones de

consumo en baja tensión. Si bien esta norma, tal cual lo dice su nombre, establece disposiciones

para instalaciones de consumo, esta puede ser extensible para generadores instalados en

residencias y edificios que se encuentren conectados a las redes de baja tensión. Al respecto, la

NCH Nº4 establece en su punto 14 las disposiciones para los generadores denominados “sistemas

de autogeneración”. Estas definiciones y disposiciones se encuentran orientadas a cubrir la

instalación y operación de generadores diseñados para el auto consumo y no para inyectar a la

red. Sin embargo, esta norma debe ser considerada si se desea analizar el marco normativo

aplicable a la ley 20.571 o ley de facturación neta, y a la hora de realizar propuestas a la nueva

normativa que cubrirá a los generadores en baja tensión diseñados para inyectar parte de su

generación a la red.

A continuación se presenta un resumen de las principales disposiciones pertinentes a los

generadores en baja tensión contenidas en la NCH Nº4.

3.7 Sistemas de autogeneración.

La Norma Chilena N°4 define los sistemas de autogeneración como sistemas destinados a

proporcionar energía a instalaciones eléctricas en forma independiente de la red pública o en

combinación con ésta. Según su finalidad se clasifican en tres tipos distintos: Sistema de

emergencia, sistema de corte de puntas y sistemas de cogeneración. Es importante destacar que

la definición de sistema de cogeneración entregada en esta norma no se corresponde con la

definición de cogeneración conocida en el contexto internacional. Mientras que para la Norma

Chilena N°4 un sistema de cogeneración se refiere a un sistema de generación eléctrica paralela

con la red de distribución, en el contexto internacional, un sistema de cogeneración corresponde a

un sistema de generación conjunta de calor y electricidad.


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Independiente del fin con el cual se proyecte el sistema de autogeneración, este deberá ser

presentado como proyecto ante la SEC, para ser revisado en forma previa al inicio de su

construcción.

3.7.1 Sistemas de emergencia.

Estos sistemas son diseñados para ofrecer suministro cuando el suministro de la red pública no

esté disponible, siendo necesarios un sistema de partida y un sistema de transferencia o traspaso

de carga entre la red y el sistema de emergencia, ya sean manuales o automáticos.

Las instalaciones pertenecientes a un sistema de emergencia se canalizarán mediante alguna de

los métodos prescritos en la sección B y todos los equipos empleados, distintos de los equipos

convencionales, deberán ser aprobados para el uso específico en sistema de emergencia.

Los sistemas de emergencia deberán ser probados periódicamente para comprobar su perfecto

estado de funcionamiento y asegurar su correcto mantenimiento. De estas pruebas, por lo menos

una cada año deberá ser supervisada por la superintendencia o por el organismo inspectivo que

esta designe.

Clasificación de los sistemas de emergencia.

Los sistemas de emergencia se clasifican en cuatro grupos distintos (grupo 0 a grupo 3). El grupo 0

corresponde a sistemas que alimentan consumos que no admiten interrupción. El grupo 1 a

sistemas que toleran interrupciones de hasta 0,2 segundos con variaciones de frecuencia no

mayores a 0,5%. El grupo 2 a sistemas que admiten interrupciones de hasta 15 segundos.

Finalmente el grupo 3 corresponde a sistemas conectados a consumos que admiten una

interrupción de hasta 15 minutos.


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3.7.2 Sistema de corte de punta.

Estos sistemas se encuentran destinados a eliminar o disminuir la demanda de potencia de una

instalación durante los horarios de punta del sistema. Bajo esta premisa, estos sistemas pueden

operar de dos maneras distintas:

• Sistema de transferencia abierta: Esta forma de operación corresponde al traspaso de

consumo desde la red pública al sistema de corte de punta sin que existe una conexión

eléctrica entre la red y el sistema. Este tipo de sistema deberá contar con un circuito de

control que le permita entrar en funcionamiento sólo cuando los consumos servidos

estén separados de su fuente de alimentación principal. Este circuito de control podrá ser

manual o automático, pero en ambos casos deberá contar con los enclavamientos

necesarios para evitar la interconexión de la fuente de autogeneración con la fuente

principal.

• Sistema de transferencia cerrada: Esta forma de operación corresponde al traspaso de

consumo desde la red pública al sistema de corte de punta con una interconexión entre

ambos sistemas en forma momentánea mientras dura el proceso de traspaso de carga.

Este esquema de operación debe ser diseñado y presentado a la SEC bajo los mismos

protocolos que un sistema de cogeneración.

3.7.3 Sistema de cogeneración.

Un sistema de cogeneración corresponde a un sistema de autogeneración en que una parte

de la demanda la suple la autogeneración, y la parte restante la entrega la red pública. Esto

exige el funcionamiento en paralelo de la autogeneración y la red.

Para el control de sus parámetros de funcionamiento y de sincronización con la red, un

sistema de cogeneración debe contar a lo menos con los siguientes equipos:


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• Voltímetros que midan simultáneamente las tensiones de red y de fuente.

• Frecuencímetros que midan simultáneamente las frecuencias de red y de fuente.

• Medidor del factor de potencia del consumo.

• Sincronoscopio, para sistemas de puesta en paralelo manual se aceptará como

alternativa el uso de luces de sincronización.

Para la protección y el control de la puesta en paralelo o separación de la fuente y la red en forma

manual o automática, el sistema de cogeneración deberá contar con los siguientes equipos.

• Contactores o interruptores de mando motorizado remoto.

• Disyuntores de fuente y de red que permitan su desconexión por sobrecarga o

cortocircuito.

• Un relé de potencia inversa de alta sensibilidad para prevenir la energización de la red por

la fuente de cogeneración cuando la red se desenergice por cualquier motivo programado

o accidental. Este relé de potencia inversa deberá ser del tipo de regulación de potencia,

no serán aceptables para estos fines los relés de potencia inversa de ventana porcentual.

No obstante lo anterior se podrá instalar un relé de ventana porcentual, adicional al relé

exigido, si esta condición es técnicamente recomendable. La sensibilidad de disparo de

relé, medida en potencia, se fijara asumiendo que el relé operará contra una puesta a

tierra de operación en la red de una resistencia de 150 Ohm.

• Un relé de sincronismo que permita la puesta en paralelo automática cuando se alcance

las condiciones de paralelismo.

• Un control de repartición de cargas de accionamiento manual o automático.

Registro nacional de generadores en baja tensión.

La superintendencia deberá llevar un registro nacional actualizado de todos los sistemas de

cogeneración o de corte de punta con transferencia cerrada que se encuentren en operación.


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Este registro deberá estar a disposición de las empresas eléctricas concesionarias locales. En

este registro deberá consignarse el período de operación del sistema, el horario de conexión y

desconexión y el tiempo estimado de permanencia de la condición paralelo entre el sistema y

la red pública. La actualización de los datos consignados en este registro será semestral.

Cualquier puesta en paralelo del sistema con la red pública que se encuentra fuera de lo

consignado en el registro deberá ser acordado previamente con la empresa distribuidora

local. Así mismo, si la empresa distribuidora requiere realizar trabajos en la red que impliquen

la desenergización de la red, deberá prevenir la reenergización por los sistemas de

cogeneración, revisando el registro y advirtiendo y desconectando a los operadores para que

estos no operen sistemas de cogeneración.


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4. Revisión y análisis de la normativa internacional: Casos Estados Unidos, Unión Europea,

Alemania, España e Inglaterra.

En el mundo desarrollado la generación convencional de gran escala (típicamente por sobre los 20

MW) se desarrolla con reglamentos, normas técnicas y procedimientos administrativos y

comerciales transversales, aplicables a todo nivel de capacidad y tecnología. Por ejemplo,

proyectos hidráulicos de 70 MWs deben cumplir con las mismas condiciones que grandes plantas

de varios cientos de MWs, todos los cuales se conectan generalmente a las redes de transmisión

(alta tensión).

Sin embargo, para generadores de menor escala, con capacidades inferiores a los 10 MW o 20

MW que muchas veces se encuentran conectados a las redes eléctricas de propiedad de empresas

distribuidoras, se establecen estándares de interconexión más simplificados. Estos estándares

reconocen la naturaleza distinta de estos sistemas de generación, con un menor impacto en el

sistema y con los menores niveles de recursos que estos proyectos tienen, así como también

muchas veces el distinto origen de la fuente de energía primaria que utilizan. Además, estos

estándares de interconexión preestablecidos, que incluyen un acuerdo comercial también

estandarizado, facilitan la relación del generador con las distribuidoras, las cuales tienen como

objetivo primario servir al cliente final y no tratar con generadores independientes.

Estos “pequeños” generadores, son muy distintos entre sí y pueden en la práctica no ser para nada

pequeños. Por ejemplo, los efectos que puede generar un pequeñísimo generador residencial de

unos 3 kW de capacidad instalada, un generador de 80 kW en un edificio, una industria de 300 kW

o un generador mini hidráulico de 7 MW, no pueden ser comparados entre sí. Por esta razón, los

estándares de interconexión reconocen segmentos con diferentes requerimientos para proyectos

de diferentes capacidades. Estos segmentos son típicamente tres (aunque a veces llegan hasta

cuatro), considerando distintos niveles, requerimientos técnicos y administrativos, incluyendo

desde el Net Metering residencial o micro – generación (hasta 10 kW – 30 kW), la mini –


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generación (hasta 500kW o 1MW) y los generadores “pequeños” de mayor tamaño (que se

desarrollan en potencias más grandes hasta 10 MW o 20 MW). Estos últimos son equivalentes a la

definición de Pequeño Medio de Generación Distribuido conocida en Chile (PMGD).

En la Figura 3 se presenta un esquema de la segmentación de medios de generación que

típicamente se observa en las regulaciones de los diferentes estados en Estados Unidos. El

elemento primordial a destacar aquí es la división que existe entre grandes generadores

convencionales y generadores distribuidos, así como la sub - segmentación con requerimientos

diferenciados que existe dentro del universo de la GD.

Figura 3 - Esquema resumen de la segmentación de medios de generación Estados Unidos3.

3 Los límites de estos segmentos dependen de cada estado y son presentados a modo de ejemplo.

Medios de Generación

(conectado a baja, media y alta tensión)

"Pequeños" medios de generación - Conexión y operación comercial estandarizada

(menores a 10 MW o 20 MW)

Net metering residencial

(menor a 10 kW)

Edificios, comercio e industria menor

(desde 10 kW hasta 100 kW, 300 kW, 1

MW e incluso 2 MW)

Industria mayor y generadores

independientes

(desde 1 MW hasta 10 MW o 20 MW)

Generación convencional a gran escala

(mayores a 10 MW o 20

MW)


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La experiencia internacional en materia de normativa para generación distribuida es amplia y

variada. Por una parte existe la experiencia estadounidense, donde se ha visto que las empresas

distribuidoras o “utilities” han desarrollado sus propias normativas y reglamentos para la conexión

y operación de generación distribuida al alero del estándar IEEE 1547, de manera de cumplir con

los objetivos que los gobiernos federales establecen para el desarrollo de la generación distribuida

y las energías renovables.

Así mismo, Europa ha mostrado un diverso grado de éxito en la integración de energías renovables

y generación distribuida, desarrollando estándares nacionales propios de cada país.

Sin embargo, pese a la diferencia en el enfoque, el objetivo muestra ser similar en todos los casos

de desarrollo normativo. El objetivo principal ha sido llevar el proceso de conexión de los

generadores distribuidos a un mayor grado de simplificación y con una estandarización y

segmentación (tecnológica y por capacidad) de los requerimientos. Con esto se busca evitar

exponer a pequeños generadores con nulo impacto en la red a complicados procedimientos y

exigencias innecesarias que signifiquen sobre costos que finalmente se traduzcan en barreras

insoslayables para estos generadores, frenando su desarrollo y penetración. Así mismo, también

se busca garantizar la calidad y seguridad del suministro, evitando que generadores con impactos

importantes se conecten inadecuadamente a la red.

Por ejemplo, en Estados Unidos, el estado de California, mediante el estándar de interconexión

conocido como RULE 21, especifica estándares para la interconexión, operación y medición para la

GD de hasta 10 MW. Este reglamento considera fuentes renovables, con reglas simplificadas para

capacidades bajo los 10 kW y mayores requerimientos para generadores sobre esta capacidad,

pasando por 1 MW y hasta 10 MW de capacidad. Otros estados incluyen una estructura similar de

segmentación, como Colorado y New Jersey, con el primer nivel con capacidades menores 10 kW,

el segundo con capacidades entre 10 kW y 2 MW y el tercero hasta 10 MW. La segmentación por

capacidad de estos y otros estados se presenta con mayor detalle en la Tabla 4, la que muestra la


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esquematización de la segmentación por capacidad típica para los medios de generación

“pequeños” y de gran escala en Estados Unidos.

Tabla 4 - Rangos de capacidad por niveles de clasificación para estándares de

interconexión.

Estado Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4

California ≤10 kW 10 kW a 1 MW > 1 MW y < 10 MW

Colorado ≤10 kW 10 kW a 2 MW >2 MW a < 10MW

New Jersey ≤10 kW 10 kW a 2 MW < 2 MW ( no califica 1 y 2)

Maryland ≤10 kW 10 kW a 2 MW ≤50 kW o ≤ 10 MW ≤10 MW (no califica 1,2 y 3)

Florida ≤10 kW >10 kW y ≤100 kW >100 kW y ≤2 MW

Arizona ≤50 kW > 50 kW y < 300 kW > 300 kW y < 5 MW > 50 MW

New Mexico ≤10 kW > 10 kW y < 2 MW > 2 MW y < 10 MW > 10 MW

Pennsylvania ≤10 kW < 5 MW < 5 MW (no califica nivel 2) No indicado

Oregon <25 kW >25 kW y < 2 MW > 2 MW y < 10 MW >10 MW y < 20 MW

A continuación se presenta una revisión de los estándares o normas técnicas para generación

distribuida en baja y/o media tensión para Estados Unidos, Alemania, España e Inglaterra,

indicando de forma breve las disposiciones establecidas en cada una de las normas como insumo

para una posterior discusión al respecto de las recomendaciones para la normativa chilena

pertinente.

4.1 Estándar IEEE 1547-2003 para la interconexión de recursos distribuidos con los sistemas

eléctricos de potencia y la extensión IEEE 1547.1-2005 para los procedimientos de pruebas

de conformidad para equipos que interconectan recursos distribuidos con sistemas

eléctricos de potencia.

Los cambios en el ambiente de los sistemas eléctricos han promovido la creación del estándar IEEE

1547, el cual define los requisitos que deben cumplir los generadores que se conectan al sistema

de distribución. Además, indica cuales son las pruebas mínimas que deben aprobar los diferentes


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equipos que integran una instalación de interconexión para demostrar que cumplen con los

requisitos definidos.

Los requisitos definidos por la norma comprenden regulación de voltaje, integración con la tierra

de la red, regulación para conexiones a redes secundarias y spot, energización indeseada de la red,

disposiciones de monitoreo, dispositivo de aislación, integridad de la conexión, respuesta ante

condiciones anormales de la red, calidad de la energía y operación en isla.

Por su parte, las pruebas que se deben realizar son las pruebas de diseño, de instalación de

interconexión, de producción, de puesta en marcha y periódicas. Las pruebas de diseño se realizan

sobre un equipo tipo para determinar si su diseño es fiel con las especificaciones dadas por el

fabricante y que cumple con los requisitos de la norma. Las pruebas de instalación de

interconexión se realizan sobre la instalación integra que conecta al generador con la red y

determinan si esta cumple con los requisitos definidos por la norma. Las pruebas de producción se

aplican a cada equipo fabricado y deben verificar que estos cumplen con las especificaciones del

fabricante. Las pruebas de puesta en marcha se aplican sobre el sistema completo de generación y

conexión y verifica que los sistemas integrados funcionan de acuerdo a lo requerido por la norma.

Las pruebas periódicas se realizan sobre la instalación de la interconexión para asegurar su

correcto funcionamiento en el tiempo.

La necesidad de realizar pruebas para determinar que un equipo es apto para funcionar según lo

requerido acarrea la necesidad de normar los procedimientos que guiarán y regularán cada

prueba. Por ello se genera el estándar IEEE 1547.1, este estándar contiene los procedimientos

para todas las pruebas.

Dentro de las pruebas de diseño están las pruebas de estabilidad térmica, respuesta ante

condiciones anormales de voltaje y frecuencia, sincronización, integridad de la conexión, isla no

intencional, potencia inversa, fase abierta, limitación de corriente DC y armónicas. Las pruebas de

instalación de la interconexión comprenden la revisión de la integración de la tierra con la red, el


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equipo de aislación, las disposiciones de monitoreo, respuesta ante fallas de la red y la

coordinación con el sistema de reconexión de la red. Las pruebas de producción se componen de

la prueba de respuesta ante condiciones anormales de voltaje y frecuencia en la red y la prueba de

sincronización. Las pruebas de puesta en marcha comprenden la verificación e inspección de la

instalación de la interconexión, pruebas de diseño y producción en terreno, revisión de la

configuración, prueba de operación no intencional en isla y prueba de desenergización.

El estándar IEEE 1547, del “Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE)”, define un

conjunto de requisitos uniformes para la interconexión de recursos distribuidos (RD) al segmento

de la distribución del sistema de energía eléctrica (SEE). El IEEE 1547 es una consecuencia de los

cambios en el ambiente de la producción y suministro de electricidad y está basado en anteriores

prácticas recomendadas por la IEEE y directrices elaboradas por el “Standards Coordinating

Committee 21 (SCC21)”.

El propósito de esta norma es definir los requisitos técnicos de una manera que pueda ser

universalmente adoptado. La universalidad no sólo se refiere a los aspectos técnicos, sino también

a la adopción de esta norma como pertinente a través de una serie de industrias e instituciones,

por ejemplo, fabricantes de hardware, servicios públicos, empresas de servicios energéticos, los

códigos y las organizaciones de normalización, reguladores y legisladores, y otras entidades

interesadas.

El estándar IEEE 1547 incluye prescripciones pertinentes para el funcionamiento de la

interconexión. Se define generalmente como las limitaciones y puntos de ajuste para los distintos

parámetros que deben ser satisfechas antes de la conexión de una unidad de RD al SEE, en el

instante de conexión, y para la separación de dichos recursos de la SEE ante condiciones

anormales.

Si bien, el estándar IEEE 1547 define las pautas globales a seguir en lo que respecta a conexiones

de RD a la red de distribución, también existen otros estándar que actúan como extensiones de


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este y se denominan IEEE 1547.X, donde la X es el número de extensión. Estas extensiones cubren

temas como los procedimientos de las pruebas de conformidad, guías varias y prácticas

recomendadas. El diagrama de la Figura 4 muestra las extensiones existentes.


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Figura 4: Diagrama del estándar IEEE 1547 con sus extensiones.

IEEE Std 1547TM(2003): Estándar para interconectar recursos distribuidos con sistemas eléctricos de potencia.

IEEE Std 1547.1TM(2005): Estándar para los procedimientos de pruebas de conformidad para equipos que interconectan recursos distribuidos con sistemas eléctricos de potencia.

IEEE Std 1547.2TM(2008): Guía de aplicación para el estándar IEEE 1547 para interconectar recursos distribuidos con sistemas eléctricos de potencia.

IEEE Std 1547.3TM(2007): Guía para el monitoreo del intercambio de información y del control de recursos distribuidos con sistemas eléctricos de potencia.

IEEE Std 1547.4TM(2011): Borrador de guía para el diseño, operación e integración de sistemas aislados de recursos distribuidos con sistemas eléctricos de potencia.

IEEE Std 1547.5TM: Borrador de guía técnica para la interconexión de recursos de potencia eléctrica mayores a 10MVA a la red de transmisión de potencia.

IEEE Std 1547.6TM(2011): Borrador de prácticas recomendadas para interconectar recursos distribuidos con redes de sistemas eléctricos de distribución secundaria.

IEEE Std 1547.7TM: Borrador de guía para los estudios de impacto para los conductores de distribución para la interconexión de recursos distribuidos.

IEEE Std 1547.8TM: Prácticas recomendadas para establecer métodos y procedimientos que provean soporte suplementario a las estrategias de implementación para el uso expandido del estándar IEEE 1547.


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En particular, la extensión IEEE 1547.1 proporciona los procedimientos para establecer las pruebas

de conformidad y verificar el cumplimiento de los requisitos de la norma IEEE 1547. Cuando aplica,

los procedimientos de prueba del IEEE 1547.1 pueden proporcionar un medio para que los

fabricantes, empresas de servicios públicos, o las agencias independientes de pruebas confirmen

la idoneidad de algún sistema de interconexión dado (SC) o componente destinado a ser utilizado

en la interconexión de RD con los SEE. Esta certificación puede conducir a la pre aceptación de los

equipos confirmados como adecuados para su uso en el servicio previsto por las partes

interesadas. Si bien este estándar define los procedimientos de prueba, no especifica técnicas de

medición. Las técnicas adecuadas de medición se pueden encontrar en varias publicaciones

técnicas, incluyendo, pero no limitado al estándar IEEE 120.

Entre las pruebas que contiene el estándar IEEE 1547.1 se tienen las pruebas de diseño, las

pruebas de la instalación de conexión, las pruebas de producción y las pruebas de puesta en

marcha. Las pruebas de diseño se realizan para certificar que un tipo de equipo cumple con los

requisitos de la norma. Las pruebas de instalación de conexión se realizan para verificar que la

interconexión entre la red y el generador distribuido funciona de acuerdo con lo requerido por la

norma. Las pruebas de producción se aplican a todo equipo y verifican que el equipo cumple con

los parámetros de operación especificados por el fabricante. Las pruebas de puesta en marcha se

realizan para determinar si el equipo de interconexión cumple con los requisitos de operación de

la norma para conectarse a la red.

A continuación se entrega con mayor detalle los requisitos especificados en el estándar IEEE 1547

y las pruebas de conformidad para verificar que los equipos cumplen estos requisitos según el

estándar IEEE 1547.1.

4.1.1 Especificaciones técnicas y requisitos de la interconexión (IEEE 1547-4).

Los requisitos definidos por la norma comprenden regulación de voltaje, integración con la tierra

de la red, regulación para conexiones a redes secundarias y spot, energización indeseada de la red,


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disposiciones de monitoreo, dispositivo de aislación, integridad de la conexión, respuesta ante

condiciones anormales de la red, calidad de la energía y operación en isla.

Estos requisitos deben ser cumplidos en el punto común de acoplamiento, sin restricción de

ubicación de los equipos de medición o protección o del software correspondiente. Esto es

aplicable a sistemas locales con una unidad generadora así como también a sistemas locales con

varias unidades conectadas, debiéndose cumplir los requisitos para la suma de cada característica

de cada unidad generadora.

Los requisitos se aplican a cualquier equipo o tipo de equipo, sin discriminación de marca u otra y

son universalmente necesarios independientemente de la tecnología conectada, sea máquina

síncrona, de inducción o inversores/convertidores estáticos de potencia. Además, los requisitos

serán suficientes para la mayoría de las instalaciones.

Requisitos generales (IEEE 1547-4.1).

En general, la instalación deberá cumplir con las siguientes exigencias técnicas de operación:

• Regulación de voltaje (IEEE 1547-4.1.1): El generador no regulará activamente el voltaje y

no debe causar que el voltaje en la red salga de los requisitos de la norma ANSI C84.1-

1995, Range A.

• Integración con la puesta a tierra de la red (IEEE 1547-4.1.2): El generador no debe causar

sobrevoltajes que excedan las capacidades de los equipos conectados a la red además, no

debe perturbar la coordinación de la protección de falla a tierra en la red.

• Sincronización (IEEE 1547-4.1.3): El generador debe sincronizar con la red sin causar una

fluctuación del voltaje mayor a ±5% el voltaje nominal de la red y debe cumplir con los

requisitos de parpadeo en el punto de conexión común.

• Redes de distribución secundarias y secundaria spot (IEEE 1547-4.1.4): los requisitos para

las redes de distribución secundarias se encuentran en revisión y la norma aun no se


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expresa al respecto (IEEE 1547-4.1.4.1). En cuanto a las redes secundarias tipo spot, la

norma expresa los siguientes requisitos (IEEE 1547-4.1.4.2):

– No utilización de las protecciones de la red: Las protecciones de la red no deben ser

utilizadas para aislar al generador de algún alimentador primario, a menos que la

protección esté diseñada para operar de esa manera.

– No afectar el sistema de protecciones de la red: La presencia del generador en la

red no debe producir la operación o prevenir la reconexión de ninguna protección

en la red, ni tampoco causar comportamiento cíclico. Además, la sincronización de

las protecciones del generador con las protecciones de la red debe lograrse sin

modificar los tiempos de retardo de reconexión de las protecciones de la red.

– No conectar ante deficiencias de las protecciones de la red: La conexión del

generador a la red se permite sólo si la barra donde se conectará se encuentra

energizada por más del 50% de las protecciones de red instaladas. Además, los

equipos de la red no deben ver sobrepasadas sus capacidades de operación ante la

conexión del generador.

– Requisitos independientes del tiempo de conexión paralela con la red: Los

generadores conectados en una red spot, utilizando un esquema de transferencia

automático, en el cual la carga es transferida entre el generador y la red con un

paralelismo momentáneo (generador y red conectados al mismo tiempo) deben

cumplir con estos requisitos independientemente del tiempo que dura la conexión

paralela.

• Energización de la red indeseada (IEEE 1547-4.1.5): El generador no debe energizar la red

cuando esta se encuentra desenergizada.


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• Disposiciones de monitoreo (IEEE 1547-4.1.6): Cada unidad de 250kVA o más (o el valor

agregado) debe tener disposiciones para monitorear el estado de la conexión, potencias

real y activa generadas y voltaje en el punto de conexión.

• Dispositivo de aislación (IEEE 1547-4.1.7): Cuando lo requieran las prácticas de operación

de la red, se debe localizar un dispositivo de aislación que sea accesible, con cerradura y

visible entre la red y el generador.

• Integridad de la conexión (IEEE 1547-4.1.8): La instalación de interconexión debe contar

con la debida protección ante interferencia electromagnética (IEEE 1547-4.1.8.1)

cumpliendo con IEEE Std C37.90.2-1995, debe tener la resistencia ante sobrevoltajes (IEEE

1547-4.1.8.2) que exigen IEEE Std C62.41.2-2002 y IEEE Std C37.90.1-2002 y debe contar

con un interruptor de conexión (IEEE 1547-4.1.8.3) cuya aislación debe soportar un 220%

del voltaje nominal.

• Respuesta ante condiciones de operación anormales en la red (IEEE 1547-4.2):

– Desenergización de la red (IEEE 1547-4.2.(1,2)): En caso de la ocurrencia de una

falla, el generador debe dejar de energizar la red antes de que esta se reconecte.

– Pérdida de sincronismo (IEEE 1547-4.2.5): En el caso que la pérdida de sincronismo

por parte del generador produzca parpadeo excesivo debe incluirse una protección

ante pérdida de sincronismo.

– Reconexión a la red (IEEE 1574-4.2.6): Luego de una falla no puede haber

reconexión del generador hasta que el voltaje de red vuelva a estar dentro de los

rangos especificados en ANSI C84.1-1995, Range B y la frecuencia se encuentre

dentro del rango 59,3Hz a 60,5Hz. Además, se debe incluir un retardo temporal

ajustable de hasta 5 minutos luego que la red recupera su operación normal.

– Voltaje anormal de la red (IEEE 1547-4.2.3): La instalación de conexión debe

detectar el voltaje RMS de la red para la frecuencia fundamental. La medición debe

ser principalmente fase-fase o en su defecto fase-neutro. Además, la detección debe


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ocurrir en el punto de conexión del generador con la red, sin embargo, puede

ocurrir donde se conecta el generador bajo alguna de las siguientes condiciones:

• La capacidad agregada de generadores conectados en un mismo punto de la

red es hasta 30kW.

• El equipo de interconexión está certificado para pasar una prueba de no

operación en isla para el sistema al cual se va a conectar.

• La capacidad agregada es menor a 50% de la demanda mínima anual (periodo

de 15 minutos) del punto de conexión a la red y la exportación de potencia no

está permitida.

Los tiempos y magnitudes de accionamiento de las protecciones de voltaje se

especifican en la Tabla 5. Para potencias instaladas menores a 30kW los voltajes y

tiempos de accionamiento pueden ser fijos o ajustables en terreno. Para potencias

mayores a 30kW los voltajes y tiempos de desconexión deben ser ajustables en

terreno.

Tabla 5: Tiempos y magnitudes de operación de las protecciones de voltaje.

Rango de Tensión

[% de Vn]

Tiempo de despeje

[segundos]

V < 50 0,16

50 ≤ V ≤ 88 2,00

110 < V < 120 1,00

V ≥ 120 0,16


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– Frecuencia de la red (IEEE 1547-4.2.4): Las condiciones ajustables de accionamiento

para las protecciones de baja frecuencia deben ser coordinadas con las operaciones

de la red. Los tiempos y magnitudes de accionamiento para las protecciones de

frecuencia se especifican en la Tabla 6. Además, para potencias instaladas menores

a 30kW las frecuencias y tiempos de accionamiento pueden ser fijos o ajustables en

terreno. Sin embargo, para potencias mayores a 30kW las frecuencias y tiempos de

desconexión deben ser ajustables en terreno.

Tabla 6: Tiempos y magnitudes de operación de las protecciones de frecuencia.

Capacidad del

generador

Rango de frecuencia

[Hz]

Tiempo de despeje

[segundos]

≤ 30 kW > 60,5 0,16 Máximo

< 59,3 0,16

> 30 kW > 60,5 0,16 Por defecto

< (59,8 – 57,0) Ajustable 0,16 a 300

< 57,0 0,16


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• Calidad de la energía (IEEE 1547-4.3):

– Límite de inyección de corriente DC (IEEE 1547-4.3.1): El generador y su sistema de

interconexión no deben inyectar corriente continua mayor al 0,5% de su corriente

nominal.

– Límite de parpadeo inducido por el generador (IEEE 1547-4.3.2): El generador no

debe crear parpadeo molesto para otros usuarios en el punto de conexión a la red.

– Límite de armónicas (IEEE 1547-4.3.3): Cuando el generador alimenta cargas

lineales balanceadas, los límites para las armónicas de corriente son los que se

muestran en la Tabla 7. La medición de armónicas debe ser exclusiva de las

corrientes armónicas generadas por el generador y no de corrientes armónicas

generadas por armónicas de voltaje presentes en la red.

Tabla 7: Límites de armónicas individuales y totales permitidas.

Orden de armónica

individual h (impar)

H < 11 11 ≤ h < 17 17 ≤ h < 23 23 ≤ h < 35 35 ≤ h Distorsión de

demanda total

(TDD)

Porcentaje (%) 4,0 2,0 1,5 0,6 0,3 5,0

La corriente de demanda total es la máxima en el punto de conexión a la red sin el generador conectado.

Las armónicas pares están limitadas a un 25% de los límites para las armónicas impares indicadas en la tabla.

• Operación en isla (IEEE 1547-4.4): Ante una operación en isla no intencional el generador

debe desconectarse de la red antes de dos segundos luego de la generación de operación

en isla (IEEE 1547-4.4.1). La operación en isla intencional se encuentra en revisión (IEEE

1547-4.4.2).


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4.1.2 Pruebas y requisitos de la interconexión (IEEE 1547-5, IEEE 1547.1).

Las pruebas que se realizan se dividen en cinco tipos, estos son las pruebas de diseño, las pruebas

de instalación de la interconexión, las pruebas de producción, las pruebas de puesta en marcha y

las pruebas periódicas.

Las pruebas de diseño se realizan sobre un equipo tipo para determinar si su diseño es fiel con las

especificaciones dadas por el fabricante y que cumple con los requisitos de la norma. Las pruebas

de instalación de interconexión se realizan sobre la instalación integra que conecta al generador

con la red y determinan si esta cumple con los requisitos definidos por la norma. Las pruebas de

producción se aplican a cada equipo fabricado y deben verificar que estos cumplen con las

especificaciones del fabricante. Las pruebas de puesta en marcha se aplican sobre el sistema

completo de generación y conexión y verifica que los sistemas integrados funcionan de acuerdo a

lo requerido por la norma. Las pruebas periódicas se realizan sobre la instalación de la

interconexión para asegurar su correcto funcionamiento en el tiempo.

Estas pruebas se aplican a todas las instalaciones de interconexión4 y sus requisitos y

especificaciones son universalmente necesarios para todo sistema de interconexión, para toda

tecnología de generación y son suficientes para toda instalación (IEEE 1547-5).

Los resultados obtenidos deben ser debidamente documentados en un reporte de forma tal que

permitan ser replicados posteriormente, justificando toda consideración tomada (IEEE 1547-5,

IEEE 1547-4.5).

Para realizar las pruebas es necesaria en gran parte la utilización de equipo externo que cumpla las

funciones de simular una conexión real y que midan las entradas y salidas que puedan influir en la

4 La instalación o sistema de interconexión se refiere al conjunto de equipos de interrupción, protección

y medición que se involucran en la correcta conexión, operación y protección de un generador a la red.


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operación del equipo probado. Para conseguir resultados confiables es necesario que las pruebas

se realicen en condiciones ambientales que se encuentren dentro del rango de operación

estipulado por el fabricante y que los equipos externos cumplan con características mínimas de

precisión y rendimiento (IEEE 1547.1-4.2, IEEE 1547.1-4.6). La norma indica que los equipos

externos utilizados para simular una red energizada (fuente de simulación de sistemas de

potencia) deben cumplir con las siguientes características (IEEE 1547.1-4.6.1):

• Confirmar rendimiento: Deben ser capaz de confirmar el rendimiento especificado por el

fabricante.

• Estabilidad: Deben cumplir con los límites de variación y desviación de las señales

generadas.

• Conexiones adecuadas y voltajes balanceados: Deben tener tantas conexiones de fase y

neutro como el equipo puesto a prueba y los voltajes generados deben tener un

desbalance entre fases limitado.

• Respuesta ante escalón: La respuesta ante un cambio de escalón de las señales simuladas

deben generarse dentro de un tiempo máximo.

Por su parte, los equipos de medición deben cumplir con los siguientes requisitos según la norma

(IEEE 1547.1-4.(6.2, 3)):

• Precisión adecuada: Cada medición debe tener una precisión mayor a la precisión del

equipo probado.

• Trazabilidad de calibración: Debe permitir llevar un registro de las calibraciones

realizadas.

El fabricante de un equipo deberá proporcionar la información de instalación, especificar la

precisión y tolerancia de los parámetros del equipo y especificar los equipos externos necesarios

para realizar alguna medición. Se asume que quien instale un equipo será responsable de seguir

las recomendaciones del fabricante (IEEE 1547.1-4.4).


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Las pruebas que se deben realizar se caracterizan en cuatro secciones llamadas pruebas de diseño,

pruebas de producción, pruebas de instalación de interconexión y pruebas de puesta en marcha.

Un resumen de los tipos de prueba se presenta en la Figura 5.

Figura 5: Cuadro resumen de pruebas.

Pruebas de diseño, aplicables a una unidad representativa del sistema de generación (IEEE 1547-

5.1, IEEE 1547.1-5).

Pruebas de diseño

(Type tests)

•Para un equipo representativo.

•Estabilidad térmica.

•Respuesta a voltaje y frecuencia anormal.

•Sincronización.

•Integridad de la interconexión.

•Isla no intencional.

•Limitación de inyección de corriente DC.

•Armónicas.

Pruebas de producción

(Production tests)

•Para todo equipo comercial.

•Respuesta a voltaje y frecuencia anormal.

•Sincronización.

Pruebas de instalación de conexión

(Interconnection installation evaluation)

•Para la instalación de conexión.

•Integración de tierra con la red.

•Dispositivo de aislación.

•Previsiones de monitoreo.

•Fallas de la red.

•Coordinación con la reconexión de la red.

Pruebas de puesta en marcha

(Commissioning tests)

• Para el sistema íntegro.

• Inspecciones visuales

• Equipo de aislación.

• Isla no deseada.

• Desconexión.

• Diseño que falte.

• Producción que falte.

Pruebas periódicas de interconexión

(Periodic interconnection tests)

• Para la instalación de interconexión.


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Las pruebas de diseño se realizan para verificar que un diseño de equipo cumple con los requisitos

fijados por la norma. Estas pruebas se aplican a una unidad representativa y sus procedimientos

varían según la tecnología utilizada. Se pueden aplicar en sistemas de interconexión integrados o

compuestos de un conjunto de equipos y se pueden llevan a cabo en la misma fábrica, en un

laboratorio de pruebas o, en última instancia, en el lugar de su instalación, en cuyo caso el equipo

debe ser instalado acorde a las especificaciones del fabricante y operado bajo condiciones

nominales. En caso de imposibilidad de utilizar algún procedimiento de prueba se deben aplicar

otros procedimientos acordados entre el fabricante y la agencia de pruebas, que entreguen los

mismos resultados con la misma precisión (IEEE 1547-5.1, IEEE 1547.1-5).

Las pruebas de diseño las componen las pruebas de estabilidad térmica, respuesta ante

condiciones anormales de voltaje y frecuencia, reconexión luego de una falla, integridad de la

conexión, sincronización, operación no intencional en isla, potencia inversa, fase abierta,

armónicos, inyección de corriente DC y parpadeo.

La prueba de estabilidad térmica se realiza para demostrar que el equipo cumple con los rangos

térmicos de operación y almacenamiento especificados por el fabricante. Las pruebas de

respuesta ante condiciones anormales de voltaje y frecuencia se realizan para demostrar que el

equipo cumple con la precisión especificada por el fabricante para las funciones de sobrevoltaje,

bajovoltaje, sobrefrecuencia y bajafrecuencia. La prueba de reconexión luego de una falla verifica

que el equipo no reconecta antes que la red se recupere de la falla y que se cumple el retardo de

reconexión configurado. Las pruebas de integridad de la conexión se realizan para determinar que

el equipo resiste condiciones ambientales, magnéticas y de tensión acorde a su aplicación. La

prueba de sincronización verifica que el equipo genera la conexión dentro de los requisitos de la

norma y evita malas operaciones. La prueba de operación no intencional en isla revisa que el

equipo genere la desconexión de la fuente eléctrica ante una desenergización de la red en el

tiempo que define la norma. La prueba de potencia inversa determina si la precisión en cuanto a


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magnitud y tiempos de accionamiento del equipo de protección de potencia inversa corresponden

con lo especificado por el fabricante. La prueba de fase abierta verifica que el equipo detecta la

apertura de una fase y genera la apertura de las demás. La prueba de armónicos determina si los

equipos generan armónicas con magnitudes bajo lo que estipula la norma. La prueba de inyección

de corriente DC comprueba que los inversores no conectados a través de un transformador a la

red mantienen sus niveles de corriente DC bajo lo permitido por la norma. Finalmente, la prueba

de parpadeo determina si la corriente de partida de un generador se encuentra por debajo de los

límites permitidos por la norma.

Para la aplicación de estas pruebas es posible cambiar la potencia del equipo por medio de ajustes

en el mismo siempre que estos no afecten la variable medida. También es posible limitar la

potencia en la fuente de prueba. Además, para los propósitos de este estándar, los sistemas

interconectados multifásicos incluyen monofásico de 3 cables (IEEE 1547.1-5).

La norma requiere que ciertas pruebas se realicen en una secuencia determinada, esta es (IEEE

1547-5.1):

A. Respuesta a voltaje y frecuencia anormal (ver IEEE 1547-5.1.1).

B. Sincronización (ver IEEE 1547-5.1.2).

C. Prueba de la integridad de la interconexión (ver IEEE 1547-5.1.3).

Luego se realiza el resto de las pruebas en el orden recomendado que se muestra a continuación

(algunas pruebas se repiten):

A. Respuesta a voltaje y frecuencia anormal (IEEE 1547-5.1.1).

B. Sincronización (IEEE 1547-5.1.2).

C. Operación en isla no intencional (IEEE 1547-5.1.4).

D. Limitación de inyección de corriente DC (IEEE 1547-5.1.5).

E. Armónicas (IEEE 1547-5.1.6).


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Otras pruebas no son consideradas por la norma IEEE 1547, sin embargo, aparecen en la norma

IEEE 1547.1. A continuación se describen los procedimientos definidos para cada prueba.

A. Prueba de estabilidad térmica (IEEE 1547.1-5.1): El propósito de la prueba de estabilidad

térmica es verificar la precisión del equipo y su resistencia a daños al ser operado y

almacenado respectivamente dentro de los rangos térmicos admisibles según especificaciones

del fabricante. Esta prueba puede aplicarse en forma separada de la red cuando sea

conveniente siempre que el fabricante proporcione información para verificar que el sistema

integrado funcionará correctamente dentro del rango térmico especificado.

a) Prueba de estabilidad térmica de la temperatura operacional (IEEE 1547.1-5.1.(2.1, 3.1)):

El criterio para aprobar esta prueba es que las funciones de protección del equipo probado

operan correctamente dentro del rango térmico de operación especificado por el

fabricante. Su procedimiento comprende:

i) Temperaturas de prueba: Probar correcta operación a temperatura mínima, nominal

y máxima salvo comportamiento no lineal, en cuyo caso se deberán aplicar

temperaturas intermedias.

ii) Estabilización: Estabilizar temperatura seleccionada (lectura dentro de la carcasa del

equipo).

iii) Selección de parámetros evaluados: La selección de parámetros elegidos para ser

evaluados debe incluir a todo los componentes de hardware afectables por la

temperatura.

iv) Realización: Realizar pruebas que demuestren la correcta operación de los equipos de

protección y guardar los datos.

v) Repeticiones mínimas: Para cada punto de temperatura seleccionada, repetir las

pruebas con los mismos parámetros seleccionados, un total de 5 veces.


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b) Prueba de resistencia térmica bajo la temperatura de almacenamiento (IEEE 1547.1-

5.1.(2.2, 3.2)): El criterio de aprobación para esta prueba es que el equipo probado debe

funcionar correctamente luego de permanecer 72hrs a las temperaturas mínima, nominal

y máxima de almacenamiento especificadas por el fabricante. Su procedimiento

comprende:

i) Temperaturas de prueba: Someter al equipo a temperatura mínima y máxima de

almacenamiento. Donde las temperaturas de almacenamiento y operación sean

iguales no se requiere esta prueba.

ii) Realización: Almacenar el equipo completo por 72hrs a la temperatura seleccionada,

luego llevar a temperatura ambiente y verificar su correcta operación. Es posible

probar cada elemento de un equipo en forma individual y si todos cumplen el equipo

cumple. Guardar los datos.

Para estas pruebas puede no ser necesario o posible probar el equipo por completo. En ese

caso probar los componentes que controlan los parámetros bajo prueba. Se recomienda

minimizar apertura de la cámara de medio ambiente y tomar medidas precautorias para evitar

pérdida de calor o ingreso de humedad. Además, se recomienda realizar la prueba de frio

antes ya que enfriar una sala caliente requiere más tiempo que calentar una sala fría, teniendo

cuidado de mitigar la condensación y congelamiento luego de la prueba en frio. En el caso que

los equipos estén dentro de algún tipo de carcasa se deben tomar las medidas necesarias para

que en el interior del contenedor se alcancen las temperaturas a las que se realizaran las

pruebas (IEEE 1547.1-5.1.4).

B. Prueba de respuesta ante condiciones anormales de voltaje (IEEE 1547-5.1.1, IEEE 1547.1-

5.2): Estas pruebas comprenden sobrevoltaje y bajovoltaje en la red y el propósito es verificar

que el sistema deja de energizar ante la presencia de un voltaje anormal en el sistema de


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distribución. Además, estas pruebas determinan la magnitud y tiempo de acción para cada

función de voltaje anormal.

a) Prueba de magnitud de accionamiento ante condiciones anormales de voltaje (IEEE

1547.1-5.2.1.2): Esta prueba determinará el correcto funcionamiento del equipo si este se

acciona ante una condición anormal de voltaje según lo definido en la norma. Su

procedimiento comprende:

i) Configuración de los equipos: Se deben configurar todos los parámetros de la fuente

simuladora de red y del equipo bajo prueba para obtener las condiciones nominales

de operación del equipo probado. Si los parámetros de magnitud de accionamiento de

la protección por sobrevoltaje o bajovoltaje del equipo son configurables, se deben

fijar al mínimo valor o al valor de voltaje nominal de red más el doble de la precisión

estipulada por el fabricante, lo que resulte mayor. Realizado esto se deben registrar

los valores de configuración tanto de la fuente como del equipo probado.

ii) Inicio de condición anormal de voltaje: Iniciar la función de rampa a voltaje nominal

por un tiempo determinado para luego empezar a aumentar (sobrevoltaje) o disminuir

(bajovoltaje) según sea el caso. Realizar esto por fase, fijando el resto de las fases en el

valor nominal de voltaje. Registrar todas las magnitudes de voltaje cuando la unidad

se accione.

iii) Repeticiones mínimas: Realizar esta prueba un total de 5 veces para cada fase y para

todas las fases juntas.

iv) Repeticiones según aplicación: En el caso que los parámetros de magnitud de

sobrevoltaje o bajovoltaje del equipo sean ajustables repetir todo lo anterior para los

valores medio y máximo.

v) Repeticiones complementarias: Si la prueba de todas las fases juntas muestra

diferencias, mayores a la precisión del equipo, con respecto a las pruebas por fase se


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deben realizar pruebas complementarias para verificar que el equipo responde al

voltaje fase a neutro y no fase a fase (IEEE 1547.1-5.2.1.2.1).

b) Prueba de tiempo de accionamiento ante condiciones anormales de voltaje (IEEE 1547.1-

5.2.1.3): Esta prueba será aprobada si el equipo se acciona dentro del tiempo definido por

la norma. Su procedimiento comprende:

i) Configuración de los equipos: Configurar todos los parámetros de la fuente y el

equipo probado a las condiciones nominales de operación del equipo. Si los

parámetros temporales de sobrevoltaje o bajovoltaje del equipo son configurables

fijarlos al mínimo. Registrar las configuraciones aplicables.

ii) Condición anormal de voltaje: Fijar el voltaje de la fuente dentro del 10% del voltaje

de accionamiento, sin activar el equipo. Mantener esta condición por un tiempo

determinado y luego incrementarlo (sobrevoltaje) o disminuirlo (bajovoltaje) según

sea el caso en escalón a un valor que ocasione accionamiento. Mantener esta

condición hasta que la unidad se accione. Para equipos multifásicos realizar esto en

una fase. Registrar el tiempo de accionamiento.

iii) Repeticiones mínimas: Realizar esta prueba un total de 5 veces.

iv) Repeticiones según aplicación: En el caso que los parámetros temporales de

sobrevoltaje o bajovoltaje del equipo sean ajustables repetir todo lo anterior para los

tiempos medio y máximo.

En el caso que el equipo mida voltaje en el punto de conexión común o en el punto de

conexión del generador distribuido, la prueba puede realizarse a cualquier potencia que

convenga. En caso de medir en otro punto, debe ser probado bajo carga en conjunto con un

transformador externo de aislación. Para un equipo que debe ser medido bajo carga, se puede

escoger una magnitud de corriente conveniente para el laboratorio de pruebas. Estas pruebas

deben ser realizadas en los terminales del equipo y, cuando sea apropiado, se pueden utilizar

métodos de inyección de señal. Finalmente, el equipo debe ser conectado de acuerdo a lo

especificado por el fabricante (IEEE 1547.1-5.2.(1,2)).


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C. Prueba de respuesta ante condiciones anormales de frecuencia (IEEE 1547.1-5.3): El

propósito de esta prueba es verificar que el sistema de interconexión deja de energizar ante

condiciones anormales de frecuencia. Por medio de esta prueba se determinan la magnitud y

tiempo de accionamiento para cada función de frecuencia anormal.

a) Prueba de magnitud de accionamiento ante condiciones anormales de frecuencia (IEEE

1547.1-5.3.1): El equipo probado cumplirá con esta prueba si se acciona ante una

condición anormal de frecuencia dentro de los límites especificados por la norma. Su

procedimiento comprende:



parámetros de magnitud de sobrefrecuencia o bajafrecuencia del equipo son

configurables fijarlos al mínimo. Registrar las configuraciones aplicables.

ii) Condición anormal de frecuencia: Iniciar la función de rampa a frecuencia nominal

por un tiempo determinado para luego empezar a aumentar (sobrefrecuencia) o

disminuir (bajafrecuencia) según sea el caso. Registrar la frecuencia de cuando la

unidad se acciona.


iv) Repeticiones según aplicación: En el caso que los parámetros de magnitud de

sobrefrecuencia o bajafrecuencia del equipo sean ajustables repetir todo lo anterior

para los valores medio y máximo.

b) Prueba de tiempo de accionamiento ante condiciones anormales de frecuencia (IEEE

1547.1-5.3.3): El equipo probado pasará esta prueba si se acciona dentro del tiempo límite

especificado por la norma. El procedimiento comprende:




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parámetros temporales de sobrefrecuencia o bajafrecuencia del equipo son

configurables fijarlos al mínimo. Registrar las configuraciones aplicables.

ii) Condición anormal de frecuencia: Fijar la frecuencia de la fuente dentro del 1% del

límite de accionamiento sin accionar el equipo. Mantener esta condición por un

tiempo determinado y luego incrementarlo (sobrefrecuencia) o disminuirlo

(bajafrecuencia) según sea el caso en escalón a un valor que ocasione accionamiento.

Mantener esta condición hasta que la unidad se accione. Registrar el tiempo de

accionamiento.


iv) Repeticiones según aplicación: En el caso que los parámetros temporales de sobre

frecuencia o baja frecuencia del equipo sean ajustables repetir todo lo anterior para

los tiempos medio y máximo.

El equipo debe ser conectado de acuerdo a lo especificado por el fabricante. Para algunos

equipos probados, el escalón de frecuencia pasado el límite de accionamiento debe ser lo más

pequeño posible para minimizar falsos resultados. Grandes cambios de frecuencia interfieren

con la operación del “Phase Locked Loop” (PLL).

D. Prueba de reconexión luego de una desconexión por operación anormal (IEEE 1547.1-5.10):

El propósito de esta prueba es verificar la operación del retardo de la reconexión. Su

aprobación depende de que el retardo de la reconexión cumpla con los requisitos de la norma

y encontrarse dentro de la holgura indicada por el fabricante. Además, la reconexión sólo

puede ocurrir si, dentro del conteo, las condiciones de la fuente simulada permanecen dentro

de los rangos normados. Esta prueba puede realizarse en conjunto con las pruebas de

respuesta ante condiciones anormales de voltaje y frecuencia. El procedimiento comprende:

i) Conexión y configuración de equipos: Conectar el equipo probado y la fuente

simulada conforme a lo indicado por el fabricante y ajustar los parámetros de

operación a condiciones nominales.


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ii) Generar desconexión: Generar un cambio en escalón de voltaje hasta un 5% por fuera

de algún límite de desconexión y verificar que el equipo se desconecta. Mantener

condición anormal de voltaje por el doble del tiempo del retardo de reconexión y

verificar que el equipo no se reconecta.

iii) Generar reconexión: Generar un cambio en escalón de voltaje para que este quede

dentro del rango de operación normal. Medir el tiempo entre la recuperación del

voltaje y la reconexión.

iv) Repeticiones: Repetir agregando una condición anormal de voltaje o frecuencia

durante el tiempo de reconexión, después de la primera recuperación del voltaje, para

verificar que el tiempo de reconexión se resetea. Repetir la prueba para condiciones

de voltaje y frecuencia tanto altas como bajas.

E. Prueba de integridad de la conexión (IEEE 1547.1-5.5): Esta prueba asegura que el equipo de

interconexión resiste condiciones ambientales como descargas, interferencia

electromagnética y que su aislación con la red sea eficaz.

a) Prueba de dieléctrico para el interruptor de conexión (IEEE 1547-5.1.3, IEEE 1547.1-

5.5.3): El propósito de esta prueba es determinar si el interruptor de conexión, trabajando

a temperatura normal, puede resistir por un minuto, sin que la aislación falle, la aplicación

de un potencial alterno de 1000Vrms más 220% del voltaje alterno rms nominal. Esta

prueba es aplicable hasta 1000V y debe ser realizada a través de un transformador de

500VA o mayor o con un medidor de dieléctrico. Los circuitos de control o sensores de

bajo voltaje no se requieren conectados durante la prueba. Cualquier circuito conectado

entre los terminales del interruptor de conexión debe permanecer conectado y proveer la

aislación necesaria. Esta prueba debe aplicarse sólo al interruptor de conexión como se

especifica en la norma. Su procedimiento comprende:


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i) Prueba de dieléctrico: Incrementar el potencial de prueba desde cero hasta el valor de

prueba y mantenerlo por 60 segundos. Realizar el incremento a una tasa fija tan

rápida como sea compatible con el indicador del medidor de voltaje.

Excepción 1: Cuando un voltímetro mide directamente el voltaje de prueba no se

necesita un transformador de 500VA o más.

Excepción 2: Un voltaje continúo de 220% el valor pico del voltaje nominal alterno

más 1400V puede ser usado para probar el dieléctrico.

a) Pruebas de protección contra interferencia electromagnética (IEEE 1547.1-5.5.1): El

propósito de estas pruebas es determinar el nivel de protección contra interferencia

electromagnética del equipo y confirmar que cumple con la norma. Su procedimiento se

encuentra especificado en el estándar IEEE Std C37.90.2 y su realización debe aplicarse a

un parámetro y función de accionamiento representativo del equipo. La prueba será

aprobada si el equipo no genera salidas erróneas, no ocurren fallas de componentes y no

hay cambio de calibración que exceda la tolerancia normal. Entendiéndose por salida

errónea una salida que presenta información falsa, tal como luces, pulsos de

accionamiento, bits faltantes, bits no deseados y errores de sincronización.

b) Pruebas de rendimiento ante descargas (IEEE 1547.1-5.5.2): El propósito de estas pruebas

es verificar que el nivel de descarga resistida según lo indicado por el fabricante sea real. El

procedimiento debe realizarse aplicando el estándar IEEE C37.90.1 para probar los

circuitos externos de señal y control y los estándares IEEE C62.41.2 e IEEE C62.45 para

probar circuitos de potencia. El fabricante debe especificar la categoría de localización y el

nivel de exposición de las pruebas requeridas por las normas IEEE Std C62.41.2 y/o IEEE

Std C37.90.1. Esta prueba es aprobada siempre que las funciones de interconexión no

fallen, no operen erróneamente y no provean información falsa.

F. Pruebas de sincronización (IEEE 1547-5.1.2, IEEE 1547.1-5.4): El propósito de las pruebas de

sincronización es demostrar que el equipo sincronizará de manera precisa y confiable con la

red de distribución dentro de los rangos de voltaje, frecuencia y desfase establecidos en la


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Tabla 8 evitando conexión si los requisitos no se cumplen. Para realizar estas pruebas se

definen 2 métodos.

a) Método 1: El primer método se aplica a equipos que generan voltaje de manera

autónoma (generadores síncronos, inducción con excitación separada e inversores) y su

propósito es verificar que los parámetros de sincronización se encuentren dentro de los

rangos de la Tabla 8. Este método consta de 3 variaciones:

i) Variación 1: La primera variación del método 1 asume la utilización de un generador

simulado y está pensada para utilizarla, por ejemplo, en un relé discreto o controlador

multifuncional con función de control de sincronización. Su procedimiento comprende

(IEEE 1547.1-5.4.1.2):

1º. Conectar y configurar los equipos: Conectar los equipos de medición para

monitorear los comandos de conexión, la relación de fase entre fuentes simuladas

de generación y red, sus frecuencias y voltajes. Configurar la red simulada para

operar a voltaje y frecuencia nominal. Registrar los parámetros aplicables.

2º. Demostrar correcta sincronización: Demostrar que el equipo no conectará ante

voltaje, frecuencia o desfase fuera de los rangos especificados en la norma pero sí

dentro de estos. Realizar variando los valores de voltaje, frecuencia o desfase

desde afuera de los rangos, tanto por debajo como por encima, hasta que el

voltaje o frecuencia quede dentro de ellos. Los valores iniciales deben encontrarse

inicialmente fuera del rango al menos dos veces la precisión del equipo según el

fabricante. Verificar por 3 minutos que el equipo no inicia la conexión. Luego

variar gradualmente el valor del parámetro en cuestión hasta entrar en el rango

aceptado. Para ello utilizar función rampa.

3º. Registrar resultados: Registrar voltaje, frecuencia y desfase para la red y el

generador simulados en el punto de conexión y luego de esta.


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4º. Repeticiones mínimas: Repetir 5 veces la prueba.

Se puede aplicar compensación para el retardo que tiene el equipo de conexión, es

decir, si el equipo se demora 3° en conectar, el inicio de la conexión puede ocurrir

cuando el desfase se encuentra por fuera del rango por 3° cuando la distancia en

grados de desfase para entrar al rango va en disminución. Asimismo, el inicio de la

conexión puede ocurrir cuando el desfase se encuentra por dentro del rango por 3°

cuando el desfase se acerca a los límites del rango.

ii) Variación 2: La segunda variación del método 1 asume que se utiliza un generador

real. Su procedimiento comprende:

1º. Verificar, conectar y configurar los equipos: Verificar los parámetros de los

transformadores de corriente y voltaje que alimentan a los sistemas de control.

Conectar los equipos de medición para monitorear los comandos de conexión, la

relación de fase entre fuentes simuladas de generación y red, sus frecuencias y

voltajes. Configurar la red simulada para operar a voltaje y frecuencia nominal.

Registrar los parámetros aplicables.

2º. Verificar estabilidad de operación: Verificar que el equipo en prueba opera de

manera estable desconectado de la red para varios niveles de carga. Registrar

parámetros aplicables y rendimiento de la regulación de voltaje y frecuencia.

3º. Tiempo de conexión y repeticiones: Medir y registrar el tiempo de conexión del

equipo. Repetir 5 veces.

4º. Demostrar correcta sincronización: Configurar al generador para operación a

valores nominales de la red. Desactivar la conexión y comenzar procedimiento de

sincronización. Verificar que el sistema inicia la conexión cuando el generador se

encuentra operando dentro del rango aceptado. Si el equipo de conexión tiene


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una modalidad de prueba utilizarla para verificar la correcta operación. Realizar el

mismo punto de demostración de la variación anterior.

Existen muchos factores que pueden afectar el rendimiento del equipo de

sincronización por lo que se debe prestar especial atención en las instrucciones de

instalación del fabricante.

iii) Variación 3: La tercera variación del método 1 está diseñada para probar equipos en

los que la función de sincronización no puede apagarse o la medición del voltaje no

puede desconectarse de manera conveniente. Su procedimiento comprende:

1º. Conectar y configurar los equipos: Conectar los equipos de medición para

monitorear los comandos de conexión, la relación de fase entre fuentes simuladas

de generación y red, sus frecuencias y voltajes. Configurar la red simulada para

operar a voltaje y frecuencia nominal. Registrar los parámetros aplicables.

2º. Demostrar correcta sincronización: Desconectar el equipo de la red. Luego activar

todo el equipo de monitoreo y reconectar el equipo a la red, registrando todos los

parámetros requeridos (voltaje, frecuencia y desfases) para la operación de

sincronización.

3º. Repeticiones: Repetir el procedimiento 5 veces.

b) Método 2: El segundo método se aplica a equipos que necesitan alimentación de la red y

crean altas corrientes al iniciar la sincronización (generadores de inducción) y a equipos

que generan voltaje independiente de la red una vez sincronizados y su propósito es

obtener la corriente de sincronización para verificar en conjunto con la impedancia de la

red que la oscilación de voltaje al sincronizar se encuentra dentro del ±5% del voltaje

nominal (ver 4.1.3) y que no produce parpadeo molesto para otros usuarios (ver 4.3.2)

(IEEE 1547-5.1.2.B). Su procedimiento comprende:


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i) Configuración y características de los equipos: Configurar el equipo probado según lo

especificado por el fabricante y conectarlo a una red real o simulada. La fuente de

energía debe ser capaz de entregar el 120% de la potencia nominal y cualquier

transiente de partida.

ii) Activar los equipos de monitoreo: Activar los equipos de monitoreo para registrar los

voltajes de todas las fases de la red (fase-fase y fase-neutro de ser posible) y registrar

las corrientes del equipo probado en todas las fases.

iii) Dar la partida al equipo: Iniciar el procedimiento normal de partida del equipo como

lo especifica el fabricante.

iv) Repeticiones: Repetir la prueba 10 veces.

v) Para cada prueba calcular la corriente de partida como el máximo valor rms sobre una

ventana de 5 ciclos consecutivos. La máxima corriente de partida será el máximo valor

obtenido en cualquier fase y cualquiera de las 10 repeticiones.

vi) Documentación: Documentar la impedancia de red utilizada en la prueba.

Las formas de onda de voltaje y corriente deben ser registradas a una tasa de muestreo de

600Hz por canal para proveer al menos 10 muestras por ciclo. Esta prueba es de

caracterización, no existen criterios de aprobación excepto los aplicados en un punto

específico. El valor reportado será el mayor de las 10 repeticiones. Se debe incluir una

gráfica de la corriente en el tiempo.


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Tabla 8: Diferencias máximas de frecuencia, voltaje y ángulo de fase para realizar la sincronización.

Capacidad agregada

de generadores

[kVA]

Diferencia de

frecuencia

[Δf, Hz]

Diferencia

de voltaje

[ΔV, %]

Diferencia

angular de fase

[ΔΦ, °]

0 – 500 0,3 10 20

> 500 – 1.500 0,2 5 15

> 1.500 – 10.000 0,1 3 10

G. Prueba de operación en isla no intencional (IEEE 1547-5.1.4, IEEE 1547.1-5.7): El propósito de

esta prueba es verificar que el sistema deja de energizar una red dentro de los tiempos

especificados por la norma cuando se presenta una operación no intencional en isla. Su

procedimiento está diseñado para ser universalmente aplicable y comprende los siguientes

puntos:

i) Consideraciones para la compensación de reactivos: Toda compensación de reactivos

debe mantenerse conectado durante la prueba.

ii) Conectar y configurar el equipo probado: Conectar el equipo según las instrucciones

del fabricante. Cuando el fabricante del equipo requiera un transformador externo,

este se debe conectar entre el equipo y la carga para prueba en isla, conectada en

paralelo a la red y debe tener al menos un 150% de la capacidad del equipo.

Configurar los parámetros a las condiciones nominales de operación. Operar el equipo

al 100% de la potencia nominal. Registrar todos los parámetros aplicables.

iii) Conectar los equipos de medida: Los equipos de prueba y medida deben registrar la

corriente y voltajes fase-fase y fase-neutro de cada fase para determinar la frecuencia

fundamental y el flujo de potencia activa y reactiva durante la duración de la prueba.


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Las corrientes armónicas fluyen entre la red, el capacitor y el generador complicando

la situación haciendo que parezca que hay corriente fluyendo cuando la componente

fundamental de la corriente se redujo a cero. Por ello es necesario utilizar

instrumentos que midan sólo la componente fundamental.

iv) Configurar la red simulada: Configurar la red simulada a voltaje nominal ±2% y

frecuencia nominal ±0,1Hz. Esta prueba puede ser realizada de manera más

conveniente con una fuente independiente real que con una fuente simulada.

v) Ajustar el circuito de carga: Ajustar el circuito de carga para proveer factor de calidad

1,0±0,05. Balancear la carga reactiva de manera tal que la frecuencia de resonancia

caiga fuera del rango de operación pero lo más cerca de la frecuencia nominal. Es

ventajoso ajustar la inductancia primero ya que esa medición es baja en armónicos. El

capacitor se agrega en segundo lugar para que el voltaje sea estable cuando se

agregue la resistencia. Esta resistencia se agrega a la resistencia de la inductancia.

vi) Poner al generador en operación: Poner en operación el generador manteniendo la

red conectada y ajustar la carga de prueba hasta que la componente fundamental de

la corriente proveniente de la red sea menor al 2% de la corriente nominal del

generador en estado estático.

vii) Operación en isla: Desconectar la red y registrar el tiempo entre la desconexión de la

red y la desconexión del generador.

viii) Repeticiones con incrementos de carga reactiva: Repetir la prueba con incrementos

de carga reactiva (capacitiva o inductiva) en pasos de 1% entre el 95% y el 105% del

valor original. Si el tiempo de desconexión sigue aumentando para los valores de 95%

o 105% continuar con los pasos de 1% hasta que el tiempo comience a disminuir.

ix) Análisis de los resultados y repeticiones entre los peores casos: Luego de analizar los

resultados, los 3 casos de carga que dieron los mayores tiempos de desconexión

deben pasar por dos iteraciones más de la prueba. Si estos casos ocurren en pasos de


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1% de carga reactiva no consecutivos se deben realizar las 2 iteraciones extra incluso

para los pasos intermedios.

x) Repeticiones para diferentes niveles de carga: Repetir la prueba para un nivel de

generación entre el 50% y el 95%. Luego repetir la prueba para un nivel de operación

de 33% la capacidad de generación.

xi) Registro de tiempos de desconexión: El tiempo de desconexión de cada repetición

debe registrarse. Si alguna de las repeticiones muestra un tiempo de desconexión

mayor a lo indicado en la norma el equipo no pasa la prueba. Los tiempos máximos de

desconexión pueden resultar útiles para los estudios de coordinación de protecciones

y deben ser presentados con el resto de la literatura del equipo.

b) Prueba de operación en isla no intencional para generadores síncronos (IEEE 1547.1-

5.7.2): Esta prueba es aplicable a generadores síncronos. Los generadores síncronos traen

la operación en isla inserta en su capacidad de regular potencia activa y reactiva por lo que

esta operación podría ocurrir cuando la carga es casi igual a la generación. Su

procedimiento comprende los siguientes puntos:

i) Ajustes de generación: Ajustar la potencia del generador hasta que la red entregue

menos de 2% de la corriente nominal de la unidad probada.

ii) Operación en isla: Desconectar la red y registrar el tiempo de accionamiento del

interruptor de desconexión.

iii) Repeticiones: Repetir 5 veces para las combinaciones:

– Carga al 5% (o mínima permitida) y factor de potencia unitario.

– Carga máxima y factor de potencia unitario.

– Carga máxima y factor de potencia nominal en atraso.

– Carga máxima y factor de potencia nominal en adelanto.


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Medir cada corriente de fase y cada fase-neutro o fase-fase para obtener el flujo de

potencia real y reactiva a frecuencia fundamental. Se deben utilizar filtros anti-aliasing y

tasas de muestreo apropiadas a la medición. La precisión mínima requerida es 1% de la

corriente nominal.

H. Prueba de potencia inversa (para operación en isla no intencional, IEEE 1547.1-5.8): Esta

prueba debe verificar que el equipo se acciona cuando la potencia inversa alcanza el valor

configurado y que su tiempo de respuesta está dentro de lo indicado por el fabricante.

a) Prueba de magnitud de accionamiento de potencia inversa (IEEE 1547.1-5.8.1): El

propósito de esta prueba es el de caracterizar la precisión de la protección de potencia

inversa en cuanto a la magnitud configurada. Se espera que el equipo reacciones dentro

de la precisión especificada por el fabricante. Su procedimiento comprende:

i) Instalación y configuración de los equipos: Instalar los equipos de acuerdo con lo

especificado por el fabricante y configurarlos para operar en condiciones nominales.


ii) Generar potencia inversa: Ajustar la corriente a un punto de partida. Iniciar cambio de

fase por medio de un escalón de 180°. Mantener por un tiempo determinado para

luego incrementar la corriente mediante una función rampa. Registrar la magnitud a la

que se accionó la protección.

iii) Terminar prueba: Devolver la corriente a valor nominal y ángulo de fase 0°. Resetear

el equipo de ser necesario.

iv) Repeticiones: Realizar esta prueba 5 veces. Para sistema multifásicos repetir todo para

cada fase por separado y todas juntas.

b) Prueba de tiempo de accionamiento de potencia inversa (IEEE 1547.1-5.8.2): El propósito

de esta prueba es caracterizar la precisión de la protección de potencia inversa en cuanto

al tiempo configurado. Se espera que el equipo reaccione en un tiempo que se encuentre

dentro de la precisión especificada por el fabricante. Su procedimiento comprende:


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i) Instalación y configuración de los equipos: Instalar los equipos de acuerdo con lo



ii) Generar potencia inversa: Ajustar la corriente a un punto de partida. Iniciar cambio de

fase por medio de un escalón de 180°. Mantener por un tiempo determinado para

luego incrementar la corriente mediante un escalón. Registrar el tiempo entre el inicio

de la función peldaño y la acción de la protección.

iii) Terminar prueba: Devolver la corriente a valor nominal y ángulo de fase 0°. Resetear

el equipo de ser necesario.

iv) Repeticiones: Realizar esta prueba 5 veces. Para sistema multifásicos repetir todo para

cada fase por separado y todas juntas.

I. Prueba de fase abierta (IEEE 1547.1-5.9): Esta prueba tiene como propósito verificar que el

sistema interconectado deja de energizar la red cuando se pierde una fase en el punto de

conexión común o en el punto de conexión del generador. Luego de la desconexión de una

fase, el sistema debe desconectarse completamente dentro del tiempo requerido por la

norma. Su procedimiento comprende:

i) Conectar y configurar el equipo probado: Conectar el equipo como lo especifica el

fabricante y conectar cada fase a una fuente simulada. Implementar un transformador

de aislación si el equipo lo requiere. Configurar los parámetros a valores nominales.

ii) Generar la apertura de una fase: Abrir una fase y registrar el tiempo de desconexión

operando al 5% de la corriente nominal o al mínimo posible.

iii) Repeticiones: Repetir la prueba un total de 5 veces para cada fase.

J. Prueba de armónicas (IEEE 1547-5.1.6, IEEE 1547.1-5.11): El criterio de aprobación de esta

prueba es que los armónicos individuales y la distorsión total no deben sobrepasar lo

especificado en la norma en ninguna fase.


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a) Prueba de armónicos para inversores (IEEE 1547.1-5.11.1): Esta prueba está pensada para

interconexiones mediante inversor. Su procedimiento comprende:

i) Conectar y configurar los equipos: Conectar los equipos según indicado por el

fabricante y configurarlos para operar en condiciones nominales. Utilizar

transformador de aislación en caso que el equipo lo requiera. Conectar una carga

resistiva entre el equipo probado y la fuente simulada de magnitud equivalente a la

potencia de salida del equipo.

ii) Operación del equipo: Operar el equipo al 33% de su corriente nominal.

iii) Realizar mediciones de armónicas: Una vez que el equipo opera a una temperatura

estable y dentro del rango de voltaje y frecuencia nominal, medir las armónicas

individuales de corriente y la distorsión total de la corriente nominal de salida durante

las primeras 40 armónicas. Tiempo de medición según requisitos para obtener un

promedio preciso. La medición se realiza en la conexión del transformador a la red.

iv) Repeticiones para diferentes niveles de carga: Repetir para corrientes de salida de

66% y 100%. Niveles de potencia en este procedimiento tienen una tolerancia de ±5%.

b) Prueba de armónicos para generadores síncronos (IEEE 1547.1-5.11.2): Esta prueba se

aplica a generadores síncronos. Se realiza al 100% de la carga ya que se considera el peor

caso. Su procedimiento comprende:

i) Conectar el generador a una fuente estable: Conectar el generador a una fuente

rotatoria capaz de mantener al generador a una frecuencia dentro de ±0,25% de la

nominal. Operar a voltaje y frecuencia nominal.

ii) Conectar la carga: Conectar un banco de cargas resistivas balanceada al generador.

iii) Realizar mediciones de armónicas: Operando a carga nominal medir las primeras 40

armónicas individuales en cada fase. Medir la armónicas desde fase-neutro en

máquinas de 3 fases más neutro y fase-fase en máquinas de 3 fases sin neutro.


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c) Prueba de armónicas para generadores de inducción (IEEE 1547.1-5.11.3): Esta prueba se

aplica a generadores de inducción. Se realiza al 100% de la carga ya que se considera el

peor caso. Su procedimiento comprende:

i) Conectar y configurar los equipos: Conectar la red simulada y el equipo según lo


Se puede conectar una carga resistiva equivalente a la potencia de salida del equipo

entre este y la fuente simulada.

ii) Realizar mediciones de armónicas: Operando a carga nominal medir las primeras 40

armónicas individuales de corriente en cada fase y obtener la distorsión total de la

corriente nominal de salida durante las primeras 40 armónicas. Tiempo de medición

según requisitos para obtener un promedio preciso.

El generador debe operar en paralelo con una fuente de voltaje predominantemente inductiva con

una capacidad de corriente de corto circuito no menor a 20 veces la corriente fundamental

nominal del generador. La forma de onda de la red o fuente de voltaje simulada sin carga no debe

tener una distorsión armónica total (THD) mayor al 2,5%. Además, se deben tomar medidas para

asegurar que las mediciones no son afectadas por la red simulada. Cuando la fuente simulada

afecta al rendimiento del equipo este se debe probar con la condición menos favorable. La red

simulada no debe depender del equipo probado ni de su rendimiento. Para realizar las mediciones

de distorsión total se debe usar la distorsión total de corriente nominal (TRD) en vez de la

distorsión total de demanda. Este valor se calcula tomando el total de corriente rms, incluyendo

todas las armónicas inyectadas por el generador alimentando una carga lineal balanceada, dividido

por el valor más grande entre la corriente de prueba de la demanda o la capacidad nominal de

corriente del generador. Las distorsiones tomadas en cuenta deben ser independientes de las

distorsiones presentes en la red sin el generador conectado. Además, el equipo de medición debe

ser capaz de medir y procesar los datos para representar el promedio de la distorsión total

durante un tiempo determinado.


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K. Prueba de limitación de corriente DC para inversores conectados a la red sin transformador

(IEEE 1547-5.1.5, IEEE 1547.1-5.6): Esta prueba tiene como propósito verificar que el inversor

cumple con los límites de inyección de corriente DC especificados en la norma y debe aplicarse

como parte de la prueba de armónicos. Su procedimiento comprende:

i) Conectar y configurar los equipos: Conectar el equipo según las instrucciones y

especificaciones provistas por el fabricante. Configurar todos los parámetros de la

fuente y el equipo a las condiciones nominales de operación del equipo. Registrar los

parámetros aplicables.

ii) Operar el equipo: Operar el equipo al 33% de la corriente nominal y al factor de

potencia nominal. Los niveles de potencia de operación en este procedimiento tienen

una tolerancia de ±5%. Dejar operar al equipo por 5 minutos antes de realizar

cualquier medición o hasta que la temperatura se estabiliza. Mantener estas

condiciones durante la prueba.

iii) Realizar mediciones: Medir voltajes y corrientes rms y componente DC (f < 1Hz) en

cada fase. La ventana de promediado no debe ser menor a un ciclo ni mayor que 60

ciclos. Registrar todas las mediciones a una tasa de muestreo no menor que el

recíproco de la ventana de promediado por un periodo de 5 minutos.

iv) Repeticiones: Repetir la prueba para el 66% y el 100% de la corriente nominal.

v) Analizar mediciones: Calcular los valores promedio de las corrientes y voltajes rms de

cada fase incluyendo todas las muestras tomadas dentro de los 5 minutos. Verificar

que estos valores estén dentro del 5% del punto de operación pretendido (33%, 66% y

100% para la corriente, nominal para el voltaje). Calcular el promedio de la magnitud

del componente DC de cada fase tomando el valor absoluto de todas las muestras

tomadas durante los 5 minutos. Obtener el porcentaje de inyección DC versus la

corriente nominal en cada fase y para cada punto de operación.


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L. Prueba de parpadeo (IEEE 1547.1-5.12): Esta prueba determina si se presenta parpadeo. Si se

presenta parpadeo se deben tomar las medidas necesarias vinculadas al punto de conexión.

Para esta prueba no hay pautas ya que depende del punto de conexión.

Pruebas de producción, aplicables a todos los equipos fabricados (IEEE 1547-5.2, IEEE 1547.1-6).

Las pruebas de producción verifican la operatividad de todo equipo de interconexión fabricado

para uso del cliente. Estas pruebas asumen que se cumplen las pruebas de diseño y, cuando son

equipos configurable, se realizan con una única configuración indicada por el fabricante.

Alternativamente a los procedimientos propuestos para las pruebas de producción se pueden

utilizar los procedimientos definidos para las pruebas de diseño.

Las pruebas de producción las componen las pruebas de respuesta a voltaje y frecuencia anormal

y de sincronización.

A. Prueba de respuesta a voltaje anormal (IEEE 1547.1-6.1): Esta prueba tiene como propósito

determinar que el sistema responde a voltajes anormales como es requerido. Para esta

prueba, la configuración de protecciones será según lo indicado por el fabricante. Los

resultados son aceptables si el equipo se activa dentro de los rangos especificados por el


i) Conectar y configurar los equipos: Conectar el equipo según las indicaciones del

fabricante y verificar que la red simulada está configurada para operación nominal.

Configurar en el equipo los voltajes y tiempos de protección según los indicados por el

fabricante. Verificar que todos los demás equipos están en su configuración de fábrica.

Registrar parámetros aplicables.

ii) Prueba de respuesta a voltaje anormal: Seleccionar una de las funciones de

protección entre sobrevoltaje y bajovoltaje para la prueba. Ajustar el voltaje a un valor

fuera el rango de operación al menos dos veces la holgura de precisión del equipo


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según lo indicado por el fabricante. Registrar la magnitud de voltaje rms y el tiempo de

accionamiento.

iii) Repeticiones: Para unidades multifase realizar la prueba una fase a la vez. Repetir la

prueba para todas las funciones de voltaje anormal.

B. Prueba de respuesta a frecuencia anormal (IEEE 1547.1-6.2): Esta prueba tiene como

propósito determinar que el sistema responde a frecuencias anormales como es requerido.

Para esta prueba, la configuración de protecciones será según lo indicado por el fabricante.

Los resultados son aceptables si el equipo se activa dentro de los rangos especificados por el


i) Conectar y configurar los equipos: Conectar el equipo según las indicaciones del

fabricante y verificar que la red simulada está configurada para operación nominal.

Configurar en el equipo la frecuencia y tiempos de protección según lo indicado por el

fabricante. Verificar que todos los demás equipos están en su configuración de fábrica.


ii) Prueba de respuesta ante frecuencia anormal: Seleccionar una de las funciones de

protección entre sobrefrecuencia y bajafrecuencia para la prueba. Ajustar la

frecuencia a un valor fuera el rango de operación al menos dos veces la holgura de

precisión del equipo según lo indicado por el fabricante. Registrar la magnitud de

frecuencia y el tiempo de accionamiento.

iii) Repeticiones: Para unidades multifase realizar la prueba una fase a la vez. Repetir la

prueba para todas las funciones de frecuencia anormal.

C. Pruebas de sincronización (IEEE 1547.1-6.3): Estas pruebas determinan si el sistema se

conecta sólo cuando se cumplen las condiciones de voltaje, frecuencia y desfase y que su

conexión no produce parpadeo. Los equipos que utilizan el método de la corriente de partida

están exentos de esta prueba de producción. La norma tiene dos procedimientos diferentes,

uno para equipos sin opción de desactivar la sincronización y otro para equipos que si pueden


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desactivar la sincronización. La configuración de los equipos será según lo indicado por el

fabricante y dentro de los rangos de la norma. Además, la documentación de la prueba debe

incluir el número de modelo del fabricante, el número de serie, versiones de software

funcional y firmware, fecha de prueba, parámetros aplicables de las pruebas, precisión

indicada por el fabricante y resultados de las pruebas de fábrica. Esta información debe ser

provista junto al equipo.

a) Prueba de sincronización para equipos sin desactivación de sincronización (IEEE 1547.1-

6.3.1): Los resultados de esta prueba son aceptables si el equipo opera dentro de los

rangos especificados por el fabricante y los requisitos de la norma. Su procedimiento

comprende:

i) Conectar y configurar los equipos: Instalar y ajustar el equipo según lo indicado por el

fabricante. Conectar el equipo de prueba para monitorear la orden de cierre del

interruptor de conexión, las relaciones fase-ángulo entre el equipo y la red simulada,

la diferencia de frecuencia y la diferencia de voltaje. Configurar la red simulada para

operar a condiciones nominales. Registrar parámetros aplicables.

ii) Verificar operación normal: Verificar que el equipo opera apropiadamente mientras

está conectado a la red simulada.

iii) Generar desconexión y sincronización: Desconectar la red simulada del equipo.

Activar el equipo de medición. Reconectar la red simulada y registrar todos los

parámetros requeridos durante la operación de sincronización.

b) Prueba de sincronización para equipos con desactivación de sincronización (IEEE 1547.1-

6.3.2): Los resultados de esta prueba son aceptables si el equipo opera dentro de los

rangos especificados por el fabricante y los requisitos de la norma. Su procedimiento

comprende:

i) Conectar y configurar los equipos: Instalar y ajustar el equipo según lo indicado por el

fabricante. Configurar los parámetros para operación nominal del generador y la red


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simulada pero con los voltajes y frecuencia fuera del rango de operación. Configurar la

diferencia de voltaje, frecuencia y ángulo de fase del equipo como lo especifica el

fabricante. Verificar que la configuración de los otros equipos sea la de fábrica.


ii) Rendimiento de sincronización: Verificar rendimiento de la sincronización respecto a

la diferencia de frecuencia.

– Ajustar la diferencia de voltaje dentro del rango aceptado.

– Ajustar la diferencia de frecuencia a un punto fuera del rango aceptado al menos

dos veces la precisión del equipo según el fabricante.

– Esperar al menos dos pasadas por el sincronismo.

– Variar la diferencia de frecuencia en escalón hasta dentro del rango aceptando.

– Registrar las diferencias de voltaje, frecuencia y ángulo de fase en el momento de

conexión.

– Repetir la prueba para el voltaje.

Pruebas realizadas a la instalación de la interconexión (IEEE 1547-5.3).

Para comprobar la correcta operación de la instalación de conexión se deben revisar los equipos

de integración de la tierra con la red, el equipo de aislación, las disposiciones de monitoreo,

respuesta ante fallas de la red y la coordinación con el sistema de reconexión de la red.

Pruebas de puesta en marcha (IEEE 1547-5.4, IEEE 1547.1-7).

El propósito de estas pruebas es verificar que el equipo de conexión completo e instalado cumple

con los requisitos de la norma. Las pruebas de puesta en marcha deben ser realizadas luego que el

sistema de conexión sea instalado y esté listo para operar y debe ser supervisado por un individuo

calificado. Cuando las pruebas dependen de la conexión con la red las pruebas deben ser


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coordinadas con el operador de la red y el operador de esta puede requerir presenciar las pruebas

o requerir documentación sobre estas y sus resultados. Se debe generar un reporte que contenga

todos los resultados de las pruebas y una lista de la configuración del equipo de conexión. Todas

las pruebas deben ser realizadas conforme a procedimientos escritos, comúnmente provistos por

el fabricante o los integradores de sistemas y aprobados por el dueño del equipo y el operador de

la red.

Estas pruebas las componen la verificación e inspección, pruebas de diseño y producción en

terreno, revisión de la configuración, prueba de operación no intencional en isla y prueba de

desenergización.

A. Verificación e inspección (IEEE 1547.1-7.2): La verificación e inspección tiene como objetivo

confirmar que el equipo y su instalación cumplen con la norma. Su procedimiento comprende:

i) Cumplimiento con la norma: Confirmar que el equipo y su instalación cumplen con la

norma. Registrar parámetros aplicables.

ii) Puesta a tierra: Inspeccionar visualmente la implementación de la puesta a tierra

según lo especificado en la norma.

iii) Equipo de aislación: Verificar visualmente la operatividad del equipo de aislación.

iv) Verificar transformadores de corriente y voltaje: Verificar que las polaridades, límites

y razones de transformación de los transformadores de corriente y voltaje están

correctos y en acuerdo con la norma.

v) Protecciones integradas al sistema: Dispositivos de protección de la interconexión

que no han sido probados como parte de la interconexión en asociación con sus

equipos de interrupción deben ser probados para verificar que operan correctamente.

Circuitos de enclavamiento deben ser probados a menos que hayan tenido pruebas de

fábrica.


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vi) Rotación de fases: En sistemas trifásicos, revisar la rotación de fase tanto en la red

como en el generador y verificar que son compatibles.

vii) Equipos de monitoreo: Verificar la funcionalidad de los equipos de monitoreo

requeridos por la norma.

B. Pruebas de diseño y producción realizadas en terreno (IEEE 1547.1-7.3): Se deben determinar

que pruebas de diseño o producción falta realizar y llevarlas a cabo según los procedimientos

de la sección correspondiente. También es posible que deban repetirse pruebas debido a

cambios de software, firmware o hardware.

C. Revisión de la configuración (IEEE 1547.1-7.6): Se deben revisar los parámetros modificados

después de las pruebas de producción, es decir, los parámetros de respuesta a frecuencia y

voltaje anormal, otros. Para llevar a cabo la revisión se pueden utilizar una señal inyectada en

los circuitos de medición de voltaje y corriente, aplicar formas de onda, una red simulada, se

puede variar los parámetros para ver que el sistema reacciona ante las mediciones desde la

red real, observar los parámetros mostrados, confirmar jumpers u otra configuración física o

utilizar otros métodos dictados por los procedimientos escritos de los fabricantes.

D. Prueba de funcionamiento de la operación no deseada en isla (IEEE 1547.1-7.4): Para

determinar si el funcionamiento de la operación no deseada en isla es la adecuada se deben

realizar las pruebas de potencia inversa o mínima, la prueba de funcionalidad de no operación

en isla u otros métodos de prueba de operación no deseada en isla. La prueba de potencia

inversa se realiza mediante inyección de señal, ajustando la generación y cargas locales u otros

métodos apropiados que permitan verificar que el generador deja de energizar. La prueba de

funcionalidad de no operación en isla puede obviarse si le instalación de la interconexión pasa

la prueba de desenergización. Cuando las pruebas anteriores no son aplicables se pueden

realizar otros métodos provistos por el fabricante o por el integrador del sistema.

E. Prueba de funcionalidad de la desenergización (IEEE 1547.1-7.5): Esta prueba debe verificar

que el equipo de interrupción de carga opera o que el equipo desenergiza los terminales de


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salida que están conectados en todas las fases a la red cuando es comandado por el sistema

de interconexión y que no hay reinicio o reconexión durante todo el retardo temporal. Un

sistema de interconexión que cumple con la prueba de diseño para fase abierta y con la

prueba de puesta en marcha de potencia inversa o mínima cumple con esta prueba. Este

procedimiento puede ser modificado en común acuerdo entre la autoridad de la red y el

instalador del sistema. Su procedimiento comprende:

i) Potencia de operación: Operar el generador a una potencia disponible y conveniente.

ii) Generar desenergización de la red: Desconectar simultáneamente las fases de la red

simulada sin utilizar el equipo de la interconexión. Verificar que el equipo de

interconexión deja de energizar los terminales de salida.

iii) Verificar reconexión adecuada: Luego de un periodo conveniente, reconectar la red

simulada. Verificar que no hay reconexión del generador hasta que se cumple el

tiempo de retardo.

iv) Repeticiones: La prueba llega hasta aquí para sistemas monofásicos de dos cables o

sistemas multifásicos y monofásicos de 3 cables que satisfacen la prueba de diseño de

fase abierta. Para otros sistemas multifásicos o monofásicos de 3 cables repetir la

prueba para cada fase por separado.

Pruebas periódicas de interconexión (IEEE 1547-5.5, IEEE 1547.1-8).

Las pruebas periódicas son aplicables a funciones de protección y baterías asociadas y se deben

acordar entre el operador del generador y el operador de la red antes de la puesta en marcha. Los

procedimientos son generalmente provistos por el fabricante y deben verificar la correcta

funcionalidad de la instalación de interconexión. No es necesario replicar las pruebas de diseño,

fábrica ni puesta en marcha.


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El periodo entre pruebas debe ser especificado por el fabricante, el integrador de la red o una

autoridad con jurisdicción sobre la interconexión del generador y se deben mantener reportes

escritos o registros de inspección.

Ante cambios de software o firmware se deben realizar nuevamente las pruebas de diseño,

producción y puesta en marcha salvo que ya se hayan realizado previamente.

Ante cambios de hardware que no han sido probados deben pasar por todas las pruebas. Si ya

pasó por pruebas de diseño se deben realizar sólo las pruebas de producción y puesta en marcha

aplicables a las modificaciones hechas.

4.2 Estándar UL 1741 para la seguridad. Inversores, Convertidores, Controladores y Equipos de

Sistemas de Interconexión para usar con Recursos de Energía Distribuida.

El estándar UL 1741 es desarrollado por el “Underwriters Laboratories Inc.” y cubre los requisitos

de inversores, convertidores, controladores de carga y equipos de sistemas de interconexión

hechos con el propósito de utilizarlos en sistemas de potencia tanto independientes como

conectados a la red.

Los puntos que trata al respecto son los requisitos de construcción, de protección contra riesgo de

daño a personas, de características de la potencia de salida y la compatibilidad con la red, de

rendimiento, de marcaciones, de pruebas de fábrica y producción, entre otros.

4.2.1 Construcción.

Los requisitos de construcción indican las especificaciones que debe cumplir un equipo en

conjunto con su contenedor para operar de manera segura.

Los puntos que cubre incluyen al marco y contenedor, protección contra la corrosión, ensamblaje

mecánico, montaje, protección de los usuarios y del personal, riesgo de golpe eléctrico,

interruptores, controles y dispositivos de desconexión, conexión del suministro, espacio para


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doblar el cable, puesta a tierra de los equipos, conductor a tierra de circuitos AC, unión interna

para puesta a tierra, cableado interno, partes energizadas, separación entre circuitos, espaciado,

materiales de aislación, capacitores, circuitos de señales accesibles con aislación, circuitos de

control, protección de sobrecorriente, interruptor/detector de falla DC a tierra, placas de circuito

impreso y transformadores externos, entre otros.

Marco y contenedor (5).

Una unidad debe estar provista de un contenedor que encierra todas las partes energizadas

(5.1.1). Este contenedor debe proteger a la unidad de daño mecánico proveniente del exterior. La

cubierta de acceso al interior debe poseer bisagras y algún tipo de cierre manual aparte de

tornillos u otro (5.2.1). Una cubierta abierta no debe otorgar acceso a partes energizadas.

El grosor de las paredes del contenedor depende del material utilizado. Dentro del estándar UL

1741 se toman en cuenta los contenedores de metal fundido (5.3), chapa de metal (5.4) y de

plástico (5.5).

Las aperturas deben ser cubiertas por vidrio, el cual no puede ser removido durante la operación

de la unidad y debe aportar protección mecánica (5.6.1). El grosor mínimo depende de la

envergadura de la apertura (5.6.2). Otras aperturas para las conexiones de sistemas mediante

cables (5.7) y para la ventilación (5.8) deben cumplir los requisitos del estándar UL 1741.

Los contenedores se clasifican según el medio ambiente en el cual operan. Debe cumplir con los

requisitos de construcción según el tipo o número con el que se marca (5.9.1) y debe cumplir con

el tamaño indicado para los agujeros de drenaje (5.9.14).

Protección contra corrosión (6).

Se deben proteger las partes de acero y hierro contra la corrosión (6.1). Esto se realiza por medio

de esmaltado, galvanizado, enchapado u otro medio equivalente.

Ensamblaje mecánico (7).


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Una unidad debe ensamblarse de tal manera que no se vea afectada por la vibración generada en

operación normal (7.1). Además, los elementos deben instalarse de manera segura, previniendo

que estos sean desplazados de su lugar (7.2).

Montaje (8).

El montaje de una unidad debe asegurar a la unidad en su posición. Los tornillos de montaje deben

ser diferentes a los tornillos para asegurar los componentes al contenedor.

Protección de los usuarios y del personal (9, 10).

Con el propósito de proteger a los usuarios y al personal de operación, los elementos energizados

deben estar a una distancia mínima de la apertura (9.2) y se debe disponer el arreglo de los

componentes energizados de manera que sea difícil acceder a ellos sin intención (10.2). Por su

parte, las partes móviles que deban permanecer en operación deben estar separadas de otros

componentes (10.8).

Riesgo de golpe eléctrico (11).

Según los tipos de voltaje (AC, DC) se especifican las magnitudes máximas para que no se

consideren un riesgo de golpe eléctrico. Esta definición también separa entre ambientes mojados

y secos. Igualmente, se determina el riesgo de golpe eléctrico para los capacitores dependiendo de

la energía que son capaces de acumular.

Interruptores y controles (12).

Para los interruptores y los controles es necesario que su capacidad de corriente sea la adecuada

respecto de las condiciones de operación (12.1). En particular, si opera bajo carga inductiva con un

factor de potencia menor a 0,75 debe tener una capacidad del doble de la nominal o estudiarse el

caso.

Dispositivos de desconexión (13).


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El dispositivo de desconexión debe abrir todos los conductores no puestos a tierra del circuito al

que está conectado. Puede ser manual o automático y debe emplear una manivela operacional de

fácil acceso, cuya posición “arriba” (si se da el caso) debe corresponder a la posición de encendido.

Conexiones del suministro (16).

Los terminales de cableado (16.2) deben proveer un conector por presión que sea accesible para

apretar los conectores antes y después de la instalación. Por su parte, las guías de cable (16.3)

deben cumplir con la prueba de alivio de esfuerzo.

El compartimiento del cableado (16.4) debe mantener las conexiones de cableado accesibles y no

contener partes que puedan dañar los cables. Su volumen debe cumplir con un mínimo.

Las aperturas para conexiones de conductos o cables (16.5) deben poseer un cojinete a menos que

esté pensada para cables blindados.

Espacio para doblar el cable (17).

El contenedor debe proveer suficiente espacio para doblar cables que salen del contenedor por el

lado contrario a su conexión o que salen del contenedor por un lado adyacente a su conexión.

Donde el conductor está restringido por una barrera en el lugar de conexión, se debe medir la

distancia entre el final de la barrera y la superficie del contenedor.

Puesta a tierra de los equipos (18).

El equipo debe proveer una forma de poner a todas las partes metálicas no energizadas a tierra.

Esta conexión a tierra no debe ser accesible desde su exterior debe estar ubicada de tal manera

que no sea posible su desconexión inadvertida. La capacidad de conducción de la puesta a tierra

debe corresponder a 1,25 veces la corriente de corto circuito, en el caso de generar con paneles

solares, o corresponder a la capacidad del equipo de protección de sobrecorriente, en el caso de

generar con otras tecnologías. Las conexiones a tierra no deben portar corriente a menos que

ocurra una falla.


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Todo equipo de puesta en servicio o que contenga las conexiones DC o AC principales debe tener

un terminal de conexión a tierra.

Conductor a tierra de circuitos AC (19).

Los inversores conectados a la red no deben tener alguna de sus salidas AC conectadas de manera

sólida a tierra (19.2). Por otro lado, los inversores que no están conectados a la red, deben tener al

menos un conductor conectado a tierra (19.3), es decir, si es monofásico de dos cables uno de

ellos debe ir a tierra, si es monofásico de tres cables el conductor neutro debe ir a tierra, si es

multifásico con un cable común a todas las fases ese debe ir a tierra, finalmente, si es multifásico y

una fase es utilizada como conector neutro ese debe ir a tierra.

Unión interna para puesta a tierra (20).

Toda parte metálica no energizada que involucra un riesgo de golpe eléctrico en el caso que ocurra

una falla debe estar conectada a la salida de conexión a tierra del equipo.

Cableado interno (21).

El cableado interno de un equipo debe ser de uso común, con capacidad de operar bajo las

condiciones de temperatura, voltaje y servicio a que se verá expuesto. Esto incluye que el tipo de

aislación sea el correcto.

El cableado interno no debe ser accesible desde afuera del contenedor y se deben eliminar los

detalles puntudos o cortantes que puedan dañar la aislación del cable.

Las conexiones eléctricas (21.3) deben ser seguras y confiables. En particular, una conexión

soldada debe asegurarse mecánicamente antes de soldar.

Partes energizadas (22).

Las partes energizadas deben ser de plata, cobre, una aleación de cobre, aluminio o equivalente y

deben ir aseguradas para que no se desplacen.


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Separación entre circuitos (23).

El cableado instalado en la fábrica, que pertenece a diferentes circuitos, debe tener una

separación. De la misma manera, los equipos deben fabricarse de manera que el cableado

instalado en terreno, que pertenece a diferentes circuitos, permanezca separado. Las barreras de

separación deben ser de metal puesto a tierra o material aislante de al menos 0,71 mm de

espesor, soportado de manera de no ser deformado o sacado de lugar.

Espaciado (24).

El espaciado entre circuitos depende de la diferencia máxima de voltaje rms o pico (24.1), ya sea a

través del aire o superficies.

Capacitores (27).

Un capacitor que está lleno de aceite y que es usado como eliminador de interferencia magnética

o como corrector de factor de potencia debe cumplir con el estándar UL 810.

Circuitos de señal accesibles y con aislación (28).

Los circuitos de señal accesibles que cuentan con aislación deben estar aislados de otros circuitos

con voltajes que representen un riesgo de descarga. Para ello se definen los niveles máximos de

potencia para estos circuitos.

Circuito de control (29).

Un sistema de control de seguridad debe investigarse de acuerdo a los requisitos del circuito

primario (29.3). Un dispositivo de protección desechable, como un fusible, deberá ser accesible

desde afuera del contenedor o detrás de una cubierta con bisagras (30.1.1).

Protección de sobrecorriente (30).

Las protecciones deben abrir todos los conductores que no están puestos a tierra (30.1.8). Las

protecciones de sobrecorriente de los circuitos de salida de potencia AC (30.3) deben incluir a


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todos los conductores no puestos a tierra y su voltaje de operación no puede ser menor que el

voltaje fase- fase (trifásico) de la línea.

Para los circuitos con baterías (30.4) se debe implementar una protección de sobrecorriente antes

de los equipos que puedan funcionar mal ante un corto circuito. La operación de esta protección

debe estar basada en la capacidad del conductor utilizado entre las baterías y el equipo.

Interruptor/detector de falla DC a tierra (31).

La alimentación de un inversor o control de carga desde un arreglo fotovoltaico puesto a tierra

(31.1) debe poseer un detector/interruptor de falla a tierra la cual debe aislar las celdas con falla o

detener el funcionamiento del inversor y evitar, sobre cierto nivel de falla, la reconexión del

interruptor. Si actúa la protección por una pérdida de suministro de la red el interruptor debe

poder reconectarse.

Placas de circuito impreso (32).

Los contenedores con ventilación permiten placas tipo V-0 o V-1 según el estándar de

inflamabilidad de materiales. Mientras que, los contenedores sin ventilación pueden utilizar

materiales tipo V-2. Por su parte, los agujeros de desagüe no se prohíben independientemente del

material utilizado.

Transformador externo (33).

Un equipo que utiliza un tipo especial de transformador para su funcionamiento debe ser provisto

junto con este.

4.2.2 Protección contra riesgo de daño a personas.

Cuando se prevé una operación en el equipo que involucra riesgo de dañar a personas se debe

aplicar medidas que ayuden a reducirlo (34.1). Para evaluar el riesgo respecto de partes móviles

(34.2) se debe tomar en cuenta el grado de exposición requerida para realizar la función


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pretendida, la capacidad cortante de la parte móvil, la probabilidad de ocurrencia de un contacto

no intencional, la velocidad de la parte móvil y la probabilidad de ocurrencia del enredo de alguna

parte del cuerpo o ropa. Si la falla de un componente genera riesgo, este debe ser estudiado

respecto de su confiabilidad (34.3).

Una parte que pueda producir daño a personas debe estar enclaustrada (35.1). Una protección

cubriendo una parte que involucra riesgo para las personas debe (35.4) ser montada con tal que la

parte involucrada no pueda operarse sin la protección puesta, ser asegurada de manera de

necesitar herramientas para su remoción y poseer un bloqueo para reducir el riesgo de tocar la

parte dañina.

Partes móviles (36).

Una parte móvil cuya rotura produce riesgo debe ser enclaustrada. Una parte móvil cuya salida de

su posición de operación genera un riesgo debe contar con un elemento que la asegure en su

posición.

Interruptores y controles (37).

Si la operación de un interruptor conlleva riesgos es necesario tomar medidas para prevenir su

operación imprevista.

Montaje (38).

Cuando las instrucciones de montaje de un equipo incluyen el uso de hardware no disponible en el

mercado el equipo debe venir con el hardware incluido.

4.2.3 Características de la salida de potencia y compatibilidad con la red.

Un inversor autónomo (no conectado a la red) debe cumplir con los requisitos de armónicas

(39.1). Mientras que, un inversor conectado a la red debe cumplir con las pruebas aplicables

respecto de la interacción de la red (39.2).


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Interacción con la red (40).

Los inversores que interactúan con la red y los equipos de interconexión deben cumplir con el

estándar IEEE 1547 y el estándar IEEE 1547.1, excluyendo los requisitos de evaluación, pruebas de

puesta en marcha y pruebas periódicas para las instalaciones de interconexión.

Los sistemas de interconexión y los inversores deben estar provistos con límites de magnitud y

tiempo de accionamiento ajustables en terreno que sean accesibles sólo por el personal de

servicio. Para los sistemas menores a 30 kW se permite tener límites fijos.

Toda combinación de modelo de procesador, fabricante y versión de software usado en la

producción de un inversor conectado a la red o un equipo del sistema de interconexión debe ser

evaluada según los estándares IEEE 1547 y IEEE 1547.1.

4.2.4 Rendimiento.

El rendimiento de una unidad se evalúa respecto de su aislación eléctrica, cualidades de

resistencia mecánica, accionamiento de protecciones y resistencia al agua. En detalle, el

rendimiento de una unidad se evalúa por medio de la prueba de resistencia del dieléctrico al

voltaje, las características de la potencia de salida, las pruebas anormales, prueba de puesta a

tierra, prueba de calibración de la protección de sobrecorriente, prueba de alivio de esfuerzo,

prueba de espacio reducido en placas de circuito impreso, prueba de conductor de unión, prueba

de sobretensiones, prueba de calibración, prueba de sobrevoltaje de control, prueba de

resistencia a corriente, prueba de determinación del voltaje de capacitor, prueba de estabilidad

mecánica, prueba de carga mecánica estática, prueba de compresión y prueba de lluvia y rociador.

Para ellos se utilizan valores medidos como el máximo voltaje presente en un circuito.

Puntos generales (41).


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Con respecto a las pruebas para los convertidores e inversores (41.1), donde se utiliza una fuente

de red simulada, esta debe tener menos del 5% de la impedancia del inversor (voltaje nominal

dividido por la corriente nominal).

En general, las consideraciones que se deben tener con respecto a las pruebas que se realizan a

una unidad (41.2) incluyen las características de la fuente que simula conexión a la red, los rangos

de voltajes e instalación de las protecciones de sobrecorriente. La unidad debe conectarse a una

fuente que simule la respuesta voltaje-corriente de la red, no obstante, la red real también puede

usarse.

Las pruebas se realizan a mínimo y máximo voltaje de entrada. Sin embargo, cuando la operación

del equipo está limitada a un rango menor de voltaje, este debe ser probado dentro de sus rangos

y se debe registrar su limitante (prueba válida sólo para la configuración con esta limitante). Por

último, las protecciones de sobrecorriente deben instalarse según las instrucciones del fabricante.

Mediciones de máximo voltaje (42).

El máximo voltaje (42.1) es usado para calcular los potenciales en la prueba de resistencia del

dieléctrico al voltaje y para determinar el mínimo espaciado entre componentes según las

especificaciones de espaciado. Un conector o parte comparable que estará desconectada durante

la operación normal debe considerarse tanto conectada como desconectada para obtener el

máximo voltaje.

Los valores de máximo voltaje (42.3), para ondas complicadas, voltajes sinusoidales y voltajes

continuos deben ser el máximo observado, el valor rms y el valor promedio respectivamente.

Temperatura (43).

Con respecto a la temperatura que alcanza la unidad, esta no debe alcanzar valores que produzcan

riesgo de incendio, daño a algún material de la unidad, la operación de un equipo de protección o

exceder las temperaturas especificadas en la norma. Para determinar esto, la unidad debe


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encontrarse trabajando a su máxima capacidad. Además, si la unidad es capaz de operar a una

mayor temperatura bajo una carga menor también debe verificarse esta condición.

Se debe poner atención a los equipos que generan menor calor luego de alcanzar una temperatura

dada, por lo que en el largo plazo disminuyen su temperatura. Ante estos casos, se debe registrar

el valor de temperatura máxima que alcanzó el equipo antes de reducir a su temperatura de

operación.

La norma define límites de temperatura para superficies sujetas a contacto.

Prueba de resistencia del dieléctrico al voltaje (44).

A temperatura normal de operación, el equipo debe soportar por un minuto sin fallar la aplicación

de un voltaje AC de magnitud rms (44.1) de:

• Mil voltios más el doble del máximo voltaje entre el circuito y la tierra.

• 500 voltios entre un circuito secundario que opera hasta 50 voltios y la tierra.

• Mil voltios más el doble del voltaje entre los terminales de un capacitor usado para eliminar

interferencia o corregir el factor de potencia y entre los terminales de un capacitor conectado

entre un circuito de potencia AC o DC y el contenedor (No aplica a capacitores que cumplen

con UL 810, UL 1414 o UL 1283).

Como alternativa a los puntos anteriores, se puede utilizar un voltaje DC 1,414 veces el voltaje AC

rms. Para esta prueba se debe utilizar un transformador de voltaje variable con capacidad de 500

VA (44.2) con el cual se eleva el voltaje desde cero hasta el valor indicado para luego mantenerlo

durante 1 minuto. Los circuitos de bajo voltaje (44.3) no tienen que estar instalados al momento

de la prueba.

Características de la potencia de salida (45).


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La norma define niveles de variación de voltaje, corriente, potencia y frecuencia de salida para

equipos conectados a sus fuentes de energía.

Un inversor no conectado a la red debe mostrar un voltaje de salida dentro del ±10% de su rango

de voltaje nominal de salida al estar conectado a un suministro de entrada que entrega sus

parámetros dentro de sus rangos y que opera dentro del rango de corriente de carga. Para el

mismo caso, la frecuencia de salida debe estar dentro del ±1% de la frecuencia nominal.

Por su parte, un inversor conectado a la red debe ser capaz de operar dentro del ±10% de la

corriente nominal estando conectada a una fuente de red simulada y al suministro de energía.

Para determinar esta característica del equipo se debe utilizar un suministro de entrada capaz de

entregar el doble de la capacidad del inversor.

Un inversor conectado a la red debe operar como es debido cuando la entrada es variada dentro

del rango de entrada de la unidad. Durante la prueba el inversor operará a carga nominal variando

el voltaje entre el mínimo y máximo. Esta prueba no aplica cuando el inversor se entrega de

fábrica integrado a un sistema fotovoltaico.

En cuanto a la distorsión armónica (45.4), el valor total rms de los componentes armónicos de

voltaje no debe exceder el 30% del voltaje fundamental. Mientras que, cada componente

armónica no debe exceder el 15% del voltaje nominal. Para realizar la medición se debe operar el

inversor al 100% de carga, siendo la carga puramente resistiva.

Pruebas anormales (47).

Las pruebas anormales muestran el comportamiento de la unidad ante condiciones no favorables

de operación. El resultado esperado es que la unidad no muestre reacciones que signifiquen un

riesgo. Siguiendo cada prueba anormal, la unidad debe cumplir con la prueba de dieléctrico,

siendo posible realizarla después de llevar a cabo todas las pruebas anormales. La prueba de

dieléctrico no se requiere luego de la prueba de error de cableado de entrada DC.


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Es posible aplicar más de una prueba anormal a una unidad. Se debe instalar un fusible de 3

amperes en la conexión a tierra.

La prueba determina que existe riesgo de fuego, golpe eléctrico o daño a personas cuando se

presenta la emisión de llamas, metal fundido, brillo o partículas encendidas a través de alguna

apertura del producto, la carbonización, brillo o flamas en la superficie base, el paño de papel o

gasa (utilizados para detectar sobre temperatura), la ignición del contenedor, la creación de

aperturas en el contenedor que resultan en accesibilidad a partes energizadas o la apertura del

fusible de 3 amperes en la conexión a tierra.

Esta prueba termina cuando se produce la apertura o cortocircuito de uno o más componentes

como un capacitor, diodo, resistencia, dispositivo de estado sólido, pistas de una placa impresa u

otro similar, así como la apertura de un fusible interno.

Las pruebas anormales comprenden la prueba de sobrecarga de salida, la prueba de cortocircuito,

la prueba de error de cableado en la entrada DC, prueba de ventilación, prueba de cortocircuito y

apertura de componentes, transferencia de carga y pérdida del circuito de control. Estas pruebas

se desarrollan a continuación.

Prueba de sobrecarga de salida (47.2): La prueba de sobrecarga de salida se realiza cuando el

equipo ha alcanzado la estabilidad térmica, estando desactivado el firmware o software que

controla la temperatura. De mantenerse activado el control de temperatura, este debe demostrar

su confiabilidad. Un inversor no conectado a la red debe operar a máxima carga conectado en el

lado AC a una resistencia variable. Para unidades que cargan baterías, la salida DC debe conectarse

a una carga simulada tipo batería. La carga debe incrementarse en pasos de 10% de la carga

máxima, operando media hora en cada paso incremental. Continuar hasta que no hay más

cambios de temperatura como resultado de las condiciones de la prueba o hasta que la unidad se

apaga. Un inversor conectado a la red debe utilizar una fuente de entrada que sea capaz de

entregar al menos el doble de la corriente nominal del equipo. El voltaje de la red debe ajustarse


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para obtener la máxima corriente de salida. La unidad debe permanecer en la condición de carga

hasta que se apaga, alcanza estabilidad térmica o ha sido operada por más de 7 horas, lo que

ocurra primero. Finalmente, el resultado esperado es que la unidad no emita flamas o metal

fundido o se vuelva un peligro de fuego, golpe eléctrico o daño a personas.

Prueba de corto circuito (47.3): Para la prueba de cortocircuito se debe cortocircuitar a ambos

lado AC y DC por separado, entre línea y neutro si es posible y línea a línea. Al realizarlo, la fuente

debe desconectarse mediante un relé o algo similar. Cuando el equipo debe utilizarse con un

transformador, el cortocircuito debe aplicarse a ambos lados del transformador. La corriente de

cortocircuito no debe ser dirigida a través del fusible de 3 amperes de la conexión a tierra. Se debe

medir la corriente máxima de cortocircuito a la salida (pico y rms), registrando la duración de este.

Esta prueba debe realizarse cuatro veces con tal que el cortocircuito ocurra en diferentes

porciones del ciclo AC.

Prueba de error de cableado en la entrada DC (47.4): Para la prueba de error de cableado en la

entrada DC, el cableado de la fuente DC debe conectarse con los polos contrarios de los terminales

DC del inversor. Como resultado se debe obtener que el equipo no genera un riesgo de emitir

fuego, de golpe eléctrico o de daño a personas. Si la red es simulada, esta debe configurarse a

máximo voltaje nominal y la corriente debe limitarse a 1,5 veces la corriente nominal de entrada.

Prueba de ventilación (47.5): La prueba de ventilación debe verificar que el equipo no genera

riesgo ante la falla de su sistema de ventilación. Si se utilizan ventiladores, la unidad debe operar a

plena carga con la alimentación del ventilador desconectada. Si la operación del ventilador genera

calor al estar bloqueado, se debe probar el equipo con el ventilador bloqueado. En el caso de

existir varios ventiladores se debe bloquear uno a la vez. Bloquear todos los ventiladores de una

vez no está prohibido. Si la unidad tiene filtros, protectores o pantallas, se debe probar la unidad

con las aperturas bloqueadas, primero tapadas al 50% y luego al 100%. Si la unidad tiene hay

varias aperturas de ventilación, los bloqueos se aplican a todas a la vez.


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Prueba de cortocircuito y apertura de componentes (47.6): La prueba de cortocircuito y apertura

de componentes se realiza en componentes como capacitores, diodos, dispositivos de estado

sólido y otros similares a excepción de las resistencias, aplicándola en un par de terminales a la

vez. Esta prueba no es necesaria cuando un análisis demuestra que ningún componente puede

sobrecargarse o cuando son circuitos de bajo voltaje, de energía limitada u otros semejantes. Los

inversores o conversores deben mantener la corriente absorbida desde la red debido a la falla por

debajo de los límites especificados por esta norma.

Prueba de transferencia de carga (47.7): La prueba de transferencia de carga consiste en aplicar

una transferencia de carga entre el inversor y una fuente AC, con desfase de 120 grados para

sistema trifásico y 180 grados para sistema monofásico. La carga debe ajustarse para tomar la

potencia máxima nominal. Los inversores que tienen una protección anti transferencia entre

fuentes desfasadas deben probarse asumiendo que esta protección ha fallado.

Prueba de pérdida del circuito de control (47.8): La prueba de pérdida del circuito de control debe

demostrar que un inversor conectado a la red o un equipo del sistema de interconexión deja de

exportar potencia a la red ante la pérdida del circuito de control. Un inversor, convertidor o

equipo de sistema de interconexión debe estar conectado a su fuente nominal y a una fuente de

red simulada. Se debe aplicar una simple falla que desactive la alimentación del sistema de

control. Esta prueba no es necesaria cuando el suministro del sistema de control no se puede

desactivar ante ningún caso.

Prueba de puesta a tierra (48).

La prueba de puesta a tierra debe demostrar que la impedancia no es mayor a 0,1ohm, medida a

60Hz entre el punto de conexión a tierra y cualquier otra parte del equipo que deba estar puesta a

tierra. Una corriente de 25A a través de la puesta a tierra no debe generar un voltaje mayor a 6V.

Prueba de calibración de la protección de sobrecorriente (49).


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La prueba de calibración de la protección de sobrecorriente debe demostrar que el fusible o

protección de sobrecorriente actúa ante la magnitud de corriente correspondiente en el tiempo

que determina la norma. Estos parámetros de magnitud y tiempo se observan en la Tabla 9.

Tabla 9: Magnitud y tiempo de reacción de la protección de sobrecorriente, UL 1741.

Voltaje máximo de circuito abierto para el secundario de

un transformador [Vmax]

Corriente de prueba en el

secundario [A]

Tiempo máximo para que la protección de sobrecorriente

actúe [minutos]

20 o menos 10 2

20 o menos 6,75 60

Sobre 20 200/Vmax 2

Sobre 20 135/Vmax 60

El transformador entrega la corriente de prueba a una resistencia ajustable. Para la prueba de dos

minutos se ajusta la carga para operar a corriente constante. Para la prueba de 60 minutos la

corriente se ajusta una vez luego de 15 minutos.

Prueba de alivio de esfuerzo (50).

La prueba de alivio de esfuerzo debe probar que el cableado resiste sin daño ni desplazamiento la

carga física de cierta magnitud dada por la norma. El cableado para conectar enrollados (50.1)

debe resistir sin daño o desplazamiento una tracción de 89N durante un minuto, aplicado a un

cable que se extiende desde un contenedor, 44,5N durante un minuto, aplicado a un cable dentro

de un compartimiento de cableado y 155,7N durante un minuto en la dirección más severa


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aplicada a un cable de entrada o salida. Toda conexión interna debe ser observada durante la

prueba.

Prueba de espacio reducido en placas de circuito impreso (51).

La prueba de espacio reducido en placas de circuito impreso debe verificar que, entre circuitos

impresos de diferente voltaje en espacio reducido cumplen con (51.1) la prueba de resistencia del

dieléctrico a voltaje (51.2), es decir, el circuito debe soportar durante un minuto la aplicación

entre las pistas de un potencial definido por la norma. Para su realización, los componentes

existentes entre las pistas involucradas deben desconectarse para que las pistas soporten la

totalidad del potencial. Además, debe cumplir con la prueba de cortocircuitado de pistas (51.3).

Las pistas deben ser cortocircuitadas en una parte a la vez. EL sistema de protección de

sobrecorriente asociado a la rama del circuito no debe operar. Las pistas o cables no deben

abrirse. Si un componente se abre se debe repetir la prueba otras dos veces con esos

componentes reemplazados. La apertura de una protección de sobrecorriente interna cumple con

los requisitos y la prueba no debe ser repetida.

Prueba de conductor de unión (52)

La prueba de conductor de unión debe determinar su resistencia a corriente (52.1). El conductor

de unión junto con sus terminaciones debe ser capaz de conducir corrientes de 135 y 200 % la

corriente para la cual está configurada la protección de sobrecorriente por el tiempo especificado

en la norma. Luego de esta prueba se debe realizar la prueba de impedancia a tierra.

Prueba de sobretensiones (53).

La prueba de sobretensiones necesita de un preacondicionamiento de la unidad en prueba. Una

unidad provista con un detector/interruptor debe ser probada en una cámara a 98% humedad y

32 grados Celsius. Un inversor debe ser expuesto al aire a temperatura ambiente de al menos 30

grados Celsius hasta que se alcance el equilibrio térmico antes de ingresar a la cámara de pruebas.


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Una unidad de exterior debe permanecer 168 horas dentro de la cámara mientras que, una unidad

de interior debe permanecer 48 horas dentro de la cámara. La realización de esta prueba consiste

en aplicar los siguientes impulsos en el orden indicado:

• Diez aplicaciones de un impulso de 6 kV a intervalos de 60 segundos. La operación del

interruptor cumple con los requisitos cuando no resulta en el riesgo de fuego o golpe eléctrico.

• Diez aplicaciones de un impulso de 3 kV a intervalos de 60 segundos. La detección de falla a

tierra no debe actuar.

Luego de la prueba la unidad debe cumplir con la prueba de calibración.

Prueba de calibración (54).

La prueba de calibración determina los tiempos de operación de un detector/interruptor de falla a

tierra (54.1). Esta prueba se realiza para diferentes condiciones ambientales, estas son:

• Ambiente 25 grados Celsius.

• Inmediatamente luego del acondicionamiento de 48 horas a 85% humedad relativa a 32

grados Celsius.

• Luego de cuatro horas a 40 grados Celsius.

• Luego de cinco ciclos de choque térmico consistente de cuatro horas a 40 grados Celsius

seguido de cuatro horas a 0 grados Celsius para equipo de uso general o 4 horas a 66 grados

Celsius seguido de cuatro horas a -35 grados Celsius para equipo de exterior.

• Finalmente a 25 grados Celsius.

Se debe repetir tres veces la prueba para cada condición de ambiente (54.5). Los tiempos que

deben observarse se entregan en la Tabla 10.


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Tabla 10: Tiempos de accionamiento para la protección de falla a tierra, UL 1741.

Corriente de falla a tierra [A] Tiempo [segundos]

115% de valor configurado Debe accionarse eventualmente

150% de valor configurado 2

250% de valor configurado 1

Prueba de sobrevoltaje de control (55).

La prueba de sobrevoltaje de control debe verificar que el dispositivo detector/interruptor de falla

a tierra (55.1) resiste un 110% de su voltaje nominal de control sin dañarse. Esto se realiza para

dispositivos detector/interruptor pretendidos para estar continuamente conectado a una fuente

de voltaje de control. Luego de esta prueba, el equipo debe cumplir con la prueba de resistencia

del dieléctrico a voltaje.

Prueba de resistencia a corriente (56).

La prueba de resistencia a corriente debe demostrar que, luego que el detector/interruptor de

falla a tierra resiste una condición de alta corriente de falla cumple con las pruebas de calibración.

Prueba de determinación del voltaje de capacitor (57).

La prueba de determinación del voltaje de capacitor (57) se realiza para medir la energía

almacenada en el capacitor y verificar que concuerda con los límites impuestos por la norma. Para

esta prueba se debe operar el capacitor a un voltaje DC igual al valor pico del voltaje AC o al

máximo voltaje DC de operación según tipo de circuito AC o DC respectivamente.

Prueba de estabilidad mecánica (58).


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Una unidad operando en una posición en su punto normal menos estable (58.1) debe volver a su

posición de operación normal y no volcarse cuando se inclina diez grados desde su posición

normal, se posiciona en una superficie a diez grados de su posición normal o es posicionado de

acuerdo a las instrucciones del fabricante y sujeto a una fuerza horizontal externa del 20% del

peso de la unidad o 22,7kg, el que sea menor. La fuerza debe aplicarse en el punto donde se

espera que genere volcamiento y a no más de 1,5 metros sobre la base. Los puntos de apoyo

deben afirmarse para no permitir deslizamiento de la unidad.

Prueba de carga mecánica estática (59).

Una unidad montada como lo especifica el fabricante a una estructura de soporte debe ser

cargada con una fuerza igual a tres veces el peso de la unidad y no menos que 89 N. Como

resultado de la carga no debe haber deformación permanente, rompimiento, dislocación, grietas u

otro daño a la unidad o su equipo de montaje. Una unidad montada en el suelo o un módulo AC

no necesita de esta prueba. La fuerza se aplica a través del centro de gravedad de la unidad,

aumentando gradualmente para alcanzar el valor en 5 a 10 segundos y manteniendo durante un

minuto.

Prueba de Compresión (60).

Los contenedores que tengan paredes más delgadas de lo especificado en la sección construcción

deben ser construidos para que esta prueba no resulte en espaciamientos menores a los

especificados en la sección construcción. Para ello se debe aplicar una fuerza de 445 N en el final,

lado y paredes del contenedor.

Prueba de lluvia y rociador (61).

Para la prueba de lluvia y rociador se debe instalar el equipo según las especificaciones del

fabricante, probando todas las opciones de instalación disponibles. Conectar la alimentación como

sería en operación normal. Esta prueba se aprueba si los equipos demuestran superar esta


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situación. Los equipos que reciben agua por dentro sin que se mojen los circuitos sensibles y cuyo

contenedor tiene agujeros de drenaje cumplen con los requisitos.

4.2.5 Marcaciones.

La norma UL 1741 define las marcas que deben llevar los equipos tanto como medida de prevenir

a los usuarios de algún peligro como para informar de los procedimientos de operación y

mantenimiento.

Detalles (63).

Las marcas deben ser permanentes a menos que se indique lo contrario (63.1). Una unidad debe

ser marcada donde sea visible incluso luego de la instalación (63.2). Las unidades compatibles con

la red deben ser marcadas indicándolo (63.3). Las marces deben indicar protecciones, fábricas

implicadas en la fabricación del equipo, elementos de manejo y transporte como manijas,

terminales de cableado, terminales de cableado de campo, conexión a tierra, temperatura máxima

de operación, polos de conexión de la batería externa, voltaje de operación, posición on-off de

interruptores, otros.

Marcas de precaución, información e instrucciones del equipamiento e instrucciones

importantes de seguridad (64, 65, 66).

La norma UL 1741 especifica las palabras de advertencia y los formatos a usar. Estas deben ser

ubicadas en lugares que no sean removibles sin impedir la operación del equipo. Deben

permanecer visibles y legibles durante la operación normal del equipo. Además, se debe incluir

información de operación y mantenimiento, estando la información de operación separada de la

información de mantenimiento. La norma indica detalles de la información que incluyen las

instrucciones de operación e instalación y además incluye especificaciones de las instrucciones de

seguridad.


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4.2.6 Pruebas de fábrica y puesta en marcha.

Las pruebas de fábrica y puesta en marcha comprenden tan sólo de las pruebas de resistencia del

dieléctrico al voltaje y de variación del voltaje y frecuencia en la red. Esto indica que los requisitos

para instalar un sistema de generación distribuida en base a equipos pre evaluados según IEEE

1547.1 son bastante reducidos, permitiendo un rápido acceso a este tipo de generación.

Prueba de resistencia del dieléctrico al voltaje (67).

La prueba de resistencia del dieléctrico al voltaje consiste en que cada unidad producida debe

resistir, como prueba de rutina de fábrica, la aplicación de un potencial insertado desde el

cableado de entrada y salida, incluyendo componentes conectados, a partes metálicas accesibles

que puedan energizarse y desde el cableado de entrada y salida a partes metálicas accesibles de

bajo voltaje y baja energía, incluyendo los terminales.

El potencial para la prueba de línea de producción debe concordar con las condiciones A o B de la

Tabla 11 a frecuencias dentro del rango de 40 a 70 Hz. Una unidad que emplea circuitos que

pueden ser dañados por un potencial AC puede ser probado con un potencial DC según la Tabla

11. Se debe probar la unidad en condición caliente de otra manera no se cumple con la intención

de la prueba y que esté totalmente ensamblada. Durante la prueba, los interruptores de la unidad

deben estar en la posición de encendido, ambos lados de los circuitos de entrada y salida de la

unidad deben conectarse juntos a un terminal del equipo de medición, el segundo terminal de

medición debe conectarse a la parte de metal accesible.


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Tabla 11: Condiciones de prueba para las pruebas de línea de producción, UL 1741.

Voltaje nominal de la

unidad [V]

Condición A Condición B Condición C Condición D

Potencial AC [V]

Tiempo [seg.]

Potencial AC [V]

Tiempo [seg.]

Potencial DC [v]

Tiempo [seg.]

Potencial DC [V]

Tiempo [seg.]

250 o menos 1000 60 1200 1 1400 60 1700 1

Más de 250 1000 + 2 Va 60 1200 + 2,8 Va 1 1400 + 2,8 Va 60 1700 + 3,4 Va 1

a

Voltaje máximo medido

Prueba de variación del voltaje y frecuencia de la red (68).

Como prueba de rutina de producción se debe verificar que cada inversor cumple con las

magnitudes y tiempos de apagado de la Tabla 12. Cada inversor con puntos de accionamiento

configurables debe tener su configuración de fábrica confirmada de acuerdo con las instrucciones

de instalación del fabricante. El inversor no tiene que ser probado a potencia máxima.


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Tabla 12: Magnitudes de voltaje y frecuencia y tiempos para la reacción de los inversores, UL 1741.

Condición Fuente de red simulada

Máximo tiempo [segundos (ciclos)] a 60Hza

antes de corte de corriente exportada a la red simulada Voltaje [V] Frecuencia [Hz]

A < 0,5 Vnor

b

Nominal 0,1 (6)

B 0,5 Vnor

≤ V ≤ 0,88 Vnor

Nominal 2,0 (120)

C 1,1 < V < 1,37 Vnor

Nominal 2,0 (120)

D 1,37 Vnor

≤ V Nominal 2/60 (2)

E Nominal f > nominal + 0,5c

0,1 (6)

F Nominal f < nominal – 0,7c

0,1 (6)

a

Cuando la frecuencia de la red es otra a 60 Hz, el máximo número de ciclos que toma para dejar de exportar energía a la red no debe exceder el número de ciclos que una frecuencia de red de 60 Hz tarda independientemente del tiempo que el inversor se tome para dejar de exportar energía a la red. b

Vnor

es el voltaje de salida nominal. c

La razón de cambio en la frecuencia debe ser menor que 0,5 Hz por segundo.

4.3 Comparación entre los estándares IEEE 1547 y UL 1741

El estándar IEEE 1547 y la norma UL 1741, si bien abordan a los generadores distribuidos, no

constituyen normas completamente equivalentes. Por una parte, el estándar IEEE 1547 se enfoca

principalmente en asuntos relativos a la conexión y operación de sistemas de generación

distribuidos, mientras que el estándar UL 1741 está enfocado más bien en los aspectos

constructivos y la certificación de los equipos de generación distribuida. Sin embargo, el estándar

IEEE 1547 considera y adapta partes de los requerimientos y disposiciones de la norma UL 1741.

Para ilustrar estas similitudes y diferencias, se presentan los distintos ámbitos de cobertura de las

normas antes mencionadas y se presentan los puntos de convergencia y diferencia entre ambas.

Similitudes entre la norma IEEE 1541 y UL 1741

Las principales similitudes entre la norma IEEE 1541 y la UL 1741 se encuentran contenidas en dos

grandes grupos: Las especificaciones técnicas y requisitos de la interconexión y las pruebas a


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realizar sobre los equipos. Ambas normas especifican los requisitos que deben tener los equipos

utilizados como herramientas para llevar a cabo las pruebas de las instalaciones de conexión.

Además, ambas normas tratan las pruebas principales de diseño, producción y puesta en marcha.

La tabla 1 presenta en mayor detalle estas similitudes.

Tabla 13 - Similitudes entre norma IEEE1547 y UL 1741

Especificaciones técnicas y requisitos de la interconexión IEEE 1547 UL 1741

Integración con la tierra de la red. x x

Respuesta ante condiciones anormales de la red x x

Calidad de la energía x x

Pruebas IEEE 1547 UL 1741

Requisitos para los equipos de prueba x x

Pruebas de diseño IEEE UL

Estabilidad térmica x x

Integridad de la conexión x x

Armónicas x x

Pruebas de producción IEEE UL

Respuesta a voltaje anormal x x

Respuesta a frecuencia anormal x x

Puesta en marcha IEEE UL

Pruebas de diseño y producción en terreno x x

Diferencias y puntos no cubiertos por los estándares IEEE 1547 y UL 1741

La norma UL 1741 se enfoca en las características de construcción de los equipos y en las

condiciones de seguridad para evitar daños a las personas, incluyendo etiquetas y marcas de


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advertencia e información. Por otra parte, la norma IEEE 1547 trata mayormente temas operativos

de la instalación del equipamiento y su posterior operación. En cuanto a las pruebas, la norma IEEE

1547 es la que se enfoca más en este tema, especifica procedimientos para cada prueba de

diseño, producción, puesta en marcha y periódicas. El tratamiento de la UL 1471 para las pruebas

es menor y se enfoca nuevamente en garantizar la operación segura del equipamiento al

especificar pruebas que demuestren que el equipo es seguro para las personas y para el sistema,

permitiendo certificar dichos aspectos. La Tabla 14 presenta los aspectos que sólo son tratados en

una de las normas mencionadas anteriormente.

Tabla 14 - Elementos tratados de forma diferenciada en la norma IEEE 1547 y UL 1741

Especificaciones técnicas y requisitos de la interconexión IEEE 1547 UL 1741

Referencias a otra norma x Construcción del equipo x Protección contra daño a personas x Regulación de voltaje x Caso de redes secundarias y spot x Energización indeseada de la red x Disposiciones de monitoreo y comunicaciones x Integridad de la conexión. x Operación en isla x Etiquetas y marcas x

Pruebas IEEE 1547 UL 1741

Pruebas de seguridad x

Pruebas de diseño IEEE UL Condiciones anormales de voltaje x Condiciones anormales de frecuencia x Reconexión x Sincronización x Operación en isla no intencional x Potencia inversa x Fase abierta x Limitación de corriente DC x Parpadeo x

Pruebas de producción IEEE UL Prueba de resistencia del dieléctrico al voltaje x Sincronización x


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Puesta en marcha IEEE UL Verificación e inspección x Revisión de la configuración x Operación no deseada en isla x Funcionalidad de la desenergización x Pruebas con el PMGD conectado a la red x

Pruebas periódicas x

Tabla 15 - Discrepancias o diferencias de tratamiento entre la norma IEEE541 y la UL 1741 (resumen)

Especificaciones técnicas y requisitos de la interconexión

Discrepan Concuerdan No

Aplica Comentario

Integración con la tierra de la red.

x

Respuesta ante condiciones anormales de la red

x Se enfocan en ámbitos diferentes

Calidad de la energía x

La UL 1471 trata las armónicas como un total mientras que, la IEEE 1547 las trata por componente individual

Pruebas

IEEE 1547 UL 1741 No

Aplica Comentario

Requisitos para los equipos de prueba

x

La UL 1741 cita a la IEEE 1547

Pruebas de diseño

Estabilidad térmica

x

La IEEE se enfoca en demostrar que las características térmicas del equipo sean las que indica el fabricante. La UL 1741 se enfoca en demostrar que el equipo no genera situaciones de riesgo a la salud de las personas.

Integridad de la conexión

x

Armónicas x

Mismo caso que el tema "Calidad de la Energía"

Pruebas de producción

Respuesta a voltaje anormal

x

Respuesta a frecuencia anormal

x

Puesta en marcha


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Pruebas de diseño y producción realizadas en terreno

x

La IEEE 1547 dice que se deben realizar las pruebas de producción que estén pendientes. La UL 1741 dice que las pruebas de puesta en marcha son las mismas que las pruebas de producción.

Además, existen puntos o temas que si bien son tratados en ambos estándares, su tratamiento es

diferenciado o discrepante. La Tabla 15 muestra los puntos en común que tratan ambas normas

respecto de si concuerdan, discrepan o tocan diferentes aspectos. Se observa que se encuentra

bastante dividido entre concordancias y discrepancias. No obstante, cabe mencionar que la UL

1741 cita a la IEEE 1547 tanto en puntos que deja completamente en manos de la IEEE 1547 como

en puntos que complementa con algunas especificaciones.


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4.4 Regla de aplicación VDE-AR-N_4105, Alemania. Para los sistemas de generación de potencia

conectados a la red de distribución de bajo voltaje. - requisitos técnicos mínimos para la

conexión y operación.

Esta normativa alemana se aplica a la planificación, instalación, operación y modificación de

generadores distribuidos conectados a las redes de distribución de baja tensión y operados en

paralelo con el suministro entregado por dicha red. En especial, las modificaciones que se realizan

a los generadores deben tener especial atención ya que estas pueden causar impactos

significativos en el comportamiento del generador y su interacción con la red.

El estándar VDE – AR- N 4105. Entrega los principales aspectos a ser considerados para la conexión

de un generador a la red de baja tensión, tanto por parte del operador de dicha red, como por el

instalador del generador.

Este estándar entrega los principios para determinar el punto de conexión, las capacidades

admisibles en la red, así como el comportamiento esperado de las variables eléctricas en

presencia del generador distribuido. Además, la normativa establece disposiciones para la

construcción del sistema, la conexión a la red y los sistemas de protecciones. La normativa

también establece los requerimientos para la medición y facturación, como las condiciones de

conexión y sincronización a la red, la compensación de reactivos, entre otras.

4.4.1 Condiciones generales de trabajo (4).

El capítulo 4 del estándar alemán entrega las condiciones generales aplicables a los proyectos de

generación distribuida. Incluye un resumen de las regulaciones. En este capítulo se establecen

además los procedimientos para realizar la solicitud de conexión y los documentos relevantes que

deben ser presentados. Además se entrega un resumen del procedimiento de puesta en marcha

para los generadores distribuidos.

Disposiciones y regulaciones (4.1).


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Principalmente, el sistema de generación debe ser apropiado para operar en la red de bajo voltaje.

Esto incluye que el sistema sea capaz de excluir reacciones inadmisibles de la red. Si esto no se

cumple, el operador de la red puede demandar modificaciones y anexos al sistema eléctrico

existente o en desarrollo para salvaguardar la seguridad y calidad del suministro.

En particular, la instalación y operación del generador eléctrico debe cumplir como mínimo con los

estatutos y disposiciones gubernamentales aplicables, los estándares DIN y DIN VDE aplicables

(que hayan sido armonizados al nivel de Europa, en particular, DIN VDE 0100 y DIN VDE 0100-551),

las disposiciones de salud y seguridad ocupacional y las regulaciones de prevención de accidentes

de las instituciones relevantes para el seguro obligatorio de accidentes y prevención y las

disposiciones y reglas del operador de la red (en particular las condiciones técnicas de conexión).

En vista de las disposiciones de seguridad, todo trabajo en el sistema eléctrico llevado a cabo

aguas abajo debe ser realizado por un eléctrico listado en el directorio del operador de la red. La

única excepción se presenta cuando el trabajo consiste en el mantenimiento aguas abajo de los

equipos de medición.

Procedimiento de aplicación y documentos relevantes para la conexión (4.2).

Para realizar el proceso de aplicación se recomienda involucrar al operador de la red lo antes

posible. Igualmente, los documentos deben ser enviados al operador de la red dentro de los

tiempos correspondientes y estos deben estar en concordancia con los procedimientos de

aplicación que determina la norma. Los siguientes documentos deben enviarse:

• Aplicación para la conexión a la red.

• Mapa del sitio indicando el número de lote y mostrando su designación, límites y el lugar

donde se ubicará el generador.

• Hojas de datos del sistema.

• Indicar si se inyectará el exceso o la totalidad de la generación.

• Para cada unidad de generación adjuntar un certificado de conformidad con su reporte de

pruebas asociado.


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• Descripción de los equipos de protección en concordancia con el capítulo 6 y un

certificado de conformidad para las protecciones de la red y el sistema en conjunto con su

reporte de pruebas.

• Diagrama de circuitos completo de la conexión del sistema de generación de potencia a la

red de bajo voltaje con los datos del aparato utilizado, incluyendo el arreglo de los equipos

de medición, protección y del panel del medidor.

Puesta en marcha del sistema de generación de potencia (4.3).

Para realizar la puesta en marcha del sistema de generación, el operador del generador debe

enviarle al operador de la red una semana antes de la fecha de puesta en marcha la orden de

puesta en marcha completa y firmada. La puesta en marcha sin el consentimiento del operador de

la red pone en peligro la operación de la red y la calidad de la energía por lo que no está

permitido. La fecha de puesta en marcha y de conexión en paralelo debe acordarse entre el

operador del generador y el operador de la red. En el caso de la puesta en marcha de sistemas

combinados de calor y potencia en base a calor, con un modo de operación monovalente (no hay

otro generador de calor presente) debe ser lo más rápida posible.

La puesta en marcha es llevada a cabo por el operador del generador, el cual debe generar un

protocolo de puesta en marcha el cual debe confirmar que el sistema de generación ha sido

construido de acuerdo con la norma. Este protocolo debe ser firmado en duplicado. Una copia

quedará con el operador del sistema como prueba de las pruebas ejecutadas y la segunda copia

será entregada al operador de la red. El operador de la red debe decidir si su presencia es

requerida. El procedimiento a seguir para la puesta en marcha será:

• Inspección del sistema.

• Comparación de la configuración del sistema con las especificaciones planificadas.

• Comparación de la configuración del equipo de medición para propósitos de facturación

con las especificaciones contractuales y técnicas.

• Ejecución de un procedimiento de control de partida para los medidores de suministro y,

si es necesario, consumo.


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• Verificar el sistema de conexión/desconexión para la compensación de reactivos (de haber

uno).

• Para sistemas de generación de más de 100kW, verificar los equipos técnicos para la

reducción de la potencia consumida en el marco de la gestión

generación/consumo/seguridad de la red.

• Revisar el equipo para monitorear la potencia máxima aparente de conexión (de ser

requerido por el operador de la red).

En el caso de un sistema de protecciones central, el operador del generador debe llevar a cabo

una prueba de accionamiento del circuito protección a interruptor desconexión. Para esto, la

protección central deberá estar equipada con un botón de prueba, el cual activa el interruptor de

conexión. Esta activación debe ser visible en el interruptor de conexión.

Debe verificarse el valor configurado en la protección de sobrevoltaje más cercano al punto de

conexión común (1,1 voltaje nominal) y debe ser documentado en el protocolo de puesta en

marcha.

Las protecciones central e integrada deben ser selladas luego de la puesta en marcha o protegidas

mediante entrada de clave. La clave no debe conocerla el operador del generador.

4.4.2 Conexión de la red (5).

El capítulo 5 de la norma entra en los detalles respecto al procedimiento de conexión a la red. En

este capítulo se entregan los principios necesarios para determinar el punto de conexión del

sistema de generación a la red, así como el comportamiento de variables eléctricas como el voltaje

la frecuencia, etc. Se entrega una lista de los criterios a cumplir para permitir la conexión y

posibles causales de desconexión del sistema de generación.

Principios para determinar el punto de conexión a la red (5.1).

El generador debe conectarse en un punto de la red que sea apropiado para el sistema de

generación. Este punto es escogido por el operador de la red y la evaluación se puede realizar en


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el punto de conexión del generador o en el punto común de conexión, salvaguardando que el

generador no perjudique al suministro de otros clientes.

Como regla, los generadores se conectan en el punto de suministro del sistema de extracción. En

casos que se deba crear un punto de suministro separado se realizará a través de una línea

separada, asegurando que el generador esté completamente separado de otros equipos utilizados

por el cliente. El punto de suministro de los otros equipos utilizados debe ser marcado con una

referencia a la localidad del punto de suministro del generador.

Los generadores que están instalados en diferentes lotes con su propia red eléctrica deberán,

como regla, no ser conectados en el mismo punto de la red. Por otro lado, varios generadores en

una construcción con múltiples alimentadores deben conectarse en el mismo punto de la red.

Todos los puntos de alimentación separados deben ser marcados por el dueño del punto de

conexión con la etiqueta: “Punto de seccionamiento: Red del sistema/alimentación de generación

de potencia”.

Para evaluar la conectividad respecto de la reacción del sistema se consideran la impedancia de la

red en el punto común de conexión, la máxima potencia aparente, el tipo y modo de operación del

generador. Evaluación en condiciones normales de operación. Para varios generadores se debe

considerar el efecto total del sistema. Para modificaciones por mantenimiento o razones de

interrupción forzadas se requerirá que el punto de conexión a la red reduzca temporalmente la

generación o que se desconecten de la red.

Capacidades del equipamiento de la red (5.2).

Debido a su operación, los generadores pueden causar mayor carga en las líneas, transformadores

y otros equipos de la red. Por lo tanto, el operador de la red examina la capacidad de carga de los

equipos afectados por la conexión del generador en concordancia con las regulaciones de las

capacidades relevantes. Para los cálculos de la máxima potencia aparente se suma el máximo de


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todos los generadores con factor de carga unitario. La única excepción es para los cables

enterrados que conectan generadores fotovoltaicos en la cual se usa un factor de carga de 0,7.

Variaciones de voltaje permisible (5.3).

Ante operación normal del sistema, la magnitud de variación de voltaje causado por todos los

generadores conectados no debe exceder el 3% del voltaje nominal en ningún punto de conexión

común. Sólo si lo estipula el operador de la red y, de ser necesario, tomando en cuenta las

posibilidades de estabilidad del voltaje se puede permitir mayor variación de voltaje.

Al calcular la variación de voltaje, el factor de desplazamiento debe ser tomado en cuenta. Este es

provisto por el operador de la red para la máxima potencia aparente del generador. Ante redes

tipo malla o secundarias con potencias altamente distribuidas en el espacio, se recomienda

realizar la determinación de variación de voltaje utilizando cálculos complejos de flujo de potencia.

Reacciones del sistema: Puntos generales (5.4.1).

El generador no debe producir alteraciones en la red mayores a lo permitido por la norma. Para

esto, se deben tomar las acciones necesarias en coordinación con el operador de la red. No

obstante, el operador de la red puede desconectar al generador hasta que las deficiencias sean

corregidas.

El operador del generador debe proveer al operador de la red con los datos suficientes para la

evaluación de la reacción de la red. Si el generador produce parpadeo por sobre los niveles

permitidos en el punto de conexión común más desfavorecido, se deben tomar las medidas en ese

punto. La responsabilidad de implementar estas medidas recae en el operador de la red que

contiene a este punto.

Reacciones del sistema (5.4).

En esta sección se definen los límites máximos y otros parámetros con respecto a la reacción de la

red ante la conexión de un generador distribuido con tal de asegurar la correcta y segura


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operación de la red. Las reacciones que toma en cuenta la norma son: cambios rápidos de voltaje,

parpadeo, armónicas e interarmónicas, desbalance de voltaje, nodos de conmutación (para

inversores conmutados por la línea), uso de la frecuencia de portadora de la red del cliente

(comunicaciones y control), control centralizado por ondulación en frecuencia de audio y medidas

de precaución contra caídas e interrupciones de voltaje. Las consideraciones con respecto a estas

reacciones se detallan a continuación.

• Cambios rápidos de voltaje (5.4.2): Los cambios de voltaje debido a la

conexión/desconexión de generadores no deben exceder el 3% del voltaje nominal en el

punto de conexión común y la frecuencia de ocurrencia del 3% no debe ser mayor a una

vez cada 10 minutos.

• Parpadeo (5.4.3): El parpadeo es un fenómeno caracterizado por fluctuaciones de voltaje

cuya frecuencia y amplitud son de magnitudes que causan que la iluminación muestre

perturbaciones. Para tener una magnitud comparable se utiliza la fuerza de parpadeo de

largo plazo (PLT), este valor se calcula según se especifica en DIN EN 61000-3-3 a partir de

la fuerza de parpadeo de corto plazo, la cual se calcula mediante un proceso estocástico

de observación durante 10 minutos. La fuerza de parpadeo de largo plazo se calcula como

el promedio cúbico de 12 valores de fuerza de parpadeo de corto plazo, es decir, toma en

cuenta un periodo de dos horas. Para sistemas de hasta 75 A nominal, las reacciones de la

red se consideran suficientemente limitadas, si la unidad generadora cumple con los

límites dados en DIN EN 61000-3-3 (VDE 0838-3) o en DIN EN 61000-3-11 (VDE 0838-11)

según corresponda. El conjunto de generadores conectados a la red de baja tensión no

debe generar una fuerza de parpadeo de largo plazo mayor a 0,5 en el punto de conexión

común más desfavorecido (incluye generadores de más de 75A).

• Armónicas e interarmónicas (5.4.4): Las armónicas de corriente producidas por el

generador deben incluirse en la comprobación de conformidad. Estas se asumirán

limitadas suficientemente si las unidades generadoras cumplen con:

– Para corrientes de hasta 16 A por conductor: valores límite clase A (tabla 1)

especificados en DIN EN 61000-3-2 (VDE 0838-2).

– Para corrientes entre 16 hasta 75 A por conductor: valores límite de las tablas 2 y

3 especificados en DIN EN 61000-3-12 (VDE 0838-12).


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– Si los estándares mencionados explicitan límites para alguna unidad generadora

estos se usarán.

Si no se cumplen los límites de los estándares mencionados entonces las corrientes

armónicas máximas permitidas para un generador se calculan como las corrientes

armónicas relativas de la Tabla 16 multiplicadas por la potencia de corto circuito de la red

en el punto de conexión común (incluye generadores de más de 75 A). Se superpondrán

las corrientes para varias unidades generadoras conectadas en un punto. Las armónicas de

corriente producidas por armónicas de voltaje presentes en la red no deben tomarse en

cuenta. Los generadores actuando como filtros activos no deben afectar al control

centralizado. Las corrientes armónicas se medirán de acuerdo a DIN EN 61000-4-7 (VDE

0847-4-7), aplicando los métodos:

– En el caso de armónicas: valor rms de subgrupos de armónicas.

– En el caso de interarmónicas: valor rms de subgrupos centrados de

interarmónicas. La Tabla 16 presenta las corrientes armónicas relativas según

orden de armónica.

Tabla 16: Corrientes armónicas relativas según orden de armónica.

• Desbalance de voltaje (5.4.5): Cuando existen varios generadores monofásicos

conectados en un punto, se debe buscar el balance entre las 3 fases con un máximo

desbalance de 4,6 kVA.

• Nodos de conmutación (5.4.6): La profundidad relativa al voltaje pico nominal de las

transientes de voltaje debido a inversores conmutados por la línea no debe exceder el 5%

en el punto de conexión común en el estado de operación menos ventajoso.

Número ordinal v, µ 3 5 7 9 11 13 17 19 23 25 25 < v

< 40a

Pares µ < 40

42 < v,µ <

178b

Corriente armónica relativa [A/MVA]

3 1,5 1 0,7 0,5 0,4 0,3 0,25 0,2 0,15 0,15 – 25/v

1,5/v 1,5/v 4,5/v

a

Impares b

Integrales y no integrales dentro de un rango de 200Hz con la frecuencia central v.


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• Uso de frecuencia de portadora de la red del cliente (5.4.8): Se debe impedir que el

sistema local interfiera con otros sistemas sea la red u otros sistemas privados. El uso

compartido en la red está permitido sólo con el consentimiento del operador de la red.

• Control centralizado por ondulación en frecuencia de audio (5.4.7): La información sobre

los sistemas de control centralizado operando en el área se puede obtener del operador

de la red. Sus niveles de emisión se encuentran normalmente entre el 1% y el 4% del valor

pico nominal de voltaje en la línea y operan usualmente a frecuencias entre 100 y 1.500

Hz. Estos sistemas pueden ser influenciados de manera inadmisible por los generadores a

través de carga adicional en la estación central de transmisión o a través de una gran

reducción del nivel de la señal en la red. Como principio, el nivel de señal no debe ser

reducido en más de un 5% a causa de la conexión del generador. Las instalaciones de

consumo y generación deben ser tomadas en cuenta con respecto a su impedancia a la

frecuencia de transmisión. Para esto, los sistemas conectados a través de un inversor

normalmente no causan reducciones considerables. Donde existen filtros o condensadores

de compensación es necesario examinar si la reactancia de corto circuito del

transformador del sistema puede generar una resonancia en serie. Además, no se permite

generar voltajes de interferencia. Se aplican las siguientes reglas:

– El voltaje de interferencia causado por un generador a frecuencias cercanas a la de

transmisión (±5 Hz) no debe exceder el valor 0,1% del voltaje nominal pico de

línea.

– El voltaje de interferencia causado por un generador a frecuencias en la vecindad

a la de transmisión (±100 Hz) no debe exceder el valor 0,3% del voltaje nominal

pico de línea.

Mayores detalles se obtienen en las guías sobre este control remoto. Si un generador

afecta al sistema remoto de cualquier manera el operador de la red puede tomar las

medidas necesarias incluso si el problema se detecta en forma tardía.

• Medidas de precaución contra caídas e interrupciones de voltaje (5.4.9): Si el generador

es sensible ante cortas caídas de voltaje e interrupciones de suministro, el dueño debe

tomar las medidas de protección pertinentes.

Criterio de conexión (5.5).

Los generadores se pueden conectar para inyectar la totalidad de su energía o inyectar su exceso,

es decir, la generación menos el consumo local. Si el generador entrega toda su producción a la


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red entonces, la línea de conexión del generador debe ser firmemente conectado al panel de

medición dentro del sistema del generador. Además, el panel del medidor debe ser ejecutado

como lo especifica la norma. El suministro al panel del medidor debe ser siempre por el

compartimiento de conexiones superior. Cuando el generador inyecta exceso de producción, este

podrá conectarse en subsistemas de distribución, al respecto, los generadores de hasta 30kW

deberán instalarse en concordancia con EEG 2009 §33 y KWK G 2009, §4 (cogeneración) según

corresponda. Los paneles de medición, para medidores de alimentación tipo Z2 (unidireccionales

para medición de generación) deben ejecutarse de la siguiente manera:

• Para arreglos centrales: en concordancia con la norma técnica aplicable.

• Para arreglos descentralizados: cerca al sistema de generación en concordancia con la

norma técnica o en la caja de distribución (módulos ≥ 2) en concordancia con DIN VDE

0603, lo mismo con medidores instalados en rieles superiores tipo sombrero.

• Para arreglos descentralizados: en la unidad generadora (unidad certificada) tomando en

consideración los estándares para la respectiva instalación del medidor elegido.

La conexión a un circuito final no se permite ante ninguna circunstancia. El operador del generador

debe tomar especial cuidado con el dimensionamiento de las líneas. Como regla, los sistemas de

generación deben conectarse como un sistema trifásico balanceado. También se pueden conectar

monofásicamente siempre que la capacidad instalada no supere 4,6kVA por conductor. Por lo

tanto, la máxima generación monofásica conectada utilizando las tres líneas de un sistema

trifásico será 3x4,6 = 13,8kVA. En cuanto este límite se alcanza en el punto de conexión cualquier

extensión deberá ser conectada trifásicamente. Este requisito puede satisfacerse mediante

inversores monofásicos que se comunican entre ellos. Para realizar una extensión se puede

cambiar el inversor monofásico por uno trifásico. El acoplo comunicacional para sincronizar varias

unidades asegura generación balanceada a los conductores individuales de la red trifásica (incluso

cuando falla una unidad generadora).


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Red trifásica (5.6).

El máximo desbalance de voltaje ocasionado por desbalance de generación se especifica en DIN

EN 50160 como una característica de voltaje de línea. Los sistemas de generación trifásicos deben

tener las siguientes características según su tecnología:

• Generadores síncronos trifásicos: Los generadores síncronos trifásicos satisfacen

generación balanceada, corrientes de cortocircuito balanceado y contrarrestan desbalance

de voltaje.

• Inversores trifásicos: Los inversores trifásicos inyectan corrientes balanceadas. Cuando se

compone un sistema trifásico a partir de 3 monofásicos intercomunicados, los inversores

deben ser idénticos. Finalmente, se asume que los inversores trifásicos entregan las

funciones trifásicas de un generador síncrono.

Comportamiento del sistema de generación en la red (5.7).

El sistema de generación debe cumplir con ciertos requisitos de comportamiento en cuanto a la

frecuencia de red para la cual se desconecta, el control de potencia activa, la corriente de

cortocircuito que aporta, la contribución a la estabilidad del voltaje, casos de desconexión manual

por parte de operador de la red, administración de la generación y la seguridad de la red,

inyección de potencia activa ante sobre y baja frecuencia e inyección de potencia reactiva. Para

estos puntos se tiene que:

• Desconexión automática ante frecuencia: la desconexión automática no está permitida

para desviaciones de frecuencia entre 47,5 y 51,5 Hz.

• Control de potencia activa: la implementación del control de generación activa se realiza

en el control de lazo abierto de la unidad de generación (5.7.1).

• Corriente de corto circuito: Si el generador produce un incremento de la corriente de

corto circuito en la red más alta que la capacidad de los equipo se deben acordar medidas

entre el operador del generador y el operador de la red para mitigarla (5.7.2). Al respecto,

se debe proveer al operador de la red la corriente de falla esperada del generador. Para

ello se asumen los siguientes valores (5.7.2):

– 8 veces la corriente nominal para generadores síncronos.


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– 6 para los generadores asíncronos.

– 1 para los inversores.

• Estabilidad de voltaje: Como regla, los generadores deben ser capaces de contribuir a la

estabilidad de voltaje estático de la red (5.7.4). Si se requiere por circunstancias de la red o

por el operador de la red, el sistema generador debe contribuir a la estabilidad de voltaje

estático en la red de bajo voltaje (5.7.4). No se requiere un soporte dinámico en la red por

parte de los generadores conectados a sistemas de bajo voltaje (5.7.4).

• Desconexión manual por parte del operador de la red: Los casos en que el operador de la

red está capacitado para requerir y llevar a cabo la salida de un sistema son cuando existe:

– Peligro potencial a la seguridad de la operación del sistema.

– Congestión o riesgo de sobrecarga en la red.

– Riesgo de operación en isla.

– Riesgo a la estabilidad estática o dinámica de la red.

– Aumento de la frecuencia arriesgando al sistema.

– Medidas de reparación o ejecución de construcciones.

– Operación de los sistemas en espera de la red.

– Resincronización de sub redes.

– Otras dentro del ámbito de la administración de generación y seguridad de la red.

• Administración de la generación y la seguridad de la red (5.7.3.2): Los sistemas de

generación mayores a 100kW deben ser capaces de reducir su potencia en pasos no

mayores al 10% de la máxima potencia activa. Para cada estado de operación y punto de

operación debe ser posible reducir la potencia a un punto determinado provisto por el

operador de la red. El operador de la red no interfiere en el lazo abierto del generador,

sólo son responsables de la señal. La responsabilidad de llevar a cabo la disminución de

generación inyectada recae en el operador del generador. Para esto, las condiciones del

contrato deben tomarse en consideración, en particular si lleva al cliente a consumir

energía. Los sistemas de generación variable deben comenzar la reducción de potencia

inmediatamente, reduciendo desde el máximo en hasta un minuto. Debe ser

técnicamente posible reducir la generación hasta el 10% del máximo sin producirse la

desconexión de la red, bajo este valor se pueden desconectar. Todos los otros sistemas de

generación deben realizar su reducción de generación dentro de 5 minutos, luego de este

tiempo, sino se ha logrado la reducción, se puede desconectar el generador.

• Inyección de potencia activa ante sobre- y baja frecuencia (5.7.3.3): A frecuencias entre

50,2 y 51,5 Hz todos los sistemas de generación ajustables deben reducir su generación


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activa instantáneamente a un valor calculado por la recta con pendiente 40% de la

potencia activa por Herz. Si la frecuencia de línea vuelve a caer por debajo de 50,2 Hz y

existe mayor capacidad de generación que la entregada, el incremento no puede tener

una pendiente mayor al 10% del máximo de potencia activa por minuto. A frecuencias

mayores a 51,5 el generador debe desconectarse. En el caso de los generadores que no

pueden ajustar su producción, pueden desconectarse sobre 50,2 Hz. Los sistemas de

generación variable dentro de un rango pueden ajustarse en correspondencia a la curva

característica. Fuera del rango ajustable se realiza la desconexión. Generadores lineares

como el motor stirling con potencias de hasta 30 kVA pueden mantenerse conectados

hasta 51,5 Hz. En el caso de excederse la frecuencia de desconexión, esta debe realizarse

dentro de un segundo. La desconexión automática entre 47,5 y 50 Hz no está permitida

salvo para generadores lineales como los motores stirling de hasta 30 kVA ya que se

consideran de poca relevancia para el sistema.

• Potencia reactiva (5.7.5): Independientemente del número de fases del generador, el

sistema de generación debe permitir operar bajo condiciones estáticas normales de

voltaje en la banda de tolerancia ±10% con respecto al valor nominal y en sus valores

posibles de operación comenzando con una potencia activa mayor al 20% de la potencia

activa nominal con los siguientes factores de potencia:

– Potencia menor a 3,68kVA: 0,95 bajo- y sobrexcitado en concordancia con DIN EN

50438.

– Potencia entre 3,68 y 13,8 kVA: 0,95 bajo- y sobrexcitado con curva característica

provista por el operador de la red.

– Potencia sobre 13,8 kVA: 0,9 bajo- y sobrexcitado con curva característica provista

por el operador de la red.

El factor de potencia debe ajustarse libremente entre los límites establecidos y la

generación de potencia reactiva debe ser capaz de regularse automáticamente ante

cambios de potencia activa para mantener el factor de potencia. Los puntos de operación

de diseño y los que han sido configurados se determinarán según las condiciones del

punto de conexión, por lo que pueden ser provistos por el operador de la red dentro de

los límites de factor de potencia. Para sistemas de generación que utilizan inversores o

generadores síncronos capaces de entregar potencia reactiva, se permite que la provean

ya sea como:

– Una curva característica de factor de potencia versus potencia activa.

– Un factor de potencia fijo.


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Si el operador de la red provee una curva característica, entonces cualquier punto de

operación resultante de esa curva deberá ser automáticamente alcanzado por el

generador dentro de 10 segundos. Como regla, la regulación mediante curva característica

no debe ser aplicada a sistemas de generación conectados directamente a la red, los

cuales, debido a sus principios de operación, no pueden controlar la potencia reactiva y,

por lo tanto, utilizan valores constantes. En este caso el operador de la red provee un

factor de potencia fijo. Para generadores conectados directamente a la red, el periodo de

transición entre la partida y alcanzar la potencia reactiva requerida puede durar hasta 10

minutos. La implementación de los requisitos para la potencia reactiva se realiza en los

terminales del generador mismo.

4.4.3 Construcción del sistema/red generador de potencia y sistema de protecciones (6).

El capítulo 6 del estándar alemán entrega los lineamientos para la construcción y conexión del

sistema de generación. En específico, este capítulo entrega las disposiciones para los sistemas de

protección e interruptores que son requeridos para el funcionamiento seguro del sistema de

generación.

Requisitos generales (6.1).

La protección de la red y del sistema es un equipo protector de diseño probado con respecto a los

certificados de conformidad, el cual incluye todas las funciones de protección necesarias. Este

equipo actúa sobre el interruptor de conexión ante la activación de sus funciones de protección.

Dependiendo de la suma de la potencia aparente de todos los sistemas de generación conectados

al mismo punto de la red, se aplican las siguientes condiciones para la protección:

• Potencia mayor a 30 kVA: Se debe instalar una protección central en el panel central.

Como excepción, ante el caso de generación combinada de calor y energía se permite una

protección integrada siempre que exista un dispositivo de desconexión en el punto de

conexión a la red que esté siempre accesible para personal de la red.

• Potencia menor o igual a 30 kVA: Se debe instalar una protección central en el panel

central o una protección descentralizada en una subred de distribución o una protección

integrada.


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La pérdida de voltaje auxiliar en la protección central o en el control de la protección integrada

debe producir una desconexión inmediata. El accionamiento de un interruptor de desconexión no

puede ser demorado por alguna otra función. Las funciones de protección deben mantenerse

incluso en el caso de una falla en el control del sistema. Para las protecciones integradas se debe

asegurar la tolerancia a una falla.

Protecciones.

Ya sea una protección central, instalada en el panel central o una protección integrada a algún

equipo, estas deben cumplir con las siguientes características:

• Protección central (6.2): La protección central debe ser instalada como un aparato

independiente en una caja de distribución en concordancia a la norma técnica. Esta caja

de distribución debe ser conectada al panel central y permitir ser sellada o protegida

contra apertura mediante una cerradura en base a una clave. Se requiere que la

protección pase una prueba de accionamiento para verificar la operación del circuito

protección a interruptor. Para este propósito, la protección tendrá un botón de prueba

que activará el interruptor, permitiendo la comprobación de la apertura.

• Protección integrada (6.3): La protección puede ir integrada con el sistema de control del

generador. En este caso tanto el botón de prueba y el sellado pueden omitirse, sin

embargo, se requerirá una cerradura de protección por clave en caso que la función de

sobrevoltaje sea ajustable. Esta protección actúa sobre un interruptor integrado.

Interruptor de conexión (6.4).

El interruptor de interface debe diseñarse para ser a prueba de corto circuito y debe ser liberable

sin demora y en respuesta a las funciones de protección requeridas. Además, debe componerse de

dos interruptores en serie para dar redundancia y debe activarse mediante la protección del

sistema cuando alguna de las funciones de protección se active.

Las capacidades de corte de ambos interruptores del interruptor de conexión deben ser

dimensionadas al menos en concordancia con el rango de respuesta del fusible de seguridad aguas


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arriba o la máxima contribución de corriente de corto circuito del generador. Las capacidades de

corte de ambos interruptores deben cumplir con los requisitos de la conexión. Además, se debe

asegurar la desconexión de todas las fases. El dueño de la instalación debe demostrar la fuerza de

la corriente de corto circuito de toda la instalación basándose en las condiciones técnicas de la

conexión.

El interruptor de interface puede incluir aguas abajo a la carga a menos que se utilice el

interruptor de un generador para este propósito. El tiempo de respuesta del interruptor de

conexión debe entregarse en los documentos del fabricante. Para los tipos de interruptor central e

integrado se tienen los siguientes requisitos:

• Interruptor de conexión central (6.4.2): Los interruptores de la conexión pueden ser

ejecutados como dispositivos de interrupción galvánica, contactores mecánicos o

interruptor de motor. Ambos interruptores deben ser instalados directamente en el panel

central del medidor en la caja de distribución del generador.

• Interruptor de conexión integrado (6.4.3): La construcción del interruptor debe tomar en

cuenta la tolerancia a una falla, asegurando la interrupción galvánica de todas las fases.

Para sistemas de generación con inversores, el interruptor de conexión puede encontrarse

en la red del lado del inversor. Un corto circuito en el inversor no debe perjudicar la

función de interrupción del interruptor.

Equipos de protección para el interruptor de conexión: Puntos generales (6.5.1).

El propósito de los equipos de protección para el interruptor de conexión es activar este último

para desconectar al generador del resto de la red en el caso de valores de voltaje y/o frecuencia

inadecuados para un funcionamiento correcto y seguro del sistema. Esto pretende prevenir una

alimentación no intencional del generador a una fuente de suministro separada del resto de la red

así como la alimentación de fallas dentro de la red.

Las especificaciones dadas en la norma no mencionan funciones de protección de corto circuito,

sobrecarga, descargas eléctricas y separador de fases las cuales deben aplicarse en concordancia


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con las regulaciones VDE y de las cuales el operador del generador es responsable. Este debe

tomar las precauciones para prevenir daños a sus sistemas e instalaciones causados por acciones

de interrupción, fluctuaciones de voltaje y reconexiones automáticas en la red aguas arriba u otros

procesos de la red o del operador de la red.

Las funciones de protección mínimas que se deben implementar son:

• Protección contra caída y subida de voltaje.

• Protección contra decremento e incremento de frecuencia.

• Detección de operación en isla.

Los equipos de protección de voltaje deben utilizar el valor rms de media onda. Para ello, basta

con medir la componente fundamental. Sólo la protección de subida de voltaje dependerá del

promedio del valor durante 10 minutos. Para esto, la formación de un nuevo promedio debe

realizarse cada tres segundos. Las protecciones de voltaje deben actúan ante la perturbación de al

menos una línea.

Los equipos de protección deben construirse de tal manera que monitoreen los conductores de

fase. Para sistemas de hasta 30 kVA, los voltajes deben medirse entre el conductor de fase y el

conductor de neutro. Los equipos de protección para generadores de más de 30 kVA deben ser

trifásicos. Estos pueden medir los voltajes fase-neutro y calcular los voltajes fase-fase o medir

todos. Cada medición debe ser grabada. Por su parte, las protecciones de frecuencia serán

monofásicas.

La configuración y las últimas cinco fallas deben ser legibles en la protección del sistema de

generación. La interrupción de la alimentación no debe significar la pérdida de información.

Equipos de protección para el interruptor de conexión: Funciones de protección (6.5.2).


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A excepción de la protección de sobrevoltaje, todas las funciones de protección deben ser

configuradas de manera inalterable. El tiempo de desconexión no debe exceder 200ms. Los

parámetros de configuración se observan en la Tabla 17. Si existe sólo una protección integrada en

un sistema de más de 30 kVA, entonces el valor de sobrevoltaje 1,1 Vn no se podrá cambiar.

Tabla 17: Valores de configuración para el sistema de protecciones.

Función de protección Valores de configuración* Tolerancia Caída de voltaje V< 0,8 V

n

< 100 ms

±1% Subida de voltaje V> 1,1 V

n**

Subida de voltaje V>> 1,15 Vn

Decremento de frecuencia f< 47,5 Hz

±0,1% Incremento de frecuencia f> 51,5 Hz

* Asume tiempo total (protección e interruptor) de 200ms, tiempo menor de interruptor permite tiempo mayor de protección y viceversa.

** Para protecciones integradas cuando existe protección central (caída de voltaje en líneas largas).

Equipos de protección para el interruptor de conexión: Detección de operación en isla (6.5.3).

La detección de la operación en isla se implementa en la protección central o integrada. Si se

implementa en cada protección integrada del subsistema no es necesario implementarla en la

protección central. Su detección y desconexión debe producirse dentro de un tiempo de cinco

segundos. La detección de operación en isla se puede realizar utilizando uno de los siguientes

métodos:


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1. Método activo: este método se realiza en general por medio de desplazamiento de

frecuencia (generalmente para foto voltaico). Se verifica mediante una prueba de circuito

resonante.

2. Método pasivo: se realiza por medio del monitoreo del voltaje trifásico. Se verifica

mediante una fuente de voltaje alterno.

4.4.4 Mediciones para propósitos de facturación (7).

El capítulo 7 entrega los lineamientos y requerimientos para el proceso de medición y facturación.

Algo importante de destacar es que la norma alemana establece y reconoce claramente las

diferencias entre los puntos de inyección y consumo, disponiendo que de ser necesario deban

instalarse medidores separados para identificar ambas cantidades de energía por separado.

Requisitos para los equipos de medición para propósitos de facturación.

La instalación y operación de los equipos de medición debe ser acordada entre el operador del

generador y el operador de la red. Para sistemas mayores a 100kW se deben usar medidores con

perfil de carga, en cuyo caso, el operador del generador debe mantener una línea de

comunicación para transmitir los datos medidos. Los datos registrados por el operador de la red

serán confidenciales y sólo se entregará a las personas autorizadas.

No está permitido medir separadamente cada conductor de un sistema trifásico. Para sistemas

fotovoltaicos de hasta 30 kW y para sistemas de cogeneración es de libre elección del operador del

generador de instalar el medidor en el panel central o en la cercanía del generador. En cualquier

caso, se deben tomar en cuenta las condiciones meteorológicas de la ubicación del panel.

La instalación y operación del medidor Z1 (intercambio de potencia entre la red y cliente) debe

cumplir con VDE-AR-N 4400:2011-08, con TAB 2007 y con las condiciones de conexión del

operador de la red. De preferencia, se debe utilizar un medidor Z1 bidireccional para medir la

extracción e inyección de potencia desde y hacia la red. Alternativamente, para potencias de hasta

100kW se pueden utilizar dos medidores unidireccionales para medir la potencia de entrada y


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salida por separado. La ejecución debe coordinarse con el operador de la red. En cuanto a los

medidores Z2 (energía de generador) deben ser únicamente unidireccionales. Cada tipo de

generación deberá tener su propio medidor Z2. Además, se debe instalar un separador entre el

medidor Z2 y el sistema del cliente. Los requisitos mínimos de precisión de la medición los pone el

operador de la red. Como regla, la siguiente precisión debe utilizarse:

• Medidores de energía: clase 2 (energía activa).

• Medidores de perfil de carga: Clase 1 (energía activa) o clase 2 (energía reactiva).

• Transformadores de corriente: 0,5S.

Las líneas de color para medidores conectados directamente a un panel de medición en

concordancia con TAB 2007 deben escogerse con respecto a DIN 43870-3, es decir:

• En líneas que van desde el compartimiento inferior de conexiones al medidor utilizar

cables de color negro.

• En líneas que van desde los medidores a la rama principal de terminales de línea en el

compartimiento superior de conexiones utilizar cables de color café.

La sección de medición deberá marcarse de tal manera que la etiqueta “sistema de generación de

potencia” sea de fácil lectura y de gran duración.

4.4.5 Operación del sistema (8).

El capítulo 8 establece los protocolos y disposiciones que deben ser seguidas por el operador de

un generador distribuido. Elementos abordados en este capítulo hacen referencia a la conexión,

desconexión y reconexión de generadores distribuidos, identificando las disposiciones por

tecnología de generación (síncrono, asíncrono e inversores), entre otros aspectos.

Puntos generales (8.1).

La operación de una instalación eléctrica incluye toda actividad técnica y organizacional requerida

para asegurar la eficiencia y seguridad funcional del sistema. Además de incluir todas las medidas


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operacionales, así como las operaciones eléctricas y no eléctricas como se describe en la

regulación y reglas aplicables. Se referencia en particular a DIN VDE 0105-100.

El operador del generador es responsable de este. Si lo requiere el operador de la red, el dueño

del generador debe nombrar a una persona calificada para realizar los trabajos requeridos en el

sistema generador. Además, el dueño del generador debe asegurarse que el equipo necesario

para operación paralela con la red de bajo voltaje esté siempre en buenas condiciones. Para esto

se requiere tener a una persona calificada que realice revisiones periódicas de los interruptores y

equipos de protección. Esta condición se debe cumplir para operación y condiciones ambientales

normales si se utilizan los intervalos periódicos mencionados en BGV A3 o TRBS 1201. Las pruebas

periódicas deben incluir al menos lo siguiente:

• Revisión de las condiciones del medio (contaminación, daños mecánicos o ambientales) y

eliminación de deficiencias si se requiere.

• Revisión del control de accionamiento del interruptor de interface.

Los resultados periódicos deben registrarse en un protocolo de pruebas el cual debe enviarse al

regulador del sistema si este lo requiere.

Las pruebas periódicas del sistema de protecciones, el interruptor de interface y la cadena

funcionales entre estos equipos pueden omitirse si se realizaron pruebas de rutina en el contexto

de la verificación de conformidad y si hay un certificado disponible entregado por la institución

correspondiente. En casos justificados, el operador de la red puede pedir la verificación del

funcionamiento de las protecciones y el interruptor.

Bajo petición del operador de la red, el operador del generador está obligado a apagar o

desconectar el generador si se realizarán trabajos en la red. Las desconexiones programadas

deben anunciarse al operador del generador de manera apropiada y oportuna. El operador de la

red está capacitado para desconectar el generador o disminuir su inyección de potencia activa en

caso de peligro, colapso o riesgo a la seguridad de la red, en caso de inyectarse más potencia de la


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máxima acordada y en casos que se detecten defectos serios en el sistema de generación respecto

a la seguridad de personas y sistemas. El operador de la red puede pedir que se incluyan medidas

de seguridad para desconectar al generador en caso que se supere el máximo de inyección

acordada y que el generador permanezca desconectado hasta que se corrijan los defectos de

seguridad.

En coordinación con el operador del generador, el operador de la red tendrá acceso a todos los

componentes del sistema de generación. El operador de la red informará al operador del

generador sobre modificaciones substanciales en su red que tengan impacto en la operación

paralela. El operador del generador deberá, en su debido tiempo, coordinar con el operador de la

red cualquier modificación programada que tenga repercusiones sobre la operación paralela de la

protección de desacoplamiento.

En el caso que ocurran perturbaciones, se deben cumplir las condiciones de reconexión dadas. El

operador del generador debe informar inmediatamente al operador de la red sobre incidentes

detectados cuando son de importancia para el operador de la red. El despeje de una falla puede

requerir investigaciones y medidas no programadas que deben ser llevadas a cabo por los

operadores de la red y el sistema en sus respectivos equipos. Para solucionar una falla los

operadores deben darse soporte así como también transmitirse toda información necesaria.

Debido a la posibilidad de una recuperación del voltaje en cualquier momento se asume que la red

está energizada en todo momento. No deben existir múltiples conexiones del sistema de

generación a la red.

Características particulares sobre la administración del operador de la red (8.2).

Luego de la aislación, un prerrequisito de seguridad para los trabajos en la red es prevenir la

reconexión no intencional de cualquier fuente de voltaje. Al respecto, los métodos permitidos para

trabajos en la red (en concordancia con DIN VDE 0105-100:2009-10) es puesta a tierra y

cortocircuito (según DIN VDE 0105-100:2009-10) (6.4.2) o trabajos asumiendo red energizada


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(según DIN VDE 0105-100:2009-10) (6.3). La puesta a tierra y cortocircuito debe aplicarse tanto

aguas arriba como aguas abajo. Para esto, se deben utilizar cajas de conexión suficientemente

dimensionadas. En el futuro se requiere proveer de puesta a tierra y corto circuito aguas abajo de

una línea desconectada. Si esto no se provee en el lado del cliente, entonces la inyección de

terceros debe prevenirse de otro modo.

Para ciertos trabajos en la red, el operador de la red debe desconectar subredes del resto de la

red. Con el propósito de asegurar suministro continuo a los clientes durante este tiempo, el

operador de la red puede utilizar sistemas en espera de la red. Normalmente, el operador de la

red informará a los clientes involucrados sobre el uso y operación de estos sistemas. Si la potencia

generada en la subred es mayor a la carga la protección del sistema en espera puede activarse.

Para evitar esto, el sistema en espera se conecta en paralelo en la subred, estando conectado el

resto de la red. Luego se desconecta el resto de la red y el sistema en espera toma el control de la

subred (isla). Si se produce un exceso de generación, el sistema en espera debe ser capaz de

aguantar esta sobre generación el tiempo suficiente para que los generadores presentes en la

subred se desconecten. Para esto, el sistema en espera será programada para interrumpirse a 52

Hz por un periodo corto. La transición a la frecuencia de operación del sistema en espera, 50,5 a

51 Hz, debe lograrse en cosa de segundos (aprox. 10 segundos). En este estado de operación, los

generadores se mantendrán desconectados de la subred. La reconexión de la subred se realiza

realineando la frecuencia con la red. Para evitar desestabilizar a la red, los generadores deben

tener un retardo de conexión de 60 segundos luego de permanecer al menos 3 segundos

desconectados de la red. Se recomienda utilizar sistemas en espera que acepten potencia inversa

en un tiempo corto.

Condiciones de conexión y sincronización (8.3.1).

Un generador se conectará a la red sólo si el voltaje y frecuencia de línea se mantienen dentro de

los rangos 85% y 110% del voltaje nominal y 47,5 y 50,05 Hz respectivamente durante un periodo


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de al menos 60 segundos. Además, el tiempo de retardo de la reconexión y los tiempos de las

etapas cuando se conectan varios generadores, deben elegirse para asegurar que cada proceso de

control dentro de cada conexión se finaliza de manera segura.

Si la protección se activa a causa de una interrupción corta (máximo 3 segundos), entonces el

generador tiene permitido reconectarse en cuanto el voltaje y frecuencia se mantengan

ininterrumpidamente dentro de los rangos establecidos por un periodo de 5 segundos. La

reconexión de generadores que controlan potencia activa debe realizarse con una inyección de

potencia desde el mínimo con pendiente 10% de la potencia máxima por minuto. Los generadores

de potencia fija se reconectarán luego de entre 1 a 10 minutos (definible) o más. Se permite

alimentar con la capacidad máxima luego de 10 minutos. Para operaciones manuales en terreno se

permite desviarse de estas condiciones. En el caso de una desconexión manual del generador por

parte del operador de la red, la reconexión se debe coordinar con el operador de la red.

Para las tecnologías de generación síncrona, asíncrona y con conexión mediante inversor se

definen los siguientes requisitos:

• Conexión de un generador síncrono (8.3.2): se debe tener un dispositivo de conexión

automático instalado en un lugar apropiado para generadores conectados directamente a

la red. Para sistemas de generación no capaces de operar aisladamente, el sistema de

sincronización se asigna al interruptor del generador. Los valores de la configuración se

coordinan con el operador de la red. Para permitir la sincronización, los siguientes valores

se pueden considerar como máximos:

– Diferencia angular: ±10°.

– Diferencia de frecuencia: ±0,5Hz.

– Diferencia de voltaje: ±10% del voltaje nominal pico.

Dependiendo de la razón entre potencia de corto circuito y potencia de generador puede

ser necesario establecer límites más estrechos para evitar reacciones indeseadas en el

sistema al momento de la conexión.

• Conexión de generadores asíncronos: La sincronización de un generador asíncrono con

partida mediante fuente propia debe realizarse cuando la velocidad de rotación se


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encuentre entre 95% y 105%, ante esto se espera una corriente máxima de conexión 4

veces mayor a la corriente nominal. En el caso de un generador asíncrono que se conecta

energizado rigen los requisitos de un generador síncrono.

• Conexión mediante inversores: La corriente de conexión no puede ser mayor a la

corriente nominal.

Compensación de reactivos (8.4).

El equipo para compensar reactivos debe ser conectado o desconectado en conjunto con el

consumo o la generación u operado mediante equipos de control. La necesidad y tipo de

desintonización debe ser acordado entre los operadores de la red y el generador.

4.4.6 Verificación de las propiedades eléctricas (9).

El capítulo 9 de la norma alemana entrega las disposiciones necesarias para la validación de los

terrenos y propiedades donde el generador será instalado.

Puntos generales (9.1)

Para cada unidad de generación se requiere un certificado de conformidad estándar en

concordancia con el formulario G2 presentado en la norma. Estos certificados deben verificar que

se cumple con los requisitos de esta norma. Además de ello, se debe enviar al operador de la red

un certificado de conformidad estándar en concordancia con el formulario G3 presentado en la

norma, confirmando las funciones y configuraciones de las protecciones según la TAB2007.

Los certificados de conformidad de las unidades de generación y de las protecciones deben

confirmar la conformidad con respecto de los requisitos presentes en la TAB 2007 al menos en los

puntos: verificación de potencia inyectada, verificación de la reacción de la red y verificación de las

propiedades de la protección de red y sistema. Para ello, las propiedades deben verificarse por

medio de mediciones.


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Hasta que existan pruebas especificadas, la conformidad se realizará con respecto a formularios

G2 y F3 para unidades generadoras y con respecto a los formularios G3 y F4 para los sistemas de

protección.

Verificación de la potencia inyectada (9.2).

Para unidades generadoras es suficiente indicar la máxima potencia activa inyectada (9.2.1).

Mientras que, se debe indicar la máxima potencia reactiva inductiva y capacitiva con respecto a la

potencia activa, verificando que se cumple con los límites de generación para la potencia reactiva.

Las unidades que no controlan reactivos deben alcanzar su generación o consumo de estos dentro

de 60 segundos (9.2.2).

Se debe verificar la función de transición de la potencia reactiva (9.2.3), verificando la curva de

característica factor de potencia versus potencia activa. Esto se logra midiendo la potencia reactiva

para valores de potencia inyectada desde el mínimo al máximo y de regreso con pasos de 10% del

máximo. Con ello se debe indicar magnitud de factor de potencia y periodo transiente. Se deben

cumplir como mínimo con los límites especificados.

Verificación de las reacciones de la red (9.3).

La verificación de las reacciones de la red debe proporcionar información sobre la interferencia

irradiada por el generador.

Verificación de las características de las protecciones de red y sistema (9.4).

Se debe verificar que se cumple con los requisitos de las protecciones. Esto se realiza mediante

mediciones. También, se debe verificar la función en isla. Además, para las protecciones

integradas, se debe verificar el circuito protección-interruptor.


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4.5 Normativa y regulación para la generación distribuida en España.

La generación distribuida en España, con capacidades de hasta 50 MW, tanto en media y baja

tensión, se encuentra considerada en la figura del régimen especial. El régimen especial

corresponde a un régimen de operación en el cual los generadores acceden a un precio

estabilizado como retribución a sus inyecciones, no debiendo exponerse a los riesgos del mercado

de oferta de energía en España. Este régimen los faculta a vender su energía en distintos mercados

(mercado diario, mercado plazo) o a través de un contrato bilateral entre el generador y un

tercero. Las actividades de producción de energía de generadores que se encuentran sujetos a un

régimen especial se encuentran reguladas por el Real Decreto Nº661 del año 2007. Sin embargo,

desde antes de la promulgación de este real Decreto, España comenzó a buscar la generación de

condiciones regulatorias y técnicas adecuadas para impulsar el desarrollo de la generación

distribuida en sus redes eléctricas. En el año 2000 ya se consideró un reglamento de conexión de

instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión en el Real Decreto 1663/2000 y un reglamento

para el resto de las instalaciones de generación en el Real Decreto 1955/2000.


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Figura 6: Regulación aplicable a generadores distribuidos de hasta 50 MW en España

Sin embargo, en vista de la necesidad de una mayor simplicidad y estandarización en los

procedimientos y requerimientos de conexión y operación de los generadores distribuidos, el año

2011 se realizó una actualización de la regulación pertinente. El Real Decreto 1699 del año 2011

estableció el Reglamento de conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de

pequeña potencia, derogándose el Real Decreto 1663/2000 y modificándose las disposiciones

establecidas en el Real Decreto 1955/2000 (título IV). Este reglamento establece un

procedimiento más simplificado y estandarizado para la conexión y posterior operación de

generadores distribuidos. En él se establecen los requerimientos de acceso y conexión a la red,

incluyéndose por ejemplo un procedimiento de conexión abreviado para sistemas de hasta 10 kW

de potencia instalada.

Otras regulaciones de interés y aplicables a la generación distribuida en baja tensión son el

reglamento electrotécnico en baja tensión (RD 842/2002) y el Reglamento sobre condiciones

técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión (RD 223/2000).


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A continuación se presentan de forma muy resumida las disposiciones establecidas en el Real

Decreto 1699/2011 “Reglamento de conexión a red de instalaciones de producción de energía

eléctrica de pequeña potencia”.

4.5.1 Disposiciones generales.

Las disposiciones generales del RD 1699/2011 establecen el objeto, el ámbito de aplicación y las

definiciones necesarias para la aplicación del reglamento mismo. A continuación se presenta un

breve resumen de esta sección.

• El objetivo es habilitar y facilitar la conexión para GD: Establecer las condiciones

administrativas, contractuales, económicas y técnicas básicas para la conexión de

generación distribuida.

• Se aplica a conexión a baja y media tensión para sistemas renovables, uso de residuos y

cogeneración: La aplicación abarca instalaciones en baja tensión (hasta 1kV) y con un

límite de capacidad de 100 KW en base a energías renovables y que utilicen residuos no

renovables e instalaciones en media tensión (hasta 36 kV) y con un límite de capacidad de

1000 kW para cogeneración y que utilice biomasa.

• Definiciones: Dentro de las definiciones se pueden encontrar conceptos como la

capacidad de la red receptora, el circuito de generación de instalaciones interconectadas y

la red interior.

4.5.2 Acceso y conexión de las instalaciones a la red de distribución (Capitulo II).

Las disposiciones relativas al acceso y conexión a la red de distribución se encuentran contenidas

en el Capítulo II del reglamento. Estas disposiciones se refieren a la solicitud de punto de acceso y

conexión a la red, la determinación de las condiciones técnicas y económicas de acceso a la red, la

suscripción del contrato técnico de acceso, la conexión a la red y la primera verificación de las


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instalaciones de generación y finalmente el procedimiento de conexión abreviada aplicable a

sistemas de hasta 10 kW de capacidad instalada. A continuación se presenta un breve resumen de

las disposiciones contenidas en el Capítulo II del reglamento.

Solicitud de punto de acceso y conexión.

La solicitud de conexión es realizada por el cliente a la empresa distribuidora. Esta solicitud debe

incluir la siguiente información:

• Nombre, dirección, teléfono u otro medio de contacto.

• Ubicación concreta de la instalación de generación.

• Esquema unifilar de la instalación.

• Punto propuesto para la conexión (coordenadas UTM).

• Propietario del inmueble.

• Declaración responsable del propietario del inmueble dando conformidad

• Descripción de la instalación, tecnología utilizada y característica técnicas de la misma,

entre las que se incluirán las potencias pico y nominal de la instalación, modos de

conexión y, en su caso, características del inversor o inversores, descripción de los

dispositivos de protección y elementos de conexión previstos, certificaciones.

• Justificante de haber depositado el aval (garantía).

Determinación de las condiciones técnicas de acceso y la conexión.

La empresa distribuidora debe responder ante la solicitud de conexión del cliente dentro del plazo

de un mes con respecto a la aceptación del punto de conexión. La información que debe incluir en

su respuesta son la tensión máxima y mínima en punto de conexión, la potencia de cortocircuito

máxima de diseño para los cálculos, otros. Además, debe incluir los elementos de la red que

precisan modificación y la potencia máxima disponible de conexión sin modificación de la red.

En caso de presentarse discrepancias entre la empresa distribuidora y el cliente respecto a la

respuesta de la última, se deben presentar a las autoridades dentro de los próximos 30 días.

Determinación de las condiciones económicas de la conexión.


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Los costos de repotenciación son de cargo del cliente y la distribuidora debe entregar un

presupuesto detallado al respecto. Por su parte, los trabajos en la red pueden ser realizados por la

empresa distribuidora o por un instalador autorizado.

En el caso que terceros puedan beneficiarse de las instalaciones del cliente, este debe cederlas a la

empresa distribuidora, para lo cual el cliente podrá pactar un contrato de retribución a un tiempo

mínimo de 10 años para recuperar la inversión realizada.

Suscripción del contrato técnico de acceso.

Se requiere la firma de un contrato técnico de acceso a la red, para lo cual se requiere que un

instalador certificado realice pruebas de rigor y emita un certificado de aprobación. La empresa

distribuidora deberá suscribir en el plazo de un mes el contrato. Ante cualquier discrepancia entre

la empresa distribuidora y el cliente, estas deberán resolverse ante el órgano de la administración

competente en un plazo máximo de un mes.

Conexión a la red y primera verificación.

Para realizar la conexión, primero es necesario que las condiciones técnicas y económicas de

conexión sean aceptadas y que las instalaciones posean un certificado avalando sus características

principales y las pruebas superadas. La empresa distribuidora será la que realiza la conexión al

sistema.

Posteriormente a la instalación, la empresa distribuidora podrá verificar las instalaciones, previo

pago del cliente por dicha verificación. Esta verificación puede encontrar discrepancias en la

instalación respecto a la normativa, ante lo cual la empresa distribuidora deberá conceder un

plazo para que solicitante pueda resolver discrepancias y luego conectarse. De no encontrarse

problemas, la empresa distribuidora tiene un plazo de un mes para conectar el sistema.

Finalmente, la empresa distribuidora asume los costos de la conexión del sistema a su red.

Procedimiento de conexión abreviada (<10 kW).


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La conexión abreviada es un procedimiento aplicable a instalaciones pequeñas, no superiores a 10

kW, que se conecten en baja tensión. Para acceder a este proceso, el cliente debe entregarle a la

empresa distribuidora un formulario simplificado (Anexo II) con la descripción del proyecto. La

empresa distribuidora dispone de 10 días para responder ante la solicitud de conexión.

De rechazarse esta solicitud, la empresa distribuidora debe entregar un informe donde explique

las razones del rechazo. Si el cliente no concuerda con la empresa distribuidora puede poner un

reclamo en el órgano de la administración competente (plazo de 1 mes para la resolución).

De autorizarse la conexión, el proponente podrá instalar su sistema y deberá remitir a empresa

distribuidora una solicitud de conexión, acompañado de contrato técnico (anexo III) firmado. La

empresa distribuidora cuenta con 10 días hábiles para formalizar el contrato, verificar la

instalación y realizar la conexión. Si la verificación encuentra deficiencias, la empresa distribuidora

debe informar al cliente de estas para que las corrija antes de presentar una nueva solicitud de

conexión.

4.5.3 Condiciones técnicas de las instalaciones.

El capítulo III del reglamento establece las Condiciones técnicas de las instalaciones de generación.

En este capítulo se establecen las obligaciones del titular de la instalación, las condiciones técnicas

y de conexión a la red; las disposiciones y requerimientos para las protecciones, puesta a tierra de

las instalaciones y armónicos. Finalmente se establecen las garantías de seguridad para los

trabajos que se realicen en las redes de distribución.

Obligaciones del titular de la instalación.

El titular de las instalaciones es responsable por mantener el buen estado de estas.

Luego de una perturbación mayor de la red, el titular de la instalación debe permitir que la

empresa distribuidora revise las instalaciones. En el caso de encontrarse algún desperfecto que

genere perturbaciones en la red se deberán subsanar en un plazo de 72hrs luego de la notificación


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por parte de la empresa distribuidora. Si no se cumple, la empresa distribuidora podrá

desconectar el sistema de la red. Además, la empresa distribuidora tendrá la atribución de

desconectar el sistema si este significa daño o perjuicio al sistema o terceros.

Otros requisitos son que el titular debe disponer de un medio de comunicación y que las

instalaciones de generación deben ser revisadas al menos cada 3 años.

Condiciones técnicas de carácter general.

Principalmente, el funcionamiento de las instalaciones no debe provocar averías en la red ni

condiciones peligrosas de operación. Para esto, el sistema debe desconectarse de manera

oportuna y no conectarse a las líneas mientras estas se encuentren sin suministro. Además, entre

el generador y el punto de conexión a la red no podrán intercalarse otros generadores no

autorizados.

Condiciones de conexión.

Los esquemas de conexión deben considerar pérdidas mínimas, seguridad y calidad del suministro.

En particular, las conexiones de sistemas superiores a 5kW deberán ser trifásicos, la contribución a

los cambios de tensión en el escenario más desfavorable no debe ser superior a un 2.5 % de la

tensión nominal y el factor de potencia debe permanecer entre 0.98 y 1.

Condiciones específicas para la conexión en redes interiores.

En el caso de realizar la conexión del generador en redes interiores, la instalación de la conexión

debe ubicarse en el punto de la red interior más cercano a la caja general de protección, de tal

forma que permita aislar simultáneamente ambas instalaciones del sistema eléctrico.

El titular de la red interior debe ser el mismo de todas las instalaciones de generación conectadas

a esta y la totalidad de potencia agregada de instalaciones de generación dentro de una red

interior no podrá superar los 100 kW.


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Protecciones.

Las protecciones deberán cumplir con la normativa vigente, en especial con el reglamento

electrotécnico de baja tensión (RD 842/2002). Las protecciones deberán incluir un elemento de

corte general y aislación, un interruptor automático diferencial para proteger la salud de las

personas y un interruptor automático de conexión que actúe en presencia de anomalías de

tensión o frecuencia en la red.

Otras consideraciones incluyen que las funciones del interruptor automático pueden ser suplidas

por protecciones de los generadores (internas), las protecciones de la conexión de máxima y

mínima frecuencia (50.5 Hz y 48 Hz) deben poseer una temporización de 0.5 y 3 segundos

respectivamente y, para tensiones sobre 1kV y hasta 36 kV se deberá agregar un criterio de

desconexión por máxima tensión homopolar.

El punto de actuación de las protecciones será en el interruptor general o en el interruptor del

equipo en caso de estar integrado. Las protecciones pueden ser externas o estar incluidas en el

equipo (ejemplo: Inversor) en cuyo caso esto deberá ser certificado.

Condiciones de puesta a tierra de las instalaciones.

Principalmente, la puesta a tierra del generador no debe alterar condiciones de puesta en tierra de

la red de distribución. Además, la instalación deberá contar con una separación galvánica entre la

red y las instalaciones de generación, ya sea mediante un transformador de aislamiento u otro

medio. Y las masas de la instalación de generación deben ir conectadas a una tierra independiente

del neutro de la empresa distribuidora.

Armónicos y compatibilidad electromagnética.

Los niveles de inyección de armónicos en la red por parte del generador deben cumplir con los

requisitos de la norma vigente.

Garantía de seguridad en trabajos de la red de distribución.


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Ante trabajos en la red, la empresa distribuidora debe comunicarlos al cliente operador del

generador al menos 15 días antes de la realización. Para realizar los trabajos en la red, la empresa

distribuidora deberá intervenir en el punto frontera de la instalación de generación, aun cuando

esto pudiera imposibilitar o condicionar el suministro de energía al consumidor conectado en

dicho punto.

4.5.4 Procedimiento de medida y facturación.

El capítulo IV del reglamento define las disposiciones y procedimientos para la medida y

facturación de la energía generada por el generador distribuido. En este capítulo se establece la

regulación vigente para los medidores asociados a instalaciones de generación distribuida, así

como la disposición de los puntos de medición para diferentes casos.

La regulación vigente que rige este punto comprende al Real Decreto 1110/2007, 24 de agosto,

reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.

Para la facturación, se requiere de un punto de medida de generación propio e independiente.

Ante circuitos de generación y consumo independientes cada circuito debe tener su medidor

asociado. En el caso de instalaciones de auto consumo e inyección de excedentes se podrá contar

con un solo medidor bidireccional.

4.5.5 Anexos del reglamento RD 1699/2011.

La sección de anexos del reglamento presenta cuatro anexos que contiene criterios para la

determinación de la potencia nominal máxima disponible de conexión, el modelo de solicitud de

conexión, el modelo de contrato técnico tipo y las características de los equipos de control,

conexión, seguridad y medida.

• Anexo I: En este anexo se presentan los criterios para la determinación de la potencia

nominal máxima disponible de conexión. Para instalaciones en baja tensión que se

conectan a una línea, la capacidad nominal máxima es igual a la mitad de la capacidad de


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transporte de la línea menos la capacidad agregada de otros generadores conectados a la

línea. Para instalaciones en baja tensión que se conectan a un centro de transformación, la

capacidad nominal máxima disponible es igual a la mitad de la capacidad de

transformación menos la capacidad agregada de otros generadores conectados al centro.

Para instalaciones en media tensión, la potencia nominal máxima disponible en un punto

es igual a la suma de la potencia que puede inyectarse en dicho punto, considerando

producción de instalaciones preexistentes.

• Anexo II: En este anexo se presenta el modelo de solicitud de conexión. Presenta el

formulario descriptivo de las instalaciones con información del solicitante y de las

instalaciones de conexión.

• Anexo III: En este anexo se presenta el modelo de contrato técnico tipo.

• Anexo IV: En este anexo se presentan las características de los equipos de control,

conexión, seguridad y medida. Esquema unifilar.

4.6 Normativa y regulación para la generación distribuida en Inglaterra.

En Inglaterra existen dos estándares de conexión principalmente aplicables para la generación

distribuida. Estos estándares corresponden a la Guía de conexión para generación distribuida

G59/2 y a la Guía de conexión para generación distribuida G83/1.

La guía de conexión para generación distribuida G59/2 se aplica a generadores que se encuentran

por sobre los 11.04 kW trifásicos instalados (3.68 kW monofásicos o 16 A por fase) y/o para

generadores que se encuentran conectados a tensiones superiores a 230 V (monofásicos) y 400 V

(trifásicos).

La guía de conexión para generadores distribuidos G83/1 es aplicable a los generadores

distribuidos que se encuentran fuera de los considerados para la G59/2, y que corresponden a

generadores muy pequeños de bajo impacto. Esta guía se encuentra dividida en dos partes,

estando la guía G83/1-1 y G83/1-2. La guía G83/1-1 corresponde a generadores de una sola unidad

generadora, mientras que la G83/1-2 corresponde a generadores de más de una unidad. La Figura


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7 presenta un Flujograma para la generación distribuida y la normativa relevante para su conexión

en Inglaterra, indicando las condiciones de aplicación para la guía G59/2 y G83/1.

Figura 7: Flujograma para la generación distribuida y la normativa relevante para su conexión5.

5http://www.energynetworks.org/modx/assets/files/electricity/engineering/distributed%20generati

on/Way%20in%20-%20decision%20tree%20-%20Apr2012.pdf

Tamaño de la unidad generadora dentro de un mismo recinto

Es la unidad ≤ 16 A por fase? Es decir, es la unidad ≤ 3,68/11,04 kW en

el caso de un sistema monofásico/trifásico

Nivel de voltaje en el punto de conexión Se conectará la unidad a 230/400 V para

sistema monofásico/trifásico?

Número de unidades generadoras Se conectará más de una unidad dentro de

un mismo recinto?

Número de recintos Se planea instalar unidades en más de un

recinto?

G83/1-1 Etapa 1

G83/1-1 Etapa 2

G59/2

Discutir con el operador

de la red

SI

NO

NO

NO

NO

SI

SI

SI


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4.6.1 Procedimiento de conexión de un generador distribuido bajo la normativa G59/2

Los generadores distribuidos conectados mediante los procedimientos contemplados en la norma

G59/2 corresponden a generadores que pueden llegar a significar un impacto (aunque muchas

veces muy menor) a la red de distribución y los clientes conectados a ella. Por esta razón, la norma

G59/2 contempla 5 fases distintas en el proceso completo de conexión del sistema. Estas fases son

las siguientes

• Fase de planificación: El interesado formula una planificación que incluya el diseño del

proyecto, la consulta de la información pertinente a ser considerada en el diseño y la

identificación de las oportunidades de conexión a la red.

• Fase de información: La fase de información corresponde a la fase donde se requiere

información a la empresa distribuidora, se entrega una propuesta de planta y se discute

sobre las mejores posibilidades de conexión a la red.

• Fase de Diseño: En esta fase se realiza el diseño del proyecto y se presenta una petición

formal de conexión a la red a la empresa distribuidora. La empresa distribuidora debe

responder con una detallada lista de observaciones de diseño y con un presupuesto de

costos de conexión claro, detallado y definido.

• Fase de Construcción: El interesado establece un contrato con la empresa de distribución

y ya sea esta o un contratista externo realizan la construcción de la infraestructura de

conexión del generador.

• Fase de pruebas y acreditación: El interesado en conjunto a la empresa distribuidora

completan el contrato necesario para la conexión y operación del generador. Se realizan

pruebas al generador por parte del interesado, estando la distribuidora facultada para

observar dichas pruebas. La distribuidora puede realizar pruebas propias al generador

antes de permitir su conexión completa a la red y su operación paralela.


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A continuación se entra en el detalle del contenido de la norma G59/2-1. Este incluye el alcance de

la norma, los aspectos legales, la aplicación a conexión de un generador, los modos de conexión y

operación, las especificaciones de puesta a tierra, la operación y diseño de una planta generadora,

las protecciones, la instalación, operación e interface de control, pruebas y puesta en marcha y

apéndices varios.

Alcance.

Esta norma involucra a todas las unidades generadoras que no han recibido la certificación

correspondiente o cuya tecnología no es cubierta por la norma G83/1-1. Se excluyen los sistemas

de generación móvil o de transmisión marítima que tengan generación conectada. Además, los

generadores de mediana y gran capacidad deben cumplir con el código de red o “Grid Code”

impone las pautas en el sistema eléctrico de Inglaterra.

Aspectos legales (5).

Toda conexión se rige por aspectos legales que enmarcan teman como los acuerdos entre el

generador y el operador de la red, las obligaciones del operador de la red, las penalidades legales

o regulatorias y la desconexión de un generador.

Acuerdo de conexión (5.2).

Para hacer efectiva la conexión de un generador a la red, es necesario que se genere un acuerdo

de conexión entre el generador y el operador de la red. Este acuerdo debe especificar los

requisitos técnicos, de operación, seguridad y otros, bajo los cuales debe regirse el generador.

Además, en este acuerdo se definen los detalles comerciales como la recuperación de los costos

asociados a la conexión y otros.

Obligaciones del operador de red (5.5).

El operador de la red tiene el deber de ofrecerle la conexión más económica y técnicamente

posible al generador, manteniendo el suministro a sus clientes dentro de los rangos de voltaje y


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frecuencia especificados en la norma. Además, debe asegurar que todo sistema de distribución

esté correctamente puesto a tierra, velar por que se cumpla con el criterio de seguridad de

suministro, verificar que se cumpla con los estándares de suministro en cuanto a minutos perdidos

y número de interrupciones y facilitar la competencia en la conexión, generación y suministro de

electricidad.

Penalidades legales o regulatorias (5.6).

La falla de alguno de los requisitos anteriores incurrirá en penalizaciones.

Desconexión de un generador (5.7).

Si bien, el operador de la red debe entregar todas las opciones para que un generador se conecte

a su red, este también tiene la facultad para desconectar un generador que representa un peligro

para la operación del sistema o que no cumple con la norma.

Aplicación a conexión (6).

El proceso de conexión de un generador se secciona según el tamaño del generador.

Principalmente, están los generadores que aplican a la norma G83/1-1, es decir, generadores de

no más de 16 A por fase conectados en baja tensión y los que no aplican a esta norma. Además,

dentro de los generadores que no aplican a la G83/1-1 están los que son menores a 50 kW

trifásico o 17 kW monofásico y los que superan estos valores.

Generadores que aplican a G83/1-1 (6.2.2).

Los generadores que aplican a la norma G83/1-1 se conectan según el procedimiento indicado en

esta.

Generadores que no aplican a G83/1-1 pero son menores a 50 kW trifásico o 17 kW monofásico

(6.2.3).


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Los generadores que no aplican a la norma G83/1-1 pero son menores a 50 kW trifásico o 17 kW

monofásico aplican a una conexión según los formularios estándar de aplicación que proporciona

el operador de la red. Con el formulario se debe proveer la información suficiente para decidir si el

generador prueba cumplir con los requisitos y aplica al proceso simplificado de conexión de

G83/1-1. El operador de la red evaluará si es necesario realizar algún estudio y si es necesario

presenciar las pruebas de puesta en marcha. En algunos casos es necesario realizar algunos

estudios de impacto antes de determinar un presupuesto final. Ante la aceptación del presupuesto

por parte del generador, todo trabajo relacionado al generador debe ser finiquitado antes de la

puesta en marcha. Luego de la puesta en marcha, el operador de la red deberá controlar

constantemente a la unidad generadora.

Generadores más grandes de 50 kW trifásico o mayores a 17 kW monofásico (6.2.4).

El proceso de conexión para los generadores más grandes de 50 kW trifásico y 17 kW monofásico

el proceso de conexión es similar al anterior pero seguramente se deberán llevar a cabo estudios

detallados del impacto del generador en la red.

Modos de conexión y operación (7).

Las plantas generadoras pueden estar diseñadas para uno de tres modos de operación: operación

en paralelo de largo plazo, operación en paralelo no frecuente de corto plazo y operación

alternativa no paralela. Según su modo de operación serán los requisitos bajo los cuales quedará

sujeto.


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Operación paralela de largo plazo (7.2).

Los generadores que operan en paralelo con la red por plazos largos deben cumplir con todas las

secciones de la norma 59/2-1.

Operación paralela no frecuente de corto plazo (7.3).

El modo de operación paralela no frecuente de corto plazo se aplica a generadores en espera. Este

modo de operación se requiere para asegurar la continuidad del suministro y facilita la prueba de

la planta generadora.

Para la conexión de los generadores con este modo de operación se permite relajar ciertos

requisitos de diseño como las protecciones que se aplican a la operación en paralelo de largo

plazo.

Para la operación en paralelo de corto plazo, el operador de la red debe especificar una frecuencia

y duración máxima de la conexión en paralelo dependiendo del riesgo que implica esta conexión.

No obstante, el máximo tiempo de operación en paralelo mensual permitido es de 5 minutos y con

una frecuencia de conexión no mayor a una vez por semana. Se debe incorporar un temporizador

que asegure la ruptura del paralelismo cuando se sobrepasa el tiempo máximo permitido. Otras

condiciones particulares se pueden acordar con el operador de la red.

Operación alternativa no paralela (7.4).

Los generadores que operan alternativamente a la red, sin llegar a operar en paralelo deben

cumplir con las condiciones de nunca operar en paralelo y que los sistemas de transferencia sean a

prueba de fallas.

Puesta a tierra (8).

La puesta a tierra de la planta generadora debe cumplir principalmente con los requisitos de DPC4

del código de distribución (8.1.1). Los generadores en baja tensión (8.3) deben estar siempre


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conectados a tierra de manera sólida e incluso con múltiple puesta a tierra. Los detalles de la

puesta a tierra se entregan en DPC7.4 y la norma G59/2-1 presenta diagramas de instalaciones

típicas.

Operación y diseño de la conexión de una planta eléctrica (9).

El diseño de la red y del generador debe cumplir con las obligaciones de la normativa vigente

tomando en cuenta los principios de diseño indicados en DPC4 y DPC7.4.

La conexión de un generador no debe incrementar el riesgo de desconexión de algún cliente

existente (9.2.1) ni producir efectos inadmisibles en el voltaje de la red (9.2.9). Además, se debe

asegurar que el punto de conexión común de carga y generación está capacitado para todo tipo de

punto operacional (9.2.8), considerando la contribución del generador a la corriente de corto

circuito (9.2.6).

Los requisititos de seguridad de las plantas generadoras como la decisión de realizar una conexión

firme están sujetos a consideraciones económicas y técnicas del generador y el operador de la red

(9.2.3).

Por último, es importante evitar desconexiones indeseadas (9.2.7).

Requisitos de control y rendimiento de una planta generadora (9.3)

La potencia generada no debe ser afectada por los cambios de voltaje dentro del rango aceptado

(9.3.1), mucho menos generar una desconexión.

Para diferentes condiciones de frecuencia en la red se tienen diferentes modos de operación

según los rangos (9.3.2):

• Entre 47 y 47,5 Hz la protección del generador debe esperar por al menos 20 segundos

antes de desconectar.

• Entre 47,5 y 51,5 Hz no se permite la desconexión del generador debido a frecuencia

anormal.


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• Entre 51,5 y 52 Hz la protección del generador debe esperar por al menos 90 segundos

antes de desconectar.

El sistema de protecciones del generador debe coordinarse con las funciones operacionales de la

red (9.3.3). Además, el operador de la red puede acordar con el generador sobre el control de

voltaje (9.3.4). Estudios de flujo de potencia y estabilidad del sistema pueden ser necesarios para

determinar cualquier restricción de generación o acciones necesarias para obtener condición n-1 y

razonable n-2 (9.3.6).

Contribuciones a la falla y consideraciones para el interruptor de protección (9.4).

El generador y el operador de la red deben asegurar que sus equipos pueden soportar las

corrientes de falla ocasionadas tanto por sus equipos como por los sistemas conectados a estos

(9.4.1). Además, los interruptores deben considerar operación fuera de fase (9.4.6) y, para

generadores conectados en baja tensión, se permiten interruptores de estado sólido siempre que

estos posean auto monitoreo (9.4.9).

El sistema de protección de la red puede suplir algunas funciones de la protección del generador.

Lo cual quedará a criterio común entre el generador y el operador de la red. El operador de la red

podrá cobrar por el servicio de protección (9.4.2).

Ante barras conectadas al menos a tres puntos del resto de la red se puede dejar una conexión

abierta para limitar la corriente de corto circuito (9.4.8).

Finalmente, el generador puede utilizarse para evitar sobrecargas en la red (9.4.8).

Límites de voltaje y control (9.5).

Los generadores conectados lejos de algún punto de control de voltaje pueden sufrir variaciones

de voltaje fuera de los límites establecidos (9.5.1). En estos casos, se pueden acordar nuevos

límites más apropiados entre el generador y el operador de la red. Se recomienda que los


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generadores tengan inmunidad ante variaciones ±10% del voltaje nominal. Los requisitos de

voltaje deben cumplirse en el punto de conexión común (9.5.11).

En cuanto al control de voltaje, los generadores pueden regular voltaje pero la responsabilidad

queda con el operador de la red (9.5.2). Cambios de voltaje en escalón deben considerarse (9.5.7),

dependiendo del método de control de voltaje, tipos de carga conectada y la presencia de

generación local. Típicamente se permite variaciones de ±3% ante casos fortuitos y ±10% para

casos planeados. Se debe tomar las precauciones debidas cuando se lidia con la corriente de

inrush de los transformadores, un método es la conexión por etapas.

Calidad de la energía (9.6).

Los límites para las armónicas y la perturbación del voltaje están dados por los estándares ER

G5/4-1 y DPC4.2.3 respectivamente (9.6.1). Por su parte, los requisitos en cuanto a desbalances de

voltaje son indicados en el estándar DPC7.4.4 (ER P29)(9.6.1). Para el desbalance de voltaje se

indica un máximo de 1,3% para sistemas con voltaje menor a 33kV (no mayor a 2% en ningún

caso). Finalmente, los límites de parpadeo los define el estándar ER P28 (9.6.2).

Cuando la conexión de un generador se realiza a través de una línea larga se debe un estudio

completo de armónicos (9.6.4).

Estabilidad del sistema (9.7).

La inestabilidad del sistema conlleva una mala calidad de la energía y la posible desconexión de la

planta generadora, llegando hasta ocasionar fallas en cadena (9.7.1). El riesgo de inestabilidad

generalmente crece a medida que la capacidad del generador aumenta con respecto al nivel de

falla de la red en el punto de conexión (9.7.2). Los tipos de inestabilidad en el sistema se clasifican

en (9.7.3):

• Estabilidad del ángulo de rotor: capacidad de un generador síncrono de mantener

sincronismo luego de una perturbación.


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• Estabilidad de voltaje: capacidad del sistema de mantener voltajes aceptables luego de

una perturbación.

• Estabilidad ante perturbaciones grandes o pequeñas: habilidad del sistema de sobrellevar

perturbaciones grandes o pequeñas.

Para evaluar la estabilidad del sistema se debe elegir un rango de condiciones iniciales de

operación basado en aquellas que tienen una razonable probabilidad de ocurrencia durante un

año de operación. Las variables que influyen en la estabilidad son las cargas, voltajes, caídas y

configuraciones del sistema, además de las condiciones de operación de la planta generadora.

Operación en isla (9.8).

La operación en isla de un generador es factible según lo demuestren los estudios pertinentes.

Estos estudios deben asegurar la estabilidad del sistema y el cumplimiento de los requisitos de

operación.

Para llevar a cabo una operación en isla, es necesario realizar un acuerdo contractual entre el

operador de la red y el generador el cual cubre los siguientes puntos:

• Flujos de carga, regulación de voltaje, regulación de frecuencia, desbalance de voltaje,

parpadeo, y distorsión armónica de voltaje.

• Arreglos de puesta a tierra.

• Corrientes de corto circuito y la correspondencia del sistema de protección.

• Estabilidad del sistema.

• Resincronización con el resto del sistema.

• Seguridad del personal.

El equipo de detección de una operación en isla debe ser capaz de transmitir el aviso al sistema de

protección del generador para que este adquiera las funciones de operación correspondientes a su

situación de isla. El generador debe estar puesto a tierra todo el tiempo. De no permitirse la

operación del generador con sus devanados en estrella con el punto medio puesto a tierra se debe

incluir un transformador que otorgue esta opción.


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Protección (10).

La protección de un generador debe cumplir con ciertos requisitos que aseguren la operación

adecuada del sistema. Para ello, debe cumplir con requisitos de reconexión, resistencia al medio

ambiente, operación ante la pérdida del suministro de la red y configuración de las funciones de

protección.

Requisitos generales de protección (10.2).

La reconexión del generador debe realizarse una vez que el sistema ha vuelto a su condición

normal de operación y se ha mantenido así por al menos 60 segundos (10.2.4). A estos 60

segundos se le agrega el tiempo de retardo configurado para cada generador. Estos tiempos de

retardo deben coordinarse entre los generadores presentes en una misma zona geográfica con tal

de no producir inestabilidad en el sistema.

El generador debe cumplir con los requisitos respecto de la resistencia a las condiciones

ambientales, es decir cumplir con los estándares de electromagnetismo (BS EN 61000), relés

eléctricos (BS EN 60255), relés eléctricos elementales (BS EN 61810), interruptor de bajo voltaje y

equipo de control (BS EN 60947) y transformadores de instrumentos (BS En 60044).

El equipo de protección puede formar parte del generador mismo (10.2.6) siempre que cumpla

con los requisitos de la norma, que el generador se apague de manera segura ante una falla que

afecte la protección y/o control y que los equipos se puedan probar de manera segura.

Pérdida de suministro (10.3).

El sistema de protección debe reaccionar ante la pérdida de una o varias fases (10.3.1),

asegurando el cumplimiento de los requisitos de puesta a tierra, evitando la reconexión fuera de

sincronismo y manteniendo voltajes y frecuencias adecuadas para los clientes. Esta protección es

obligatoria para pequeños generadores.


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Esta protección debe detectar la operación en isla (10.3.6). En caso que la carga esté cercana a la

generación del generador se dificulta la detección de operación en isla. Para la detección se puede

utilizar métodos de potencia activa o reactiva inversa, velocidad de cambio de la frecuencia y

desplazamiento del vector de voltaje de fase. La detección por potencia inversa se utiliza en caso

que la red local siempre importe energía. La detección por velocidad de cambio de frecuencia,

desplazamiento del vector de voltaje de fase o factor de potencia se utiliza en caso que la red local

exporte energía. Estos sistemas deben asegurar que no activarán las protecciones ante

condiciones normales de operación. Es responsabilidad del generador incorporar el sistema de

detección que mejor se ajusta.

Configuración de las protecciones (10.5).

El sistema de protecciones debe permitir que los diferentes elementos de generación y

distribución permanezcan conectados ante perturbaciones que no saquen a estos elementos del

rango de operación permitido (10.5.1).

Para bajo voltaje (10.5.3) se permite cierta indiferencia ante casos de bajo voltaje que no generan

daños (tiempo, magnitud). En cuanto al sobrevoltaje (10.5.4), estos son más peligrosos que los

bajovoltajes por lo que la excursión debe ser menor.

Para sobrefrecuencia (10.5.5), las grandes y medianas centrales deben permanecer conectadas

hasta 52Hz con el propósito de controlar la frecuencia.

Finalmente, la protección ante pérdida de suministro (10.5.7) debe poseer una configuración

suficientemente sensible para detectar la pérdida de suministro sin actuar ante operación normal.

Además, se debe considerar que las funciones de sobre y bajo voltaje deben operar en todas las

fases independientemente para todo caso (10.5.8), los valores para las funciones de protección

pueden ser acordados entre el operador de la red y el generador cuando existe una debida

justificación (10.5.9), la configuración de protección no debe ser alterada salvo que exista un


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acuerdo por escrito entre las partes registrado en el acuerdo de conexión (10.5.10), las funciones

de protección deben actuar antes que la red realice su reconexión (10.5.13) y la reconexión del

generador debe invalidarse si este tiene una falla (10.5.14).

Los valores para la configuración de la magnitud y tiempos de accionamiento para cada función de

protección se observan a continuación en la Tabla 18.

Tabla 18: Valores de magnitud y tiempo para la configuración de las funciones de protección según la norma G59/2-1.

Función de protección

Generador pequeño en bajo voltaje

Generador mediano

Configuración Tiempo Configuración Tiempo

Bajo voltaje Etapa 1 -13%** 2,5s* -20% 2,5s*

Bajo voltaje Etapa 2 -20%** 0,5s

Sobre voltaje Etapa 1 +10%** 1,0s +10% 1,0s

Sobre voltaje Etapa 2 +15%** 0,5s

Bajo frecuencia Etapa 1 47,5 Hz 20s 47,5 Hz 20s

Bajo frecuencia Etapa 2 47,0 Hz 0,5s 47,0 Hz 0,5s

Sobre frecuencia Etapa 1 51,5 Hz 90s 52 Hz 0,5s

Sobre frecuencia Etapa 2 52 Hz 0,5s

Pérdida de suministro

Desplazamiento de vector

K1 x 6 grados Accionamiento conjunto con

el interruptor de la red

Pérdida de suministro

Velocidad de cambio de frecuencia

K2 x 0,125 Hz/s Accionamiento conjunto con

el interruptor de la red

*Puede necesitar ser reducido si los tiempos de reconexión son menores a 3 segundos. ** Tomando en cuenda un voltaje de 240V. K1 es 1,0 (baja impedancia de red) o 1,66 a 2,0 (alta impedancia de red), K2 es 1,0 (baja impedancia de red) o 1,6 (alta impedancia de red). Un nivel de falla del 10% del máximo nivel de falla de diseño del sistema se clasifica como alta impedancia. Se considera que el interruptor responderá 0,1s luego del tiempo de retardo especificado en la tabla.

Instalación, operación e interface de control (11).


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Sin perjuicio de los requisitos de esta norma, la instalación de la planta generadora debe realizarse

según las instrucciones del fabricante (11.1.2) y sin alterar los parámetros sujetos a certificación

salvo que exista un común acuerdo entre el operador de la red y el generador. Además, el acceso a

cambiar los parámetros de configuración de las protecciones debe estar restringido mediante

algún medio de seguridad (11.1.4).

El operador de la red y el generador deben acordar por escrito al respecto de las características

técnicas relevantes, incluyendo los medios de sincronización, la responsabilidad sobre la

mantención de los sistemas de la planta, equipos y protecciones y el registro de fallas, los medios

de conexión y desconexión del generador, la capacidad de todo el personal que opera en el

sistema, los detalles de los arreglos que aseguran un medio de comunicación adecuado y confiable

entre el generador y el operador de la red, la obligación de informarse mutuamente de cualquier

condición, ocurrencia o incidente que pudiera afectar la seguridad del personal o el

mantenimiento de un equipo y llevar registros de la comunicación de esa información y los

nombres y detalles de contacto de las personas con autoridad para actuar y comunicar en

representación de sus respectivas partes.


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Aislación y etiquetado de seguridad (11.2).

Cada generador que opera en paralelo con la red debe tener un interruptor de desconexión (fases

y neutro) (11.2.(1-2)) el cual pertenece generalmente al generador pero puede ser externo y debe

ser accesible por el operador de la red en todo momento. Además, debe aplicarse un etiquetado

que permita al personal de la red enterarse sobre la presencia de un generador (11.2.3).

Pauta de responsabilidades sobre la instalación (11.3).

La pauta de responsabilidades sobre la instalación indica claramente la responsabilidad sobre la

propiedad, operación y mantenimiento de cada equipo en la interface entre el generador y el

operador de la red. Incluye un diagrama operacional que debe contener suficiente información

para que el personal realice su trabajo de manera segura, minimizando la posibilidad de pérdida

de suministro. Esta debe encontrarse disponible para quien pudiese trabajar en las instalaciones.

En el caso de zonas de bajo voltaje, un simple diagrama en el lugar de suministro bastará, el cual

debe cubrir el sistema de distribución, la instalación del cliente (equipos de medición, unidad de

consumo y dispositivos de protección) y la planta generadora.

Además, esta pauta debe registrar el método de comunicación que se utilizará entre las partes

involucradas y será responsabilidad de ambas partes actualizar la pauta ante cambios en el

sistema.

Aspectos operacionales y de seguridad (11.4).

En algunos casos, el operador de la red requerirá que el generador tenga siempre una persona

presente que responda ante casos de emergencia. Esta persona también deberá informar al

operador de la red sobre anomalías observadas en el generador. En general, todo personal que

pueda llegar a operar equipos del operador de la red debe poseer la preparación necesaria. El

nombre de las personas capacitadas para realizar ciertas acciones sobre el sistema debe ser

registrado en la declaración de responsabilidades.


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Pruebas y puesta en marcha (12).

Los generadores de hasta 16 A por fase se rigen por G83/1-1, mientras que los generadores de

hasta 50 kW trifásico o 17 kW monofásico pueden seguir G83/1-1 siempre que se cumplan ciertas

condiciones.

Generadores que no aplican a G83/1-1 o alcanzan más de 16 A por fase, con capacidad de hasta

50 kW trifásico o 17 kW monofásico (12.2).

Las plantas generadoras que no aplican a G83/1-1 y su capacidad instalada es de hasta 50 kW

trifásico o 17 kW monofásico pueden ser de diseño probado, es decir, la unidad generadora y las

funciones de protección han demostrado el cumplimiento de los requisitos impuestos por la

norma, en cuyo caso siguen un procedimiento similar al indicado en G83/1-1, o puede que su

interface no tenga su diseño probado pero utiliza equipos certificados.

El generador debe discutir tempranamente con el operador de la red para determinar si su

instalación es de diseño probado o se utilizarán equipos no probados (12.2.2). Para ello, la

aplicación a conexión debe incluir información sobre el estado de aprobación de los equipos. La

información sobre las pruebas y puesta en marcha debe entregarse al menos 15 días laborales

antes de la puesta en marcha para que el operador de la red establezca si la planta generadora

tiene su diseño aprobado y si debe presenciar la puesta en marcha.

Requisitos de certificación para plantas de diseño probado (12.2.3): El fabricante deberá seguir

los principios del apéndice A13.7 de la norma para describir una metodología para probar un tipo

en particular de planta generadora con tal de demostrar el cumplimiento con los requisitos

genéricos del estándar ER G59/2. El fabricante desarrollará certificaciones de diseño con su

reporte para cada modelo de planta generadora, poniendo a disposición del generador una hoja

de pruebas de certificación con formato según el apéndice A13.1 de la norma, confirmando que la

planta generadora tiene su diseño probado para satisfacer los requisitos de G59/2. Este certificado


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debe indicar que la planta generadora cumple con todas las directivas europeas relevantes y el

equipo debe ser etiquetado con la marca CE confirmando la certificación.

Proceso de puesta en marcha para plantas generadoras de diseño no probado (12.2.5): Es

responsabilidad del generador el asegurar que la información es entregada al operador de la red y

que el alcance, fecha y hora de las pruebas de puesta en marcha son acordadas con antelación a la

puesta en marcha. El operador de la red debe tener la oportunidad de presenciar las pruebas de

puesta en marcha. La interfaz de protección y su funcionalidad se realizará con relés de protección

individuales certificados cuya configuración puede ser cambiada por el generador en el sitio. El

tipo de relés usados y la configuración propuesta debe enviarse al operador de la red 10 días antes

de la fecha de puesta en marcha acordada. El generador debe certificar que la planta generadora

ha sido instalada cumpliendo con los requisitos de la norma. Durante los siguientes 30 días de

completar las pruebas de puesta en marcha, el generador debe enviar una forma de puesta en

marcha completa como la que contiene el apéndice A13.3 de la norma. Si las pruebas de puesta en

marcha no fueron observadas por el operador de la red, este debe revisar la forma completa en

conjunto con otros requisitos impuestos al generador.

Unidades generadoras mayores a 50 kW trifásico o 17 kW monofásico (12.3).

No se prevé que la unidad generadora en esta categoría sea de diseño probado, por lo tanto,

algunas de las funciones de protección serán realizadas ya sea por relés de protección individuales

o un sistema de protección combinado (12.3.1). La configuración de los relés instalados en el

equipo del generador deberá ser definida por el generador en terreno, por lo tanto, se requieren

pruebas de puesta en marcha completas. Ante esto, el generador debe discutir el proyecto de

generación con el operador de la red durante las primeras etapas de conexión en vistas de

establecer las pruebas de puesta en marcha que se deben realizar (12.3.2). La información

detallada relacionada con pruebas y puesta en marcha, incluyendo la fecha de las pruebas de

puesta en marcha debe ser provista por el generador al menos 15 días laborales antes de la fecha


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de puesta en marcha propuesta. El operador de la red establece si presenciará las pruebas de

puesta en marcha o inspeccionará las instalaciones. Es responsabilidad del generador llevar a cabo

estas pruebas y arreglar que el operador de la red las presencie. El apéndice A13.3 de la norma

entrega una visión de las pruebas de puesta en marcha que generalmente se requieren (12.3.5).

Sin embargo, otras pruebas pueden ser requeridas por el operador de la red dependiendo del

arreglo particular de protecciones de la instalación. Estas pruebas deben realizarse en terreno

(otras no aceptables) (12.3.6). Dentro de 30 días de completar las pruebas de puesta en marcha, el

generador deberá enviar al operador de la red una forma completada sobre la puesta en marcha

del tipo mostrada en el apéndice A13.3 (12.3.7). Si las pruebas de puesta en marcha no fueron

presenciadas por el operador de la red, este debe revisar la forma entera y otros requisitos

impuestos al generador. El generador debe generar un registro escrito de toda la configuración de

las protecciones y los resultados de las pruebas (12.3.8) y proveer una copia al operador de la red

y mantener una capia propia a disposición de quien la requiera.

Las pruebas periódicas (12.3.9) deben ser realizadas por el generador a intervalos definidos en

común acuerdo con el operador de la red. Se recomienda realizarlas a intervalos indicados por el

fabricante.

Cambios en la instalación (12.4).

Si durante la vida útil de la planta generadora es necesario reemplazar un componente mayor de

la unidad generadora o su sistema de protección, sólo es necesario notificar al operador de la red

si las características de operación han sido cambiadas respecto de la planta original (12.4.1). En el

evento que una planta generadora será desinstalada y no operará más como fuente de energía, el

generador debe notificar al operador de la red proveyéndole la información como se detalla en el

apéndice A13.4 (12.4.2).

Apéndices (13).


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El apéndice de la norma contiene los formularios tipo que se deben utilizar para los procesos de

conexión y desinstalación, además de contener información sobre los procedimientos de prueba

que se deben realizar para permitir una conexión a la red. Los apéndices se indican a continuación:

• A13.1: Reporte de pruebas para las plantas generadoras de diseño probado (> 16 A por

fase pero menor a 50 kW trifásico o 17 kW monofásico).

• A13.2: Puesta en marcha para las plantas generadoras de diseño probado (> 16 A por fase

pero menor a 50 kW trifásico o 17 kW monofásico).

• A13.3:

- Puesta en marcha de plantas generadoras de diseño no probado (> 16 A por fase

pero menor a 50 kW trifásico o 17 kW monofásico).

- Puesta en marcha de planta generadora mayor a 50 kW trifásico.

• A13.4: Desinstalación de cualquier planta generadora.

• A13.5: Información adicional relacionada con los estudios de sistema.

• A13.6: Análisis de la protección ante pérdida de suministro.

• A13.7: Certificación y pruebas.

• A13.8: Estatutos principales y otras obligaciones.

A13.1: Reporte de pruebas para las plantas generadoras de diseño probado (> 16 A por fase pero

menor a 50 kW trifásico o 17 kW monofásico).

Este formulario presenta el formato tipo para presentar el reporte de pruebas para las plantas

generadoras de diseño probado. El formulario cubre los detalles de la planta generadora, de la

casa de pruebas y de las pruebas, además cubre los resultados de las pruebas de calidad de la

energía (emisión de armónicas, fluctuación de voltaje, inyección DC, factor de potencia), del

sistema de protecciones, de pérdida de suministro, los tiempos de reconexión, el nivel de

contribución a la falla (prueba y parámetros de corto circuito) y del sistema de automonitoreo del

interruptor de estado sólido. Finalmente se pueden incluir comentarios según corresponda.

A13.2: Puesta en marcha para las plantas generadoras de diseño probado (> 16 A por fase pero

menor a 50 kW trifásico o 17 kW monofásico).


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El formulario de puesta en marcha para las plantas generadora de diseño probado cubre los

puntos detalles del sitio, detalles de contacto, detalles de la planta generadora, detalles del

instalador, información anexa y la declaración del instalador.

A13.3: Puesta en marcha de plantas generadoras de diseño no probado (> 16 A por fase pero

menor a 50 kW trifásico o 17 kW monofásico) y de plantas generadoras mayor a 50 kW trifásico.

Este apéndice describe las pruebas de puesta en marcha que se deben realizar en plantas

generadoras mayores a 50 kW y de diseño no probado. Incluye el objetivo de las pruebas, la

asignación de responsabilidades ante estas, los formularios de registro de los resultados y la

información general, las pruebas de inspección de la instalación, de sincronización y

enclavamiento, de medición, las pruebas bajo carga, protección y control y, finalmente la

certificación del instalador.

El objetivo de las pruebas de puesta en marcha es registrar que el sistema ha sido instalado según

el diseño aceptado respecto a la puesta a tierra, sincronización, control de voltaje, control de

frecuencia, protección de interface, procedimientos de control, enclavamiento y notas y

etiquetado. Para ello el instalador llena un formulario tipo, asegurándose que los ítems de

protección y control están correctamente instalados y puestos en marcha y que la configuración

acordada es aplicada y registrada, que los transformadores de corriente y voltaje para mediciones

sean del tipo y clase que cumple con el código de medidores correspondiente, que todos los

aspectos de operación han sido implementados y que se estableció un acuerdo de procedimiento

de operación que concuerde con las prácticas del operador de la red.

Las responsabilidades que recaen sobre el operador de la red incluyen establecer que el esquema

ha sido instalado según el diseño acordado, poner en marcha aquellos elementos de protección

asociados con la planta del operador de la red y aplicar la configuración apropiada, recibir la

confirmación y certificar que los equipos de protección y control asociados a la planta de

generación están correctamente instalados, puestos en marcha y la configuración acordada


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aplicada y registrada, confirmar que los transformadores de corriente y voltaje para medición son

de un tipo y clase compatible con el correspondiente código de práctica donde sea apropiado,

asegurar que las pruebas de sobrevoltaje en la planta del cliente y donde corresponda de la planta

del operador de la red sean satisfactorias y asegurar que los aspectos operacionales han sido

implementados y que un acuerdo de procedimiento operacional ha sido establecido.

La responsabilidad del generador incluye determinar, aplicar y registrar la configuración de

protección y control. Estas configuraciones deben ser acordadas por el ingeniero de puesta en

marcha del operador de la red.

Los registros de pruebas incluyen una parte sobre la planta generadora y otra sobre las

protecciones. El formulario de pruebas realizadas a la planta generadora registra los detalles del

dueño/compañía, detalles de la planta generadora y suministro del operador de la red. Por su

parte, el formulario de pruebas a la protección registra las pruebas de sobre y bajo voltaje, sobre y

baja frecuencia, desplazamiento de voltaje neutro, potencia inversa, sobrecorriente direccional,

velocidad de cambio de frecuencia, detección de error de exportación de reactivos, protección de

pérdida de fase, cambio de factor de potencia, cambio de vector de voltaje, sobrecorriente

controlada por voltaje, otras protecciones relevantes en el lugar de la planta generadora y otras

protecciones relevantes fuera del sitio de la planta generadora.

Las inspecciones que se deben llevar a cabo para baja tensión incluyen verificar que existe una

puesta a tierra satisfactoria para todos los equipos, que el interruptor principal del cliente o el

interruptor del generador sea fijable en la posición apagado, que estén todas las etiquetas de

advertencia equipadas donde corresponde y otras que se estimen convenientes.

Se deben realizar pruebas que demuestren la correcta sincronización, el enclavamiento, la

operación del interruptor de neutro a tierra, el interaccionamiento y los interruptores. Todos los

puntos de conexión entre el generador y la red deben tener sistema de sincronización o

permanecer enclavados para prevenir conexión entre suministros fuera de fase. Además, todos los


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equipos del sistema del cliente deben tener una tierra, pero puede no ser recomendable tener

tierras múltiples cuando opera en paralelo. Por lo tanto, se aplica enclavamiento entre las tierras

de red y generador.

Donde sea apropiado, se debe confirmar que los transformadores de corriente y voltaje de

medición son de un tipo y clase que cumple con el código de medición apropiado.

Se deben llevar a cabo pruebas bajo carga con respecto a la sincronización, límites de factor de

potencia, accionamiento final, pérdida de suministro y pérdida de la alimentación del control. La

prueba de sincronización debe verificar que la fluctuación de voltaje durante esta no excede el 3%

del voltaje normal. La prueba de accionamiento final se aplica cuando el sistema está diseñado

para apagar la fuente motriz a la vez que se acciona el interruptor de desconexión y debe verificar

el correcto funcionamiento de esta acción con la máquina en marcha. La prueba de pérdida de

suministro se realiza removiendo una fase para verificar que la máquina se apaga y no vuelve a

partir (se repite para cada fase, donde esta prueba sea impráctica reemplazar por inyección de

desbalance de voltaje). La prueba de pérdida de la alimentación del control se realiza removiendo

el suministro DC del control para verificar que el generador se apaga y no vuelve a partir.

Donde se utiliza un sistema combinado de protección y control se debe demostrar que una falla

del equipo que afecte tanto la funcionalidad de la protección como del control resulta en el

apagado de la planta de manera controlada y segura.

Finalmente, el apéndice A13.3 presenta una declaración que debe llenar el instalador en el cual

este certifica que se instalaron y probaron los equipos correspondientes y de la manera que

corresponde, cumpliendo con los requisitos de la norma.

Se debe tener en cuenta que estas pruebas son para resguardar al sistema de distribución y no

certifican que toda la instalación ha sido probada o que cumple con los requisitos de cada norma.

Las protecciones de sobre y bajo voltaje deben ser probadas mediante una fuente de voltaje

externa variable. Donde la frecuencia del generador es dependiente de la frecuencia de la red, se


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requiere de un generador de señales de audio de frecuencia variable, con una salida adecuada de

voltaje y corriente, para las pruebas de sobre y bajo frecuencia.

A13.4: Desinstalación de cualquier planta generadora.

El apéndice A13.4 contiene un formulario para la confirmación por escrito de la desinstalación de

una planta generadora. Este formulario requiere de los detalles del sitio, de la planta generadora y

del agente de desinstalación.

A13.5: Información adicional relacionada con los estudios de estabilidad del sistema.

El apéndice A3.5 contiene información adicional que se debe tener en cuenta al momento de

realizar estudios de estabilidad. Con respecto a esto, para medianas y grandes centrales se aplica

la norma CC.6.3.15 del código de red o “Grid Code” con respecto a la capacidad de operar a través

de fallas. Para generadores grandes puede ser necesario agregar una protección deslizamiento de

polos. Los estudios de estabilidad utilizarán inicialmente datos estimados, luego se deben repetir

con los datos reales.

Para la realización de los estudios, el sistema de protecciones debe considerar la peor falla posible.

Se recomienda falla trifásica. Se pueden requerir tiempos de despeje menores donde el riesgo de

inestabilidad es inaceptable siendo cada caso evaluado por separado.

Los estabilizadores de sistemas de potencia aportan amortiguamiento de oscilaciones de

frecuencia entre 0 – 5 Hz. La configuración de la ganancia de este sistema debe ser tal que

aumentada al doble no produce inestabilidad. Los estudios de estabilidad de centrales medianas y

grandes deben realizarse en el contexto del sistema total y deben cumplir con los requisitos del

código de red. Las fluctuaciones de voltaje resultantes de un control de amortiguamiento

inadecuado requieren estudios en el punto de conexión común y deben cumplir con ER P28.

A13.6: Análisis de la protección ante pérdida de suministro.


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El apéndice A13.6 indica diferentes métodos para detectar la pérdida de suministro desde la red.

Estos métodos pueden ser de velocidad de variación de frecuencia o de desplazamiento de vector

de voltaje.

La protección tipo velocidad de variación de frecuencia (RoCoF) detecta una variación de

frecuencia rápida con respecto a lo que normalmente mostraría la red. Sin embargo, este método

de detección puede generar un accionamiento falso ante cambios de impedancia de la red. No

obstante, tiene mejor discriminación entre una pérdida real del suministro y las perturbaciones

normales de la red (cambios de carga/generación) que el método por desplazamiento de vector de

voltaje.

La protección tipo desplazamiento de vector de voltaje es utilizado en sistemas firmes donde los

cambios de carga no tienen influencia perceptible.

Este apéndice entrega un cálculo para la respuesta transiente de frecuencia, siendo función de la

constante de inercia de la unidad generadora y de su fuente de energía. Este cálculo tiene validez

para generadores tipo síncrono y asíncrono y para los primeros uno a dos segundos de los

generadores tipo doblemente alimentados. Para los generadores en base a inversores se debe

discutir con el fabricante sobre la aplicabilidad de algún sistema de protección.

A13.7: Certificación y pruebas.

La certificación y las pruebas mencionadas en este apéndice se aplican a plantas generadoras que

no aplican a la norma G83/1-1 y son menores que 50 kW trifásico o 17 kW monofásico. Estas

pruebas incluyen a generadores con o sin banco de baterías y están diseñadas para generadores

trifásicos. No obstante, se pueden adaptar para realizarlas en generadores monofásicos.

Marca CE y certificación: El procedimiento de verificación de diseño requiere que la interface de

la unidad generadora sea certificada ante los requisitos relevantes de las directivas europeas

aplicables antes que la unidad generadora pueda ser etiquetada con la marca CE. Igualmente, si el


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control de protección es un sistema separado se debe verificar su diseño antes de obtener la

marca de certificación CE. De acuerdo a esto, se deben cumplir los estándares sobre

electromagnetismo (BS EN 61000), relés eléctricos (BS EN 60255), relés eléctricos elementales (BS

EN 61810), equipos de interrupción en bajo voltaje y equipos de control (BS EN 60947) y

transformadores de instrumentos (BS EN 60044).

Pruebas funcionales de verificación de diseño para la protección de la interface: la

responsabilidad de realizar las pruebas funcionales de verificación de diseño para la protección de

la interface recae en el fabricante. Este debe decidir si las realiza él mismo o las encarga. Además,

debe declarar el rango de temperatura de operación y verificar que la protección de interface

operará satisfactoriamente bajo esas condiciones térmicas. Las pruebas deben ser realizadas bajo

condiciones normales de operación. Estas pruebas deben demostrar que no se superan los

tiempos de accionamiento indicados por la norma. Además, se debe tomar en cuenta si el equipo

es capaz de resistir una reconexión de la red con un desfase de 180 grados entre los voltajes de

red y generador. De no ser capaz, los tiempos de accionamiento deben disminuir para asegurar

que no ocurrirá este caso. Las unidades que se accionan en tiempos menores a 0,5 segundos no

necesitan demostrar los tiempos de desconexión. Estas pruebas comprenden la determinación de

los tiempos de accionamiento para las funciones de sobre y bajo voltaje, sobre y baja frecuencia y

protección ante pérdida de suministro. Estas se detallan a continuación:

• Sobre y bajo voltaje: Los equipos de protección dentro de una unidad de generación deben

probarse en paralelo con una fuente AC variable operando a potencias del 10%, 55% y 100% la

capacidad máxima del generador. Con esto se determinará la magnitud a la que se acciona la

protección variando la fuente AC. El valor de accionamiento de la protección se debe ajustar

tomando en cuenta las desviaciones y la holgura de precisión del equipo para que el

accionamiento final se mantenga dentro de los límites indicados en la norma. Revisar ajustes

en pasos de ±0,5%, manteniendo un tiempo suficiente para verificar si se acciona, repetir cinco

veces para cada ajuste, registrar el tiempo mayor y el voltaje para el cual ocurre.


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• Sobre y baja frecuencia: El equipo debe probarse en paralelo con una fuente de baja

impedancia de frecuencia variable, operando al 100% de la capacidad para tamaños de hasta 5

kW y no menos del 10% de la capacidad para tamaños de hasta 50 kW. Esta prueba

determinará la frecuencia a la cual se produce la activación de la protección, mediante la

variación de la frecuencia de la fuente. La magnitud de accionamiento debe encontrarse

dentro del rango indicado en la norma. Para ello, el ajuste debe tomar en cuenta la precisión

del equipo. Aplicar pasos de ±0,5% por una duración que permita verificar si hay

accionamiento, repetir 5 veces para cada paso, registrar el tiempo más largo y la frecuencia a

la cual se produce.

• Protección de pérdidas de suministro: Para realizar esta prueba se hace uso de un circuito

resonante diseñado para modelar la interacción de la unidad generadora bajo prueba con la

carga local incluyendo múltiples unidades generadoras conectadas en paralelo. Para realizarla

se debe conectar el generador en paralelo con un circuito resonante y un banco de carga de

variación discreta a una fuente de pruebas de baja impedancia. La magnitud de la carga debe

igualar la capacidad del generador. Para facilitar la prueba se debe incluir un interruptor entre

la combinación carga y generador y el sistema de distribución. La prueba se realiza con una

generación de 10%, 55% y 100% la capacidad máxima. Repetir cinco veces para cada punto de

operación, igualando la generación a la carga hasta que la fuente no entregue o absorba más

del 5% de la carga/generación. La prueba registrará el voltaje y la frecuencia de salida del

generador durante al menos 2 ciclos antes de accionar el interruptor de separación y luego

hasta que se accione la protección o pasen cinco segundos, el tiempo que sea menor.

Reconexión: Para los procedimientos anteriores se puede agregar una verificación que el sistema

no reconecta al menos durante 3 minutos desde que se recuperan las condiciones normales de

operación en la red.

Calidad de la energía: Las pruebas de calidad de energía incluyen armónicas, factor de potencia,

variación de voltaje, inyección DC, protección de sobrecorriente, contribución a la corriente de

corto circuito, desconexión de estado sólido auto monitoreada, compatibilidad electromagnética e

instalación eléctrica de la unidad generadora. Los detalles se indican a continuación:

• Armónicas: Las emisiones de armónicos deben medirse según BS EN 61000-3-12: 2006.


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• Factor de potencia: La unidad generadora entregará su máxima capacidad a una fuente de

baja impedancia a través de un medidor de factor de potencia y un Variac sobre el rango

de voltaje de los terminales de la unidad generadora. El factor de potencia deberá

mantenerse dentro de ±0,95.

• Variación de voltaje: La variación de voltaje debe medirse según BS EN 61000-3-3.

• Inyección DC: La inyección de corriente DC debe estar limitada al 0,25% de la corriente

alterna nominal para unidades generadoras mayores a 2 kW y 20mA para unidades

generadoras menores a 2 kW. Los requisitos se pueden satisfacer mediante un

transformador como interface.

• Protección de sobrecorriente: Debe proteger a la unidad generadora y a la instalación

conectada a esta, cumpliendo con BS 7671.

• Contribución a la corriente de corto circuito: La contribución a la corriente de corto

circuito debe determinarse según BS EN 61034-4.

• Desconexión de estado sólido auto monitoreada: El interruptor de estado sólido debe

aislar completamente al generador o disminuir el voltaje de salida a 50 VAC. Esto puede

verificarse ya sea con certificados del fabricante o material extra que permita verificarlo.

• Compatibilidad electromagnética: La planta generadora debe cumplir con BS EN 61000-6-

(1 y 3).

• Instalación eléctrica de la unidad generadora: La instalación eléctrica de la unidad

generadora debe cumplir con las instrucciones del fabricante y de la norma vigente.

A13.8: Estatutos principales y otras obligaciones.

El apéndice A13.8 entrega un resumen de los estatutos principales y otras obligaciones para el

operador de la red, generador y usuario en relación al diseño y operación del equipo primario y de

protección asociado con sistemas de distribución. La clave de los operadores de red es asegurar

que puede cumplir con los deberes correspondientes a los estatutos, cumplir con sus obligaciones

de regulación, cumplir con proteger su red y cumplir con desconectar la mínima cantidad de

equipo cuando se desarrollan situaciones inseguras, así como también preservar el suministro a

otros clientes. Mientras que, una consideración clave de los generadores y usuarios es similar a

asegurar que pueden cumplir con sus deberes según los estatutos para proteger toda su red y

desconectar equipos relevantes cuando se desarrollan situaciones riesgosas.


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4.6.2 Procedimiento de conexión de un generador distribuido bajo la normativa G83/1.

El proceso de conexión para los pequeños generadores distribuidos, conocidos en la normativa

inglesa como “Small –scale Embedded Generation” pasan por un proceso de conexión muy

simplificado del estilo “cumple e informa” (fit and inform). Este proceso aplica solamente cuando

se instala una o varias unidades generadoras con máximo 16A por fase, siendo normado a través

de la guía G83/1-1. Las tecnologías admisibles para realizar este tipo de conexión corresponden a

sistemas domésticos de cogeneración, sistemas fotovoltaicos, sistemas a base de celdas de

combustible y generación micro hidráulica. Otros tipos de generadores como generadores eólicos

deben ser conectados utilizando un inversor que haya sido sometido a pruebas tipo en

concordancia con las exigencias de la guía G83/1-1. Mientras el generador cumpla con los

requisitos para aplicar a la guía G83/1-1 este se puede conectar sin mayor trámite, realización de

prueba o etapa de diseño alguno. A continuación se entrega mayor detalle sobre el proceso de

conexión para los generadores que quedan bajo la norma G83/1-1 y sobre sus requisitos técnicos y

de operación.

Procedimiento de conexión (5.1).

Para la conexión de generadores de hasta 16A por fase, se recomienda un procedimiento de dos

etapas6. Esto se realiza para facilitar la conexión y operación de las unidades de generación en

paralelo con la red pública de bajo voltaje y para asegurar que los operadores de las redes estén

conscientes de estas conexiones. Quien instale el generador es responsable de informar al

operador de la red. Cada etapa puede considerarse mutuamente excluyente.

6 El concepto de etapa no se aplica realmente al proceso descrito ya que la conexión de un generador no

pasa por diferentes etapas sino que aplica a una u otra opción de proceso para conectarse.


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Si bien, el operador de la red no puede rechazar una conexión cuando se cumplen todos los

requisitos de la norma, si puede desconectar un generador que representa una fuente de riesgo o

interfiere con la calidad del suministro a los clientes.

Las etapas mencionadas se componen en la etapa 1 que se aplica a la conexión de una única

unidad de generación y en la etapa 2 que se aplica a la conexión de múltiples unidades dentro de

una misma zona geográfica. En particular:

• Etapa 1 (5.1.1): La etapa 1 se aplica a la conexión para una unidad generadora con un

impacto a la red despreciable. Para la conexión, el operador de la red no necesita realizar

estudios detallados, lo único que se requiere es que el instalador informe al operador de la

red sobre la conexión del generador y que le envíe, dentro de los 30 días luego de la

puesta en marcha, toda la información del sistema de generación según el formato que se

muestra en el apéndice 3 de la norma.

• Etapa 2 (5.1.2): La etapa 2 se aplica a la conexión de múltiples unidades (5.1.2) en un área

geográfica reducida. En este caso, el instalador debe discutir los proyectos de conexión lo

antes posible con el operador de la red, el cual deberá evaluar el impacto en la red e

indicar las condiciones para realizar la conexión. La aplicación a conexión deberá seguir el

formato presentado en el apéndice 2 de la norma. Dentro de los siguientes 30 días a la

puesta en marcha debe realizarse la confirmación de la misma utilizando un formato

similar al entregado en el apéndice 3 de la norma.

A continuación, en la Figura 8 se presenta el diagrama de flujo para el proceso de conexión según

cada etapa.


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Una unidad generadora dentro de la instalación de un

cliente.

Instalación planeada de múltiples generadores en la

misma área geográfica.

Generador instalado y puesto en marcha de acurdo con ER G83/1, operador de la

red notificado como se requiere bajo ESQCR.

Generador instalado y puesto en marcha de acurdo con ER G83/1, operador de la

red notificado como se requiere bajo ESQCR.

El instalador envía la forma de puesta en marcha (apéndice 3) al operador de la red

dentro de los 30 días de puesta en marcha.

El instalador envía la forma de puesta en marcha para cada generador (apéndice 3)

al operador de la red dentro de los 30 días de puesta en marcha.

El instalador envía la forma de aplicación al operador de la red (Apéndice 2)

El operador de la red evalúa el impacto de la conexión y de ser necesario realiza el

diseño de la red.

El operador de la red confirma los requisitos de conexión con el instalador.

Etapa 1 Etapa 2


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Figura 8: Diagrama de flujo de los procesos de conexión según la norma inglesa para micro generadores, etapas 1 y 2.

Requisitos técnicos y de operación para los generadores conectados bajo la norma G83/1-1.

Los generadores conectados a la red deben cumplir ciertos requisitos que aseguren una operación

de la red segura y de calidad. Los requisitos que se estipulan tratan el cableado y aislación de una

instalación, la protección de la interface, calidad de suministro, inyección de corriente DC, factor

de potencia, contribución a la corriente de corto circuito, tecnologías no referenciadas en los

anexos y certificación. A continuación se entrega mayor detalle al respecto de estos puntos.

Cableado y aislación de una instalación (5.2).

La instalación que conecta al generador a los terminales de suministro debe cumplir con los

requisitos de BS 7671. En particular, el cableado que conecta los terminales de suministro con el

generador debe ser protegido por un equipo de protección adecuado, ser de un tipo y tamaño

adecuado para la capacidad del generador.

El generador debe ir conectado directo a un interruptor de aislación, el cual debe desconectar

cada fase y el neutro si lo hay. Este interruptor manual de aislación debe ser capaz de asegurarse

en la posición de desconectado y debe ubicarse en una posición accesible dentro de las

instalaciones del cliente.

Protección de la interface (5.3).

La protección de la interface tiene como propósito asegurar que la conexión de una unidad

generadora no perjudicará la integridad o degradará la seguridad de la red de distribución,

permitiendo la operación del generador bajo condiciones normales de voltaje y frecuencia.

Esta protección debe activarse cuando se excede alguno de los límites de la Tabla 19 mostrada a

continuación. Dentro de estos límites, la protección debe permitir la operación normal del

generador conectado a la red.


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Tabla 19: Límites del rango de operación normal y activación de las protecciones según la norma G83/1-1.

La desconexión del generador de la red, ante la acción de la protección se debe realizar

preferentemente mediante la separación de un elemento mecánico. En caso de utilizar un

elemento de estado sólido este debe asegurar la tolerancia a una falla de manera que, ante una

falla en el sistema de desconexión, se debe disminuir el voltaje a un valor por debajo de 50 V

dentro de 0,5 segundos.

Las funciones de protección indicadas en la Tabla 19 pueden ir incorporadas a la unidad

generadora u otorgada por equipos aparte, siempre que se cumplan los requisitos de IEC 60255-5

o alguno semejante y cumplir con todos los estándares relevantes descritos en el anexo apropiado

de la norma. La interface de protección debe funcionar apropiadamente, es decir, operar dentro

de la tolerancia requerida (según anexo correspondiente), para todo el rango de temperatura

operacional y otros factores ambientales. Una vez que el generador ha sido instalado y puesto en

marcha, los parámetros de las protecciones podrán ser alterados sólo a través de un acuerdo

escrito entre el operador de la red y el cliente o su representante.

La función de protección ante pérdida de suministro (5.3.2) debe utilizar una técnica reconocida

(como se define en el anexo correspondiente). No se consideran adecuados los métodos activos

que miden la impedancia de la línea tanto extrayendo pulsos de corriente desde como inyectando

corrientes AC hacia la red.


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Cuando la red presenta funciones de reconexión (5.3.3), la protección debe asegurar que el

generador permanecerá desconectado hasta que la red haya mostrado valores de voltaje y

frecuencia dentro del rango de la Tabla 19 durante al menos 3 minutos.


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Calidad de suministro (5.4).

La conexión del generador no puede perjudicar la calidad del suministro provisto por la red. Al

respecto, el generador debe cumplir con los requisitos de la directiva EMC y en particular con los

estándares de emisión para las familias de equipos presentados en la Tabla 20 mostrada a

continuación.

Tabla 20: Estándares de emisión indicados en la norma G83/1-1.

Inyección de corriente DC (5.5).

Se recomienda que los niveles de inyección de corriente DC de un generador no excedan 20mA.


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Factor de potencia (5.6).

El generador debe operar dentro de un rango 0,95 inductivo a 0,95 capacitivo a menos que se

acuerde algo diferente con el operador de la red.

Contribución a la corriente de corto circuito (5.7).

La contribución a la corriente de cortocircuito debe ser declarada por el instalador al operador de

la red, incluyendo las condiciones para las cuales se da la máxima contribución.

La medición del aporte a la corriente de corto circuito se realiza mediante aplicación de un corto

circuito en los terminales del generador (todas las fases, fase a neutro) con la máquina operando a

plena carga en estado estático. La medición de la corriente comprende desde que se aplica el

corto circuito hasta que se despeja mediante la protección del generador. Con las mediciones

obtenidas se debe generar un gráfico de corriente versus tiempo para cada fase desde que se

aplica la falla hasta que se despeja. Este gráfico deberá revelar la máxima corriente de corto

circuito.

Cuando corresponda, la prueba debe determinar el valor de los parámetros indicados en la Tabla

21 mostrada a continuación (descrito en el estándar IEC 60909).

Tabla 21: Parámetros de corto circuito necesarios según la norma G83/1-1.

Tecnologías no referenciadas en los anexos (5.8).


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Para simplificar el proceso de conexión para diferentes tecnologías de generación a las cubiertas

por los anexos se puede adjuntar la tecnología a algún grupo existente o, entre el cliente y el

operador de la red se puede generar un nuevo anexo.

Requisitos de certificación (5.9).

La certificación de diseño es responsabilidad del fabricante. Se espera que, a medida que crece el

mercado de un tipo de generador específico existan casas de pruebas reconocidas que realicen

esta tarea rutinaria. La unidad generadora debe cumplir con todas las directivas europeas y ser

rotulados con la marca CE.

El fabricante debe tener disponible un reporte que confirme la aprobación de las pruebas de

diseño para satisfacer los requisitos de esta norma. El reporte debe detallar el tipo y modelo de

generador probado, las condiciones de las pruebas y los resultados obtenidos. Los detalles deben

ser presentados en una hoja de pruebas como la que se presenta en el apéndice 4 de la norma.

Operación y seguridad (6).

La operación del generador debe incluir condiciones de seguridad que resguarden la salud de

quienes están expuestos a los efectos nocivos que conlleva trabajar cerca de la instalación de un

generador. A continuación se entregan especificaciones de los requisitos de operación,

etiquetado, mantenimiento, pruebas de rutina y puesta a tierra.

Requisitos operacionales (6.1).

El usuario debe asegurarse que el generador sea instalado, diseñado y operado manteniendo

conformidad con los requisitos de ESQCR 22(1)(a).

Etiquetado (6.2).

El instalador debe proveer etiquetas en los terminales de la red, la posición del medidor, unidad

de consumo y cada punto de aislación dentro de las premisas del cliente para indicar la presencia


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de un generador. Otra información que se debe incluir es el diagrama de circuito y un resumen de

la configuración de las protecciones incorporadas en el equipo. Además, el instalador debe

informar al cliente que es de responsabilidad del cliente mantener el etiquetado actualizado.

Mantenimiento y pruebas de rutina (6.3).

Se recomienda realizar las pruebas periódicas en intervalos según lo especificado por el fabricante

en el manual de usuario e instalación. El método de prueba y/o mantención debe incluirse en el

manual de mantenimiento.

Puesta a tierra (6.4).

Cuando un generador opera en paralelo con la red no deben existir conexiones directas entre el

generador y la tierra. Los sistemas que se conectan a través de un inversor pueden tener un polo

del lado DC conectado a tierra siempre que la aislación entre los lados AC y DC cumplan los

requisitos de separación simple (sección 5.3.3 de BS EN 60664-1). En estos casos el fabricante

debe tomar las precauciones razonables para asegurar que el generador no perjudica la integridad

de la red y que no sufrirá daño inaceptable ante condiciones de operación posibles, incluyendo

fallas en la red.

La puesta a tierra de todas las partes conductivas debe cumplir con los requisitos de BS 7671.

Puesta en marcha / desinstalación y pruebas de aceptación (7).

En la norma, esta sección presenta algunos puntos generales sobre la aplicación a conectar un

generador a la red y sobre las notificaciones de puesta en marcha y desinstalación.

Puntos generales (7.1)

Para aplicar a conectar un generador a la red se requiere el envío de información desde el cliente

al operador de la red. Estas acciones se realizan mediante los formatos tipo presentados en los

apéndices 1 a 3. Estos apéndices corresponden a:


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• Apéndice 1: Este apéndice muestra los diagramas de flujo que describen el proceso de

conexión y puesta en marcha.

• Apéndice 2: Este apéndice muestra los datos típicamente necesitados por el operador de

la red para la aplicación a conexión.

• Apéndice 3: Este apéndice muestra la información típicamente requerida por el operador

de la red para confirmar puesta en marcha.

La responsabilidad de traspasar la información al operador de la red recae en el instalador. Este se

debe asegurar que la información relevante es traspasada al operador de la red en concordancia

con los requisitos de las etapas 1 o 2 según sea apropiado. Para ello se utilizan los formularios tipo

presentados en los apéndices 2 y 3. Estos están diseñados para simplificar el procedimiento de

conexión para el operador de la red y para el instalador del generador, proveer al operador de la

red con toda la información requerida para evaluar el impacto potencial de la conexión del

generador en la operación de la red, informar al operador de la red que la instalación del

generador cumple con los requisitos de la norma G83/1 y permitir al operador de la red registrar

de manera precisa la ubicación de todos los generadores conectados a la red.

El cumplimiento de los requisitos presentados en los respectivos anexos para cada tecnología

asegura que el generador sea considerado para la aprobación de su conexión a la red. La intención

es que los fabricantes de unidades generadoras utilicen los requisitos de esta norma para

desarrollar certificados de diseño para cada uno de sus modelos de generación.

Ante la recepción de una aplicación tipo etapa 2, la respuesta del operador de la red estará en

concordancia con las condiciones estándar impuestas por Ofgem (aplicaciones para la conexión a

la red).

Instalación y puesta en marcha (7.2).

La instalación del generador debe ser realizada por un instalador con calificaciones reconocidas y

aprobadas relacionadas a los combustibles usados y a instalaciones eléctricas generales.


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Sin descuidar esta norma, la instalación se realizará según un estándar no menor al indicado en las

instrucciones de instalación proporcionadas por el fabricante.

Ningún parámetro relacionado con la conexión eléctrica y sujeto a certificación podrá ser

modificada a menos que exista un acuerdo escrito entre el operador de la red y el cliente o su

representante. El acceso a la manipulación de esos parámetros debe estar restringido.

Se considera buena práctica el realizar una prueba de pérdida de suministro (operación no

deseada en isla) durante la puesta en marcha.

Notificaciones de puesta en marcha (7.3).

El instalador debe informar al operador de la red antes de o cuando se efectué la puesta en

marcha. Además, dentro de los siguientes 30 días laborales, el instalador debe informar al

operador de la red sobre los detalles más relevantes de la instalación del generador según la

forma del apéndice 3 de la norma.

Si se requiere el remplazo de una parte importante del generador sólo es necesario informar al

operador de la red en caso que este remplazo afecte la manera de operar del generador o de la

protección que fue originalmente puesta en marcha.

Notificación de desinstalación (7.4).

El cliente debe notificar al operador de la red cuando el generador ya no será conectado en

paralelo con la red, proveyendo la información que se detalla en el apéndice 5 de la norma.

Apéndices.

La norma G83/1-1 incluye cinco apéndices que contienen indicaciones sobre el proceso de

aplicación para realizar la conexión de uno o varios generadores, contienen los formularios tipo

necesarios para realizar este proceso y contiene el formulario tipo para informar al operador de la


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red sobre la desinstalación de algún generador. A continuación se entrega mayor información para

cada apéndice.

• Apéndice 1: El apéndice 1 contiene el diagrama de flujo del procedimiento de conexión

para cada etapa (Figura 8). En este diagrama se observa que la etapa 1 se aplica a una

única unidad generadora y consta de la notificación al operador de la red sobre la

conexión del generador y el envío de los detalles de instalación relevantes al operador de

la red. Igualmente, se observa que la etapa 2 se aplica a múltiples unidades generadoras

dentro de una misma área geográfica y consta del envío de aplicación de conexión al

operador de la red, la evaluación del impacto de la conexión de los generadores realizado

por el operador de la red, la confirmación de los requisitos de conexión en conjunto

(operador de la red e instalador) y finalmente los mismos puntos de la etapa 1.

• Apéndice 2: El apéndice 2 muestra el formulario tipo para la aplicación para conectar. Los

puntos principales que contiene son los detalles del proyecto, del instalador y del

generador, otra información anexada, declaración del solicitante y los comentarios del

operador de la red (a completar por el representante del operador de la red).

• Apéndice 3: El apéndice 3 contiene el formulario tipo para confirmar la puesta en marcha

de un generador instalado. Este formulario trata los puntos detalles del sitio, de contacto,

del generador y del instalador, otra información anexada y una declaración del instalador.

• Apéndice 4: El apéndice 4 contiene el formulario tipo para la verificación de las pruebas de

diseño. Toma en cuenta los detalles del generador, de la casa de pruebas (organismo o

empresa que lleva a cabo las pruebas) y de la prueba y los resultados de las pruebas de

calidad de la energía (Armónicas, fluctuaciones de voltaje y parpadeo, inyección de

corriente DC y factor de potencia), bajo y sobre frecuencia y voltaje, pérdida de suministro

(isla), los tiempos de reconexión, la contribución a los niveles de falla y la tolerancia a una

falla del interruptor de estado sólido. Finalmente presenta los comentarios sobre las

pruebas.

• Apéndice 5: El apéndice 5 contiene el formulario tipo para confirmar la desinstalación de

un generador. En él se deben indicar los detalles del sitio, del generador y del agente de

desinstalación.


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Anexos.

Los anexos de la norma incluyen consideraciones para el diseño de la red y para la conexión de

cogeneración doméstica, foto voltaica, células de combustible, micro viento y micro hidro. En

particular:

• Anexo A: El anexo A indica las consideraciones para el diseño de la red. Toca tanto puntos

generales como los principios de diseño en bajo voltaje, el impacto en los niveles de

voltaje, los niveles de corto circuito, las cargas del sistema, el desbalance de voltaje, los

principios de diseño en alto voltaje, las mediciones, la exportación de energía e

información requerida por el operador de la red.

• Anexo B a F: Los anexos B a F indican los requisitos de conexión específicos para las

tecnologías de cogeneración doméstica, foto voltaica, células de combustible, micro viento

y micro hidro. Los puntos que tratan estos anexos incluyen los arreglos generales de la

certificación y pruebas de diseño, la certificación y marca CE, la prueba funcional de

verificación para el diseño de la protección de interface (tiempos de desconexión,

funciones de protección ante sobre y bajo voltaje y frecuencia y ante pérdida de

suministro y reconexión), la calidad de la energía (armónicas, factor de potencia,

fluctuaciones de voltaje y parpadeo, inyección de corriente DC, protección de

sobrecorriente, contribución a la corriente de corto circuito y tolerancia a una falla del

interruptor de estado sólido).

4.7 Normativa y regulación para la cogeneración en Europa: El caso español y alemán.

En Europa, el desarrollo de la cogeneración eficiente a distintas escalas se ha vuelto uno de los

objetivos de desarrollo energético para el futuro venidero. La cogeneración representa una

alternativa técnicamente eficiente y costo efectiva para suministrar electricidad y calor en forma

local y permitir la reducción de emisiones contaminantes asociadas a la producción energética. Por

esta razón, el parlamento europeo ha desarrollado una directiva especifica relacionada a la

cogeneración (directiva europea 2004/8/CE) con el objetivo de incentivar el desarrollo de sistemas

eficientes y seguros de abastecimiento energético a través de la cogeneración y otros medios.


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Algunos países como Dinamarca ya desde hace tiempo han ido desarrollando la cogeneración

como parte integral de su matriz energética (la participación de la cogeneración en Dinamarca

alcanza casi el 50% de su matriz energética total). Otros países como Alemania y España tiene un

desarrollo más incipiente aunque han comenzado a implementar distintas reformas regulatorias

que habiliten e incentiven el desarrollo de la cogeneración en sus respectivas matrices

energéticas.

4.7.1 Directiva europea 2004/8/CE.

El objetivo de la Directiva 2008/8/CE es incrementar la eficiencia energética y mejorar la seguridad

del abastecimiento mediante la creación de un marco para el fomento y el desarrollo de la

cogeneración de alta eficiencia de calor y electricidad basado en la demanda de calor útil y en el

ahorro de energía primaria en el mercado interior de la energía, teniendo en cuenta las

circunstancias nacionales específicas, especialmente en lo que se refiere a las condiciones

climáticas y económicas. Esta directiva se aplicará a la cogeneración tal y como se define en el

artículo 3 y a las tecnologías de cogeneración enumeradas a continuación:

• Turbina de gas de ciclo combinado con recuperación del calor.

• Turbina de contrapresión sin condensado.

• Turbina con extracción de vapor de condensación.

• Turbina de gas con recuperación del calor.

• Motor de combustión interna.

• Microturbinas.

• Motores Stirling.

• Pilas de combustible.

• Motores de vapor.

• Ciclos Rankine con fluido orgánico.

• Otras que corresponden a la definición dada en la directiva.

El contenido de esta directiva abarca:


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• Definiciones correspondientes.

• Criterios de eficiencia de la cogeneración.

• Garantía de origen de la electricidad de cogeneración de alta eficiencia.

• Potenciales nacionales de cogeneración de alta eficiencia.

• Planes de apoyo.

• Aspectos relacionados con la red eléctrica y la tarifación.

• Procedimientos administrativos.

• Informes de los estados miembros.

• Informes de la comisión.

• Método de cálculo alternativo.

• Revisión.

• Otros.

Uno de los principales logros de la directiva de cogeneración ha sido codificar para Europa que se

entiende por cogeneración eficiente. Cualquier planta a la cual se le atribuya el estatus de

“eficiente” deberá ahorrar un mínimo de un 10% en energía primaria comprada con la producción

separada de calor y electricidad basada en el mismo combustible.

4.7.2 Cogeneración en España: Extracto de la guía técnica para la medida y determinación del

calor útil, de la electricidad y del ahorro de energía primaria de cogeneración de alta

eficiencia.

La nueva legislación española constituida por el RD 616/2007 de fomento de la cogeneración (que

transpone a legislación española la Directiva 2004/8/CE), y el RD 661/2007 que determina el

régimen económico de la cogeneración, establece el marco normativo de cogeneración existente

en España. Además, dada la necesidad de una aplicación práctica de esta normativa se requiere

una guía de aplicación pertinente a ella. Esta guía fue diseñada de manera que entregue

indicaciones que permitan:

• Calcular los complementos retributivos en función de su eficiencia.

• Determinar la electricidad que es objeto de las garantías de origen.


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• Evaluar los índices de eficiencia de las plantas de cogeneración para discriminar las que

deben ser objeto de fomento.

Estos índices de eficiencia son función del ahorro de energía primaria y pueden determinarse a

partir del calor (H), la energía eléctrica producida (E) y el combustible consumido (F).

Por otra parte, la electricidad de cogeneración (ECHP), debe determinarse a partir del Anexo II de

la Directiva Europea o el Anexo II del RD 616/2007 y es función del rendimiento global de la planta

y de sus características de diseño. Existen asimismo diferentes criterios de evaluación de las

plantas: así, el RD 661/2007 se basa en el rendimiento eléctrico equivalente (REE) y en el RD

616/2007 el índice empleado es el PES, que consiste en el ahorro de energía primaria porcentual y

determina cuándo la electricidad de cogeneración es de alta eficiencia.

La existencia de diferentes criterios en la Legislación vigente para la evaluación y cualificación de

las plantas de cogeneración, requiere un análisis previo y la aceptación preliminar de unos

principios fundamentales que permitan conducir a un conjunto de soluciones que deben ser

razonables técnicamente, aceptables económicamente y coherentes con las diferentes

legislaciones vigentes, no sólo en España sino en el conjunto de los Estados Miembros de la Unión

Europea.

Los principios en los que se basa esta guía pueden resumirse en:

• El objetivo de la cogeneración es el máximo ahorro de energía primaria entendida como

ahorro de combustible.

• La base de dimensionamiento de las plantas de cogeneración es la demanda de calor útil

que de otra forma debería producirse con combustible.

• El RD 616 define la electricidad de cogeneración y la cogeneración de alta eficiencia. Se

entiende la electricidad de cogeneración como base de las garantías de origen, de manera

que cuando la cogeneración sea de alta eficiencia tendrá la mencionada garantía de origen

de electricidad de cogeneración de alta eficiencia.

• La alta eficiencia conseguida por las plantas de cogeneración en la producción de energía

eléctrica es debida al aprovechamiento del calor que se produce simultáneamente.


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La evaluación de estas plantas es relativamente compleja, no sólo por la complejidad legislativa

sino por la complejidad y diversidad tecnológica de las mismas y por la dificultad de la medida de

los parámetros que determinan su eficiencia y especialmente de la medida del calor útil

producido. Por ello, es necesaria la elaboración de un documento de carácter práctico

suficientemente ilustrado que clarifique la forma y el método para evaluar las plantas de

cogeneración.

Esta Guía técnica propone una metodología de cálculo del calor útil, electricidad de cogeneración

de alta eficiencia y el ahorro de energía primaria para las plantas de cogeneración dentro del

contexto de la Directiva 2004/8/CE relativa al fomento de cogeneración y al Real Decreto

661/2007 por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

Esta Guía es una herramienta de ayuda en el estudio de casos reales sobre la medición y

determinación de estas magnitudes.

Esta Guía armoniza los sistemas de cálculo, de forma que puedan aplicarse de manera clara a

partir de las medidas obtenidas en las instalaciones.

Esta Guía será de interés para los siguientes colectivos:

• Administraciones competentes para la autorización e inclusión de equipos de

cogeneración en el régimen especial.

• Entidades competentes en el seguimiento del cumplimiento de requisitos técnicos

(cumplimiento del REE).

• Titulares de instalaciones de cogeneración tanto existentes como nuevas.

• Asociaciones sectoriales cuyos usuarios utilicen equipos de cogeneración.

Ámbito temporal de la Guía.

La Comisión Europea está elaborando unas Guías para la implementación de la Directiva

2004/8/CE que actualmente se encuentran en fase de discusión. En el momento en el que se

publiquen estas Guías europeas, será necesario realizar una revisión en conjunto y en su caso


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corrección de la presente Guía que servirá para introducir nuevos criterios, y modificar ó eliminar

aspectos no contemplados en la presente Guía.

De acuerdo a lo anterior, la presente Guía es de aplicación desde la fecha de su publicación oficial

hasta su adaptación y revisión en su caso, de acuerdo a los criterios armonizados que finalmente la

Comisión Europea exprese en las Guías para la implementación de la Directiva 2004/8/CE.

Estructuración de la Guía.

Este documento muestra en primer lugar un capítulo dedicado a la importancia del ahorro de

energía primaria como principio básico del apoyo a las cogeneraciones. Este punto es de carácter

genérico y se incluye con objeto de aportar una clarificación conceptual del principio mencionado.

Esta guía contiene cuatro capítulos para describir e indicar la metodología de cálculo de los

siguientes conceptos:

• Calor útil producido en una planta de cogeneración.

• Electricidad de cogeneración.

• Combustible de una planta de cogeneración.

• Ahorro de energía primaria.

A lo largo del documento se describen las distintas posibles situaciones y la forma de cálculo de los

parámetros objeto de la Guía. Del mismo modo se indican los principios que en todo momento se

tienen en cuenta en el cálculo de dichos parámetros.

Como complemento a lo indicado, también incluye una sección dedicada a los puntos en los cuales

es necesario realizar las mediciones en planta para el cálculo de parámetros de interés.

Por último, incluye cinco anexos con el siguiente contenido:

• Metodología de corrección de los valores de referencia para la producción separada de

calor y electricidad.

• Nomenclatura de parámetros empleados y diagramas de flujo.


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• Metodología de cálculo del factor ∆∆ (define variaciones en el calor útil).

• Ficha técnica resumen del cálculo del rendimiento eléctrico equivalente.

• Ficha técnica resumen del cálculo de la electricidad de cogeneración y el ahorro

porcentual de energía primaria.

4.7.3 Desarrollo de la cogeneración en Alemania y el Acta de cogeneración KWKg 2002

En el contexto de la generación distribuida, la cogeneración puede jugar un rol fundamental dada

su alta eficiencia y su costo efectividad para generar electricidad menos contaminante que los

sistemas de generación convencional a base de carbón y gas. Por esta razón, el desarrollo de la

cogeneración se ha vuelto un elemento prioritario en la política pública energética de algunos

países desarrollado como algunos países nórdicos y Dinamarca. En específico, Alemania es un caso

interesante ya que la cogeneración no se ha desarrollado tanto como lo esperado y se han

implementado medidas de peso para apoyarla y permitir su desarrollo.

Desde los inicios en 1870 hasta la intervención del estado en 1974.

En este país comenzó la cogeneración en los años 70 del siglo XIX (Rapp, 2009). La iniciativa nació

para poder suministras de calefacción a hospitales, sin tener que encender braseros en cada

habitación (riesgo por monóxido de carbono) Esto se aplicó por ejemplo en los hospitales de

Adernach, Beeliz, Bonn y Düsseldorf. Años más tarde, en 1893, la ciudad de Hamburgo también

concreto un proyecto de CHP, pero que en este caso fue diseñado como tal. Era la central eléctrica

(construida en 1888) que proveía de calefacción al Ayuntamiento, que también prefería prescindir

del fuego por motivos de seguridad.


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Figura 9: Edificio de la central cogeneradora en la calle “Poststrasse” en Hamburgo, 1893.

En 1892, con el fin de compartir experiencias y solucionar problemas técnicos, se juntaron

representantes de 16 compañías eléctricas y fundaron el Vereinigung der Elektricitätswerke

(VdEW)“ (Agrupación de centrales eléctricas). El principal problema era el dilema de la distribución

en corriente continua o alterna. Esto a pesar de que ya un año antes se había optado por la

corriente alterna en la “Exposición internacional de electrotecnia” en Frankfurt.

El siguiente paso fue suministrar barrios habitacionales y edificios públicos conjuntamente con

calefacción y electricidad. Bajo esta iniciativa se concretaron grandes proyectos de CHP (o bien

calefacción urbana, como lo llamaban los alemanes en ese tiempo) en las ciudades de München

(1901), Karlsruhe (1906), Kiel (1907), Leipzig (1912) y Berlín (1912).

Luego vino un cambio de prioridades, por la primera Guerra Mundial y tras ella, en 1920 comenzó

una real evolución tecnológica de este tema, ya que sus regiones proveedoras de carbón y gas

habían sido ocupadas por Bélgica y Francia. Dada la escasez y los altos precios, la calefacción ya no

era algo que se diera por sentado.

En 1925 participaron de una reunión las industrias relacionadas a las redes de calefacción. Esta

reunión organizada por el “Club de Ingenieros en Calefacción” realizada en la Universidad de


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Berlín, 23 y 24 de Octubre de ese año (Heizungs-Ingenieure, Fichtl, Marx, & Froehlich, 1927). En

esta reunión, además de intercambiar experiencias y solucionar inquietudes técnicas, se

profundizó en la discusión acerca del “mejor” medio de transporte de energía calórica (agua o

vapor) y del modelo y tecnología de medición de consumo energético, ya que errores en este

aspecto podrían traer graves consecuencias económicas.

En 1929 Alemania contaba con 40 centrales cogeneradoras (conocidas), mientras que Europa en

1930 lucía más de 300 instalaciones de este tipo, entre otros, en Paris, Sn. Petersburgo, Helsinki y

en el Vaticano.(AGFW, 2008)

Sin interrupción, se continuó desarrollando y ampliando grandes proyectos, eficientizando el uso

de los escasos recursos. Fue entonces que vino “la crisis de la cogeneración”, pues los

requerimientos de electricidad y calefacción no coincidían durante el día. Así solucionaron

conjuntamente el problema de las redes con acumuladores de agua. Poco después de este

problema, en 1932, se reunieron por primera vez todos los representantes de las centrales de

cogeneración alemanas, lo que se podría definir como el antecesor de la actual “AGFW –

Arbeitgemeinschaft Fernwärme” (Grupo de trabajo para redes de calefacción). Cabe destacar que

esta agrupación se preocupa hoy en día principalmente sobre la eficiencia energética y la

cogeneración (AGFW, 2011). Este mismo grupo creo en 1936 las primeras directrices técnicas para

la construcción de redes de transmisión de energía térmica.

Años más tarde, tras la segunda Guerra Mundial en 1945, las redes de distribución estaban en

gran parte destruida, así como la industria y la población. A pesar de esto, la cogeneración siguió

siendo una prioridad durante la reconstrucción del país. Más aun, con tantos proyectos por

construir y el conocimiento acumulado desde 1870 hasta esa fecha, el desafío fue visto con una

mirada de largo plazo. De esta manera la energía inyectada a las redes de calefacción aumentó 11

veces entre 1950 y 1970, desde 10PJ/a (2.778 GWh/año) hasta 110PJ/a (30.556 GWh/año).

(AGFW, 2008) Estos números son válidos únicamente para la República Federal de Alemania


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(Occidental), pues en la zona de ocupación Rusa, la República Democrática de Alemania, las

plantas existentes fueron en parte desarmadas y transportadas a Rusia.

Una de las claves para este enorme crecimiento fue la fundación de “Arbeitsgemeinschaft der

Landesverbände der Elektrizitätswerke (AdEW)” (Comunidad de trabajo de las agrupaciones

federales de centrales de eléctricas). Sus funciones se subdividían en cinco grupos de trabajo:

Relación de precios electricidad/calefacción; Directrices para la construcción de equipos

domiciliarios; Tarifas y medición de uso de calefacción; instalación de tuberías; Bases de la

planificación general de calefacción de ciudades. Esta entidad publicó en 1955 el primer manual

exhaustivo de las regulaciones para la construcción de instalaciones de cogeneración en Alemania

(AGFW, 2008). Entre sus tareas una de las principales fue la estandarización de equipos, ya sean

industriales, domiciliarios o de distribución.

En 1971 se funda oficialmente la AGFW, con 47 miembros que correspondían al 75% del total de la

energía inyectada a los sistemas de calefacción. Así se podría representar de manera significativa

una posición en la política y al público general. Un siguiente paso fue la creación y publicación

regular de la revista técnica “Fernwärme international“ (hoy se llama EuroHeat&Power),

asegurando con ello la comunicación con el público de interés.

Las variables incontrolables se hacen notar en octubre de 1973, cuando Egipto y siria atacan a

Israel. Durante este conflicto, la producción de petróleo de los países árabes disminuyó

drásticamente. Con esto el precio aumento en un 200% en corto tiempo, un motivo más para

fortalecer la cogeneración. Años más tarde, en 1978, tras la segunda crisis del petróleo, esta

tecnología demostró ser una buena solución. Paralelamente, en la RDA, la distribución distrital de

calor se volvía un problema, pues las redes en uso no habían sido mantenidas correctamente en

décadas (desde 1939).

Paralelamente y también muy asociado a la crisis del petróleo en los años 1970, crece fuertemente

la conciencia sobre el uso y la utilización de la energía incluso a nivel domiciliario. Los precios del


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combustible dejaron de ser irrelevantes. Frente a esta nueva situación el ingeniero Ulrich

Jochimsen presentó su proyecto ENERGIEBOX (Jochimsen, 1978), consistente en la utilización de

motores de vehículos en cada hogar, acoplados a generadores eléctricos e intercambiadores de

calor para agua de calefacción o uso sanitario. Este modelo causó revuelo y tuvo bastante éxito,

hasta que los precios del petróleo bajaron nuevamente, quitando las grandes expectativas sobre

este nuevo mercado. Pero fue esta idea la que abrió la imaginación en dirección a la cogeneración

descentralizada, lo cual era posible desde el punto de vista térmico, gracias a las extensas redes

distritales de distribución de energía térmica.

Figura 10: Un modelo simplificado del microCHP de central ideado por Jochimsen.

Si bien el mercado no lo requería directamente, algunas empresas siguieron desarrollando

conocimiento en torno a este tópico, conscientes de que los combustibles fósiles no serían eternos

y de que las pérdidas por transporte se ven reducidas. Esto sin mencionar una cierta

“independencia” del sistema.

Es importante destacar que en los años 70 Alemania se concentró en su generación eléctrica a

base de centrales nucleares y termoeléctricas alimentadas por el carbón de sus regiones

occidentales.


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Finalmente, durante/tras la crisis del petróleo en 1974, el Gobierno de la RFA decide tomar cartas

en el asunto.

Interés del Gobierno en la cogeneración

Una vez identificado el problema, el Ministro de Investigación Matthöffer encarga en 1974 a la

AGFW realizar un estudio del potencial de la cogeneración en Alemania. Este estudio debe ser

similar a un atlas donde se indique según la región las posibilidades de desarrollo en esta materia,

tomando en cuenta aspectos ecológicos, económicos y macroeconómicos.(Deutschland, 1977)

Con el resultado de este estudio el gobierno alemán decide incentivar el desarrollo de la

cogeneración entregando subvenciones de 730 y luego 1.200 MM DM (en 1980 1USD=1.7DM; DM,

Deutsche Mark o Marco Alemán era la moneda alemana de esa época). Estos incentivos

produjeron inversiones privadas del orden de 5.400 MM DM en los años 70 y 80 (AGFW, 2008).

Reunificación alemana y liberalización

Tras la caída del muro de Berlín, después de estar 41 años separados, Alemania se unifica. Esto

significó para la industria de la cogeneración un gran boom y a la vez un gran desafío.

La primera mitad de la “década de la cogeneración”, los años 90, se vio marcada por la reparación,

renovación y creación de redes de suministro distrital de calor. Para esto fue imprescindible

desarrollar un concepto general de la evolución aspirada, creación de las empresas regionales

encargadas, la orientación a la rentabilidad desde el punto de vista del mercado, el desarrollo de

las ventas del servicio, la renovación, modernización y recambio de las antiguas instalaciones

generadoras, entre otros.

Los fondos de 1.200 MM DM necesarios para llevar a cabo esta enorme tarea fueron facilitados

por el gobierno y los estados federados. Todo esto estaba claramente dirigido/orientado por las

conclusiones del estudio sobre las posibilidades de cogeneración, realizado para evaluar las

necesidades de esta zona de Alemania. Este estudio también fue efectuado por la AGFW.


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El resultado de esta renovación se vio reflejado en la calidad del aire y la situación ambiental del

entorno de las ciudades beneficiadas.

KWKg: Acta para la retención, modernización y expansión de la cogeneración.

La regulación existe en Alemania específica a la cogeneración se traduce en el Acta de

cogeneración (KWGKg). Esta ley regula el financiamiento de plantas de cogeneración antiguas y

nuevas, así como el desarrollo y construcciones de redes de calor en las cuales el calor proveniente

de las plantas de cogeneración pueda ser evacuado. El propósito de esta acta es contribuir al

objetivo de incrementar la porción de electricidad producida por medio de cogeneración en la

República Federal de Alemania al 25% por medio de: protegerla por un periodo restringido,

modernizar viejas y construir nuevas plantas de cogeneración, apoyando el lanzamiento al

mercado de células de combustible como también promover la ampliación y construcción de redes

de calor que suministren calor a partir de plantas de cogeneración. Esto con el objetivo de ahorrar

energía, proteger al medio ambiente y alcanzar las metas anti cambio climático del gobierno. Esta

acta determina la compra y el pago de electricidad proveniente de la cogeneración.

El contenido de esta acta comprende:

• Definición de términos.

• Obligaciones de conexión, compra y pago.

• Categorías de plantas de cogeneración con derecho a recibir incentivos.

• Redes de calor nuevas y extendidas con derecho a recibir incentivos.

• Licenciamiento de plantas de cogeneración.

• Licenciamiento de redes de calor nuevas y extendidas.

• Pago de incentivos para redes de calor nuevas y extendidas.

• Comprobación de la electricidad suministrada mediante cogeneración.

• Descarga de costos.

• Certificado de origen de la electricidad de cogeneración eficiente.

• Responsabilidades.

• Costos.


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5. Recomendaciones para el mejoramiento de la normativa vigente y nueva normativa para

generación distribuida en Chile.

Las recomendaciones contenidas en este informe se concentran en los ámbitos relacionados con:

los requisitos técnicos mínimos necesarios para permitir la conexión de un generador distribuido

en baja tensión; las características específicas de la información solicitada al interesado y de los

formatos y formularios pertinentes; las condiciones que debe cumplir la actividad de cogeneración

y el uso del calor residual de proceso térmico; los antecedentes aportados por la empresa

distribuidora y los formatos asociados a los formularios utilizados para ello; las características de la

construcción, ampliación o recambio de empalmes; los requisitos de seguridad de la instalación de

conexión del generador distribuido; las exigencias de operación; los equipos de monitoreo y

medición; y las pruebas de diseño, producción, puesta en servicio y periódicas.

El primero de ellos se relaciona con los requisitos técnicos mínimos necesarios para permitir una

conexión de los sistemas de generación segura y confiable. En este ámbito los principales aportes

se centran en establecer requerimientos simplificados cuando se cuente con la certificación

internacional de los equipos, así como procedimientos de conexión segmentados por capacidad

instalada e impactos de los sistemas de generación en la red. De esta forma se evita exponer a

equipamiento de pequeña escala y certificados a pruebas y estudios innecesarios, mientras que se

asegura que generadores de mayor capacidad serán instalados de manera que no perturben la

seguridad y calidad de suministro en la red.

El segundo ámbito entrega recomendaciones para el tratamiento de la cogeneración, debido a que

esta ha sido incluida como familia tecnológica elegible para acogerse a las disposiciones

establecidas en la ley N° 20.571/2012 sobre facturación neta. Las recomendaciones se orientan

principalmente a entregar lineamientos para definir el término cogeneración eficiente y en

promover la implementación de generadores comunitarios operados mediante el modelo de tres

partes, modelo a través del cual la cogeneración eficiente se desarrolla de forma natural.


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El tercer ámbito se relaciona con la información, documentación y formularios asociados al

proceso de solicitud de conexión. La principal recomendación consiste en establecer un cuerpo de

documentación y formularios estandarizado e independiente de la empresa distribuidora a través

del cual el cliente deberá solicitar la conexión al sistema, en el cual se establezca claramente toda

la información que el interesado debe suministrar. Esta estandarización es necesaria para

simplificar y agilizar el proceso, además de evitar que los interesados en los proyectos de

generación deban entrar en costosas e ineficientes reuniones, conversaciones y eventualmente

negociaciones con la empresa distribuidora. Esto permite derribar las principales barreras de

entrada para la generación distribuida, las cuales ya han sido pesquisadas en los años que lleva

vigente la regulación sobre generación distribuida en Chile y el mundo.

El cuarto ámbito se refiere a los antecedentes aportados por la empresa distribuidora y los

formatos de contratos estandarizados. Aquí se recomienda principalmente que las empresas

distribuidoras realicen todos los estudios necesarios para verificar factibilidad y determinar las

modificaciones necesarias para conectar un generador distribuido en baja tensión. No obstante, se

recomienda que se mantenga abierta la opción de realizar los estudios por medio de un tercero,

condición de transparencia y autoregulación fundamental. Además, se recomienda que las

empresas distribuidoras mantengan una base de datos con las características técnicas de sus redes

de manera pública, actualizada y en formato de fácil acceso, de forma que esta información sea

vinculante para los interesados. Los interesados en conectar un generador a la red deberán enviar

un formulario estandarizado y simple para tener acceso a esta base de datos. Este formulario

deberá encontrarse disponible en forma pública en los sitios web de cada empresa distribuidora.

El quinto ámbito trata de las características de construcción, ampliación o recambio de empalmes.

La principal recomendación es que el dueño del generador distribuido no esté obligado a cambiar

el empalme a menos que su excedente de generación supere la capacidad del mismo o que la

tecnología seleccionada lo requiera, en cuyo caso el recambio lo debe realizar la empresa


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distribuidora, a costo del cliente (o visar la conexión, en caso que se encomiende el cambio a un

tercero). Finalmente, dado que la legislación vigente otorga el derecho a un cliente con hasta 10

kW de capacidad a tener un empalme monofásico, se indica que la capacidad monofásica de

generación máxima instalable permitida debe ser de hasta 10 kW, evitando vulnerar el derecho de

los clientes de permanecer como cliente BT1 (sin necesidad de gestionar demanda).

El sexto ámbito trata las recomendaciones para los requisitos de seguridad de la instalación de

conexión del generador distribuido. Dentro de estas recomendaciones se tratan temas de

conexión a la red, puesta a tierra, señales de presencia de un generador distribuido y de su estado

operacional y las marcas de información y precaución.

El séptimo ámbito se refiere a las recomendaciones para las exigencias de operación, integrando

las condiciones de operación según el rango de voltaje, de frecuencia y los rangos permitidos de

factor de potencia. Estas recomendaciones se basan en las normas IEEE 1547, UL 1741, España,

Alemania, Inglaterra y NTCO.

El octavo ámbito trata sobre las recomendaciones para los equipos de monitoreo. Una

recomendación inicial respecto al equipamiento a utilizar corresponde a un medidor de dos

canales electrónico que permita medir consumo e inyección por separado. Sin embargo, en este

aspecto la principal recomendación corresponde al intervalo de integración a ser utilizado en la

medición de inyecciones y consumos del cliente y su sistema de generación. El periodo de

integración utilizado para realizar el balance entre consumo e inyección es un tema fundamental

en Chile y casi sin precedentes en la literatura internacional, pues en el ámbito del Net Metering

que se aplica en casi todos los países es absolutamente irrelevante. Sin embargo, en el ámbito del

Net Billing que se aplica en Chile el intervalo de integración determina cuanta generación local se

contabiliza como reducción de consumo y cuanta como inyección de excedentes. Por lo tanto, el

largo del intervalo define en gran medida el precio al que se valoriza la generación local. La


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definición del intervalo dependerá de una decisión arbitraria de la cual depende en gran medida la

rentabilidad de los proyectos de generación distribuida.

• Si se elige un intervalo muy corto (instantáneo, 15 minutos, etc.) se le exige absoluta

coincidencia a la generación local con el consumo, para que la generación sea considerada

como reducción de consumo. Con esto aumenta la porción de la generación local que es

valorizada como inyección de excedente (a menor precio).

• Si se elige un intervalo de integración mayor (una hora, día o hasta un mes) se le permite

(o perdona) al generador cierta falta de coincidencia, utilizando a la red como batería o

buffer por una hora, día o lo que se defina, permitiéndole valorizar una mayor parte de su

producción como reducción consumo (implícitamente a mayor precio).

La decisión del intervalo de integración es finalmente política y se trata de zanjar el trade-off

entre facilitar (y eventualmente promover) el desarrollo de la generación distribuida entre clientes

BT1 por sus diversos beneficios y permanecer fiel al modelo de tarificación actual, registrando

adecuadamente la demanda de potencia de los clientes BT1 con generación distribuida (para

llevar los subsidios cruzados entre clientes con y sin generación a su mínima expresión).

Este punto además trata propuestas de esquemas de medición para sistemas de generación

comunitarios en condominios y edificios, proponiendo diversas alternativas de repartición de

inyecciones (administrativas y tecnológicas). Las propuestas del equipo DICTUC van

principalmente a establecer una solución de tipo administrativa, pues representa los menores

costos y barreras de implementación, por lo que son preferibles a las soluciones más tecnológicas.

Finalmente, el noveno ámbito corresponde a las recomendaciones para las pruebas de diseño,

producción, puesta en marcha y periódicas. El principal objeto es establecer certificaciones

homologadas a otras normas, de manera contextualizada a la realidad chilena que permitan

ahorrar costo y tiempo de pruebas y trámites. Además, se recomienda que las pruebas de puesta

en marcha se limiten a inspecciones visuales y exigencias de certificados. Por su parte, se

recomienda que las pruebas periódicas se realicen según lo que indica el fabricante.


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5.1 Recomendaciones generales, espíritu y futuro de la generación distribuida de baja escala

Chile como pocos países ha optado por una Ley de Facturación Neta o Net Billing para acomodar a

la generación distribuida residencial. Así mismo, se ha optado por un límite de 100 kW para las

instalaciones sujetas a este esquema, bastante superior al límite de 10 kW que caracteriza a los

clientes residenciales chilenos. Internacionalmente es común identificar que el Net Metering o

Medición Neta (esquema que comúnmente se aplica en otros países), se aplique primero a

clientes pequeños o residenciales y luego paulatinamente se extienda a instalaciones de mayor

envergadura, migrando así desde algunos kilowatts hasta las decenas y cientos de kilowatts e

incluso megawatts de capacidad.

La característica fundamental del Net Metering y del Net Billing es la simplicidad y

estandarización, donde un cliente residencial (de 6 kW o 10 kW) que no tiene ningún

conocimiento eléctrico, compra y /o contrata la construcción e instalación de un pequeño equipo

de generación. Este cliente, llenando unos pocos formularios, en el muy corto plazo y a bajos

costos de tramitación, puede disponer de su uso, reducir su cuenta de consumo energético y

recibir una retribución por los excedentes que vende a la red. En este contexto, el desarrollo de

formularios estándar, procedimientos estándares y simplificados, la utilización de equipos

certificados y la instalación por instaladores certificados de dichos equipos, además de la baja

escala de estas instalaciones, permite evitar la realización de estudios innecesarios y la necesidad

de múltiples interacciones con la empresa distribuidora. Con esto se logra una efectiva y de muy

bajo costo instalación y desarrollo del proyecto, que a la vez es segura y resguarda los intereses

tanto del cliente, sus vecinos y la empresa distribuidora.

La mayoría de las instalaciones residenciales corresponden a generación local de algunos kilowatts

de potencia instalada (0.5 kWp, 1 kWp, 3kWp, 5kW, etc.) que entregan potencias máximas y

medias muy inferiores a la potencia instalada, menor casi siempre a los 2 kW que significa

enchufar un aparato como un hervidor eléctrico. Por esta razón, la conexión o desconexión de


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estos generadores tiene un impacto muy menor si es que no nulo, por lo que no se requieren

estudios ni coordinar ningún tipo de maniobra que involucre la operación de este generador y su

interacción con la red.

Estos proyectos comúnmente corresponden a generación local fotovoltaica de algunos kilowatts

de potencia instalada (0.5 kWp, 1 kWp, 3kWp, etc.) que entregan potencias máximas muy

inferiores a la potencia peak de los paneles (pues con el sol los paneles se calientan, los techos no

están orientados perfectamente hacia el sol, no utilizan seguimiento, el área de techo es limitada,

etc.). Con mucha menor frecuencia se encuentra también generadores eólicos de pequeña escala

y en algunos países como Japón e Inglaterra unidades de micro cogeneración.

Dado el éxito de estos mecanismos y los beneficios de la generación distribuida sustentable (ERNC

y cogeneración eficiente) de muy pequeña escala, en el mundo desarrollado, las condiciones de

simplicidad y estandarización antes descritas se han extendido para generadores de mayor

tamaño (superiores a los 6 kW o 10 kW), típicamente comerciales e industriales. Sin embargo, en

la medida que crecen estas instalaciones, su impacto en la red puede ser no despreciable por lo

que si bien, el procedimiento y formulario siguen siendo 100% estandarizados; los formularios

pueden ser un poco más complejos, requerir más información e incluso a veces, requerir algunos

estudios, particularmente cuando se trata de instalaciones de varias decenas de kilowatts que se

conectan al extremo final de un alimentador débil. En estos casos más extremos, a veces se

requieren ampliaciones a la red existente o establecer limitaciones a las instalaciones de

generación para evitar incurrir en dichas ampliaciones.

De forma de proveer de insumos para las recomendaciones posteriores se presentan las siguientes

dos tablas, las cuales clasifican los distintos aspectos de los estándares IEEE 1547 y UL 1741.


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Tabla 22: Clasificación de las especificaciones técnicas y requisitos de interconexión para los estándares IEEE 1547 y UL 1741

Alta Media Baja IEEE 1547 UL 1741

Construcción del equipo x Sólo definir que certificados debe tener el equipo Pag. 12

Protección contra daño a personas x Pag. 80

Partes móviles x 36 Pa g. 81

Interruptores y controles x 37 Pa g. 82

Montaje x 38 Pa g. 82

Características de la salida de potencia y compatibilidad con la red x Pag. 82

Interacción con la red x 40 Pa g. 82

Regulación de voltaje x 4.1.1 Pag. 6

Integración con la tierra de la red. x 4.1.2 Pag. 6 Pag. 83

Sobrevoltajes en la red x 4.2.2 Pag. 6

Perturbar protecciones de la red x 4.2.2 Pag. 6

Sincronización x 4.2.3 Pag. 6

Fluctuación de voltaje. x 4.2.3 Pag. 6

Requisitos de parpadeo x 4.2.3 Pag. 6

Caso de redes secundarias y spot x 4.2.4 Pag. 6

Caso redes secundarias x 4.2.4.1 Pag. 6

Caso redes spot x 4.2.4.2 Pag. 6

Energización indeseada de la red x 4.1.5 Pag. 7

Disposiciones de monitoreo, comunicaciónes, medida y factoración x Definir bien el tipo de equipos necesarios y sus características de operación 4.1.6 Pag. 7

Integridad de la conexión. x Los requisitos deben ser menores al caso de equipos mayores 4.1.8 Pag. 7

Interferencia electromagnética x 4.1.8.1 Pag. 7

Resistencia ante sobrevoltajes x 4.1.8.2 Pa g.7

Dispositivo de aislación x 4.1.8.3 Pag. 7

Respuesta ante condiciones anormales de la red x 4.2 Pa g. 7

Desenergización de la red x 4.2.1 Pag. 7

Pérdida de sincronismo x 4.2.5 Pag. 9

Reconexión a la red x 4.2.2 Pag. 8

Magnitudes y tiempos de despeje para el voltaje x 4.2.3 Pag. 8

Magnitudes y tiempos de despeje para la frecuencia x 4.2.4 Pag. 8

Protecciones x 4.2.6 Pag. 9

Calidad de la energía x 4.3 Pa g. 9 45 Pa g. 90

Límite de inyección de corriente DC. x 4.3.1 Pag. 9

Límite de parpadeo. x 4.3.2 Pag. 9

Límite de armónicas. x 4.3.3 Pag. 9

Elevación de voltaje. x

Operación en isla x 4.4 Pa g. 10

Tiempo de interrupción x 4.4.1 Pa g. 10

Inversor x Pag. 83

Armónicos limitados x 45.4 Pag. 91

Variación de voltaje en la salida x 46 Pa g. 91

Marcas de precaución, información e instrucciones de uso x Pag. 110

Especificaciones técnicas y requisitos de la interconexión.

Importancia Ubicación en la norma correspondienteComentario


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Tabla 23: Clasificación de las pruebas exigidas por los estándares IEEE 1547 y UL 1741

Alta Media Baja IEEE 1547.1 UL 1741

Puntos generales x 4 Pag. 5 Pag. 125

Documentación x 4.4 Pag. 6

Realización de las pruebas x 4 Pag. 5

Requisitos para los equipos de prueba x 4.6 Pag. 6

Pruebas de seguridad x Pag. 80

Pruebas de diseño x 5 Pag. 7 Pag. 125

Estabilidad térmica x 5.1 Pag. 8

Comportamiento térmico de la unidad x 43 Pag. 84

Condiciones anormales de voltaje x 5.2 Pag. 9

Condiciones anormales de frecuencia x 5.3 Pag. 13

Reconexión x 5.10 Pag. 34

Integridad de la conexión x 5.5 Pag. 23

Sincronización x 5.4 Pag. 15

Operación en isla no intencional x 5.7 Pag. 25

Operación en isla no intencional para generadores síncronos x 5.7 Pag. 25

Potencia inversa x 5.8 Pag. 32

Fase abierta x 5.9 Pag. 33

Armónicas x 5.11 Pag. 35

Armónicas para generadores sincronos x 5.11 Pag. 35

Armónicas para generadores asíncronos x 5.11 Pag. 35

Limitación de corriente DC x 5.6 Pag. 24

Parpadeo x 5.12 Pag. 38

Pruebas de producción x 6 Pag. 38 Pag. 125

Prueba de resistencia del dieléctrico al voltaje x 44 Pag. 89

Respuesta a voltaje anormal x 6.1 Pag. 39 68 Pag. 127

Respuesta a frecuencia anormal x 6.2 Pag. 39 68 Pag. 127

Sincronización x 6.3 Pag. 40

Sincronización para equipos sin desactivación de sincronización x 6.3 Pag. 40

Sincronización para equipos con desactivación de sincronización x 6.3 Pag. 40

Puesta en marcha x 7 Pag. 41 Pag. 125

Verificación e inspección x 7.2 Pag. 42

Pruebas de diseño y producción realizadas en terreno x 7.3 Pag. 42

Revisión de la configuración x 7.6 Pag. 44

Operación no deseada en isla x 7.4 Pag. 42

Funcionalidad de la desenergización x 7.5 Pag. 43

Pruebas periódicas x 8 Pag. 44

ImportanciaComentario

PRUEBAS

Ubicación en la norma correspondiente


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5.2 Análisis y recomendaciones de los requisitos técnicos mínimos para la conexión de

instalaciones de generación distribuida.

Los requisitos técnicos mínimos para la conexión de instalaciones de generación distribuida deben

asegurar que se cumplen los estándares de calidad y seguridad del sistema. Además, estos deben

ser diseñados de manera de no establecer barreras de entrada innecesarias a los generadores

distribuidos y que se cumplan los objetivos para los cuales se instala este tipo de instalaciones de

generación.

Al respecto, es posible establecer recomendaciones para los requisitos técnicos aplicables a las

instalaciones de generación distribuida. Estas recomendaciones pueden separarse en distintos

tópicos, entre los cuales se encuentran los siguientes: Nivel de certificación exigible,

requerimientos técnicos al equipamiento y segmentación de las exigencias, requisitos técnicos

para los equipos de protección y requisitos técnicos mínimos para los equipos de sincronización.

En particular, la exigencia de certificaciones sobre los equipos, junto con la baja escala de los

mismos, asegura que la operación de estos equipos se encuentre dentro de rangos seguros para el

sistema, las instalaciones conectadas a este y los usuarios que hacen uso de él. Esto permite evitar

la necesidad de estudios para evaluar el impacto de los generadores, así como la necesidad de la

realización de costosas pruebas de certificación y la coordinación entre los operadores de los

generadores y la empresa distribuidora, simplificando el procedimiento de conexión y posterior

operación en el sistema.

La certificación ha sido tratada ampliamente internacionalmente, recogiéndose bastante

experiencia, destacándose casos como el de Estados Unidos con la Norma IEEE1547, Europa con la

norma UL1741 y las múltiples normas específicas de cada país, como la VDE-AR-N 4105 de

Alemania, aunque también estando presente en otros países con alto desarrollo tecnológico como


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Corea y Japón. Estas certificaciones son hasta cierto punto homologables e igualmente

recomendables a ser consideradas para el caso Chileno. En este punto, no es muy recomendable

sólo permitir la entrada de equipamiento certificado con una norma específica como la de Estados

Unidos (IEE1547), si no que permitir la entrada de equipamiento certificado bajo diversas normas

internacionales. Esto facilitará la diversificación de la oferta tecnológica y evitará sobrecostos

innecesarios para los desarrolladores de proyectos de generación. En la misma línea es muy poco

recomendable establecer una certificación nacional diferente a las anteriores, ya que es poco

probable que el equipamiento desarrollado en el extranjero se certifique en fábrica bajo esta

norma, por lo que se impondría un sobrecosto sobre todos el equipamiento extranjero que entre

en el país.

5.2.1 Nivel de certificación exigible, requerimientos técnicos al equipamiento y segmentación

de las exigencias.

En la familia de los generadores distribuidos existe una amplia gama de posibilidades, tanto en

tecnología, funciones operativas (compensación de reactivos, perfil de operación, etc.) y

capacidad. Si bien un generador solar fotovoltaico de 3 kW de capacidad instalada y un sistema de

cogeneración eficiente de 100 kW conectados a la red de distribución pueden ser considerados

como generadores distribuidos, sus impactos sobre la red normalmente no son comparables.

Por esta razón, no es recomendable establecer exigencias y procedimientos generalizados que se

aplican a todo el universo tecnológico de generadores distribuidos. Normativas generalizadas

como la que existe en Chile, normalmente establecen requerimientos difíciles de abordar por

generadores muy pequeños (e innecesarios), estableciendo costos de entrada al sistema muy altos

que no se justifican dado el bajo o nulo impacto de estos generadores (costos asociados a

estudios, equipamiento adicional, etc.). Por otra parte, el impacto de grandes generadores

distribuidos puede ser importante, por lo que se requiere que la normativa establezca exigencias

para evitar que la seguridad y calidad de servicio se vea mermada. Sin embargo, la instalación de


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estos generadores de mayor impacto, sobre todo en el contexto de la distribución en baja tensión,

corresponderá a la excepción más que la regla, siendo el caso típico la instalación de generadores

pequeños de muy bajo o nulo impacto.

Para evitar la sobreexigencia sobre generadores pequeños o la falta de requerimientos sobre

generadores de gran escala, se han ideado requerimientos segmentados o escalonados por

capacidad. En el caso de los países desarrollados con un alto nivel de desarrollo en generación

distribuida, esta segmentación de requerimientos ha sido facilitada gracias a la creación de

certificaciones que permiten establecer un procedimiento estandarizado de conexión. Así, el

proceso no depende de estudios específicos y dedicados al proyecto, o largas negociaciones sobre

el contenido de convenios, si no que consiste en etapas y requerimientos previamente definidos y

aplicables a todos los generadores que desean conectarse a la red.

Los requerimientos y exigencias se establecen en forma diferenciada de acuerdo al nivel de

capacidad instalada. Estos requerimientos tienden a ser muy simplificados para generadores de

baja escala y complejizando los mismos a medida que el tamaño de los generadores va

aumentado. Esto es en gran parte posible debido a que el equipamiento es certificado y su

operación e interacción con la red se describe con parámetros conocidos, estando dicha operación

dentro de los límites aceptables para asegurar una cierta calidad y seguridad en el suministro.

Certificación para equipos de generación distribuida.

Los equipos de generación que están disponibles en Chile normalmente provienen del extranjero y

por lo que es más probable que lleguen a contar con certificaciones de operación normalmente

basada en estándares como el IEEE 1547 y el UL 1741 y normas específicas de países como la VDE-

AR-N-4105 (Alemania) o normas homólogas como las existentes en países como Japón y Corea,

grandes productores de tecnología a nivel internacional.

Estas certificaciones incluyen la realización de pruebas de diseño (realizadas a equipos

representativos en fábrica) y pruebas de producción (pruebas de fábrica realizadas a todo equipo


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que se comercializa). Estas pruebas permiten asegurar que las funciones del equipo se encuentran

dentro de los parámetros indicados por el fabricante, lo que asegura que el suministro eléctrico no

se verá afectado con respecto a su calidad y seguridad. Las funciones certificadas para los equipos

normalmente corresponden a las siguientes: estabilidad térmica, respuesta ante condiciones

anormales de voltaje y/o frecuencia, sincronización con la reconexión del sistema, integridad de la

conexión, sincronización, operación en isla no intencional, potencia inversa, comportamiento del

equipo ante condiciones anormales de la red y fallas (fase abierta, fase a tierra, etc.), inyección de

corrientes armónicas y limitación de corriente DC.

Al considerar esas certificaciones en la normativa local y homologarlas, es posible evitar que los

generadores deban realizar algunas pruebas (ahora innecesarias), así como establecer

procedimientos de conexión más expeditos. Esto permitiría a los desarrolladores incurrir en

menores costos e instalar sus equipos en menores intervalos de tiempo, así como disminuir la

barrera de entrada asociada al desconocimiento de los procedimientos y las exigencias técnicas

que normalmente detiene a muchos desarrolladores de proyectos de generación de pequeña

escala. Estas certificaciones también permiten evitar la realización de estudios de interconexión

innecesarios (cuando corresponda) que dificultan el proceso y lo encarecen (debido a las

consultorías que normalmente los desarrolladores deben contratar).

Se recomienda que la norma técnica para generadores de baja tensión permita homologar

aquellos equipos que se encuentren certificados bajo normas internacionales como la IEEE 1547 y

la UL 1741, la norma Alemana VDE-AR-N-4105 u otra norma equivalente de países desarrolladores

de tecnología como Corea y Japón. Aquí es muy importante considerar que la normativa chilena

no debe sesgarse y orientarse a una única normativa internacional, ya que esto establecería una

barrera de entrada para las tecnologías que han sido certificadas con otras normas. En general

debiera aceptarse cualquier equipo que se encuentre certificado mediante las normas de países

desarrollados o países con gran experiencia en el desarrollo de tecnología de punta.


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Por otra parte, exigir una certificación nacional distinta a las anteriores sería una decisión

incorrecta y que establecería mayores costos y barreras para los generadores distribuidos. Al

respecto, es muy improbable que los fabricantes desarrollen sus equipos y los certifiquen según

norma chilena, por lo que es difícil que existan equipos que se ajusten exactamente a la normativa

local. Por esto, no considerar una homologación de certificación extranjera y establecer una única

normativa chilena aplicable hará que los desarrolladores deban incurrir en mayores costos

realizando pruebas y eventualmente adaptaciones a los equipos.

Deberá considerarse que aquellos equipos que se encuentran certificados no sean sometidos a

pruebas que resulten homólogas a las pruebas de diseño y de producción considerada en la

certificación con la que cuenta el equipo (no repetir pruebas). No obstante, al exigir homologación

de requerimientos, hay que considerar que los requerimientos establecidos en las normas

internacionales están diseñados para redes más robustas que las chilenas, por lo que la

homologación de certificaciones deberá ser realizada con cautela (para equipos grandes

especialmente), de manera que se derriben barreras de entrada pero de la misma forma, se

asegure una operación correcta del equipamiento conectado a las redes chilenas.

Requerimientos técnicos que las instalaciones de conexión deben cumplir para poder conectar

equipos de generación a la red.

Los requerimientos técnicos mínimos para permitir la conexión de un generador distribuido a la

red de distribución corresponden principalmente al límite de capacidad individual y agregada de

generación, la ubicación y configuración de la conexión del generador, el límite de inyección de

corriente continua, el límite de parpadeo, el límite de corrientes armónicas y el límite de elevación

de voltaje. Estos factores son relevantes para mantener la calidad de servicio que se le exige a los

sistemas de distribución.

En específico, los límites de capacidad individual y agregada deben ser considerados con especial

cuidado ya que estos sientan las bases sobre las cuales se deberá construir la segmentación de


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requerimientos anteriormente aludida. Si bien la ley 20.571/2012 establece como límite máximo

de capacidad los 100 kW, los impactos de un generador de 2 o 3 kW no son comparables al de

generadores de superior capacidad sobre los 20 kW, 30 kW o 90 kW de capacidad. Además, debe

considerarse un límite adecuado de capacidad agregada de generadores distribuidos por sección

de línea o alimentador que permita asegurar la calidad de suministro adecuada pero que no

establezca una barrera de entrada injustificada a nuevos generadores distribuidos en zonas de alto

potencial energético.

Además, es muy importante considerar la existencia de los generadores comunitarios. Si bien la

ley 20.571/2012 pareciera encontrarse inspirada en generadores individuales conectados a las

instalaciones de clientes individuales, existirán también generadores conectados a las

instalaciones eléctricas comunes de edificios y condominios. Esta opción debe ser incluida

explícitamente en la regulación, ya que representa un nicho importante, sobre todo en el ámbito

de la generación fotovoltaica urbana y la cogeneración eficiente, tecnologías que se pueden

beneficiar enormemente del aprovechamiento de demandas conjuntas de los clientes residentes

de condominios y edificios.

• Capacidad individual de las unidades de generación

La nueva normativa para generación distribuida hasta 100 kW de capacidad instalada deberá

considerar límites para la capacidad de las instalaciones de generación que se conecten a la red.

Un primer límite corresponde a la capacidad máxima instalable para los sistemas de generación.

Tal como establece la ley 20.571/2012 la capacidad de un sistema de generación no podrá exceder

los 100 kW de capacidad instalada por cliente. El regulador además deberá estudiar límites

intermedios de capacidad que permitan establecer requerimientos segmentados para

generadores pequeños y de bajo impacto, y generadores de mayor tamaño y mayor impacto. La

experiencia internacional muestra que límites de capacidad típica entre generadores considerados


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como “de nulo impacto” comúnmente residenciales y generadores de mayor envergadura, suelen

establecerse en torno a los 10 kW a 50 kW dependiendo del caso.

En el caso Chileno, la regulación existente ya considera como un límite para clientes residenciales

los 10 kW de capacidad instalada, estando la red dimensionada, preparada y financiada para poder

soportar a clientes sin un patrón de demanda predefinido y un comportamiento “estocástico” bajo

esta potencia. La generación distribuida bajo este nivel de capacidad puede ser considerada como

una demanda negativa y sin mayores impactos, ya que las instalaciones de generación típicas se

encontrarán muy por debajo de los 10 kW7, siendo parte del “ruido” ya existente en el

comportamiento de consumo energético de dichos clientes. Por esta razón, un límite natural para

los generadores distribuidos “residenciales” podría establecerse en este nivel de capacidad (10

kW). Penetraciones muy altas de una misma tecnología aumentan este nivel de ruido (varianza del

consumo neto) y puede requerir de ciertos costos adicionales. Sin embargo, esta situación y

costos se controlan con límite de capacidad agregado por alimentador.

Los generadores que se encuentren por debajo de los 10 kW, que correspondan además a

tecnología certificada, deberán ser sometidos a requerimientos estandarizados y muy

simplificados, debiendo conectarse sin mayor problema a la red, si es que estos cumplen con

ciertos requisitos, sin que sea necesario ningún estudio o adecuación del proyecto o la red.

Generadores de mayor escala debieran ser sometidos a un procedimiento un poco más complejo,

7Por ejemplo, para el caso solar fotovoltaico, si se considera una eficiencia de un 10% debido a una

ubicación e inclinación sub - óptima de los paneles (debido a que el diseño de los techos y su

orientación no obedece a la ubicación óptima de paneles solares), el efecto de la temperatura sobre la

producción y a un menor nivel de mantención, una instalación solar fotovoltaica de 10 kWp podría

requerir 100 m2 de techumbre (área muy superior a la existente en las casas promedio de Chile).

Además, al ser esta capacidad instalada “capacidad peak” de paneles, la potencia generada que se

observará en realidad será mucho menor a los 10 kW.


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aunque estos debieran ser igualmente expeditos, estandarizados y exentos de tramitaciones

innecesarias o negociaciones con la empresa distribuidora.

• Tipo de conexión según capacidad individual de las unidades de generación

El debate sobre el límite de capacidad no sólo se centra en el tamaño sino que también en el tipo

de conexión exigido a los generadores (monofásico o trifásico). Si bien muchas veces la misma

tecnología establece un límite de capacidad factible para conectarse mediante una conexión

monofásica (los generadores, sobre todo los rotatorios, comienzan a ser trifásicos por sobre los 4

kW o 5 kW), puede llegar a ser deseable establecer un límite para conexión monofásica mediante

la norma. Sin embargo, en Chile, el límite para conexión monofásica para los clientes se ha

establecido en 10 kW (cliente BT1), dando libertad a los clientes a consumir electricidad desde la

red de la manera que estimen conveniente dentro de este rango de capacidad. Establecer un

límite inferior a esta capacidad (10 kW) para la conexión de generadores obligaría a revocar el

derecho de los pequeños clientes hasta 10 kW de no gestionar su consumo de energía y mantener

una conexión y tarifa monofásica.

Desde el punto de vista técnico, podría ser deseable limitar las potencias de este tipo de

instalaciones si se desea establecer grandes incentivos económicos, los cuales hagan prever un

desarrollo explosivo de estas tecnologías en algunas zonas. Sin embargo, la regulación chilena ha

optado por otro camino. La ley 20.571/2012 de Facturación Neta en ninguno de sus artículos

sugiere que los clientes pierdan este derecho, más bien es neutra habilitando la conexión de

generadores e incorporando unos incentivos leves (ventajas tributarias y posibilidad de venta de

certificados ERNC). De revisarse o reducirse la capacidad de los clientes BT1, esto debiera hacerse

para todos los clientes con o sin generación distribuida.

En otros países como España y Alemania se presentan límites menores para la capacidad máxima

monofásica de generación (5 kW y 4,6 kVA respectivamente), lo que normalmente va acompañado

de una menor capacidad para instalaciones monofásicas sin generación. En cambio, en Chile el


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cliente monofásico por definición se encuentra en un límite de capacidad mayor, por lo que se

recomienda mantener dicho límite máximo monofásico sujeto a la capacidad técnica de la red y a

las características de la tecnología que se está utilizando. Así, un cliente con una capacidad de

generación menor a 10 kW debiera verse obligado a cambiar el tipo de conexión de su empalme

sólo si su equipo de generación así lo requiere.

• Capacidad agregada de generación distribuida

Por otra parte, las normativas internacionales típicamente establecen un límite de capacidad

agregada de los generadores conectados a una sección de línea o a un alimentador específico, de

manera que la capacidad total de inyección no sobrepase cierto valor. En el caso norteamericano,

un valor típico para este límite, es establecer la capacidad agregada de generación en un 15% de la

demanda punta anual de la sección de línea a la cual los generadores se encuentran conectados

(RULE 21, pag.34). Asimismo, la IEEE1547 establece un límite de capacidad agregada de

generación según la capacidad del alimentador de distribución. Por otra parte, el reglamento

español (RD 1699/2011, anexo 1.1b) indica que la capacidad agregada de todos los generadores

conectados a un alimentador no puede exceder el 50% de la capacidad de dicho alimentador.

Considerando estos antecedentes, es muy recomendable que la norma técnica para generadores

en baja tensión considere un criterio para limitar la capacidad agregada de los generadores

conectados a la red. Los criterios propuestos en la experiencia internacional se basan en la

capacidad de los alimentadores y de la demanda máxima que la red enfrenta dentro de un año.

Así, una propuesta inicial puede ser limitar la capacidad agregada a un 15% de la demanda máxima

del tramo de línea al que se conectan los generadores comprometidos y a no más de un 50% de la

demanda máxima del alimentador al que los generadores se conectan.

Sin embargo, es importante destacar que este límite de capacidad y sus efectos sobre la red

deben ser considerados en el cálculo de la red óptima en el proceso de fijación de precio y cálculo

del valor agregado de distribución, por lo que el límite final deberá estar establecido en función


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del nivel de penetración de generación distribuida que el regulador desea impulsar y los costos

asociados a dichas penetración. Así, es muy importante considerar que establecer este tipo de

límites de manera arbitraria puede significar a futuro una importante barrera para el desarrollo de

la generación distribuida por lo que es importante contextualizar dichos límites a la realidad

chilena. Para esto, es recomendable la realización de estudios por parte del regulador que

permitan determinar los impactos de diversos niveles de capacidad de generación agregada en las

redes chilenas, de manera de dimensionarlos y los costos asociados al mismo.

Asimismo, se debe dar la opción para que la empresa distribuidora pueda apelar a la SEC en casos

que estos límites representen un riesgo para el sistema o sobrecostos para la empresa

distribuidora, demostrando esta condición con evidencia contundente. Esto es especialmente

relevante en redes débiles, como las administradas por cooperativas o redes rurales, donde la

imposición de los mismos límites máximos considerados para redes ubicadas en grandes urbes

podría causar problemas técnicos o sobrecostos importantes.

• Ubicación y configuración de la conexión del generador.

La norma alemana para generadores en baja tensión indica diferentes puntos de conexión a la red

según la configuración de los sistemas generadores (VDE ARN 4105, punto 5.5). La opción por

defecto es conectar el generador lo más cerca posible del empalme de la casa o edificio. También

se permite que el generador se conecte a través de un empalme propio distinto al empalme del

cliente (inyección directa). Además, el generador debe contar con su propio medidor exclusivo.

Estas disposiciones están contextualizadas en la existencia de tarifas especiales tipo Feed – in para

generadores renovables, por lo que es deseable inyectar toda la energía posible a la red e

individualizar dicha generación de forma separada al consumo de una casa.

Sin embargo, el caso chileno es distinto, ya que la ley 20.571/2012 establece un esquema de

facturación neta, además de no existir tarifas especiales para premiar la generación renovable, por

lo que la facturación neta en la práctica no requiere de un medidor exclusivo para el generador. A


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pesar de esto, conocer la generación local aportaría información valiosísima para los procesos de

fijación tarifaria y el dimensionamiento óptimo de las redes, pero obligaría gravar

innecesariamente a los generadores con un medidor de facturación adicional, costo que puede ser

no despreciable para instalaciones muy pequeñas (0.1 kW, 0.5 kW, 1 kW, etc.), pues además del

costo del medidor probablemente se agregue un costo de registro de la empresa distribuidora.

En este punto es importante hacer notar la existencia de la opción de generadores comunitarios.

Si bien la ley 20.571/2012 está orientada en un comienzo para generadores instalados a las

instalaciones eléctricas interiores de un cliente final, cabe la posibilidad de que los generadores

puedan conectarse a instalaciones eléctricas comunes de edificios y condominios. El desarrollo de

estos generadores representa un nicho importante y con grandes beneficios que debieran ser

considerados. Así, es necesario establecer el punto de conexión tanto para generadores

individuales, como para generadores comunitarios.

En el caso de generadores individuales, la norma deberá establecer que estos deberán conectarse

entre las instalaciones de consumo del cliente y el medidor respectivo, lo más cercano posible al

empalme. Por otra parte, los generadores comunitarios deberán conectarse a las instalaciones

eléctricas comunes del edificio y/o condominio, entre el punto de conexión del edificio y/o

condominio a la red y los medidores individuales de cada cliente. Es importante mencionar que la

conexión del generador comunitario también se relaciona directamente con el esquema de

medición que se implemente para este tipo de generadores, lo cual se discute posteriormente en

el punto 5.9.2 del presente informe.

En esta materia, también es importante considera que no todos los generadores deben conectarse

de la misma forma a la red eléctrica. En el caso de generadores trifásicos que se conecten a redes

de media tensión, la configuración de conexión del generador es relevante. Al respecto La

NTCO/2007 establece que para generadores conectados a empalmes con un consumo, el

generador deberá conectarse en estrella – delta con la estrella en el lado de alta tensión, mientras


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que para empalmes sin consumos la conexión es delta – estrella (delta en alta tensión)

(NTCO/2007, art. 3-4). Estas configuraciones no siempre coinciden con las configuraciones de

conexión recomendadas por el fabricante, por lo que la norma en baja tensión debiera establecer

que la configuración de la conexión deberá realizarse de la forma recomendada por este en caso

que el sistema sea certificado. En su defecto, la configuración de la conexión deberá regirse por lo

planteado en la norma.

• Límite de inyección de corriente continua:

El estándar IEEE 1547 establece como límite de inyección de corriente continua del generador un

valor equivalente al 0,5% de su corriente nominal. Este mismo valor se encuentra en la NTCO/2007

chilena. De la misma forma, el estándar inglés (G83/1 y G83/1) establece como límite de inyección

para sistemas de hasta 16 A de capacidad, una corriente continua de 20 mA. Por su parte, el

estándar inglés G59/2, estándar ideado para sistemas de mayor capacidad y/o para sistemas que

significan un mayor impacto para la red (normalmente sobre 16 A de capacidad u otros), el límite

de corriente continua corresponde al 0,25% de la corriente nominal alterna de la unidad

generadora.

Un valor adecuado para el caso de Chile debiera encontrarse entre la exigencia establecida por el

IEEE (misma que la NTCO) y la norma inglesa G59/2, debiendo estar entre el 0,25% y 0,5% de la

corriente nominal del generador.

• Límite de parpadeo:

En general, la normativa internacional establece que el generador no debe crear parpadeo

molesto para otros usuarios en el punto de conexión a la red (IEEE, NTCO). La norma alemana

entra en un mayor detalle, definiendo el concepto de “fuerza de parpadeo de largo plazo” (PLT).

Para el caso Chileno se recomienda mantener la exigencia de la NTCO para sistemas que operen

bajo la ley 20.571.


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• Límite de corrientes armónicas:

Las normas internacionales del IEEE (USA) y VDE (Alemania) establecen requerimientos específicos

para las inyecciones de corrientes armónicas de componentes específicos y armónicos totales a la

red de distribución.

Según el estándar IEEE 1547, los límites de inyección de armónicas por generador deben excluir los

armónicos ya presentes en la red, previa operación del generador distribuido. Cuando el

generador alimenta cargas lineales balanceadas, los límites para las armónicas de corriente son los

presentados en la Tabla 7 presentada en forma previa en la revisión del estándar IEEE 1547.

Debido a que la normativa Chilena existente se ajusta en muchos casos a la norma IEEE 1547, una

buena aproximación a las exigencias de inyección de armónicas es el cumplimiento de la norma

IEEE 1547 al respecto. No obstante, es muy recomendable apoyar estos límites mediante una

modelación dinámica exhaustiva de casos representativos de las redes chilenas, tomando en

cuenta redes urbanas de tipo radial, anillo y enmallado y redes rurales, entre otras.

• Límite de elevación de voltaje:

El caso español establece un límite de elevación de voltaje para generador distribuidos en baja

tensión igual a un 2,5% de la tensión nominal. Al respecto la normativa alemana VDE establece un

rango similar de variación de tensión en un 3% de la tensión nominal. Esta exigencia parece

bastante alta para la realidad chilena, donde en distribución de baja tensión y media tensión debe

mantenerse la tensión dentro de un rango de ±7,5% y ±6,0% respectivamente. Se sugiere

mantener estos límites aplicables a los generadores distribuidos. Sin embargo, es recomendable

apoyar estos límites mediante un estudio que incluya la modelación estática y dinámica

exhaustiva de casos representativos de las redes chilenas, tomando en cuenta redes urbanas de

tipo radial, anillo y enmallado y redes rurales, entre otras.


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Segmentación de requerimientos y procedimiento de conexión.

Tal como se introduje previamente, establecer requerimientos generalizados y aplicables a todos

los generadores distribuidos puede traducirse en el levantamiento de importantes barreras para la

entrada de generación distribuida de pequeña escala. Buscando asegurar que grandes

generadores no produzcan impactos nocivos en la red, se establecen obligaciones que incluso los

pequeños generadores deben cumplir para poder conectarse. Esto se traduce en costos, que

comparados a la capacidad e inversión asociada de estos generadores más pequeños, pueden

llegar a ser muy importantes. Para evitar este problema, se propone introducir un procedimiento y

requerimientos de conexión segmentados que apliquen diferentes exigencias, según el impacto

que los generadores puedan tener en el sistema. La experiencia internacional muestra que existen

procedimientos claramente definidos para generadores de bajo impacto o pequeña escala y para

generadores de mayor impacto o mayor escala.

El requerimiento de estudios profundos y complejos a los pequeños medios de generación la

petición de información innecesaria o costosa de obtener, puede establecer una barrera

insoslayable para proyectos pequeños, limitando la entrada de este tipo de generadores. Por esta

razón es de absoluta relevancia establecer requerimientos diferenciados para proyectos pequeños

y para proyectos de mayor envergadura.

En el caso de los proyectos pequeños, la experiencia internacional muestra que en un sinnúmero

de casos donde se han aplicado estándares de interconexión, la tendencia ha sido a establecer

menores requerimientos de estudios y análisis a realizar, a la vez que se han requerido

instalaciones estandarizadas y certificadas. Por ejemplo, en muchos estados de Estados Unidos, los

sistemas de generación certificados (típicamente el estándar IEEE 1547 y la norma UL 1741), con

capacidad menor a 10 kW – 50 kW y basados en Inversores de potencia acceden a un proceso de

interconexión abreviado o “Fast Track Interconnection”. Este proceso consiste básicamente en la

revisión, por parte de la distribuidora, de un “Checklist”, que de ser cumplido a cabalidad, permite


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la interconexión de estos sistemas sin la necesidad de realizar estudios de ningún tipo. Esta lista de

requerimientos considera los siguientes elementos: Capacidad agregada en sección de la red de

distribución limitada de acuerdo al tipo de red (radial, Spot, Network Area8), límite de reducción

de capacidad de interrupción de protecciones, límites de capacidad por tipo de conexión

(monofásica o trifásica), estabilidad de zona de conexión, entre otros elementos. De no cumplirse

estos requerimientos, según el caso, podrá ofrecerse realizar mínimas modificaciones al proyecto

y/o a la red a costos muy bajos para permitir la conexión del sistema y de no ser posible, la

realización de estudios complementarios y modificaciones mayores a la red, todo a costo del

interesado.

Para el caso de los proyectos de mayor envergadura, estos deberán necesariamente someterse a

estudios y pruebas de campo conducentes a determinar su impacto sobre la red de distribución y

las posibles extensiones y refuerzos, típicamente de alto costo, que requerirá la red para permitir

la conexión adecuada y segura de estos generadores. Estos estudios comprenden típicamente tres

etapas: la primera conducente a identificar cualitativamente los posibles impactos del sistema

generador en la red, la segunda conducente a cuantificar los impactos y la tercera conducente a

determinar y valorar las modificaciones a ser realizadas en la red.

Por otra parte pero en la misma línea, el caso inglés ofrece un ejemplo donde la normativa

establece tres procedimientos de conexión distintos. Primero existe un procedimiento de conexión

abreviado para generadores basados en una unidad y que tiene una capacidad trifásica de un

máximo de 11,04 kW (3,68 kW monofásico) y conectados en baja tensión. Este procedimiento

consiste principalmente en entregar formularios de conexión y conectarse directamente a la red

8 Red Spot: Es la red presente en una edificación que recibe alimentación desde varios empalmes, generalmente utilizadas en

construcciones que necesitan seguridad adicional en su suministro eléctrico (hospitales, militar, etc).

Red Network Area: Red tipo enmallada.


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sin la necesidad de estudios y pruebas. Para generador de mayor tamaño (por sobre 11,04 kW de

capacidad trifásica instalada), el generador debe pasar por un procedimiento más complejo y

detallado el cual incluye una fase de planificación, una fase de información, una fase de diseño,

una fase de construcción y una fase de pruebas y acreditación. Procedimientos similares pueden

observarse en el caso de España, donde se introduce el concepto de interconexión abreviada, la

cual se aplica a generadores de hasta 10 kW de capacidad instalada conectadas a baja tensión.

En base a esta experiencia es posible proponer una estructura similar para el caso Chileno. Es

posible introducir un proceso de solicitud de interconexión que pueda desarrollarse en hasta 3

etapas, dependiendo de la envergadura del proyecto de generación y sus posibles impactos sobre

la red. La primera etapa deberá corresponder a una revisión simplificada del proyecto. Se revisará

si el proyecto cumple con una lista de requerimientos. De cumplirse estos requerimientos, el

proyecto podrá conectarse a la red sin la necesidad de la realización de estudios ni pruebas de

conexión, más allá de inspecciones visuales de rutina. Los requisitos propuestos a cumplir por

estos generadores son los siguientes y están orientados a asegurar que estos generadores no

significan impactos significativos para la red:

1. La solicitud de conexión deberá estar completa, con la información correspondiente y

correcta.

2. El sistema de generación no deberá conectarse a una red secundaria9.

3. El equipamiento de generación e interconexión deberá ser certificado.

4. La capacidad de generación agregada en la sección de línea a la cual el equipamiento de

generación se conecta no deberá ser superior al porcentaje de la capacidad punta de

dicha sección u otro límite de capacidad agregada según defina la norma técnica.

9 Una red secundaria corresponde a una red de distribución que se encuentra alimentada por más de un alimentado primario,

todos independientes entre sí, de manera de aumentar la confiabilidad del suministro entregado por dicha red. Estas redes son

normalmente utilizadas para alimentar instalaciones prioritarias como hospitales, centros militares, etc.


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5. La instalación de generación deberá cumplir con los requerimientos de caída de voltaje

definidos en la norma técnica respectiva.

6. La capacidad de bruta nominal del sistema de generación no podrá estar por sobre los 10

kW de capacidad instalada.

7. La contribución del sistema de generación a la corriente de cortocircuito en el alimentador

correspondiente no deberá superar los límites que la norma técnica vigente defina al

respecto.

De no cumplirse alguno de estos requerimientos, el proyecto deberá entrar en una segunda etapa

que podrá denominarse revisión suplementaria. Esta revisión deberá ser realizada por la empresa

distribuidora a costo del cliente (costo que debiera regulado), y deberá ser conducente a

determinar si el proyecto puede significar impactos importantes a la red y si es posible conectarlo

al sistema, ya sea sin modificaciones en el proyecto o con modificaciones en él, las cuales permitan

su conexión segura a la red. Es recomendable que la empresa distribuidora realice este tipo de

estudios ya que es esta quien conoce mejor sus redes de distribución y tienen ventajas

comparativas claras respecto de otras entidades. Sin embargo, por cuestiones de transparencia

debiera ser posible para los desarrolladores de proyectos, optar por realizar dichos estudios con

un tercero, debiendo la empresa distribuidora visar sus resultados a un costo regulado (o

gratuitamente si así el regulador lo estima conveniente).

De no ser posible conectar el proyecto mediante modificaciones del mismo, este deberá entrar en

una tercera etapa, la cual consistirá en un estudio de interconexión. En este estudio se

determinaran exactamente todos los impactos que el generador pueda causar en la red y se

estimaran las modificaciones que serán necesarias de realizar tanto en el proyecto como en la

misma red, de manera de lograr una conexión segura del generador. Estos estudios también

deberán entrar una estimación del presupuesto de conexión a la red, que incluya un costo

estimado de las adecuaciones necesarias en la red. El costo del estudio de interconexión será de

cargo del cliente y este deberá ser realizado por la empresa distribuidora. Esta última fase debiera

ser muy similar al conducto regular típico disponible para los generadores distribuidos en media


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tensión, pero debiera ser solo necesaria en casos muy excepcionales donde las características de

los generadores y/o sus impactos así lo ameriten. Es esperable que la mayor parte de las

instalaciones sólo debieran someterse a la primera etapa de revisión (siempre que sean

certificadas y de una capacidad acotada), debiendo pasar el resto a la segunda y tercera etapa.

5.2.2 Requisitos técnicos para los equipos de protección.

Para tener un sistema de protección que permita asegurar la calidad y seguridad del sistema este

debe incluir un elemento de corte general y aislación, un interruptor automático para

desconexión/conexión automática en presencia de anomalía de tensión o frecuencia y los

sistemas de protecciones asociados a las funciones de estos interruptores.

Los requisitos técnicos para el interruptor de conexión son los siguientes:

• Debe permitir la operación automática en caso de alguna perturbación en la red.

• Debe asegurar separación galvánica.

• Debe ser accesible por el personal de la empresa de distribución.

• Debe diseñarse para ser a prueba de corto circuito.

• Debe ser liberable sin demora y en respuesta a las funciones de protección requeridas.

Según la norma alemana, el interruptor de conexión debe componerse de dos interruptores en

serie para dar redundancia ante fallas. Los interruptores de la conexión pueden ser ejecutados

como dispositivos de interrupción galvánica, contactores mecánicos o interruptor de motor. Si el

interruptor de conexión está integrado, la construcción del interruptor debe tomar en cuenta la

tolerancia a una falla y asegurar la interrupción galvánica de todas las fases con tolerancia a una

falla. Además, el tiempo de respuesta del interruptor de conexión debe ir explicitado en los

documentos del fabricante.

La protección de la red y del sistema debe estar a cargo de un sistema que tenga los certificados

de conformidad de diseño según IEEE o equivalente. Este sistema actúa sobre el interruptor de


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conexión y debe incluir todas las funciones de protección necesarias. Este sistema de protecciones

puede ser externo o estar incluido en un equipo operacional (ejemplo: Inversor) en cuyo caso el

equipo deberá tener su certificado de conformidad respecto de las funciones de protección que

maneja.

Los equipos de protecciones son comúnmente dependientes de la presencia de alimentación

externa auxiliar, por lo tanto, para asegurar la correcta operación, la pérdida de voltaje auxiliar en

el sistema de protección debe producir una desconexión inmediata. Además, las funciones de

protección deben mantenerse incluso en el caso de una falla en el control del sistema.

El accionamiento de un interruptor de desconexión no puede ser demorado por alguna otra

función.

Las funciones que se deben cumplir son (IEEE, España, Alemania):

- Protección contra caída y subida de voltaje: las protecciones relacionadas con la tensión

deben ser implementadas trifásicamente, deben actuar ante la perturbación de al menos

una línea. Los valores y tiempos de reacción se indican en la Tabla 5 y Tabla 17 para las

normas IEEE y VDE (Alemania) respectivamente.

- Protección contra decremento e incremento de frecuencia: las protecciones de frecuencia

deben ser implementadas monofásicamente. Los valores y tiempos de reacción se indican

en la Tabla 6 y Tabla 17 para las normas IEEE y VDE (Alemania) respectivamente.

- Detección de operación en isla: esto pretende prevenir una alimentación no intencional

del generador a una fuente de suministro separada del resto de la red así como la

alimentación de fallas dentro de la red. Para los sistemas de generación, la detección de

operación en isla se puede realizar utilizando uno de los siguientes métodos:

1. Método activo, en general por medio de desplazamiento de frecuencia

(generalmente para foto voltaico). Este método se verifica mediante una prueba

de circuito resonante.


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2. Método pasivo por medio del monitoreo del voltaje trifásico. Este método se

verifica en una fuente de voltaje alterno.

La detección de operación en isla se debe detectar en 2 segundos según las normas de España y la

NTCO y en 5 segundos según la norma de Alemania. Se recomienda utilizar un rango entre estos

valores.

Cuando los equipos de protección ofrecen la posibilidad de configurar sus parámetros de

funcionamiento, deben contar con alguna medida de seguridad que impida la manipulación de

estos sin la autorización pertinente.

En este punto respecto a las protecciones, es muy importante destacar que el requerimiento de

protecciones excesivas puede encarecer mucho los costos de inversión de sistemas pequeños,

volviéndolos económicamente inviables en la práctica. Esto es especialmente importante en

sistemas basados en inversores, donde normalmente los inversores de potencia ya incluyen

muchas, si es que no todas las funciones de protección necesarias para una operación segura en la

red. La exigencia de protecciones adicionales puede no ser deseable, ya que levantaría una barrera

importante para la generación solar, la cual representa uno de los nichos más explotados y

expandidos gracias a la medición neta y las políticas de generación distribuida a pequeña escala.

5.2.3 Requisitos técnicos mínimos para los equipos de sincronización.

La sincronización de un generador con la red es parte fundamental de la operación de un

generador y es el momento más demandante para la red ya que se producen oscilaciones de

voltaje y corriente que merman la fortaleza de dicha red en términos de seguridad y calidad.

Por lo tanto, las condiciones de sincronización deben cumplir con mantener niveles bajos de

oscilación de voltaje en la red, lo cual dependerá de la corriente de conexión del generador y de la

impedancia de la red en el punto de conexión. Si bien, establecer valores para los parámetros de

sincronización permite asegurar un máximo de corriente de conexión, dependiendo de la razón


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entre potencia de corto circuito y potencia de generador, puede ser necesario establecer valores

más estrechos para evitar reacciones indeseadas en el sistema al momento de la conexión como el

parpadeo.

El parpadeo se considera excesivo si genera oscilaciones visibles en el sistema de iluminación de

otros clientes. Si el generador produce parpadeo por sobre los niveles permitidos en el punto de

conexión común más desfavorecido, se deben tomar las medidas en ese punto. La responsabilidad

de implementar estas medidas recae en el operador de la red que contiene a este punto.

Según la norma alemana al respecto del tema de sincronización se tienen los siguientes puntos:

- Un generador se conectará a la red sólo si el voltaje y frecuencia de línea se mantienen

dentro de los rangos 85% y 110% del voltaje nominal y 47,5 y 50,05 Hz respectivamente

durante un periodo de al menos 60 segundos. Los valores de la configuración se coordinan

con el operador de la red.

- Los cambios de voltaje debido a la conexión/desconexión de generadores no debe exceder

el 3% del voltaje nominal en el punto de conexión común y la frecuencia de ocurrencia del

3% no debe ser mayor a una vez cada 10 minutos.

- La variable medida utilizada como criterio para determinar si la oscilación de voltaje es

aceptable, es la fuerza de parpadeo de largo plazo PLT. Este valor se calcula según se

especifica en DIN EN 61000-3-3 a partir de la fuerza de parpadeo de corto plazo, el cual se

calcula mediante un proceso estocástico de observación durante 10 minutos. La fuerza de

parpadeo de largo plazo se calcula como el promedio cúbico de 12 valores de fuerza de

parpadeo de corto plazo, es decir, toma en cuenta un periodo de dos horas.

- Para sistemas de hasta 75 A nominal, las reacciones de la red se consideran

suficientemente limitadas, si la unidad generadora cumple con los límites dados en DIN EN

61000-3-3 (VDE 0838-3) o en DIN EN 61000-3-11 (VDE 0838-11) según corresponda.


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- El conjunto de generadores conectados a la red de baja tensión no debe generar una

fuerza de parpadeo de largo plazo mayor a 0,5 en el punto de conexión común más

desfavorecido (incluye generadores de más de 75A).

Por su parte, la norma española sólo indica que la variación de voltaje no deberá superar el ±5%

del voltaje nominal de la red y que se deben cumplir los requisitos de parpadeo indicados por la

norma.

5.3 Análisis y recomendaciones de las condiciones que debieran cumplir la actividad de

cogeneración y el uso del calor residual de proceso térmico.

La cogeneración es una de las formas más costo-efectivas y eficientes que existen de suministrar

demandas de calor y electricidad en forma local, a la vez que se logran abatir emisiones de gases

de efecto invernadero. Para su integración es necesario el tratamiento de algunos temas

relevantes a nivel de norma técnica. Estos temas son la definición del término de cogeneración

eficiente y la certificación necesaria para dicha definición, así como el impulso del desarrollo de

generadores comunitarios y el modelo de tres partes, mediante los cuales la cogeneración

eficiente se desarrolla de forma natural.

Al respecto es muy importante que el regulador tome una postura al respecto y establezca una

definición clara y precisa de cogeneración eficiente. Para esto es posible tomar como punto de

partida las definiciones que ya se han implementado en la experiencia internacional, debiendo ser

contextualizadas al caso chileno. Así mismo, potenciar el establecimiento de modelos comerciales

que faciliten el desarrollo de la cogeneración es tremendamente relevante.


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5.3.1 Definición de cogeneración eficiente para generadores en baja tensión.

El objetivo de todos los procesos de cogeneración es ahorrar combustible y, en consecuencia,

emisiones de gases de efectos nocivos. Si bien, en general, todas las plantas de cogeneración bien

diseñadas aportan estos ahorros, su capacidad de ahorrar puede ser muy diferente en función de

su tamaño y sobre todo de lo ajustado de su diseño a la demanda de calor. Por ello, la legislación

suele fijar índices de eficiencia en lugar de ahorros en valor absoluto para evaluar la calidad del

diseño de una planta de cogeneración.

Los índices más utilizados son los siguientes:

• Rendimiento global (η), que expresa una relación entre la producción conjunta de energía

eléctrica y calor respecto al combustible empelado para ello. Es un valor intrínseco y no

comparativo de una planta de cogeneración.

• Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE), es el rendimiento eléctrico comparable con una

planta de sólo generación de energía eléctrica, descontando del combustible total el

consumido para producir el calor por medio de sistemas convencionales. Este índice

permite comparar la eficiencia eléctrica de una planta de cogeneración con el rendimiento

eléctrico o global de una planta de sólo producción de energía eléctrica. Al ser un índice de

cálculo fácil, es utilizado en diversos países. Sin embargo, esta comparación directa con

plantas del régimen ordinario no tiene en cuenta las pérdidas evitadas en las redes de

transporte y distribución, que es otro de los grandes objetivos perseguidos por países que

buscan desarrollar la generación distribuida y la cogeneración (por ejemplo el caso

europeo y español en la Directiva Europea 2004/8/CE y el RD 616/2007). De acuerdo a lo

anterior, la ecuación que se utilizará para el cálculo del REE es la siguiente:

, ó ó


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Donde:

Energía eléctrica generada por la planta de cogeneración.

Combustible consumido por la cogeneración.

, ó Combustible consumido por dispositivos de

postcombustión.

Calor útil producido por la cogeneración.

ó Calor producido por dispositivos de postcombustión.

Valor de referencia de la eficiencia para la producción de

calor.

El calor útil se calculará sobre equipos que generan calor de cogeneración y dispositivos de

postcombustión. De este modo se excluyen dispositivos tales como calderas

convencionales, quemadores auxiliares, calderas con extracción de vapor antes de su uso

en turbinas de vapor, vapor sobrante, calor para precalentamientos de agua de

alimentación, etc.

• Ahorro Porcentual de Energía Primaria (PES), en la directiva europea 2004/8/CE, se

determina si una unidad de cogeneración es considerada eficiente y por lo tanto puede

conectarse a la red de distribución, mediante el cálculo del ahorro porcentual de energía

primaria. Este valor representa a la relación entre la energía primaria no consumida

debido a la cogeneración y la energía primaria que se hubiera consumido en generación

separada de calor y electricidad. El ahorro de energía primaria aportado por la producción

mediante cogeneración definida de conformidad con el anexo II de la directiva europea

2004/8/CE se calculará mediante la fórmula siguiente:


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!"1 1

$ $%& '100%

Dónde:

Es el ahorro de energía primaria.

$ Es la eficiencia térmica de la producción mediante cogeneración, definida

como la producción anual de calor útil dividida por la aportación de

combustible, utilizada para generar la suma de las producciones de calor

útil y electricidad procedentes de la cogeneración.

Es el valor de referencia de la eficiencia para la producción separada de

calor.

$ Es la eficiencia eléctrica de la producción mediante cogeneración definida

como la electricidad anual producida por cogeneración dividida por la

aportación de combustible utilizada para generar la suma de la producción

de calor útil y electricidad procedentes de la cogeneración. Si una unidad

de cogeneración generare energía mecánica, la electricidad anual

producida por cogeneración podrá incrementarse mediante un elemento

adicional que represente la cantidad de electricidad equivalente a la de

dicha energía mecánica. Este elemento adicional no dará derecho a

expedir garantías de origen con arreglo al artículo 5 de la directiva europea

2004/8/CE.

Es el valor de referencia de la eficiencia para la producción separada de

electricidad.


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Tabla 24 - valores de referencia de eficiencia de producción de electricidad y calor, extraída de la Decisión de la UE de 21 de diciembre de 2006.

Tipo de Combustible

Eficiencia de producción de calor Eficiencia de producción de

electricidad Vapor (*)/ agua

caliente10

Uso directo de gases de

escape (**)

Co

mb

ust

ible

s só

lido

s

Hulla/coque 88% 80% 44,2%

Lignito/briquetas de lignito 86% 78% 41,8%

Turba/briquetas de turba 86% 78% 39,0%

Combustibles de madera 86% 78% 33,0%

Biomasa agrícola 80% 72% 25,0%

Residuos biodegradables (municipales) 80% 72% 25,0%

Residuos no renovables (municipales e industriales 80% 72% 25,0%

Esquisto bituminoso 86% 78% 39,0%

Co

mb

ust

ible

s

líqu

ido

s

Hidrocarburos (gasóleo+fueloil residual), GLP 89% 81% 44,2%

Biocombustibles 89% 81% 44,2%

Residuos biodegradables 80% 72% 25,0%

Residuos no renovables 80% 72% 25,0%

Co

mb

ust

ible

s

gase

oso

s

Gas natural 90% 82% 52,5%

Gas de refinería/hidrógeno 89% 81% 44,2%

Biogás 70% 62% 42,0%

Gas de horno de coque, gas de alto horno, otros gases

residuales, calor residual recuperado 80% 72% 35,0%

Para este cálculo, el calor útil únicamente se referirá a dispositivos en los que de forma simultánea

a la generación de dicho calor se genera energía eléctrica, excluyéndose todo aquel generado por

otros dispositivos (postcombustión, calderas auxiliares, etc). De esta forma este calor corresponde

al calor de cogeneración (HCHP). Los valores de referencia de eficiencia de producción de

10 * La eficiencia del vapor debe rebajarse en 5 puntos porcentuales en caso de que los Estados miembros que aplican el artículo 12, apartado 2, de la

Directiva 2004/8/CE incluyan el retorno de condensados en los cálculos de la unidad de cogeneración.

** Si la temperatura es de 250°C o más, tienen que utilizarse los valores del calor directo.


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electricidad y calor se muestran en la Tabla 24, extraída de la Decisión de la UE de 21 de

diciembre de 2006.

En el real decreto español 616/2007, se utiliza el rendimiento eléctrico equivalente para

determinar si el sistema cogenerador es de alta eficiencia o no. Los límites mínimos para optar a

esta calificación se definen según la tecnología utilizada y el rendimiento que muestra la misma

considerando los sistemas actuales, por lo tanto, estos valores cambian anualmente a medida que

la tecnología mejora. Los valores que se utilizan según tecnología actualmente para definir

sistemas de cogeneración eficiente son los siguientes:

• Combustibles líquidos en centrales con calderas: 49%.

• Combustibles líquidos en motores térmicos: 56%.

• Combustibles sólidos: 49%.

• Gas natural y GLP en motores térmicos: 55%.

• Gas natural y GLP en turbinas de gas: 59%.

• Otras tecnologías y/o combustibles: 59%.

• Biomasa: 30 a 50 %.

La directiva europea 2004/8/CE categoriza a los equipos de cogeneración como equipo de

cogeneración eficiente en base a los siguientes criterios:

a) La producción de cogeneración procedente de unidades de cogeneración eficiente deberá

aportar un ahorro de energía primaria de al menos el 10 %.

b) La producción de las unidades de cogeneración a pequeña escala y de microcogeneración

que aporten un ahorro de energía primaria podrá considerarse cogeneración de alta

eficiencia.

Conforme a estos criterios, las unidades mayores a 1MWe con un PES mayor al 10% son

consideradas de alta eficiencia, mientras que las unidades menores a 1MWe (pequeña escala) son

consideradas de alta eficiencia con un PES mayor a cero.


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Estas definiciones son útiles para establecer una definición de cogeneración eficiente para el caso

Chileno. Por una parte, la definición establecida por la directiva europea es un punto de partida

por sobre la cual construir una definición de cogeneración eficiente. Sin embargo, el enfoque

establecido en la normativa española pareciera ser más adecuado, ya que permite una

actualización continua de los valores para los rendimientos eléctricos eficientes para los distintos

tipos de combustibles posibles de utilizar. Este enfoque permite reflejar la mejora de las

tecnologías y la experticia local para diseñar sistemas de cogeneración más ajustados a las

demandas de calor y por tanto más eficientes. Para que esto sea efectivo, la normativa chilena

debe pronunciarse y establecer una definición de cogeneración eficiente con rapidez para así no

afectar el desarrollo de esta tecnología.

Certificación de sistemas de cogeneración

En cuanto a la certificación, se tienen requisitos similares entre la norma específica de España y la

directiva europea. La norma española requiere que los documentos cuyo propósito sea la

determinación y/o certificación del REE para su comunicación a efectos del cumplimiento de lo

exigido en el RD 661/2007 incluyan lo siguiente:

• Ficha técnica resumen que se detalla en el anexo 4 de la guía técnica para la medida y

determinación del calor útil (calor que debe generarse de una u otra forma para suplir una

necesidad), de la electricidad y del ahorro de energía primaria de cogeneración de alta

eficiencia, cumplimentada de acuerdo a las indicaciones e instrucciones que igualmente se

indican en el anexo.

• Descripción detallada del cálculo del calor útil.

La norma técnica respectiva debiera considerar un mecanismo de certificación para los valores de

eficiencia declarados para los sistemas de cogeneración. Deberá establecerse una metodología de

medición, formularios estandarizados de certificación y organismos certificados que estén

autorizados para medir los rendimientos de los sistemas de cogeneración.


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5.3.2 Modelo de tres partes y generación comunitaria.

Los sistemas de cogeneración se desarrollan de forma natural mediante la implementación de

modelo de tres partes. En dichos modelos, un tercero es responsable de la instalación de la planta

de cogeneración y de su operación, además de ser normalmente el suministrador del combustible

utilizado en el proceso térmico. Estas plantas son instaladas en los empalmes de clientes ajenos y

normalmente no instruidos en los temas de cogeneración, por lo que la planta funciona siendo

operada por una tercera parte, que establece una relación privada con el cliente dueño del

empalme. Este tipo de modelo puede darse muy a menudo en condóminos y edificios donde

existe una demanda agregada conjunta de calor y electricidad.

Bajo esta perspectiva, para promover el modelo de tres partes es importante considerar dentro de

la normativa eléctrica, la posibilidad de generadores comunitarios instalados en las instalaciones

eléctricas interiores de dichos condominios o edificios. Es necesario considerar la forma de

conexión, el sistema de medición y repartición de excedentes y las responsabilidades atribuibles al

generador. Normalmente, estos temas son de pertinencia de los reglamentos y no de las normas

técnicas (según el esquema regulatorio chileno), aunque la norma técnica debe considerar las

disposiciones y exigencias necesarias para un generador comunitario.

Al respecto de las consideraciones técnicas, estas ya han sido incluidas en la sección anterior

donde se entregan las recomendaciones para la conexión de generadores distribuidos,

estableciendo que es necesario considerar a los generadores comunitarios en dichos

requerimientos, con un punto de conexión específico para estos, debiendo ser mencionado

explícitamente en la norma (instalaciones comunes de condominio).


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5.4 Análisis y recomendaciones de las características específicas de la información solicitada al

interesado, con los respectivos formatos y formularios pertinentes

Una de las grandes barreras a la penetración de generación distribuida es la establecida por los

procedimientos administrativos, la información solicitada a los desarrolladores de proyectos, así

como la calidad, formato y actualización de la información técnica de la red suministrada por las

empresas distribuidoras a los desarrolladores. Si bien La NTCO/2007 establece un listado de la

información que debe ser solicitada al interesado y la información que este último debe solicitar a

la empresa distribuidora, estas definiciones son al fin y al cabo vagas en definir los detalles de la

información, quedando la definición de dichos detalles en manos de la empresa distribuidora. Esto

es especialmente grave en el caso chileno ya que es el desarrollador y no la empresa distribuidora

quien debe realizar todos los estudios pertinentes a la conexión del generador. Así, la información

entregada por la empresa distribuidora no es vinculante y el procedimiento en la práctica

establece retrasos y problemas que pueden generar costos importantes para generadores

pequeños (varios kW y varios cientos de kW). Muchas veces, el desarrollador debe entrar en

procesos de negociación que requieren varias iteraciones con la empresa distribuidora para lograr

obtener la información actualizada y en formatos adecuados para ser utilizada. Pese a esto, la

información podría no estar actualizada y la distribuidora podría solicitar la realización de algunos

estudios nuevamente. Pese a que la empresa distribuidora es quien conoce mejor sus redes de

distribución y puede realizar los cálculos y estudios de manera costo efectiva, es el desarrollador

quien es obligado a realizar dichos estudios, incurriendo en costos mayores a los que la empresa

distribuidora podría incurrir para lograr obtener los mismos resultados (tiempo, recursos en

consultoría, etc.).

Así mismo, si bien la norma técnica propone un formato de formulario de solicitud de información,

en la práctica estos no son vinculantes, mientras que no existe formato estandarizados para los

contratos y acuerdos que la empresa distribuidora y el cliente deban firmar. Así, la empresa está


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en la práctica habilitada de solicitar información adicional y establecer cláusulas que podrían llegar

a ser innecesarias o abusivas con los generadores distribuidos, traduciéndose esto en importantes

barreras de entrada para la generación distribuida.

Considerando lo anterior, es posible realizar recomendaciones referentes a los procedimientos de

solicitud de información al desarrollador, a la empresa distribuidora y respecto a los formados de

documentación y contratos estándares que puedan estar involucrados en el proceso de solicitud

de conexión.

5.4.1 Información solicitada a los interesados en desarrollar proyectos de generación

Al momento que un interesado desee iniciar el proceso de solicitud de conexión este deberá llenar

un formulario estandarizado el cual deberá contener toda la información necesaria para que la

empresa distribuidora realice una revisión inicial y determine si el proyecto puede conectarse a la

red de distribución sin requerir estudios, modificaciones al proyecto y/o adecuaciones a la misma

red. Al respecto, la experiencia internacional muestra diversos formatos de formularios de

solicitud de conexión11. Estos formatos corresponden a formatos estandarizados, disponibles en

forma pública y con instrucciones claras, requiriendo la información mínima para que la empresa

distribuidora pueda determinar si el sistema puede conectarse o no a las redes de distribución.

Estos formularios estandarizados debieran incluir secciones claramente definidas indicando

exactamente la información que se requiere al interesado. Una propuesta preliminar de

formulario puede consistir en un formulario compuesto por cuatro secciones. La primera de esta

corresponde a la introducción del documento donde se describe de forma breve y resumida la

aplicabilidad del programa de facturación neta, así como los lineamientos y pasos del proceso, un

11 http://www.pge.com/includes/docs/pdfs/about/rates/tariffbook/E79-974.pdf


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resumen a modo de lista de la documentación e información que el interesado debe presentar de

manera adjunta a la solicitud (Diagrama unilineal, planos y diagramas del sitio de instalación, datos

de placa de transformadores, descripción de componentes, niveles de capacidad y descripción del

mecanismo de transferencia de interruptores de transferencia, Relés de protección indicando

diagramas de protección o diagramas elementales mostrando el cableado del relé y sus conexión,

la configuración de relé propuesta y la descripción de cómo el esquema de protecciones debiera

funcionar, según corresponda al sistema de generación especifico que se desea conectar. Además

esta sección deberá incluir de forma explícita los costos en los que deberá incurrir el cliente

interesado para iniciar el proceso de solicitud de conexión, el cual normalmente va orientado a

costear los costos de la revisión inicial del proyecto (o revisión simplificada, ideada para sistemas

de pequeña escala y nulo impacto). Esta sección también debe incluir explícitamente toda la

información de contacto y para solicitud de asistencia de la empresa distribuidora.

La segunda parte debe corresponder a la identificación de la localización de las instalaciones de

generación y las partes responsables involucradas en el proyecto. Se debe incluir datos de

contacto del propietario de la propiedad donde el generador se conectará y datos de contacto del

proyecto, indicando si el sistema de generación será de propiedad de una tercera parte o no

(modelo de tres partes12), fecha estimada de operación, etc.

La tercera parte principalmente corresponde a una descripción técnica breve del sistema de

generación que se piensa instalar. En ella se debe incluir la siguiente información: Potencia horaria

12 El modelo de tres partes es un esquema en el cual el propietario del sistema de generación es una

entidad o persona diferente al propietario de las instalaciones eléctricas donde el generador se conecta.

Este tipo de modelo se da en forma natural en la cogeneración eficiente y la generación solar

fotovoltaica donde empresas de gas (para la cogeneración) o empresas distribuidoras de paneles

solares, son las propietarias de sistemas de generación, normalmente instaladas en condominios o

edificios, llegando a una acuerdo privado con los residentes del condominio/edificio por el servicio de

generación local que les prestan con el sistema de generación.


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esperada a inyectar, Energía anual esperada a inyectar, Capacidad instalada, Accesibilidad a

medidores, contribución a corriente de falla esperada (monofásica ante falla fase – fase o trifásica

ante falla trifásica a tierra), capacidad de interrupción de corto circuito de instalaciones eléctricas

huésped del generador, tecnología de generación, certificación de equipamiento. Además deberá

incluirse información específica de la tecnología de generación. Una lista exhaustiva a modo de

sugerencia se presenta a continuación:

• Fabricante de generador e inversor (si corresponder)

• Modelo generador e inversor

• Versión de software generador e inversor

• Certificación de generador e inversor

• Diseño de generador (sincrónico, inducción, basado en inversor)

• Valores brutos de placa

• Voltajes de operación

• Factor de potencia

• Capacidad de ajuste factor de potencia

• Configuración de la conexión (Trifásico con sus diferentes configuraciones posibles,

monofásico), sistema de conexión a tierra utilizado (sin tierra, aterrizado sólidamente,

aterrizado con resistencia – indicando valor).

• Parámetros técnicos básicos del sistema de generación

o Para generadores síncronos: Reactancia sincrónica, reactancia transiente y

reactancia sub-transiente.

o Para generadores de inducción: Corriente de rotor bloqueado o resistencia de

estar, reactancia de fuga del estator, resistencia del rotor, resistencia de fuga del

rotor.

o Corriente de cortocircuito producida por el generador.

o Para generadores que parten como motor: Corriente de In-Rush, nivel de corriente

continua del panel de entrada del cliente huésped de la instalación de generación

o Para sistemas de cogeneración: Eficiencia del sistema.

Finalmente, la última sección debe incluir las instrucciones, rúbrica y ejemplos necesarios para

facilitar y agilizar el llenado del formulario. Esta sección es muy importante para evitar que los


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desarrolladores o interesados incurran en errores o mayores tiempos de llenado, prescindiendo de

la asistencia reiterada de la empresa distribuidora para llenar y realizar adecuadamente la solicitud

de conexión de su sistema de generación.

5.4.2 Formatos de documentación y contrato estándar.

En términos de la documentación y formatos de acuerdos y contratos necesarios para la conexión,

la experiencia internacional es habitual encontrar los “Interconnection agreement forms” o los

“Interconnection agreement templates”, los cuales corresponden a acuerdos de interconexión

predefinidos y estandarizados, de dominio público para ser utilizados en la conexión de un

generador distribuido13. Estos estándares están disponibles en la web y no requieren de un

acuerdo bilateral entre las partes ya que están definidos con anterioridad.

Los convenios y formularios de conexión estandarizados pueden facilitar la interconexión de un

generador, ya que permiten asegurar que los desarrolladores de proyectos de GD saben

exactamente que esperar y que es requerido con respecto a la instalación de sus proyectos,

eliminando la opción de agregar nuevos requerimientos por parte de la distribuidora. Los acuerdos

estandarizados también vuelven más expedito el procesamiento de los requerimientos de

conexión realizados a las distribuidoras eléctricas. En Estados Unidos, la mayoría de los estados

con procedimientos de interconexión, han adoptado formularios de acuerdos de interconexión

estandarizados14. En adición la mayoría de los procedimientos de interconexión han creado varios

niveles de documentación y revisiones basadas en el tamaño de los sistemas, de manera de

13http://www.retscreen.net/fichier.php/1603/E79-978.pdf,

http://cc1.stglink.com/divisions/utilities/electric/DG-Comments18b.doc,

14 http://www.dsireusa.org/


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simplificar el proceso de conexión para los generadores pequeños basados en inversores de

potencia. Algunos ejemplos se presentan en el pie de página.

Los convenios de acuerdo de interconexión deben ser definidos por el regulador de forma clara y

estándar. Si bien estos eventualmente podrían ser propuestos por las distribuidoras, los convenios

deberán ser revisados, modificados y aprobados por el regulador, previamente a su

implementación. Si una distribuidora tiene condiciones muy particulares que ameriten un

convenio especial, estas particularidades y las desviaciones del convenio estándar deben ser

propuestas al regulador, justificadamente y una vez aprobadas, deben quedar fijas y disponibles

en forma pública para que los eventuales generadores distribuidos que deseen conectarse en la

zona de concesión de la misma, no requieran negociar condiciones especiales para concretar su

conexión.

En este contexto es de especial importancia la definición y aplicación de la responsabilidad

limitada de los generadores o la responsabilidad que estos debieran asumir en eventos adversos

ocurridos en el sistema (fallas intempestivas, accidentes y daños a terceros, etc.).

La operación, conexión y desconexión de generadores de cualquier escala no es neutra y genera

efectos en las variables eléctricas del sistema y en especial, en los elementos o redes vecinas. Por

ejemplo, la desconexión de un generador podría eventualmente generar una perturbación tal que

motive la desconexión de cargas vecinas, situación que es muy improbable si la red cumple con los

estándares y los equipos de generación cumplen con las especificaciones básicas de cualquier

norma de conexión y operación. Las distribuidoras históricamente no acostumbradas a lidiar con

generadores en sus redes de media y baja tensión, procuraban transferir al generador distribuido,

la responsabilidad de cualquier efecto que pudieran tener sobre las redes y sistemas vecinos. Esto

constituye un riesgo ilimitado para el generador distribuido, pues en el muy improbable evento

que su desconexión o falla “bote” un alimentador o una porción del sistema, podría ser

responsable del pago de costos de escala muy superiores al valor del generador y sus inyecciones.


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A pesar que de ocurrir esto, los más probable es que la propagación del evento se deba a un red

operando en condiciones sub – estándar, protecciones mal coordinadas u otras variables fuera del

control del generador, que ya ha cumplido con las normas y estándares requeridos para su

conexión y operación, las cuales en presencia de una red mantenida adecuadamente, garantizan

una operación segura (unlimited liability). Este tipo de cláusulas están presentes en algunos

acuerdos de interconexión no estandarizados en Chile, y son de la forma “El generador será

responsable de todos los efectos que genere su operación en la red y los sistemas vecinos…”.

Además, la experiencia internacional ha mostrado que la exigencia de responsabilidad en posibles

daños a terceros debido a la operación de generadores distribuidos es injustificada, ya que debido

al tamaño y nivel de certificación, estos sistemas no debieran representar un riesgo para las

personas, siempre y cuando, la red de distribución este adecuadamente mantenida y operando

bajo los estándares requeridos.

Considerando estos antecedentes, será necesario incluir acuerdos de conexión, formularios y

documentación estandarizados. La norma técnica deberá establecer qué tipo de exigencias no

serán aceptables de incluir en dichos acuerdos. Esta modificación será válida tanto para

generadores tipo PMGD como para sistemas de menor capacidad que se acojan a la ley de

facturación neta.

Si bien los acuerdos de conexión serán estándares y establecidos en la normativa, las empresas de

distribución podrán proponer modificaciones las cuales deberán ser aprobadas por la SEC. Sin

embargo, previo a la propuesta de dichas modificaciones al fiscalizador, las empresas deberán

poner a disposición pública las modificaciones sugeridas y someterlo al escrutinio de actores

relevantes en la materia, como asociaciones de empresas, asociaciones de energías renovables,

académicos, organismos representes de consumidores y clientes, etc. Además, la empresa deberá

notificar a los actores relevantes de la existencia de las propuestas de cambio. La norma técnica

deberá estipular con cuanto tiempo de anticipación deberán ser publicados y notificadas estas


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propuestas de cambio. Asimismo, la lista de instituciones que es necesario notificar, con su

información de contacto deberá ser de dominio público y deberá ser publicada por la SEC. Se

recomienda que existan formatos de acuerdos pre-establecidos y adaptados en específico tanto

para los proyectos PMGD como para los proyectos de generación de menor escala (hasta 100 kW).

5.5 Antecedentes aportados por la empresa distribuidora y los formatos asociados a los

formularios utilizados para ello.

Para planificar y desarrollar proyectos de generación normalmente es necesario cierto

conocimiento de la red de distribución a la cual los generadores deberán conectarse. Esta

información es útil para definir la tecnología más adecuada a ser utilizada y para la realización de

los estudios de conexión de los generadores a la red. Si bien la recomendación respecto a dichos

estudios es de manera predeterminada aunque no obligatoria, dejar en manos de la distribuidora

la responsabilidad de realizar dichos los estudios, es muy importante que los usuarios tengan un

acceso rápido y simple a información actualizada de la red.

Por esta razón, es muy recomendable que la empresa distribuidora deba mantener una base de

datos actualizada y pública con la principal información necesaria para permitir la correcta

planificación y diseño de los sistemas de generación, así como habilitar a los desarrolladores a

realizar estudios de interconexión de forma independiente si así lo desean (por ejemplo para

comparar los resultados obtenidos por los estudios que la empresa distribuidora realice, según se

recomendó previamente). Esta base de datos deberá contener las capacidades máximas

admisibles de generación en la red sin que se requieran adecuaciones en esta misma, en forma

detallada por cada sección de la red y sus alimentadores respectivos. Además la empresa

distribuidora deberá poner a disposición de los clientes información técnica representativa de la

red. Una lista los elementos mínimos que la empresa distribuidora debiera poner a disposición de

los clientes se presenta a continuación: parámetros técnicos de las líneas, alimentadores y


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transformadores de la sección de la red de interés, Distribución, nivel y modelo de carga

utilizados en la modelación, resultados de flujo de potencia del caso sin generador distribuido en

un escenario estándar (flujo de potencia, voltajes con su ángulo y módulo por barra, corrientes de

línea, nivel de pérdida, etc.). Además deberá proveerse de los parámetros técnicos de otros

generadores distribuidos operando ya en la zona de interés, para así poder incluirlos en la

modelación de ser necesario. En el caso de los estudios dinámicos deberá proveerse de la

información técnica de las interfaces de los generadores y los sistemas de regulación de voltaje y

velocidad (de existir) que los sistemas de GD existente utilizan. Esta información debiera estar

disponible de manera pública y accesible, y debiera ser suficiente para realizar los mismos estudios

en caso que la empresa distribuidora los realizara. Así, los resultados de estos estudios, de ser

realizados por terceros, no debieran ser rechazados por razones del tipo “Falta considerar cierto

parámetro o cierta información” debido a que dicha información no se encontraba disponible o

actualizada en la base de datos antes mencionada.

Lo anterior es tremendamente relevante en el eventual caso que los interesados en instalar

sistemas de generación distribuida deseen realizar estudios de forma independiente. En el caso en

que se requiera confidencialidad, la empresa distribuidora podría exigir a cambio un acuerdo de

confidencialidad por la entrega de dicha información, debiendo este acuerdo ser revisado,

modificado y aprobado por el regulador. La exigencia de confidencialidad deberá ser justificada

por la distribuidora, debiendo estar basada en la protección de la información de clientes o

sistemas no regulados que estén bajo la administración de la empresa distribuidora, puesto que

toda la información de la red destinada al suministro de servicio público regulado debiera ser de

carácter público.

5.5.1 Realización de estudios y costos asociados

Debido a las facilidades con las que cuenta la empresa distribuidora para realizar los estudios de

impacto, es lógico dejar esta actividad en sus manos, además que estos siempre estarán en


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conformidad con los resultados. Las buenas prácticas por parte de la empresa distribuidora

deberían generar estudios rápidos y de menor costo a lo que enfrentaría el interesado al contratar

agencias de consultoría externas. Sin embargo, el actuar del operador de la red debe encontrarse

regulado de manera que se aseguren estas buenas prácticas.

Una forma de regulación observada a menudo en la experiencia internacional es el

establecimiento de tarifas reguladas para los estudios de interconexión, al menos para sistemas de

generación de muy pequeña escala. Típicamente, las regulaciones establecen tres niveles para

clasificar los sistemas de generación de acuerdo a su tamaño impacto (tal como se expuso

anteriormente en la Tabla 4. Normalmente, estas regulaciones establecen un costo regulado y fijo

para los estudios para los niveles 1 y 2, mientras que los estudios de nivel 3 son de costo variable,

dejando dicho costo dependiente de cada caso y su complejidad. Esto se justifica en el hecho que

la mayoría de los sistemas corresponderán a sistemas que se encuentre en el nivel 1 y 2, esto es,

sistemas pequeños y certificados, representando casos estándares y por tanto muy simples. La

revisión de un checklist o realización de estudios para un sistema menor es muy simple y por lo

tanto de costo fácilmente estimable. Por otra parte, los sistemas de la clasificación número 3

representan casos más aislados y específicos, por lo que regular el costo de los estudios y/o de

conexión podría no ser adecuado dada las condiciones particulares de cada caso y los mayores

costos que puedan significar.

Como los costos de estos estudios recaen en el interesado se debe asegurar que la empresa

distribuidora no imponga precios exagerados a los estudios, aprovechándose de su situación

ventajosa. Por lo tanto, es recomendable exigirle que mantenga una base de datos con

información estandarizada, actualizada y pública, la cual incluya información de los costos de

conexión (estudios y adaptaciones de la red) en que incurrieron otros generadores conectados a

la red de distribución administrada por la empresa distribuidora. Esto servirá para establecer un


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precedente histórico de los costos de conexión y evitar que la distribuidora establezca costos

excesivos.

También, esta base de datos deberá contener información sobre los proyectos futuros en la zona

de impacto, tanto en la red de distribución misma como de futuros generadores distribuidos que

ya se encuentran en proceso de conexión, tomando en cuenta al menos todo el periodo de

vigencia que tendrá una evaluación de impacto para cierto proyecto de generación.

No obstante, se debe permitir al interesado realizar los estudios por medio de un tercero, como

opción alternativa a que los realice la empresa distribuidora o meramente como corroboración o

estimación de los resultados de los estudios que realice la empresa de distribución, esto quedará a

elección del interesado. La facilidad de obtención de la información de la red de distribución y la

obligación de que esta información sea verídica permite la realización de estudios externos a la

empresa distribuidora sin pasar por un proceso de conversación con esta.

Así mismo, deberá permitirse que el cliente pueda realizar en cualquier momento un alegato a la

Superintendencia de Electricidad y Combustible en caso que se encuentre disconforme con los

resultados obtenidos por la empresa distribuidora. Además, esta información debe estar a

disposición de la SEC para que sea revisada cuando esta lo estime conveniente y podrá aplicar

sanciones en caso de encontrar irregularidades.

5.6 Recomendaciones para las características de construcción, ampliación o recambio de

empalmes.

El empalme necesario para la instalación de un generador distribuido no debiera ser diferente al

ya existente en las instalaciones del cliente. La primera limitante para la capacidad del sistema de

generación es este empalme, por lo que en primera instancia el cliente no debiera estar obligado a

cambiar dicho empalme. De esta forma, la relación entre la capacidad del sistema de generación y


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el empalme ya se discutió previamente en el punto 5.2. La recomendación principal en este punto

es a evitar el recambio del empalme al cual el cliente conectara su sistema de generación a menos

que la capacidad del sistema o el tipo de conexión necesaria para su operación así lo ameriten.

De esta forma, si el empalme es monofásico (hasta 10 kW), el cliente debe poder conectar un

generador monofásico de hasta la capacidad del empalme, y los efectos de este tipo de

generadores debieran considerarse como parte del comportamiento estocástico de los clientes

monofásicos de hasta 10 kW, debido a que la red se encentra preparada y dimensionada para

absorber dichos efectos y mantener los rangos de operación dentro de lo establecido en la

normativa vigente.

El recambio de empalme debiera ser solamente necesario en el caso de que el cliente desee

instalar un generador de capacidad mayor a la de su empalme o que requiera por construcción un

empalme trifásico.

En caso de requerirse un cambio de empalme, es recomendable que sea la empresa distribuidora

la encargada de realizar dicho cambio y que el costo del recambio se establezca como servicio

regulado a cargo del cliente, tal como se hace hoy en día. El cliente debe además mantener su

actual derecho a realizar el cambio del empalme mediante un tercero, en cuyo caso la

distribuidora deberá certificar que el empalme se encuentre instalado adecuadamente para su

posterior conexión.

Al respecto, cabe tener presente que la normativa vigente permite que el cambio de empalme sea

realizado por terceros, aunque la desconexión y posterior conexión sí tienen que ser realizadas por

la empresa distribuidora. Por otro lado, tanto el retiro de empalme como la instalación de

empalme por parte de la empresa distribuidora, a petición del cliente, son servicios asociados, por

lo que tienen tarifa regulada.

Esta recomendación, tal como se discutió previamente en el punto 5.2., se fundamenta en el

hecho que muchas instalaciones de generación que se acojan a la ley 20.571/2012 se encontrarán


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por debajo de los 10 kW de capacidad instalada y estas operaran a potencias mucho menores de

dicho valor (debido a las menores eficiencias que típicamente se logran en instalaciones

residenciales).

5.7 Recomendaciones para los requisitos de seguridad de la instalación de conexión del

generador distribuido.

Anteriormente se cubrieron los requisitos mínimos técnicos para mantener la seguridad de

suministro del sistema. Sin embargo, no es suficiente contar con un suministro sin falla sino que

además el sistema debe ser seguro para las personas que operan o circulan cerca de este. Para

lograr reducir el riesgo de daños que se puede infligir a una persona se definen los requisitos que

se detallarán en adelante, estos requisitos comprenden las características de construcción de los

equipos, la puesta a tierra de los equipos, la detección/desconexión ante un estado fortuito de

operación en isla y las marcas de información y precaución que deben incluir los equipos.

En general, este tipo de requisitos se garantiza exigiendo certificaciones al equipamiento y el

procedimiento de conexión. Por esta razón, se recomienda que se exija que el equipamiento de

generación y conexión se encuentre certificado mediante alguna norma internacional de países

como Estados Unidos (IEEE1547), Europa (UL1741 y normas específicas como la norma alemana

(VDE-AR-N 4400:2011-08) o de otros países con un importante desarrollo en la producción

tecnológica de sistemas de generación y conexión como Japón y Corea. Tal como ya se comentó,

es importante no focalizar la regulación chilena en una única norma internacional, si no que

abarcar el abanico de certificaciones existentes en el mundo, ya que de esta forma se accede a una

oferta tecnológica diversa y de menor costo, derribando barreras de entrada para la generación

distribuida.

Además deberá exigirse que la instalación de los sistemas sea realizada por instalador profesional

y certificado ante la SEC, debiendo adjuntarse todas las certificaciones comprometidas

(certificaciones de equipos, certificaciones de instalación). Finalmente deberá exigirse que la


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empresa distribuidora realice una inspección visual de las instalaciones de manera de evitar

cualquier contratiempo. El costo de dicha inspección deberá ser considerado un servicio regulado.

A continuación se presenta con un mayor detalle algunas recomendaciones específicas a la

seguridad de las instalaciones, complementándolas con la experiencia internacional revisada en el

presente estudio.

5.7.1 Características de construcción de los equipos respecto de la seguridad.

Respecto de la seguridad funcional de un equipo en particular, se encuentran requisitos

específicos aplicables a la construcción de estos en la norma UL 1741. Los requisitos que indica

esta norma abarcan los temas de las características del marco y contenedor del equipo, de la

protección que se aplica contra la corrosión, del ensamblaje mecánico, del montaje del equipo, de

las protecciones contra daño a usuarios y personal, de las medidas mitigantes de riesgo de golpe

eléctrico, de la disposición y accesibilidad de los interruptores y controles del equipo,

características operacionales del interruptor de desconexión, de la puesta a tierra del equipo y del

conductor a tierra de circuitos AC, de la unión interna de puesta a tierra, de la disposición y

accesibilidad de las partes energizadas, de la protección de sobrecorriente y del

interruptor/detector de falla DC a tierra, entre otras.

Dado que los equipos para estas aplicaciones provienen en su mayoría desde afuera del país,

cumpliendo con la normativa de seguridad extranjera, es recomendable homologar estos

requisitos a la normativa chilena, basados en normas internacionales como la UL 1741, la

IEEE1547 u otras similares como la norma Alemana o normas de países con tradición en desarrollo

tecnológico como Corea y Japón. Es importante destacar que en esta materia, la norma UL 1741 es

considerada como una base sobre la cual la IEEE 1547 fue construida, por lo que debe ser

considerada especialmente (aunque no de forma restrictiva para otras normas homologables

como la alemana).


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5.7.2 Puesta a tierra de los equipos.

La puesta a tierra de un equipo eléctrico es parte fundamental de las medidas de seguridad de una

instalación ya que puede prevenir el riesgo de golpe eléctrico al producirse una falla en la aislación

de los sistemas energizados. Ante esto, la norma UL 1741 especifica que la puesta a tierra de los

equipos no debe poseer una resistencia eléctrica que exceda los 0,1 Ω. Mientras que, la norma

NCh 4/2003 indica que la resistencia de la puesta a tierra debe ser tal que no se generen voltajes

superiores a los considerados seguros, es decir, 50V en lugares secos y 24V en lugares húmedos

ante la corriente de la protección de falla a tierra considerando un factor correspondiente al tipo

de protección (fusible, disyuntor).

Por otro lado, la puesta a tierra de un generador influye en la operación de la red, afectando los

sobrevoltajes que deben resistir sus equipos y perturbando la coordinación de sus protecciones de

falla a tierra. Ante esto, las normas IEEE 1547 y española indican que la integración de la tierra de

un generador a la red no debe afectar a la red de manera que se generen estas reacciones

contraproducentes. Además, la norma española indica que la tierra de la instalación debe ser

independiente del neutro de distribución.

La norma chilena 4/2003 tiene indicaciones extensas ante estas materias, por lo que se

recomienda mantenerlas respecto de instalaciones de generación en baja tensión. No obstante,

los equipos utilizados en las instalaciones de generación distribuida vendrán con certificados

internacionales tales como la UL 1741 y la IEEE 1547 por lo que se debieran homologar al caso

chileno.

5.7.3 Detección/Desconexión ante un estado fortuito de operación en isla.

La detección de operación en estado de isla y la desconexión ante ella es fundamental para evitar

daños a personas o a los equipos. Un generador que se mantiene operando luego de una

desconexión de la red principal mantendrá energizada a la red de distribución. En el caso de que


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sea necesario realizar trabajos en la red los operarios corren un gran riesgo de recibir un golpe

eléctrico.

Ante estas condiciones, las normas revisadas indican que el sistema de interconexión debe ser

capaz de detectarlas y desenergizar la red en un tiempo que varía entre dos (IEEE 1547) y cinco

segundos (alemana). Además, la norma alemana especifica los métodos aceptados para detectar

operación en isla, siendo estos el método pasivo por medio del monitoreo del voltaje trifásico y el

activo por medio de desplazamiento de frecuencia.

Al respecto, la norma chilena 4/2003 sólo indica que debe existir la presencia de un relé de

potencia inversa, lo cual no es compatible con la ley de Facturación Neta.

Se recomienda aplicar los requisitos de la norma IEEE 1547 o de certificaciones similares ya que,

dado su carácter internacional los equipos estarán certificados respecto de esta.

Es importante considerar que el hecho que el generador no deba seguir inyectando energía hacia

la red durante un evento adverso en esta, no significa que no pueda seguir operando. La energía

generada por el sistema puede ser utilizada para alimentar baterías y/o el consumo interno del

cliente, mejorando así el estándar de calidad de suministro del mismo. En Alemania ya existen

sistemas residenciales basados en inversores y baterías que en caso de falla en la red se

desconectan de la red y siguen operando aislados de la red, sin comprometer la seguridad de las

personas ni de la red. La normativa debe considerar esta alternativa y permitir que sea posible su

implementación.

5.7.4 Marcas de información y precaución.

Las marcas de información y precaución juegan un rol importante en la disminución del riesgo al

que se expone un operador o usuario. Estas permiten informar respecto de potenciales peligro

que pueden o no ser conocidas por la persona que manipula el equipo. Al respecto, la norma

chilena 4/2003 contiene indicaciones de las marcas que debe incluir un equipo eléctrico respecto


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de la identificación del producto, características dimensionales y funcionales, certificación de

aprobación de uso y colores utilizados para identificar de canalización eléctrica. Mientras que, la

norma UL 1741 define las marcas que deben llevar los equipos tanto como medida de prevenir a

los usuarios de algún peligro como para informar de los procedimientos de operación y

mantenimiento. Las marcas deben ser permanentes a menos que se indique lo contrario (63.1).

Una unidad debe ser marcada donde sea visible incluso luego de la instalación (63.2). Las unidades

compatibles con la red deben ser marcadas indicándolo (63.3). Las marcas deben indicar

protecciones, fábricas implicadas en la fabricación del equipo, elementos de manejo y transporte

tales como manijas, terminales de cableado, terminales de cableado de campo, conexión a tierra,

temperatura máxima de operación, polos de conexión de la batería externa, voltaje de operación,

posición on-off de interruptores, otros. Además, la norma UL 1741 especifica las palabras de

advertencia y los formatos a usar. Estas deben ser ubicadas en lugares que no sean removibles sin

impedir la operación del equipo. Deben permanecer visibles y legibles durante la operación

normal del equipo. También, se debe incluir información de operación y mantenimiento, estando

la información de operación separada de la información de mantenimiento. La norma indica

detalles de la información que incluyen las instrucciones de operación e instalación y además

incluye especificaciones de las instrucciones de seguridad.

Respecto de las marcas de información y precaución se recomienda mantener los requisitos

presentes en la NCh 4/2003 y complementarlas con lo que indica la norma UL 1741, homologando

la certificación de un equipo respecto de esta norma.

5.8 Recomendaciones para las exigencias de operación.

Una operación segura y estable que no genera daños a personas o equipos de alguna índole

requiere de la definición de rangos de operación con respecto a las condiciones de voltaje,

frecuencia y factor de potencia. La operación a sobre voltaje implica posibles daños a personas o

equipos, por lo que se considera una de las condiciones más severas. La operación a bajo voltaje


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afecta la correcta operación de los equipos. Mientras que la operación a bajo o sobre frecuencias

puede generar esfuerzos mecánicos inadmisibles en algunos sistemas. La operación fuera de

factor de potencia unitario genera esfuerzos adicionales en la red pero, a su vez puede servir de

apoyo a la operación del sistema. A continuación se realizan recomendaciones para definir los

límites de sobre y bajo voltaje, sobre y baja frecuencia y factor de potencia con los respectivos

tiempos de activación de las protecciones.

En general, la norma alemana indica que la configuración de los niveles de operación puede ser

programada según el caso específico local. Esto permitiría cierta flexibilidad ante casos donde la

norma no permite conexiones razonables que están fuera de la norma.

5.8.1 Límites de bajo y sobrevoltaje.

Las normas revisadas muestran diferentes rangos de voltaje y tiempos de desconexión, estos

tienen límites que se dividen en límite inferior, límite intermedio inferior, límite intermedio

superior y límite superior los cuales varían dentro de los rangos 50 a 90 %, 87 a 90 %, 110 % y 110

a 137 % respectivamente. Los tiempos de desconexión varían dentro de los rangos 0,1 a 1,5; 2 a

2,5; 1 a 2; 0,04 a 1,5 segundos respectivamente (Inglaterra, Alemania, España, IEEE, UL y NTCO).

En este caso, la elección de los límites dependerá directamente de la estabilidad de la red en el

punto de conexión y de la tecnología de generación utilizada. Es posible elegir valores de

operación holgados en bajo voltaje que tiendan a aportar a la estabilidad de la red, sin embargo,

habrá tecnologías que no son compatibles con estos valores de voltaje. También es posible elegir

un valor estrecho para asegurar que el generador dejará de influir a la red ante cualquier posible

perturbación pero, la red quedará desprovista rápidamente de generación, empeorando o

mejorando la situación según el tipo de perturbación.

Se recomienda que se mantengan los rangos de la NTCO para mantener su línea y para permitir el

apoyo de los generadores distribuidos en baja tensión a la estabilidad de la red ante deficiencias


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de generación. De cualquier manera, se deberá permitir utilizar otros valores acordados entre la

empresa distribuidora y el generador distribuido, que cuenten con la aprobación de la SEC, para

casos justificados. Esto es especialmente importante y aplicable para redes operadas por

cooperativas o redes rurales, donde las instalaciones son más débiles. El regulador debiera

establecer condiciones específicas bajo las cuales la empresa distribuidora pudiera apelar y

proponer cambios a estos valores.

5.8.2 Límites de bajo y sobrefrecuencia.

De igual manera que los rangos de voltaje, las normas revisadas muestran diferentes rangos de

frecuencia y tiempos de desconexión, estos límites también se dividen en límite inferior, límite

intermedio inferior, límite intermedio superior y límite superior los cuales varían dentro de los

rangos 47 a 49,3 Hz, 47,5 a 49,8 Hz, 51,5 Hz y 50,5 a 52 Hz respectivamente. Los tiempos de

desconexión varían dentro de los rangos 0,16 a 0,5; 0,16 a 300; 90 y 0,16 a 3 segundos

respectivamente (Inglaterra, Alemania, España, IEEE, UL y NTCO). Nuevamente los límites a elegir

dependen de las condiciones de estabilidad del sistema y de la tecnología utilizada.

Se propone mantener los mismos límites de la NTCO para mantener la misma línea y permitir

cierto apoyo a la red ante deficiencias de generación y permitir la desconexión temprana del

generador ante sobrefrecuencias. Además, la NTCO permite configurar el tiempo de desconexión

bajo los 49,5 Hz, lo cual hace de esta una regulación flexible, requisito necesario para no generar

trabas cuando se requieren otras condiciones de operación.

5.8.3 Regulación de voltaje y factor de potencia.

El factor de potencia al que opera un generador distribuido determinará la influencia que tendrá

sobre la red. Respecto a esto se tienen diferentes perspectivas internacionales que apuntan a un

rango en común. Por un lado, la norma IEEE 1547 indica que el generador no regulará activamente


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el voltaje mientras que, por el otro lado, la norma alemana indica que, como regla, los

generadores deben ser capaces de contribuir a la estabilidad de voltaje estático de la red (5.7.4).

Además, la norma alemana indica que si se requiere por circunstancias de la red y por el operador

de la red, el sistema generador debe contribuir a la estabilidad de voltaje estático en la red de bajo

voltaje sin que se requiera de un soporte dinámico en la red por parte del generador (5.7.4).

En cuanto al factor de potencia, la norma de España define un rango entre 0,98 y 1, la norma de

Inglaterra entre 0,95 inductivo a 0,95 capacitivo (acordable con el operador de la red) y la norma

de Alemania entre 0,9 inductivo y 0,9 capacitivo (según potencia). Respecto de este punto, la

norma de Alemania es la única que entra en detalles, los puntos que trata incluyen los ya

mencionados además de la tolerancia del sistema de generación ante variaciones de voltaje, factor

de potencia ajustable, determinación de los puntos de operación, equipo de compensación de

reactivos, curva de potencia reactiva proporcionada por el operador de la red, aplicabilidad de la

regulación mediante curva característica, tiempo para alcanzar el punto de operación y punto de

implementación. Estos se explican a continuación:

• Tolerancia del sistema de generación ante variaciones del voltaje: Independientemente

del número de fases del generador, el sistema de generación debe permitir operar bajo

condiciones estáticas normales de voltaje en la banda de tolerancia ±10% con respecto al

valor nominal y en sus valores posibles de operación comenzando con una potencia activa

mayor al 20% de la potencia activa nominal con los siguientes factores de potencia:

o Potencia menor a 3,68kVA: 0,95 bajo- y sobrexcitado en concordancia con DIN EN

50438.

o Potencia entre 3,68 y 13,8 kVA: 0,95 bajo- y sobrexcitado con curva característica

provista por el operador de la red.

o Potencia sobre 13,8 kVA: 0,9 bajo- y sobrexcitado con curva característica provista

por el operador de la red.

• Factor de potencia ajustable: El factor de potencia debe ajustarse libremente entre los

límites establecidos y la generación de potencia reactiva debe ser capaz de regularse

automáticamente ante cambios de potencia activa para mantener el factor de potencia.


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• Determinación de los puntos de operación: Los puntos de operación de diseño y

configurados se determinarán según las condiciones del punto de conexión por lo que

pueden ser provistos por el operador de la red dentro de los límites de factor de potencia.

Para sistemas de generación que utilizan inversores o generadores síncronos capaces de

entregar potencia reactiva, se permite que la provean ya sea como:

o Una curva característica de factor de potencia versus potencia activa.

o Un factor de potencia fijo.

• Equipo de compensación de reactivos: El equipo para compensar reactivos debe ser

conectado o desconectado en conjunto con el consumo o la generación u operado

mediante equipos de control,

• Curva de potencia reactiva proporcionada por el operador de la red: Si el operador de la

red provee una curva de puntos de operación, entonces cualquier punto de operación

resultante de esa curva deberá ser automáticamente alcanzado por el generador dentro

de 10 segundos.

• Aplicabilidad de la regulación mediante curva característica: Como regla, regulación

mediante curva característica no debe ser aplicada a sistemas de generación conectados

directamente a la red los cuales, debido a sus principios de operación, no puede controlar

la potencia reactiva y, por lo tanto, utiliza capacidades constantes. En este caso el

operador provee un factor de potencia fijo.

• Tiempo para alcanzar punto de operación: Para generadores conectados directamente a

la red, el periodo de transición entre la partida y alcanzar la potencia reactiva requerida

puede durar hasta 10 minutos.

• Punto de implementación: La implementación de los requisitos para la potencia reactiva

se realiza en los terminales del generador mismo.

Como recomendación, se indica que los generadores distribuidos conectados en baja tensión no

deben regular el voltaje de manera dinámica. Sin embargo, en casos específicos en que sea

necesario, los generadores podrían apoyar a la red de manera estática. Los valores de máximo y

mínimo factor de potencia deberán estar alrededor de 0,95 inductivo y 0,95 capacitivo. Todo

equipo de compensación de reactivos deberá conectarse y desconectarse junto con el generador.

Las variaciones en el voltaje de la red debidas a acciones de regulación por parte del generador no

deben superar los límites máximos de variación de voltaje ya indicados.


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5.9 Equipos de monitoreo y medición.

Los equipos de monitoreo y medición cumplen un rol importante dentro del sistema ya que

permiten la correcta determinación de la energía consumida e inyectada (dependiendo del

esquema utilizado). Respecto de este punto se tienen antecedentes de las normas IEEE 1547,

española y alemana.

Los equipos de medición y monitoreo, si bien son un tema de índole técnico, tiene una

repercusión importante a nivel de tarificación y costos para la empresa distribuidora y para el

cliente. Las exigencias y especificaciones que establezcan para los sistemas de medición tendrán

directa incidencia en cómo se valorizará la energía inyectada y consumida hacia y desde la red

respectivamente, y por tanto en la rentabilidad de los proyectos de generación distribuida.

5.9.1 Intervalo de integración

Entre los elementos más importantes en el ámbito de la medición se encuentra el intervalo de

integración de las mediciones, el cual puede moverse de valores instantáneos (segundos o

menos), hasta horas o días. Intervalos de integración de mayor longitud permiten que la

generación distribuida no coincidente con la demanda sea utilizada para compensar demandas

posteriores, usando efectivamente la red como un sistema de baterías de almacenamiento de

inyecciones.

Por otra parte, un intervalo de integración instantáneo es preciso en asignar las inyecciones y

consumos a los registros que corresponden pero que penaliza de manera importante a las

tecnologías de generación intermitente que son objeto de las políticas energéticas en generación

distribuida. Intervalos de integración de mayor valor, si bien apoyan a la generación intermitente,

pueden generar daño en los intereses de la empresa distribuidora y subsidios cruzados.

El periodo de integración utilizado para realizar el balance entre consumo e inyección es un tema

fundamental en Chile y casi sin precedentes en la literatura internacional, pues en el ámbito del


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Net Metering o Medición Neta que se aplica en casi todos los países, es una discusión

absolutamente irrelevante. Sin embargo, en el ámbito del Net Billing o facturación neta, el cual se

aplica en Chile y en muy pocos lugares del mundo, el intervalo de integración es una variable muy

importante al determinar cuanta generación local se contabiliza como reducción de consumo y

cuanta como inyección de excedentes. De esta forma, el largo del intervalo define en gran medida

el precio al que se valoriza la generación local.

La definición del intervalo dependerá de una decisión arbitraria de la cual depende en gran

medida la rentabilidad de los proyectos de generación distribuida. Por esta razón, es muy

importante que el regulador establezca una postura y tome una decisión que logre poner en

equilibrios los intereses de la sociedad, de los desarrolladores de tecnologías renovables

distribuidas y proyectos de generación, y las empresas distribuidoras.

Es recomendable que la norma técnica se pronuncie respecto al tipo de medidor y el intervalo de

integración que deberá utilizarse para los generadores distribuidos que operen en un régimen de

facturación neta. Como punto de partida, se recomienda establecer una exigencia de medidor

electrónico, con dos canales de medición, uno para energía consumida y otro para energía

inyectada, con una capacidad de memoria de uno o dos meses. El intervalo de integración de estos

medidores deberá ser fijado en función de la postura que adopte el regulador al respecto. Estos

equipos deberán estar en un lugar accesible por parte del personal de la empresa distribuidora.

5.9.2 Esquemas de medición según tipo de generadores distribuidos

Tal como se discutió previamente, las disposiciones del reglamento y la norma técnica deben estar

orientadas a cubrir tanto el caso de instalaciones con un generador individual por cliente final,

como el caso de generadores comunitarios conectados a instalaciones eléctricas de condominios y

edificios.


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Las especificaciones para medidores instalados en conjunto a generadores individuales no

debieran ser distintas a las ya existentes para medidores de consumo común y corrientes. La

norma técnica deberá especificar que el generador deberá ser conectado lo más cercano al

medidor, conectándose entre las instalaciones del cliente y el medidor, y no entre el medidor y el

empalme.

El reglamento y la norma técnica debieran considerar un esquema de medición y repartición de

inyecciones para estas instalaciones compartidas. Este esquema podría considerar una solución

tecnológica o administrativa, siendo la administrativa la de menor costo y la más recomendada de

implementar. Sin embargo, antes de presentar algunas de las soluciones posibles de implementar,

es importante presentar cuales serían los resultados de no hacerse cargo del problema de los

recursos compartidos en el Reglamento.

Regulación por omisión: ¿Qué sucedería de no incluirse los recursos compartidos en a

normativa?

La generación distribuida y la facturación neta son pensadas comúnmente desde el punto de vista

de un cliente individual, no siempre considerando operar instalaciones comunitarias como las de

un condominio o edificio. En el caso de Estados Unidos, han sido varios los Estados que

inicialmente no regularon específicamente esta figura y que posteriormente debieron hacerlo,

para mitigar las dificultades que la generación compartida enfrentaba. Es posible pensar entonces

en una regulación por omisión, en la cual no se haga mención específica y explícita a los recursos

compartidos y sus dificultades.

Para analizar este escenario, se propone considerar el caso de un condominio privado, que instala

un sistema solar fotovoltaico en el techo de un muy gran quincho, de uso diurno y con un muy

bajo consumo eléctrico. Este sistema se elige por su simplicidad de presentación, pues su tamaño

es tal que genera bastante energía, tiene una demanda muy baja y coincidente, por lo que genera

excedentes que se esperaría permitieran al resto del condominio reducir su demanda neta. Según


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se presenta a continuación, sin embargo, por omisión bajo la actual Ley 20.571/2012 la instalación

comunitaria no podría beneficiarse de la facturación neta complemente, ya que los medidores de

cada cliente están a la entrada de sus casas y no registrarían sus inyecciones. El Reglamento y

norma deberán aclarar el tratamiento de este caso, pues por omisión se generan las siguientes

alternativas:

1) Crear un nuevo cliente ante la empresa distribuidora incluyendo el quincho y la instalación

FV, instalando un nuevo medidor y pagando los costos de establecerse innecesariamente

como nuevo cliente. En este caso la generación local sería muchísimo mayor al pequeño

consumo local, anulando la demanda eléctrica diurna del quincho, y valorizando

implícitamente esta parte de la energía generada a la tarifa de consumo del cliente

(valorización implícita, pues se trataría de una energía ahorrada o que se deja de comprar

a la red). Sin embargo, sobraría muchísima energía a toda hora del día, generando

excedentes que erróneamente serían valorizados a una tarifa muy menor, esta es el “costo

evitado” de la distribuida (costo de compra y pérdidas evitadas aprox.) ya que no existiría

consumo suficiente en el quincho para “hundir” con la generación local. La inyección neta

valorizada (ya penalizada en precio) se iría acumulando en la cuenta del quincho hasta el

cierre del contrato o hasta el período de liquidación establecido previamente entre el

cliente y la empresa distribuidora. En resumen, esta alternativa valorizaría la mayor parte

de la energía al costo evadido, precio menor que la tarifa de consumo del cliente (y

mucho menor en el caso de un cliente BT1), como si fuera un excedente en lugar de

reducción del consumo del condominio y postergaría los pagos de excedentes hasta el

periodo de liquidación que establezca el Reglamento.

2) Conectar el techo solar al medidor de las áreas comunes. Caso similar al anterior, que

reduce la cuenta de las áreas comunes prácticamente a cero, pero dado que las áreas

comunes tienen más consumos conectados, será menor la cantidad de energía calificada

como “excedente” y que será valorizada erróneamente al costo evitado. Esto mejora

levemente el precio medio del generador fotovoltaico.

3) Conectar el techo solar al cliente que tenga mayor consumo dentro del condominio,

logrando “hundir” más energía generada a la tarifa de consumo del cliente, mejorando el

ingreso del techo solar, dejando menos excedentes a valorizar a costo evadido. Luego se

puede registrar internamente (por el administrador de condominio) los excedentes

valorizados que este cliente deba reembolsar al resto del condominio.


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4) La empresa distribuidora negocia y formula un acuerdo voluntario con la comunidad,

donde se precisa la forma de registrar los excedentes y su valorización. Sin embargo, la Ley

20.571/2012 tiene por objetivo precisamente evitar las largas y complejas negociaciones,

que pueden constituirse en una limitante o barrera al desarrollo de la generación

distribuida.

En resumen, dado que en general no se cuenta con un medidor eléctrico a la entrada de cada

comunidad, la generación del techo solar FV comunitario podría ser implícitamente penalizada en

precio, al valorizarse como un excedente en lugar de una reducción del consumo local. Las

alternativas presentadas anteriormente son formas artificiales de mitigar esta situación, muy

imprácticas y agregan penalizaciones en el precio, complejidades y costos indeseables al

generador. Por este motivo, la regulación por omisión se traduciría en una muy baja instalación de

sistemas de generación comunitaria.

Instalar medidor maestro en la acometida del condominio para asignación administrativa de

generación.

La solución para hacer operativa la Ley 20.571/2012 en instalaciones comunitarias es muy simple y

de bajo costo. Se requiere simplemente instalar un medidor maestro entre la acometida del

condominio y la red de distribución, el cual mediría exactamente las inyecciones de excedentes

hacia la red y el consumo agregado de la comunidad (Véase Figura 11). La empresa distribuidora

todavía seguiría midiendo el consumo de cada cliente para facturarle individualmente, mientras

las inyecciones netas valorizadas del condominio son distribuidas administrativamente por la

distribuidora entre los clientes gracias al medidor antes mencionado. Las prorratas a utilizar para

dividir estos excedentes de dinero entre los miembros de la comunidad son informadas por la

administración a la distribuidora, según se explica en una sección posterior de este documento.


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Figura 11 – Esquema medición de inyecciones en la acometida del condominio e instalación de medidor maestro con asignación administrativa de inyecciones.

El medidor maestro permitirá a la empresa distribuidora conocer la cantidad total de energía

consumida desde la red por el condominio y las inyecciones realizadas a esta. Además, la empresa

usará los medidores individuales para conocer el consumo de cada una de las casas y

departamentos. El consumo medido por cada uno de estos medidores corresponderá al consumo

total de cada casa (Ci), es decir, la suma de la energía consumida desde la red y la energía

consumida desde el generador local. Esta energía generada localmente y consumida por los

clientes (Gi) debe ser descontada por la distribuidora de la energía consumida por el cliente y

medida en su medidor individual, ya que fue autogenerada y no corresponde a energía

suministrada por la red de distribución, debiendo ser implícitamente valorizada a tarifa de energía

del cliente como reducción de consumo y no como excedente inyectado. (Véase Figura 12)


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Figura 12 – Asignación administrativa de inyecciones generadas localmente con medidor maestro en la acometida del condominio.

Al comparar el total agregado de los medidores individuales con el registro de consumo del

medidor maestro, la distribuidora podrá determinar cuánto de la energía consumida por los

clientes corresponde a energía proveniente desde la red (CR) y cuando es proveniente desde el

generador distribuido (CG). Conocidas las inyecciones netas hacia la red (IG) y la energía consumida

localmente por los hogares, la distribuidora podrá tarificar y facturar adecuadamente a los clientes

del condominio, para luego aplicar los descuentos debidos a las inyecciones valorizadas realizadas

por el sistema de generación. La Figura 12 presenta un ejemplo gráfico de esta alternativa.

La asignación (valorizada) de la energía inyectada a la red, como de la energía generada y

consumida localmente debe realizarse de acuerdo a lo que disponga el acuerdo de copropietarios

a través de la administración del condominio. Los mecanismos pueden ser planteados y aprobados

por la comunidad e informados a la distribuidora para realizar la asignación administrativa. La

comunidad podría elegir entre diversas opciones, tales como dividir estas cantidades en la misma

razón en que se asignan los gastos comunes dentro del condominio, hacerlo en partes iguales,

asignarlas a cada uno de los clientes según su aporte financiero al sistema fotovoltaico, etc.


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Esta asignación administrativa es muy simple y transparente y evita importantes costos asociados

a una solución más tecnológica. Modelos de recursos comunitarios con repartición de costos y

beneficios de forma administrativa son observables en otros mercados como el del gas. En este

ejemplo, la empresa de gas negocia con la comunidad y la administración un precio de compra

para cierto volumen de gas y luego esta internamente realiza una venta de agua caliente y

calefacción en los términos acordados por la comunidad, asignando de acuerdo a normas

establecidas por la misma comunidad los costos.

Instalar medidor maestro en la acometida del condominio para asignación tecnológica de

generación.

Esta alternativa presenta una solución tecnológica en lugar de una administrativa para resolver el

problema de la repartición de excedentes inyectados a la red por un sistema de generación

comunitario. En esta opción el medidor maestro instalado en la acometida es capaz de

comunicarse, ya sea vía radio frecuencia o Power Line Carrier (PLC) con el resto de los medidores

individuales de la comunidad. Este esquema permite que las inyecciones registradas en el medidor

maestro puedan ser descontadas de forma automática en los medidores instalados en cada una de

las casas, sin pasar por el sistema de facturación de la empresa distribuidora. Este sistema de

asignación tecnológica entrega la misma solución que la asignación administrativa, pero requiere

de un sistemas de medición mucho más costoso, por lo no es deseable.

Una alternativa aún más avanzada y costosa que esta es la instalación de un sistema de medición

inteligente, donde los medidores individuales y maestro además se comuniquen automáticamente

con la distribuidora. Si bien esta solución es más costosa y compleja de implementar, si en el

futuro se implementara medición inteligente masiva, podría ser implementada sobre la

infraestructura existente.

Instalar medidor en el punto de conexión del generador con la red del condominio y asignación

de inyecciones en forma administrativa o tecnológica.


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Esta alternativa es bastante simple de implementar y consiste simplemente en medir la inyección

del generador directamente, para luego realizar la asignación respectiva. Puede existir el caso en

que la acometida de un recinto comunitario no sea adecuada para realizar la medición,

presentando dificultades ya sea técnicas como económicas para concretar la instalación de un

medidor maestro. Así puede justificarse la instalación de un medidor en el punto de conexión del

generador dedicado a medir la generación exclusiva del generador. Con esta información más la

información de consumo de cada uno de los clientes individuales puede ser posible para la

distribuidora estimar las inyecciones y asignarlas entre las facturaciones de todos los clientes del

recinto.

La Figura 13 presenta un ejemplo de comunicación inalámbrica de medidores y recursos

compartidos. En este caso el recurso de generación es un auto eléctrico que inyecta energía desde

sus baterías hacia la red a la hora crítica. Dado que la inyección del auto no queda registrada por el

medidor del departamento respectivo, un medidor debería medir su inyección y descontarla del

medidor del departamento respectivo.

Cabe notar que el desarrollo del auto eléctrico también descansa en la formalización de la figura

de los recursos compartidos, pues al conectarse en el subterráneo de los edificios no logra cargar

su consumo en el mismo medidor del departamento (o descontar consumo si se utiliza como

generador).

Esta alternativa se presenta para ser exhaustivo en las opciones posibles, pero se debe tener claro

que la ley de facturación neta no permite la inyección directa a la red sin la asociación formal al

empalme de un cliente.


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Figura 13 - Esquema de medición individual con comunicación inalámbrica (elaboración propia)

Es importante mencionar que todas representan alternativas posibles de implementar

técnicamente, pero la principal recomendación sin embargo, es que el reglamento y norma

técnica se pronuncien al respecto y establezcan un esquema de medición por defecto para

generadores comunitarios. Debido a su simplicidad y bajo costo, las alternativas que involucran

una repartición administrativa de las inyecciones son preferibles a las alternativas más

tecnológicas, debiendo además la norma técnica pronunciarse sobre un mecanismo de repartición

por defecto. En este último punto, lo más recomendable permitir que la administración del

condominio pueda establecer un mecanismo de repartición de excedentes que desee, el cual

deberá ser aceptado e implementado por la empresa distribuidora (por ejemplo por partes

iguales, prorrateando las inyecciones al tamaño de cada casa/departamento, al consumo de

energía, etc.).


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5.10 Pruebas de diseño, producción, puesta en servicio y periódicas.

Para los equipos de pequeña capacidad conectados en baja tensión se necesita que las pruebas

realizadas sean las mínimas posibles para agilizar los procesos de conexión. Esto se logra mediante

la utilización de certificados estándar que comprueban el cumplimiento de los requisitos de diseño

que exige cierto estándar. Los equipos que no cuentan con estos certificados deben pasar por un

proceso de pruebas de diseño y producción para demostrar que cumplen con la norma.

5.10.1 Pruebas de diseño.

La norma IEEE 1547.1 define las pruebas de diseño que se deben aplicar a un equipo para

determinar su correcta operación. Las pruebas que incluye esta norma comprenden la verificación

de las indicaciones del fabricante en cuanto a la estabilidad térmica operacional y de

almacenamiento, la respuesta ante condiciones anormales de voltaje y frecuencia, la reconexión

luego de una desconexión por operación anormal, prueba de integridad a la conexión (dieléctrico,

interferencia electromagnética, descargas), la sincronización, operación en isla no intencional,

potencia inversa, fase abierta, armónicas y limitación de corriente DC para equipos conectados a la

red sin transformador.

La certificación con respecto a estas pruebas es de responsabilidad del fabricante, siendo posible

que el mismo contrate los servicios de una entidad certificadora.

Específicamente, las pruebas de diseño se pueden dejar en manos de entidades internacionales

que ya han adoptado los procedimientos y los tipos de pruebas para determinar si el diseño de un

equipo es adecuado ante los requisitos estipulados. Por ello, se recomienda aceptar equipos

certificados según la IEEE 1547.1 ya que esta rige en gran parte del sector de generación de

pequeña escala. Incluso, la norma general UL 1741 acepta los procedimientos indicados en la IEEE

1547.1. Con esto, se asegura que existirá una variedad de equipos de interconexión capaces de

cumplir con los requisitos de conexión simplificada indicados en la norma chilena.


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5.10.2 Pruebas de producción.

Las pruebas de producción se realizan para demostrar que cada equipo que sale al mercado

cumple con las características indicadas por el fabricante. Ante esto, la norma IEEE 1547.1

especifica las pruebas y sus procedimientos, considerando la respuesta del equipo ante

condiciones anormales de voltaje y frecuencia y su sincronización con la red. Mientras que, la UL

1741 especifica las pruebas de resistencia del dieléctrico al voltaje y de respuesta ante la variación

del voltaje y frecuencia de la red. Por su parte, la NTCO indica que se debe aplicar las pruebas de

respuesta a tensión y frecuencia anormal, sincronización, integral de la interconexión

(interferencia electromagnética, descargas y aislación), formación fortuita de isla, inyección de

corriente continua y armónicas. Estas pruebas deben ser documentadas por el propietario y

permanecer disponibles para la empresa de distribución respectiva y para la SEC.

Por razones de seguridad de la operación y de las personas, se recomienda que se requiera la

certificación ante respuesta a tensión y frecuencia anormal de la red, resistencia del dieléctrico al

voltaje y formación fortuita de isla. Dada la baja influencia que tendrán estos generadores en la

red se recomienda que se requiera sólo la certificación de diseño con respecto a la sincronización,

las pruebas integrales de la interconexión, la inyección de corriente continua y armónicas.

5.10.3 Pruebas de puesta en marcha.

La NTCO indica, para la puesta en marcha del sistema generador, que se deben realizar las pruebas

de inspección visual, operatividad del interruptor desacoplador y funcionamiento de la formación

no intencional de isla. Además, las pruebas de diseño deberán ser repetidas si se han modificado

los ajustes de las protecciones con posterioridad a las pruebas en fábrica o se han ajustado las

funciones de protección después de las pruebas iniciales de puesta en servicio. Luego, una vez

conectado el generador a la red, se procede a realizar las pruebas de potencia inversa o mínima,

separación del sistema de distribución, funcionamiento de la operación programada en isla,

conexión y desconexión de la instalación compensadora de reactivos. Todas las pruebas de puesta


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en servicio se deben realizar siguiendo los procedimientos elaborados por las ED respectivas,

conforme a lo establecido por la NTCO y que cuentan con un informe favorable de la CNE. Los

resultados de estas pruebas deben ser documentados por el propietario del PMGD completando el

“Formulario 4: Protocolo de puesta en servicio” que luego debe enviar a la ED correspondiente.

La IEEE 1547.1 indica que el propósito de las pruebas de puesta en marcha es verificar que el

equipo de conexión completo e instalado cumple con los requisitos de la norma. Estas pruebas

deben ser realizadas luego que el sistema de conexión sea instalado y esté listo para operar y debe

ser supervisado por un individuo calificado. Cuando las pruebas dependen de la conexión con la

red las pruebas deben ser coordinadas con el operador de la red y el operador de esta puede

requerir presenciar las pruebas o requerir documentación sobre estas y sus resultados. Se debe

generar un reporte que contenga todos los resultados de las pruebas y una lista de la

configuración del equipo de conexión. Todas las pruebas deben ser realizadas conforme a

procedimientos escritos, comúnmente provistos por el fabricante o los integradores de sistemas y

aprobados por el dueño del equipo y el operador de la red. Estas pruebas las componen la

verificación e inspección, pruebas de diseño y producción en terreno, revisión de la configuración,

prueba de operación no intencional en isla y prueba de desenergización. La verificación e

inspección se compone a su vez de la confirmación visual de que el equipo cumple con la norma,

inspección visual de la implementación de la puesta a tierra, verificación visual de la operatividad

del equipo de aislación, verificación de la conexión de los transformadores de corriente y voltaje,

realización de las pruebas a los equipos de protección que no han sido probados de manera

integral con todo el sistema de interconexión, verificación de la rotación de fases en sistemas

trifásicos y verificación de la concordancia de los equipos de monitoreo con la norma.

Por su parte, la norma alemana indica que el procedimiento a seguir para la puesta en marcha será

inspeccionar el sistema, comparar la configuración del sistema con las especificaciones

planificadas, comparar la configuración del equipo de medición para propósitos de facturación con


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las especificaciones contractuales y técnicas, ejecutar un procedimiento de control de partida para

los medidores de suministro y consumo según sea necesario, verificar el sistema de

conexión/desconexión para la compensación de reactivo de haber uno, verificar los equipos

técnicos para la reducción de la potencia consumida en el marco de la gestión

generación/consumo/seguridad de la red (en caso de sistemas generadores mayores a 100 kW) y

revisar el equipo de monitoreo de la potencia máxima aparente de la conexión (de ser requerido

por el operador de la red). Además, en el caso de un sistema de protecciones central, el operador

del generador debe llevar a cabo una prueba de accionamiento del circuito protección a

interruptor desconexión. Para esto, la protección central deberá estar equipada con un botón de

prueba, el cual activa el interruptor de conexión, siendo esta visible en el interruptor de conexión.

En este caso se recomienda seguir el ejemplo de la norma alemana para generadores pequeños

mientras que la norma IEEE 1547.1 presenta pruebas más idóneas para un rango mayor en

capacidad instalada15.

5.10.4 Pruebas periódicas.

Según la norma IEEE 1547.1, las pruebas periódicas son aplicables a funciones de protección y

baterías asociadas y se deben acordar entre el operador del generador y el operador de la red

antes de la puesta en marcha. Los procedimientos de estas pruebas son generalmente provistos

por el fabricante y su función es verificar la correcta funcionalidad de la instalación de

interconexión. No es necesario replicar las pruebas de diseño, fábrica ni puesta en marcha.

15 Con rango mayor de capacidad instalada se refiere a capacidades por sobre lo permitido para operar

en Baja Tensión. Es necesario recordar que la norma alemana revisada corresponde a la norma para

generadores en baja tensión vigente en Alemania, mientras que el estándar IEEE 1547 corresponde a

un estándar que cubre un espectro mas amplio, desde unos pocos kW a varias MW de capacidad

instalada


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El periodo entre pruebas debe ser especificado por el fabricante, el integrador de la red o una

autoridad con jurisdicción sobre la interconexión del generador y se deben mantener reportes

escritos o registros de inspección.

Ante cambios de software o firmware se deben realizar nuevamente las pruebas de diseño,

producción y puesta en marcha salvo que ya se hayan realizado previamente.

Ante cambios de hardware que no han sido probados deben pasar por todas las pruebas. Si ya

pasó por pruebas de diseño se deben realizar sólo las pruebas de producción y puesta en marcha

aplicables a las modificaciones hechas.

Por su parte, la norma alemana indica que el operador del sistema debe asegurarse que el quipo

requerido para operación paralela con la red de bajo voltaje esté siempre en buenas condiciones.

Para esto se requiere tener a una persona calificada que realice revisiones periódicas de los

interruptores y equipos de protección. Esta condición se debe cumplir para operación y

condiciones ambientales normales si se utilizan los intervalos periódicos mencionados en BGV A3

o TRBS 1201. Las pruebas repetidas deben incluir al menos una revisión de las condiciones del

medio (contaminación, daños mecánicos o ambientales) y eliminación de deficiencias si se

requiere o el control de accionamiento del interruptor de interface. Los resultados periódicos

deben registrarse en un protocolo de pruebas el cual debe enviarse al operador del sistema si este

lo requiere. Las pruebas periódicas del sistema de protecciones, el interruptor de interface y la

cadena funcionales entre estos equipos pueden omitirse si se realizaron pruebas de rutina en el

contexto de la verificación de conformidad y si hay un certificado disponible entregado por la

institución correspondiente. En casos justificados, el operador de la red puede pedir la verificación

del funcionamiento de las protecciones y el interruptor.

Se recomienda que las pruebas periódicas se realicen según las recomendaciones del fabricante

cuando se trata de equipos certificados. En caso contrario, se debe acordar un procedimiento

entre el operador de la red y el dueño del generador antes de la puesta en marcha. Este acuerdo


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deberá especificar la periodicidad y el tipo de pruebas a realizar. Los resultados de estas pruebas

deben registrarse en un protocolo de pruebas y encontrarse disponibles para la SEC en caso que lo

requiera. En casos justificados, el operador de la red debe poder pedir una verificación del estado

de las protecciones y del interruptor.

Las pruebas deberán incluir verificación de las funciones de protección y baterías asociadas a la

instalación de interconexión. No será necesario repetir las pruebas de diseño, fábrica ni puesta en

marcha a menos que se haya realizado algún cambio de software o hardware, si este cambio tiene

certificación de diseño sólo será necesario realizar las pruebas de fábrica y puesta en marcha que

apliquen al cambio realizado.

6. Comentarios y modificaciones a la Norma Técnica de Conexión y Operación (NTCO) para

Pequeños Medios de Generación Distribuida.

La norma técnica de conexión y operación para pequeños medios de generación distribuida

estableció las bases técnicas sobre las cuales se desarrollaron los generadores distribuidos en Chile

desde el año 2007. Con esta norma y su respectivo reglamento se dio bastante dinamismo a este

sector, antes no bien tratado en la regulación. Si bien la NTCO pareciera contener todos los

elementos necesarios para normar adecuadamente la conexión y operación de generadores

distribuidos, en la práctica se ha observado que es perfectible, pues se observa la existencia de

algunas barreras que retrasan e incluso detienen el avance de algunos proyectos de generación

distribuida.

Los principales problemas se centran en que algunas disposiciones de la NTCO, tales como el

comportamiento del generador ante fallas y la conexión del generador a la red de distribución,

están orientadas a algunas tecnologías de generación en particulares (generadores hidráulicos,

térmicos) conectados a empalmes unidireccionales. Generadores de otras tecnologías como la


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solar basada en inversores o los sistemas de cogeneración eficientes que típicamente se conectan

a empalmes bidireccionales no están adecuadamente tratados y quedan situados en un vacío

normativo, entorpeciendo su conexión a la red de distribución.

Otro punto importante es la conexión de generadores a empalmes de terceros. Si bien la norma

menciona la posibilidad de que generadores se conecten a empalmes de terceros, en la práctica la

NTCO no establece ninguna disposición específica al respecto, siendo esta posibilidad

escasamente operativa y aplicable. La conexión de sistemas de generación a empalmes de

terceros permite desarrollar regulación y modelos de negocio especialmente adecuados para

sistemas de cogeneración y generación fotovoltaica (modelo de tres partes).

El problema más serio es la falta de segmentación de los procedimientos, de manera de simplificar

y reducir costos a la conexión de instalaciones de menor escala (cientos de KWs), para evitar

sobreexigir a las pequeñas instalaciones.

El siguiente problema es la falta de estandarización de los procedimientos y la excesiva relevancia

que se le confiere a la interacción con la empresa distribuidora, apoyándose mucho en esquemas

de regulación de generación de gran escala, donde la interacción desarrollador – empresa eléctrica

(transmisora o distribuidora) es fundamental y la estandarización no es tan necesaria. En general

se requiere una intensa interacción con la empresa distribuidora para el avance del procedimiento

de conexión del generador. En el mundo se ha observado que esto levanta barreras importantes

que muy a menudo se traducen en tiempos, estudios y costos muy altos de afrontar para los

generadores distribuidos chicos, limitando el desarrollo de proyectos de varios cientos de kWs.

Debido a las barreras asociadas a la falta de segmentación, estandarización y definición del

modelos de tres partes:

Chile se mantiene como uno de los países con menor penetración de cogeneración distribuida de

escala baja y media del mundo, siendo esta casi inexistente. En la práctica sólo se observa


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cogeneración a gran escala (por combustión de biomasa usualmente forestal) y los proyectos de

cogeneración industrial no se desarrollan (gran potencial no desarrollado).

El desarrollo de generación distribuida de cientos de kWs es inviable, por todas las barreras que

enfrenta.

Esta misma experiencia la vivieron gran parte de los estados de Estados Unidos y países de

Europa, que debieron restructurar sus procedimientos y requerimientos y formalizar el modelo

de tres partes para permitir el desarrollo de proyectos y generadores distribuidos pequeños

(cientos de KWs) y el desarrollo de la cogeneración en las diversas industrias.

En este ámbito se requiere el desarrollo de artículos específicos en el reglamento y norma para

desarrollar el modelo de tres partes. Asimismo, se requiere agregar segmentación y

estandarización transversalmente al reglamento y norma, por lo que los comentarios siguientes

a algunos artículos de la norma no constituyen una revisión exhaustiva de los mismos.

A continuación se comentan un poco más en detalles algunos artículos de la NTCO que debieran

ser analizados y/o modificados en forma posterior:

Artículo 1-10, numeral 24: Introduce el concepto de conexión de generadores a instalaciones de

terceros. Si bien este artículo menciona la opción de conexión a empalmes o instalaciones de

terceros, la NTCO no entra en detalles posteriores que permitan que esta alternativa sea

operativamente viable.

Artículo 2-3: Se establece una sugerencia de la información que la empresa distribuidora debe

entregar y no una lista exhaustiva e inalterable, que delinea claramente el alcance de este

requerimiento. Además, no se hace mención al formato u opciones de formato en que la

información debe entregarse. Por ejemplo: Archivo electrónico en formato texto, formato


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Digsilent, IEEE common data format16 (para flujo de potencia17), etc. Tampoco se indica el nivel de

actualización de la información con la que esta debe ser entregada y el carácter vinculante de la

misma, de manera de recibir un paquete de información suficiente y consistente y no múltiples

adendas y correcciones. En este artículo ser observa la falta de estandarización y en menor medida

la falta de segmentación.

Artículo 2-8 y Artículo 2-11: Obliga a todos los generadores, sin importar su capacidad, a

coordinarse con la empresa distribuidora. Sistemas trifásicos de muy baja capacidad instalada

deberán coordinar su operación, mientras que dispositivos de consumo y equipos de capacidad

equivalente no están sujetos a este tipo de requerimientos. En este artículo se observa la falta de

segmentación.

Artículo 3-4: Se establece una configuración de conexión específica que no necesariamente puede

ser coherente con las recomendaciones de los fabricantes del equipamiento de generación. La

conexión es muchas veces adecuada, pero no siempre. Esto podría establecer importantes

barreras de entrada para generadores que se conecten en forma distinta o que se conecten en

forma directa a la red sin la necesidad de un transformador. Bajo algunas condiciones se debe

establecer que la conexión se realice de la forma que el fabricante especifique y no que se

establezca una conexión específica en la norma técnica. Si cliente (con la instrucción del fabricante

del equipo) y la empresa distribuidora no tienen observaciones, no debería ir en contra de su

voluntad vía norma.

Artículo 3-5, artículo 3-6: No se considera la posibilidad de que el equipamiento de generación

cuente con funciones propias de interrupción o no realice aporte a las corrientes de falla. Tal es el

16 http://www.ee.washington.edu/research/pstca/formats/cdf.txt

17 http://www.ee.washington.edu/research/pstca/


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caso de los sistemas basados en inversores, los cuales incluyen estas funciones en forma

automática.

Titulo 4-2: Debido a que la NTCO no considera procedimientos simplificados para sistemas de

generación certificados exige pruebas de diseño sobre las instalaciones de generación.

Finalmente, cabe mencionar que cuando se masifican las instalaciones distribuidas pequeñas, el

exigir que el interesado deba llevar una copia de la solicitud de conexión a la SEC (Artículo 2-2)

agrega una tramitación adicional que debiera ser reemplazada con un sistema, donde la

empresa distribuidora masivamente informe a la SEC al final de cada mes todas las solicitudes

que le han sido entregadas, o la distribuidora mantiene un sistema de información donde

administra el seguimiento de los proyectos y el intercambio de información y le permite a la SEC

supervisar el avance estadístico e individual de los proyectos. Es importante no cargar a la SEC

con volúmenes de información inmanejables, sino que aportarle información organizada para la

supervisión del sector, si esto no agrega costos demasiado altos.

Finalmente y luego de estas críticas, es importante mencionar que el reglamento y norma

vigente en Chile han tenido varios efectos positivos y han sido suficientes para habilitar y

destrabar el desarrollo de diversos proyectos de generación eléctrica de escala del orden de un

MW y superiores, permitiendo una significante penetración de generación distribuida de gran

escala, pero con las sugerencias arriba presentadas se puede llegar más allá y destrabar mas

proyectos costoefectivos y beneficiosos para el país.


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1. Anexos

6.1 Anexo 1: Fuentes de información

• Comisión Nacional de Energía (2007). Norma técnica de conexión y operación de PMGD en

instalaciones de media tensión

• Superintendencia de Electricidad y Combustibles (2003). NCH Elec. 4/2003 Electricidad

Instalaciones de Consumo en Baja Tensión.

• IEEE 1547 (2003). IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric

Power System.

• IEEE 1547.1 (2005). IEEE Standard Conformance Test Procedures for Equipment

Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems.

• UL 1741 (2010). Underwriters Laboratories Inc. Standard for Safety. Inverters, Converters,

Controllers and Interconnection System Equipment for Use With Distributed Energy

Resources.

• VDE (2011). VDE – AR-N 4105:2011-08 Power generation systems connected to the low –

voltage distribution network: Technical minimum requirements for the connection to and

parallel operation with low-voltage distribution networks.

• Ministerio de Industrias, Turismo y Comercio español (2011). Real Decreto 1699/2011, de

18 de noviembre, por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de

energía eléctrica de pequeña potencia.

• Ministerio de Economía español (2000). Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre,

sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión

• Ministerio de Economía (2000). Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se

regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y

procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

• Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (2008). Guía técnica para la medida y

determinación del calor útil, de la electricidad y del ahorro de energía primaria de

cogeneración de alta eficiencia.

• ENA (2011). Engineering Recommendation G83/1-1: Recommendations for the Connection

of Small –sale Embedded Generators (Up to 16 A per phase) in Parallel with Public Low –

Voltage Distribution Networks

• ENA (2011). Engineering Recommendation G59/2-1: Recommendations for the connection

of generating plan to the distribution system of licensed distribution network operators.


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• Directiva 2001/77/CE del parlamento europeo y del consejo (2001). Relativa a la

promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el

mercado interior de la electricidad.

• Directiva 2003/54/CE del parlamento europeo y del consejo (2003). Sobre normas

comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la directiva

96/92/CE.

• Directiva 2004/8/CE del parlamento europeo y del consejo (2004). Relativa al fomento de

la cogeneración sobre la base de la demanda de calor útil en el mercado interior de la

energía y por la que se modifica la Directiva 92/42/CEE.

• Decisión de la Comisión de 21 de diciembre de 2006. Por la que se establecen valores de

referencia armonizados para la producción por separado de electricidad y calor de

conformidad con lo dispuesto en la Directiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo y el

Consejo.

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ESTUDIO DENOMINADO “ANÁLISIS Y DEFINICIÓN DE …dataset.cne.cl/Energia_Abierta/Estudios/CNE/Infome Final DICTUC NORMA GD - 296 pgs.pdfestudio denominado “anÁlisis y definiciÓn