APROBACIÓN

La Junta de Gobierno de la Autoridad de Energía Eléctrica aprobó este Reglamento mediante su Resolución Núm. 4286 del 10 de diciembre de 2015 Javier A. Quintana Méndez Director Ejecutivo Autoridad de Energía Eléctrica Fecha: 6 de febrero de 2017 55 AEE 15.2-957 Rev. 01/17 ANEJO A ESTADO LIBRE ASOCIADO DE PUERTO RICO AUTORIDAD DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE PUERTO RICO SOLICITUD DE EVALUACIÓN PARA LA INTERCONEXIÓN DE GENERADORES CON EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN Y SUBTRANSMISIÓN ELÉCTRICA Nueva Instalación Aumento de Capacidad Fecha Núm. AEE A Costo de Solicitud El costo, no reembolsable, para procesar esta solitud es $500. La evidencia de pago debe acompañar esta solicitud. B Información del Cliente (tenedor de la cuenta con la AEE) Nombre: Teléfono: Celular: Fax: Email: Dirección postal: Relación del cliente con la propiedad donde se instalara el GD: Dueño Co-dueño Alquiler Otro: Si no es el dueño, deberá incluir documento autorizando la instalación del sistema en la propiedad. C - Información del Diseñador Nombre: Licencia profesional: Compañía: Email: Teléfono: Fax: Dirección postal: D Información del Instalador Nombre: Licencia profesional: Compañía: Email: Teléfono: Fax: Dirección postal: E - Localización del Sistema de Generación Distribuida Nombre del proyecto: Dirección física: Número de cuenta AEE: Número del medidor: ID de localidad: Nota: Participantes del Programa de Medición Neta Compartida proveerán los números de cuenta y medidores en un documento adicional. Página 1 de 5 Solicitud de Evaluación Capacidad de la subestación: kVA Tipo de cliente: Cliente comercial Cliente industrial Voltaje de interconexión: 115 kV 38 kV F Información del Sistema de Generación Distribuida Tipo de Tecnología Fotovoltaico Viento Microturbina Celda combustible Biomasa Hidro Vapor Otra (especifique): Tipo de Generador Sincrónico Inducción (Asincrónico) Acoplado con inversor Otro: Generador Fabricante: Modelo: Información de la placa del generador: kVA kW Voltaje de salida: V Corriente nominal: A Rango Factor de Potencia: Adelantado Atrasado Eje Directo Eje de Cuadratura Reactancia sincrónica, Xd: p.u. Reactancia sincrónica, Xql: p.u. Reactancia transitoria, X'd: p.u. Reactancia transitoria, X'q: p.u. Reactancia subtransitoria, X"d: p.u. Reactancia subtransitoria, X"q: p.u. Reactancia secuencia negativa X2: p.u. Reactancia secuencia cero X0: p.u. Circuito abierto, T'do: segs. Circuito abierto, T'ao: segs. Corto circuito trifásico transitorio, T'd: segs. Corto circuito trifásico transitorio, T'q: segs. Corto circuito subtransitorio, T"d: segs. Corto circuito subtransitorio, T"q: segs. Armadura, Ta: segs. Razón de corto circuito, 1/Xd: Tipo de generador: Squirrel cage Directo a la línea Full Converter Wound Rotor Doubly fed Otro: Configuración del generador: Delta Estrella Voltaje de operación: V Corriente de magnetización: A Corriente nominal: A Factor de potencia del generador (sin compensación): Adelantado Atrasado Potencia de salida nominal (Incluir curva de potencia): kW Compensación Interna de Potencia Reactiva para Generadores de Inducción (Asincrónicos): Proveer la información de los equipos requeridos para la corrección de factor de potencia para generadores de inducción O convertidores (factor de potencia sin compensación, factor de potencia con compensación completa y potencia reactiva total de compensación interna). Compensación Externa de Potencia Reactiva para Generadores de Inducción (Asincrónicos): Proveer información de voltaje de barra, cantidad, capacidad y arreglo de cada sección de bancos de capacitores. Además, proveer la descripción del esquema con los ajustes para el control de factor de potencia unitario continuo. Tipo de Arranque Suave: Proveer información del tipo de Arranque Suave para cumplir con el criterio de caída de voltaje por arranque requerido en el estándar IEEE 1547. Página 2 de 5 Solicitud de Evaluación Datos de Módulos Fotovoltaicos Fabricante: Modelo: Entidad que Capacidad: Cantidad: certifica: Potencia máxima (Pmax): Voltaje circuito abierto (Voc): Voltaje a potencia máxima (Vpm): Corriente corto circuito (Isc): Corriente a potencia máxima (Ipm): Voltaje máximo del sistema: Tolerancia a potencia máxima: Capacidad existente, si Capacidad total DC: aplica: Nota: De haber más de un generador, deberá añadir documento adicional con la información requerida. Datos del Inversor ¿Inversor está certificado por UL1741?: Sí No Nota: Inversores que no estén certificados, no pueden ser instalados en Puerto Rico. ¿Inversor está en la lista de equipos aprobados por la AEE?: Sí No Nota: Para inversores que no estén en la lista, debe someter la documentación técnica del equipo con esta solicitud. Fabricante: Modelo: Capacidad: Cantidad: Entidad que certifica: Voltaje de operación nominal (VAC): Rango de voltaje de operación de entrada (VAC): Rango de voltaje de operación (VAC): Potencia máxima continua de salida (AC): Corriente nominal (A): Corriente máxima continua de salida (A): Corriente máxima de corto circuito de entrada (A): Corriente de falla máxima de salida (A): Eficiencia de energía (CEC): Protección de sobrecorriente máxima de salida (A): Factor de potencia de salida: Adelantado Atrasado Rango de factor de potencia: Rango de frecuencia de operación: Tipo de conmutación: % Distorsión de harmónicas: Voltaje de arranque del sistema fotovoltaico (VDC): Página 3 de 5 Solicitud de Evaluación ¿El equipo cumple con los siguientes requisitos, según establecidos en el Reglamento?: Sí No Programación Requerida en el GD *Tiempo de Rango de Programación Requerida en el GD Desconexión Voltaje Tiempo de Ajustable hasta Frecuencia Tiempo de (% de Voltaje Desconexión (s) Función un Valor en (Hz) Desconexión (s) Nominal) Segundos de: Baja frecuencia 1 57.5 10 V 45 0.16 0.16 45 ≤ V 60 1 11 Baja frecuencia 2 57.5 s f < 59.2 300 60 ≤ V 88 2 21 Sobre frecuencia 1 60.5 f â 61.5 300 110 V < 120 1 13 Sobre frecuencia 2 61.5 10 V ≥ 120 0.16 0.16 Capacidad total AC: Capacidad existente, si aplica: Nota: De haber más de un tipo de inversor, deberá añadir hojas adicionales con la información requerida. Interruptor Manual: Fabricante: Modelo: Capacidad: G Información de Transformadores Asociados al Generador Transformador del Generador Generator Step Up (GSU) Capacidades según etapas de enfriamiento: / / kVA Voltajes primario/secundario/terciario: / / V Banco de transformadores: Monofásico Trifásico Impedancia: % @ kVA Pérdidas sin carga: kW Pérdidas prueba de corto circuito: W @ kVA Conexión: Voltaje primario: kV Voltaje secundario: kV Voltaje terciario: V Posiciones No Load Tap Changer: V V V V V Transformador de la Subestación del Cliente Capacidades según etapas de enfriamiento : / / kVA Impedancia: % @ kVA Voltajes primario/secundario / V (Delta / Estrella a Tierra) Configuración del lado Delta: ABC ACB Posiciones No Load Tap Changer. V V V V V Nota: Se requiere foto de la placa del transformador. H Programas de Medición Neta (Aplica únicamente para sistemas basados en fuentes renovables de energía) Básica Agregada: Se tiene que acompañar una lista con los números de los medidores participantes y su localización. Ninguno Nota: De interesar participar en cualquiera de los Programas de Medición Neta, se tiene que cumplir con lo dispuesto en la Ley Núm. 114 del 16 de agosto de 2007, según enmendada, y la reglamentación vigente. Página 4 de 5 Solicitud de Evaluación I - Firma del Cliente Certifico que la información provista en esta solicitud es correcta y que me orienté del proceso para la interconexión del generador con el sistema de transmisión o subtransmisión eléctrica de la AEE. La evidencia de orientación y todos los documentos requeridos por Reglamento tienen que acompañar esta solicitud. Firma del Cliente: Fecha: Página 5 de 5 Solicitud de Evaluación AEE 15.2-961 01/17 ANEJO B ESTADO LIBRE ASOCIADO DE PUERTO RICO AUTORIDAD DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE PUERTO RICO CONFIRMACIÓN DE ORIENTACIÓN AL CLIENTE SOBRE EL PROCESO ESTABLECIDO POR LA AUTORIDAD PARA LA INTERCONEXIÓN DEL GD Yo, cliente de la Autoridad de Energía Eléctrica (Autoridad) con Nombre y Apellidos cuenta número certifico que Nombre y Apellidos instalador certificado contratado por mí para desarrollar el proyecto del sistema de generación distribuida (GD) descrito abajo, me orientó sobre: 1. El proceso de interconexión de GD y participación en los programas de medición neta establecido en el (marque el reglamento que aplique): Reglamento para Interconectar Generadores con el Sistema de Distribución Eléctrica de la Autoridad y Participar en los Programas de Medición Neta. Reglamento para Interconectar Generadores con el Sistema de Transmisión o Subtransmisión Eléctrica de la Autoridad y Participar en los Programas de Medición Neta. 2. El cumplimiento con los requisitos técnicos establecidos en el Reglamento identificado anteriormente. 3. El cliente es responsable de firmar un acuerdo de interconexión del GD y participación en los programas de medición neta. 4. De ser necesaria la desconexión del GD en aquellas instalaciones de 300 kW o menos en las que el cliente opte por no instalar un interruptor manual, la misma se realizará desde el punto de entrega del servicio de energía eléctrica, lo cual interrumpiría el servicio eléctrico provisto por la Autoridad al cliente. En estos casos, el cliente es el único responsable por los daños o perjuicios y releva a la Autoridad de toda responsabilidad ante cualquier eventualidad que resulte en reclamos a consecuencia de la falta de dicho interruptor manual. Nombre del Proyecto: Núm. AEE: Capacidad (kW): Dirección Física del Proyecto: Firma del Cliente: Dirección: Fecha: AEE 15.2-960 ANEJO C 01/17 ESTADO LIBRE ASOCIADO DE PUERTO RICO AUTORIDAD DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE PUERTO RICO DECLARACIÓN JURADA DEL(LOS) DUEÑO(S) DE LA PROPIEDAD Yo (Nosotros), mayor(es) de edad, Nombre completo y dos apellidos y vecino(s) de declaro (declaramos) bajo Estado civil Pueblo País juramento que: 1. Mis (Nuestras) circunstancias personales son las antes descritas. 2. Desde soy(somos) dueño(s) en pleno dominio de una propiedad Fecha sita en: (Dirección específica de la propiedad que incluya: número de la casa, nombre de la calle, urbanización O carretera, barrio, y municipio) 3. Tengo (Tenemos) arrendada la propiedad antes descrita al (a la) señor(a) quien mantiene en la propiedad la cuenta de servicio Nombre completo y dos apellidos con la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico Número de la cuenta (Autoridad) y número (ID) de localidad 4. Autorizo (Autorizamos) al (a la) señor(a) a instalar, operar y mantener un sistema de generación distribuida (GD) en mi propiedad, ubicada en la dirección provista en este documento, al amparo de las disposiciones de la Ley 114-2007, Ley para Establecer el Programa de Medición Neta, según enmendada, y los reglamentos aplicables. 5. Autorizo (Autorizamos) a la Autoridad a realizar trabajos o gestiones en relación con la instalación y operación de este GD, como por ejemplo el cambio de medidor, según las facultades que le confiere la Ley 114-2007 y los reglamentos aplicables. 6. Tengo (Tenemos) conocimiento sobre la Ley 114-2007 y otras leyes vigentes aplicables a estos sistemas en Puerto Rico y cómo la construcción de este proyecto, que la realizará la persona privada que contrate el arrendatario de mi (nuestra) propiedad y no la Autoridad de Energía Eléctrica, puede afectar la estructura física de la misma. 7. Someto (Sometemos) esta Declaración Jurada para que el (la) señor(a) pueda instalar, operar y mantener un sistema de generación distribuida en mi (nuestra) propiedad, al amparo de la Ley 114-2007. Declaración Jurada Página 2 Al firmar esta Declaración Jurada, autorizo (autorizamos) al (a la) señor(a) a compartir esta información con la Autoridad para cualquier uso que considere necesario para los servicios que proveerá en mi (nuestra) propiedad. Para que así conste, firmo (firmamos) la presente Declaración Jurada en , Puerto Rico el de de 20 (Nombre completo con los dos apellidos) (Nombre completo con los dos apellidos) Affidávit Núm. Jurado y suscrito ante mí, por mayor(es) de edad, , y vecino(s) de a quien(es) conozco personalmente/a quien(es) identifico mediante Licencia de Conducir número y En a , de de 20 Notario Público ANEJO D ESTADO LIBRE ASOCIADO DE PUERTO RICO AUTORIDAD DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE PUERTO RICO CERTIFICACIÓN DE CUMPLIMIENTO DE REQUISITOS TÉCNICOS DEL GD En armonía con las disposiciones de la Ley Núm. 7 del 19 de julio de 1985 y de la Ley Núm. 173 del 12 de agosto de 1988, según enmendadas, yo, certifico que: Nombre y Apellidos Soy mayor de edad, vecino de Puerto Rico; que soy Estado Civil Municipio ingeniero autorizado a ejercer la profesión en Puerto Rico con licencia número y soy miembro activo del Colegio de Ingenieros y Agrimensores de Puerto Rico. En el ejercicio de la profesión realicé el informe del estudio de ingeniería del siguiente GD: Nombre Proyecto Núm. AEE: Capacidad (kW): Dirección Física Estoy autorizado por el dueño del proyecto a radicar esta certificación ante la AEE: Dueño Proyecto Dirección Postal Radico este documento ante la AEE para certificar el cumplimiento del GD con los siguientes requisitos técnicos: 1) Factor de potencia unitario en el punto de interconexión 2) Respuesta en frecuencia en el punto de interconexión (10% de la capacidad nominal del GD) 3) Voltage ride through 4) Frequency ride through Los analísis y cómputos realizados por mí, incluídos en el informe del estudio de ingeniería que acompaña esta certificación, están conforme con los reglamentos, códigos, estándares, normas, patrones y comunicados técnicos vigentes aplicables promulgados, aprobados o adoptados por la AEE, la Junta de Planificación, la Oficina de Gerencia de Permisos y la Comisión de Energía, así como con las políticas públicas y leyes aplicables. Antes de la operación en paralelo con el sistema de transmisión O subtransmisión eléctrica de la Autoridad, el cliente O su representante autorizado tiene que realizar y demostrar mediante pruebas de aceptación Firma: que el GD cumple con estos requisitos técnicos. Fecha: Sello Profesional Dirección: ANEJO E: DIAGRAMAS ILUSTRATIVOS DE ESQUEMAS DE PROTECCIÓN TÍTULO DIAGRAMA MONOLINEAL DE PROTECCIÓN PARA LA INTERCONEXIÓN Autoridad de DE UN INVERSOR CON EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN (115kV) O SUBTRANSMISIÓN (38 kV) A TRAVÉS DE UN INTERRUPTOR (ANEJO E) Energía Eléctrica SUBESTACIÓN REMOTA "K" SUBESTACIÓN REMOTA "L" SISTEMA ELECTRICO AEE 115KV 0 38KV K L VER NOTA 2 DESCONECTIVO EXTERNO (NOM. 1) CT VER NOTA 1 F SEÑALES DE DISPARO SEÑALES DE DISPARO VT RELE DE PROTECCIÓN BASADO EN MICROPROCESADORES EN EL PUNTO DE INTERCONEXIÓN 871 32 59N 810 27 25 DESCONECTIVO TRANSFORMADOR PRIVADO DEL CLIENTE 7% kVA VT (A,B,C) 51G CT VER NOTA VER NOTA 3 CT BARRA DISTRIBUCIÓN SUBESTACION PRIVADA SEÑALES DE DISPARO INTERRUPTOR MANUAL NOTAS: HACIA CARGAS EXISTENTES INTERRUPTOR DE INTERCONEXIÓN 1. PARA SUBESTACIONES CONECTADAS AL SISTEMA DE 115KV. SE REQUIERE LA INSTALACIÓN DE ESTE INTERRUPTOR. EN LAS SUBESTACIONES A 38KV. LA AEE EVALUARA LA NECESIDAD DE INSTALAR UN INTERRUPTOR, LO CUAL DEPENDERÁ DE LOS SIGUIENTES ASPECTOS: PUNTO DE INTERCONEXIÓN - COMPLEJIDAD DEL PROYECTO - TECNOLOGÍA DE INTERCONEXIÓN TIPO DE GENERACIÓN - CAPACIDAD DEL GENERADOR VS. CARGAS DEL EL INVERSOR TIENE QUE INCLUIR LAS FUNCIONES CLIENTE INTERNAS DE PROTECCIÓN SEGON EL REGLAMENTO PARA CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR INTERCONECTAR GENERADORES CON EL SISTEMA DE ESTÁNDARES APLICABLES TRANSMISIÓN O SUBTRANSMISION ELECTRICA DE LA AUTORIDAD PARA PARTICIPAR EN EL PROGRAMA DE MEDICION NETA. TIENE QUE ESTAR CERTIFICADO DE QUE 2. LA TOPOLOGÍA DE CONEXIÓN (TAP o DERIVACIÓN. CUMPLE CON LOS ESTÁNDARES UL-1741 E IEEE-1547. SECCIONADORA. ANILLO O INTERRUPTOR Y MEDIO) PUEDE VARIAR DE ACUERDO CON EL PUNTO DE INTERCONEXION. ESTO SE DETERMINARÁ EN EL ESTUDIO DE INTERCONEXION EVALUANDO LÍNEAS DE TRANSFERENCIA Y LA CONFIABILIDAD DE LA ZONA PLACAS FOTOVOLTAICAS O FUENTES RENOVABLES DONDE SE INSTALARÁ EL GENERADOR. 3. HAY DOS TIPOS DE DISPARO o TRIP: (1) SI EL GENERADOR SUPLE LA CARGA LOCAL. SE DISPARA EL INTERRUPTOR "F". (2) SI EL GENERADOR NO SUPLE LA CARGA LOCAL. SE DISPARA EL INTERRUPTOR DEL GENERADOR. 4. ESTE CT PUEDE INSTALARSE EN EL INTERRUPTOR DEL GENERADOR PARA NO LIMITAR EL FLUJO DE ENERGIA HACIA LAS CARGAS DEL CLIENTE. TÍTULO : DIAGRAMA MONOLINEAL DE PROTECCIÓN PARA LA INSTALACIÓN Autoridad de DE UN INVERSOR CON EL SISTEMA SUBTRANSMISIÓN (38 kV) Energía Eléctrica A TRAVÉS DE FUSIBLES (ANEJO E) SUBESTACIÓN REMOTA "K" SUBESTACIÓN REMOTA "L" SISTEMA ELECTRICO DE LA AEE 38KV K L 38KV 38KV DESCONECTIVO EXTERNO (NOM. 1) FUSIBLES (VER NOTA 1) VT RELE DE PROTECCIÓN BASADO EN MICROPROCESADORES EN EL DESCONECTIVO PUNTO DE INTERCONEXION TRANSFORMADOR PRIVADO DEL CLIENTE 2% KVA 32 59N 810 27 25 50 51 (2Ve) VER NOTA 2 CT VT (A.B.C) BARRA DISTRIBUCIÓN SUBESTACIÓN PRIVADA X SEÑALES DE DISPARO INTERRUPTOR MANUAL HACIA CARGAS EXISTENTES INTERRUPTOR DE INTERCONEXION NOTA: 1. PARA GENERADORES CONECTADOS AL SISTEMA DE EL INVERSOR TIENE QUE INCLUIR LAS FUNCIONES 38KV, SE UTILIZARÁ FUSIBLE O INTERRUPTOR EN LA INTERNAS DE PROTECCIÓN SEGON EL REGLAMENTO SUBESTACIÓN DEL CLIENTE. LA EVALUACIÓN POR PARTE PARA INTERCONECTAR GENERADORES CON EL SISTEMA DE LA AUTORIDAD PARA REQUERIR UN INTERRUPTOR EN DE TRANSMISIÓN O SUBTRANSMISIÓN ELÉCTRICA DE LA LA SUBESTACIÓN DEL CLIENTE DEPENDERÁ DE LOS AUTORIDAD PARA PARTICIPAR EN EL PROGRAMA DE SIGUIENTES ASPECTOS: MEDICIÓN NETA. INVERSOR TIENE QUE ESTAR CERTIFICADO DE QUE CUMPLE CON LOS ESTÁNDARES PUNTO DE INTERCONEXIÓN UL-1741 E IEEE-1547. COMPLEJIDAD DEL PROYECTO - TECNOLOGIA DE INTERCONEXIÓN - TIPO DE GENERACIÓN PLACAS FOTOVOLTAICAS O FUENTES RENOVABLES - CAPACIDAD DEL GENERADOR VS. CARGAS DEL CLIENTE CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR ESTÁNDARES APLICABLES 2. ESTE CT PUEDE INSTALARSE EN EL INTERRUPTOR DEL GENERADOR PARA NO LIMITAR EL FLUJO DE ENERGIA HACIA LAS CARGAS DEL CLIENTE. TÍTULO : DIAGRAMA MONOLINEAL DE PROTECCIÓN PARA LA INSTALACIÓN DE UN GENERADOR CON EL SISTEMA DE Autoridad de TRANSMISIÓN (115kV) O SUBTRANSMISIÓN (38 kV) A TRAVÉS Energía Eléctrica DE UN INTERRUPTOR (ANEJO E) SUBESTACIÓN REMOTA "K" SUBESTACIÓN REMOTA "L" SISTEMA ELECTRICO DE LA AEE 115KV 0 38KV K L VER NOTA 2 DESCONECTIVO EXTERNO (NOM. 1) CT VER NOTA 1 F SEÑALES DE DISPARO SEÑALES DE DISPARO VT RELE DE PROTECCIÓN BASADO EN MICROPROCESADORES EN El PUNTO DE INTERCONEXIÓN 32 59N 810 27 25 5' 51N 87T DESCONECTIVO TRANSFORMADOR PRIVADO DEL CLIENTE Z% kVA VER NOTA 3 VER NOTA CT VT (A.B.C) CT BARRA DISTRIBUCIÓN SUBESTACIÓN PRIVADA SEÑALES DE DISPARO INTERRUPTOR MANUAL PROTECCIÓN DEL GENERADOR 5 32 27 59N 810 46 25 CT HACIA CARGAS EXISTENTES NOTAS: 1. PARA SUBESTACIONES CONECTADAS AL SISTEMA DE 115KV, SE REQUIERE LA INSTALACIÓN DE ESTE VT INTERRUPTOR. EN LAS SUBESTACIONES A 38KV. LA AEE EVALUARÁ LA NECESIDAD DE INSTALAR UN INTERRUPTOR, SEÑALES DE LO CUAL DEPENDERÁ DE LOS SIGUIENTES ASPECTOS: DISPARO 2. LA TOPOLOGÍA DE CONEXIÓN (TAP O DERIVACIÓN, SECCIONADORA, ANILLO O INTERRUPTOR Y MEDIO) PUEDE VARIAR DE ACUERDO CON EL PUNTO DE INTERCONEXION. ESTO SE DETERMINARÁ EN EL ESTUDIO G DE INTERCONEXIÓN EVALUANDO LINEAS DE TRANSFERENCIA Y LA CONFIABILIDAD DE LA ZONA GENERADOR DONDE SE INSTALARÁ EL GENERADOR. 3. HAY DOS TIPOS DE DISPARO O TRIP: (1) SI EL GENERADOR SUPLE LA CARGA LOCAL SE DISPARA EL INTERRUPTOR "F". (2) St EL GENERADOR NO SUPLE LA CARGA LOCAL SE DISPARA EL INTERRUPTOR DEL GENERADOR. 4. ESTE CT PUEDE INSTALARSE EN EL INTERRUPTOR DEL GENERADOR PARA NO LIMITAR EL FLUJO DE ENERGIA HACIA LAS CARGAS DEL CLIENTE. TÍTULO : DIAGRAMA MONOLINEAL DE PROTECCIÓN PARA LA INTERCONEXIÓN Autoridad de DE UN GENERADOR CON EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN (38 kV) A Energía Eléctrica TRAVÉS DE FUSIBLES (ANEJO E) SUBESTACIÓN REMOTA "K" SUBESTACIÓN REMOTA "L" SISTEMA ELÉCTRICO DE LA AEE 38KV K 1. 38KV 38KV DESCONECTIVO EXTERNO (NOM. 1) FUSIBLES (VER NOTA 1) VT DESCONECTIVO TRANSFORMADOR PRIVADO DEL CLIENTE RELE DE PROTECCIÓN BASADO Z% kVA EN MICROPROCESADORES EN EL PUNTO DE INTERCONEXIÓN 32 59N 810 27 25 50/ VER NOTA 2 CT VT (A,B,C) BARRA DISTRIBUCIÓN SUBESTACIÓN PRIVADA SEÑALES DE DISPARO INTERRUPTOR MANUAL RELE DE PROTECCIÓN INTERCONEXIÓN DEL GENERADOR HACIA CARGAS EXISTENTES 50 32 27 59N 81. 46 25 CT NOTA: 1. PARA GENERADORES EN EL SISTEMA DE 38KV SE VT UTILIZARÁ FUSIBLE O INTERRUPTOR EN LA SUBESTACIÓN DEL CLIENTE. LA EVALUACIÓN POR PARTE DE LA SEÑALES DE AUTORIDAD PARA REQUERIR UN INTERRUPTOR EN LA DISPARO SUBESTACIÓN DEL CLIENTE DEPENDERÁ DE LOS SIGUIENTES ASPECTOS: PUNTO DE INTERCONEXIÓN COMPLEJIDAD DEL PROYECTO G - TECNOLOGIA DE INTERCONEXIÓN - TIPO DE GENERACIÓN GENERADOR - CAPACIDAD DEL GENERADOR VS. CARGAS DEL CLIENTE - CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR - ESTANDARES APLICABLES 2. ESTE CT PUEDE INSTALARSE EN EL INTERRUPTOR DEL GENERADOR PARA NO LIMITAR EL FLUJO DE ENERGIA HACIA LAS CARGAS DEL CLIENTE. ANEJO F Guías Generales de Pruebas de Aceptación para la Interconexión de GD con el Sistema de Transmisión o Subtransmisión Eléctrica de la Autoridad A. GD con capacidad menor de 500 kW 1. Prueba en modo normal de Operación a. Factor de Potencia Unitario 1) Los equipos asociados al GD tienen que estar programados para operar continuamente a un factor de potencia unitario (FP = 1.0) en el punto de interconexión con un rango de operación aceptable de 0.98 atrasado O adelantado. Deben tener además la capacidad de potencia reactiva adecuada para compensar por las pérdidas en los alimentadores, transformadores (si aplica, según la configuración del GD) y en todo circuito que forme parte del mismo. a) El rango de operación de 0.98 atrasado o adelantado aplica cuando la producción de potencia real es igual O mayor del 25% de la capacidad nominal (kW rated) del GD. b) Cuando el GD está en su proceso de puesta en marcha (start up), apagado (shut down) o tenga un descenso súbito en su producción de potencia real por debajo del 25% de la capacidad nominal del GD, se permitirá que opere a un factor de potencia menor de 0.98 atrasado O adelantado. 2) Antes de la aprobación de interconexión del GD, es necesario verificar el cumplimiento con este requisito mediante la evaluación del informe de pruebas de monitoreo del GD por un periodo de siete días consecutivos en intervalos no mayores de cinco minutos. 3) Si durante las pruebas de monitoreo ocurre una condición crítica de factor de potencia en el cual opera con una producción de potencia real mayor o igual del 25% de la capacidad nominal (kW rated) del GD y con un factor de potencia igual O menor de 0.95 atrasado o adelantado registrados en no menos de dos lecturas durante un término de cinco minutos consecutivos, el dueño del GD es responsable de desconectar el GD, realizar la programación de los equipos asociados al GD, proveer las soluciones o alternativas, y demostrar que el GD cumple con el requisito de factor de potencia unitario por medio de pruebas de monitoreo de siete días consecutivos adicionales. B. GD con capacidad de 500 kW hasta 1MW 1. Prueba en modo normal de Operación a. Factor de Potencia Unitario 1) Los equipos asociados al GD tienen que estar programados para 1 operar continuamente a un factor de potencia unitario (FP = 1.0) en el punto de interconexión con un rango de operación aceptable de 0.98 atrasado O adelantado. Deben tener además la capacidad de potencia reactiva adecuada para compensar por las pérdidas en los alimentadores, transformadores y en todo circuito que forme parte del mismo. a) El rango de operación de 0.98 atrasado O adelantado aplica cuando la producción de potencia real es igual O mayor del 25% de la capacidad nominal del GD. b) Cuando el GD está en su proceso de puesta en marcha (start up), apagado (shut down) O tenga un descenso súbito en su producción de potencia real por debajo del 25% de la capacidad nominal del GD, se permitirá que el GD opere a un factor de potencia menor de 0.98 atrasado o adelantado. 2) Antes de la aprobación de interconexión del GD, es necesario verificar el cumplimiento con este requisito mediante la evaluación del informe de pruebas de monitoreo del GD por un periodo de siete días consecutivos en intervalos de un minuto, en el cual se debe demostrar el cumplimiento con el requisito de factor de potencia unitario en el punto de interconexión y que éste opera de forma continua dentro de los siguientes rangos: a) 0.99 atrasado o adelantado mientras su producción de potencia real es mayor del 75% de su capacidad nominal b) 0.98 atrasado o adelantado mientras su producción de potencia real esté entre el 25% al 75% de su capacidad nominal De ocurrir fluctuaciones y variaciones súbitas en la potencia real que cause que el GD opere fuera de los rangos de factor de potencia antes mencionados, el diseño de éste debe tener la capacidad de reajustar la potencia reactiva, antes de la aprobación de la interconexión del mismo. 3) Si durante el período de pruebas O luego de aprobada la interconexión del GD, ocurre una condición crítica de factor de potencia en el cual opera con una producción de potencia real mayor O igual del 25% de la capacidad nominal (kW rated) del GD y con un factor de potencia igual O menor de 0.95 atrasado O adelantado durante un periodo de sesenta segundos, el relé de protección enviará una señal de disparo al interruptor del GD. Antes de la reconexión del GD, el dueño es responsable de implementar las soluciones O alternativas y demostrar que los equipos asociados al GD están programados para operar continuamente a un factor de potencia unitario (FP = 1.0) en el punto de interconexión con un rango de operación aceptable de 0.98 atrasado o adelantado. 2 4) Si durante la operación del GD las variaciones y fluctuaciones en la producción de potencia real causan que el GD opere con un factor de potencia mayor O igual de 0.95 hasta 0.98 atrasado O adelantado y con una producción mayor O igual del 25% de la capacidad nominal del GD, el relé enviará una alerta o alarma al respecto y el dueño del GD será responsable de realizar la programación de los equipos para que el GD tenga la capacidad de reajustar la potencia reactiva y operar en el rango de operación aceptable de 0.98 atrasado O adelantado. De acuerdo con los resultados de las pruebas a los sistemas de protección del GD, la Autoridad puede permitir reducir el factor de potencia mínimo permitido para operar con una producción de potencia real mayor O igual del 25% de la capacidad nominal del GD. C. GD con capacidad mayor de 1 MW hasta 5 MW 1. Pruebas de Manufacturero a. Desconexión por Variaciones de Voltaje y Frecuencia en el Sistema de Transmisión o Subtransmisión Presentar documentación del manufacturero de inversores PV y convertidores del sistema de almacenaje de energía que demuestre 0 certifique que el equipo cumple con el requerimiento de desconexión por variaciones de voltaje y frecuencia según se especifica en la Sección V, Artículo B, Tabla 1 y 2 del Reglamento para interconectar generadores con el Sistema de Transmisión O Subtransmisión Eléctrica de la Autoridad y Participar en los Programas de Medición Neta. El manufacturero realizará y documentará las pruebas realizadas al menos a un inversor PV y a un convertidor del sistema de almacenaje de energía instalado en la localidad. Esta documentación puede ser sustituida por la documentación del manufacturero que certifica que los inversores cumplen con los límites de desconexión establecidos en este Reglamento O con el estándar 1547 de la IEEE. 2. Prueba en modo normal de Operación a. Respuesta en Frecuencia Monitorear la operación del GD por siete días calendario para demostrar que el GD cumple con lo dispuesto en la Sección V, Artículo F, Punto 3 del Reglamento para interconectar generadores con el Sistema de Transmisión o Subtransmisión Eléctrica de la Autoridad y Participar en los Programas de Medición Neta. b. Factor de Potencia Unitario 1) Los equipos asociados al GD tienen que estar programados para operar continuamente a un factor de potencia unitario (FP = = 1.0) en el punto de interconexión con un rango de operación aceptable de 0.999 atrasado O adelantado. Deben tener la capacidad de potencia reactiva adecuada para compensar por las pérdidas en los alimentadores, transformadores y en todo circuito que forme parte del mismo. 2) Para el cumplimiento con el requisito de factor de potencia 3 unitario, el flujo de potencia reactiva en el punto de interconexión del GD, sea absorbiendo O aportando, no debe exceder del 4.5% de su capacidad nominal (kW rated). 3) Antes de la aprobación de interconexión del GD, es necesario verificar el cumplimiento con este requisito mediante la evaluación del informe de pruebas de monitoreo del GD por un periodo de siete días consecutivos en intervalos de cinco segundos, en el cual se debe demostrar el cumplimiento con el requisito de factor de potencia unitario en el punto de interconexión y que éste opera de forma continua dentro de un rango de 0.999 atrasado O adelantado mientras su producción de potencia real es mayor O igual del 25% de su capacidad nominal. Además, es necesario verificar que, de ocurrir fluctuaciones y variaciones súbitas en la potencia real que cause que éste opere fuera del rango de factor de potencia antes mencionado, el diseño del GD tenga la capacidad de reajustar la potencia reactiva para que opere en el rango de operación antes mencionado. 4) Si durante el período de pruebas O luego de aprobado el GD, ocurre una condición crítica de factor de potencia en el cual opera con una producción de potencia real mayor O igual del 25% de la capacidad nominal (kW rated) del GD y con un factor de potencia igual O menor de 0.95 atrasado O adelantado durante un periodo de sesenta segundos, el relé de protección enviará una señal de disparo al interruptor del GD. Antes de la reconexión del GD, el dueño es responsable de implementar las soluciones O alternativas y demostrar que el controlador de planta y los equipos asociados al GD están programados para operar continuamente a un factor de potencia unitario (FP = 1.0) en el punto de interconexión con un rango de operación aceptable de 0.999 atrasado O adelantado. 5) Si durante la operación del GD las variaciones y fluctuaciones en la producción de potencia real causan que el GD opere con un factor de potencia mayor O igual de 0.95 hasta 0.999 atrasado O adelantado y con una producción mayor O igual de 25% de la capacidad nominal del GD, el relé enviará una alerta O alarma al respecto y el dueño del GD será responsable de realizar la programación de los equipos para que el GD tenga la capacidad de reajustar la potencia reactiva y operar en el rango de operación aceptable de 0.999 atrasado O adelantado. C. Calidad de Potencia Monitorear y analizar la calidad de potencia en el punto de interconexión del GD para demostrar que cumple con lo dispuesto en la Sección V, Artículo D del Reglamento para interconectar generadores con el Sistema de Transmisión O Subtransmisión Eléctrica de la Autoridad y Participar en los Programas de Medición Neta. El 4 formato del informe de Calidad de Potencia tiene que incluir como mínimo lo siguiente: 1) Duración de la prueba, tiempo de recolección de datos (7 días) 2) Estándares con los que tiene que presentar cumplimiento 3) Datos en formato Excel 4) Gráficas 5) Tipo de equipo para realizar el estudio (power analyzer) de tal marca O capacidad) 6) Monolineal indicando del alambrado del equipo de medición 7) Cualquier información que sea relevante 8) Este reporte debe estar firmado y certificado por un ingeniero electricista licenciado y colegiado 3. Prueba de Campo Capacidad del Sistema de Almacenaje de Energía del GD Demostrar la capacidad del Sistema de Almacenaje de Energía de tener una energía útil para las situaciones en que la frecuencia disminuya equivalente a una respuesta de 10% de la capacidad AC nominal por nueve minutos, y tomar un minuto para reducir esta participación a razón del 10% de la capacidad AC por minuto. Demostrar que el diseño tiene esta misma capacidad de almacenamiento de energía para cuando la frecuencia aumente. El rango operacional del GD para respuesta en frecuencia tiene que ser de 10% a 100% de la capacidad AC del GD (Ver Sección V, Artículo F-3 del Reglamento para interconectar generadores con el Sistema de Transmisión o Subtransmisión Eléctrica de la Autoridad y Participar en los Programas de Medición Neta.) 5 - ANEJO G AEE 15.2-930 Rev. 01/17 ESTADO LIBRE ASOCIADO DE PUERTO RICO AUTORIDAD DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE PUERTO RICO NOTIFICACIÓN DE COMIENZO DE PROYECTO Proyecto: Núm. AEE: Fecha: Fecha de comienzo: Notificado por: Datos del Inspector (contratado por el dueño del proyecto): Nombre: Licencia Profesional: Dirección: Celular: Fax: Correo Electrónico: Datos del Contratista Electricista: Nombre: Dirección: Celular: Fax: Correo Electrónico: Comentarios: Firma: Fecha: (Para uso oficial de la AEE) Inspector de la AEE designado: Fecha de la reunión preconstrucción: AEE 15.2-952 Rev. 01/17 ANEJO H ESTADO LIBRE ASOCIADO DE PUERTO RICO AUTORIDAD DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE PUERTO RICO CERTIFICACIÓN RECERTIFICACIÓN Pruebas para Sistemas de Generación Distribuida (GD) a Interconectarse con el Sistema de Transmisión o Subtransmisión Eléctrica de la AEE Nombre del Cliente (Tenedor de Cuenta): Número AEE: Dirección Proyecto: Descripción del Sistema (Ver Referencias Inciso A): Verificación de instalación del GD: Cumple Cotejar el alambrado y conexión a tierra, incluyendo el alambrado de los sistemas de control. (Ver Referencias inciso B) Asegurar que todos los rótulos requeridos por la reglamentación aplicable (Reglamento para Interconectar Generadores con el Sistema de Transmisión O Subtransmisión Eléctrica de la Autoridad de Energía Eléctrica y Participar en el Programa de Medición Neta, National Electrical Code (NEC), comunicados técnicos y otros códigos aplicables) estén debidamente colocados. Instalación correcta de los equipos de protección (transformadores de corriente CT y transformadores de voltaje VT), según aplique. Provisión para instalar candado de la AEE en el interruptor manual, si aplica. Comentarios: Pruebas al GD: Funcionamiento adecuado de relés y dispositivos de protección, según aplique. Ajustes y programación según establecidos en el Reglamento. (Ver Referencias incisos C y D) Operación adecuada de todos los equipos en conjunto. Operación adecuada de desconexión del GD. (Ver Referencias inciso E) Operación adecuada del interruptor manual, si aplica. (Ver Referencias inciso F) Operación adecuada de la función de desconexión ante pérdida de servicio eléctrico de la AEE (anti-islas). (Ver Referencias inciso G) Comentarios: Verificación de ajustes del inversor o del sistema de control (si se modificó en el campo algún ajuste original): Verificar en la pantalla del equipo los ajustes realizados. Confirmar la posición de jumpers u otros ajustes físicos, cuando aplique. Métodos utilizados (marque los que apliquen): Aplicar ondas al sistema bajo prueba. Utilizar un simulador del sistema de potencia. Variar ajustes de voltaje y corriente hasta que se desconecte, según aplique. Inyección de señales a los circuitos de medidas de voltaje y corriente. Otro método recomendado por el fabricante: Comentarios: Referencias: A. Indicar la cantidad de generadores instalados y el tipo de tecnología (fotovoltaico, eólico, etc.) además de los modelos de los equipos instalados. (Ejemplo: Sistema fotovoltaico con inversores, marca modelo número de serie y placas solares, marca modelo ) B. Cotejar que la instalación esté conforme con el diseño en el plano de construcción eléctrica endosado por la AEE. C. Los inversores o equipos de protección del GD tendrán los siguientes ajustes para protección por voltaje y frecuencia: Programación Requerida en el GD Programación Requerida en el GD "Tiempo de Rango de Desconexión Tiempo de Voltaje Tiempo de Función Frecuencia (Hz) Ajustable Hasta Desconexión (s) (% de Voltaje Desconexión (s) un Valor en Nominal) Segundos de: Baja frecuencia 1 57.5 10 V 45 0.16 0.16 Baja frecuencia 2 57.5 â 59.2 300 45 V 60 1 11 60 V 88 2 21 Sobre frecuencia 1 60.5 61.5 300 110 V 120 1 13 V 120 0.16 0.16 Sobre frecuencia 2 61.5 10 *Nota: La AEE puede requerir otros tiempos de desconexión, según establecido en el estándar IEEE 1547a-2014, por lo que se reserva el derecho de solicitar que se modifiquen los ajustes para protección por voltaje y frecuencia. De ser así, se tiene que programar el inversor o el equipo de protección con los ajustes solicitados por la AEE e incluirlos en las siguientes tablas: Rango de Voltaje Tiempo de Frecuencia Tiempo de (%VNominal) desconexión (s) (Hz) desconexión (s) D. Confirmar que el inversor tenga programado el ajuste para mantener el factor de potencia unitario continuo en el punto de interconexión. E. Si el inversor cuenta con la función de apagarse y desconectarse del sistema manualmente, verificar que opere adecuadamente. F. El interruptor manual tiene que ser capaz de interrumpir la corriente máxima a la cual estará expuesto. Éste tiene que estar visible y accesible al personal de la AEE. Tiene que permitir la instalación de un candado de la AEE para asegurar la posición de abierto. Este interruptor manual puede utilizarse para realizar la prueba de desconexión del GD ante pérdida del servicio eléctrico de la AEE (anti-islas). G. Para realizar la prueba de desconexión del GD ante pérdida de servicio eléctrico de la AEE, se deberán seguir los siguientes pasos de acuerdo con el tipo de sistema: Para sistemas trifásicos: 1. Desconectar una sola fase y verificar que el equipo no energiza sus terminales de salida. 2. Reconectar la fase y repetir este procedimiento para las demás fases. Yo, certifico que soy ingeniero electricista licenciado y colegiado, que realicé las pruebas (nombre) detalladas en este documento y que éstas cumplen con los requisitos establecidos en el Reglamento para la Interconectar Generadores con el Sistema de Transmisión O Subtransmisión Eléctrica de la Autoridad de Energía Eléctrica y Participar en los Programas de Medición Neta y en los estándares y códigos aplicables. En caso de sistemas de GD existentes o modificados, certifico, además, que se realizaron los mantenimientos a todos los equipos que componen el sistema según la indicación del fabricante. Firma: Sello Profesional: Nombre: Compañia: Teléfono: Fecha: ANEJO I Estado Libre Asociado de Puerto Rico Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico Acuerdo para la Exoneración de Requisito de Seguro Corporaciones COMPARECEN DE UNA PARTE: La Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico, en adelante denominada "la Autoridad", una corporación pública y entidad gubernamental del Estado Libre Asociado de Puerto Rico, creada por la Ley Núm. 83 de 2 de mayo de 1941, según enmendada, Seguro Social patronal número 660-43-3747, representada en este acto por su Representante Autorizado: (nombre complete) (titulo) DE LA OTRA PARTE: en adelante (nombre corporacion) denominada "el Cliente", una corporación organizada y existente bajo las leyes del Estado Libre Asociado de Puerto Rico, representada en este acto por mayor de edad, (nombre completo) (estado civil) y vecino de Puerto Rico, quien expresa estar (profesion) (puoble) debidamente autorizado para actuar a nombre de la corporación mediante la Resolución Corporativa número del (fecha) La Autoridad y el Cliente son denominados algunas veces individualmente como "la Parte" y grupalmente como "las Partes". CLÁUSULAS Y CONDICIONES 1. Las partes firmaron un Acuerdo para Interconectar Generadores con el Sistema de Distribución Eléctrica de la Autoridad de Energía Eléctrica y Participar en los Programas de Medición Neta (Acuerdo) o un Acuerdo para Interconectar Generadores con el Sistema de Transmisión o Subtransmisión Eléctrica de la Autoridad de Energía Eléctrica y Participar en los Programas de Medición Neta (Acuerdo), según corresponda, el de de 2. El sistema de generación distribuida (GD) estará permanentemente localizado en con número de cuenta de la Autoridad 3. En el inciso siete (Seguros de Responsabilidad Pública General) del Acuerdo firmado, se estipula que el Cliente que reciba autorización de la Autoridad para interconectar un GD, a base de inversor con capacidad menor de 300 kW, con su sistema eléctrico y participe en uno de los Programas de Medición Neta está exento de una póliza de Seguro de Responsabilidad Pública General. No obstante, la Autoridad se reserva el derecho de requerir otras condiciones para garantizar que tanto el Cliente como la Autoridad estén protegidos adecuadamente. 2 4. Para recibir esta exoneración del requisito de seguro de responsabilidad pública general, el Cliente acuerda: 4.1. Que participará en uno de los Programas de Medición Neta durante el término del Acuerdo. 4.2. Relevar y exonerar de responsabilidad e indemnizar a la Autoridad por todos los gastos y costos de cualquier naturaleza (incluyendo honorarios de abogado) en que ésta incurra y que se originen O surjan en relación con reclamaciones de terceras personas por daños personales, incluyendo la muerte, o por daños a la propiedad o equipos, pero cuyos daños se ocasionaron por acciones u omisiones del Cliente en el cumplimiento o incumplimiento de sus obligaciones bajo el Acuerdo. Esta disposición sobrevivirá la terminación o expiración del Acuerdo. 4.3. Relevar y para siempre eximir a la Autoridad de cualesquiera y todas la acciones, causas de acción, reclamaciones y demandas por, sobre o en virtud de cualquier daño, pérdida O perjuicio personal o contra nuestra propiedad que hasta ahora haya sido O en adelante pueda sostenerse por mí como consecuencia de esta exoneración del requisito de seguro. 5. A pesar de que la Autoridad acuerda exonerar del requisito de la póliza de seguro de responsabilidad pública general al Cliente que cumpla con los incisos anteriores, le recomienda consultar con un corredor O compañía de seguros para evaluar el riesgo de la operación del GD y determinar cuál póliza de seguros le protegerá adecuadamente ante este riesgo. 6. La Autoridad se reserva el derecho de requerir los seguros y endosos que entienda necesarios para garantizar la protección adecuada, tanto del Cliente, como del sistema eléctrico de la Autoridad. 7. La firma de este Acuerdo para la Exoneración de Requisito de Seguro no altera las demás disposiciones del Acuerdo de este proyecto. NOTIFICACIONES Cualquier notificación que deban hacerse las Partes contratantes, en conformidad con este Acuerdo para la Exoneración de Requisito de Seguro, se enviará por escrito y se entenderá que la misma fue efectiva, debidamente, al momento de su entrega personal o por correo a las siguientes direcciones: A la Autoridad: Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico PO Box 364267 San Juan, Puerto Rico 00936-4267 Atención: (Nombre Representante Autorizado) (Puesto) 3 Al Cliente: (Nombre del Cliente) (Direccion Postal) (Direccion Postal) . Atención: (Representante cargo do recibir notificaciones) Por lo cual, los comparecientes en este acto están de acuerdo en todo lo antes expuesto y por encontrarlo conforme a sus deseos, lo aceptan en todas sus partes sin reparo alguno y proceden a firmarlo en , Puerto Rico, hoy de de 20 # Autoridad de Energía Eléctrica: Cliente: (Nombre Representante Autorizado) (Nombre Corporacion) (Titulo) (Seguro Social Patronal) (Firma) (Nombre Representante Autorizado) (Fecha) (Firma) (Fecha) ANEJO J: ACUERDOS PARA INTERCONECTAR GENERADORES CON EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN O SUBTRANSMISIÓN ELÉCTRICA DE LA AUTORIDAD Y PARTICIPAR EN EL PROGRAMA DE MEDICIÓN NETA ANEJO J Estado Libre Asociado de Puerto Rico Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico Acuerdo para Interconectar Generadores con el Sistema de Transmisión o Subtransmisión Eléctrica de la Autoridad de Energía Eléctrica y Participar en los Programas de Medición Neta CORPORACIONES COMPARECEN DE UNA PARTE: La Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico, en adelante denominada "la Autoridad", una corporación pública y entidad gubernamental del Estado Libre Asociado de Puerto Rico, creada por la Ley Núm. 83 de 2 de mayo de 1941, según enmendada, representada en este acto por su Representante Autorizado: de la (nombre) (titulo) División de Distribución Eléctrica. En aquellos proyectos donde se interese participar en uno de los Programas de Medición Neta, la Autoridad también está representada por: del Departamento (nombre) (titulo) de Ventas al por Mayor. DE LA OTRA PARTE: en adelante (nombre corporacion) denominada "el Cliente", una corporación organizada y existente bajo las leyes del Estado Libre Asociado de Puerto Rico, representada en este acto por mayor de edad, (nombre complete) (estado civil) y vecino de Puerto Rico, quien expresa estar (profesion) (pueblo) debidamente autorizado para actuar a nombre de la corporación mediante la Resolución Corporativa número del (fecha) La Autoridad y el Cliente son denominados algunas veces individualmente como "la Parte" y grupalmente como "las Partes". CLÁUSULAS Y CONDICIONES 1. ALCANCE DEL ACUERDO La interconexión de la generación propia del Cliente con el sistema de transmisión O subtransmisión eléctrica de la Autoridad (sistema de la Autoridad) y su participación voluntaria en uno de los Programas de Medición Neta, para sistemas con capacidad de hasta cinco megavatios (5 MW) que utilicen fuentes renovables de energía, estará en conformidad con las disposiciones de este Acuerdo y sus anejos, que son parte esencial de los siguientes términos y condiciones: 1.1 El Cliente tiene la intención de construir, poseer, mantener y operar un sistema de generación distribuida (GD), que operará en paralelo con el sistema eléctrico de la Autoridad. 2 1.2 El Cliente participará en: Programa de Medición Neta Básica Programa de Medición Neta Agregada Ninguno 1.3 La Autoridad revisó previamente la solicitud de evaluación (Solicitud) correspondiente para interconectar el GD con el sistema de la Autoridad y participar en uno de los Programas de Medición Neta, si aplica, recibida el con sus respectivos documentos de apoyo. La solicitud (fechs) completada se incluye como Anejo 1 y queda incorporada a este Acuerdo. 1.4 Si el Cliente no es dueño de la propiedad donde se instalará el GD, tiene que incluir el documento Declaración Jurada del(de los) Dueño(s) de la Propiedad, juramentado ante notario público, en el que autoriza dicha instalación en su propiedad. 1.5 El Cliente tiene la intención de interconectar el GD con el sistema de la Autoridad, y ésta permitirá tal interconexión sujeta a los términos y condiciones establecidos en los siguientes documentos: (1) Reglamento para Interconectar Generadores con el Sistema de Transmisión o Subtransmisión Eléctrica de la Autoridad de Energía Eléctrica y Participar en los Programas de Medición Neta (Reglamento); (2) Solicitud completada y revisada por la Autoridad; (3) Reglamento Términos y Condiciones Generales para el Suministro de Energía Eléctrica, y (4) este Acuerdo. 1.6 El GD estará permanentemente localizado en con número de cuenta de la Autoridad y acogido a la tarifa La capacidad del GD es de kW AC, según se presenta en los planos endosados de las instalaciones eléctricas. Los planos endosados se incluyen como Anejo 2 y quedan incorporados a este Acuerdo. 1.7 El servicio eléctrico provisto bajo este Acuerdo será trifásico, a una frecuencia de 60 Hz y a un voltaje de kilovoltios. 1.8 Este Acuerdo no constituye un convenio para la compra, transmisión o distribución de la energía del Cliente. La compra, transmisión o distribución de energía y otros servicios que el Cliente requiera se establecerán bajo otros contratos O acuerdos, según aplique. 1.9 Lo dispuesto en este Acuerdo no afectará otros acuerdos que existan entre la Autoridad y el Cliente. 3 2. FECHA DE EFECTIVIDAD, VIGENCIA Y TERMINACIÓN 2.1 Este Acuerdo es efectivo en la fecha en que ambas Partes lo firmen y estará vigente mientras el Cliente mantenga vigente con la Autoridad un Contrato para el Suministro de Energía Eléctrica en el predio donde ubica el GD. por un periodo de (____) años a partir de la fecha de efectividad. 2.2 La medición y acreditación de la energía consumida y exportada por el Cliente en el Programa de Medición Neta aplicable, será efectiva al inicio del periodo de facturación posterior a la instalación o configuración del medidor. La fecha de efectividad será el (fochs) 2.3 Este Acuerdo terminará: (a) por mutuo acuerdo de las Partes, (b) si se remplaza por otro Acuerdo, (c) si el servicio eléctrico del Cliente termina O se transfiere, (d) si el Cliente incumple con alguna de las pruebas periódicas al GD, ya sean las requeridas por la Autoridad cada cinco (5) años o las recomendadas por el manufacturero, según aplique, (e) cualquiera de las Partes incurre en incumplimiento con este Acuerdo según se establece en el Artículo 13 del mismo. 2.4 La Autoridad podrá, en cualquier momento, terminar, cancelar O acelerar el vencimiento de este Acuerdo, con notificación previa, en caso de que el Cliente incumpla con cualquiera de sus obligaciones en este Acuerdo. El ejercicio del derecho de terminar, cancelar o resolver este Acuerdo, no se entenderá que constituye una renuncia de la Autoridad a cualesquiera remedios adicionales provistos por este Acuerdo o por la ley para casos de demora O incumplimiento en las obligaciones contractuales del Cliente. 2.5 El Cliente podrá mantener la vigencia de este Acuerdo o renovarlo por periodos adicionales, si aplica, para lo cual presentará evidencia de las pruebas periódicas realizadas al GD en servicio cada cinco (5) años. Para GD a base de inversores con capacidad de hasta veinticinco kilovatios (25 kW), no se requieren estas pruebas periódicas, pero la Autoridad se reserva el derecho de inspeccionar el mismo. En estos casos, el Cliente es responsable de entregar a la Autoridad la evidencia de que realizó las pruebas recomendadas por el manufacturero O por las mejores prácticas de la industria eléctrica. 2.6 A la terminación de este Acuerdo, el Cliente desconectará permanentemente el GD del sistema de la Autoridad para evitar cualquier posibilidad de su operación en paralelo en el futuro. La Autoridad se reserva el derecho de inspeccionar la instalación del Cliente para verificar que el GD esté desconectado permanentemente. Luego de dicha desconexión, si el Cliente interesa reconectar el GD, tiene que solicitar a la Autoridad una nueva evaluación. El Cliente tiene la opción de escoger si desea un Acuerdo que permanezca vigente mientras mantenga activo el contrato de servicio de electricidad en el predio donde ubica el GD O si prefiere un término fijo establecido en años, el cual debe ser un mínimo de cinco (5) años. 4 2.7 En caso de que el Cliente desee desconectar permanentemente el GD del sistema de la Autoridad y dar por terminado el Acuerdo, deberá notificar por escrito su intención a la División de Distribución Eléctrica de la Autoridad con por lo menos veinte (20) días de anticipación. En aquellos casos en que el Cliente firmó el Acuerdo de forma electrónica, podrá notificar a la Autoridad su determinación de desconectarse O solicitar la terminación del Acuerdo de forma electrónica. El método de notificación que corresponda, según la forma en que se formalizó el Acuerdo, no afecta o limita las obligaciones del cliente establecidas en este Acuerdo. 3. INTERCONEXIÓN 3.1 La interconexión del GD está condicionada a que el Cliente cumpla con los requisitos del Reglamento y la Ley 114-2007, según enmendada, si aplica. 3.2 El Cliente será responsable de los costos de las mejoras necesarias para la interconexión del GD con el sistema de la Autoridad, incluyendo, pero sin limitarse a: equipos de interconexión, transformadores, interruptor manual y sistemas de protección y control, medición y seguridad, según aplique. 3.3 Durante la vigencia de este Acuerdo, el Cliente será responsable de mantener el GD en condiciones de operación, óptimas y seguras, además de reemplazar diligentemente cualquier componente del sistema que deba ser reemplazado para garantizar que la operación e interconexión del sistema no represente peligro alguno para la vida o propiedad del Cliente O de terceros, y no afecte la seguridad y confiabilidad de la red eléctrica. 3.4 Las aprobaciones que otorgue la Autoridad en conformidad con este Acuerdo no constituyen una garantía al Cliente o a un tercero con relación a la seguridad, durabilidad, confiabilidad, rendimiento o idoneidad de las instalaciones de generación del Cliente, su sistema de protección y control, 0 el diseño, construcción, instalación u operación de las mismas. 3.5 La Autoridad podrá instalar equipos para estudios en las instalaciones del Cliente desde el punto de entrega de la energía. 3.6 La interconexión del GD se condiciona a que no cause fluctuaciones de voltaje O frecuencia fuera de los parámetros aceptables de la Autoridad, parpadeo (voltage flicker), bajas de voltaje (voltaje sags), interrupciones, fenómenos transitorios, problemas de calidad de la señal eléctrica, interrupciones, ferroresonancia, distorsión armónica, fenómenos transitorios O cualquier condición insegura, que puedan afectar a los clientes del área, otros GD O el sistema de la Autoridad. En caso de que en cualquier momento se detecte que el GD cause 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 5 manual O que no se provea acceso al personal de la Autoridad para operar el mismo, la desconexión se realizará desde el interruptor de la subestación del Cliente (desconectivo externo Núm. 1), lo cual interrumpiría el servicio eléctrico provisto por la Autoridad al cliente. 3.7 La Autoridad podrá desconectar el GD del sistema de transmisión O subtransmisión eléctrica, o limitar su operación en cualquier momento, bajo las siguientes condiciones: A. Sin notificación: 1) En eventos de emergencia O para corregir condiciones inseguras de operación. 2) Si se determina que el GD no cumple con los requisitos técnicos detallados en el Reglamento como por ejemplo el requisito de factor de potencia y respuesta ante variaciones en frecuencia en el punto de interconexión del GD. B. Mediante notificación enviada en archivo digital con formato PDF con por lo menos treinta (30) días de anticipación: 1) Para realizar trabajos rutinarios de mantenimiento, reparación O modificaciones al sistema eléctrico de la Autoridad. 2) Al vencimiento o terminación de este Acuerdo. C. Mediante notificación enviada en archivo digital con formato PDF, con por lo menos sesenta (60) días de anticipación, si se determina incumplimiento del Cliente con alguna de las disposiciones de este Reglamento que no sean requisitos técnicos. Si el Cliente no es capaz de corregir el incumplimiento dentro de los sesenta (60) días calendario, pero comienza la corrección dentro de veinte (20) días posteriores a la notificación y presenta evidencia que ha trabajado continua y diligentemente para completaria, tendrá un máximo de seis (6) meses para completar la misma. La desconexión del GD no implica que la Autoridad cancelará de inmediato el Acuerdo. De no corregirse la condición en el tiempo indicado, la Autoridad podrá terminar el Acuerdo según se establece en el Artículo 2 de este Acuerdo. En aquellas instalaciones que no cuenten con un interruptor manual 0 que no se provea acceso al personal de la Autoridad para operar el mismo, la desconexión se realizará desde el interruptor de la subestación del Cliente (desconectivo externo Núm. 1), lo cual interrumpiría el servicio eléctrico provisto por la Autoridad al cliente. 4. PARTICIPACIÓN EN LOS PROGRAMAS DE MEDICIÓN NETA 4.1 Para participar en uno de los Programas de Medición Neta, el Cliente tendrá que cumplir en todo momento con las disposiciones del Reglamento. 4.2 La interconexión del GD en paralelo con el sistema de transmisión o subtransmisión eléctrica de la Autoridad, no le otorga al Cliente el derecho a 6 utilizar su sistema para la transmisión, distribución o venta de energía a otros clientes de la Autoridad. 4.3 Programa de Medición Neta Agregada Todos los acuerdos de servicio tienen que estar incluidos en una misma cuenta. Todas las propiedades tienen que tener servicio de electricidad al mismo nivel de voltaje. Las propiedades del Cliente a las que se va a acreditar la energía tienen que estar ubicadas en la misma localidad donde está instalado el GD O en otras localidades que se encuentren interconectadas a la misma línea eléctrica a una distancia no mayor de dos (2) millas del GD. 5. MEDICIÓN DE ENERGÍA Y FACTURACIÓN 5.1 La facturación de la energía consumida por el Cliente y el crédito por la energía que exporte se realizará a base del consumo neto y la exportación neta de energía por parte del Cliente. La energía que consuma y exporte el Cliente se medirá y acreditará de la manera descrita a continuación, excepto en aquellos casos en que alguna ley o reglamentación federal ordene lo contrario, de modo expreso y específico. 5.2 La compensación de energía será efectiva al inicio del periodo de facturación posterior a la instalación o configuración del medidor. 5.3 Para Clientes con instalaciones eléctricas existentes, el medidor tiene que estar en un lugar accesible y, de no estario, 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 esté físicamente accesible, la lectura del medidor se podrá realizar remotamente. Las pruebas y lecturas a dicho medidor serán en conformidad con las prácticas de la Autoridad. 5.4 En cada periodo de facturación, la Autoridad medirá la energía que consuma el Cliente y la que exporte al sistema de transmisión o subtransmisión eléctrico de la Autoridad. 5.5 Si durante el periodo de facturación, la Autoridad suministra al Cliente más energía que la que éste exporta, se le cobrará por su consumo neto (el resultado al restarle a la energía consumida por el Cliente la energía exportada por éste al sistema de la Autoridad y cualquier crédito por exportación de energía, si alguno). 5.6 Si durante el periodo de facturación, el Cliente exporta más energía que la que le suple la Autoridad, se le cobrará al Cliente la factura mínima que corresponda a la tarifa a la que está acogido. La factura mínima es la cantidad que la Autoridad cobra al Cliente que no consume electricidad durante un periodo de facturación. La Autoridad compensará al Cliente el exceso de energía durante el periodo de facturación hasta un máximo diario de cincuenta megavatios-hora (50 MWh) para Clientes conectados con el sistema de transmisión O subtransmisión eléctrica. El crédito por exportación de energía se aplicará a la factura del próximo periodo de facturación. El exceso es la cantidad resultante cuando a la 7 energía exportada por el Cliente al sistema de la Autoridad y cualquier crédito por exportación de energía acumulado previamente, si alguno, se le resta la energía consumida por éste. 5.7 Cualquier crédito por exportación de energía que acumule el Cliente durante el año previo y que no se haya utilizado al cierre del periodo de facturación, en junio de cada año, se compensará de la siguiente forma: A. La Autoridad utilizará la mayor de las siguientes cantidades: diez (10) centavos por kilovatio-hora (kWh) o la cantidad que resulte al restarle al precio total que le cobra a sus Clientes, convertido en centavos por kilovatio-hora (kWh), el cargo por ajuste, por compra de energía y combustible. B. La Autoridad comprará al Cliente el 75% del sobrante y el 25% lo acreditará a la factura de electricidad del Departamento de Educación. 5.8 Para los clientes que participen en el Programa de Medición Neta Agregada, además de lo dispuesto en los incisos anteriores, aplica lo siguiente: A. Propiedades ubicadas en la misma localidad La cantidad máxima de energía a acreditarse a todos los acuerdos de servicio agregados dentro de la localidad donde ubique el GD es igual al 100% del consumo de las propiedades en el mismo. Esta energía se acreditará primero al acuerdo de servicio asociado al GD y el exceso se acreditará equitativamente al resto de los acuerdos de servicio que estén en la misma cuenta. B. Propiedades ubicadas en localidades diferentes La cantidad máxima de energía a acreditarse a todos los acuerdos de servicio agregados es igual al 120% del consumo de las propiedades en la localidad donde ubique el GD. Se acreditará el 100% del consumo de las propiedades en la localidad donde ubica el GD y el restante 20% de la producción de energía se acreditará equitativamente a los acuerdos de servicio en las demás localidades que estén en la misma cuenta. 6. OBLIGACIONES Y DEBERES DEL CLIENTE 6.1 El Cliente comenzará la operación en paralelo del GD con el sistema de la Autoridad, luego de que la interconexión sea aprobada por ésta, ambas Partes firmen este Acuerdo y se cumpla con cualquier otro requisito necesario para la interconexión del proyecto, tal como el Permiso de Uso para aquellos proyectos que lo requieran. La Autoridad se reserva el derecho de que un representante autorizado inspeccione la instalación del GD. 6.2 El Cliente será responsable del diseño, instalación, operación, mantenimiento y costos de: A. El GD, el cual se instalará en conformidad con el Reglamento, National Electrical Code (NEC), National Electrical Safety Code (NESC), Reglamento para la Certificación de Planos de Proyectos de Construcción 8 Eléctrica y de otras leyes, política pública, reglamentos, manuales, normas, patrones, comunicados técnicos y estándares de la industria eléctrica vigentes adoptados por la Autoridad y las agencias reguladoras aplicables. B. El sistema de protección y control para proteger su instalación y el sistema de la Autoridad de condiciones inseguras de operación, como por ejemplo: sobrecarga eléctrica, variaciones de voltajes y corrientes de falla. Si ocurre un disturbio eléctrico, los equipos de protección desconectarán el GD del sistema de la Autoridad. C. Los equipos necesarios para cumplir con los requisitos técnicos para GD con capacidad mayor de 1 MW. D. El interruptor manual apropiado para los niveles de voltaje y capaz de interrumpir la corriente a la cual estará expuesto, según aplique. Este interruptor proveerá para asegurar la posición de abierto con un candado de la Autoridad. E. El sistema de interconexión requerido para conectar el GD y los equipos necesarios para mitigar los problemas de calidad de potencia que ocasione el mismo al sistema de la Autoridad o a otros clientes. 6.3 El Cliente garantizará que el GD no cause daños al servicio eléctrico ni a la calidad de la señal eléctrica de la Autoridad O de otros clientes y que el mismo no interfiera con la operación de otros GD, así como de cualquier otro equipo. 6.4 El Cliente protegerá, operará y mantendrá el GD en conformidad con aquellas prácticas y métodos, enmendados y actualizados, que se utilizan comúnmente en la ingeniería y las compañías de electricidad para garantizar una operación segura del GD. 6.5 Para proyectos con capacidad mayor de 1 MW, el Cliente también es responsable de: A. Entregar el informe de las estrategias para cumplimiento con requisitos técnicos del GD que incluya: descripción de la estrategia de cumplimiento del GD con el requisito de factor de potencia unitario continuo y la descripción de la estrategia de cumplimiento del GD con el requisito de respuesta ante variación en frecuencia en el punto de interconexión y la certificación de cumplimiento de requisitos técnicos del GD. B. Proveer, instalar y mantener dos medidores de potencia en el punto de interconexión para uso exclusivo de la Autoridad; uno ubicado a la salida del GD para la medición de su producción y el otro para la medición del sistema de almacenamiento de energía en las instalaciones del GD. La Autoridad provee las especificaciones de estos medidores. Los medidores se energizarán a través de CT y VT con clasificación de precisión para medición (metering accuracy class). El medidor del sistema de almacenamiento de energía tiene que proveer como mínimo las siguientes señales digitales: 9 1) Potencia activa del sistema de almacenamiento (kW) 2) State of charge (SOC), lo cual es una medida del porciento de carga en el sistema de almacenamiento 3) Disponibilidad del sistema: activo/inactivo (enable/disable) 4) Energía equivalente disponible para el requisito de respuesta en frecuencia 5) Radiación solar promedio (plano inclinado) C. Proveer, instalar y mantener el medio de comunicación para uso exclusivo de la Autoridad y los equipos de seguridad cibernética, con capacidad suficiente para poder comunicar los medidores instalados en el GD con el sistema SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) a través del equipo más cercano conectado a la red de control de la Autoridad. La Autoridad provee las especificaciones de los equipos requeridos y tiene que aprobar los mismos antes de su compra. 6.6 Estudios y Pruebas de Aceptación: A. Antes de operar el GD en paralelo con el sistema de transmisión o subtransmisión eléctrica de la Autoridad, el Cliente probará el generador, el sistema de protección y control, el interruptor de interconexión, el interruptor manual y los equipos necesarios para cumplir con los requisitos técnicos, según apliquen. 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 solicite pruebas adicionales. B. El Cliente O su representante autorizado es responsable de entregar a la Autoridad el informe de las pruebas realizadas, certificado por un ingeniero electricista licenciado y colegiado, autorizado a ejercer la profesión de ingeniería en Puerto Rico, mediante el documento Certificación de Pruebas para Sistemas de Generación Distribuida (GD) a Interconectarse con el Sistema de Transmisión o Subtransmisión de la AEE, el cual se incluye como Anejo 3 y queda incorporado a este Acuerdo. C. Para GD que consisten de inversores que cumplen con los requisitos del estándar IEEE 1547, IEEE 519 y demás estándares aplicables en la industria, pero su diseño requiere la instalación de transformadores stepup, alimentadores u otros equipos para conectarse con las instalaciones privadas del Cliente, éste es responsable de realizar estudios de calidad de señal (power quality) en el punto de interconexión del GD y en el punto de entrega de energía de la Autoridad. Además, es responsable de realizar las mejoras O modificaciones necesarias al GD para que se cumpla en ambos puntos con los requisitos de calidad de señal (distorsión de armónicas, parpadeo, etc.) establecidos en los estándares IEEE 1547, IEEE 519 y demás estándares aplicables. Esto también aplica para GD 10 que consisten de generadores sincrónicos, de inducción y aerogeneradores, cuyos sistemas de protección y control y de interconexión se componen de equipos y dispositivos que no están certificados bajo los estándares IEEE 1547 y UL 1741. El Cliente tiene que entregar a la Autoridad los informes de los resultados de los estudios realizados, donde se certifique este cumplimiento. Los informes de estudios de calidad de señal se incluyen como Anejo 4 y quedan incorporados a este Acuerdo. D. Para GD con capacidad de 1 MW O menos, la Autoridad autoriza la interconexión del GD luego de evaluar y aceptar los informes recibidos de las pruebas realizadas. 6.7 Pruebas de Aceptación Adicionales para GD con Capacidad Mayor de 1 MW: A. El Cliente O su representante autorizado es responsable de suministrar evidencia de que el informe de estrategias de cumplimiento de requisitos técnicos del GD entregado cumple con los requisitos técnicos de respuesta ante variaciones de frecuencia y factor de potencia unitario continuo en el punto de interconexión y de la aceptación del mismo por parte de la Autoridad. De no presentar esta evidencia, el Cliente no puede proceder con el proceso de pruebas de aceptación. B. El Cliente O su representante autorizado tiene que presentar en la Oficina de Ingeniería de Distribución de la División de Distribución Eléctrica el procedimiento que utilizará para realizar las pruebas que demuestren el cumplimiento con los requisitos técnicos de respuesta ante variaciones de frecuencia y de factor de potencia unitario continuo en el punto de interconexión. La Autoridad evalúa este procedimiento con el objetivo de verificar si el alcance y la metodología de pruebas propuesta son adecuados para medir el cumplimiento con estos requisitos técnicos. C. El Cliente O su representante autorizado es responsable de realizar las pruebas de aceptación al GD, según el procedimiento de pruebas evaluado y aprobado por la Autoridad, y de entregar a la Autoridad un informe sobre las mismas que evidencie y demuestre que el GD cumple con los requisitos técnicos de respuesta ante variaciones de frecuencia y factor de potencia unitario continuo en el punto de interconexión. D. El Cliente O su representante autorizado es responsable de entregar los planos enmendados. 6.8 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 fabricante, 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, 11 estándares aplicables y las recomendaciones del fabricante. 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 Transmisión o Subtransmisión Eléctrica de la AEE. 2) El Cliente o su contratista autorizado tiene que notificar de forma electrónica a la Oficina de Inspecciones de la región la fecha para 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 solicite pruebas adicionales. 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 Transmisión y Subtransmisión de la AEE, con los resultados firmados 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. Previa coordinación con el Cliente, la Autoridad podrá hacer inspecciones físicas a los GD interconectados con su red eléctrica con el objetivo de verificar que éstos no hayan sido modificados sin su autorización. 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. 6.9 El Cliente proveerá acceso a las instalaciones del GD para que los empleados de la Autoridad puedan ejecutar sus deberes para, sin limitarse a: (a) inspeccionar periódicamente los sistemas de medición y de protección y control; (b) leer o probar equipo de instrumentación que la Autoridad instale; (c) mantener O reparar equipo de la Autoridad; (d) desconectar el GD cuando la Autoridad: entienda que existe una emergencia; tenga que realizar trabajos; O 12 detecte que causa fluctuaciones de voltaje O frecuencia, parpadeos o problemas de calidad de potencia; (e) cualquier trabajo relacionado con el medidor, de éste no estar en un lugar accesible y (f) desconectar el GD bajo las causas de incumplimiento establecidas en el inciso 13.1 de este Acuerdo. Una vez la Autoridad desconecte el GD, el Cliente no podrá operar el mismo hasta que se corrija la condición que provocó la desconexión y la Autoridad lo apruebe. El acceso al personal de la Autoridad se coordinará previamente con el Cliente, excepto cuando exista una situación de emergencia. 6.10 El Cliente tiene que proveer un medio de desconexión en el lado de voltaje AC del inversor, según establecido en el National Electrical Code (NEC). En los casos de GD con capacidad mayor de 300 kW, se requiere, además, que instale un interruptor manual externo que esté 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 éste 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. En aquellas instalaciones que no cuenten con un interruptor manual 0 que el Cliente no provea acceso al personal de la Autoridad para operar el mismo, la desconexión se realizará desde el interruptor de la subestación del Cliente (desconectivo externo Núm. 1), en el que se desconectará tanto el GD como el servicio eléctrico que la Autoridad provee al Cliente. 6.11 Una vez la Autoridad endose los planos de instalaciones eléctricas del GD propuesto, si el Cliente desea realizar cambios O modificaciones, tiene que notificar electrónicamente y proveer documentación técnica del equipo a la Oficina de Distribución Eléctrica antes de realizar la modificación. La Autoridad evaluará los cambios al GD y determinará la acción correspondiente. 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. Si las modificaciones o cambios resultan en un aumento de capacidad de generación AC O en cambios en el tipo de tecnología del generador, el Cliente presentará una nueva Solicitud para la evaluación del proyecto propuesto. Si los cambios O modificaciones se relacionan con un aumento en capacidad de generación AC en las instalaciones del Cliente, la Autoridad determinará si éste puede continuar operando bajo este Acuerdo. Los cambios O modificaciones en el sistema de protección y control del GD los tiene que evaluar y aprobar la Autoridad. Si el Cliente modifica el GD sin el consentimiento de la Autoridad, ésta tendrá derecho a desconectar preventivamente el mismo hasta que verifique que las modificaciones no ponen en riesgo la seguridad y confiabilidad del sistema de la Autoridad. 6.12 El Cliente obtendrá y mantendrá todos los permisos e inspecciones que indican que el GD cumple con todos los códigos aplicables de construcción y seguridad. 13 7. SEGUROS DE RESPONSABILIDAD PÚBLICA GENERAL 7.1 El Cliente obtendrá y mantendrá vigente durante la duración de este Acuerdo una póliza de Seguro de Responsabilidad Pública General con límites de $1,000,000 por ocurrencia y $1,000,000 agregado. 7.2 Excepción El Cliente que reciba autorización de la Autoridad para interconectar un GD a base de inversor, con capacidad menor de trescientos kilovatios (300 kW), con el sistema de transmisión y subtransmisión eléctrica, está exento de una póliza de Seguro de Responsabilidad Pública General. En estos casos, el Cliente tiene que firmar un Acuerdo para la Exoneración de Requisito de Seguro. 7.3 La póliza de Responsabilidad Pública General se endosará como sigue: A. Como asegurado adicional: Autoridad de Energía Eléctrica Oficina Administración de Riesgos Apartado 364267 San Juan, PR 00936-4267 B. Un endoso que incluya este Acuerdo bajo la cubierta de responsabilidad contractual identificando las Partes de este Acuerdo. C. Relevo de subrogación en favor de la Autoridad de Energía Eléctrica. D. Notificación de cancelación o no renovación con treinta (30) días de anticipación y acuse de recibo a la dirección anterior. E. La violación de cualquier garantía o condición de esta póliza no perjudicará el derecho de la Autoridad de Energía Eléctrica bajo dicha póliza. 7.4 La póliza de seguro solicitada tiene que presentarse de manera aceptable para la Autoridad. El Cliente tiene que proveer un certificado de seguro en formato digital, originado por una compañía O agencia aseguradora autorizada a realizar negocios en Puerto Rico, que describa la cubierta que mantiene. Esta certificación tiene que emitirse en el formulario Acord, generalmente utilizado por las aseguradoras. Además, tiene que incluir los endosos en formato digital. 7.5 Esta póliza tiene que renovarse anualmente y enviarse a la Autoridad. En caso de que no se cumpla con este requisito de renovación de la póliza, la Autoridad cancelará inmediatamente el Acuerdo. 8. CESIÓN DEL ACUERDO En caso de que cambie el tenedor de la cuenta de servicio eléctrico en la propiedad donde se encuentre instalado el GD, el nuevo Cliente tiene que firmar un nuevo Acuerdo con la Autoridad. De esta manera, el Cliente cederá los derechos y obligaciones contraídos bajo el Acuerdo vigente al nuevo tenedor de la cuenta, sin tener que procesar una nueva solicitud de interconexión y medición neta. La Autoridad desconectará el GD hasta que el nuevo tenedor 14 firme el Acuerdo. De firmarse el nuevo Acuerdo al momento de la cancelación del anterior, no se requerirá desconectar el GD. 9. DERECHO APLICABLE Y TRIBUNALES COMPETENTES Este Acuerdo estará sujeto a y se interpretará por las leyes del Estado Libre Asociado de Puerto Rico. Además, las Partes contratantes acuerdan expresamente que las controversias que surjan entre ellas en relación con este Acuerdo se regirán según lo establecido en la Sección X: Procedimiento Apelativo del Reglamento. 10. RESPONSABILIDAD Las Partes comparecientes acuerdan que sus respectivas responsabilidades por daños y perjuicios en este Acuerdo serán según establecidas por el Código Civil de Puerto Rico y la jurisprudencia del Tribunal Supremo de Puerto Rico. 11. RELEVO DE RESPONSABILIDAD El Cliente acuerda relevar y exonerar de responsabilidad e indemnizar a la Autoridad por todos los gastos y costos de cualquier naturaleza, incluyendo honorarios de abogado, en que ésta incurra y que se originen O surjan en relación con reclamaciones de terceras personas por daños personales, incluyendo la muerte, 0 por daños a la propiedad, pero cuyos daños se ocasionaron por acciones u omisiones del Cliente en el cumplimiento O incumplimiento de sus obligaciones bajo este Acuerdo. Esta disposición prevalecerá a la terminación 0 expiración de este Acuerdo. 12. FUERZA MAYOR Las Partes contratantes se excusarán del cumplimiento de sus obligaciones contractuales y no serán responsables por daños y perjuicios ni por cualquier otro concepto, en la medida en que su incumplimiento se deba a un evento de fuerza mayor. Para fines de este Acuerdo, fuerza mayor significa cualquier causa no atribuible a la culpa O negligencia, y que quede fuera del control, de la Parte que reclame la ocurrencia de un evento de fuerza mayor. Fuerza mayor puede incluir, pero sin limitarse a, lo siguiente: disturbios industriales, actos del enemigo público, guerra, bloqueos, boicots, motines, insurrecciones, epidemias, terremotos, tormentas, inundaciones, disturbios civiles, cierres patronales, fuegos, explosiones, interrupción de servicios debido a acciones u omisiones de cualquier autoridad pública; disponiéndose que estos eventos, O cualquiera otro que se reclame como uno de fuerza mayor, y/o sus efectos, estén fuera del control y no sean consecuencia de la culpa o negligencia de la Parte que reclama la ocurrencia de un evento de fuerza mayor, y que dicha Parte, dentro del término de diez (10) días, contados a partir de la ocurrencia de la alegada 15 fuerza mayor, notifique la misma por escrito a la otra Parte describiendo los pormenores del evento y su duración estimada. El peso de la prueba, en cuanto a si ocurrió un evento de fuerza mayor O no, será de la Parte que reclame que la misma ocurrió. 13. CAUSAS DE INCUMPLIMIENTO; REMEDIOS 13.1 La violación de cualquiera de los términos y condiciones de este Acuerdo, del Reglamento O del Reglamento Términos y Condiciones Generales para el Suministro de Energía Eléctrica, le darán a la Autoridad el derecho a desconectar el GD. En aquellas instalaciones que no cuenten con un interruptor manual O que el Cliente no provea acceso al personal de la Autoridad para operar el mismo, la desconexión se realizará desde el interruptor de la subestación del Cliente (desconectivo externo Núm. 1). 13.2 No obstante lo dispuesto en este Acuerdo, la responsabilidad de cada Parte se limitará sólo a daños directos y en ningún momento las Partes serán responsables por los daños incidentales, punitivos, resultantes O indirectos. 13.3 La Autoridad no será responsable de los daños por fluctuaciones o interrupciones del sistema de la Autoridad. Esta disposición prevalecerá al vencimiento o terminación de este Acuerdo. 14. SEPARABILIDAD Si algún tribunal con jurisdicción y competencia declara alguna de las cláusulas de este Acuerdo nula o inválida, ello no afectará la validez y eficacia de las restantes cláusulas del mismo y las Partes contratantes se comprometen a cumplir con sus obligaciones bajo tales cláusulas no afectadas por la determinación judicial de nulidad O invalidez. 15. ENMIENDAS Y MODIFICACIONES Este Acuerdo sólo podrá enmendarse o modificarse por escrito y por mutuo acuerdo entre las Partes. 16. NOTIFICACIONES Cualquier notificación que deban hacerse las Partes contratantes, en conformidad con este Acuerdo, se enviará por escrito y se entenderá que la misma fue efectiva, debidamente, al momento de su entrega personal o por correo a las siguientes direcciones: 16 A la Autoridad: Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico PO Box 364267 San Juan, Puerto Rico 00936-4267 Atención: (Nombre Representante Autorizado) (Puesto) Al Cliente: (Nombre dol Cliente) (Direccion postal) (Dirección postal) Atención: (Nombre) Por lo cual, los comparecientes en este acto están de acuerdo en todo lo antes expuesto y por encontrarlo conforme a sus deseos, lo aceptan en todas sus partes sin reparo alguno y proceden a firmarlo en , Puerto Rico, hoy de de 20 Autoridad de Energía Eléctrica: Cliente: Seguro Social Patronal: 660-43-3747 (Nombro Corporacion) (Nombre Representante Division Distribucion Electrica) (Seguro Social Patronal) (Titulo) (Nombre Representante Autorizado) (Firma) (Firma) (Fecha) (Fecha) En caso de que el Cliente interese participar en el Programa de Medición Neta, se requiere la siguiente aprobación: (Nombre Representante Departamento Ventas al por Mayor) (Titulo) (Firma) (Fecha) ANEJO J Estado Libre Asociado de Puerto Rico Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico Acuerdo para Interconectar Generadores con el Sistema de Transmisión o Subtransmisión Eléctrica de la Autoridad de Energía Eléctrica y Participar en los Programas de Medición Neta ENTIDADES GUBERNAMENTALES COMPARECEN DE UNA PARTE: La Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico, en adelante denominada "la Autoridad", una corporación pública y entidad gubernamental del Estado Libre Asociado de Puerto Rico, creada por la Ley Núm. 83 de 2 de mayo de 1941, según enmendada, representada en este acto por su Representante Autorizado: de la (nombre) (titulo) División de Distribución Eléctrica. En aquellos proyectos donde se interese participar en uno de los Programas de Medición Neta, la Autoridad también está representada por: del Departamento (nombre) (titulo) de Ventas al por Mayor. DE LA OTRA PARTE: en adelante (nombre entidad gubernamental) denominada "el Cliente", una entidad gubernamental organizada y existente bajo las leyes del Estado Libre Asociado de Puerto Rico, representada en este acto por mayor de edad, (nombre complete) (estado civil) y vecino de Puerto Rico, quien expresa estar (profosion) (pueblo) debidamente autorizado para actuar a nombre de la entidad gubernamental. La Autoridad y el Cliente son denominados algunas veces individualmente como "la Parte" y grupalmente como "las Partes". CLÁUSULAS Y CONDICIONES 1. ALCANCE DEL ACUERDO La interconexión de la generación propia del Cliente con el sistema de transmisión O subtransmisión eléctrica de la Autoridad (sistema de la Autoridad) y su participación voluntaria en uno de los Programas de Medición Neta, para sistemas con capacidad de hasta cinco megavatios (5MW) que utilicen fuentes renovables de energía, estará en conformidad con las disposiciones de este Acuerdo y sus anejos, que son parte esencial de los términos y condiciones siguientes: 1.1 El Cliente tiene la intención de construir, poseer, mantener y operar un sistema de generación distribuida (GD), que operará en paralelo con el sistema eléctrico de la Autoridad. 2 1.2 El Cliente participará en: Programa de Medición Neta Básica Programa de Medición Neta Agregada Ninguno 1.3 La Autoridad revisó previamente la solicitud de evaluación (Solicitud) correspondiente para interconectar el GD con el sistema de la Autoridad y participar en uno de los Programas de Medición Neta, si aplica, recibida el con sus respectivos documentos de apoyo. La solicitud (fecha) completada se incluye como Anejo 1 y queda incorporada a este Acuerdo. 1.4 Si el Cliente no es dueño de la propiedad donde se instalará el GD, tiene que incluir el documento Declaración Jurada del(de los) Dueño(s) de la Propiedad, juramentado ante notario público, en el que autoriza dicha instalación en su propiedad. 1.5 El Cliente tiene la intención de interconectar el GD con el sistema de la Autoridad, y ésta permitirá tal interconexión sujeta a los términos y condiciones establecidos en los siguientes documentos: (1) Reglamento para Interconectar Generadores con el Sistema de Transmisión O Subtransmisión Eléctrica de la Autoridad de Energía Eléctrica y Participar en los Programas de Medición Neta (Reglamento); (2) Solicitud completada y revisada por la Autoridad; (3) Reglamento Términos y Condiciones Generales para el Suministro de Energía Eléctrica, y (4) este Acuerdo. 1.6 El GD estará permanentemente localizado en con número de cuenta de la Autoridad y acogido a la tarifa La capacidad del GD es de kW AC, según se presenta en los planos endosados de las instalaciones eléctricas. Los planos endosados se incluyen como Anejo 2 y quedan incorporados a este Acuerdo. 1.7 El servicio eléctrico provisto bajo este Acuerdo será trifásico, a una frecuencia de 60 Hz y a un voltaje de kilovoltios. 1.8 Este Acuerdo no constituye un convenio para la compra, transmisión o distribución de la energía del Cliente. La compra, transmisión O distribución de energía y otros servicios que el Cliente requiera se establecerán bajo otros contratos o acuerdos, según aplique. 1.9 Lo dispuesto en este Acuerdo no afectará otros acuerdos que existan entre la Autoridad y el Cliente. 3 2. FECHA DE EFECTIVIDAD, VIGENCIA Y TERMINACIÓN 2.1 Este Acuerdo es efectivo en la fecha en que ambas Partes lo firmen y estará vigente* mientras el Cliente mantenga vigente con la Autoridad un Contrato para el Suministro de Energía Eléctrica en el predio donde ubica el GD. por un periodo de (____) años a partir de la fecha de efectividad. 2.2 La medición y acreditación de la energía consumida y exportada por el Cliente en el Programa de Medición Neta aplicable, será efectiva al inicio del periodo de facturación posterior a la instalación o configuración del medidor. La fecha de efectividad será el (fecha) 2.3 Este Acuerdo terminará: (a) por mutuo acuerdo de las Partes, (b) si se remplaza por otro Acuerdo, (c) si el servicio eléctrico del Cliente termina o se transfiere, (d) si el Cliente incumple con alguna de las pruebas periódicas al GD, ya sean las requeridas por la Autoridad cada (5) años o las recomendadas por el manufacturero, según aplique, (e) cualquiera de las Partes incurre en incumplimiento con este Acuerdo según se establece en el Artículo 13 del mismo. 2.4 La Autoridad podrá, en cualquier momento, terminar, cancelar O acelerar el vencimiento de este Acuerdo, con notificación previa, en caso de que el Cliente incumpla con cualquiera de sus obligaciones en este Acuerdo. El ejercicio del derecho de terminar, cancelar o resolver este Acuerdo, no se entenderá que constituye una renuncia de la Autoridad a cualesquiera remedios adicionales provistos por este Acuerdo O por la ley para casos de demora O incumplimiento en las obligaciones contractuales del Cliente. 2.5 El Cliente podrá mantener la vigencia de este Acuerdo O renovarlo por periodos adicionales, si aplica, para lo cual presentará evidencia de las pruebas periódicas realizadas al GD en servicio cada cinco (5) años. Para GD a base de inversores con capacidad de hasta veinticinco kilovatios (25 kW), no se requieren estas pruebas periódicas, pero la Autoridad se reserva el derecho de inspeccionar el mismo. En estos casos, el Cliente es responsable de entregar a la Autoridad la evidencia de que realizó las pruebas recomendadas por el manufacturero o por las mejores prácticas de la industria eléctrica. 2.6 A la terminación de este Acuerdo, el Cliente desconectará permanentemente el GD del sistema de la Autoridad para evitar cualquier posibilidad de su operación en paralelo en el futuro. La Autoridad se reserva el derecho de inspeccionar la instalación del Cliente para verificar que el GD esté desconectado permanentemente. Luego de dicha desconexión, si el Cliente interesa reconectar el GD, tiene que solicitar a la Autoridad una nueva evaluación. El Cliente tiene la opción de escoger si desea un Acuerdo que permanezca vigente mientras mantenga activo el contrato de servicio de electricidad en el predio donde ubica el GD O si prefiere un término fijo establecido en años, el cual debe ser un mínimo de cinco (5) años. 4 2.7 En caso de que el Cliente desee desconectar permanentemente el GD del sistema de la Autoridad y dar por terminado el Acuerdo, deberá notificar por escrito su intención a la División de Distribución Eléctrica de la Autoridad con por lo menos veinte (20) días de anticipación. En aquellos casos en que el Cliente firmó el Acuerdo de forma electrónica, podrá notificar a la Autoridad su determinación de desconectarse O solicitar la terminación del Acuerdo de forma electrónica. El método de notificación que corresponda, según la forma en que se formalizó el Acuerdo, no afecta o limita las obligaciones del cliente establecidas en este Acuerdo. 3. INTERCONEXIÓN 3.1 La interconexión del GD está condicionada a que el Cliente cumpla con los requisitos del Reglamento y la Ley 114-2007, según enmendada, si aplica. 3.2 El Cliente será responsable de los costos de las mejoras necesarias para la interconexión del GD con el sistema de la Autoridad, incluyendo, pero sin limitarse a: equipos de interconexión, transformadores, interruptor manual y sistemas de protección y control, medición y seguridad, según aplique. 3.3 Durante la vigencia de este Acuerdo, el Cliente será responsable de mantener el GD en condiciones de operación, óptimas y seguras, además de reemplazar diligentemente cualquier componente del sistema que deba ser reemplazado para garantizar que la operación e interconexión del sistema no represente peligro alguno para la vida o propiedad del Cliente O de terceros, y no afecte la seguridad y confiabilidad de la red eléctrica. 3.4 Las aprobaciones que otorgue la Autoridad en conformidad con este Acuerdo no constituyen una garantía al Cliente o a un tercero con relación a la seguridad, durabilidad, confiabilidad, rendimiento O idoneidad de las instalaciones de generación del Cliente, su sistema de protección y control, o el diseño, construcción, instalación u operación de las mismas. 3.5 La Autoridad podrá instalar equipos para estudios en las instalaciones del Cliente desde el punto de entrega de la energía. 3.6 La interconexión del GD se condiciona a que no cause fluctuaciones de voltaje o frecuencia fuera de los parámetros aceptables de la Autoridad, parpadeo (voltage flicker), bajas de voltaje (voltaje sags), interrupciones, fenómenos transitorios, problemas de calidad de la señal eléctrica, interrupciones, ferroresonancia, distorsión armónica, fenómenos transitorios O cualquier condición insegura, que puedan afectar a los clientes del área, otros GD O el sistema de la Autoridad. En caso de que en cualquier momento se detecte que el GD cause 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 5 manual o que no se provea acceso al personal de la Autoridad para operar el mismo, la desconexión se realizará desde el interruptor de la subestación del Cliente (desconectivo externo Núm. 1), lo cual interrumpiría el servicio eléctrico provisto por la Autoridad al Cliente. 3.7 La Autoridad podrá desconectar el GD del sistema de transmisión o subtransmisión eléctrica, O limitar su operación en cualquier momento, bajo las siguientes condiciones: A. Sin notificación: 1) En eventos de emergencia o para corregir condiciones inseguras de operación. 2) Si se determina que el GD no cumple con los requisitos técnicos detallados en el Reglamento como por ejemplo el requisito de factor de potencia y respuesta ante variaciones en frecuencia en el punto de interconexión del GD. B. Mediante notificación enviada en archivo digital con formato PDF con por lo menos treinta (30) días de anticipación: 1) Para realizar trabajos rutinarios de mantenimiento, reparación O modificaciones al sistema eléctrico de la Autoridad. 2) AI vencimiento O terminación de este Acuerdo. C. Mediante notificación enviada en archivo digital con formato PDF, con por lo menos sesenta (60) días de anticipación, si se determina incumplimiento del Cliente con alguna de las disposiciones de este Reglamento que no sean requisitos técnicos. Si el Cliente no es capaz de corregir el incumplimiento dentro de los sesenta (60) días calendario, pero comienza la corrección dentro de veinte (20) días posteriores a la notificación y presenta evidencia que ha trabajado continua y diligentemente para completaria, tendrá un máximo de seis (6) meses para completar la misma. La desconexión del GD no implica que la Autoridad cancelará de inmediato el Acuerdo. De no corregirse la condición en el tiempo indicado, la Autoridad podrá terminar el Acuerdo según se establece en el Artículo 2 de este Acuerdo. 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 interruptor de la subestación del Cliente (desconectivo externo Núm. 1), lo cual interrumpiría el servicio eléctrico provisto por la Autoridad al Cliente. 4. PARTICIPACIÓN EN LOS PROGRAMAS DE MEDICIÓN NETA 4.1 Para participar en uno de los Programas de Medición Neta, el Cliente tendrá que cumplir en todo momento con las disposiciones del Reglamento. 4.2 La interconexión del GD en paralelo con el sistema de transmisión O subtransmisión eléctrica de la Autoridad, no le otorga al Cliente el derecho a 6 utilizar su sistema para la transmisión, distribución O venta de energía a otros clientes de la Autoridad. 4.3 Programa de Medición Neta Agregada Todos los acuerdos de servicio tienen que estar incluidos en una misma cuenta. Todas las propiedades tienen que tener servicio de electricidad al mismo nivel de voltaje. Las propiedades del Cliente a las que se va a acreditar la energía tienen que estar ubicadas en la misma localidad donde está instalado el GD o en otras localidades que se encuentren interconectadas a la misma línea eléctrica a una distancia no mayor de dos (2) millas del GD. 5. MEDICIÓN DE ENERGÍA Y FACTURACIÓN 5.1 La facturación de la energía consumida por el Cliente y el crédito por la energía que exporte se realizará a base del consumo neto y la exportación neta de energía por parte del Cliente. La energía que consuma y exporte el Cliente se medirá y acreditará de la manera descrita a continuación, excepto en aquellos casos en que alguna ley o reglamentación federal ordene lo contrario, de modo expreso y específico. 5.2 La compensación de energía será efectiva al inicio del periodo de facturación posterior a la instalación o configuración del medidor. 5.3 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 esté físicamente accesible, la lectura del medidor se podrá realizar remotamente. Las pruebas y lecturas a dicho medidor serán en conformidad con las prácticas de la Autoridad.E cada periodo de facturación, la Autoridad medirá la energía que consuma el Cliente y la que exporte al sistema de transmisión O subtransmisión eléctrico de la Autoridad. 5.4 Si durante el periodo de facturación, la Autoridad suministra al Cliente más energía que la que éste exporta, se le cobrará por su consumo neto (el resultado al restarle a la energía consumida por el Cliente la energía exportada por éste al sistema de la Autoridad y cualquier crédito por exportación de energía, si alguno). 5.5 Si durante el periodo de facturación, el Cliente exporta más energía que la que le suple la Autoridad, se le cobrará al Cliente la factura mínima que corresponda a la tarifa a la que está acogido. La factura mínima es la cantidad que la Autoridad cobra al Cliente que no consume electricidad durante un periodo de facturación. La Autoridad compensará al Cliente el exceso de energía durante el periodo de facturación hasta un máximo diario de cincuenta megavatios-hora (50 MWh) para Clientes conectados con el sistema de transmisión O subtransmisión eléctrica. El crédito por exportación de energía se aplicará a la factura del próximo periodo de facturación. El exceso es la cantidad resultante cuando a la 7 energía exportada por el Cliente al sistema de la Autoridad y cualquier crédito por exportación de energía acumulado previamente, si alguno, se le resta la energía consumida por éste. 5.6 Cualquier crédito por exportación de energía que acumule el Cliente durante el año previo y que no se haya utilizado al cierre del periodo de facturación, en junio de cada año, se compensará de la siguiente forma: A. La Autoridad utilizará la mayor de las siguientes cantidades: diez (10) centavos por kilovatio-hora (kWh) o la cantidad que resulte al restarle al precio total que le cobra a sus Clientes, convertido en centavos por kilovatio-hora (kWh), el cargo por ajuste, por compra de energía y combustible. B. La Autoridad comprará al Cliente el 75% del sobrante y el 25% lo acreditará a la factura de electricidad del Departamento de Educación. 5.8 Para los clientes que participen en el Programa de Medición Neta Agregada, además de lo dispuesto en los incisos anteriores, aplica lo siguiente: A. Propiedades ubicadas en la misma localidad La cantidad máxima de energía a acreditarse a todos los acuerdos de servicio agregados dentro de la localidad donde ubique el GD es igual al 100% del consumo de las propiedades en el mismo. Esta energía se acreditará primero al acuerdo de servicio asociado al GD y el exceso se acreditará equitativamente al resto de los acuerdos de servicio que estén en la misma cuenta. B. Propiedades ubicadas en localidades diferentes La cantidad máxima de energía a acreditarse a todos los acuerdos de servicio agregados es igual al 120% del consumo de las propiedades en la localidad donde ubique el GD. Se acreditará el 100% del consumo de las propiedades en la localidad donde ubica el GD y el restante 20% de la producción de energía se acreditará equitativamente a los acuerdos de servicio en las demás localidades que estén en la misma cuenta. 6. OBLIGACIONES Y DEBERES DEL CLIENTE 6.1 El Cliente comenzará la operación en paralelo del GD con el sistema de la Autoridad, luego de que la interconexión sea aprobada por ésta, ambas Partes firmen este Acuerdo y se cumpla con cualquier otro requisito necesario para la interconexión del proyecto, tal como el Permiso de Uso para aquellos proyectos que lo requieran. La Autoridad se reserva el derecho de que un representante autorizado inspeccione la instalación del GD. 6.2 El Cliente será responsable del diseño, instalación, operación, mantenimiento y costos de: A. El GD, el cual se instalará en conformidad con el Reglamento, National Electrical Code (NEC), National Electrical Safety Code (NESC), Reglamento para la Certificación de Planos de Proyectos de Construcción 8 Eléctrica y de otras leyes, política pública, reglamentos, manuales, normas, patrones, comunicados técnicos y estándares de la industria eléctrica vigentes adoptados por la Autoridad y las agencias reguladoras aplicables. B. El sistema de protección y control para proteger su instalación y el sistema de la Autoridad de condiciones inseguras de operación, como por ejemplo: sobrecarga eléctrica, variaciones de voltajes y corrientes de falla. Si ocurre un disturbio eléctrico, los equipos de protección desconectarán el GD del sistema de la Autoridad. C. Los equipos necesarios para cumplir con los requisitos técnicos para GD con capacidad mayor de 1 MW. D. El interruptor manual apropiado para los niveles de voltaje y capaz de interrumpir la corriente a la cual estará expuesto, según aplique. Este interruptor proveerá para asegurar la posición de abierto con un candado de la Autoridad. E. El sistema de interconexión requerido para conectar el GD y los equipos necesarios para mitigar los problemas de calidad de potencia que ocasione el mismo al sistema de la Autoridad o a otros clientes. 6.3 El Cliente garantizará que el GD no cause daños al servicio eléctrico ni a la calidad de la señal eléctrica de la Autoridad O de otros clientes y que el mismo no interfiera con la operación de otros GD, así como de cualquier otro equipo. 6.4 El Cliente protegerá, operará y mantendrá el GD en conformidad con aquellas prácticas y métodos, enmendados y actualizados, que se utilizan comúnmente en la ingeniería y las compañías de electricidad para garantizar una operación segura del GD. 6.5 Para proyectos con capacidad mayor de 1 MW, el Cliente también es responsable de: A. Entregar el informe de las estrategias para cumplimiento con los requisitos técnicos del GD que incluya: descripción de la estrategia de cumplimiento del GD con el requisito de factor de potencia unitario continuo y la descripción de la estrategia de cumplimiento del GD con el requisito de respuesta ante variación en frecuencia en el punto de interconexión. B. Proveer, instalar y mantener dos medidores de potencia en el punto de interconexión para uso exclusivo de la Autoridad; uno ubicado a la salida del GD para la medición de su producción y el otro para la medición del sistema de almacenamiento de energía en las instalaciones del GD. La Autoridad provee las especificaciones de estos medidores. Los medidores se energizarán a través de CT y VT con clasificación de precisión para medición (metering accuracy class). El medidor del sistema de almacenamiento de energía tiene que proveer como mínimo las siguientes señales digitales: 9 1) Potencia activa del sistema de almacenamiento (kW) 2) State of charge (SOC), lo cual es una medida del porciento de carga en el sistema de almacenamiento 3) Disponibilidad del sistema: activo/inactivo (enable/disable) 4) Energía equivalente disponible para el requisito de respuesta en frecuencia 5) Radiación solar promedio (plano inclinado) C. Proveer, instalar y mantener el medio de comunicación para uso exclusivo de la Autoridad y los equipos de seguridad cibernética, con capacidad suficiente para poder comunicar los medidores instalados en el GD con el sistema SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) a través del equipo más cercano conectado a la red de control de la Autoridad. La Autoridad provee las especificaciones de los equipos requeridos y tiene que aprobar los mismos antes de su compra. 6.6 Estudios y Pruebas de Aceptación: A. Antes de operar el GD en paralelo con el sistema de transmisión o subtransmisión eléctrica de la Autoridad, el Cliente probará el generador, el sistema de protección y control, el interruptor de interconexión, el interruptor manual y los equipos necesarios para cumplir con los requisitos técnicos, según apliquen. 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 solicite pruebas adicionales. B. El Cliente O su representante autorizado es responsable de entregar a la Autoridad el informe de las pruebas realizadas, certificado por un ingeniero electricista licenciado y colegiado, autorizado a ejercer la profesión de ingeniería en Puerto Rico, mediante el documento Certificación de Pruebas para Sistemas de Generación Distribuida (GD) a Interconectarse con el Sistema de Transmisión O Subtransmisión de la AEE, el cual se incluye como Anejo 3 y queda incorporado a este Acuerdo. C. Para GD que consisten de inversores que cumplen con los requisitos del estándar IEEE 1547, IEEE 519 y demás estándares aplicables en la industria, pero su diseño requiere la instalación de transformadores stepup, alimentadores u otros equipos para conectarse con las instalaciones privadas del Cliente, éste es responsable de realizar estudios de calidad de señal (power quality) en el punto de interconexión del GD y en el punto de entrega de energía de la Autoridad. Además, es responsable de realizar las mejoras O modificaciones necesarias al GD para que se cumpla en ambos puntos con los requisitos de calidad de señal (distorsión de armónicas, parpadeo, etc.) establecidos en los estándares IEEE 1547, IEEE 519 y demás estándares aplicables. Esto también aplica para GD 10 que consisten de generadores sincrónicos, de inducción y aerogeneradores, cuyos sistemas de protección y control y de interconexión se componen de equipos y dispositivos que no están certificados bajo los estándares IEEE 1547 y UL 1741. El Cliente tiene que entregar a la Autoridad los informes de los resultados de los estudios realizados, donde se certifique este cumplimiento. Los informes de estudios de calidad de señal se incluyen como Anejo 4 y quedan incorporados a este Acuerdo. D. Para GD con capacidad de 1 MW o menos, la Autoridad autoriza la interconexión del GD luego de evaluar y aceptar los informes recibidos de las pruebas realizadas. 6.7 Pruebas de Aceptación Adicionales para GD con Capacidad Mayor de 1 MW: A. El Cliente o su representante autorizado es responsable de suministrar evidencia de que el informe de las estrategias para cumplimiento de requisitos técnicos del GD entregado cumple con los requisitos técnicos de respuesta ante variaciones de frecuencia y factor de potencia unitario continuo en el punto de interconexión y de la aceptación del mismo por parte de la Autoridad. De no presentar esta evidencia, el Cliente no puede proceder con el proceso de pruebas de aceptación. B. El Cliente 0 su representante autorizado tiene que presentar en la Oficina de Ingeniería de Distribución de la División de Distribución Eléctrica el procedimiento que utilizará para realizar las pruebas que demuestren el cumplimiento con los requisitos técnicos de respuesta ante variaciones de frecuencia y de factor de potencia unitario continuo en el punto de interconexión. La Autoridad evalúa este procedimiento con el objetivo de verificar si el alcance y la metodología de pruebas propuesta son adecuados para medir el cumplimiento con estos requisitos técnicos. C. El Cliente o su representante autorizado es responsable de realizar las pruebas de aceptación al GD, según el procedimiento de pruebas evaluado y aprobado por la Autoridad, y de entregar a la Autoridad un informe sobre las mismas que evidencie y demuestre que el GD cumple con los requisitos técnicos de respuesta ante variaciones de frecuencia y factor de potencia unitario continuo en el punto de interconexión. D. El Cliente O su representante autorizado es responsable de entregar los planos enmendados. 6.8 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 fabricante, 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, 11 estándares aplicables y las recomendaciones del fabricante. 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 Transmisión o Subtransmisión Eléctrica de la AEE. 2) El Cliente O su contratista autorizado tiene que notificar de forma electrónica a la Oficina de Inspecciones de la región la fecha para 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 solicite pruebas adicionales. 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 Transmisión y Subtransmisión de la AEE, con los resultados firmados 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. Previa coordinación con el Cliente, la Autoridad podrá hacer inspecciones físicas a los GD interconectados con su red eléctrica con el objetivo de verificar que éstos no hayan sido modificados sin su autorización. 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. 6.9 El Cliente proveerá acceso a las instalaciones del GD para que los empleados de la Autoridad puedan ejecutar sus deberes para, sin limitarse a: (a) inspeccionar periódicamente los sistemas de medición y de protección y control; (b) leer O probar equipo de instrumentación que la Autoridad instale; (c) mantener O reparar equipo de la Autoridad; (d) desconectar el GD cuando la Autoridad: entienda que existe una emergencia; tenga que realizar trabajos; o detecte que causa fluctuaciones de voltaje o frecuencia, parpadeos O problemas 12 de calidad de potencia; (e) cualquier trabajo relacionado con el medidor de este no estar en un lugar accesible y (f) desconectar el GD bajo las causas de incumplimiento establecidas en el inciso 13.1 de este Acuerdo. Una vez la Autoridad desconecte el GD, el Cliente no podrá operar el mismo hasta que se corrija la condición que provocó la desconexión y la Autoridad lo apruebe. El acceso al personal de la Autoridad se coordinará previamente con el cliente, excepto cuando exista una situación de emergencia. 6.10 El Cliente tiene que proveer un medio de desconexión en el lado de voltaje AC del inversor, según establecido en el National Electrical Code (NEC). En los casos de GD con capacidad mayor de 300 kW, se requiere, además, que instale un interruptor manual externo que esté 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 éste 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. En aquellas instalaciones que no cuenten con un interruptor manual o que el Cliente no provea acceso al personal de la Autoridad para operar el mismo, la desconexión se realizará desde el interruptor de la subestación del Cliente (desconectivo externo Núm. 1), en el que se desconectará tanto el GD como el servicio eléctrico que la Autoridad provee al Cliente. 6.11 Una vez la Autoridad endose los planos de instalaciones eléctricas del GD propuesto, si el Cliente desea realizar cambios o modificaciones, tiene que notificar electrónicamente y proveer documentación técnica del equipo a la Oficina de Distribución Eléctrica antes de realizar la modificación. La Autoridad evaluará los cambios al GD y determinará la acción correspondiente. 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. Si las modificaciones o cambios resultan en un aumento de capacidad de generación AC O en cambios en el tipo de tecnología del generador, el Cliente presentará una nueva Solicitud para la evaluación del proyecto propuesto. Si los cambios o modificaciones se relacionan con un aumento en capacidad de generación AC en las instalaciones del Cliente, la Autoridad determinará si éste puede continuar operando bajo este Acuerdo. Los cambios O modificaciones en el sistema de protección y control del GD los tiene que evaluar y aprobar la Autoridad. Si el Cliente modifica el GD sin el consentimiento de la Autoridad, ésta tendrá derecho a desconectar preventivamente el mismo hasta que verifique que las modificaciones no ponen en riesgo la seguridad y confiabilidad del sistema de la Autoridad. 6.12 El Cliente obtendrá y mantendrá todos los permisos e inspecciones que indican que el GD cumple con todos los códigos aplicables de construcción y seguridad. 13 7. SEGUROS DE RESPONSABILIDAD PÚBLICA GENERAL 7.1 El Cliente obtendrá y mantendrá vigente durante la duración de este Acuerdo una póliza de Seguro de Responsabilidad Pública General con límites de $1,000,000 por ocurrencia y $1,000,000 agregado. 7.2 Excepción El Cliente que reciba autorización de la Autoridad para interconectar un GD a base de inversor, con capacidad menor de trescientos kilovatios (300 kW), con el sistema de transmisión y subtransmisión eléctrica, está exento de una póliza de Seguro de Responsabilidad Pública General. En estos casos, el Cliente tiene que firmar un Acuerdo para la Exoneración de Requisito de Seguro. 7.3 La póliza de Responsabilidad Pública General se endosará como sigue: A. Como asegurado adicional: Autoridad de Energía Eléctrica Oficina Administración de Riesgos Apartado 364267 San Juan, PR 00936-4267 B. Un endoso que incluya este Acuerdo bajo la cubierta de responsabilidad contractual identificando las Partes de este Acuerdo. C. Relevo de subrogación en favor de la Autoridad de Energía Eléctrica. D. Notificación de cancelación o no renovación con treinta (30) días de anticipación y acuse de recibo a la dirección anterior. E. La violación de cualquier garantía o condición de esta póliza no perjudicará el derecho de la Autoridad de Energía Eléctrica bajo dicha póliza. 7.4 La póliza de seguro solicitada tiene que presentarse de manera aceptable para la Autoridad. El Cliente tiene que proveer un certificado de seguro en formato digital, originado por una compañía o agencia aseguradora autorizada a realizar negocios en Puerto Rico, que describa la cubierta que mantiene. Esta certificación tiene que emitirse en el formulario Acord, generalmente utilizado por las aseguradoras. Además, tiene que incluir los endosos en formato digital. 7.5 Esta póliza tiene que renovarse anualmente y enviarse a la Autoridad. En caso de que no se cumpla con este requisito de renovación de la póliza, la Autoridad cancelará inmediatamente el Acuerdo. 8. CESIÓN DEL ACUERDO En caso de que cambie el tenedor de la cuenta de servicio eléctrico en la propiedad donde se encuentre instalado el GD, el nuevo Cliente tiene que firmar un nuevo Acuerdo con la Autoridad. De esta manera, el Cliente cederá los derechos y obligaciones contraídos bajo el Acuerdo vigente al nuevo tenedor de la cuenta, sin tener que procesar una nueva solicitud de interconexión y medición neta. La Autoridad desconectará el GD hasta que el nuevo tenedor 14 firme el Acuerdo. De firmarse el nuevo Acuerdo al momento de la cancelación del anterior, no se requerirá desconectar el GD. 9. DERECHO APLICABLE Y TRIBUNALES COMPETENTES Este Acuerdo estará sujeto a y se interpretará por las leyes del Estado Libre Asociado de Puerto Rico. Además, las Partes contratantes acuerdan expresamente que las controversias que surjan entre ellas en relación con este Acuerdo se regirán según lo establecido en la Sección X: Procedimiento Apelativo del Reglamento. 10. RESPONSABILIDAD Las Partes comparecientes acuerdan que sus respectivas responsabilidades por daños y perjuicios en este Acuerdo serán según establecidas por el Código Civil de Puerto Rico y la jurisprudencia del Tribunal Supremo de Puerto Rico. 11. RELEVO DE RESPONSABILIDAD El Cliente acuerda relevar y exonerar de responsabilidad e indemnizar a la Autoridad por todos los gastos y costos de cualquier naturaleza, incluyendo honorarios de abogado, en que ésta incurra y que se originen o surjan en relación con reclamaciones de terceras personas por daños personales, incluyendo la muerte, O por daños a la propiedad, pero cuyos daños se ocasionaron por acciones u omisiones del Cliente en el cumplimiento o incumplimiento de sus obligaciones bajo este Acuerdo. Esta disposición prevalecerá a la terminación 0 expiración de este Acuerdo. 12. FUERZA MAYOR Las Partes contratantes se excusarán del cumplimiento de sus obligaciones contractuales y no serán responsables por daños y perjuicios ni por cualquier otro concepto, en la medida en que su incumplimiento se deba a un evento de fuerza mayor. Para fines de este Acuerdo, fuerza mayor significa cualquier causa no atribuible a la culpa o negligencia, y que quede fuera del control, de la Parte que reclame la ocurrencia de un evento de fuerza mayor. Fuerza mayor puede incluir, pero sin limitarse a, lo siguiente: disturbios industriales, actos del enemigo público, guerra, bloqueos, boicots, motines, insurrecciones, epidemias, terremotos, tormentas, inundaciones, disturbios civiles, cierres patronales, fuegos, explosiones, interrupción de servicios debido a acciones u omisiones de cualquier autoridad pública; disponiéndose que estos eventos, O cualquiera otro que se reclame como uno de fuerza mayor, y/o sus efectos, estén fuera del control y no sean consecuencia de la culpa O negligencia de la Parte que reclama la ocurrencia de un evento de fuerza mayor, y que dicha Parte, dentro del término de diez (10) días, contados a partir de la ocurrencia de la alegada 15 fuerza mayor, notifique la misma por escrito a la otra Parte describiendo los pormenores del evento y su duración estimada. El peso de la prueba, en cuanto a si ocurrió un evento de fuerza mayor O no, será de la Parte que reclame que la misma ocurrió. 13. CAUSAS DE INCUMPLIMIENTO; REMEDIOS 13.1 La violación de cualquiera de los términos y condiciones de este Acuerdo, del Reglamento O del Reglamento Términos y Condiciones Generales para el Suministro de Energía Eléctrica, le darán a la Autoridad el derecho a desconectar el GD. En aquellas instalaciones que no cuenten con un interruptor manual O que el Cliente no provea acceso al personal de la Autoridad para operar el mismo, la desconexión se realizará desde el interruptor de la subestación del Cliente (desconectivo externo Núm. 1). 13.2 No obstante lo dispuesto en este Acuerdo, la responsabilidad de cada Parte se limitará sólo a daños directos y en ningún momento las Partes serán responsables por los daños incidentales, punitivos, resultantes O indirectos. 13.3 La Autoridad no será responsable de los daños por fluctuaciones O interrupciones del sistema de la Autoridad. Esta disposición prevalecerá al vencimiento o terminación de este Acuerdo. 14. SEPARABILIDAD Si algún tribunal con jurisdicción y competencia declara alguna de las cláusulas de este Acuerdo nula o inválida, ello no afectará la validez y eficacia de las restantes cláusulas del mismo y las Partes contratantes se comprometen a cumplir con sus obligaciones bajo tales cláusulas no afectadas por la determinación judicial de nulidad o invalidez. 15. ENMIENDAS Y MODIFICACIONES Este Acuerdo sólo podrá enmendarse o modificarse por escrito y por mutuo acuerdo entre las Partes. 16. NOTIFICACIONES Cualquier notificación que deban hacerse las Partes contratantes, en conformidad con este Acuerdo, se enviará por escrito y se entenderá que la misma fue efectiva, debidamente, al momento de su entrega personal O por correo a las siguientes direcciones: 16 A la Autoridad: Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico PO Box 364267 San Juan, Puerto Rico 00936-4267 Atención: (Nombre Representante Autorizado) (Puosto) Al Cliente: (Nombre del Cliente) (Dirección postal) (Direccion postal) Atención: (Nombre) Por lo cual, los comparecientes en este acto están de acuerdo en todo lo antes expuesto y por encontrarlo conforme a sus deseos, lo aceptan en todas sus partes sin reparo alguno y proceden a firmarlo en , Puerto Rico, hoy de de 20 Autoridad de Energía Eléctrica: Cliente: Seguro Social Patronal: 660-43-3747 (Nombre Entidad Gubernamental) (Nombro Representante Division Distribucion Electrica) (Seguro Social Patronal) (Titulo) (Nombre Representante Autorizado) (Firma) (Firma) (Fecha) (Feche) En caso de que el Cliente interese participar en el Programa de Medición Neta, se requiere la siguiente aprobación: (Nombre Representante Departamento Vontas al por Mayor) (Titulo) (Firma) (Fecha) ANEJO J Estado Libre Asociado de Puerto Rico Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico Acuerdo para Interconectar Generadores con el Sistema de Transmisión o Subtransmisión Eléctrica de la Autoridad de Energía Eléctrica y Participar en los Programas de Medición Neta MUNICIPIOS COMPARECEN DE UNA PARTE: La Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico, en adelante denominada "la Autoridad", una corporación pública y entidad gubernamental del Estado Libre Asociado de Puerto Rico, creada por la Ley Núm. 83 de 2 de mayo de 1941, según enmendada, representada en este acto por su Representante Autorizado: de la (nombre) (titulo) División de Distribución Eléctrica. En aquellos proyectos donde se interese participar en el Programa de Medición Neta, la Autoridad también está representada por: del Departamento de (nombre) (titulo) Ventas al por Mayor. DE LA OTRA PARTE: El Gobierno Municipal de en adelante denominado "el Cliente", representado en este acto por su Alcalde, Hon. mayor de edad, quien (nombre complete) (ostado civil) comparece en conformidad con las facultades que le confiere la Ley de Municipios Autónomos, Ley Núm. 81 del 30 de agosto de 1991, según enmendada, y la Núm. del (Ordenanza Resolucion) (fecha) (fecha) La Autoridad y el Cliente son denominados algunas veces individualmente como "la Parte" y grupalmente como "las Partes". CLÁUSULAS Y CONDICIONES 1. ALCANCE DEL ACUERDO La interconexión de la generación propia del Cliente con el sistema de transmisión O subtransmisión eléctrica de la Autoridad (sistema de la Autoridad) y su participación voluntaria en uno de los Programas de Medición Neta, para sistemas con capacidad de hasta cinco megavatios (5 MW) que utilicen fuentes renovables de energía, estará en conformidad con las disposiciones de este Acuerdo y sus anejos, que son parte esencial de los términos y condiciones siguientes: 1.1 El Cliente tiene la intención de construir, poseer, mantener y operar un sistema de generación distribuida (GD), que operará en paralelo con el sistema eléctrico de la Autoridad. 2 1.2 El Cliente participará en: Programa de Medición Neta Básica Programa de Medición Neta Agregada Ninguno 1.3 La Autoridad revisó previamente la solicitud de evaluación (Solicitud) correspondiente para interconectar el GD con el sistema de la Autoridad y participar en uno de los Programas de Medición Neta, si aplica, recibida el con sus respectivos documentos de apoyo. La solicitud (fecha) completada se incluye como Anejo 1 y queda incorporada a este Acuerdo. 1.4 Si el Cliente no es dueño de la propiedad donde se instalará el GD, tiene que incluir el documento Declaración Jurada del(de los) Dueño(s) de la Propiedad, juramentado ante notario público, en el que autoriza dicha instalación en su propiedad. 1.5 El Cliente tiene la intención de interconectar el GD con el sistema de la Autoridad, y ésta permitirá tal interconexión sujeta a los términos y condiciones establecidos en los siguientes documentos: (1) Reglamento para Interconectar Generadores con el Sistema de Transmisión o Subtransmisión Eléctrica de la Autoridad de Energía Eléctrica y Participar en los Programas de Medición Neta (Reglamento); (2) Solicitud completada y revisada por la Autoridad; (3) Reglamento Términos y Condiciones Generales para el Suministro de Energía Eléctrica, y (4) este Acuerdo. 1.6 El GD estará permanentemente localizado en con número de cuenta de la Autoridad y acogido a la tarifa La capacidad del GD es de kW AC, según se presenta en los planos endosados de las instalaciones eléctricas. Los planos endosados se incluyen como Anejo 2 y quedan incorporados a este Acuerdo. 1.7 El servicio eléctrico provisto bajo este Acuerdo será trifásico, a una frecuencia de 60 Hz y a un voltaje de kilovoltios. 1.8 Este Acuerdo no constituye un convenio para la compra, transmisión O distribución de la energía del Cliente. La compra, transmisión o distribución de energía y otros servicios que el Cliente requiera se establecerán bajo otros contratos O acuerdos, según aplique. 1.9 Lo dispuesto en este Acuerdo no afectará otros acuerdos que existan entre la Autoridad y el Cliente. 3 2. FECHA DE EFECTIVIDAD, VIGENCIA Y TERMINACIÓN 2.1 Este Acuerdo es efectivo en la fecha en que ambas Partes lo firmen y estará vigente mientras el Cliente mantenga vigente con la Autoridad un Contrato para el Suministro de Energía Eléctrica en el predio donde ubica el GD. por un periodo de (____) años a partir de la fecha de efectividad. 2.2 La medición y acreditación de la energía consumida y exportada por el Cliente en el Programa de Medición Neta aplicable, será efectiva al inicio del periodo de facturación posterior a la instalación O configuración del medidor. La fecha de efectividad será el (fecha) 2.3 Este Acuerdo terminará: (a) por mutuo acuerdo de las Partes, (b) si se remplaza por otro Acuerdo, (c) si el servicio eléctrico del Cliente termina O se transfiere, (d) si el Cliente incumple con alguna de las pruebas periódicas al GD ya sean las requeridas por la Autoridad cada cinco (5) años O las recomendadas por el manufacturero, según aplique, (e) cualquiera de las Partes incurre en incumplimiento con este Acuerdo según se establece en el Artículo 13 del mismo. 2.4 La Autoridad podrá, en cualquier momento, terminar, cancelar o acelerar el vencimiento de este Acuerdo, con notificación previa, en caso de que el Cliente incumpla con cualquiera de sus obligaciones en este Acuerdo. El ejercicio del derecho de terminar, cancelar O resolver este Acuerdo, no se entenderá que constituye una renuncia de la Autoridad a cualesquiera remedios adicionales provistos por este Acuerdo 0 por la ley para casos de demora o incumplimiento en las obligaciones contractuales del Cliente. 2.5 El Cliente podrá mantener la vigencia de este Acuerdo O renovarlo por periodos adicionales, si aplica, para lo cual presentará evidencia de las pruebas periódicas realizadas al GD en servicio cada cinco (5) años. Para GD a base de inversores con capacidad de hasta veinticinco kilovatios (25 kW), no se requieren estas pruebas periódicas, pero la Autoridad se reserva el derecho de inspeccionar el mismo. En estos casos, el Cliente es responsable de entregar a la Autoridad la evidencia de que realizó las pruebas recomendadas por el manufacturero O por las mejores prácticas de la industria eléctrica. 2.6 A la terminación de este Acuerdo, el Cliente desconectará permanentemente el GD del sistema de la Autoridad para evitar cualquier posibilidad de su operación en paralelo en el futuro. La Autoridad se reserva el derecho de inspeccionar la instalación del Cliente para verificar que el GD esté desconectado permanentemente. Luego de dicha desconexión, si el Cliente interesa reconectar el GD, tiene que solicitar a la Autoridad una nueva evaluación. El Cliente tiene la opción de escoger si desea un Acuerdo que permanezca vigente mientras mantenga activo el contrato de servicio de electricidad en el predio donde ubica el GD o si prefiere un término fijo establecido en años, el cual debe ser un mínimo de cinco (5) años. 4 2.7 En caso de que el Cliente desee desconectar permanentemente el GD del sistema de la Autoridad y dar por terminado el Acuerdo, deberá notificar por escrito su intención a la División de Distribución Eléctrica de la Autoridad con por lo menos veinte (20) días de anticipación. En aquellos casos en que el Cliente firmó el Acuerdo de forma electrónica, podrá notificar a la Autoridad su determinación de desconectarse O solicitar la terminación del Acuerdo de forma electrónica. El método de notificación que corresponda, según la forma en que se formalizó el Acuerdo, no afecta o limita las obligaciones del cliente establecidas en este Acuerdo. 3. INTERCONEXIÓN 3.1 La interconexión del GD está condicionada a que el Cliente cumpla con los requisitos del Reglamento y la Ley 114-2007, según enmendada, si aplica. 3.2 El Cliente será responsable de los costos de las mejoras necesarias para la interconexión del GD con el sistema de la Autoridad, incluyendo, pero sin limitarse a: equipos de interconexión, transformadores, interruptor manual y sistemas de protección y control, medición y seguridad, según aplique. 3.3 Durante la vigencia de este Acuerdo, el Cliente será responsable de mantener el GD en condiciones de operación, óptimas y seguras, además de reemplazar diligentemente cualquier componente del sistema que deba ser reemplazado para garantizar que la operación e interconexión del sistema no represente peligro alguno para la vida o propiedad del Cliente O de terceros, y no afecte la seguridad y confiabilidad de la red eléctrica. 3.4 Las aprobaciones que otorgue la Autoridad en conformidad con este Acuerdo no constituyen una garantía al Cliente o a un tercero con relación a la seguridad, durabilidad, confiabilidad, rendimiento o idoneidad de las instalaciones de generación del Cliente, su sistema de protección y control, O el diseño, construcción, instalación u operación de las mismas. 3.5 La Autoridad podrá instalar equipos para estudios en las instalaciones del Cliente desde el punto de entrega de la energía. 3.6 La interconexión del GD se condiciona a que no cause fluctuaciones de voltaje o frecuencia fuera de los parámetros aceptables de la Autoridad, parpadeo (voltage flicker), bajas de voltaje (voltaje sags), interrupciones, fenómenos transitorios, problemas de calidad de la señal eléctrica, interrupciones, ferroresonancia, distorsión armónica, fenómenos transitorios O cualquier condición insegura, que puedan afectar a los clientes del área, otros GD O el sistema de la Autoridad. En caso de que en cualquier momento se detecte que el GD cause 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 5 manual o que no se provea acceso al personal de la Autoridad para operar el mismo, la desconexión se realizará desde el interruptor de la subestación del Cliente (desconectivo externo Núm. 1), lo cual interrumpiría el servicio eléctrico provisto por la Autoridad al cliente. 3.7 La Autoridad podrá desconectar el GD del sistema de transmisión o subtransmisión eléctrica, o limitar su operación en cualquier momento, bajo las siguientes condiciones: A. Sin notificación: 1) En eventos de emergencia O para corregir condiciones inseguras de operación. 2) Si se determina que el GD no cumple con los requisitos técnicos detallados en el Reglamento como por ejemplo el requisito de factor de potencia unitario y respuesta ante variación de frecuencia en el punto de interconexión del GD. B. Mediante notificación enviada en archivo digital con formato PDF con por lo menos treinta (30) días de anticipación: 1) Para realizar trabajos rutinarios de mantenimiento, reparación o modificaciones al sistema eléctrico de la Autoridad. 2) Al vencimiento o terminación de este Acuerdo. C. Mediante notificación enviada en archivo digital con formato PDF, con por lo menos sesenta (60) días de anticipación, si se determina incumplimiento del Cliente con alguna de las disposiciones de este Reglamento que no sean requisitos técnicos. Si el Cliente no es capaz de corregir el incumplimiento dentro de los sesenta (60) días calendario, pero comienza la corrección dentro de veinte (20) días posteriores a la notificación y presenta evidencia que ha trabajado continua y diligentemente para completarla, tendrá un máximo de seis (6) meses para completar la misma. La desconexión del GD no implica que la Autoridad cancelará de inmediato el Acuerdo. De no corregirse la condición en el tiempo indicado, la Autoridad podrá terminar el Acuerdo según se establece en el Artículo 2 de este Acuerdo. 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 interruptor de la subestación del Cliente (desconectivo externo Núm. 1), lo cual interrumpiría el servicio eléctrico provisto por la Autoridad al Cliente. 4. PARTICIPACIÓN EN LOS PROGRAMAS DE MEDICIÓN NETA 4.1 Para participar en uno de los Programas de Medición Neta, el Cliente tendrá que cumplir en todo momento con las disposiciones del Reglamento. 4.2 La interconexión del GD en paralelo con el sistema de transmisión o subtransmisión eléctrica de la Autoridad, no le otorga al Cliente el derecho a 6 utilizar su sistema para la transmisión, distribución O venta de energía a otros clientes de la Autoridad. 4.3 Programa de Medición Neta Agregada Todos los acuerdos de servicio tienen que estar incluidos en una misma cuenta. Todas las propiedades tienen que tener servicio de electricidad al mismo nivel de voltaje. Las propiedades del Cliente a las que se va a acreditar la energía tienen que estar ubicadas en la misma localidad donde está instalado el GD O en otras localidades que se encuentren interconectadas a la misma línea eléctrica a una distancia no mayor de dos (2) millas del GD. 5. MEDICIÓN DE ENERGÍA Y FACTURACIÓN 5.1 La facturación de la energía consumida por el Cliente y el crédito por la energía que exporte se realizará a base del consumo neto y la exportación neta de energía por parte del Cliente. La energía que consuma y exporte el Cliente se medirá y acreditará de la manera descrita a continuación, excepto en aquellos casos en que alguna ley o reglamentación federal ordene lo contrario, de modo expreso y específico. 5.1 La compensación de energía será efectiva al inicio del periodo de facturación posterior a la instalación O configuración del medidor. 5.2 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 esté físicamente accesible, la lectura del medidor se podrá realizar remotamente. Las pruebas y lecturas a dicho medidor serán en conformidad con las prácticas de la Autoridad. 5.3 En cada periodo de facturación, la Autoridad medirá la energía que consuma el Cliente y la que exporte al sistema de transmisión o subtransmisión eléctrico de la Autoridad. 5.4 Si durante el periodo de facturación, la Autoridad suministra al Cliente más energía que la que éste exporta, se le cobrará por su consumo neto (el resultado al restarle a la energía consumida por el Cliente la energía exportada por éste al sistema de la Autoridad y cualquier crédito por exportación de energía, si alguno). 5.5 Si durante el periodo de facturación, el Cliente exporta más energía que la que le suple la Autoridad, se le cobrará al Cliente la factura mínima que corresponda a la tarifa a la que está acogido. La factura mínima es la cantidad que la Autoridad cobra al Cliente que no consume electricidad durante un periodo de facturación. La Autoridad compensará al Cliente el exceso de energía durante el periodo de facturación hasta un máximo diario de cincuenta megavatios-hora (50 MWh) para Clientes conectados con el sistema de transmisión O subtransmisión eléctrica. El crédito por exportación de energía se aplicará a la factura del próximo periodo de facturación. El exceso es la cantidad resultante cuando a la 7 energía exportada por el Cliente al sistema de la Autoridad y cualquier crédito por exportación de energía acumulado previamente, si alguno, se le resta la energía consumida por éste. 5.6 Cualquier crédito por exportación de energía que acumule el Cliente durante el año previo y que no se haya utilizado al cierre del periodo de facturación, en junio de cada año, se compensará de la siguiente forma: A. La Autoridad utilizará la mayor de las siguientes cantidades: diez (10) centavos por kilovatio-hora (kWh) O la cantidad que resulte al restarle al precio total que le cobra a sus Clientes, convertido en centavos por kilovatio-hora (kWh), el cargo por ajuste, por compra de energía y combustible. B. La Autoridad comprará al Cliente el 75% del sobrante y el 25% lo acreditará a la factura de electricidad del Departamento de Educación. 5.8 Para los clientes que participen en el Programa de Medición Neta Agregada, además de lo dispuesto en los incisos anteriores, aplica lo siguiente: A. Propiedades ubicadas en la misma localidad La cantidad máxima de energía a acreditarse a todos los acuerdos de servicio agregados dentro de la localidad donde ubique el GD es igual al 100% del consumo de las propiedades en el mismo. Esta energía se acreditará primero al acuerdo de servicio asociado al GD y el exceso se acreditará equitativamente al resto de los acuerdos de servicio que estén en la misma cuenta. B. Propiedades ubicadas en localidades diferentes La cantidad máxima de energía a acreditarse a todos los acuerdos de servicio agregados es igual al 120% del consumo de las propiedades en la localidad donde ubique el GD. Se acreditará el 100% del consumo de las propiedades en la localidad donde ubica el GD y el restante 20% de la producción de energía se acreditará equitativamente a los acuerdos de servicio en las demás localidades que estén en la misma cuenta. 6. OBLIGACIONES Y DEBERES DEL CLIENTE 6.1 El Cliente comenzará la operación en paralelo del GD con el sistema de la Autoridad, luego de que la interconexión sea aprobada por ésta, ambas Partes firmen este Acuerdo y se cumpla con cualquier otro requisito necesario para la interconexión del proyecto, tal como el Permiso de Uso para aquellos proyectos que lo requieran. La Autoridad se reserva el derecho de que un representante autorizado inspeccione la instalación del GD. 6.2 El Cliente será responsable del diseño, instalación, operación, mantenimiento y costos de: A. El GD, el cual se instalará en conformidad con el Reglamento, National Electrical Code (NEC), National Electrical Safety Code (NESC), Reglamento para la Certificación de Planos de Proyectos de Construcción 8 Eléctrica y de otras leyes, política pública, reglamentos, manuales, normas, patrones, comunicados técnicos y estándares de la industria eléctrica vigentes adoptados por la Autoridad y las agencias reguladoras aplicables. B. El sistema de protección y control para proteger su instalación y el sistema de la Autoridad de condiciones inseguras de operación, como por ejemplo: sobrecarga eléctrica, variaciones de voltajes y corrientes de falla. Si ocurre un disturbio eléctrico, los equipos de protección desconectarán el GD del sistema de la Autoridad. C. Los equipos necesarios para cumplir con los requisitos técnicos para GD con capacidad mayor de 1 MW. D. El interruptor manual apropiado para los niveles de voltaje y capaz de interrumpir la corriente a la cual estará expuesto, según aplique. Este interruptor proveerá para asegurar la posición de abierto con un candado de la Autoridad. E. El sistema de interconexión requerido para conectar el GD y los equipos necesarios para mitigar los problemas de calidad de potencia que ocasione el mismo al sistema de la Autoridad O a otros clientes. 6.3 El Cliente garantizará que el GD no cause daños al servicio eléctrico ni a la calidad de la señal eléctrica de la Autoridad O de otros clientes y que el mismo no interfiera con la operación de otros GD, así como de cualquier otro equipo. 6.4 El Cliente protegerá, operará y mantendrá el GD en conformidad con aquellas prácticas y métodos, enmendados y actualizados, que se utilizan comúnmente en la ingeniería y las compañías de electricidad para garantizar una operación segura del GD. 6.5 Para proyectos con capacidad mayor de 1 MW, el Cliente también es responsable de: A. Entregar el informe de las estrategias para cumplimiento con los requisitos técnicos del GD que incluya: descripción de la estrategia de cumplimiento del GD con el requisito de factor de potencia unitario continuo y la descripción de la estrategia de cumplimiento con el requisito de respuesta ante variación en frecuencia en el punto de interconexión y la certificación de cumplimiento de requisitos técnicos del GD. B. Proveer, instalar y mantener dos medidores de potencia en el punto de interconexión para uso exclusivo de la Autoridad; uno ubicado a la salida del GD para la medición de su producción y el otro para la medición del sistema de almacenamiento de energía en las instalaciones del GD. La Autoridad provee las especificaciones de estos medidores. Los medidores se energizarán a través de CT y VT con clasificación de precisión para medición (metering accuracy class). El medidor del sistema de almacenamiento de energía tiene que proveer como mínimo las siguientes señales digitales: 9 1) Potencia activa del sistema de almacenamiento (kW) 2) State of charge (SOC), lo cual es una medida del porciento de carga en el sistema de almacenamiento 3) Disponibilidad del sistema: activo/inactivo (enable/disable) 4) Energía equivalente disponible para el requisito de respuesta en frecuencia 5) Radiación solar promedio (plano inclinado) C. Proveer, instalar y mantener el medio de comunicación para uso exclusivo de la Autoridad y los equipos de seguridad cibernética, con capacidad suficiente para poder comunicar los medidores instalados en el GD con el sistema SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) a través del equipo más cercano conectado a la red de control de la Autoridad. La Autoridad provee las especificaciones de los equipos requeridos y tiene que aprobar los mismos antes de su compra. 6.6 Estudios y Pruebas de Aceptación: A. Antes de operar el GD en paralelo con el sistema de transmisión O subtransmisión eléctrica de la Autoridad, el Cliente probará el generador, el sistema de protección y control, el interruptor de interconexión, el interruptor manual y los equipos necesarios para cumplir con los requisitos técnicos, según apliquen. 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 solicite pruebas adicionales. B. El Cliente O su representante autorizado es responsable de entregar a la Autoridad el informe de las pruebas realizadas, certificado por un ingeniero electricista licenciado y colegiado, autorizado a ejercer la profesión de ingeniería en Puerto Rico, mediante el documento Certificación de Pruebas para Sistemas de Generación Distribuida (GD) a Interconectarse con el Sistema de Transmisión O Subtransmisión de la AEE, el cual se incluye como Anejo 3 y queda incorporado a este Acuerdo. C. Para GD que consisten de inversores que cumplen con los requisitos del estándar IEEE 1547, IEEE 519 y demás estándares aplicables en la industria, pero su diseño requiere la instalación de transformadores stepup, alimentadores u otros equipos para conectarse con las instalaciones privadas del Cliente, éste es responsable de realizar estudios de calidad de señal (power quality) en el punto de interconexión del GD y en el punto de entrega de energía de la Autoridad. Además, es responsable de realizar las mejoras O modificaciones necesarias al GD para que se cumpla en ambos puntos con los requisitos de calidad de señal (distorsión de armónicas, parpadeo, etc.) establecidos en los estándares IEEE 1547, IEEE 519 y demás estándares aplicables. Esto también aplica para GD 10 que consisten de generadores sincrónicos, de inducción y aerogeneradores, cuyos sistemas de protección y control y de interconexión se componen de equipos y dispositivos que no están certificados bajo los estándares IEEE 1547 y UL 1741. El Cliente tiene que entregar a la Autoridad los informes de los resultados de los estudios realizados, donde se certifique este cumplimiento. Los informes de estudios de calidad de señal se incluyen como Anejo 4 y quedan incorporados a este Acuerdo. D. Para GD con capacidad de 1 MW o menos, la Autoridad autoriza la interconexión del GD luego de evaluar y aceptar los informes recibidos de las pruebas realizadas. 6.7 Pruebas de Aceptación Adicionales para GD con Capacidad Mayor de 1 MW: A. El Cliente O su representante autorizado es responsable de suministrar evidencia de que el informe de estrategias de cumplimiento de requisitos técnicos del GD entregado cumple con los requisitos técnicos de respuesta ante variaciones de frecuencia y factor de potencia unitario continuo en el punto de interconexión y de la aceptación del mismo por parte de la Autoridad. De no presentar esta evidencia, el Cliente no puede proceder con el proceso de pruebas de aceptación. B. El Cliente O su representante autorizado tiene que presentar en la Oficina de Ingeniería de Distribución de la División de Distribución Eléctrica el procedimiento que utilizará para realizar las pruebas que demuestren el cumplimiento con los requisitos técnicos de respuesta ante variaciones de frecuencia y de factor de potencia unitario continuo en el punto de interconexión. La Autoridad evalúa este procedimiento con el objetivo de verificar si el alcance y la metodología de pruebas propuesta son adecuados para medir el cumplimiento con estos requisitos técnicos. C. El Cliente O su representante autorizado es responsable de realizar las pruebas de aceptación al GD, según el procedimiento de pruebas evaluado y aprobado por la Autoridad, y de entregar a la Autoridad un informe sobre las mismas que evidencie y demuestre que el GD cumple con los requisitos técnicos de respuesta ante variaciones de frecuencia y factor de potencia unitario continuo en el punto de interconexión. D. El Cliente O su representante autorizado es responsable de entregar los planos enmendados. 6.8 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 fabricante, 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, 11 estándares aplicables y las recomendaciones del fabricante. 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 Transmisión O Subtransmisión Eléctrica de la AEE. 2) El Cliente o su contratista autorizado tiene que notificar de forma electrónica a la Oficina de Inspecciones de la región la fecha para 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 solicite pruebas adicionales. 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 Transmisión y Subtransmisión de la AEE, con los resultados firmados 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. Previa coordinación con el Cliente, la Autoridad podrá hacer inspecciones físicas a los GD interconectados con su red eléctrica con el objetivo de verificar que éstos no hayan sido modificados sin su autorización. 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. 6.9 El Cliente proveerá acceso a las instalaciones del GD para que los empleados de la Autoridad puedan ejecutar sus deberes para, sin limitarse a: (a) inspeccionar periódicamente los sistemas de medición y de protección y control; (b) leer O probar equipo de instrumentación que la Autoridad instale; (c) mantener O reparar equipo de la Autoridad; (d) desconectar el GD cuando la Autoridad: entienda que existe una emergencia; tenga que realizar trabajos; 0 detecte que causa fluctuaciones de voltaje O frecuencia, parpadeos o problemas 12 de calidad de potencia (e) cualquier trabajo relacionado con el medidor de este no estar en un lugar accesible y (f) desconectar el GD bajo las causas de incumplimiento establecidas en el inciso 13.1 de este Acuerdo. Una vez la Autoridad desconecte el GD, el Cliente no podrá operar el mismo hasta que se corrija la condición que provocó la desconexión y la Autoridad lo apruebe. El acceso al personal de la Autoridad se coordinará previamente con el Cliente, excepto cuando exista una situación de emergencia. 6.10 El Cliente tiene que proveer un medio de desconexión en el lado de voltaje AC del inversor, según establecido en el National Electrical Code (NEC). En los casos de GD con capacidad mayor de 300 kW, se requiere, además, que instale un interruptor manual externo que esté 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 éste 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. En aquellas instalaciones que no cuenten con un interruptor manual o que el Cliente no provea acceso al personal de la Autoridad para operar el mismo, la desconexión se realizará desde el interruptor de la subestación del Cliente (desconectivo externo Núm. 1), en el que se desconectará tanto el GD como el servicio eléctrico que la Autoridad provee al Cliente. 6.11 Una vez la Autoridad endose los planos de instalaciones eléctricas del GD propuesto, si el Cliente desea realizar cambios o modificaciones, tiene que notificar electrónicamente y proveer documentación técnica del equipo a la Oficina de Distribución Eléctrica antes de realizar la modificación. La Autoridad evaluará los cambios al GD y determinará la acción correspondiente. 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. Si las modificaciones o cambios resultan en un aumento de capacidad de generación AC O en cambios en el tipo de tecnología del generador, el Cliente presentará una nueva Solicitud para la evaluación del proyecto propuesto. Si los cambios o modificaciones se relacionan con un aumento en capacidad de generación AC en las instalaciones del Cliente, la Autoridad determinará si éste puede continuar operando bajo este Acuerdo. Los cambios O modificaciones en el sistema de protección y control del GD los tiene que evaluar y aprobar la Autoridad. Si el Cliente modifica el GD sin el consentimiento de la Autoridad, ésta tendrá derecho a desconectar preventivamente el mismo hasta que verifique que las modificaciones no ponen en riesgo la seguridad y confiabilidad del sistema de la Autoridad. 6.12 El Cliente obtendrá y mantendrá todos los permisos e inspecciones que indican que el GD cumple con todos los códigos aplicables de construcción y seguridad. 13 7. SEGUROS DE RESPONSABILIDAD PÚBLICA GENERAL 7.1 El Cliente obtendrá y mantendrá vigente durante la duración de este Acuerdo una póliza de Seguro de Responsabilidad Pública General con límites de $1,000,000 por ocurrencia y $1,000,000 agregado. 7.2 Excepción El Cliente que reciba autorización de la Autoridad para interconectar un GD a base de inversor, con capacidad menor de trescientos kilovatios (300 kW), con el sistema de transmisión y subtransmisión eléctrica, está exento de una póliza de Seguro de Responsabilidad Pública General. En estos casos, el Cliente tiene que firmar un Acuerdo para la Exoneración de Requisito de Seguro. 7.3 La póliza de Responsabilidad Pública General se endosará como sigue: A. Como asegurado adicional: Autoridad de Energía Eléctrica Oficina Administración de Riesgos Apartado 364267 San Juan, PR 00936-4267 B. Un endoso que incluya este Acuerdo bajo la cubierta de responsabilidad contractual identificando las Partes de este Acuerdo. C. Relevo de subrogación en favor de la Autoridad de Energía Eléctrica. D. Notificación de cancelación O no renovación con treinta (30) días de anticipación y acuse de recibo a la dirección anterior. E. La violación de cualquier garantía o condición de esta póliza no perjudicará el derecho de la Autoridad de Energía Eléctrica bajo dicha póliza. 7.4 La póliza de seguro solicitada tiene que presentarse de manera aceptable para la Autoridad. El Cliente tiene que proveer un certificado de seguro en formato digital, originado por una compañía O agencia aseguradora autorizada a realizar negocios en Puerto Rico, que describa la cubierta que mantiene. Esta certificación tiene que emitirse en el formulario Acord, generalmente utilizado por las aseguradoras. Además, tiene que incluir los endosos en formato digital. 7.5 Esta póliza tiene que renovarse anualmente y enviarse a la Autoridad. En caso de que no se cumpla con este requisito de renovación de la póliza, la Autoridad cancelará inmediatamente el Acuerdo. 8. CESIÓN DEL ACUERDO En caso de que cambie el tenedor de la cuenta de servicio eléctrico en la propiedad donde se encuentre instalado el GD, el nuevo Cliente tiene que firmar un nuevo Acuerdo con la Autoridad. De esta manera, el Cliente cederá los derechos y obligaciones contraídos bajo el Acuerdo vigente al nuevo tenedor de la cuenta, sin tener que procesar una nueva solicitud de interconexión y medición neta. La Autoridad desconectará el GD hasta que el nuevo tenedor 14 firme el Acuerdo. De firmarse el nuevo Acuerdo al momento de la cancelación del anterior, no se requerirá desconectar el GD. 9. DERECHO APLICABLE Y TRIBUNALES COMPETENTES Este Acuerdo estará sujeto a y se interpretará por las leyes del Estado Libre Asociado de Puerto Rico. Además, las Partes contratantes acuerdan expresamente que las controversias que surjan entre ellas en relación con este Acuerdo se regirán según lo establecido en la Sección X: Procedimiento Apelativo del Reglamento. 10. RESPONSABILIDAD Las Partes comparecientes acuerdan que sus respectivas responsabilidades por daños y perjuicios en este Acuerdo serán según establecidas por el Código Civil de Puerto Rico y la jurisprudencia del Tribunal Supremo de Puerto Rico. 11. RELEVO DE RESPONSABILIDAD El Cliente acuerda relevar y exonerar de responsabilidad e indemnizar a la Autoridad por todos los gastos y costos de cualquier naturaleza, incluyendo honorarios de abogado, en que ésta incurra y que se originen O surjan en relación con reclamaciones de terceras personas por daños personales, incluyendo la muerte, O por daños a la propiedad, pero cuyos daños se ocasionaron por acciones u omisiones del Cliente en el cumplimiento O incumplimiento de sus obligaciones bajo este Acuerdo. Esta disposición prevalecerá a la terminación o expiración de este Acuerdo. 12. FUERZA MAYOR Las Partes contratantes se excusarán del cumplimiento de sus obligaciones contractuales y no serán responsables por daños y perjuicios ni por cualquier otro concepto, en la medida en que su incumplimiento se deba a un evento de fuerza mayor. Para fines de este Acuerdo, fuerza mayor significa cualquier causa no atribuible a la culpa o negligencia, y que quede fuera del control, de la Parte que reclame la ocurrencia de un evento de fuerza mayor. Fuerza mayor puede incluir, pero sin limitarse a, lo siguiente: disturbios industriales, actos del enemigo público, guerra, bloqueos, boicots, motines, insurrecciones, epidemias, terremotos, tormentas, inundaciones, disturbios civiles, cierres patronales, fuegos, explosiones, interrupción de servicios debido a acciones u omisiones de cualquier autoridad pública; disponiéndose que estos eventos, O cualquiera otro que se reclame como uno de fuerza mayor, y/o sus efectos, estén fuera del control y no sean consecuencia de la culpa O negligencia de la Parte que reclama la ocurrencia de un evento de fuerza mayor, y que dicha Parte, dentro del término de diez (10) días, contados a partir de la ocurrencia de la alegada 15 fuerza mayor, notifique la misma por escrito a la otra Parte describiendo los pormenores del evento y su duración estimada. El peso de la prueba, en cuanto a si ocurrió un evento de fuerza mayor o no, será de la Parte que reclame que la misma ocurrió. 13. CAUSAS DE INCUMPLIMIENTO; REMEDIOS 13.1 La violación de cualquiera de los términos y condiciones de este Acuerdo, del Reglamento O del Reglamento Términos y Condiciones Generales para el Suministro de Energía Eléctrica, le darán a la Autoridad el derecho a desconectar el GD. En aquellas instalaciones que no cuenten con un interruptor manual O que el Cliente no provea acceso al personal de la Autoridad para operar el mismo, la desconexión se realizará desde el interruptor de la subestación del Cliente (desconectivo externo Núm. 1). 13.2 No obstante lo dispuesto en este Acuerdo, la responsabilidad de cada Parte se limitará sólo a daños directos y en ningún momento las Partes serán responsables por los daños incidentales, punitivos, resultantes o indirectos. 13.3 La Autoridad no será responsable de los daños por fluctuaciones o interrupciones del sistema de la Autoridad. Esta disposición prevalecerá al vencimiento o terminación de este Acuerdo. 14. SEPARABILIDAD Si algún tribunal con jurisdicción y competencia declara alguna de las cláusulas de este Acuerdo nula o inválida, ello no afectará la validez y eficacia de las restantes cláusulas del mismo y las Partes contratantes se comprometen a cumplir con sus obligaciones bajo tales cláusulas no afectadas por la determinación judicial de nulidad o invalidez. 15. ENMIENDAS Y MODIFICACIONES Este Acuerdo sólo podrá enmendarse O modificarse por escrito y por mutuo acuerdo entre las Partes. 16. NOTIFICACIONES Cualquier notificación que deban hacerse las Partes contratantes, en conformidad con este Acuerdo, se enviará por escrito y se entenderá que la misma fue efectiva, debidamente, al momento de su entrega personal o por correo a las siguientes direcciones: 16 A la Autoridad: Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico PO Box 364267 San Juan, Puerto Rico 00936-4267 Atención: (Nombre Representante Autorizado) (Puosto) Al Cliente: (Nombre dol Cliente) (Direccion postal) (Dirección postal) Atención: (Nombre) Por lo cual, los comparecientes en este acto están de acuerdo en todo lo antes expuesto y por encontrarlo conforme a sus deseos, lo aceptan en todas sus partes sin reparo alguno y proceden a firmarlo en , Puerto Rico, hoy de de 20 Autoridad de Energía Eléctrica: Cliente: Seguro Social Patronal: 660-43-3747 (Nombre Representante Division Distribución Electrica) (Municipio) (Titulo) (Nombre Alcaide) (Firma) (Firma) (Fecha) (Focha) En caso de que el Cliente interese participar en el Programa de Medición Neta, se requiere la siguiente aprobación: (Nombre Representante Departamento Ventos al por Mayor) (Titulo) (Firma) (Fecha)