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Cumplimiento del grupo electrógeno con la norma IEEE 1547
Resumen
Este documento proporciona una descripción general de la Norma IEEE 1547 (Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems) que brinda los criterios y requisitos para la interconexión de recursos de generación distribuidos en la red eléctrica.
Introducción
La Ley de Energía de EE.UU. exige la adopción de la Norma IEEE 1547 para los recursos de generación distribuida (DER) conectados a la red. La norma original se publicó por primera vez en 2003. En 2018, la norma se revisó ampliamente y se incorporaron requisitos para resistir una falla sin sufrir averías y múltiples funciones de soporte de redes múltiples. Los nuevos requisitos son mucho más exigentes que las prácticas operativas de servicios públicos anteriores con respecto a la desconexión al encontrarse con eventos de la red. Ahora, los DER deben pasar por eventos y resistir una falla sin sufrir averías y respaldar la red durante dichos eventos.
La Norma IEEE 1547-2018 desencadena el cumplimiento de otras dos normas: 1) Norma IEEE 1547.1-2020, que es la norma acompañante de cumplimiento de las pruebas, y 2) UL 1741, tercera edición, publicada en septiembre de 2021, que es la norma de certificación que certifica que el DER cumple con la Norma IEEE 1547-2018 y que se probó de conformidad con la Norma IEEE 1547-1-2020. El cumplimiento de estas normas se espera que se haga en etapas durante 2022, lo que les da a los fabricantes algo de tiempo para certificar sus equipos. La adopción de la norma no será uniforme. Hawái es el primer país en anunciar la adopción a partir del 31 de marzo de 2022, y California en el tercer trimestre de 2022. Se espera que los estados del noreste sigan a California, y otros estados probablemente demoren su adopción de la norma.
Aplicabilidad y excepciones
La Norma IEEE 1547 establece criterios y requisitos para la interconexión de recursos de energía distribuida con sistemas de corriente eléctrica (EPS, Electric Power Systems) e interfaces asociadas. Las especificaciones técnicas indicadas y los requisitos son necesarios para la interconexión e interoperabilidad de los recursos de energía distribuida y deberían ser suficiente para la mayoría de las instalaciones.
La norma no se aplica a esquemas de transferencia automática en los que la carga se transfiere entre el DER y el EPS en una operación de momento conectar antes de desconectar teniendo en cuenta que la duración de la puesta en paralelo de las fuentes es de menos de 100 ms.
La norma se aplica parcialmente a los sistemas DER diseñados como de emergencia o exigidos por ley por la autoridad que tiene jurisdicción, y al DER de respaldo que solamente funciona en paralelo a la red a los fines de realización de pruebas (no más de 30 veces al año) o durante la transferencia de carga que no exceda los 5 minutos. Los DER de emergencia y de respaldo pueden dejar de energizar los EPS del área o pueden separarse de este sin limitaciones y están exentos de seguir los requisitos principales:
- requisitos de tensión de trastorno de voltaje
- requisitos de tensión de trastorno de frecuencia
- interoperabilidad, intercambio de información, modelos de información y protocolos
- requisitos de funcionamiento en isla intencional
Requisitos críticos
La Norma IEEE está redactada en términos neutros con respecto a la tecnología. A diferencia de otros códigos de redes internacionales, los requisitos no están vinculados a tecnologías específicas; p. ej., inversores, maquinaria rotativa, etc. En cambio, se definen diferentes categorías de desempeño para adaptarse a un rango de tecnologías de DER. Se brinda orientación a las autoridades que rigen a los requisitos de interconexión sobre la asignación de categorías de desempeño en función de las condiciones de la red, los tipos de DER y los niveles de penetración. Existen dos categorías de desempeño (A y B) para los requisitos de regulación de voltaje, y tres categorías (I, II y III) para las capacidades de tensión. Si bien no es obligatorio, la intención es que los DER basados en máquinas rotativas cumplan con las categorías I y A, los DER basados en inversores cumplan con las categorías II y B o III y B, según el nivel de penetración del DER en el alimentador. Tenga en cuenta que la categoría B de desempeño es más exigente que la A, la III más que la II y la II más que la I.
Controles de potencia reactiva y activa requeridos
La norma requiere que un DER proporcione capacidades de regulación de voltaje mediante modificaciones en la potencia reactiva y activa. Los siguientes modos de controles son necesarios y la mayoría de ellos son mutuamente exclusivos:
- modo de factor de potencia constante (todas las categorías);
- modo de potencia reactiva constante (todas las categorías);
- salida de potencia reactiva como una función de voltaje (todas las categorías);
- salida de potencia reactiva como una función de salida de potencia activa (solo categoría B);
- salida de potencia activa como una función de frecuencia (todas las categorías);
- salida de potencia activa como una función de voltaje (solo la categoría B).
Precisión de medición
Para alcanzar los niveles objetivo de rendimiento en voltaje, regulación de potencia reactiva y activa, se especifican exactitudes mínimas para la medición de variables relacionadas dentro del DER. La Tabla 1 especifica las exactitudes de medición mínimas requeridas.
Tabla 1: exactitudes de medición requeridas para los parámetros dados
Tabla 2: configuraciones de tropezones para voltajes anormales (Categoría I)
Tabla 3: configuración de tropezones para frecuencias anormales (todas las categorías)
Tabla 4: requisitos de tensión de voltaje de DER, Categoría I
Tabla 5: requisitos de tensión de voltaje de DER, Categoría II
Tabla 6: requerimientos de tensión de frecuencia de DER (todas las categorías)
Tabla 7: lista de protocolos de interoperabilidad elegibles
La mayoría de estas exactitudes se logran en controles de grupo electrógeno típicos, pero algunas no se han medido tradicionalmente a los niveles más altos de precisión ahora especificados. En el pasado, no ha habido necesidad de medir la frecuencia hasta una precisión de 10 MHz. De manera similar, las mediciones de tiempo se han utilizado principalmente para sellos de la hora del evento, y las mediciones de tiempo precisas están dentro de las funciones de relé de protección. En algunos casos, las mediciones de los controles del grupo electrógeno se filtran y debería verificarse que el filtrado esté dentro de las ventanas de medición permitidas dadas en la norma.
Requisitos obligatorios de tropezones
Los DER, los grupos electrógenos en la industria, deben detectar fallas del EPS del área, como fallas de cortocircuitos o condiciones de fase abierta, y tropezón según corresponda. Además, se especifican las condiciones de tropezón de voltaje y frecuencia anormales. Las Tablas 2 y 3, respectivamente, dan los umbrales de tropezón de voltaje (categoría I solamente) y de frecuencia (todas las categorías).
Las condiciones de tropezón obligatorias se especifican en términos de antes de los valores especificados, mientras que los requisitos de tensión se especifican en términos de tropezón no antes de los valores especificados. Siempre que haya una brecha entre los umbrales de tensión y de tropezón, el DER debe seguir operando o tropezar. Esto crea una zona amortiguadora en la que la configuración de tropezón está configurada para evitar el tropezón fuera de cumplimiento. Las Tablas 4 y 5 muestran requisitos de tensión de voltaje para las categorías I y II, respectivamente, y los requisitos de tensión de frecuencia para todas las categorías.
Detección de isla
La norma requiere que para una isla no intencional en la que el DER energiza una parte del EPS del área a través de un punto de acoplamiento común (PCC, point of common coupling), el DER debe detectar la isla, dejar de energizar el EPS del área, y tropezar dentro de 2 segundos de la formación de la isla. Si el DER detecta por error una isla que en realidad no existe e interrumpe su tensión durante un evento de red, se considerará que el DER no cumple con lo estipulado.
La mayoría de los DER basados en inversores están equipados con medios de detección de islas autónomos. Para garantizar la robustez en la detección de las islas por parte de los inversores, la norma especifica métodos de prueba que implican circuitos resonantes a las frecuencias de la red. Dado que la norma es neutral con respecto a la tecnología, se debe usar la misma metodología de prueba para los generadores sincrónicos. Es poco probable que los generadores sincrónicos que utilicen alguna forma de detección de islas autónoma puedan aprobar las pruebas de cumplimiento de detección de islas. Los métodos de frecuencia de empuje y arrastre para la detección de islas han probado ser inefectivos para la detección de islas bajo las condiciones de prueba dadas. Otros métodos conocidos no son compatibles para la implementación de maquinaria rotativa. Probablemente se requieran medios externos para la detección de islas. Algunos fabricantes de protección de relé afirman que su equipo cumple con IEEE 1547, y que pueden proporcionar una solución. Sin embargo, es poco probable que los servicios públicos requieran protecciones adicionales tales como tropezón de transferencia directa (DTT, direct transfer trip). Una alternativa más accesible serían los sistemas de soporte de las líneas de energía avanzados. Estos sistemas generalmente cuestan mucho menos que los sistemas DTT.
Interoperabilidad
La norma exige que un DER debe tener disposiciones para una interfaz de DER local capaz de comunicarse para respaldar los requerimientos de comunicación de intercambio de información especificados en esta norma para todas las funciones aplicables que se admiten en el DER. Para la interoperabilidad de la información, estas capacidades de comunicación utilizan modelos de información unificada e incorporaciones de protocolo no exclusivas basados en normas internacionales o especificaciones abiertas de la industria.
La información a intercambiar se clasifica en una de las siguientes cuatro categorías:
- información de la placa de identificación (información de solo lectura indicadora de características "conforme a la obra" del DER);
- información de configuración (leer o escribir información indicativa de la capacidad actual y la capacidad del DER para realizar funciones);
- información de monitoreo (información de solo lectura que indica las condiciones operativas actuales del DER);
- información de administración (leer o escribir información utilizada para actualizar las configuraciones funcionales y de modo del DER).
El DER debe soportar al menos uno de los protocolos especificados en la Tabla 7. El operador del EPS del área debe especificar el protocolo a utilizar. Se pueden permitir protocolos adicionales, incluidos protocolos exclusivos, de mutuo acuerdo entre el operador del EPS del área y el operador del DER.
Resumen y conclusiones
Los recursos de generación distribuida deberán cumplir con la Norma IEEE 1547 si deben conectarse a la red eléctrica. La edición 2018 de la norma se ha revisado extensamente y ha exigido capacidades de tensión de fallas, y se han agregado varias funciones adicionales a los fines de soporte de la red. La norma de prueba de cumplimiento acompañante, Norma IEEE 1547.1, se publicó en 2020, y la norma de certificación asociada UL 1741, 3ra Edición, se publicó el 28 de septiembre de 2021. Se espera que el cumplimiento de los requisitos de la Norma IEEE 1547 se realice en etapas durante el año 2022, pero la adopción no será uniforme y algunos estados la adoptarán antes y otros después.
Al momento de la redacción de este documento, la mayoría de los grupos electrógenos (de cualquier fabricante) no cumplen con la nueva versión de la norma, y no podrían conectarse a la red si su jurisdicción local pone en vigencia la norma. El camino para demostrar el cumplimiento sería a través de la certificación UL 1741, Edición 3*. Tenga en cuenta que la norma no se aplica a esquemas de transferencia automática en los que la carga se transfiere entre el DER y el EPS en una operación de momento conectar antes de desconectar teniendo en cuenta que la duración de la puesta en paralelo de las fuentes es de menos de 100 ms. Por lo tanto, los generadores de respaldo generalmente estarían exentos de la norma, pero los generadores conectados a la red deberían cumplir con esta. Está fuera del alcance de este documento señalar qué requisitos (dentro de las 134 páginas de la Norma IEEE 1547-2018) cumplirían o no la mayoría de los grupos electrógenos de la industria, pero sí crear conciencia de los cambios importantes impulsados por esta nueva norma.
*Caterpillar, si bien sigue de cerca los cambios en la regulación, está en el proceso de introducir productos que cumplan con la red en simultáneo con la fecha de entrada en vigencia de las regulaciones. Consulte con su distribuidor Cat acerca de los plazos de adopción específicos para su jurisdicción local. Consulte el Buscador de distribuidores en www.cat.com para encontrar su distribuidor local.