REQUISITOS TÉCNICOS

Los requisitos técnicos incluidos en esta Sección son cónsonos con los estándares del IEEE, UL y ANSI, según apliquen para la interconexión del GD con la red de transmisión O subtransmisión eléctrica de la Autoridad. El cumplimiento con estos requisitos tiene la intención de evitar que el GD afecte adversamente al sistema eléctrico de la Autoridad O el del cliente y que se desconecte bajo condiciones inseguras de operación. De esta forma, la Autoridad evita que el GD presente riesgos 24 a la ciudadanía, los empleados de la Autoridad y los equipos conectados en el sistema eléctrico. Artículo A: Aprobación de Uso de Equipo Certificado 1. Por ley, todo equipo que forme parte de un sistema de generación a base de fuentes renovables de energía tiene que ser aprobado por la OEPPE, incluidos, pero sin limitarse a, módulo fotovoltaico, aerogeneradores, generadores sincrónicos, generadores de inducción, inversores y sistemas de control. La OEPPE tiene que certificar que los inversores y sistemas de control que interconecten las fuentes renovables de energía con la red eléctrica cumplan con los estándares IEEE 1547, UL 1741 y demás estándares aplicables. La lista de los equipos y componentes certificados por la OEPPE están disponibles en el portal de Comisión (http://energia.pr.gov). 2. La Autoridad permite el uso de equipos con tecnología de inversores, generadores, relés y otros dispositivos que cumplan con los estándares y códigos aplicables. Éstos tienen que ser evaluados y aprobados por la Autoridad. 3. La Autoridad tiene una lista de inversores y sistemas de control aprobados que se actualiza periódicamente. Si algún inversor O sistema de control propuesto no se encuentra en dicha lista, el cliente tiene que enviar en archivo digital con formato PDF el manual del manufacturero del equipo propuesto para su evaluación, además de la certificación emitida por la OGPe de que éste está aprobado por la OEPPE. 4. Si el equipo no ha sido evaluado y aprobado previamente por la Autoridad, ésta puede solicitar que el manufacturero, distribuidor o dueño envíe, en archivo digital con formato PDF, los documentos que certifiquen que el inversor cumple con lo siguiente: a. Estén certificados por un laboratorio de pruebas reconocido nacionalmente. Esto asegura que cumplen con los criterios de aceptación de las pruebas requeridas en el estándar IEEE 1547 o UL 1741, según apliquen, para equipos que operen continuamente en paralelo con los sistemas de las compañías de electricidad. b. Cumplan con los límites de distorsión de contenido armónico permitidos, según el estándar IEEE 519 y otros aplicables. C. Cumplan con los límites de voltaje de parpadeo (voltage flicker), según el estándar IEEE 1453 y otros aplicables. d. Cumplan con los reglamentos de la Autoridad aplicables. De surgir algún conflicto con otros estándares, prevalecerán los reglamentos de la Autoridad. e. Tengan la capacidad de operar continuamente en paralelo (grid tied) con el sistema de transmisión o subtransmisión eléctrica de la Autoridad. 25 f. Tengan la capacidad de ajuste en el campo de frecuencia, voltaje y tiempos de operación. 5. Para GD con capacidad de 1 MW o menos y que se conecten directamente a las instalaciones del cliente sólo por medio de inversores, sin requerir la instalación de transformadores step up, circuitos colectores u otros equipos para interconectarse, la Autoridad verifica que tengan la capacidad de programar o modificar en el campo el sistema de control o los ajustes necesarios para cumplir con el requisito de factor de potencia unitario continuo en el punto de interconexión. 6. Para GD con capacidad mayor de 1 MW, la Autoridad verifica el cumplimiento con los requisitos técnicos detallados en el Artículo F de esta Sección. Artículo B: Protección y Control 1. Los requisitos de protección detallados a continuación se establecen para la seguridad de la interconexión del GD con el sistema de transmisión o subtransmisión eléctrica de la Autoridad. Estos requisitos de protección tienen el propósito principal de: a. Desconectar el GD cuando deja de operar en paralelo con el sistema de la Autoridad. b. Proteger el sistema de la Autoridad contra los daños que pueda ocasionar la conexión del GD, incluida la aportación de éste a fallas del sistema de la Autoridad y a sobrevoltajes transitorios. C. Proteger el GD contra daños que pueda producir el sistema de la Autoridad, especialmente mediante operaciones de recierre automático. 2. Además de los requisitos incluidos en esta Sección, el GD del cliente tiene que cumplir con los estándares aplicables vigentes incluidos, pero sin limitarse a, el IEEE 1547, IEEE 519 e IEEE/ANSI C37.90 (Standard for Relays and Relay Systems Associated with Electric Power Apparatus). En el caso de equipos con tecnología de inversores, los mismos tienen que estar certificados según el estándar UL 1741. 3. El diseño de las instalaciones del cliente tiene que integrar prácticas generales de protección y seguridad para salvaguardar la vida, proteger la infraestructura de la Autoridad, el GD y otros equipos del cliente. 4. Para GD con capacidad menor de 500 kW, la Autoridad requiere un dispositivo de desconexión que aislará todos los inversores a la vez ante disturbios eléctricos en cualquier fase del sistema eléctrico de la Autoridad. Este dispositivo puede ser, sin limitarse a, un contactor trifásico con elementos de detección de corriente y voltaje. El dispositivo tiene que utilizar un control independiente al de los inversores del GD para proveer esta protección. El GD se reconectará una vez el voltaje y la frecuencia permanezcan en los niveles definidos en el estándar IEEE 1547. Los planos del diseño del circuito asociado 26 al dispositivo de desconexión tiene que incluir, como mínimo, lo siguiente, según aplique: a. Características de los dispositivos de desconexión y control. b. Conexión de los transformadores de corriente y voltaje asociados al circuito. Estos equipos tienen que cumplir con el estándar ANSI/IEEE C57.13 (Standard Requirements for Instrument Transformers). C. Clasificación y razón de vueltas de los transformadores de corriente (CT current transformer). d. Razón de vueltas de los transformadores de voltaje (VT voltage transformer). e. Voltajes en el lado primario y secundario del transformador, capacidad máxima y mínima, configuración de la conexión de los embobinados en el lado primario y secundario del transformador e impedancia (incluyendo la capacidad a la que fue medida) del transformador de interconexión. f. Clasificación y velocidad del fusible que protege el lado primario del transformador de interconexión. Estudio de coordinación, ajustes y características, en caso de tener otro dispositivo de protección en el lado primario del transformador. 5. Para GD con capacidad de 500 kW o más, la Autoridad requiere que el cliente instale un relé de protección con tecnología de microprocesadores. Los ajustes que se programen a este relé tiene que garantizar el cumplimiento con los estándares y requisitos aplicables, incluida la serie de estándares IEEE 1547. Los planos del diseño del circuito asociado al relé tienen que incluir, como mínimo, lo siguiente: a. Marca, modelo y características del relé de protección. b. Conexión de entradas (inputs) y salidas (outputs) del relé. C. Conexión de los transformadores de corriente y voltaje asociados al relé de protección. Estos equipos tienen que cumplir con el estándar ANSI/IEEE C57.13. d. Clasificación y razón de vueltas de los transformadores de corriente (CT), los cuales tienen que estar clasificados para uso en sistemas de protección. e. Razón de vueltas de los transformadores de voltaje (VT). f. Voltajes en el lado primario y secundario del transformador, capacidad máxima y mínima, configuración de la conexión de los embobinados en el lado primario y secundario del transformador e impedancia (incluyendo la capacidad a la que fue medida) del transformador de interconexión. g. Clasificación y velocidad del fusible que protege el lado de alto voltaje del transformador de interconexión. Además, el estudio de coordinación, ajustes y características, en caso de tener otro dispositivo de protección en el lado primario del transformador. 27 h. La Autoridad requiere el uso de un interruptor dedicado que desconecte el GD ante disturbios eléctricos. Las funciones de protección que velan por la seguridad de la interconexión controlarán este interruptor. El circuito asociado al disparo del interruptor tiene que incluir una fuente de voltaje de operación independiente al sistema eléctrico que protege, para asegurar la activación del interruptor en caso de disturbios eléctricos. i. Fuente de voltaje de operación para el relé, la cual asegurará la activación de este dispositivo durante disturbios eléctricos. Se incluyen ejemplos de este tipo de diagrama en el Anejo E Diagramas Ilustrativos de Esquemas de Protección. En entidades gubernamentales e instituciones universitarias sin fines de lucro que instalen GD que consistan de dos O más inversores dispersos geográficamente en la localidad del cliente, los cuales se conecten a las instalaciones privadas del cliente en el lado de la carga, la Autoridad puede considerar eximir el GD del requisito del relé. 6. El cliente con un GD con capacidad de 500 kW o más tiene que entregar un estudio de corto circuito y otro de coordinación con todos los ajustes de protección programados, incluidas las ecuaciones lógicas de control, las entradas (inputs) y salidas (outputs) del relé. Estos estudios tienen que incluir, como mínimo, la siguiente información: a. Estudio de corto circuito: El estudio de corto circuito consiste principalmente en realizar simulaciones de falla trifásica y de fase a tierra en diferentes puntos de las instalaciones del cliente, comenzando en el punto de entrega del servicio de electricidad y terminando en la ubicación de los inversores. Esta información es necesaria para verificar la coordinación entre los diferentes dispositivos de protección conectados en serie entre este punto de entrega y los inversores. El estudio tiene que incluir las simulaciones mencionadas para dos casos: uno donde el GD está desconectado y las instalaciones del cliente sólo se sirven del sistema de la Autoridad y otro en que el GD está interconectado con el sistema de la Autoridad. Para que el cliente pueda realizar este estudio, la Autoridad le proveerá la información de la impedancia equivalente del sistema eléctrico en el punto de entrega del servicio. El informe del estudio de corto circuito tiene que incluir, al menos, lo siguiente: 1) Aportación de corriente de corto circuito por cada inversor. 2) La suma de la aportación de corriente de corto circuito de todos los inversores. 3) Duración de la aportación de corriente de corto circuito de los inversores. 4) Valores de corriente de corto circuito de las fallas trifásicas y de fase a tierra simuladas tanto para el caso del GD desconectado con sólo aportación desde el sistema de la Autoridad como para el 28 caso del GD interconectado con dicho sistema en por lo menos las siguientes ubicaciones: a) Punto de entrega del servicio. b) Lado secundario del transformador de la subestación del cliente. c) Lado secundario del transformador de interconexión. d) Punto de interconexión del GD y de sus inversores. e) Donde haya un cambio en el nivel del voltaje dentro de las instalaciones del cliente. b. Estudio de coordinación de protección: En el estudio de coordinación se utilizan los resultados del estudio de corto circuito descrito anteriormente como base para determinar los ajustes necesarios en los diferentes dispositivos de protección existentes y a instalarse como parte del proyecto del GD. Los ajustes seleccionados deben proveer una protección efectiva y adecuada tanto de las instalaciones del cliente como del sistema eléctrico de la Autoridad, en cumplimiento con los requisitos de este Reglamento y con los estándares, códigos y reglamentación vigente aplicable. El estudio de coordinación se realiza para dos casos principales: protección de las instalaciones durante fallas trifásicas y de fase a fase, conocida como protección de fase, y durante fallas de fase a tierra, conocida como protección de tierra (ground). El informe del estudio de coordinación de protección tiene que incluir, al menos, lo siguiente: 1) Ajustes y características de todos los dispositivos de protección instalados entre el punto de entrega del servicio y los inversores del GD. Estos dispositivos incluyen, sin limitarse a, interruptores con funciones integradas de sobrecorriente (i.e. molded-case breakers), relés de protección y fusibles. En el caso de los fusibles, se debe incluir la información del manufacturero, capacidad y velocidad de los mismos. 2) Curvas de corriente-tiempo (time-current curves o TCC) de todos los relés y fusibles evaluados en el estudio. 3) Tiempo de operación de cada dispositivo o función de protección, tanto para la protección de fase como la de tierra. 7. El cliente con un GD con capacidad de 500 kW O más es responsable de realizar pruebas al relé con los ajustes aprobados en la evaluación de los estudios de corto circuito y coordinación y de entregar el informe de las mismas, firmado digitalmente por un ingeniero electricista licenciado y colegiado. El informe tiene que incluir las notas que sean necesarias para explicar los resultados de las pruebas al relé y demostrar que los mismos son satisfactorios. El informe también tiene que presentar los ajustes del relé as left, esto es, según aprobados previamente por la Autoridad y según quedaron programados en el 29 relé después de las pruebas. Cuando sea necesario demostrar que las pruebas se realizaron satisfactoriamente, el informe tiene que incluir el certificado de calibración del equipo de pruebas. Las pruebas que así lo ameriten deben hacerse en cada fase individualmente para comprobar el debido funcionamiento del relé de acuerdo a los estándares. 8. Las funciones mínimas requeridas para la protección de la interconexión de GD, con capacidad de 500 kW O más, que sean generadores sincrónicos, de inducción O aerogeneradores con el sistema de transmisión o subtransmisión eléctrica de la Autoridad son: a. 59 Sobrevoltaje (overvoltage) b. 27 Bajovoltaje (undervoltage) C. Para detección de fallas a tierra en sistemas delta, el relé puede tener una de las siguientes funciones: 1) 59N o 59G Sobrevoltaje en el neutral O en la conexión a tierra (ground or neutral overvoltage) 2) 27/59 Bajovoltaje y sobrevoltaje en una fase del sistema (phase undervoltage and overvoltage) d. 810 Sobrefrecuencia (overfrequency) e. 81U Bajafrecuencia (underfrequency) f. 25 Sincronismo (synchronism) g. 32 Potencia direccional real y reactiva (Watts and VARs directional power) Para detectar condiciones de motorización (motoring) de la máquina y para limitar el flujo de energía hacia el sistema de la Autoridad cuando sea requerido. h. 46 Secuencia negativa de corriente (negative sequence current) i. 50 Sobrecorriente instantánea (instantaneous overcurrent) j. 51 Sobrecorriente con retraso en tiempo (time-delay overcurrent) k. Para detectar condiciones críticas de factor de potencia que no cumplan con los criterios de tolerancia establecidos en el Artículo C de esta Sección, el relé tiene que proveer las siguientes funciones según la capacidad del GD: 1) GD de 500 kW a 1 MW: El relé tiene que ser capaz de detectar las condiciones críticas de factor de potencia establecidas en el Artículo C de esta Sección, sea mediante la programación de una función de factor de potencia (55) o de potencia direccional reactiva (32), y de enviar una señal de disparo al interruptor del GD si dicha condición ocurre durante una producción de potencia real mayor O igual del 25% de la capacidad nominal (kW rated) del GD por el periodo establecido en el Artículo C de esta Sección. La detección de la producción de potencia real se puede realizar con la función de potencia direccional real (32). 30 2) GD mayor de 1 MW: El relé tiene que ser capaz de detectar las condiciones críticas de factor de potencia establecidas en el Artículo C de esta Sección, sea mediante la entrada (input) de una señal del medidor del GD o la programación de una función de factor de potencia (55) o de potencia direccional reactiva (32), y de enviar una señal de disparo al interruptor del GD si dicha condición ocurre durante una producción de potencia real mayor o igual del 25% de la capacidad nominal (kW rated) del GD por el periodo establecido en el Artículo C de esta Sección. La detección de la producción de potencia real se puede realizar con la función de potencia direccional real (32). En los casos que se utilicen funciones de potencia direccional (32) para detección de condiciones críticas de factor de potencia, las mismas son adicionales a las requeridas para la protección de motorización de la máquina descritas en el subinciso g anterior. 9. Las funciones mínimas requeridas para la protección de la interconexión de los GD con capacidad de 500 kW o más que sean de tecnologías con inversores con el sistema de transmisión O subtransmisión eléctrica son: a. 59 Sobrevoltaje (overvoltage) b. 27 Bajovoltaje (undervoltage) C. Para detección de fallas a tierra en sistemas delta, el relé puede tener una de las siguientes funciones: 1) 59N O 59G Sobrevoltaje en el neutral O en la conexión a tierra (ground or neutral overvoltage) 2) 27/59 Bajovoltaje y sobrevoltaje en una fase del sistema (phase undervoltage and overvoltage) d. 810 Sobrefrecuencia (overfrequency) e. 81U Bajafrecuencia (underfrequency) f. 32 Potencia direccional real y reactiva (Watts and VARs directional power) Para limitar el flujo de energía hacia el sistema de la Autoridad cuando sea requerido. g. 50 - Sobrecorriente instantánea (instantaneous overcurrent) h. 51 Sobrecorriente con retraso en tiempo (time-delay overcurrent) i. Para detectar condiciones críticas de factor de potencia que no cumplan con los criterios de tolerancia establecidos en el Artículo C de esta Sección, el relé tiene que proveer las siguientes funciones según la capacidad del GD: 1) GD de 500 kW a 1 MW: El relé tiene que ser capaz de detectar las condiciones críticas de factor de potencia establecidas en el Artículo C de esta Sección, sea mediante la programación de una función de factor de potencia (55) O de potencia direccional reactiva (32), y de enviar una señal de disparo al interruptor del GD 31 si dicha condición ocurre durante una producción de potencia real mayor o igual del 25% de la capacidad nominal (kW rated) del GD por el periodo establecido en el Artículo C de esta Sección. La detección de la producción de potencia real se puede realizar con la función de potencia direccional real (32). 2) GD mayor de 1 MW: El relé tiene que ser capaz de detectar las condiciones críticas de factor de potencia establecidas en el Artículo C de esta Sección, sea mediante la entrada (input) de una señal del medidor del GD o la programación de una función de factor de potencia (55) O de potencia direccional reactiva (32), y de enviar una señal de disparo al interruptor del GD si dicha condición ocurre durante una producción de potencia real mayor O igual del 25% de la capacidad nominal (kW rated) del GD por el periodo establecido en el Artículo C de esta Sección. La detección de la producción de potencia real se puede realizar con la función de potencia direccional real (32). 10. Para GD con capacidad menor de 500 kW, la Autoridad acepta las funciones de protección integradas en los inversores, siempre que haya aprobado los mismos y éstos provean las funciones mínimas requeridas para protección por sobrevoltaje, bajovoltaje, sobrefrecuencia, bajafrecuencia y corriente de corto circuito. 11. La subestación del cliente a la cual se va a interconectar el GD tiene que estar protegida por fusibles O interruptores, según los requisitos de la Autoridad. Esto se determina de la siguiente manera: a. Sistema de transmisión eléctrica (115 kV): Se requiere instalar un interruptor en la entrada de la subestación del cliente. b. Sistema de subtransmisión eléctrica (38 kV): La regla general es que las subestaciones se conectan a través de fusibles instalados en el punto de entrega dentro de este sistema. No obstante, mediante el estudio de protección puede requerirse el instalar un interruptor en la entrada de la subestación del cliente, lo cual depende de la evaluación del punto de interconexión, la complejidad del proyecto, la tecnología de interconexión, tipo de generación y la capacidad del generador versus la carga conectada en las instalaciones. 12. Durante el proceso de endoso de los planos, la Subdivisión de Protección de Sistema Eléctrico de la Autoridad evaluará el diseño propuesto de protección y control y puede requerir O añadir otros requisitos, o enmendar los existentes, cuando el impacto del GD en el sistema de transmisión y subtransmisión eléctrica de la Autoridad así lo requiera. En estos casos, la Autoridad y el cliente discutirán alternativas para mitigar el impacto al sistema mediante la revisión del diseño, los ajustes de las funciones y añadir otras funciones de protección. El cliente es responsable de realizar los cambios necesarios en el diseño del 32 sistema de protección y control, asociados a la interconexión del GD, que resulten de estas discusiones. Las alternativas que se seleccionen cumplirán con el propósito de este Reglamento de promover el desarrollo de fuentes renovables de energía, mientras se mantiene la seguridad y confiabilidad del servicio que se presta a los clientes de la Autoridad. Una vez el cliente presente las modificaciones de los planos del sistema de protección, la Autoridad evaluará y emitirá su aprobación O denegación dentro de un término de cinco días laborables. 13. El sistema de protección y control del GD tiene que detectar disturbios eléctricos que ocurran en el sistema eléctrico de la Autoridad. El GD se tiene que desconectar del circuito de transmisión O subtransmisión tan pronto ocurra un disturbio eléctrico, antes de la primera operación de recierre de la protección del circuito. Una vez desconectado del sistema de transmisión o subtransmisión de la Autoridad, el GD medirá el voltaje y la frecuencia del sistema de la Autoridad en el punto de interconexión. El GD se reconectará una vez el voltaje y la frecuencia permanezcan en niveles adecuados durante por al menos cinco minutos. Los requisitos de este inciso aplican a todo GD a interconectarse con el sistema de transmisión o subtransmisión eléctrica. La programación del inversor se ajustará para que el GD se desconecte según los criterios de variaciones de voltaje y frecuencia que se presentan a continuación: a. Ante variaciones en la magnitud del voltaje del servicio eléctrico en el punto de interconexión, el GD se desconectará del sistema de transmisión y subtransmisión de la Autoridad, según lo establecido en la Tabla 1. b. Ante variaciones en frecuencia, el GD se desconectará del sistema de transmisión y subtransmisión de la Autoridad, según lo establecido en la Tabla 2. La programación del sistema de protección y control del GD tiene que incluir, como mínimo, cuatro funciones independientes (dos de baja frecuencia y dos de sobre frecuencia) que le permitan cumplir con los rangos de frecuencias y tiempos de desconexión, según detallados en la tabla. Estos criterios toman en consideración las características particulares del sistema eléctrico de la Autoridad. En los casos de GD de 500 kW o más, el relé de protección se programará para detectar los disturbios de voltaje y frecuencia detallados anteriormente. Las funciones de protección de voltaje y frecuencia que se programen en estos relés tendrán un tiempo de retraso adicional al tiempo de desconexión programado en los inversores detallado en las Tablas 1 y 2. De esta forma, el sistema de protección y control permitirá que los inversores actúen ante disturbios eléctricos antes de que el relé de protección envíe la señal de desconexión al interruptor del GD. El cliente es responsable de notificar el tiempo de retraso adicional propuesto en el estudio de coordinación que presente para la evaluación de la Autoridad. 33 14. El GD tiene que estar equipado con los dispositivos y la programación de protección diseñados para evitar que éste energice un circuito desenergizado de la Autoridad. De surgir una situación de isla eléctrica, el GD se tiene que desconectar del sistema de la Autoridad en un tiempo menor de dos segundos. 15. Por orden de la Comisión de Energía, la Autoridad no requiere la instalación de un interruptor manual externo para sistemas de GD a base de inversores con capacidad de hasta 300 kW. No obstante, según el NEC, se requiere que toda instalación de GD provea un medio de desconexión en el lado de voltaje AC del inversor. Por otra parte, en los casos de sistemas de GD con capacidad mayor de 300 kW se requiere un interruptor manual externo. Las características requeridas para este interruptor manual son las siguientes: a. Estar visible y accesible al personal de la Autoridad las veinticuatro horas del día, sin necesidad de la presencia del cliente u operador del equipo. De no estar accesible al personal de la Autoridad, el cliente estará obligado a permitir y facilitar el acceso al interruptor, con previa coordinación con el personal de la Autoridad según requerido por ésta. b. Ser apropiado para los niveles de voltaje de la instalación. C. Ser capaz de interrumpir la corriente a la cual estará expuesto. Se permite instalar un interruptor manual que no pueda operar con carga, siempre que el mismo se instale en combinación con un interruptor automático u otro dispositivo que pueda interrumpir la corriente. d. Tener provisión para asegurar que permanezca abierto o cerrado con un candado de la Autoridad. e. Ser capaz de abrir todos los polos simultáneamente. f. Ser capaz de resistir las inclemencias del clima (weatherproof). g. Estar rotulado con la frase: "PRECAUCIÓN INTERRUPTOR MANUAL DEL GD. NO TOCAR LOS TERMINALES EN AMBOS EXTREMOS; PODRÍAN ESTAR ENERGIZADOS". Además, tiene que identificar las posiciones de abierto y cerrado. La conexión del interruptor manual se ubica de manera tal que, cuando se opere, sólo desconecte el GD del cliente del sistema de la Autoridad, sin interrumpir el servicio eléctrico que ésta provee al cliente. 16. Los clientes que instalen GD con capacidad de hasta 300 kW tienen la opción de instalar un interruptor manual externo que cumpla con las características detalladas en el inciso anterior. Esto evitaría que se tenga que interrumpir el servicio eléctrico que le provee la Autoridad en caso de que sea necesario desconectar el GD por alguna de las razones incluidas en este Reglamento. 34 Tabla 1. Desconexión por Variaciones de Voltaje en el Sistema de Transmisión o Subtransmisión* Programación Requerida en el GD Rango de Voltaje Tiempo de *Tiempo de Desconexión Ajustable (% de Voltaje Nominal) Desconexión (s) Hasta un Valor en Segundos de: V < 45 0.16 0.16 45<V<60 1 11 60 V < 88 2 21 110<V<120 1 13 V ≥ 120 0.16 0.16 *Nota: Estos valores se tienen que programar en el inversor O en el equipo de protección antes del proceso de pruebas al GD. La Autoridad puede requerir otros tiempos de desconexión o rangos de voltaje, según establecido en el estándar IEEE 1547 vigente. Tabla 2. Desconexión por Variaciones de Frecuencia en el Sistema de Transmisión o Subtransmisión * Programación Requerida en el GD Tiempo de Función Frecuencia (Hz) Desconexión (s) Baja f<57.5 10 frecuencia 1 Baja 57.5 ≤ f < 59.2 300 frecuencia 2 Sobre 60.5 < f ≤ 61.5 300 frecuencia 1 Sobre f>61.5 10 frecuencia 2 *Nota: Estos valores se tienen que programar en el inversor O en el equipo de protección antes del proceso de pruebas al GD. La Autoridad puede requerir otros tiempos de desconexión O rangos de frecuencia, según establecido en el estándar IEEE 1547 vigente.