Calidad de la Señal Eléctrica (Power Quality)

1. El cliente es responsable de que el GD cumpla con los requisitos de calidad de la señal eléctrica especificados en los estándares IEEE 519, IEEE 1453, IEEE 1159, IEEE 1547, UL 1741 y demás estándares aplicables. 2. La interconexión del GD no puede causar degradación en la calidad de la señal del sistema eléctrico de la Autoridad. Algunos ejemplos de degradación de la calidad de la señal eléctrica pueden ser, sin limitarse a: desbalance y regulación de voltaje, distorsión armónica, parpadeo (flicker), bajas de voltaje (voltage sags), interrupciones, ferroresonancia y fenómenos transitorios. De surgir estos eventos, el GD se tiene que desconectar del sistema eléctrico de la Autoridad hasta que el cliente realice las modificaciones necesarias para mitigar los problemas de calidad de la señal eléctrica causados por su GD. En aquellas instalaciones que no cuenten con un interruptor manual o que no se provea acceso al personal de la Autoridad para operar el mismo, la desconexión se realizará desde el punto de entrega del servicio de energía eléctrica, lo cual interrumpiría el servicio eléctrico provisto por la Autoridad al cliente. 3. Si el GD utiliza el sistema de la Autoridad para arranque, el mismo no puede causar caídas de voltaje en el lado primario de la interconexión mayores de 3%. 4. La Autoridad puede especificar la configuración de la conexión de los embobinados en el lado primario y secundario del transformador de interconexión de GD trifásico, para asegurar que éste no degrade la calidad del servicio eléctrico. 5. El cliente es responsable de realizar y sufragar los costos de las modificaciones necesarias para mitigar los problemas de calidad de la señal eléctrica que ocasione su GD al sistema eléctrico de la Autoridad o a otros clientes y para cumplir con los requisitos establecidos en los estándares detallados anteriormente. 6. En caso de que el GD del cliente incluya generadores de inducción, éste es responsable de proveer la compensación de potencia reactiva en el arranque para controlar los cambios abruptos en el voltaje. La estrategia de compensación de potencia reactiva debe implementarse mediante tecnologías que garanticen la ausencia de brincos (discontinuidades), esto es, mantener un control continuo de la potencia reactiva. 7. El cliente es responsable de que las inyecciones de voltaje y corriente con contenido armónico no aumenten el calentamiento termal en los transformadores y reactores, ni pueden causar fallas, sobrecargas o mal funcionamiento de equipos y voltajes resonantes, entre otros, al sistema eléctrico de la Autoridad. Éstas tampoco pueden interferir con los circuitos y sistemas de telecomunicación o de señales. 8. Para generadores sincrónicos, de inducción o aerogeneradores, cuyos sistemas de protección y control y de interconexión se componen de equipos y dispositivos que no están certificados con los estándares IEEE 1547 y UL 1741, 52 el cliente es responsable de realizar estudios de calidad de la señal eléctrica (distorsión de armónicas, desbalance de voltaje, voltage flicker, etc.) en el punto de interconexión del GD y en el punto de entrega de energía de la Autoridad. Durante el proceso de inspección del proyecto, el cliente tiene que entregar los informes de estos estudios, los cuales certifiquen que el GD cumple con el estándar IEEE 1547, IEEE 519 y demás estándares de la industria eléctrica aplicables. 9. Para GD con capacidad desde 500 kW hasta 1 MW, la Comisión podrá requerir los estudios de confiabilidad necesarios. Artículo D: Medición 1. El GD se conecta con el sistema de distribución eléctrica a través del equipo de medición de la Autoridad en las instalaciones del cliente. 2. La Autoridad tiene que configurar el medidor existente con las funciones de lectura de energía bidireccional y de perfil de carga histórico, O reemplazar el existente por uno con esas funciones, según sea el caso. La Autoridad reemplazará o configurará el medidor existente en veinte días laborables O menos a partir de la carta de endoso, en los casos de GD con capacidad de 10 kW O menos, o a partir del endoso de los planos para proyectos de GD con capacidad mayor de 10 kW O que requieran permiso de construcción. Esto es esencial para realizar auditorías periódicas y registrar la energía entregada al sistema eléctrico de la Autoridad y la energía recibida por el cliente. 3. Para clientes con instalaciones eléctricas existentes, el medidor tiene que estar en un lugar accesible y, de no estarlo, el cliente estará obligado con previa coordinación a permitir el acceso necesario al personal de la Autoridad, según sea requerido por éste. Para los casos dónde el medidor no este físicamente accesible, la lectura del medidor se podrá realizar remotamente. El acceso físico al medidor no será un requisito en ninguna etapa del proceso de interconexión del GD. Por lo tanto, la Autoridad no rechazará solicitud alguna, ni negará endoso alguno O requerirá la relocalización de un medidor existente, con la excepción de aquellos casos donde su ubicación no cumpla con los estándares de seguridad establecidos por el NEC vigente. 4. Las características mínimas requeridas del medidor que la Autoridad instala para clientes que interconectan GD con su sistema de distribución eléctrica son las siguientes: a. Para clientes conectados a nivel de voltaje de distribución secundaria: 1) Ser totalmente electrónico (solid state electronic meter). 2) Tener medición bidireccional, con lecturas separadas de energía recibida y entregada. 3) Tener capacidad de memoria para grabar el consumo a intervalos de una hora con un mínimo de dos canales de memoria, kWh entregados y kWh recibidos. 53 4) Ser capaz de comunicarse a través del sistema de medición remota de la Autoridad. b. Para clientes conectados a nivel de voltaje de distribución primaria: 1) Se energizan a través de CT y VT con clasificación de precisión para medición (metering accuracy class). 2) Ser totalmente electrónico (solid state electronic meter). 3) Tener medición en cuatro cuadrantes, midiendo energía real y reactiva, recibida y entregada. 4) Tener capacidad de memoria para grabar un mínimo de sesenta días de consumo en intervalos de quince minutos, con un mínimo de siete canales de memoria que registre: kWh entregados, kVARh entregados, kWh recibidos, kVARh recibidos y voltios cuadrados hora para las tres fases. 5) Ser capaz de comunicarse a través del sistema de medición remota de la Autoridad. 5. La Autoridad es responsable de darle mantenimiento al medidor y a los CT y VT. 6. La Autoridad puede modificar los requisitos del equipo de medición de acuerdo con las necesidades operacionales futuras de la empresa y la capacidad del GD del cliente. Artículo E: Pruebas, Modificaciones y Mantenimiento del GD 1. Pruebas de Aceptación a. Antes de operar en paralelo con el sistema de distribución eléctrica de la Autoridad, el cliente o su representante autorizado tiene que realizar las pruebas a todos los componentes relacionados con la interconexión según los códigos, estándares aplicables y las recomendaciones del manufacturero. Las mismas son responsabilidad del cliente y tienen que estar certificadas por un ingeniero electricista licenciado y colegiado, mediante el documento Certificación de Pruebas para Sistemas de Generación Distribuida (GD) a Interconectarse con el Sistema de Distribución Eléctrica de la AEE, el cual está disponible en la página de la Autoridad en Internet. b. En el caso de proyectos con capacidad de 10 kW O menos, el cliente o su contratista autorizado tiene que notificar de forma electrónica a la Oficina de Inspecciones de la región donde se instale el GD, la fecha para realizar las pruebas de aceptación, con por lo menos diez días laborables de anticipación. De no estar disponible el portal cibernético, el cliente notificará mediante el documento Notificación de Pruebas del Sistema de Generación Distribuida, disponible en el portal de la Autoridad en Internet (www.aeepr.com/medicionneta). La Autoridad se reserva el derecho de presenciar las pruebas. La incomparecencia de la Autoridad a las pruebas realizadas, que hayan sido debidamente notificadas por el 54 contratista, no será causa para que la Autoridad solicite que se repitan las pruebas, interrumpa, detenga, postergue, condicione o de otro modo obstaculice la operación del sistema de GD fotovoltaico en cuestión. C. En el caso de proyectos con capacidad mayor de 10kW O que no cualifiquen para el proceso expedito, el cliente o su contratista autorizado tiene que notificar de forma electrónica a la Oficina de Inspecciones de la región donde se instalará el GD, el comienzo de la construcción. De no estar disponible el portal cibernético, el cliente notificará mediante el documento Notificación de Comienzo de Construcción (Ver Anejo E). Luego de instalado el sistema, notificará la fecha para realizar las pruebas de aceptación, con por lo menos diez días laborables de anticipación. De no estar disponible el portal cibernético, el cliente notificará mediante el documento Notificación Pruebas del Sistema de Generación Distribuida, disponible en el portal de la Autoridad en Internet (www.aeepr.com/medicionneta). La Autoridad se reserva el derecho de presenciar las pruebas. La incomparecencia de la Autoridad a las pruebas realizadas, que hayan sido debidamente notificadas por el contratista, no será causa para que la Autoridad solicite que se repitan las pruebas. d. Las pruebas de los equipos del GD tienen seis meses de vigencia. Si el GD no se energiza en este periodo, las pruebas tendrán que repetirse. e. Las inspecciones y aprobaciones realizadas por la Autoridad no constituyen una garantía O releva de responsabilidad al cliente de la condición de la operación o instalación del equipo. 2. Pruebas y Mantenimiento a GD en Servicio a. Mantenimiento: Durante la vigencia del Acuerdo, el cliente es responsable de operar, mantener y reparar todos los equipos que conforman el GD, de acuerdo con las instrucciones del manufacturero, para garantizar que cumple con los estándares de la industria eléctrica aplicables. Además, tiene que realizar las pruebas a todos los componentes relacionados con la interconexión según los códigos, estándares aplicables y las recomendaciones del manufacturero. La Autoridad se reserva el derecho de requerir la evidencia del mantenimiento y reportes de pruebas del GD. b. Pruebas Periódicas: 1) Cada cinco años, el cliente tiene que realizar las pruebas periódicas requeridas del GD, según se describen en el documento Certificación de Pruebas para Sistemas de Generación Distribuida (GD) a Interconectarse con el Sistema de Distribución Eléctrica de la AEE (ver Anejo F). 2) El cliente O su contratista autorizado tiene que notificar de forma electrónica a la Oficina de Inspecciones de la región, la fecha para 55 realizar las pruebas con por lo menos diez días laborables de anticipación. De no estar disponible el portal cibernético, el cliente notificará mediante el documento Notificación de Pruebas del Sistema de Generación Distribuida, disponible en el portal de la Autoridad en Internet (www.aeepr.com/medicionneta) 3) La Autoridad se reserva el derecho de presenciar las pruebas. La incomparecencia de la Autoridad a las pruebas realizadas, que hayan sido debidamente notificadas por el contratista, no será causa para que la Autoridad solicite que se repitan las pruebas. 4) El cliente proveerá a la Autoridad el informe de las pruebas periódicas, mediante el documento Certificación de Pruebas para Sistemas de Generación Distribuida (GD) a Interconectarse con el Sistema de Distribución Eléctrica de la AEE, con los resultados, firmado digitalmente por un ingeniero electricista licenciado y colegiado. 5) La Autoridad no requerirá pruebas periódicas a los sistemas de GD a base de inversores con capacidad de hasta 25 kW, con excepción a las pruebas recomendadas por el manufacturero o por las mejores prácticas de la industria eléctrica. C. La Autoridad se reserva el derecho de hacer inspecciones físicas a los GD interconectados con su red eléctrica, con previa coordinación con el cliente, con el objetivo de verificar que éstos no hayan sido modificados sin su autorización. d. Las inspecciones y aprobaciones realizadas por la Autoridad no constituyen una garantía o releva de responsabilidad al cliente de la condición de la operación O instalación del equipo. 3. Cambios o Modificaciones al GD a. En este Reglamento, modificación consiste en cualquier gestión que transforme, enmiende, varíe, altere, reforme o innove la instalación existente o cualquiera de sus partes. b. La interconexión del GD se condiciona a que no cause fluctuaciones de voltaje o frecuencia fuera de los parámetros aceptables de la Autoridad, parpadeo (flicker), bajas de voltaje (voltage sags), interrupciones, fenómenos transitorios, problemas con la calidad de la señal eléctrica o cualquier condición insegura, que puedan afectar a los clientes del área, otros GD O el sistema de la Autoridad. Si en cualquier momento se detecta que el GD causa alguna de estas condiciones, la Autoridad podrá requerir al cliente que modifique su diseño, instale los equipos de protección y control necesarios, limite la operación del GD O lo desconecte del sistema de la Autoridad hasta que corrija la situación. De lo contrario, la Autoridad desconectará el GD hasta que se corrija la misma. En aquellas instalaciones que no cuenten con un interruptor 56 manual O que no se provea acceso al personal de la Autoridad para operar el mismo, la desconexión se realizará desde el punto de entrega del servicio de energía eléctrica, lo cual interrumpiría el servicio eléctrico provisto por la Autoridad al cliente. C. El cliente tiene que notificar electrónicamente y proveer documentación técnica del equipo al Departamento de Ingeniería de Distribución de la región donde ubique el GD antes de realizar cualquier modificación al mismo. La Autoridad evaluará los cambios al GD y determinará la acción correspondiente. d. Si los cambios o modificaciones son para aumentar la capacidad AC de generación en las instalaciones O en el tipo de tecnología, el cliente tiene que someter una nueva solicitud de evaluación de interconexión antes de proceder a realizar el cambio. La Autoridad determinará si el equipo puede continuar operando bajo el Acuerdo vigente. e. Si el cliente modifica el GD sin el consentimiento de la Autoridad, ésta tendrá derecho a desconectar preventivamente el GD hasta que verifique que las modificaciones no ponen en riesgo la seguridad y confiabilidad del sistema de distribución eléctrica de la Autoridad. Una vez la Autoridad evalúe y apruebe los cambios O modificaciones propuestos, se procederá a reconectar el GD del cliente. En estos casos, la Autoridad podrá informar a la entidad gubernamental designada por el Estado Libre Asociado de Puerto Rico para certificar a los instaladores de estos sistemas, al Colegio de Ingenieros y Agrimensores O al Colegio de Peritos Electricistas, según sea el caso, y al Secretario de Justicia para la acción correspondiente. En aquellas instalaciones que no cuenten con un interruptor manual O que no se provea acceso al personal de la Autoridad para operar el mismo, la desconexión se realizará desde el punto de entrega del servicio de energía eléctrica, lo cual interrumpiría el servicio eléctrico provisto por la Autoridad al cliente. f. Si se reemplaza el inversor, aunque éste sea de la misma capacidad, características operacionales y especificaciones técnicas del anterior, se tienen que entregar a la Autoridad los resultados certificados de las pruebas de aceptación del mismo.