Regl. 8916, art. C dup6
Factor de Potencia Unitario Continuo
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Cite as Reglamento Núm. 8916, Art. C dup6
1.
A continuación se presenta el requisito de factor de potencia unitario según la
capacidad del GD, el cual se basa en las guÃas establecidas en los estándares
de interconexión de sistemas de generación utilizados en la industria eléctrica y
en la evaluación de reportes pruebas de GD interconectados con el sistema de
la Autoridad:
a.
GD con capacidad menor de 500 kW
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
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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 dÃas consecutivos en intervalos no mayores de cinco minutos.
3)
Si durante las pruebas de monitoreo ocurre una condición crÃtica
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 dÃas consecutivos adicionales.
b.
GD con capacidad de 500 kW hasta 1 MW
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 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
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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 dÃas 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 perÃodo de pruebas O luego de aprobada la
interconexión del GD, ocurre una condición crÃtica 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.
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
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potencia mÃnimo 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)
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 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 dÃas 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 perÃodo de pruebas o luego de aprobado el GD,
ocurre una condición crÃtica 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 0 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
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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.
2.
Al momento de solicitar la evaluación del proyecto del GD, el cliente es
responsable de entregar la documentación técnica que certifique que los
inversores cumplen con el requisito de factor de potencia unitario para todo nivel
de generación de potencia activa y la estrategia (programación, modificaciones
en el sistema de control, ajustes en el campo, etc.) que demuestre el
cumplimiento con dicho requisito, según se describe a continuación:
a.
Para GD con tecnologÃa a base de inversores y con capacidad de 1 MW o
menos:
1)
En los casos de GD en que todos los inversores se ubican en la
subestación del cliente y no dispersos en la localidad del cliente, y
se conectan directamente a la instalación eléctrica (barra eléctrica
O switchgear) sin requerirse la instalación de transformadores step
up, circuitos colectores u otros equipos para la interconexión de
dichos inversores, el cliente entrega la documentación técnica que
certifique que es posible realizar la programación o las
modificaciones en el sistema de control O los ajustes en el campo
necesarios en los inversores para que los mismos cumplan con el
requisito de factor de potencia unitario continuo en el punto de
interconexión.
2)
En los casos de GD que consistan de dos o más inversores
dispersos geográficamente en la localidad del cliente, los cuales se
conectan a las instalaciones privadas del cliente en el punto de
interconexión mediante equipos, tales como transformadores step
up y circuitos colectores, el cliente tiene que:
a)
Incluir en el diagrama monolineal del diseño del GD, los
equipos a instalarse para cumplimiento con el requisito de
factor de potencia unitario en el punto de interconexión.
b)
Entregar documentación técnica que describa la estrategia
para cumplir con el requisito de factor de potencia unitario
en el punto de interconexión. Si el diseñador del proyecto
decide utilizar un controlador de planta (power plant
controller PPC) para cumplir con este requisito, se tiene
que incluir la descripción técnica y programación del mismo.
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b.
Para GD con tecnologÃa a base de inversores y con capacidad mayor de
1 MW, el cliente tiene que:
1)
Incluir en el diagrama monolineal del diseño del GD, los equipos a
instalarse para cumplimiento con el requisito de factor de potencia
unitario en el punto de interconexión.
2)
Entregar documentación técnica que describa la estrategia para
cumplir con el requisito de factor de potencia unitario en el punto
de interconexión. Esta documentación tiene que incluir la
descripción técnica y programación del controlador de planta
(power plant controller PPC) y de cualquier otro equipo de control
necesario para cumplir con este requisito.
C.
Para GD que consisten de generadores sincrónicos, de inducción o
aerogeneradores, el cliente tiene que:
1)
Incluir en el diagrama monolineal del diseño del GD, los equipos a
instalarse para cumplimiento con el requisito de factor de potencia
unitario en el punto de interconexión.
2)
Entregar una descripción detallada y explicación de la estrategia
para mantener el factor de potencia unitario continuo en el punto
de interconexión. Esta documentación tiene que incluir la
descripción técnica y programación del controlador de planta
(power plant controller PPC) y de cualquier otro equipo de control
necesario para cumplir con este requisito.
3.
Al momento de solicitar el endoso de los planos de GD que consisten de
generadores sincrónicos, de inducción o aerogeneradores del GD, el cliente es
responsable de entregar el diagrama de protección y control, los equipos y
funciones que evidencien el cumplimiento con el requisito de factor de potencia
unitario en el punto de interconexión.
4.
En los casos de GD con capacidad mayor de 1 MW hasta 5 MW se tiene que
incluir un medidor a la salida del GD junto con los medios de comunicación entre
éste y el relé de protección de dicho GD. Este medidor enviará información o
indicaciones del factor de potencia en el punto de interconexión al relé de
protección. Este medidor es uno de los descritos en el inciso 7, ArtÃculo E, de
esta Sección.
ArtÃculo D: Calidad de la Señal Eléctrica (Power Quality)
1.
El cliente es responsable de que el GD cumpla con los requisitos de calidad de
la señal eléctrica especificados en los estándares IEEE 519, IEEE 1453,
IEEE 1159, IEEE 1547, UL 1741 y demás estándares aplicables.
2.
La interconexión del GD no puede causar degradación en la calidad de la señal
del sistema eléctrico de la Autoridad. Algunos ejemplos de degradación de la
calidad de la señal eléctrica pueden ser, sin limitarse a: desbalance y regulación
de voltaje, distorsión armónica, parpadeo (flicker), bajas de voltaje (voltage
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sags), interrupciones, ferroresonancia, y fenómenos transitorios. De surgir estos
eventos, el GD se tiene que desconectar del sistema eléctrico de la Autoridad
hasta que el cliente realice las modificaciones necesarias para mitigar los
problemas de calidad de la señal eléctrica causados por su GD. En aquellas
instalaciones que no cuenten con un interruptor manual O que no se provea
acceso al personal de la Autoridad para operar el mismo, la desconexión se
realizará desde el interruptor de la subestación del cliente (Núm. 1), lo cual
interrumpirÃa el servicio eléctrico provisto por la Autoridad al cliente.
3.
El GD se interconecta con el sistema de transmisión O subtransmisión eléctrica
de la Autoridad a través de un transformador de interconexión, el cual puede ser
el transformador que provee servicio eléctrico a las cargas del cliente. La
Autoridad requiere que la configuración de la interconexión de los embobinados
en el lado primario (Autoridad) sea delta y en el secundario (cliente) sea estrella
a tierra. La conexión de este trasformador tiene que ser del tipo que produzca
en el lado primario un voltaje que esté adelantado 30° con respecto al voltaje del
lado secundario.
4.
El cliente es responsable de realizar y sufragar los costos de las modificaciones
necesarias para mitigar los problemas de calidad de la señal eléctrica que
ocasione su GD al sistema eléctrico de la Autoridad o a otros clientes y para
cumplir con los requisitos establecidos en los estándares detallados
anteriormente.
5.
En caso de que el GD del cliente incluya generadores de inducción, éste es
responsable de proveer la compensación de potencia reactiva en el arranque
para controlar los cambios abruptos en el voltaje. La estrategia de
compensación de potencia reactiva debe implementarse mediante tecnologÃas
que garanticen la ausencia de brincos (discontinuidades), esto es, mantener un
control continuo de la potencia reactiva.
6.
El cliente es responsable de que las inyecciones de voltaje y corriente con
contenido armónico no aumenten el calentamiento termal en los transformadores
y reactores, ni pueden causar fallas, sobrecargas O mal funcionamiento de
equipos y voltajes resonantes, entre otros, al sistema eléctrico de la Autoridad.
Éstas tampoco pueden interferir con los circuitos y sistemas de telecomunicación
0 de señales.
7.
En los casos de los GD detallados a continuación, el cliente es responsable de
realizar estudios de calidad de la señal eléctrica (distorsión de armónicas,
desbalance de voltaje, voltage flicker, etc.) en el punto de interconexión del GD y
en el punto de entrega de energÃa de la Autoridad. Durante el proceso de
inspección del proyecto, el cliente tiene que entregar los informes de estos
estudios, los cuales certifiquen que el GD cumple con el estándar IEEE 1547,
IEEE 519 y demás estándares de la industria eléctrica aplicables. Este requisito
aplica a GD que consisten de:
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a.
Inversores que cumplen con los requisitos del estándar IEEE 1547 y que
se conectan a las instalaciones privadas del cliente en el punto de
interconexión, por medio de transformadores step up, circuitos colectores
u otros equipos.
b.
Generadores sincrónicos, de inducción O aerogeneradores, cuyos
sistemas de protección y control y de interconexión se componen de
equipos y dispositivos que no están certificados con los estándares
IEEE 1547 y UL 1741.
8.
Para GD con capacidad desde 500 kW hasta 1 MW, la Comisión podrá requerir
los estudios de confiabilidad necesarios.
ArtÃculo E: Medición
1.
El GD se conecta con el sistema de transmisión 0 subtransmisión eléctrica a
través del equipo de medición de la Autoridad en las instalaciones del cliente.
2.
El equipo de medición que se instala a los clientes conectados al sistema de
transmisión y subtransmisión eléctrica de la Autoridad tiene la función de lectura
bidireccional y de perfil de carga histórico. Esto es esencial para realizar
auditorÃas periódicas y registrar la energÃa entregada al sistema eléctrico de la
Autoridad y la energÃa recibida por el cliente. En un término no mayor de veinte
dÃas laborables a partir del endoso de los planos, la Autoridad tiene que verificar
y configurar el medidor del cliente, de ser necesario, para incluir estas funciones
0 reemplazar el existente por uno con esas funciones, según sea el caso.
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 fÃsicamente
accesible, la lectura del medidor se podrá realizar remotamente. El acceso fÃsico
al medidor no será un requisito en ninguna etapa del proceso de interconexión
del GD. Por lo tanto, la Autoridad no rechazará solicitud alguna, ni negará
endoso alguno o requerirá la relocalización de un medidor existente, con la
excepción de aquellos casos donde su ubicación no cumpla con los estándares
de seguridad establecidos por el NEC vigente.
4.
Las caracterÃsticas mÃnimas requeridas del medidor que la Autoridad instala para
clientes que interconectan GD con su sistema de transmisión y subtransmisión
eléctrica son las siguientes:
a.
Se energiza a través de CT y VT con clasificación de precisión para
medición (metering accuracy class).
b.
Ser totalmente electrónico (solid state electronic meter).
C.
Tener medición en cuatro cuadrantes, midiendo energÃa real y reactiva,
recibida y entregada.
d.
Tener capacidad de memoria para grabar un mÃnimo de sesenta dÃas de
consumo en intervalos de quince minutos, con un mÃnimo de siete
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canales de memoria que registre: kWh entregados, kVARh entregados,
kWh recibidos, kVARh recibidos y voltios cuadrados hora para las tres
fases.
e.
Ser capaz de comunicarse a través del sistema de medición remota de la
Autoridad.
5.
La Autoridad es responsable de darle mantenimiento al medidor y a los CT y VT.
6.
La Autoridad puede modificar los requisitos del equipo de medición de acuerdo
con las necesidades operacionales futuras de la empresa y la capacidad del GD
del cliente.
7.
Para GD con capacidad mayor de 1 MW, el cliente es responsable de proveer,
instalar y mantener:
a.
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, potencia instantánea (activa y reactiva) y factor de
potencia; y el otro para la medición de la potencia instantánea (activa y
reactiva) del sistema de almacenamiento de energÃa en las instalaciones
del GD. La Autoridad provee las especificaciones de estos medidores y
de los equipos a utilizar para la comunicación con el sistema SCADA.
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 energÃa tiene que proveer como mÃnimo
las siguientes señales digitales:
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)
EnergÃa equivalente disponible para el requisito de respuesta en
frecuencia
5)
Radiación solar promedio (plano inclinado)
b.
De ser necesario cualquiera otra señal que no pueda ser obtenida por
medio de los medidores, se le requerirá establecer una comunicación
adicional desde el controlador de planta (PPC) del GD hasta el equipo de
comunicación requerido.
C.
Un medio (sistema) de comunicación con capacidad suficiente para poder
comunicar los medidores instalados en el GD con el sistema SCADA.
Esta interconexión se establecerá a través del equipo más cercano
conectado a la red de la Autoridad con capacidad para manejar esta
comunicación. Este medio de comunicación será para uso exclusivo de la
Autoridad, quien provee las especificaciones del mismo al cliente.
d.
El medio fÃsico de este sistema de comunicación debe ser un cable de
fibra óptica monomodo con capacidad mÃnima de 12 hilos entre la
localidad del GD y el nodo establecido por la Autoridad para conexión del
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proyecto. El cable de fibra óptica debe cumplir con las especificaciones
que la Autoridad provea al cliente. La Autoridad tiene que aprobar estos
equipos antes de su compra.
e.
El sistema de comunicación incluirá los equipos de telecomunicaciones
necesarios para transportar la información y señalización entre el GD y la
red de la Autoridad. Este equipo incluye routers, firewalls, multiplexores y
otros equipos de transporte y telecomunicaciones según sea necesario.
La Autoridad proveerá las especificaciones del mismo al cliente. La
Autoridad tiene que aprobar estos equipos antes de su compra.
f.
Los equipos de seguridad cibernética correspondientes. La Autoridad
provee las especificaciones de estos equipos al cliente. La Autoridad
tiene que aprobar estos equipos antes de su compra.
ArtÃculo F: Requisitos Técnicos para GD con Capacidad Mayor de 1 MW
1.
Informe de las Estrategias Propuestas para Cumplimiento con los
Requisitos Técnicos del GD
a.
Se requiere enviar en archivo digital con formato PDF el informe de las
estrategias propuestas para el cumplimiento con los requisitos técnicos
del GD y la certificación de cumplimiento de requisitos técnicos del GD
firmada digitalmente por un ingeniero licenciado y colegiado donde se
certifique el cumplimiento del GD con los requisitos técnicos incluidos en
esta Sección.
b.
El informe de estrategias de cumplimiento de requisitos técnicos del GD
tiene que incluir:
1)
Descripción de la estrategia de cumplimiento del GD con el
requisito de factor de potencia unitario en el punto de
interconexión. Ésta debe incluir información técnica del
manufacturero de los equipos asociados al cumplimiento de este
requisito.
2)
Descripción de la estrategia de cumplimiento del GD con el
requisito de respuesta ante variación en frecuencia en el punto de
interconexión. Ésta debe incluir información técnica del
manufacturero de los equipos asociados al cumplimiento de este
requisito.
C.
La Autoridad puede requerir el estudio del modelo matemático de GD
interconectados O a interconectarse con el sistema de transmisión y
subtransmisión eléctrica si dicha necesidad surge de la realización de
estudios de integración de fuentes de energÃa renovable con la red
eléctrica, de estudios de planificación de dicha red a largo plazo,
conocidos como planes integrados de recursos, y de los estudios
especializados de planificación del sistema de potencia eléctrica de
Puerto Rico. Estos estudios especializados de planificación incluyen, sin
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limitarse a, estudios de estabilidad en voltaje, estudios de factor de
potencia y necesidad de compensación de potencia reactiva y estudios de
estabilidad transitoria y necesidad de reserva rápida. Los estudios de
planes integrados de recursos se revisan cada tres años y los de
integración de fuentes renovables según las leyes y reglamentaciones lo
requieran. El cliente tiene el derecho a reunirse con el personal de la
Autoridad para discutir los resultados de los estudios mencionados que
justifiquen la entrega del modelo matemático del GD. Dado que los
resultados de estos estudios contienen información confidencial de la
infraestructura crÃtica de la red eléctrica, la Autoridad puede omitir dicha
información en la discusión de los resultados o requerir que el cliente
firme un acuerdo de confidencialidad antes de mostrarle dicha
información. La Autoridad notificará al cliente el requisito de entregar el
modelo matemático del GD en la carta de evaluación del proyecto.
d.
Conforme con las mejores prácticas de la industria eléctrica, el cliente O
representante autorizado es responsable de realizar los estudios de
ingenierÃa necesarios para asegurar que el diseño del GD cumple con los
requisitos técnicos incluidos en este Reglamento. Los resultados de este
estudio permiten evaluar y establecer el nivel de cumplimiento del GD con
los requisitos técnicos de interconexión antes de que se construya el
sistema y se realicen las pruebas al mismo. Esto evita atrasos y gastos
adicionales en que tenga que incurrir el cliente en etapas posteriores.
e.
Antes de operar 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 las pruebas de
aceptación establecidas en el ArtÃculo G, Sección V, de este Reglamento,
que el GD cumple con estos requisitos técnicos.
2.
Respuesta ante Variación en Frecuencia
a.
El GD tiene que proveer una respuesta primaria a variaciones en
frecuencia. Ésta tiene que ser proporcional a la desviación de la
frecuencia nominal, similar a la respuesta del gobernador de un
generador convencional. La razón de respuesta a variación en frecuencia
tiene que ser 5% o menor, la cual es la pendiente (droop) utilizada en
generadores convencionales. Esta razón tiene que determinarse con la
capacidad AC nominal del GD. El GD tiene que proveer, como mÃnimo,
respuesta para variaciones positivas y negativas en frecuencia hasta
0.3 Hz más allá de una banda muerta (dead band) de 0.02% o 0.012 Hz.
b.
El cumplimiento con este requisito puede ser provisto mediante el uso de
tecnologÃa disponible y aprobada en la industria eléctrica. La decisión
sobre la estrategia para cumplir con el mismo la toma el diseñador O
dueño del GD.
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C.
En los casos en que se utilicen sistemas de almacenamiento de energÃa,
el diseño tiene que contemplar, como mÃnimo, una energÃa 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. El diseño tiene que contemplar esta misma capacidad de
almacenamiento de energÃa 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.
d.
El diagrama monolineal del diseño del GD que se entrega junto con la
solicitud de evaluación del proyecto tiene que incluir los equipos a
instalarse para cumplimiento con el requisito de respuesta ante
variaciones en frecuencia.
e.
El informe de las estrategias propuestas para el cumplimiento del GD que
se entrega durante el proceso de endoso de los planos tiene que incluir
una descripción detallada y la explicación de la estrategia de control para
cumplir con el requisito de respuesta ante variaciones en frecuencia
descrito en los incisos anteriores.
ArtÃculo G: Pruebas, Modificaciones y Mantenimiento del GD
1.
Pruebas de Aceptación
a. Antes de operar en paralelo con el sistema de transmisión y
subtransmisión eléctrica de la Autoridad, el cliente 0 su representante
autorizado tiene que realizar pruebas al GD, las cuales tienen que cumplir
con los requisitos de la Autoridad, el estándar IEEE 1547 y demás
estándares aplicables. Las pruebas son responsabilidad del cliente y
tienen que estar certificadas por un ingeniero electricista licenciado y
colegiado, mediante el documento Certificación de Pruebas para
Sistemas de Generación Distribuida (GD) a Interconectarse con el
Sistema Transmisión O Subtransmisión de la AEE, el cual está disponible
en la página de la Autoridad en Internet. Este documento muestra las
pruebas mÃnimas que se tienen que realizar al GD. La Autoridad puede
requerir pruebas adicionales de ser necesario.
b.
El cliente O su contratista autorizado tiene que notificar de forma
electrónica a la Oficina de Inspecciones de la región donde se instale
el GD, la fecha para realizar las pruebas de aceptación, con por lo menos
diez dÃas laborables de anticipación. De no estar disponible el portal
cibernético, el cliente notificará mediante el documento Notificación de
Pruebas del Sistema de Generación Distribuida, disponible en el portal de
la Autoridad en Internet (www.aeepr.com/medicionneta). La Autoridad se
reserva el derecho de presenciar las pruebas. La incomparecencia de la
Autoridad a las pruebas realizadas, que hayan sido debidamente
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notificadas por el contratista, no será causa para que la Autoridad solicite
que se repitan las pruebas.
C.
Para GD con capacidad de 1 MW o menos que se conecten directamente
a las instalaciones del cliente sólo por medio de inversores, sin requerir la
instalación de transformadores step up, circuitos colectores u otros
equipos para interconectarse, el cliente o su representante autorizado
tiene que entregar evidencia de que se realizó la programación o
modificaciones en el campo al sistema de control O los ajustes necesarios
para cumplir con el requisito de factor de potencia unitario continuo en el
punto de interconexión.
d.
Para GD con capacidad de 1 MW o menos que consistan de dos O más
inversores dispersos geográficamente en la localidad del cliente, los
cuales se conectan a las instalaciones privadas del cliente en el punto de
interconexión mediante transformadores step up, circuitos colectores u
otros equipos, el cliente O su representante autorizado tiene que entregar
un informe de las pruebas realizadas que demuestren el cumplimiento
con el requisito de factor de potencia unitario continuo en el punto de
interconexión.
e.
Para GD con capacidad mayor de 1 MW, el cliente O su representante
autorizado tiene que realizar las pruebas al GD según el procedimiento de
pruebas descritas en el Anejo F, evaluado y aprobado por la Autoridad y
entregar a la Oficina de Inspecciones de la región correspondiente el
informe con los resultados que demuestren que el GD cumple con los
requisitos técnicos incluidos en esta Sección.
f.
Las pruebas de los equipos del GD tienen seis meses de vigencia. Si el
GD no se energiza en este periodo, las pruebas tendrán que repetirse.
g.
Las inspecciones y aprobaciones realizadas por la Autoridad no
constituyen una garantÃa O releva de responsabilidad al cliente de la
condición de la operación O instalación del equipo.
2.
Pruebas y Mantenimiento a GD en Servicio
a.
Mantenimiento: Durante la vigencia del Acuerdo, el cliente es responsable
de operar, mantener y reparar todos los equipos que conforman el GD, de
acuerdo con las instrucciones del manufacturero, para garantizar que
cumple con los estándares de la industria eléctrica aplicables. Además,
tiene que realizar las pruebas a todos los componentes relacionados con
la interconexión según los códigos, estándares aplicables y las
recomendaciones del manufacturero. La Autoridad se reserva el derecho
de requerir la evidencia del mantenimiento y reportes de pruebas del GD.
b.
Pruebas Periódicas:
1)
Cada cinco años, el cliente tiene que realizar las pruebas
periódicas requeridas al GD, según se describen en el documento
Certificación de Pruebas para Sistemas de Generación Distribuida
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(GD) a Interconectarse con el Sistema de Transmisión o
Subtransmisión Eléctrica de la AEE (ver Anejo H).
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 dÃas laborables de
anticipación. De no estar disponible el portal cibernético, el cliente
notificará mediante el documento Notificación de Pruebas del
Sistema de Generación Distribuida, disponible en el portal de la
Autoridad en Internet (www.aeepr.com/medicionneta)
3)
La Autoridad se reserva el derecho de presenciar las pruebas. La
incomparecencia de la Autoridad a las pruebas realizadas, que
hayan sido debidamente notificadas por el contratista, no será
causa para que la Autoridad solicite que se repitan las pruebas.
4)
El cliente proveerá a la Autoridad el informe de las pruebas
periódicas, mediante el documento Certificación de Pruebas para
Sistemas de Generación Distribuida (GD) a Interconectarse con el
Sistema de 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.
La Autoridad se reserva el derecho de hacer inspecciones fÃsicas a los
GD interconectados con su red eléctrica, con previa coordinación con el
cliente, con el objetivo de verificar que éstos no hayan sido modificados
sin su autorización.
d.
Las inspecciones y aprobaciones realizadas por la Autoridad no
constituyen una garantÃa o releva de responsabilidad al cliente de la
condición de la operación O instalación del equipo.
3.
Cambios o Modificaciones al GD
a.
En este Reglamento, modificación consiste en cualquier gestión que
transforme, enmiende, varÃe, altere, reforme o innove la instalación
existente O cualquiera de sus partes.
b.
La interconexión del GD se condiciona a que no cause fluctuaciones de
voltaje O frecuencia fuera de los parámetros aceptables de la Autoridad,
parpadeo (flicker), bajas de voltaje (voltage sags), interrupciones,
fenómenos transitorios, problemas con la calidad de la señal eléctrica O
cualquier condición insegura, que puedan afectar a los clientes del área,
otros GD o el sistema de la Autoridad. Si en cualquier momento se
detecta que el GD causa alguna de estas condiciones, la Autoridad podrá
requerir al cliente que modifique su diseño, instale los equipos de
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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
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 (Núm. 1), lo cual interrumpirÃa el servicio eléctrico
provisto por la Autoridad.
C.
El cliente tiene que notificar electrónicamente y proveer documentación
técnica del equipo a la División de Distribución Eléctrica antes de realizar
cualquier modificación al GD. La Autoridad evaluará los cambios al GD y
determinará la acción correspondiente.
d.
Si los cambios O modificaciones son para aumentar la capacidad AC de
generación en las instalaciones o en el tipo de tecnologÃa, el cliente tiene
que someter una nueva solicitud de evaluación de interconexión antes de
proceder a realizar el cambio. La Autoridad determinará si el equipo
puede continuar operando bajo el Acuerdo vigente.
e.
Si el cliente modifica el GD sin el consentimiento de la Autoridad, ésta
tendrá derecho a desconectar preventivamente el GD hasta que verifique
que las modificaciones no ponen en riesgo la seguridad y confiabilidad del
sistema de transmisión y subtransmisión eléctrica de la Autoridad. Una
vez la Autoridad evalúe y apruebe los cambios o modificaciones
propuestos, se procederá a reconectar el GD del cliente. En estos casos,
la Autoridad podrá informar a la entidad gubernamental designada por el
Estado Libre Asociado de Puerto Rico para certificar a los instaladores de
estos sistemas, al Colegio de Ingenieros y Agrimensores O al Colegio de
Peritos Electricistas, según sea el caso, y al Secretario de Justicia para la
acción correspondiente. En aquellas instalaciones que no cuenten con un
interruptor manual O que no se provea acceso al personal de la Autoridad
para operar el mismo, la desconexión se realizará desde el interruptor de
la subestación del cliente (Núm. 1), lo cual interrumpirÃa el servicio
eléctrico provisto por la Autoridad.
f.
Si se reemplaza el inversor, aunque éste sea de la misma capacidad,
caracterÃsticas operacionales y especificaciones técnicas del anterior, se
tienen que entregar a la Autoridad los resultados certificados de las
pruebas de aceptación del mismo.