estudio denominado “anÁlisis y definiciÓn de...
Post on 24-Mar-2020
2 Views
Preview:
TRANSCRIPT
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 1 de 296
ORIGINAL
INFORME FINAL
ESTUDIO DENOMINADO “ANÁLISIS Y DEFINICIÓN DE EXIGENCIAS Y ESTÁNDARES PARA LA CONEXIÓN Y OPERACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA A QUE SE REFIERE EL ARTÍCULO 149º BIS DE LA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS”
Informe Nº: 1075620
“COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA”
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 2 de 296
ORIGINAL
1. Título del proyecto Análisis y definición de exigencias y estándares para la conexión y operación de las instalaciones de GD a que se refiere el art. 149º bis de la LGSE
2. Cuerpo del informe
296 hojas
3. Autor(es) Director del proyecto y economista senior: David Watts, Ph.D. Ingeniero en normativa y regulación para GD y ERNC: Danilo Jara Ingeniero de proyecto: Robert Schacht Ingeniero de proyecto 2 y distribución eléctrica: Marysol Ayala Ingeniero de proyecto 4 en transmisión: Iván Chaparro Consultor Asociado: Nicolás Kipreos Coordinador y administrador de proyecto: Felipe Aspée Asesor legal: Marcos Watts Ingeniero de proyecto 5: Rodrigo Pérez Ingeniero de proyecto 3 y experto solar fv: Marcelo Valdés
4. Contrato
Convenio de prestación de servicios
profesionales entre DICTUC S.A. y la CNE con
fecha 17 de octubre de 2012
5. Nombre y dirección de la organización investigadora DICTUC S.A. Vicuña Mackenna Nº 4860, Casilla 306 – Correo 22, Macul – Santiago
6. Fecha del informe
31 de diciembre de 2012
7. Antecedentes de la Institución Mandante Nombre : Comisión Nacional de Energía Dirección : Miraflores # 222, piso 10 RUT : 61.707.000-6 Teléfono : 797-2612 Fax : 797-2627
8. Contraparte técnica
Nombre : Martín Osorio C.
Cargo : Jefe Área Regulación
Económica
Fono: 797-2600
9. Resumen
El presente informe entrega una revisión de la normativa nacional e internacional en materia de generación de generación distribuida de
pequeña y mediana escala. Esta revisión se realiza en el contexto de la ley Nª 20.571 o ley de facturación neta. En base a los resultados y
la experiencia internacional revisada se realiza recomendaciones para el mejoramiento de la normativa para generación distribuida en
Chile. Dichas recomendaciones se realizan en el ámbito de los requerimientos de conexión para equipos, documentación e información,
para el ámbito de la cogeneración, antecedentes aportados por la empresa distribuidora y los formatos asociados a los formularios
utilizados para ello, características de construcción, ampliación y recambio de empalmes, requisitos de seguridad de la instalación de
conexión del generador distribuido, exigencias de operación, equipos de monitoreo y medición y finalmente pruebas de diseño,
producción, puesta en servicio y periódicas.
Sr. David Watts Casimis Profesor Asistente, Ingeniería UC
Director del Proyecto
Sr. Felipe Bahamondes C. Gerente General
DICTUC S.A. PUC
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 3 de 296
ORIGINAL
Normas Generales
El presente informe presenta los resultados finales del estudio denominado “Análisis y
definición de exigencias y estándares para la conexión y operación de las instalaciones
de generación distribuida a que se refiere el artículo 149º bis de la Ley General de
Servicios Eléctricos” desarrollado durante el período 17 de octubre al 31 de diciembre
2012.
El presente informe fue preparado por DICTUC a solicitud de la Comisión Nacional de
Energía para uso a definir por éste, bajo su responsabilidad exclusiva.
Los alcances de este estudio están definidos explícitamente en la sección 2 del presente
informe. Las conclusiones de este informe se limitan a la información disponible para su
ejecución.
Para el desarrollo de este estudio DICTUC utilizó la información individualizada en el
Anexo 6.1. Dicho anexo identifica además las fuentes que proporcionaron dichos
antecedentes.
Las metodologías utilizadas en el desarrollo del trabajo son propiedad intelectual de
DICTUC y se basan en las mejores prácticas para estudios de este tipo, en el actual estado
del arte.
La información contenida en el presente informe no podrá ser reproducida total o
parcialmente, para fines publicitarios, sin la autorización previa y por escrito de DICTUC
mediante un Contrato de Uso de Marca.
La Comisión Nacional de Energía podrá manifestar y dejar constancia verbal y escrita,
frente a terceros, sean estas autoridades judiciales o extrajudiciales, que el trabajo fue
preparado por DICTUC, y si decide entregar el conocimiento del presente informe de
DICTUC, a cualquier tercero, deberá hacerlo en forma completa e íntegra, y no partes del
mismo.
El presente informe es propiedad de la Comisión Nacional de Energía, sin embargo si
DICTUC recibe la solicitud de una instancia judicial hará entrega de una copia de este
documento al tribunal que lo requiera, previa comunicación por escrito a la Comisión
Nacional de Energía.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 4 de 296
ORIGINAL
Contenido
1. Objetivos ............................................................................................................................... 17
1.1 Objetivo general ............................................................................................................ 17
1.2 Objetivos específicos ..................................................................................................... 17
2. Alcances ................................................................................................................................ 19
3. Revisión y análisis de la normativa nacional: Análisis de la norma técnica sobre
conexión y operación de pequeños medios de generación distribuidos en
instalaciones de media tensión, NTCO/2007 y revisión de Norma Chilena de
electricidad Nº4/2003 ........................................................................................................... 20
3.1 Norma Técnica de Conexión y Operación de Pequeños Medios de Generación
Distribuida en instalaciones de Media Tensión. ............................................................ 27
3.1.1 Procedimiento técnico de conexión e inicio de operación de un PMGD
(Capítulo 2). ........................................................................................................... 27
3.2 Exigencias técnicas para la conexión al sistema de distribución (Capítulo 3). .............. 30
3.2.1 Exigencias generales. ............................................................................................. 31
3.2.2 Instalación de conexión. ........................................................................................ 31
3.2.3 Transformador e interruptor de acoplamiento. .................................................... 32
3.2.4 Protecciones y Sincronización. .............................................................................. 33
3.2.5 Equipos de medida y facturación. ......................................................................... 35
3.2.6 Exigencias particulares para tecnologías específicas. ........................................... 35
3.2.7 Regulación de tensión y compensación de reactivos. ........................................... 36
3.3 Exigencias para las pruebas de conexión (4). ................................................................ 37
3.4 Pruebas periódicas de la instalación de conexión (Capítulo 5). .................................... 41
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 5 de 296
ORIGINAL
3.5 Análisis de la Norma Técnica de Conexión y Operación para Pequeños Medios de
Generación Distribuida en Media Tensión. ................................................................... 41
3.5.1 Relación entre el proponente y la empresa distribuidora, y entrega de
información............................................................................................................ 42
3.5.2 Rol del proponente/operador del generador distribuido en el proceso de
conexión a la red.................................................................................................... 43
3.5.3 Requerimientos de protección y seguridad ambiguos, demasiado amplios,
no estandarizados o no aplicables a todas las tecnologías. .................................. 44
3.5.4 Falta de segmentación y estandarización en los requerimientos de la NTCO. ..... 45
3.5.5 Tratamiento insuficiente del modelo de generadores conectados a
instalaciones de terceros. ...................................................................................... 46
3.5.6 Esquema de medición de inyecciones tratado de forma insuficiente y
deficiente para generadores conectados en empalmes bidireccionales. ............. 46
3.6 Norma Chilena de Electricidad Nº4 para instalaciones de consumo en baja
tensión. .......................................................................................................................... 48
3.7 Sistemas de autogeneración. ......................................................................................... 48
3.7.1 Sistemas de emergencia. ....................................................................................... 49
3.7.2 Sistema de corte de punta. .................................................................................... 50
3.7.3 Sistema de cogeneración. ...................................................................................... 50
4. Revisión y análisis de la normativa internacional: Casos Estados Unidos, Unión
Europea, Alemania, España e Inglaterra. .............................................................................. 53
4.1 Estándar IEEE 1547-2003 para la interconexión de recursos distribuidos con los
sistemas eléctricos de potencia y la extensión IEEE 1547.1-2005 para los
procedimientos de pruebas de conformidad para equipos que interconectan
recursos distribuidos con sistemas eléctricos de potencia. .......................................... 56
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 6 de 296
ORIGINAL
4.1.1 Especificaciones técnicas y requisitos de la interconexión (IEEE 1547-4). ............ 61
4.1.2 Pruebas y requisitos de la interconexión (IEEE 1547-5, IEEE 1547.1). .................. 68
4.2 Estándar UL 1741 para la seguridad. Inversores, Convertidores, Controladores y
Equipos de Sistemas de Interconexión para usar con Recursos de Energía
Distribuida. ................................................................................................................... 100
4.2.1 Construcción. ....................................................................................................... 100
4.2.2 Protección contra riesgo de daño a personas. .................................................... 106
4.2.3 Características de la salida de potencia y compatibilidad con la red. ................. 107
4.2.4 Rendimiento. ....................................................................................................... 108
4.2.5 Marcaciones. ....................................................................................................... 120
4.2.6 Pruebas de fábrica y puesta en marcha. ............................................................. 121
4.3 Comparación entre los estándares IEEE 1547 y UL 1741............................................ 123
4.4 Regla de aplicación VDE-AR-N_4105, Alemania. Para los sistemas de generación
de potencia conectados a la red de distribución de bajo voltaje. - requisitos
técnicos mínimos para la conexión y operación. ......................................................... 128
4.4.1 Condiciones generales de trabajo (4). ................................................................. 128
4.4.2 Conexión de la red (5). ......................................................................................... 131
4.4.3 Construcción del sistema/red generador de potencia y sistema de
protecciones (6). .................................................................................................. 141
4.4.4 Mediciones para propósitos de facturación (7). ................................................. 146
4.4.5 Operación del sistema (8). ................................................................................... 147
4.4.6 Verificación de las propiedades eléctricas (9). .................................................... 152
4.5 Normativa y regulación para la generación distribuida en España. ............................ 154
4.5.1 Disposiciones generales. ...................................................................................... 156
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 7 de 296
ORIGINAL
4.5.2 Acceso y conexión de las instalaciones a la red de distribución (Capitulo II). ..... 156
4.5.3 Condiciones técnicas de las instalaciones. .......................................................... 159
4.5.4 Procedimiento de medida y facturación. ............................................................ 162
4.5.5 Anexos del reglamento RD 1699/2011. ............................................................... 162
4.6 Normativa y regulación para la generación distribuida en Inglaterra. ........................ 163
4.6.1 Procedimiento de conexión de un generador distribuido bajo la normativa
G59/2 ................................................................................................................... 165
4.6.2 Procedimiento de conexión de un generador distribuido bajo la normativa
G83/1. .................................................................................................................. 191
4.7 Normativa y regulación para la cogeneración en Europa: El caso español y
alemán. ........................................................................................................................ 204
4.7.1 Directiva europea 2004/8/CE. ............................................................................. 205
4.7.2 Cogeneración en España: Extracto de la guía técnica para la medida y
determinación del calor útil, de la electricidad y del ahorro de energía
primaria de cogeneración de alta eficiencia. ....................................................... 206
4.7.3 Desarrollo de la cogeneración en Alemania y el Acta de cogeneración KWKg
2002 ..................................................................................................................... 210
5. Recomendaciones para el mejoramiento de la normativa vigente y nueva normativa
para generación distribuida en Chile. ................................................................................. 217
5.1 Recomendaciones generales, espíritu y futuro de la generación distribuida de
baja escala .................................................................................................................... 221
5.2 Análisis y recomendaciones de los requisitos técnicos mínimos para la conexión
de instalaciones de generación distribuida. ................................................................ 225
5.2.1 Nivel de certificación exigible, requerimientos técnicos al equipamiento y
segmentación de las exigencias. .......................................................................... 226
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 8 de 296
ORIGINAL
5.2.2 Requisitos técnicos para los equipos de protección. .......................................... 242
5.2.3 Requisitos técnicos mínimos para los equipos de sincronización. ...................... 244
5.3 Análisis y recomendaciones de las condiciones que debieran cumplir la actividad
de cogeneración y el uso del calor residual de proceso térmico................................. 246
5.3.1 Definición de cogeneración eficiente para generadores en baja tensión. .......... 247
5.3.2 Modelo de tres partes y generación comunitaria. .............................................. 253
5.4 Análisis y recomendaciones de las características específicas de la información
solicitada al interesado, con los respectivos formatos y formularios pertinentes ...... 254
5.4.1 Información solicitada a los interesados en desarrollar proyectos de
generación ........................................................................................................... 255
5.4.2 Formatos de documentación y contrato estándar. ............................................. 258
5.5 Antecedentes aportados por la empresa distribuidora y los formatos asociados a
los formularios utilizados para ello. ............................................................................. 261
5.5.1 Realización de estudios y costos asociados ......................................................... 262
5.6 Recomendaciones para las características de construcción, ampliación o
recambio de empalmes. .............................................................................................. 264
5.7 Recomendaciones para los requisitos de seguridad de la instalación de conexión
del generador distribuido. ........................................................................................... 266
5.7.1 Características de construcción de los equipos respecto de la seguridad. ......... 267
5.7.2 Puesta a tierra de los equipos. ............................................................................ 268
5.7.3 Detección/Desconexión ante un estado fortuito de operación en isla. .............. 268
5.7.4 Marcas de información y precaución. ................................................................. 269
5.8 Recomendaciones para las exigencias de operación. .................................................. 270
5.8.1 Límites de bajo y sobrevoltaje. ............................................................................ 271
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 9 de 296
ORIGINAL
5.8.2 Límites de bajo y sobrefrecuencia. ...................................................................... 272
5.8.3 Regulación de voltaje y factor de potencia. ........................................................ 272
5.9 Equipos de monitoreo y medición. .............................................................................. 275
5.9.1 Intervalo de integración ...................................................................................... 275
5.9.2 Esquemas de medición según tipo de generadores distribuidos ........................ 276
5.10 Pruebas de diseño, producción, puesta en servicio y periódicas. ............................... 285
5.10.1 Pruebas de diseño. .............................................................................................. 285
5.10.2 Pruebas de producción. ....................................................................................... 286
5.10.3 Pruebas de puesta en marcha. ............................................................................ 286
5.10.4 Pruebas periódicas. ............................................................................................. 288
6. Comentarios y modificaciones a la Norma Técnica de Conexión y Operación (NTCO)
para Pequeños Medios de Generación Distribuida. ........................................................... 290
1. Anexos ................................................................................................................................. 295
6.1 Anexo 1: Fuentes de información ................................................................................ 295
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 10 de 296
ORIGINAL
Resumen
La reciente promulgación de la ley 20.571 de facturación neta ha iniciado una discusión sobre los
cambios regulatorios y normativos para volver operativas las disposiciones establecidas en dicha
ley. La integración efectiva de la generación distribuida a pequeña y mediana escala requiere el
establecimiento de un cuerpo normativo estandarizado y con requerimientos segmentados, en el
cual se vuelva más expedito el procedimiento de solicitud de conexión, considerando que los
equipos pequeños y certificados normalmente no significan impactos relevantes en la red. La
experiencia internacional apunta al establecimiento de procedimientos separados para pequeños
generadores de nulo o bajo impacto y generadores de mayor tamaño e impacto, estableciendo
procedimientos de conexión abreviada y de bajo costo para los primeros y procedimientos más
complejos y detallados para los últimos. Esta experiencia debe ser considerada en la normativa
chilena, de manera que la integración de la generación distribuida sea facilitada y permita el
desarrollo de generadores de pequeña, mediana y gran escala en forma segura y costoefectiva.
Desarrollo regulatorio de la medición neta en Chile
El gobierno chileno ha desarrollado una serie de cambios legales y reglamentarios orientados a
facilitar la integración de “pequeños” generadores, los cuales se tradujeron en la promulgación de
diversas leyes y resoluciones. De estos, los más relevantes y que han jugado un papel fundamental
en el desarrollo de la generación distribuidora son el Reglamento para Medios de Generación No
Convencionales y Pequeños Medios de Generación establecidos en la Ley General de Servicios
Eléctricos (Decreto Supremo 244 del año 2005) y la Norma Técnica de Conexión y Operación para
PMGD que se conectan a las redes de media tensión (Resolución Exenta Nº24 del año 2007).
En específico, la norma técnica de conexión y operación (NTCO) se diseñó para operativizar las
disposiciones establecidas en el Decreto Supremos Nº244 del año 2005. Esta norma estableció los
requerimientos técnicos necesarios para asegurar una conexión y operación de los Pequeños
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 11 de 296
ORIGINAL
Medios de Generación Distribuida segura y dentro de los estándares exigidos para el suministro
eléctrico en el sector de distribución.
La NTCO cuenta con siete capítulos los cuales entregan todos los requerimientos, procedimientos
y pruebas aplicables a PMGD conectados en media tensión. El capítulo 1 introduce la terminología
y exigencias generales de la norma, el capítulo 2 presenta los procedimientos técnico de conexión
e inicio de operación de un PMGD. El capítulo 3 establece las exigencias técnicas para la conexión
al sistema de distribución y el Capitulo 4 las exigencias para las pruebas de conexión. Finalmente el
capítulo 5 presenta las pruebas periódicas de la instalación de conexión, el capítulo 6 los
formularios únicos a ser considerados y el capítulo 7 las disposiciones transitorias de la norma.
Si bien este cuerpo normativo estableció un punto de partida para el desarrollo de la generación
distribuida, la experiencia en estos años ha mostrado la existencia de barreras que han limitado el
desarrollo de los pequeños medios de generación distribuida, en especial aquellos de escala baja y
DFL4/2007LGSE
Ley 19.940/2004Ley Corta I
Ley 20.257/2008Ley ERNC
DS 244/2005Reglamento PMGD
Res N°24 ex/2007NTCO
Ley 20.571/2012Ley Facturación Neta
NCH N°4/2003Norma Baja tensión
Media tensión (1kV - 23 kV)
Baja tensión (<1kV )
Ley 20.571/2012Ley Facturación Neta
Mejoras Reglamento PMGDMejoras NTCO PMGD
Nuevo reglamento Facturación NetaNueva norma técnica o perfección de existente para facturación neta
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 12 de 296
ORIGINAL
media que se encuentran en el rango de capacidades entre unos pocos kW de capacidad instalada
hasta varios cientos de kW. Estas instalaciones de escala baja y media se encuentran en un vacío
regulatorio al no ser considerados explícitamente en el DS 244/2005, por lo que implícitamente se
le hacen extensibles las condiciones aplicables a “pequeños” generadores de mayor escala. Los
esquemas técnicos y comerciales instaurados con la reglamentación antes señalada, así como las
exigencias técnicas de la norma, no son directamente aplicables a propietarios de pequeños
generadores que operan en baja tensión y postulan que sus excedentes sean reconocidos y
valorizados.
De esta forma, se requiere desarrollar regulación y normativa en el segmento de la pequeña escala
y la mediana escala, mientras que la regulación existente en la generación distribuida de gran
escala requiere modificaciones que faciliten su conexión a la red. En el ámbito de la pequeña y
mediana escala se requiere el desarrollo de procedimientos de conexión simplificados que
permitan a equipos certificados y de bajo o nulo impacto en la red conectarse mediante
procedimientos de bajo costo y que requieran poco tiempo para ser completados. Así mismo, es
necesario normar la interacción con la empresa distribuidora y establecer procedimientos y
requisitos estandarizados, evitando la negociación y/o el requerimiento innecesarios por parte de
la empresa distribuidora (pues las empresas distribuidoras tienen poca lidiando con generadores
menores conectados a sus redes y se debe aprender de la experiencia internacional).
La promulgación de la ley Nº20.571 o ley de facturación neta estableció la necesidad de abordar
los generadores distribuidos de pequeña y mediana escala, al menos cubriendo una capacidad de
hasta 100 kW, según estipula la Ley de facturación neta, por lo que es importante establecer los
lineamientos para desarrollar un reglamento adecuado y una norma técnica que vuelva operativas
las disposiciones de este reglamento. Además, es importante considerar la cogeneración eficiente
como un caso especial, siendo un sistema de generación de energía para ser instalado en conjunto
al consumo o agrupaciones de clientes.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 13 de 296
ORIGINAL
Desarrollo regulatorio de la medición neta en el mundo
La experiencia internacional en materia de normativa para generación distribuida es amplia y
variada. Por una parte existe la experiencia estadounidense, donde se ha visto que las empresas
distribuidoras o “utilities” han desarrollado sus propias normativas y reglamentos para la conexión
y operación de generación distribuida al alero del estándar IEEE 1547. Por otra parte, en Europa se
ha visto un diverso grado de éxito en la integración de energías renovables y generación
distribuida, desarrollando estándares nacionales propios de cada país. Algunos casos relevantes
son por ejemplo el de Alemania, el cual cuenta con una norma para generadores distribuidos en
baja tensión exclusiva (VDE AR N 4105) o el caso de Inglaterra, donde existen dos estándares de
conexión y operación para generadores distribuidos, el G83/1 y el G59/2, aplicables a generadores
de pequeña escala (menores a 11.04 kW) y generadores de mayor escala respectivamente. El caso
español, un poco menos desarrollado a nivel normativo, muestra la existencia de un Reglamento
de conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia en el
Real Decreto 1699/2011, el cual establece los procedimientos y exigencias para la conexión y
operación de generadores distribuidos en baja tensión y media tensión (hasta 100 kW de potencia
instalada).
La norma alemana, el estándar norteamericano e inglés establecen requerimientos técnicos
específicos y detallados, mientras que la regulación española es más general y menos detallada.
Sin embargo, pese a la diferencia en el enfoque, el objetivo es similar en todos los desarrollos
normativos. El objetivo principal ha sido llevar el proceso de conexión de los generadores
distribuidos a un mayor grado de simplificación y con una estandarización y segmentación
(tecnológica y por capacidad) de los requerimientos. Destacan en este punto el caso español, que
incluye un procedimiento de conexión abreviado para generadores de hasta 10 kW de capacidad
instalad y el caso ingles que considera un proceso similar para generadores de hasta 11,04 kW de
capacidad instalada. Con esto se busca evitar exponer a pequeños generadores con nulo impacto
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 14 de 296
ORIGINAL
en la red a complicados procedimientos y exigencias innecesarias que signifiquen sobre costos que
finalmente se traduzcan en barreras insoslayables para estos generadores, frenando su desarrollo
y penetración. Así mismo, también se busca garantizar la calidad y seguridad del suministro,
evitando que generadores con impactos importantes se conecten inadecuadamente a la red.
Recomendaciones para el mejoramiento de la normativa vigente y nueva normativa para
generación distribuida en Chile
Las recomendaciones pertinentes a esta entrega se concentran en los siguientes ámbitos: 1)
Recomendaciones para los requisitos técnicos mínimos necesarios para permitir una conexión de
los sistemas de generación segura y confiable, 2) Recomendaciones para la información,
documentación y formularios asociados al proceso de solicitud de conexión, 3) Tratamiento de la
cogeneración, 4) Antecedentes aportados por la empresa distribuidora, 5) Características de
construcción, ampliación o recambio de empalmes, 6) Requisitos de seguridad de la instalación de
conexión, 7) Exigencias de operación, 8) Equipos de monitoreo y medición, y finalmente 9)
Pruebas de diseño, producción, puesta en servicio y periódicas.
En las recomendaciones para los requisitos técnicos mínimos necesarios para permitir una
conexión de los sistemas de generación segura y confiable, los principales aportes se centran en
establecer requerimientos que consideren la certificación internacional de los equipos, así como
procedimientos de conexión segmentados por capacidad instalada e impactos de los sistemas de
generación en la red.
Respecto a la información, documentación y formularios asociados al proceso de solicitud de
conexión, la principal recomendación consiste en establecer un cuerpo de documentación y
contratos estandarizado e independiente de la empresa distribuidora, estableciendo en forma
regulada el tipo, calidad y nivel de actualización de la información necesaria para el proceso de
solicitud de conexión a la red.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 15 de 296
ORIGINAL
Las recomendaciones para el tratamiento de la cogeneración se orientan principalmente a
entregar lineamientos para definir el término cogeneración eficiente y en promover la
implementación de generadores comunitarios operados mediante el modelo de tres partes,
modelo a través del cual la cogeneración eficiente se desarrolla de forma natural.
En cuanto a los antecedentes aportados por la empresa distribuidora, la principal recomendación
es que la empresa distribuidora no entregue información en respuesta de una petición directa,
sino que mantenga una base de datos accesible y actualizada en todo momento que permita
extraer la información a discreción del interesado. Además, los estudios deberán quedar a cargo
de la empresa distribuidora ya que esta maneja toda la información necesaria y cuenta con el
conocimiento para realizarlos de manera óptima.
Respecto de las características de construcción, ampliación o recambio de empalmes, el principal
aporte es que en un principio este no se deberá cambiar y de ser necesario, correrá como gasto
del generador por medio de un precio regulado.
Los requisitos de seguridad de la instalación de conexión se enfocan en evitar la ocurrencia de una
situación riesgosa para las personas, además de cuidar que los equipos de la red y del generador
no se enfrenten a condiciones de operación fuera de sus capacidades. Los puntos que integra son:
la puesta a tierra, señales de presencia de un generador distribuido en el área y marcas de
información y precaución.
Las exigencias de operación indican las exigencias que deben tener los generadores respecto de
las condiciones de operación que deben aceptar antes de desconectarse debido a una condición
anormal de voltaje y/o frecuencia y que deben aceptar respecto de regulación de voltaje y límites
del factor de potencia de operación.
En cuanto a los equipos de monitoreo y medición, se entregan recomendaciones sobre las
características que deben tener los equipos de medición respecto del tipo de medidor y el
intervalo de integración de sus mediciones.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 16 de 296
ORIGINAL
Finalmente, se dan recomendaciones para las pruebas de diseño, producción, puesta en marcha y
periódicas. Principalmente se enfoca la certificación de equipos respecto de las pruebas de diseño
y de producción en base a la norma internacional IEEE 1547. Las pruebas de puesta en marcha se
enfocan en las inspecciones visuales y las pruebas periódicas en seguir las recomendaciones del
fabricante.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 17 de 296
ORIGINAL
1. Objetivos
A continuación se detallan los objetivos generales y específicos del informe final del estudio
denominado “Análisis y definición de exigencias y estándares para la conexión y operación de las
instalaciones de generación distribuida a que se refiere el artículo 149º bis de la ley general de
servicios eléctricos”
1.1 Objetivo general
La Comisión Nacional de Energía requiere contratar el Estudio denominado “Análisis y definición
de exigencias y estándares para la conexión y operación de las instalaciones de generación
distribuida a que se refiere el artículo 149° bis de la Ley General de Servicios Eléctricos” con el fin
de disponer de un análisis experto que le permita establecer procedimientos, metodologías y
exigencias necesarias de aplicar a los usuarios finales regulados que tengan medios de generación
renovables no convencionales o instalaciones de cogeneración eficiente, que inyecten sus
excedentes de energía a la red de distribución a través de los respectivos empalmes.
1.2 Objetivos específicos
I. Revisar y analizar la norma técnica sobre conexión y operación de pequeños medios
de generación distribuidos en instalaciones de media tensión (Resolución Exenta
N°24 del 2007 de la Comisión Nacional de Energía, NTCO).
II. Analizar y definir la terminología y el marco ordenador de carácter técnico para la
aplicación de las exigencias y estándares para la conexión y operación de las
instalaciones de generación distribuida.
III. Analizar y definir los procedimientos técnicos de conexión y entrada en operación
de una instalación de generación distribuida.
IV. Analizar y definir las exigencias técnicas para la conexión de una instalación de
generación distribuida.
V. Analizar y definir que las características técnicas de los equipos e instalaciones
dispuestos para la operación de generación distribuida.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 18 de 296
ORIGINAL
VI. Analizar y definir las exigencias técnicas para la operación de una instalación de
generación distribuida en estado normal y alerta del sistema de distribución.
VII. Analizar y definir las exigencias técnicas para las pruebas de conexión de una
instalación de generación distribuida.
VIII. Proponer modificaciones a la norma técnica sobre conexión y operación de
pequeños medios de generación distribuidos en instalaciones de media tensión de
modo que haya coherencia entre ésta y la propuesta de procedimientos,
metodologías y exigencias necesarias de aplicar a los usuarios finales regulados que
tengan medios de generación renovables no convencionales o instalaciones de
cogeneración eficiente, que inyecten sus excedentes de energía a la red de
distribución a través de los respectivos empalmes.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 19 de 296
ORIGINAL
2. Alcances
El presente estudio tiene como propósito que la CNE pueda disponer de un análisis experto que le
permita establecer procedimientos, metodologías y exigencias necesarias de aplicar a los usuarios
finales regulados que posean medios de generación renovables no convencionales o instalaciones
de cogeneración eficiente, que inyecten sus excedentes de energía a la red de distribución a través
de los respectivos empalmes. Para la revisión de antecedentes en el sector eléctrico se considerará
casos representativos de las industrias, según disponibilidad de información.
La revisión de la experiencia internacional estará sujeta a la disponibilidad de datos, normas y
reglamentos en formato digital on-line. La modelación computacional de los sistemas
interconectados estará limitada por la disposición de datos que la contraparte entregue al
consultor.
El trabajo se desarrollará complementándose con los antecedentes que proporcione sólo la
Comisión Nacional de Energía a través de la gestión que realizará con las otras entidades y
empresas relevantes y las que administran la SEC actualmente en el sector eléctrico. En general el
alcance cubrirá las actividades mínimas exigidas por el demandante en las presentes bases de
licitación definidas en el ID: 610-20-LE12 a objeto de cumplir satisfactoriamente con los objetivos
propuestos, quedando excluida la recopilación de información y/o revisión las zonas extremas de
Chile y/o Islas del territorio nacional.
Para cumplir con las actividades especificadas en la presente propuesta, el equipo definido,
trabajará con la información que esté disponible, vigente, sea pública, de libre acceso y la cual no
represente ningún gasto adicional en la ejecución del estudio a desarrollar y además aquella que
pueda ser proporcionada por el mandante.
En términos del sistema eléctrico se abordará, en la medida que exista información disponible, las
redes de transmisión, distribución representativa de los principales sistemas chilenos.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 20 de 296
ORIGINAL
3. Revisión y análisis de la normativa nacional: Análisis de la norma técnica sobre conexión y
operación de pequeños medios de generación distribuidos en instalaciones de media
tensión, NTCO/2007 y revisión de Norma Chilena de electricidad Nº4/2003
En los últimos años, el gobierno chileno ha desarrollado una serie de cambios legales y
reglamentarios orientados a facilitar la integración de “pequeños” generadores, los que se
tradujeron en la promulgación de la Ley Corta I (Ley 19.940 /2004), el establecimiento del
reglamento para pequeños medios de generación (DS 244/2005), la Ley 20.257 del año 2008 y
finalmente la Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD en instalaciones de media
tensión (Resolución N° 24 exenta/2007), la cual es objeto del presente estudio. De esta forma, la
Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) en su artículo N°225 reconoce la existencia de los
medios de generación cuya fuente es no convencional (ERNC), así como también en el artículo N°
149 reconoce la existencia de pequeños medios de generación (PMG si está conectado al sistema
de transmisión o PMGD si está conectado en instalaciones de distribución). Estos últimos
corresponden a aquellos cuyos excedentes de potencia no superen los 9.000 kilowatts.
• El año 2004 se promulgó la Ley Corta I (Ley 19.940 /2004), la cual introdujo la excepción de
peajes de transmisión troncal para generadores renovables de hasta 20 MW de capacidad
instalada (libre de peajes hasta 9 MW, incremento proporcional de 9 MW a 20 MW).
• El año 2006 se promulgó el reglamento para pequeños medios de generación a través del
Decreto Supremo N° 244, del Ministerio de Economía (DS 244/2006), el cual vino a
reglamentar todo el proceso de evaluación y conexión de los generadores distribuidos
(hasta 20 MW), estableciendo los términos de relación entre los dueños de los proyectos y
las empresas de distribución y subtransmisión.
• Finalmente el año 2007 se estableció la norma técnica de conexión y operación para
sistemas de generación en media tensión (NTCO) la cual estableció los detalles técnicos de
los procedimientos de conexión y operación de un pequeño medio de generación
operando en media tensión.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 21 de 296
ORIGINAL
Además, la Norma Chilena Nº4 del año 2003 (NCH4/2003) regula la generación en baja tensión en
las redes de distribución como autoproducción, mediante requerimientos técnicos de conexión y
operación para estas instalaciones. Esta norma define los sistemas de autogeneración como
aquellos destinados a proporcionar energía a instalaciones eléctricas en forma independiente de la
red pública o en combinación con ésta, operando como sistemas de emergencia, de corte de
puntas y de cogeneración1.
Finalmente, la Ley 20.257 del año 2008, conocida como “Ley de Energías Renovables No
Convencionales (ERNC)” introduce cuotas de generación ERNC obligatorias para las ventas de
energía eléctrica de los generadores a contar del 31 de agosto de 2007. Esta Ley modifica la LGSE,
definiendo los Medios de Generación Renovables No Convencionales, los que corresponden a
fuentes de energía primaria en base a biomasa, hidráulicas menor a 20 MW, geotérmica, solar,
eólica, marina y otros que defina la comisión mediante reglamento. Además define instalación de
cogeneración eficiente como la generación conjunta de electricidad y calor de alta eficiencia, con
capacidad menor a 20 MW y cumpliendo los requisitos establecidos por el reglamento. Dicho
reglamento no ha sido promulgado hasta la fecha, no siendo claro aún los criterios necesarios para
definir cuan eficiente es una instalación de cogeneración.
1En la NCH4/2003 la cogeneración se define como un sistema de autogeneración donde una parte de la demanda la
suple la autogeneración, y la parte restante se obtiene desde la red pública. Esto exige el funcionamiento en
paralelo de la autogeneración con la red. Esta definición no se alinea con la definición internacional de
cogeneración (producción conjunta de electricidad y calor de alta eficiencia) y corresponde al entendimiento
popular en Chile de un cogenerador, el cual se confunde con el concepto de autoproductor que opera en paralelo
con la red, tomando excedentes del sistema e incluso a veces inyectando.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 22 de 296
ORIGINAL
Si bien los límites entre generadores pequeños, medianos y grandes dependen no sólo de los
generadores, sino que también de las características del sistema que se insertan, el DS 244/2006
estableció algunas definiciones que si bien pueden considerarse arbitrarias, simplifican la tarea de
separar y clasificar los generadores convencionales de los de menor escala, independiente del
estado y capacidad del sistema en que se insertan. Estas definiciones son las siguientes:
• Pequeño Medio de Generación (PMG): Medios de generación con excedentes de
capacidad de hasta 9 MW conectados a redes de subtransmisión o adicional.
• Pequeño Medio de Generación Distribuida (PMGD): Medios de generación con excedentes
de capacidad de hasta 9MW conectados a redes de distribución (típicamente media
tensión).
• Medio de Generación No Convencional (MGNC): Medios de generación cuya fuente es no
convencional y posee un excedente de capacidad de hasta 20 MW. Esta clasificación no es
excluyente con las anteriores dos.
Si bien es cierto que estas disposiciones generan las bases para el desarrollo de los PMGD a nivel
de distribución en media tensión, por si solas son insuficientes para eliminar los vacíos normativos
que la limitan. La LGSE y la regulación asociada (DS244/2006, NTCO, etc.) contemplan un
mecanismo idóneo, aunque perfectible, para integrar y fomentar la GD de gran y mediana escala.
Este mecanismo, contenido en el artículo N° 149 de la LGSE y reglamentado en el DS 244/2006,
incorpora a los PMGD en las transferencias coordinadas por los centros de despacho económico
de carga. Sin embargo, esta reglamentación está orientada a instalaciones de naturaleza
generadora exclusiva y no considera de forma explícita el caso en el que puedan coexistir la
inyección de excedentes y el consumo de electricidad de la red como normalmente es el caso de la
cogeneración.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 23 de 296
ORIGINAL
Además, las instalaciones de “pequeña”2 generación de escala baja y media se encuentran en un
vacío regulatorio al no ser considerados explícitamente en el DS 244/2006, por lo que
implícitamente se le hacen extensibles las condiciones aplicables a “pequeños” generadores de
mayor escala. Asimismo, la NCH4/2003 sólo considera instalaciones en baja tensión orientadas al
autoconsumo y la generación de emergencia, no considerando la posibilidad de valorización de
inyecciones a la red ni el establecimiento de un procedimiento administrativo y comercial claro
para la conexión de generadores de pequeña escala en baja tensión. Los esquemas técnicos y
comerciales instaurados con la reglamentación antes señalada, no son directamente aplicables a
propietarios de pequeños generadores que operan en baja tensión y postulan que sus excedentes
sean reconocidos y valorizados. Asimismo, para los generadores en baja tensión no se dispone de
un esquema de integración que facilite esta condición. El ejemplo más directo son clientes
regulados con sistemas fotovoltaicos, donde la generación del panel usualmente no coincide con
su curva de consumo, produciéndose una falta de reconocimiento de sus excedentes inyectados a
la red.
• Los requerimientos técnicos establecidos son adecuados para “pequeños” generadores de
gran envergadura (varios MW), pero son demasiado exigentes para generadores de
mediana y baja escala, dado su reducido impacto sobre la red (varios cientos de kW a
varios kW).
• Los esquemas de integración comercial ya establecidos pasan por un acuerdo bilateral con
la empresa de distribución o bien por la incorporación de las inyecciones de excedentes a
las transferencias coordinadas por los CDECs. Esto último no tiene sentido práctico para el
2 El uso del término “pequeño” se refiere a la relación de capacidad que tiene la GD con los grandes
generadores convencionales (proyectos de hasta unos pocos MWs versus proyectos de cientos de
MWs). Sin embargo, en el ámbito de la GD, el uso del adjetivo “pequeño” es poco adecuado, ya que
esconde la gran diversidad de potencias que existe entre los generadores distribuidos (gran escala o
generadores distribuidos “grandes”, mediana escala o generadores distribuidos “pequeños” y baja
escala o generadores distribuidos “micro”).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 24 de 296
ORIGINAL
tamaño de dichas inyecciones y para el tipo de propietario, pues los obligarían a constituir
una empresa con giro de generación eléctrica.
Estas exigencias, en la práctica, evitan que dueños y desarrolladores de pequeños generadores de
mediana y baja escala, habitualmente sin el conocimiento, los recursos y la experiencia necesaria
para cumplir con el reglamento, terminen desistiendo de su deseo de conectarse a la red para
inyectar excedentes a esta.
En resumen, en el ámbito de la “pequeña” generación, se requiere desarrollar regulación en dos
segmentos de menor escala: 1) generación de pequeña escala, que en la discusión nacional se
estaría considerando hasta capacidades de 100 kW por cliente o usuario final, a través de la Ley de
facturación neta y 2) la generación de mediana escala, que partiría desde ese límite hasta una
capacidad a definir (posiblemente de 300 kW, 500 kW o hasta 1 MW).
Por otra parte, la “pequeña” generación a gran escala es abordada por el reglamento DS 244/2006
para cualquier medio de generación, sea esta renovable o no. Sin embargo este reglamento está
orientado a generadores exclusivos y no a sistemas de generación y consumo conjunto, los cuales
típicamente corresponden a sistemas de cogeneración eficiente y sistemas que operan con
facturación neta. Por esta razón además, se requieren modificaciones que incluyan las
características especiales de las instalaciones de cogeneración. La Figura 1 presenta el nivel de
cobertura de la legislación chilena en materia de GD.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 25 de 296
ORIGINAL
Figura 1 - Cobertura de la legislación Chilena para la generación en escala: Centralizada y GD de gran escala, media escala y pequeña escala.
Escala
Centralizadamayor a 20 MW
Gran escalahasta 9 MW (PMG y
PMGD)hasta 20 MW (MGNC)
Media escaladesde 100 kW
Pequeña escala hasta 100 kW
Generación Renovable no convencional
LGSE
LGSE Art. 149, DS244/2005
?
Ley 20.571/2011 Facturación neta
Cogeneracion eficiente
LGSE
LGSE Art. 149, DS244/2005 Inadecuado
?
Ley 20.571/2011 Facturación neta
Generación Convencional
LGSE
LGSE Art. 149, DS244/2005(hasta 9 MW)
?
No
DFL4/2007LGSE
Ley 19.940/2004
Ley Corta ILey 20.257/2008
Ley ERNC
DS 244/2005Reglamento PMGD
Res N°24 ex/2007NTCO
Ley 20.571/2012Ley Facturación Neta
NCH N°4/2003Norma Baja tensión
Media tensión (1kV - 23 kV)
Baja tensión (<1kV )
Ley 20.571/2012Ley Facturación Neta
Mejoras Reglamento PMGDMejoras NTCO PMGD
Nuevo reglamento Facturación NetaNueva norma técnica o perfección de existente para facturación neta
GD
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 26 de 296
ORIGINAL
De esta forma, se hace necesario complementar el mecanismo existente mediante la
incorporación de una normativa específica que posibilite la inyección de excedentes de
electricidad por parte de instalaciones de generación dedicadas al autoconsumo, en particular, las
instalaciones de fuentes renovables y de cogeneración eficiente, tan deseables por sus beneficios
técnicos, económicos y ambientales.
La norma técnica de conexión y operación (NTCO), promulgada a través de la resolución exenta
Nº24 el año 2007, se diseñó para operativizar las disposiciones establecidas en el Decreto
Supremo Nº244 del año 2005. Esta norma estableció los requerimientos técnicos necesarios para
asegurar una conexión y operación de los Pequeños Medios de Generación Distribuida segura y
dentro de los estándares exigidos para el suministro eléctrico en el sector de distribución.
La NTCO cuenta con siete capítulos los cuales entregan todos los requerimientos, procedimientos
y pruebas aplicables a PMGD conectados en media tensión. El capítulo 1 introduce la terminología
y exigencias generales de la norma, el capítulo 2 presenta los procedimientos técnico de conexión
e inicio de operación de un PMGD. El capítulo 3 establece las exigencias técnicas para la conexión
al sistema de distribución y el Capitulo 4 las exigencias para las pruebas de conexión. Finalmente
el capítulo 5 presenta las pruebas periódicas de la instalación de conexión, el capítulo 6 los
formularios únicos a ser considerados y el capítulo 7 las disposiciones transitorias de la norma.
Si bien la NTCO debe establecer claros procedimientos, en el detalle estos procedimientos han
mostrado ser generales o vagos y no considerando posibles problemas que significan grandes
barreras a la entrada de generadores distribuidos a la red.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 27 de 296
ORIGINAL
3.1 Norma Técnica de Conexión y Operación de Pequeños Medios de Generación Distribuida en
instalaciones de Media Tensión.
La Norma Técnica de Conexión y Operación (NTCO) define los procedimientos, las metodologías y
demás exigencias para la conexión y operación de los Pequeños Medios de Generación
Distribuidos (PMGD) en instalaciones de Media Tensión (MT) tanto de concesionarios de servicio
público de distribución de electricidad como redes de empresas que posean instalaciones de
distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público. (Art.1-1)
Esta norma garantiza el acceso de los PMGD al sistema eléctrico de la empresa de distribución (ED)
correspondiente a la zona, exigiendo la misma calidad de servicio entregada por la ED a los
clientes en el punto de conexión a la red de distribución o la que se halla pactado en los contratos
de suministro suscritos por empresas con instalaciones de distribución, según corresponda. (Art. 1-
3)
Las exigencias que se plantean en esta norma deben ser cumplidas en el punto de conexión
asociado a cada PMGD, independientemente de la tecnología generadora. De no cumplirse alguna
exigencia deben realizarse las modificaciones necesarias para la conexión del PMGD. Estas
modificaciones serán ejecutadas por la ED mientras que los costos asociados serán de cargo del
propietario del PMGD. (Art.1-4,1-5)
En lo que sigue se explicarán el procedimiento técnico y las exigencias técnicas para la conexión e
inicio de operación de un PMGD, las exigencias para las pruebas de conexión y las pruebas
periódicas de la instalación de conexión.
3.1.1 Procedimiento técnico de conexión e inicio de operación de un PMGD (Capítulo 2).
El procedimiento técnico de conexión e inicio de operación de un PMGD define los pasos a seguir
para que el interesado pueda obtener la información necesaria para diseñar el PMGD, conectar su
diseño a la red distribuida y ponerlo en operación. Este procedimiento se explica en 8 etapas, las
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 28 de 296
ORIGINAL
cuales corresponden a: 1) La solicitud de información a la empresa distribuidora por parte del
interesado, 2) la respuesta a la solicitud por la empresa distribuidora, 3) los estudios de impacto y
diseño de ingeniería, 4) la solicitud de conexión a la empresa distribuidora (SCR), 5) los informes
de criterios de conexión y costos, 6) la revisión de los informes de la empresa distribuidora, 7) la
generación del protocolo de puesta en servicio y 8) el envío a la SEC del protocolo de puesta en
servicio. A continuación se presenta una breve descripción de las etapas anteriormente
mencionadas. Estas etapas se diagraman además en la la Figura 2.
1. Solicitud de información a la ED: Informar su intención por escrito a la ED dueña del
punto de conexión respectivo mediante el “Formulario 1: Solicitud de Información de las
Instalaciones” adjunto a la norma, enviando una copia a la Superintendencia de
Electricidad y Combustibles (SEC). (Art. 2-2)
2. Respuesta a solicitud por la ED: Ante la petición del interesado, la ED debe responder
dentro de 15 días mediante el “Formulario 2: Antecedentes de la Empresa Distribuidora o
Empresa con Instalaciones de Distribución” adjuntando todos los antecedentes relevantes
para la conexión del PMGD. (Art. 2-3)
3. Estudios de impacto y diseño de ingeniería: El interesado debe realizar su estimación de
impacto y el desarrollo de la ingeniería correspondiente, determinando los efectos
producidos por conectar su PMGD en el punto de conexión. (Art. 2-4)
4. Solicitud de conexión a la ED (SCR): Realizado el estudio de Impacto y el Diseño de
Ingeniería, el interesado debe presentar ante la empresa respectiva una Solicitud de
Conexión a la Red (SCR) de media tensión mediante el “Formulario 3: Solicitud de
Conexión a la Red” adjuntando los antecedentes explicitados en la NTCO, con copia a la
SEC y al Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del Sistema Interconectado (SI)
correspondiente. En este punto, el diseño del PMGD debe integrar todos los elementos
necesarios para su operación, incluyendo las exigencias técnicas para la conexión al
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 29 de 296
ORIGINAL
sistema de distribución, especificados en la NTCO y que se describen en la siguiente
sección. (Art. 2-5)
5. Informes de criterios de conexión y costos: La ED puede rechazar la SCR presentada, en
cuyo caso el interesado deberá enviar una nueva con las modificaciones necesarias. En el
caso que la SCR es aceptada, la ED responderá al interesado en un plazo no mayor a 2
meses mediante un Informe de Criterios de Conexión, manifestando su acuerdo o
desacuerdo. Además, la ED puede emitir en forma opcional un Informe de Costos de
Conexión en el caso que desee justificar que los costos en zonas adyacentes al PMGD son
mayores que los ahorros por la operación de un PMGD. (Art. 2-6)
6. Revisión de los informes de la ED: El interesado puede refutar los informes con la debida
justificación, ante lo cual la ED debe responder en un plazo de 15 días. De no refutar los
informes, estos tendrán un plazo de vigencia de 18 meses, tiempo dentro del cual el
interesado debe generar el protocolo de puesta en servicio. (Art. 2-6)
7. Generación del protocolo de puesta en servicio: El protocolo de puesta en servicio debe
ser generado utilizando el “Formulario 4: Protocolo de Puesta en Servicio” para luego
enviarlo a la respectiva ED para su evaluación, la cual lo evaluará y entregará su
aprobación o rechazo en un plazo máximo de 15 días. En el caso de rechazarlo el
interesado debe corregir su protocolo y reenviarlo. Para la correcta generación del
protocolo de puesta en servicio se deben seguir las pautas de las exigencias para las
pruebas de conexión dictadas en la NTCO. (Art. 2-7)
8. Envío a la SEC del protocolo de puesta en servicio: Una vez que el interesado obtiene su
protocolo de puesta en servicio aprobado debe enviar una copia al SEC con lo cual el
PMGD puede iniciar su operación. (Art. 2-7)
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 30 de 296
ORIGINAL
Figura 2: Diagrama del procedimiento técnico de conexión e inicio de operación de un PMGD.
Para la operación del PMGD, su propietario debe coordinar la operación e intervención de sus
instalaciones con la ED correspondiente e informarle su plan de mantenimiento antes del 15 de
diciembre de cada año. Además, debe informar de cualquier reparación o modificación realizada
en el PMGD. (Art. 2-8,2-9,2-11)
Análogamente, la ED debe informar al propietario del PMGD sobre obras u operaciones en el
sistema de distribución que puedan afectar el funcionamiento del PMGD. (Art. 2-9)
Finalmente, todo proyecto de aumento de potencia de un PMGD existente debe seguir el mismo
procedimiento ya descrito. (Art. 2-10)
3.2 Exigencias técnicas para la conexión al sistema de distribución (Capítulo 3).
Antes de enviar la solicitud de conexión a la red (SCR), el diseño del PMGD debe contar con
exigencias técnicas mínimas de operación y seguridad según la NTCO. Esta define exigencias
generales, exigencias para las instalaciones de conexión, exigencias para los transformadores e
interruptores de acoplamiento, exigencias sobre protecciones y sincronización. A continuación se
describen brevemente las exigencias técnicas para los diversos elementos recién mencionados.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 31 de 296
ORIGINAL
3.2.1 Exigencias generales.
Para conectarse al sistema de distribución, el PMGD debe cumplir con los límites asociados a su
operación en el punto de repercusión o de conexión basándose en su capacidad instalada. En el
caso de existir varias unidades generadoras conectadas en el mismo punto se toma en cuenta el
valor agregado de capacidad instalada de todas ellas. (Art. 3-2)
Igualmente, se debe mantener el buen estado de la instalación, la cual comprende desde el PMGD
hasta e inclusive la conexión al sistema de distribución, siendo de responsabilidad del propietario.
No obstante, la ED puede realizar peticiones de mantenimiento o reparación en caso de detectar
una anomalía o cuando así lo estime conveniente. (Art. 3-3)
Además, se exige que los PMGD dispongan en todo momento de comunicaciones de voz con la ED
respectiva. (Art. 3-17)
3.2.2 Instalación de conexión.
Un punto importante de las exigencias definidas en la NTCO, corresponden a la instalación de
conexión. En esta se ubican los equipos de conexión como el transformador y el interruptor de
acoplamiento y la mayoría de los equipos de protección, medida y facturación. Dentro de sus
exigencias generales se tiene que:
• Alimentación y autonomía: debe contar con alimentación de consumos propios desde el
sistema de distribución y alimentación de servicios auxiliares independiente de la red con
autonomía de 8 horas. (Art. 3-14)
• Aislación eléctrica y magnética: la instalación de conexión debe ser capaz de resistir un
220% de la tensión de suministro y resguardar a los equipos contra interferencia
electromagnética. (Art. 3-22,Art. 3-24)
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 32 de 296
ORIGINAL
• Impacto en la red: la conexión del PMGD no debe afectar el esquema de protecciones y
recuperación de conexión del sistema de distribución ni sobrecargar algún equipo
existente en este. (Art. 3-9)
• Protección ante descarga atmosférica y reconexión: la instalación de la conexión debe
contar con protección contra descargas atmosféricas y sobretensiones y permitir la
reconexión manteniendo niveles de seguridad de la subestación. En particular, el esquema
de puesta a tierra de la instalación de conexión del PMGD no debe generar sobretensiones
que excedan las capacidades de los equipos conectados al sistema de distribución ni
alterar la coordinación de su protección contra fallas a tierra. (Art. 3-8, 3-23)
• Inyección de corriente continua y parpadeo: un PMGD no debe inyectar corriente
continua por sobre el 0,5% de la corriente nominal en el punto de conexión ni crear una
severidad de parpadeo molesta para otros usuarios del sistema de distribución, medido
conforme a la normativa vigente. (Art 3-32, 3-33)
3.2.3 Transformador e interruptor de acoplamiento.
En particular, el transformador debe tener al menos uno de sus devanados en delta. La conexión
se realizará en delta – estrella (delta al lado de media tensión) para el caso en que coexistan
consumos y generación y en estrella-delta (estrella aterrizada al lado de media tensión) para el
caso que solo exista generación. Además, en el caso de observar rangos muy amplios de variación
de voltaje en el punto de conexión se recomienda que el transformador tenga un rango de
regulación bajo carga suficiente, de manera de compensar en todas las instalaciones de baja
tensión la banda de variación que presente la tensión en la red de media tensión. Esta
característica debe ser informada a la ED. (Art. 3-4,3-10)
El interruptor de acoplamiento debe permitir desconexión automática, siendo capaz de cortar
corrientes de falla en el punto de conexión, asegurando separación galvánica trifásica y siendo
accesible por el personal de la empresa de distribución. (Art. 3-5,3-6)
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 33 de 296
ORIGINAL
3.2.4 Protecciones y Sincronización.
Las medidas de protección para el PMGD tales como protección contra cortocircuitos, sobrecargas
y descargas eléctricas deberán ser implementadas respetando las normas vigentes. Además, en
caso de desviaciones inaceptables de la tensión o de la frecuencia, deben implementarse medidas
adicionales, con protecciones que abran el interruptor de acoplamiento, mediante el empleo de
relés de frecuencia y voltaje. Adicional a ello, el PMGD debe contar con una protección de
potencia inversa. Las protecciones que se relacionen con la tensión deben ser implementadas
trifásicamente mientras que las protecciones de frecuencia pueden ser implementadas
monofásicamente. Para todas las protecciones, sus ajustes deben permitir la lectura y control y su
forma de operar debe ser garantizada por el fabricante mediante un certificado.
Además, se deben instalar puertos de prueba en lugares de fácil acceso para acceder a las lecturas
y señales de protecciones, es decir, los puertos de prueba deben permitir acceder a los terminales
de las protecciones, tensiones auxiliares y disparos hacia el interruptor asociado al
desacoplamiento del PMGD de la red. Los tiempos de despeje para diferentes rangos de tensión y
frecuencia se entregan en la Tabla 1. (Art. 3-15,3- 16,3-28,3-29)
Tabla 1: Tiempos de despeje para diferentes rangos de voltaje y frecuencia.
Rango de Tensión [% de Vn]
Tiempo de despeje [segundos]
Rango de Frecuencia
[% de Fn] Tiempo de despeje
[segundos]
V < 50 0,16 > 50,5 0,16
50 ≤ V ≤ 90 2,00 (49,5 a 48) De 16 a 300
110 < V < 120 1,00 < 48 0,16
V ≥ 120 0,16
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 34 de 296
ORIGINAL
Cuando existe reconexión en el sistema de distribución, el tiempo de despeje de la protección de
desacoplamiento del PMGD debe ser suficientemente breve para que la desconexión ocurra
durante el periodo en ausencia de tensión, antes de la reconexión del sistema distribuido.
Además, la conexión del PMGD debe ser impedida mientras la tensión de red se encuentre por
debajo del voltaje de operación de la protección y la reconexión del PMGD debe ocurrir sólo
cuando se recuperen las condiciones de operación normales indicadas en la Tabla 2. (Art. 3-26,3-
27,3-31)
Tabla 2: Condiciones normales de voltaje y frecuencia.
Tensión 0,94 < V < 1,06%
Frecuencia 49,6 < F < 50,4Hz
El PMGD no puede participar en la energización de la red cuando esta se encuentra desenergizada,
salvo operando en isla. La operación en isla se restringe a los sistemas capaces de operar de esta
manera, condicionado a que su sistema de protecciones garantice la correcta operación tanto en
isla como con conexión al sistema de distribución, asegurándose condiciones de operación
apropiadas de calidad de suministro a usuarios y la suficiente seguridad de operación al PMGD.
Este modo de operación puede convenirse entre el propietario del PMGD y la empresa
distribuidora ante situaciones programadas. Ante la ocurrencia fortuita de operación del PMGD en
isla, este deberá detectarlo y desconectarse en menos de 2 segundos. (Art.3-20,3-35,3-36)
Asimismo, si la ED correspondiente cuenta con un sistema SCADA para la operación del sistema de
distribución, esta última podrá convenir con el propietario del PMGD que efectúe las inversiones
necesarias para incorporar sus instalaciones a este sistema SCADA. (Art. 3-11)
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 35 de 296
ORIGINAL
3.2.5 Equipos de medida y facturación.
El diseño del PMGD debe contar con los equipos de medida y facturación suficientes que permitan
registrar las lecturas de energía y potencia suministradas al sistema. Estos equipos deben contar
con implementación trifásica y memoria superior o igual a 40 días con periodos de lectura de 15
minutos, con una precisión mínima de clase 2, de acuerdo a NTSCS vigente. En particular, para la
facturación se exige que sus medidores y control sean ubicados en el punto de conexión salvo
casos de fuerza mayor en los cuales la ubicación de los equipos será acordada entre el propietario
del PMGD y la ED. La responsabilidad de los equipos de medida y facturación recae en el
propietario del PMGD. (Art.3-12,13)
3.2.6 Exigencias particulares para tecnologías específicas.
Algunas exigencias son aplicables sólo a tipos de PMGD específicos o a tecnologías específicas. La
NTCO considera requerimientos específicos para sistemas eólicos, para sistemas de generación
asincrónica, para sistemas síncronos y para sistemas en base a inversores.
Para los equipos eólicos la puesta a tierra de la torre y los equipos en ella será independiente del
resto de las tierras de la instalación. (Art.3-8)
Para las tecnologías de generación asíncronas, la conexión debe realizarse cuando la velocidad de
partida se encuentre entre el 95% y 105% de su velocidad síncrona pero, si requiere una partida
como motor se debe convenir de antemano las condiciones de conexión con la ED. (Art.3-4)
Los PMGD síncronos conectados directamente a la red de media tensión requieren de la
instalación de doble medidor de frecuencia, doble medidor de tensión, un medidor de tensión
cero y un dispositivo de sincronización automático. Además, un PMGD con tecnología síncrona
podrá controlar la energía reactiva por medio de un control de excitación. Los ajustes de conexión
máximos se entregan en la Tabla 3. (Art.3-4, Art.3-11, Art. 3- 19)
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 36 de 296
ORIGINAL
Tabla 3: Ajustes para conexiones síncronas.
Diferencia de Tensión ΔV < ±10%
Diferencia de frecuencia Δf < ±0,5 Hz
Diferencia de ángulo de fase Δϕ < ±10°
La generación de armónicos de los inversores o convertidores, con el propósito de asegurar la
calidad de la energía inyectada, debe permanecer por debajo de los límites dispuestos en la
normativa vigente. Además, estos armónicos deben ser documentados por el fabricante mediante
un informe de pruebas a un prototipo. (Art. 3-34)
3.2.7 Regulación de tensión y compensación de reactivos.
La regulación de tensión no debe realizarse de manera activa por parte del PMGD y la elevación
máxima producto de la conexión del PMGD no debe sobrepasar el 6% del valor de tensión sin la
inyección. De la misma manera, la sincronización del PMGD debe ocurrir sin oscilaciones de voltaje
mayores a ±6% del valor anterior a la conexión y sin originar parpadeo. (Art. 3-18,3-19)
Por su parte, la compensación de reactivos debe ser consecuente con la banda de variación de
voltaje: ±6% del valor anterior a la conexión. Si la inyección de reactivos por parte del PMGD
genera variaciones de tensión mayores al 5% en el punto de conexión se deberá regular su
generación de manera automática. Además, los condensadores instalados no podrán conectarse a
la red antes que el PMGD y deberán desconectarse junto con este ante cualquier caso. (Art. 3-21)
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 37 de 296
ORIGINAL
3.3 Exigencias para las pruebas de conexión (4).
El objetivo de las pruebas de conexión es verificar que se cumplan las exigencias técnicas para la
conexión del PMGD y son aplicables a cualquier esquema de conexión. Deben ser documentadas
por el propietario y permanecer disponibles para la empresa de distribución respectiva y para la
SEC. Lo primero a realizar son las pruebas de diseño para los diferentes equipos y el esquema en
general. (Art. 4-1)
Para los diferentes equipos, la realización de estas pruebas puede ser en equipos representativos
ya sea en fábrica, en un laboratorio de pruebas o en terreno y en formato de celdas, con
componentes herméticos o equipos individuales al aire libre. Su aplicación a un mismo equipo
debe ser en un orden determinado, este es: (Art. 4-2)
1. Pruebas de respuesta a tensión y frecuencia anormales: Las pruebas de respuesta a
tensión y frecuencia anormales tienen como objetivo demostrar que se cumple la
desconexión del PMGD ante los rangos anormales ya especificados de voltaje y frecuencia
del sistema de distribución. Estas pruebas deben tomar en cuenta los puntos mínimo,
medio y máximo de las protecciones con ajustes modificables y se realizarán utilizando
una red simulada o un método de inyección secundario. (Art. 4-3)
2. Pruebas de sincronización: Las pruebas de sincronización tienen como objetivo demostrar
que se cumplen las exigencias de operación normal ya especificadas, estas pruebas varían
entre las distintas tecnologías utilizadas: (Art. 4-4)
a. Conexión de una máquina síncrona: Las pruebas de sincronización de una
máquina síncrona tienen como objetivo demostrar que se cumplen las condiciones
mínimas de sincronización especificadas en la Tabla 3 al momento de realizar la
conexión y que se impide la conexión cuando alguna condición no se cumple.
b. Conexión de una máquina asíncrona: Las pruebas de sincronización de una
máquina asíncrona deben mostrar que la caída de voltaje a la partida se encuentra
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 38 de 296
ORIGINAL
dentro del ±10% del voltaje nominal y que no genera parpadeo molesto según
norma vigente.
c. Conexión mediante un inversor: Para un inversor que produce tensión
fundamental antes de la conexión, las pruebas a realizar y los resultados deseados
son equivalentes al caso de la conexión de una máquina síncrona. Para otro tipo
de inversor, las pruebas a realizar y los resultados deseados son equivalentes al
caso de la conexión de una máquina asíncrona.
3. Prueba integral a la conexión (interferencia electromagnética, ondas de impulso,
aislación): (Art. 4-5)
a. Prueba de protección contra interferencia electromagnética: La prueba de
protección contra interferencia electromagnética debe ser realizada conforme a la
norma vigente o conforme a las normas internacionales en caso de falta de la
primera. La interferencia no debe incurrir en un cambio de estado o una falsa
operación del PMGD.
b. Prueba de desempeño frente a ondas de impulso: La prueba de desempeño
frente a ondas de impulso, en equipos de tensión < 1000V debe ser realizada de
acuerdo a la norma vigente o a las normas internacionales en caso de falta de la
primera. Para equipos de tensión > 1000V debe realizarse de acuerdo a los
estándares del fabricante.
c. Prueba de aislación del dispositivo de apertura visible: La prueba de aislación del
dispositivo de apertura visible debe demostrar que la aislación es capaz de resistir
un voltaje 220% del nominal.
4. Prueba de formación fortuita de isla: La prueba de formación fortuita de isla determina
que el PMGD cumple con la desconexión ante operación fortuita en isla dentro del tiempo
requerido. (Art. 4-6)
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 39 de 296
ORIGINAL
5. Prueba de inyección de corriente continua: La prueba de inyección de corriente continua
debe determinar si las unidades con inversores o convertidores inyectan corrientes
continuas menores al 0,5% de la nominal. (Art. 4-7)
6. Prueba de Armónicas: La prueba de armónicas determina que el equipo cumple con los
límites de armónicas bajo un grupo controlado de condiciones. (Art. 4-8)
Además de las pruebas exigidas a los equipos instalados, el propietario del PMGD debe realizar las
siguientes pruebas para verificar el diseño de la instalación de conexión:
1. Inspección visual: Realizar una inspección visual de la instalación de la conexión para
verificar la correspondencia entre los planos y la instalación. (Art. 4-9)
2. Pruebas de puesta a tierra: Realizar pruebas a la integración de la puesta a tierra, que
permitan verificar el diseño y la ejecución de la instalación de conexión. (Art. 4-10)
3. Pruebas al interruptor de acoplamiento: Realizar pruebas al interruptor de acoplamiento
que permitan verificar el diseño de la instalación de conexión. (Art. 4-11)
4. Pruebas a las unidades de medición y facturación: Realizar pruebas a las unidades de
medición y facturación, verificando que tengan concordancia con lo preestablecido y que
se ejecute correctamente el arranque de los medidores de inyección y consumo. (Art. 4-
11)
5. Pruebas de desconexión de la red: Realizar pruebas de desconexión de la red ante
operación anormal, verificando el correcto disparo de las protecciones mediante prueba
de carga externa. (Art. 4-12)
6. Pruebas de sincronización con las prácticas de reconexión: Realizar pruebas de
sincronización con las prácticas de reconexión de la ED. (Art. 4-13)
Ya realizadas las pruebas de diseño se realizan las pruebas de puesta en servicio que comprenden
inicialmente una inspección visual la cual debe determinar que se cumplen las exigencias
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 40 de 296
ORIGINAL
establecidas para la coordinación de la puesta a tierra y que existe el interruptor desacoplador.
Luego se realizan las pruebas de operatividad del interruptor desacoplador y de funcionamiento
de la formación no intencional de isla. Además, las pruebas de diseño deberán ser repetidas si se
han modificado los ajustes de las protecciones con posterioridad a las pruebas en fábrica o se han
ajustado las funciones de protección después de las pruebas iniciales de puesta en servicio. Con las
pruebas mencionadas ya realizadas se procede a conectar al PMGD a la red para luego realizar las
siguientes pruebas de funcionamiento: (Art. 4-14,4-15)
1. Prueba de potencia inversa o mínima: En el caso de emplearse una función de potencia
inversa, o mínima, para cumplir con las exigencias de la no operación en isla, se deberá
probar su funcionamiento, utilizando técnicas de inyección o ajustando la entrega del
PMGD y algunas cargas locales. (Art. 4-16)
2. Separación del sistema de distribución: La prueba de separación de la red debe
comprobar el funcionamiento de la separación del sistema de distribución, verificando que
se desenergizan los terminales de salida de la instalación de conexión y que no se produce
reconexión dentro del periodo requerido. Esta prueba se ejecuta operando un equipo que
interrumpa la carga y en forma individual por cada fase. (Art. 4-16)
3. Funcionamiento de la operación programada en isla: Una vez estipulada la programación
de operación en isla con la ED se debe verificar que los valores de tensión y frecuencia se
encuentran dentro de lo permitido por la norma vigente. (Art. 4-16)
4. Conexión y desconexión de la instalación compensadora de reactivos: De existir una
instalación compensadora de reactivos, se deberá comprobar que ella es conectada y
desconectada junto con el PMGD. (Art. 4-16)
Todas las pruebas de puesta en servicio se deben realizar siguiendo los procedimientos elaborados
por las ED respectivas, conforme a lo establecido por la NTCO y que cuentan con un informe
favorable de la CNE. (Art. 4-16)
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 41 de 296
ORIGINAL
Los resultados de estas pruebas deben ser documentados por el propietario del PMGD
completando el “Formulario 4: Protocolo de puesta en servicio” que luego debe enviar a la ED
correspondiente. (Art. 4-17)
3.4 Pruebas periódicas de la instalación de conexión (Capítulo 5).
Las pruebas periódicas comprenden una fiscalización anual realizada por la SEC. Esta prueba debe
arrojar los resultados necesarios para llenar el “Formulario 5: Informe de pruebas” el cual quedará
archivado y accesible para la ED que corresponda, la SEC y la Comisión Nacional de Energía (CNE).
(Art. 5-1)
Por su parte, la ED podrá pedir al propietario del PMGD pruebas aleatorias y modificaciones al
interruptor de acoplamiento y a las protecciones. Además, podrá realizar desconexiones sin previo
aviso en caso de peligro y de perturbaciones que afecten sus propias instalaciones, justificándola
posteriormente ante la SEC en un informe mensual que incluya fecha y hora de los sucesos. (Art.
5-2,5-3)
3.5 Análisis de la Norma Técnica de Conexión y Operación para Pequeños Medios de
Generación Distribuida en Media Tensión.
La lectura de la NTCO para PMGD en media tensión muestra a primera vista una norma que
pareciera cubrir todos los tópicos relevantes para asegurar una conexión y operación segura de
generadores distribuidos. Sin embargo, la experiencia práctica ha mostrado que la aplicación de
esta normativa para la conexión de PMGD ha sido en muchos casos dificultosos, a veces
engorrosos e incluso imposibilitante. La falta de segmentación y estandarización de los
requerimientos en conjunto a un elevado protagonismo de la empresa distribuidora como
tomador de decisiones en el proceso de solicitud de conexión, conexión y operación, hacen que las
barreras de entrada para la generación distribuidas sean no menores.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 42 de 296
ORIGINAL
A continuación se presenta una discusión un poco más acabada de las distintas observaciones
críticas y análisis realizados a la NTCO.
3.5.1 Relación entre el proponente y la empresa distribuidora, y entrega de información.
Una de las principales críticas realizadas a la NTCO en el ámbito de la integración de generación
distribuida versa sobre la relación entre el proponente del proyecto y la empresa distribuidora,
siendo el intercambio de información y procedimientos de conexión de los generadores poco
estandarizados en la práctica. Si bien la NTCO establece requerimientos claramente definidos que
deben ser cumplidos por el proponente, estos requerimientos y pruebas quedan muy sujetos a las
decisiones de la empresa distribuidora. Tanto la información, como las pruebas que el proponente
debe realizar quedan sujetos a la disponibilidad, nivel de actualización y requerimientos internos
que la empresa distribuidora pueda tener, por lo que muchas veces el procedimiento de conexión
de los generadores distribuidos no es estándar. Al respecto, el artículo 2-3 establece la
información técnica y los plazos en los que la empresa distribuidora debe entregar dicha
información al proponente. Si bien la lista de información es detallada, el artículo de la norma y el
reglamento respectivo no establecen con exactitud el formato y el nivel de actualización de dicha
información. Además, si bien la SEC se encuentra facultada para aplicar penalizaciones a quienes
no cumplen con las normas, en estos casos es necesario indicar resoluciones previas al
incumplimiento, es decir, definir una multa o sanción para el incumplimiento en particular de este
requisito con el propósito de hacer de este un proceso claro y definido que no implique tiempos
de resolución. Ante esto, ni el reglamento ni la norma establecen penalizaciones que obliguen a la
empresa distribuidora a entregar la información de manera oportuna y actualizada. Esta situación
genera retrasos en el desarrollo del proyecto y puede producir situaciones como la necesidad de
realizar cálculos y estudios nuevamente, en caso que la información suministrada por la empresa
distribuidora no sea la más actualizada o correcta.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 43 de 296
ORIGINAL
3.5.2 Rol del proponente/operador del generador distribuido en el proceso de conexión a la
red.
Otro problema importante y muy relacionado al anterior dice relación con las responsabilidades
excesivas y el rol que juega el proponente/operador del generador distribuidos en todo el proceso
de conexión a la red y estimación de impactos del generador distribuido en la misma. Según lo
establecido en la NTCO es el proponente/operador quien debe hacerse cargo de las labores de
ingeniería para la estimación de impactos en la red y quien debe realizar las pruebas de puesta en
marcha e inspección visual. Muchas veces el proponente del proyecto tiene poca o nula
experiencia en el rubro debiendo contratar costosas consultorías que le permitan cumplir con los
requerimientos que la norma establece y que son exigidos por la empresa distribuidora. Estos
costos pueden llegar a ser considerables en comparación al tamaño y la inversión que se requieren
para estos proyectos de pequeña envergadura, por lo que pueden ser una barrera crítica para el
generador. Esto se suma al riesgo que adiciona al proyecto los retrasos inesperados en la conexión
debido a las inconformidades que presenta la empresa distribuidora de acuerdo a los resultados
de las labores realizadas por el proponente o los problemas que generan la entrega de
información incompleta o desactualizada por parte de la empresa distribuidora. Muchas de estas
labores podrían ser asumidas por la empresa distribuidora, debiendo el cliente incurrir menores
costos en relación a los estudios y acortando los plazos de conexión de forma importante, ya que
es la empresa distribuidora quien tiene una mayor ventaja a la hora de realizar estudios y
estimaciones de sistemas que se conecten a su propia red.
Al respecto, el artículo 2-4 establece que es el interesado en instalar el proyecto quien debe
realizar todos los cálculos y estudios. Así mismo, según lo estipulado en el artículo 4-16, una vez
instalado el generador, es el operador del sistema quien deberá realizar las pruebas de puesta en
servicio, siguiendo procedimientos establecidos por la empresa distribuidora. Esta disposición es
vaga y deja toda la responsabilidad de la realización de dichas pruebas en el operador del
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 44 de 296
ORIGINAL
proyecto, además de supeditar estas pruebas a procedimientos establecidos arbitrariamente por
la empresa distribuidora. Esto también se aplica a las inspecciones visuales que deben realizarse
en el proyecto, las cuales también deben ser realizadas por el operador.
3.5.3 Requerimientos de protección y seguridad ambiguos, demasiado amplios, no
estandarizados o no aplicables a todas las tecnologías.
Por otra parte, la NTCO establece procedimientos para la instalación y operación de sistema de
generación y de su sistema de protección. En general, los requerimientos de conexión y para las
protecciones establecidos en la NTCO son poco claros y no evitan que las distribuidoras
establezcan exigencias adicionales a los generadores. Estas exigencias pueden redundar en costos
mayores debido al uso de tecnologías más costosas y en problemas asociados a la continuidad del
suministro eléctrico a través de sus empalmes. Este problema es especialmente importante en
instalaciones de cogeneración eficiente, donde normalmente los empalmes tienden a ser
bidireccionales. Protecciones más sensibles producirán un empeoramiento en la calidad de
suministro del cliente conectado al empalme en el que el generador distribuido inyecte su energía,
siendo esto innecesario para asegurar la seguridad y calidad de suministro para el resto de los
clientes de la red. Es importante notar que la exigencia establecida en la norma técnica se refiere
a que la protección se separa cuando no haya tensión y no vuelva a conectarse hasta que la
tensión se restituya y no que las protecciones del generador deban ser más rápidas en actuar que
las protecciones del sistema de distribución.
Además, los requisitos establecidos en la norma, en general muestran no ser pensados para que la
coordinación de protecciones se adecue al comportamiento de los generadores distribuidos. Esto
se ve reflejado en el artículo 3-4 de la norma donde se establece que para los empalmes que no se
encuentran conectados a ninguna carga, la conexión del generador debe realizarse delta – estrella
(delta en el lado de alta tensión). Esta exigencia puede ser inadecuada para algunas tecnologías,
convirtiéndose en una barrera para que la distribuidora permita la conexión del generador. Un
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 45 de 296
ORIGINAL
ejemplo de este caso es el observado en los generadores eólicos de inducción doblemente
alimentado que requieren una conexión en estrella delta (delta en el lado de baja tensión), ya que
requieren de una interfaz de electrónica de potencia para conectarse a la red. Al respecto, la
experiencia internacional muestra que los estándares suelen permitir la conexión de los
generadores de acuerdo a las indicaciones del fabricante, mientras los equipos se encuentren
certificados.
Otro ejemplo de cómo la norma no se encuentra ideada para todo tipo de tecnología de
generación es la no consideración de las capacidades de sistemas con inversores que pueden
detectar fallas por si solos y no requieren de protecciones adicionales o la coordinación de
protecciones en caso que grandes generadores distribuidos inviertan el flujo de potencia en las
líneas de distribución. Al respecto, el artículo 3-5 establece la obligación de la instalación de un
interruptor de acoplamiento, incluso en el caso de sistemas con inversores.
3.5.4 Falta de segmentación y estandarización en los requerimientos de la NTCO.
Una crítica generalizada que puede realizarse a la NTCO es su falta de estandarización y
segmentación en los requerimientos que establece para los generadores distribuidos. A diferencia
de la experiencia internacional, donde se establecen procesos diferenciados por segmento de
potencia y nivel de certificación del equipamiento de generación, la NTCO aplica sus disposiciones
a todos los PMGD indistintamente de su potencia u origen del equipamiento/nivel de certificación.
Así las exigencias aplicables a grandes generadores de varios megawatts de capacidad se aplican
indistintamente a generadores pequeños de varios cientos de kilowatts, los cuales generan un
impacto mucho menor que el de una planta de mayor envergadura, no justificándose muchos de
los requerimientos, pruebas y burocracia a la cual actualmente son expuestos.
En específico, todas las disposiciones del Título 2-3 de la NTCO/2007, el cual entrega las directrices
y exigencias necesarias para el procedimiento de solicitud de conexión, no introduce el concepto
de equipamiento certificado y todas sus disposiciones son aplicables a todo generador hasta 9 MW
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 46 de 296
ORIGINAL
de capacidad instalada que quiera conectarse a redes de distribución en media tensión. De la
misma forma, las exigencias de pruebas de diseño e instalación de conexión establecidas en el
título 4-1 se aplican a todos los generadores sin distinción de capacidad o nivel de certificación.
Esto se suma a la falta de estandarización mostrada en toda la norma, en donde por ejemplo, en
su artículo 4-1 se deja la definición específica de los protocolos de aplicación de las pruebas de
puesta en servicio a la empresa distribuidora.
3.5.5 Tratamiento insuficiente del modelo de generadores conectados a instalaciones de
terceros.
El tratamiento de los generadores conectados a instalaciones de un tercero es apenas mencionado
en la NTCO, no existiendo disposiciones exclusivas para este caso y un tratamiento adecuado de
las relaciones entre las partes involucradas y las responsabilidades ante eventos adversos (Artículo
1-10 Conexión de generador a través de líneas de terceros). Esto es terriblemente perjudicial para
generadores que tienden a conectarse en empalmes bidireccionales como es el caso de la
cogeneración. Aquí, un modelo natural para la tecnología es la instalación de una planta de
cogeneración por un tercero, de manera de aprovechar el calor residual de procesos industriales.
El dueño de la planta industrial y del empalme permite que un tercero instale un sistema de
generación eléctrica que aproveche el calor residual e inyecte excedentes a la red.
3.5.6 Esquema de medición de inyecciones tratado de forma insuficiente y deficiente para
generadores conectados en empalmes bidireccionales.
El tratamiento del sistema de medición y la escala de integración del mismo es pobremente
tratado, siendo que puede llegar a ser muy relevante, sobre todo en instalaciones de generación
que operan a través de un empalme bidireccional. En este caso, donde existen tanto inyección de
energía como consumo desde la red, la cantidad de medidores, las direcciones de medidas y los
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 47 de 296
ORIGINAL
intervalos de integración de las mediciones pueden afectar de forma importante las facturaciones
finales del cliente final con generador propio.
De querer trasladar algunas de las disposiciones de la NTCO para hacerlas aplicables a una
normativa respecto de la ley de facturación neta, la medición y facturación debe ser considerado
como un tema muy relevante.
La ley de facturación neta en espíritu estipula un esquema de facturación neta en el cual se
realizan balances de dinero y no balances de energía. En este esquema las inyecciones de un
generador distribuido deben ser medidas de forma separada e independiente del consumo neto
desde la red. En esencia, esto equivale a un sistema de medición con las capacidades de dos
medidores independientes y unidireccionales en su registro, uno para registrar consumo y otro
para registrar inyecciones, con capacidad de medición instantánea. Esto se contrapone a lo
comúnmente observado en la experiencia internacional donde típicamente se habla de medición
neta, realizándose un balance de cantidades de energía y no de dineros, por lo que se requieren
normalmente un medidor bidireccional que registre cantidad neta de energía solamente.
Una forma de implementación de este esquema sería el uso de dos medidores electromecánicos
de bajo costo de registro de flujo de energía en un solo sentido, uno para las inyecciones, otro
para el consumo neto. Este esquema corresponde al menos beneficioso para un generador
distribuido ya que es capaz de registrar todas las inyecciones hacia la red como tales. Sólo la
energía que es generada en forma coincidente con la demanda y consumida localmente se
valorizará a tarifa de energía. Pese a esto, la ley no especifica con claridad ningún esquema como
el esquema por defecto, por lo que es posible plantear otras alternativas. Por estas razones, es
necesario que la norma técnica respectiva se pronuncie al respecto.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 48 de 296
ORIGINAL
3.6 Norma Chilena de Electricidad Nº4 para instalaciones de consumo en baja tensión.
La Norma Chilena de Electricidad Nº4 actualmente es la norma vigente para instalaciones de
consumo en baja tensión. Si bien esta norma, tal cual lo dice su nombre, establece disposiciones
para instalaciones de consumo, esta puede ser extensible para generadores instalados en
residencias y edificios que se encuentren conectados a las redes de baja tensión. Al respecto, la
NCH Nº4 establece en su punto 14 las disposiciones para los generadores denominados “sistemas
de autogeneración”. Estas definiciones y disposiciones se encuentran orientadas a cubrir la
instalación y operación de generadores diseñados para el auto consumo y no para inyectar a la
red. Sin embargo, esta norma debe ser considerada si se desea analizar el marco normativo
aplicable a la ley 20.571 o ley de facturación neta, y a la hora de realizar propuestas a la nueva
normativa que cubrirá a los generadores en baja tensión diseñados para inyectar parte de su
generación a la red.
A continuación se presenta un resumen de las principales disposiciones pertinentes a los
generadores en baja tensión contenidas en la NCH Nº4.
3.7 Sistemas de autogeneración.
La Norma Chilena N°4 define los sistemas de autogeneración como sistemas destinados a
proporcionar energía a instalaciones eléctricas en forma independiente de la red pública o en
combinación con ésta. Según su finalidad se clasifican en tres tipos distintos: Sistema de
emergencia, sistema de corte de puntas y sistemas de cogeneración. Es importante destacar que
la definición de sistema de cogeneración entregada en esta norma no se corresponde con la
definición de cogeneración conocida en el contexto internacional. Mientras que para la Norma
Chilena N°4 un sistema de cogeneración se refiere a un sistema de generación eléctrica paralela
con la red de distribución, en el contexto internacional, un sistema de cogeneración corresponde a
un sistema de generación conjunta de calor y electricidad.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 49 de 296
ORIGINAL
Independiente del fin con el cual se proyecte el sistema de autogeneración, este deberá ser
presentado como proyecto ante la SEC, para ser revisado en forma previa al inicio de su
construcción.
3.7.1 Sistemas de emergencia.
Estos sistemas son diseñados para ofrecer suministro cuando el suministro de la red pública no
esté disponible, siendo necesarios un sistema de partida y un sistema de transferencia o traspaso
de carga entre la red y el sistema de emergencia, ya sean manuales o automáticos.
Las instalaciones pertenecientes a un sistema de emergencia se canalizarán mediante alguna de
los métodos prescritos en la sección B y todos los equipos empleados, distintos de los equipos
convencionales, deberán ser aprobados para el uso específico en sistema de emergencia.
Los sistemas de emergencia deberán ser probados periódicamente para comprobar su perfecto
estado de funcionamiento y asegurar su correcto mantenimiento. De estas pruebas, por lo menos
una cada año deberá ser supervisada por la superintendencia o por el organismo inspectivo que
esta designe.
Clasificación de los sistemas de emergencia.
Los sistemas de emergencia se clasifican en cuatro grupos distintos (grupo 0 a grupo 3). El grupo 0
corresponde a sistemas que alimentan consumos que no admiten interrupción. El grupo 1 a
sistemas que toleran interrupciones de hasta 0,2 segundos con variaciones de frecuencia no
mayores a 0,5%. El grupo 2 a sistemas que admiten interrupciones de hasta 15 segundos.
Finalmente el grupo 3 corresponde a sistemas conectados a consumos que admiten una
interrupción de hasta 15 minutos.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 50 de 296
ORIGINAL
3.7.2 Sistema de corte de punta.
Estos sistemas se encuentran destinados a eliminar o disminuir la demanda de potencia de una
instalación durante los horarios de punta del sistema. Bajo esta premisa, estos sistemas pueden
operar de dos maneras distintas:
• Sistema de transferencia abierta: Esta forma de operación corresponde al traspaso de
consumo desde la red pública al sistema de corte de punta sin que existe una conexión
eléctrica entre la red y el sistema. Este tipo de sistema deberá contar con un circuito de
control que le permita entrar en funcionamiento sólo cuando los consumos servidos
estén separados de su fuente de alimentación principal. Este circuito de control podrá ser
manual o automático, pero en ambos casos deberá contar con los enclavamientos
necesarios para evitar la interconexión de la fuente de autogeneración con la fuente
principal.
• Sistema de transferencia cerrada: Esta forma de operación corresponde al traspaso de
consumo desde la red pública al sistema de corte de punta con una interconexión entre
ambos sistemas en forma momentánea mientras dura el proceso de traspaso de carga.
Este esquema de operación debe ser diseñado y presentado a la SEC bajo los mismos
protocolos que un sistema de cogeneración.
3.7.3 Sistema de cogeneración.
Un sistema de cogeneración corresponde a un sistema de autogeneración en que una parte
de la demanda la suple la autogeneración, y la parte restante la entrega la red pública. Esto
exige el funcionamiento en paralelo de la autogeneración y la red.
Para el control de sus parámetros de funcionamiento y de sincronización con la red, un
sistema de cogeneración debe contar a lo menos con los siguientes equipos:
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 51 de 296
ORIGINAL
• Voltímetros que midan simultáneamente las tensiones de red y de fuente.
• Frecuencímetros que midan simultáneamente las frecuencias de red y de fuente.
• Medidor del factor de potencia del consumo.
• Sincronoscopio, para sistemas de puesta en paralelo manual se aceptará como
alternativa el uso de luces de sincronización.
Para la protección y el control de la puesta en paralelo o separación de la fuente y la red en forma
manual o automática, el sistema de cogeneración deberá contar con los siguientes equipos.
• Contactores o interruptores de mando motorizado remoto.
• Disyuntores de fuente y de red que permitan su desconexión por sobrecarga o
cortocircuito.
• Un relé de potencia inversa de alta sensibilidad para prevenir la energización de la red por
la fuente de cogeneración cuando la red se desenergice por cualquier motivo programado
o accidental. Este relé de potencia inversa deberá ser del tipo de regulación de potencia,
no serán aceptables para estos fines los relés de potencia inversa de ventana porcentual.
No obstante lo anterior se podrá instalar un relé de ventana porcentual, adicional al relé
exigido, si esta condición es técnicamente recomendable. La sensibilidad de disparo de
relé, medida en potencia, se fijara asumiendo que el relé operará contra una puesta a
tierra de operación en la red de una resistencia de 150 Ohm.
• Un relé de sincronismo que permita la puesta en paralelo automática cuando se alcance
las condiciones de paralelismo.
• Un control de repartición de cargas de accionamiento manual o automático.
Registro nacional de generadores en baja tensión.
La superintendencia deberá llevar un registro nacional actualizado de todos los sistemas de
cogeneración o de corte de punta con transferencia cerrada que se encuentren en operación.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 52 de 296
ORIGINAL
Este registro deberá estar a disposición de las empresas eléctricas concesionarias locales. En
este registro deberá consignarse el período de operación del sistema, el horario de conexión y
desconexión y el tiempo estimado de permanencia de la condición paralelo entre el sistema y
la red pública. La actualización de los datos consignados en este registro será semestral.
Cualquier puesta en paralelo del sistema con la red pública que se encuentra fuera de lo
consignado en el registro deberá ser acordado previamente con la empresa distribuidora
local. Así mismo, si la empresa distribuidora requiere realizar trabajos en la red que impliquen
la desenergización de la red, deberá prevenir la reenergización por los sistemas de
cogeneración, revisando el registro y advirtiendo y desconectando a los operadores para que
estos no operen sistemas de cogeneración.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 53 de 296
ORIGINAL
4. Revisión y análisis de la normativa internacional: Casos Estados Unidos, Unión Europea,
Alemania, España e Inglaterra.
En el mundo desarrollado la generación convencional de gran escala (típicamente por sobre los 20
MW) se desarrolla con reglamentos, normas técnicas y procedimientos administrativos y
comerciales transversales, aplicables a todo nivel de capacidad y tecnología. Por ejemplo,
proyectos hidráulicos de 70 MWs deben cumplir con las mismas condiciones que grandes plantas
de varios cientos de MWs, todos los cuales se conectan generalmente a las redes de transmisión
(alta tensión).
Sin embargo, para generadores de menor escala, con capacidades inferiores a los 10 MW o 20
MW que muchas veces se encuentran conectados a las redes eléctricas de propiedad de empresas
distribuidoras, se establecen estándares de interconexión más simplificados. Estos estándares
reconocen la naturaleza distinta de estos sistemas de generación, con un menor impacto en el
sistema y con los menores niveles de recursos que estos proyectos tienen, así como también
muchas veces el distinto origen de la fuente de energía primaria que utilizan. Además, estos
estándares de interconexión preestablecidos, que incluyen un acuerdo comercial también
estandarizado, facilitan la relación del generador con las distribuidoras, las cuales tienen como
objetivo primario servir al cliente final y no tratar con generadores independientes.
Estos “pequeños” generadores, son muy distintos entre sí y pueden en la práctica no ser para nada
pequeños. Por ejemplo, los efectos que puede generar un pequeñísimo generador residencial de
unos 3 kW de capacidad instalada, un generador de 80 kW en un edificio, una industria de 300 kW
o un generador mini hidráulico de 7 MW, no pueden ser comparados entre sí. Por esta razón, los
estándares de interconexión reconocen segmentos con diferentes requerimientos para proyectos
de diferentes capacidades. Estos segmentos son típicamente tres (aunque a veces llegan hasta
cuatro), considerando distintos niveles, requerimientos técnicos y administrativos, incluyendo
desde el Net Metering residencial o micro – generación (hasta 10 kW – 30 kW), la mini –
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 54 de 296
ORIGINAL
generación (hasta 500kW o 1MW) y los generadores “pequeños” de mayor tamaño (que se
desarrollan en potencias más grandes hasta 10 MW o 20 MW). Estos últimos son equivalentes a la
definición de Pequeño Medio de Generación Distribuido conocida en Chile (PMGD).
En la Figura 3 se presenta un esquema de la segmentación de medios de generación que
típicamente se observa en las regulaciones de los diferentes estados en Estados Unidos. El
elemento primordial a destacar aquí es la división que existe entre grandes generadores
convencionales y generadores distribuidos, así como la sub - segmentación con requerimientos
diferenciados que existe dentro del universo de la GD.
Figura 3 - Esquema resumen de la segmentación de medios de generación Estados Unidos3.
3 Los límites de estos segmentos dependen de cada estado y son presentados a modo de ejemplo.
Medios de Generación
(conectado a baja, media y alta tensión)
"Pequeños" medios de generación - Conexión y operación comercial estandarizada
(menores a 10 MW o 20 MW)
Net metering residencial
(menor a 10 kW)
Edificios, comercio e industria menor
(desde 10 kW hasta 100 kW, 300 kW, 1
MW e incluso 2 MW)
Industria mayor y generadores
independientes
(desde 1 MW hasta 10 MW o 20 MW)
Generación convencional a gran escala
(mayores a 10 MW o 20
MW)
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 55 de 296
ORIGINAL
La experiencia internacional en materia de normativa para generación distribuida es amplia y
variada. Por una parte existe la experiencia estadounidense, donde se ha visto que las empresas
distribuidoras o “utilities” han desarrollado sus propias normativas y reglamentos para la conexión
y operación de generación distribuida al alero del estándar IEEE 1547, de manera de cumplir con
los objetivos que los gobiernos federales establecen para el desarrollo de la generación distribuida
y las energías renovables.
Así mismo, Europa ha mostrado un diverso grado de éxito en la integración de energías renovables
y generación distribuida, desarrollando estándares nacionales propios de cada país.
Sin embargo, pese a la diferencia en el enfoque, el objetivo muestra ser similar en todos los casos
de desarrollo normativo. El objetivo principal ha sido llevar el proceso de conexión de los
generadores distribuidos a un mayor grado de simplificación y con una estandarización y
segmentación (tecnológica y por capacidad) de los requerimientos. Con esto se busca evitar
exponer a pequeños generadores con nulo impacto en la red a complicados procedimientos y
exigencias innecesarias que signifiquen sobre costos que finalmente se traduzcan en barreras
insoslayables para estos generadores, frenando su desarrollo y penetración. Así mismo, también
se busca garantizar la calidad y seguridad del suministro, evitando que generadores con impactos
importantes se conecten inadecuadamente a la red.
Por ejemplo, en Estados Unidos, el estado de California, mediante el estándar de interconexión
conocido como RULE 21, especifica estándares para la interconexión, operación y medición para la
GD de hasta 10 MW. Este reglamento considera fuentes renovables, con reglas simplificadas para
capacidades bajo los 10 kW y mayores requerimientos para generadores sobre esta capacidad,
pasando por 1 MW y hasta 10 MW de capacidad. Otros estados incluyen una estructura similar de
segmentación, como Colorado y New Jersey, con el primer nivel con capacidades menores 10 kW,
el segundo con capacidades entre 10 kW y 2 MW y el tercero hasta 10 MW. La segmentación por
capacidad de estos y otros estados se presenta con mayor detalle en la Tabla 4, la que muestra la
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 56 de 296
ORIGINAL
esquematización de la segmentación por capacidad típica para los medios de generación
“pequeños” y de gran escala en Estados Unidos.
Tabla 4 - Rangos de capacidad por niveles de clasificación para estándares de
interconexión.
Estado Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4
California ≤10 kW 10 kW a 1 MW > 1 MW y < 10 MW
Colorado ≤10 kW 10 kW a 2 MW >2 MW a < 10MW
New Jersey ≤10 kW 10 kW a 2 MW < 2 MW ( no califica 1 y 2)
Maryland ≤10 kW 10 kW a 2 MW ≤50 kW o ≤ 10 MW ≤10 MW (no califica 1,2 y 3)
Florida ≤10 kW >10 kW y ≤100 kW >100 kW y ≤2 MW
Arizona ≤50 kW > 50 kW y < 300 kW > 300 kW y < 5 MW > 50 MW
New Mexico ≤10 kW > 10 kW y < 2 MW > 2 MW y < 10 MW > 10 MW
Pennsylvania ≤10 kW < 5 MW < 5 MW (no califica nivel 2) No indicado
Oregon <25 kW >25 kW y < 2 MW > 2 MW y < 10 MW >10 MW y < 20 MW
A continuación se presenta una revisión de los estándares o normas técnicas para generación
distribuida en baja y/o media tensión para Estados Unidos, Alemania, España e Inglaterra,
indicando de forma breve las disposiciones establecidas en cada una de las normas como insumo
para una posterior discusión al respecto de las recomendaciones para la normativa chilena
pertinente.
4.1 Estándar IEEE 1547-2003 para la interconexión de recursos distribuidos con los sistemas
eléctricos de potencia y la extensión IEEE 1547.1-2005 para los procedimientos de pruebas
de conformidad para equipos que interconectan recursos distribuidos con sistemas
eléctricos de potencia.
Los cambios en el ambiente de los sistemas eléctricos han promovido la creación del estándar IEEE
1547, el cual define los requisitos que deben cumplir los generadores que se conectan al sistema
de distribución. Además, indica cuales son las pruebas mínimas que deben aprobar los diferentes
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 57 de 296
ORIGINAL
equipos que integran una instalación de interconexión para demostrar que cumplen con los
requisitos definidos.
Los requisitos definidos por la norma comprenden regulación de voltaje, integración con la tierra
de la red, regulación para conexiones a redes secundarias y spot, energización indeseada de la red,
disposiciones de monitoreo, dispositivo de aislación, integridad de la conexión, respuesta ante
condiciones anormales de la red, calidad de la energía y operación en isla.
Por su parte, las pruebas que se deben realizar son las pruebas de diseño, de instalación de
interconexión, de producción, de puesta en marcha y periódicas. Las pruebas de diseño se realizan
sobre un equipo tipo para determinar si su diseño es fiel con las especificaciones dadas por el
fabricante y que cumple con los requisitos de la norma. Las pruebas de instalación de
interconexión se realizan sobre la instalación integra que conecta al generador con la red y
determinan si esta cumple con los requisitos definidos por la norma. Las pruebas de producción se
aplican a cada equipo fabricado y deben verificar que estos cumplen con las especificaciones del
fabricante. Las pruebas de puesta en marcha se aplican sobre el sistema completo de generación y
conexión y verifica que los sistemas integrados funcionan de acuerdo a lo requerido por la norma.
Las pruebas periódicas se realizan sobre la instalación de la interconexión para asegurar su
correcto funcionamiento en el tiempo.
La necesidad de realizar pruebas para determinar que un equipo es apto para funcionar según lo
requerido acarrea la necesidad de normar los procedimientos que guiarán y regularán cada
prueba. Por ello se genera el estándar IEEE 1547.1, este estándar contiene los procedimientos
para todas las pruebas.
Dentro de las pruebas de diseño están las pruebas de estabilidad térmica, respuesta ante
condiciones anormales de voltaje y frecuencia, sincronización, integridad de la conexión, isla no
intencional, potencia inversa, fase abierta, limitación de corriente DC y armónicas. Las pruebas de
instalación de la interconexión comprenden la revisión de la integración de la tierra con la red, el
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 58 de 296
ORIGINAL
equipo de aislación, las disposiciones de monitoreo, respuesta ante fallas de la red y la
coordinación con el sistema de reconexión de la red. Las pruebas de producción se componen de
la prueba de respuesta ante condiciones anormales de voltaje y frecuencia en la red y la prueba de
sincronización. Las pruebas de puesta en marcha comprenden la verificación e inspección de la
instalación de la interconexión, pruebas de diseño y producción en terreno, revisión de la
configuración, prueba de operación no intencional en isla y prueba de desenergización.
El estándar IEEE 1547, del “Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE)”, define un
conjunto de requisitos uniformes para la interconexión de recursos distribuidos (RD) al segmento
de la distribución del sistema de energía eléctrica (SEE). El IEEE 1547 es una consecuencia de los
cambios en el ambiente de la producción y suministro de electricidad y está basado en anteriores
prácticas recomendadas por la IEEE y directrices elaboradas por el “Standards Coordinating
Committee 21 (SCC21)”.
El propósito de esta norma es definir los requisitos técnicos de una manera que pueda ser
universalmente adoptado. La universalidad no sólo se refiere a los aspectos técnicos, sino también
a la adopción de esta norma como pertinente a través de una serie de industrias e instituciones,
por ejemplo, fabricantes de hardware, servicios públicos, empresas de servicios energéticos, los
códigos y las organizaciones de normalización, reguladores y legisladores, y otras entidades
interesadas.
El estándar IEEE 1547 incluye prescripciones pertinentes para el funcionamiento de la
interconexión. Se define generalmente como las limitaciones y puntos de ajuste para los distintos
parámetros que deben ser satisfechas antes de la conexión de una unidad de RD al SEE, en el
instante de conexión, y para la separación de dichos recursos de la SEE ante condiciones
anormales.
Si bien, el estándar IEEE 1547 define las pautas globales a seguir en lo que respecta a conexiones
de RD a la red de distribución, también existen otros estándar que actúan como extensiones de
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 59 de 296
ORIGINAL
este y se denominan IEEE 1547.X, donde la X es el número de extensión. Estas extensiones cubren
temas como los procedimientos de las pruebas de conformidad, guías varias y prácticas
recomendadas. El diagrama de la Figura 4 muestra las extensiones existentes.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 60 de 296
ORIGINAL
Figura 4: Diagrama del estándar IEEE 1547 con sus extensiones.
IEEE Std 1547TM(2003): Estándar para interconectar recursos distribuidos con sistemas eléctricos de potencia.
IEEE Std 1547.1TM(2005): Estándar para los procedimientos de pruebas de conformidad para equipos que interconectan recursos distribuidos con sistemas eléctricos de potencia.
IEEE Std 1547.2TM(2008): Guía de aplicación para el estándar IEEE 1547 para interconectar recursos distribuidos con sistemas eléctricos de potencia.
IEEE Std 1547.3TM(2007): Guía para el monitoreo del intercambio de información y del control de recursos distribuidos con sistemas eléctricos de potencia.
IEEE Std 1547.4TM(2011): Borrador de guía para el diseño, operación e integración de sistemas aislados de recursos distribuidos con sistemas eléctricos de potencia.
IEEE Std 1547.5TM: Borrador de guía técnica para la interconexión de recursos de potencia eléctrica mayores a 10MVA a la red de transmisión de potencia.
IEEE Std 1547.6TM(2011): Borrador de prácticas recomendadas para interconectar recursos distribuidos con redes de sistemas eléctricos de distribución secundaria.
IEEE Std 1547.7TM: Borrador de guía para los estudios de impacto para los conductores de distribución para la interconexión de recursos distribuidos.
IEEE Std 1547.8TM: Prácticas recomendadas para establecer métodos y procedimientos que provean soporte suplementario a las estrategias de implementación para el uso expandido del estándar IEEE 1547.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 61 de 296
ORIGINAL
En particular, la extensión IEEE 1547.1 proporciona los procedimientos para establecer las pruebas
de conformidad y verificar el cumplimiento de los requisitos de la norma IEEE 1547. Cuando aplica,
los procedimientos de prueba del IEEE 1547.1 pueden proporcionar un medio para que los
fabricantes, empresas de servicios públicos, o las agencias independientes de pruebas confirmen
la idoneidad de algún sistema de interconexión dado (SC) o componente destinado a ser utilizado
en la interconexión de RD con los SEE. Esta certificación puede conducir a la pre aceptación de los
equipos confirmados como adecuados para su uso en el servicio previsto por las partes
interesadas. Si bien este estándar define los procedimientos de prueba, no especifica técnicas de
medición. Las técnicas adecuadas de medición se pueden encontrar en varias publicaciones
técnicas, incluyendo, pero no limitado al estándar IEEE 120.
Entre las pruebas que contiene el estándar IEEE 1547.1 se tienen las pruebas de diseño, las
pruebas de la instalación de conexión, las pruebas de producción y las pruebas de puesta en
marcha. Las pruebas de diseño se realizan para certificar que un tipo de equipo cumple con los
requisitos de la norma. Las pruebas de instalación de conexión se realizan para verificar que la
interconexión entre la red y el generador distribuido funciona de acuerdo con lo requerido por la
norma. Las pruebas de producción se aplican a todo equipo y verifican que el equipo cumple con
los parámetros de operación especificados por el fabricante. Las pruebas de puesta en marcha se
realizan para determinar si el equipo de interconexión cumple con los requisitos de operación de
la norma para conectarse a la red.
A continuación se entrega con mayor detalle los requisitos especificados en el estándar IEEE 1547
y las pruebas de conformidad para verificar que los equipos cumplen estos requisitos según el
estándar IEEE 1547.1.
4.1.1 Especificaciones técnicas y requisitos de la interconexión (IEEE 1547-4).
Los requisitos definidos por la norma comprenden regulación de voltaje, integración con la tierra
de la red, regulación para conexiones a redes secundarias y spot, energización indeseada de la red,
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 62 de 296
ORIGINAL
disposiciones de monitoreo, dispositivo de aislación, integridad de la conexión, respuesta ante
condiciones anormales de la red, calidad de la energía y operación en isla.
Estos requisitos deben ser cumplidos en el punto común de acoplamiento, sin restricción de
ubicación de los equipos de medición o protección o del software correspondiente. Esto es
aplicable a sistemas locales con una unidad generadora así como también a sistemas locales con
varias unidades conectadas, debiéndose cumplir los requisitos para la suma de cada característica
de cada unidad generadora.
Los requisitos se aplican a cualquier equipo o tipo de equipo, sin discriminación de marca u otra y
son universalmente necesarios independientemente de la tecnología conectada, sea máquina
síncrona, de inducción o inversores/convertidores estáticos de potencia. Además, los requisitos
serán suficientes para la mayoría de las instalaciones.
Requisitos generales (IEEE 1547-4.1).
En general, la instalación deberá cumplir con las siguientes exigencias técnicas de operación:
• Regulación de voltaje (IEEE 1547-4.1.1): El generador no regulará activamente el voltaje y
no debe causar que el voltaje en la red salga de los requisitos de la norma ANSI C84.1-
1995, Range A.
• Integración con la puesta a tierra de la red (IEEE 1547-4.1.2): El generador no debe causar
sobrevoltajes que excedan las capacidades de los equipos conectados a la red además, no
debe perturbar la coordinación de la protección de falla a tierra en la red.
• Sincronización (IEEE 1547-4.1.3): El generador debe sincronizar con la red sin causar una
fluctuación del voltaje mayor a ±5% el voltaje nominal de la red y debe cumplir con los
requisitos de parpadeo en el punto de conexión común.
• Redes de distribución secundarias y secundaria spot (IEEE 1547-4.1.4): los requisitos para
las redes de distribución secundarias se encuentran en revisión y la norma aun no se
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 63 de 296
ORIGINAL
expresa al respecto (IEEE 1547-4.1.4.1). En cuanto a las redes secundarias tipo spot, la
norma expresa los siguientes requisitos (IEEE 1547-4.1.4.2):
– No utilización de las protecciones de la red: Las protecciones de la red no deben ser
utilizadas para aislar al generador de algún alimentador primario, a menos que la
protección esté diseñada para operar de esa manera.
– No afectar el sistema de protecciones de la red: La presencia del generador en la
red no debe producir la operación o prevenir la reconexión de ninguna protección
en la red, ni tampoco causar comportamiento cíclico. Además, la sincronización de
las protecciones del generador con las protecciones de la red debe lograrse sin
modificar los tiempos de retardo de reconexión de las protecciones de la red.
– No conectar ante deficiencias de las protecciones de la red: La conexión del
generador a la red se permite sólo si la barra donde se conectará se encuentra
energizada por más del 50% de las protecciones de red instaladas. Además, los
equipos de la red no deben ver sobrepasadas sus capacidades de operación ante la
conexión del generador.
– Requisitos independientes del tiempo de conexión paralela con la red: Los
generadores conectados en una red spot, utilizando un esquema de transferencia
automático, en el cual la carga es transferida entre el generador y la red con un
paralelismo momentáneo (generador y red conectados al mismo tiempo) deben
cumplir con estos requisitos independientemente del tiempo que dura la conexión
paralela.
• Energización de la red indeseada (IEEE 1547-4.1.5): El generador no debe energizar la red
cuando esta se encuentra desenergizada.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 64 de 296
ORIGINAL
• Disposiciones de monitoreo (IEEE 1547-4.1.6): Cada unidad de 250kVA o más (o el valor
agregado) debe tener disposiciones para monitorear el estado de la conexión, potencias
real y activa generadas y voltaje en el punto de conexión.
• Dispositivo de aislación (IEEE 1547-4.1.7): Cuando lo requieran las prácticas de operación
de la red, se debe localizar un dispositivo de aislación que sea accesible, con cerradura y
visible entre la red y el generador.
• Integridad de la conexión (IEEE 1547-4.1.8): La instalación de interconexión debe contar
con la debida protección ante interferencia electromagnética (IEEE 1547-4.1.8.1)
cumpliendo con IEEE Std C37.90.2-1995, debe tener la resistencia ante sobrevoltajes (IEEE
1547-4.1.8.2) que exigen IEEE Std C62.41.2-2002 y IEEE Std C37.90.1-2002 y debe contar
con un interruptor de conexión (IEEE 1547-4.1.8.3) cuya aislación debe soportar un 220%
del voltaje nominal.
• Respuesta ante condiciones de operación anormales en la red (IEEE 1547-4.2):
– Desenergización de la red (IEEE 1547-4.2.(1,2)): En caso de la ocurrencia de una
falla, el generador debe dejar de energizar la red antes de que esta se reconecte.
– Pérdida de sincronismo (IEEE 1547-4.2.5): En el caso que la pérdida de sincronismo
por parte del generador produzca parpadeo excesivo debe incluirse una protección
ante pérdida de sincronismo.
– Reconexión a la red (IEEE 1574-4.2.6): Luego de una falla no puede haber
reconexión del generador hasta que el voltaje de red vuelva a estar dentro de los
rangos especificados en ANSI C84.1-1995, Range B y la frecuencia se encuentre
dentro del rango 59,3Hz a 60,5Hz. Además, se debe incluir un retardo temporal
ajustable de hasta 5 minutos luego que la red recupera su operación normal.
– Voltaje anormal de la red (IEEE 1547-4.2.3): La instalación de conexión debe
detectar el voltaje RMS de la red para la frecuencia fundamental. La medición debe
ser principalmente fase-fase o en su defecto fase-neutro. Además, la detección debe
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 65 de 296
ORIGINAL
ocurrir en el punto de conexión del generador con la red, sin embargo, puede
ocurrir donde se conecta el generador bajo alguna de las siguientes condiciones:
• La capacidad agregada de generadores conectados en un mismo punto de la
red es hasta 30kW.
• El equipo de interconexión está certificado para pasar una prueba de no
operación en isla para el sistema al cual se va a conectar.
• La capacidad agregada es menor a 50% de la demanda mínima anual (periodo
de 15 minutos) del punto de conexión a la red y la exportación de potencia no
está permitida.
Los tiempos y magnitudes de accionamiento de las protecciones de voltaje se
especifican en la Tabla 5. Para potencias instaladas menores a 30kW los voltajes y
tiempos de accionamiento pueden ser fijos o ajustables en terreno. Para potencias
mayores a 30kW los voltajes y tiempos de desconexión deben ser ajustables en
terreno.
Tabla 5: Tiempos y magnitudes de operación de las protecciones de voltaje.
Rango de Tensión
[% de Vn]
Tiempo de despeje
[segundos]
V < 50 0,16
50 ≤ V ≤ 88 2,00
110 < V < 120 1,00
V ≥ 120 0,16
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 66 de 296
ORIGINAL
– Frecuencia de la red (IEEE 1547-4.2.4): Las condiciones ajustables de accionamiento
para las protecciones de baja frecuencia deben ser coordinadas con las operaciones
de la red. Los tiempos y magnitudes de accionamiento para las protecciones de
frecuencia se especifican en la Tabla 6. Además, para potencias instaladas menores
a 30kW las frecuencias y tiempos de accionamiento pueden ser fijos o ajustables en
terreno. Sin embargo, para potencias mayores a 30kW las frecuencias y tiempos de
desconexión deben ser ajustables en terreno.
Tabla 6: Tiempos y magnitudes de operación de las protecciones de frecuencia.
Capacidad del
generador
Rango de frecuencia
[Hz]
Tiempo de despeje
[segundos]
≤ 30 kW > 60,5 0,16 Máximo
< 59,3 0,16
> 30 kW > 60,5 0,16 Por defecto
< (59,8 – 57,0) Ajustable 0,16 a 300
< 57,0 0,16
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 67 de 296
ORIGINAL
• Calidad de la energía (IEEE 1547-4.3):
– Límite de inyección de corriente DC (IEEE 1547-4.3.1): El generador y su sistema de
interconexión no deben inyectar corriente continua mayor al 0,5% de su corriente
nominal.
– Límite de parpadeo inducido por el generador (IEEE 1547-4.3.2): El generador no
debe crear parpadeo molesto para otros usuarios en el punto de conexión a la red.
– Límite de armónicas (IEEE 1547-4.3.3): Cuando el generador alimenta cargas
lineales balanceadas, los límites para las armónicas de corriente son los que se
muestran en la Tabla 7. La medición de armónicas debe ser exclusiva de las
corrientes armónicas generadas por el generador y no de corrientes armónicas
generadas por armónicas de voltaje presentes en la red.
Tabla 7: Límites de armónicas individuales y totales permitidas.
Orden de armónica
individual h (impar)
H < 11 11 ≤ h < 17 17 ≤ h < 23 23 ≤ h < 35 35 ≤ h Distorsión de
demanda total
(TDD)
Porcentaje (%) 4,0 2,0 1,5 0,6 0,3 5,0
La corriente de demanda total es la máxima en el punto de conexión a la red sin el generador conectado.
Las armónicas pares están limitadas a un 25% de los límites para las armónicas impares indicadas en la tabla.
• Operación en isla (IEEE 1547-4.4): Ante una operación en isla no intencional el generador
debe desconectarse de la red antes de dos segundos luego de la generación de operación
en isla (IEEE 1547-4.4.1). La operación en isla intencional se encuentra en revisión (IEEE
1547-4.4.2).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 68 de 296
ORIGINAL
4.1.2 Pruebas y requisitos de la interconexión (IEEE 1547-5, IEEE 1547.1).
Las pruebas que se realizan se dividen en cinco tipos, estos son las pruebas de diseño, las pruebas
de instalación de la interconexión, las pruebas de producción, las pruebas de puesta en marcha y
las pruebas periódicas.
Las pruebas de diseño se realizan sobre un equipo tipo para determinar si su diseño es fiel con las
especificaciones dadas por el fabricante y que cumple con los requisitos de la norma. Las pruebas
de instalación de interconexión se realizan sobre la instalación integra que conecta al generador
con la red y determinan si esta cumple con los requisitos definidos por la norma. Las pruebas de
producción se aplican a cada equipo fabricado y deben verificar que estos cumplen con las
especificaciones del fabricante. Las pruebas de puesta en marcha se aplican sobre el sistema
completo de generación y conexión y verifica que los sistemas integrados funcionan de acuerdo a
lo requerido por la norma. Las pruebas periódicas se realizan sobre la instalación de la
interconexión para asegurar su correcto funcionamiento en el tiempo.
Estas pruebas se aplican a todas las instalaciones de interconexión4 y sus requisitos y
especificaciones son universalmente necesarios para todo sistema de interconexión, para toda
tecnología de generación y son suficientes para toda instalación (IEEE 1547-5).
Los resultados obtenidos deben ser debidamente documentados en un reporte de forma tal que
permitan ser replicados posteriormente, justificando toda consideración tomada (IEEE 1547-5,
IEEE 1547-4.5).
Para realizar las pruebas es necesaria en gran parte la utilización de equipo externo que cumpla las
funciones de simular una conexión real y que midan las entradas y salidas que puedan influir en la
4 La instalación o sistema de interconexión se refiere al conjunto de equipos de interrupción, protección
y medición que se involucran en la correcta conexión, operación y protección de un generador a la red.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 69 de 296
ORIGINAL
operación del equipo probado. Para conseguir resultados confiables es necesario que las pruebas
se realicen en condiciones ambientales que se encuentren dentro del rango de operación
estipulado por el fabricante y que los equipos externos cumplan con características mínimas de
precisión y rendimiento (IEEE 1547.1-4.2, IEEE 1547.1-4.6). La norma indica que los equipos
externos utilizados para simular una red energizada (fuente de simulación de sistemas de
potencia) deben cumplir con las siguientes características (IEEE 1547.1-4.6.1):
• Confirmar rendimiento: Deben ser capaz de confirmar el rendimiento especificado por el
fabricante.
• Estabilidad: Deben cumplir con los límites de variación y desviación de las señales
generadas.
• Conexiones adecuadas y voltajes balanceados: Deben tener tantas conexiones de fase y
neutro como el equipo puesto a prueba y los voltajes generados deben tener un
desbalance entre fases limitado.
• Respuesta ante escalón: La respuesta ante un cambio de escalón de las señales simuladas
deben generarse dentro de un tiempo máximo.
Por su parte, los equipos de medición deben cumplir con los siguientes requisitos según la norma
(IEEE 1547.1-4.(6.2, 3)):
• Precisión adecuada: Cada medición debe tener una precisión mayor a la precisión del
equipo probado.
• Trazabilidad de calibración: Debe permitir llevar un registro de las calibraciones
realizadas.
El fabricante de un equipo deberá proporcionar la información de instalación, especificar la
precisión y tolerancia de los parámetros del equipo y especificar los equipos externos necesarios
para realizar alguna medición. Se asume que quien instale un equipo será responsable de seguir
las recomendaciones del fabricante (IEEE 1547.1-4.4).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 70 de 296
ORIGINAL
Las pruebas que se deben realizar se caracterizan en cuatro secciones llamadas pruebas de diseño,
pruebas de producción, pruebas de instalación de interconexión y pruebas de puesta en marcha.
Un resumen de los tipos de prueba se presenta en la Figura 5.
Figura 5: Cuadro resumen de pruebas.
Pruebas de diseño, aplicables a una unidad representativa del sistema de generación (IEEE 1547-
5.1, IEEE 1547.1-5).
Pruebas de diseño
(Type tests)
•Para un equipo representativo.
•Estabilidad térmica.
•Respuesta a voltaje y frecuencia anormal.
•Sincronización.
•Integridad de la interconexión.
•Isla no intencional.
•Limitación de inyección de corriente DC.
•Armónicas.
Pruebas de producción
(Production tests)
•Para todo equipo comercial.
•Respuesta a voltaje y frecuencia anormal.
•Sincronización.
Pruebas de instalación de conexión
(Interconnection installation evaluation)
•Para la instalación de conexión.
•Integración de tierra con la red.
•Dispositivo de aislación.
•Previsiones de monitoreo.
•Fallas de la red.
•Coordinación con la reconexión de la red.
Pruebas de puesta en marcha
(Commissioning tests)
• Para el sistema íntegro.
• Inspecciones visuales
• Equipo de aislación.
• Isla no deseada.
• Desconexión.
• Diseño que falte.
• Producción que falte.
Pruebas periódicas de interconexión
(Periodic interconnection tests)
• Para la instalación de interconexión.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 71 de 296
ORIGINAL
Las pruebas de diseño se realizan para verificar que un diseño de equipo cumple con los requisitos
fijados por la norma. Estas pruebas se aplican a una unidad representativa y sus procedimientos
varían según la tecnología utilizada. Se pueden aplicar en sistemas de interconexión integrados o
compuestos de un conjunto de equipos y se pueden llevan a cabo en la misma fábrica, en un
laboratorio de pruebas o, en última instancia, en el lugar de su instalación, en cuyo caso el equipo
debe ser instalado acorde a las especificaciones del fabricante y operado bajo condiciones
nominales. En caso de imposibilidad de utilizar algún procedimiento de prueba se deben aplicar
otros procedimientos acordados entre el fabricante y la agencia de pruebas, que entreguen los
mismos resultados con la misma precisión (IEEE 1547-5.1, IEEE 1547.1-5).
Las pruebas de diseño las componen las pruebas de estabilidad térmica, respuesta ante
condiciones anormales de voltaje y frecuencia, reconexión luego de una falla, integridad de la
conexión, sincronización, operación no intencional en isla, potencia inversa, fase abierta,
armónicos, inyección de corriente DC y parpadeo.
La prueba de estabilidad térmica se realiza para demostrar que el equipo cumple con los rangos
térmicos de operación y almacenamiento especificados por el fabricante. Las pruebas de
respuesta ante condiciones anormales de voltaje y frecuencia se realizan para demostrar que el
equipo cumple con la precisión especificada por el fabricante para las funciones de sobrevoltaje,
bajovoltaje, sobrefrecuencia y bajafrecuencia. La prueba de reconexión luego de una falla verifica
que el equipo no reconecta antes que la red se recupere de la falla y que se cumple el retardo de
reconexión configurado. Las pruebas de integridad de la conexión se realizan para determinar que
el equipo resiste condiciones ambientales, magnéticas y de tensión acorde a su aplicación. La
prueba de sincronización verifica que el equipo genera la conexión dentro de los requisitos de la
norma y evita malas operaciones. La prueba de operación no intencional en isla revisa que el
equipo genere la desconexión de la fuente eléctrica ante una desenergización de la red en el
tiempo que define la norma. La prueba de potencia inversa determina si la precisión en cuanto a
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 72 de 296
ORIGINAL
magnitud y tiempos de accionamiento del equipo de protección de potencia inversa corresponden
con lo especificado por el fabricante. La prueba de fase abierta verifica que el equipo detecta la
apertura de una fase y genera la apertura de las demás. La prueba de armónicos determina si los
equipos generan armónicas con magnitudes bajo lo que estipula la norma. La prueba de inyección
de corriente DC comprueba que los inversores no conectados a través de un transformador a la
red mantienen sus niveles de corriente DC bajo lo permitido por la norma. Finalmente, la prueba
de parpadeo determina si la corriente de partida de un generador se encuentra por debajo de los
límites permitidos por la norma.
Para la aplicación de estas pruebas es posible cambiar la potencia del equipo por medio de ajustes
en el mismo siempre que estos no afecten la variable medida. También es posible limitar la
potencia en la fuente de prueba. Además, para los propósitos de este estándar, los sistemas
interconectados multifásicos incluyen monofásico de 3 cables (IEEE 1547.1-5).
La norma requiere que ciertas pruebas se realicen en una secuencia determinada, esta es (IEEE
1547-5.1):
A. Respuesta a voltaje y frecuencia anormal (ver IEEE 1547-5.1.1).
B. Sincronización (ver IEEE 1547-5.1.2).
C. Prueba de la integridad de la interconexión (ver IEEE 1547-5.1.3).
Luego se realiza el resto de las pruebas en el orden recomendado que se muestra a continuación
(algunas pruebas se repiten):
A. Respuesta a voltaje y frecuencia anormal (IEEE 1547-5.1.1).
B. Sincronización (IEEE 1547-5.1.2).
C. Operación en isla no intencional (IEEE 1547-5.1.4).
D. Limitación de inyección de corriente DC (IEEE 1547-5.1.5).
E. Armónicas (IEEE 1547-5.1.6).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 73 de 296
ORIGINAL
Otras pruebas no son consideradas por la norma IEEE 1547, sin embargo, aparecen en la norma
IEEE 1547.1. A continuación se describen los procedimientos definidos para cada prueba.
A. Prueba de estabilidad térmica (IEEE 1547.1-5.1): El propósito de la prueba de estabilidad
térmica es verificar la precisión del equipo y su resistencia a daños al ser operado y
almacenado respectivamente dentro de los rangos térmicos admisibles según especificaciones
del fabricante. Esta prueba puede aplicarse en forma separada de la red cuando sea
conveniente siempre que el fabricante proporcione información para verificar que el sistema
integrado funcionará correctamente dentro del rango térmico especificado.
a) Prueba de estabilidad térmica de la temperatura operacional (IEEE 1547.1-5.1.(2.1, 3.1)):
El criterio para aprobar esta prueba es que las funciones de protección del equipo probado
operan correctamente dentro del rango térmico de operación especificado por el
fabricante. Su procedimiento comprende:
i) Temperaturas de prueba: Probar correcta operación a temperatura mínima, nominal
y máxima salvo comportamiento no lineal, en cuyo caso se deberán aplicar
temperaturas intermedias.
ii) Estabilización: Estabilizar temperatura seleccionada (lectura dentro de la carcasa del
equipo).
iii) Selección de parámetros evaluados: La selección de parámetros elegidos para ser
evaluados debe incluir a todo los componentes de hardware afectables por la
temperatura.
iv) Realización: Realizar pruebas que demuestren la correcta operación de los equipos de
protección y guardar los datos.
v) Repeticiones mínimas: Para cada punto de temperatura seleccionada, repetir las
pruebas con los mismos parámetros seleccionados, un total de 5 veces.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 74 de 296
ORIGINAL
b) Prueba de resistencia térmica bajo la temperatura de almacenamiento (IEEE 1547.1-
5.1.(2.2, 3.2)): El criterio de aprobación para esta prueba es que el equipo probado debe
funcionar correctamente luego de permanecer 72hrs a las temperaturas mínima, nominal
y máxima de almacenamiento especificadas por el fabricante. Su procedimiento
comprende:
i) Temperaturas de prueba: Someter al equipo a temperatura mínima y máxima de
almacenamiento. Donde las temperaturas de almacenamiento y operación sean
iguales no se requiere esta prueba.
ii) Realización: Almacenar el equipo completo por 72hrs a la temperatura seleccionada,
luego llevar a temperatura ambiente y verificar su correcta operación. Es posible
probar cada elemento de un equipo en forma individual y si todos cumplen el equipo
cumple. Guardar los datos.
Para estas pruebas puede no ser necesario o posible probar el equipo por completo. En ese
caso probar los componentes que controlan los parámetros bajo prueba. Se recomienda
minimizar apertura de la cámara de medio ambiente y tomar medidas precautorias para evitar
pérdida de calor o ingreso de humedad. Además, se recomienda realizar la prueba de frio
antes ya que enfriar una sala caliente requiere más tiempo que calentar una sala fría, teniendo
cuidado de mitigar la condensación y congelamiento luego de la prueba en frio. En el caso que
los equipos estén dentro de algún tipo de carcasa se deben tomar las medidas necesarias para
que en el interior del contenedor se alcancen las temperaturas a las que se realizaran las
pruebas (IEEE 1547.1-5.1.4).
B. Prueba de respuesta ante condiciones anormales de voltaje (IEEE 1547-5.1.1, IEEE 1547.1-
5.2): Estas pruebas comprenden sobrevoltaje y bajovoltaje en la red y el propósito es verificar
que el sistema deja de energizar ante la presencia de un voltaje anormal en el sistema de
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 75 de 296
ORIGINAL
distribución. Además, estas pruebas determinan la magnitud y tiempo de acción para cada
función de voltaje anormal.
a) Prueba de magnitud de accionamiento ante condiciones anormales de voltaje (IEEE
1547.1-5.2.1.2): Esta prueba determinará el correcto funcionamiento del equipo si este se
acciona ante una condición anormal de voltaje según lo definido en la norma. Su
procedimiento comprende:
i) Configuración de los equipos: Se deben configurar todos los parámetros de la fuente
simuladora de red y del equipo bajo prueba para obtener las condiciones nominales
de operación del equipo probado. Si los parámetros de magnitud de accionamiento de
la protección por sobrevoltaje o bajovoltaje del equipo son configurables, se deben
fijar al mínimo valor o al valor de voltaje nominal de red más el doble de la precisión
estipulada por el fabricante, lo que resulte mayor. Realizado esto se deben registrar
los valores de configuración tanto de la fuente como del equipo probado.
ii) Inicio de condición anormal de voltaje: Iniciar la función de rampa a voltaje nominal
por un tiempo determinado para luego empezar a aumentar (sobrevoltaje) o disminuir
(bajovoltaje) según sea el caso. Realizar esto por fase, fijando el resto de las fases en el
valor nominal de voltaje. Registrar todas las magnitudes de voltaje cuando la unidad
se accione.
iii) Repeticiones mínimas: Realizar esta prueba un total de 5 veces para cada fase y para
todas las fases juntas.
iv) Repeticiones según aplicación: En el caso que los parámetros de magnitud de
sobrevoltaje o bajovoltaje del equipo sean ajustables repetir todo lo anterior para los
valores medio y máximo.
v) Repeticiones complementarias: Si la prueba de todas las fases juntas muestra
diferencias, mayores a la precisión del equipo, con respecto a las pruebas por fase se
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 76 de 296
ORIGINAL
deben realizar pruebas complementarias para verificar que el equipo responde al
voltaje fase a neutro y no fase a fase (IEEE 1547.1-5.2.1.2.1).
b) Prueba de tiempo de accionamiento ante condiciones anormales de voltaje (IEEE 1547.1-
5.2.1.3): Esta prueba será aprobada si el equipo se acciona dentro del tiempo definido por
la norma. Su procedimiento comprende:
i) Configuración de los equipos: Configurar todos los parámetros de la fuente y el
equipo probado a las condiciones nominales de operación del equipo. Si los
parámetros temporales de sobrevoltaje o bajovoltaje del equipo son configurables
fijarlos al mínimo. Registrar las configuraciones aplicables.
ii) Condición anormal de voltaje: Fijar el voltaje de la fuente dentro del 10% del voltaje
de accionamiento, sin activar el equipo. Mantener esta condición por un tiempo
determinado y luego incrementarlo (sobrevoltaje) o disminuirlo (bajovoltaje) según
sea el caso en escalón a un valor que ocasione accionamiento. Mantener esta
condición hasta que la unidad se accione. Para equipos multifásicos realizar esto en
una fase. Registrar el tiempo de accionamiento.
iii) Repeticiones mínimas: Realizar esta prueba un total de 5 veces.
iv) Repeticiones según aplicación: En el caso que los parámetros temporales de
sobrevoltaje o bajovoltaje del equipo sean ajustables repetir todo lo anterior para los
tiempos medio y máximo.
En el caso que el equipo mida voltaje en el punto de conexión común o en el punto de
conexión del generador distribuido, la prueba puede realizarse a cualquier potencia que
convenga. En caso de medir en otro punto, debe ser probado bajo carga en conjunto con un
transformador externo de aislación. Para un equipo que debe ser medido bajo carga, se puede
escoger una magnitud de corriente conveniente para el laboratorio de pruebas. Estas pruebas
deben ser realizadas en los terminales del equipo y, cuando sea apropiado, se pueden utilizar
métodos de inyección de señal. Finalmente, el equipo debe ser conectado de acuerdo a lo
especificado por el fabricante (IEEE 1547.1-5.2.(1,2)).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 77 de 296
ORIGINAL
C. Prueba de respuesta ante condiciones anormales de frecuencia (IEEE 1547.1-5.3): El
propósito de esta prueba es verificar que el sistema de interconexión deja de energizar ante
condiciones anormales de frecuencia. Por medio de esta prueba se determinan la magnitud y
tiempo de accionamiento para cada función de frecuencia anormal.
a) Prueba de magnitud de accionamiento ante condiciones anormales de frecuencia (IEEE
1547.1-5.3.1): El equipo probado cumplirá con esta prueba si se acciona ante una
condición anormal de frecuencia dentro de los límites especificados por la norma. Su
procedimiento comprende:
i) Configuración de los equipos: Configurar todos los parámetros de la fuente y el
equipo probado a las condiciones nominales de operación del equipo. Si los
parámetros de magnitud de sobrefrecuencia o bajafrecuencia del equipo son
configurables fijarlos al mínimo. Registrar las configuraciones aplicables.
ii) Condición anormal de frecuencia: Iniciar la función de rampa a frecuencia nominal
por un tiempo determinado para luego empezar a aumentar (sobrefrecuencia) o
disminuir (bajafrecuencia) según sea el caso. Registrar la frecuencia de cuando la
unidad se acciona.
iii) Repeticiones mínimas: Realizar esta prueba un total de 5 veces.
iv) Repeticiones según aplicación: En el caso que los parámetros de magnitud de
sobrefrecuencia o bajafrecuencia del equipo sean ajustables repetir todo lo anterior
para los valores medio y máximo.
b) Prueba de tiempo de accionamiento ante condiciones anormales de frecuencia (IEEE
1547.1-5.3.3): El equipo probado pasará esta prueba si se acciona dentro del tiempo límite
especificado por la norma. El procedimiento comprende:
i) Configuración de los equipos: Configurar todos los parámetros de la fuente y el
equipo probado a las condiciones nominales de operación del equipo. Si los
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 78 de 296
ORIGINAL
parámetros temporales de sobrefrecuencia o bajafrecuencia del equipo son
configurables fijarlos al mínimo. Registrar las configuraciones aplicables.
ii) Condición anormal de frecuencia: Fijar la frecuencia de la fuente dentro del 1% del
límite de accionamiento sin accionar el equipo. Mantener esta condición por un
tiempo determinado y luego incrementarlo (sobrefrecuencia) o disminuirlo
(bajafrecuencia) según sea el caso en escalón a un valor que ocasione accionamiento.
Mantener esta condición hasta que la unidad se accione. Registrar el tiempo de
accionamiento.
iii) Repeticiones mínimas: Realizar esta prueba un total de 5 veces.
iv) Repeticiones según aplicación: En el caso que los parámetros temporales de sobre
frecuencia o baja frecuencia del equipo sean ajustables repetir todo lo anterior para
los tiempos medio y máximo.
El equipo debe ser conectado de acuerdo a lo especificado por el fabricante. Para algunos
equipos probados, el escalón de frecuencia pasado el límite de accionamiento debe ser lo más
pequeño posible para minimizar falsos resultados. Grandes cambios de frecuencia interfieren
con la operación del “Phase Locked Loop” (PLL).
D. Prueba de reconexión luego de una desconexión por operación anormal (IEEE 1547.1-5.10):
El propósito de esta prueba es verificar la operación del retardo de la reconexión. Su
aprobación depende de que el retardo de la reconexión cumpla con los requisitos de la norma
y encontrarse dentro de la holgura indicada por el fabricante. Además, la reconexión sólo
puede ocurrir si, dentro del conteo, las condiciones de la fuente simulada permanecen dentro
de los rangos normados. Esta prueba puede realizarse en conjunto con las pruebas de
respuesta ante condiciones anormales de voltaje y frecuencia. El procedimiento comprende:
i) Conexión y configuración de equipos: Conectar el equipo probado y la fuente
simulada conforme a lo indicado por el fabricante y ajustar los parámetros de
operación a condiciones nominales.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 79 de 296
ORIGINAL
ii) Generar desconexión: Generar un cambio en escalón de voltaje hasta un 5% por fuera
de algún límite de desconexión y verificar que el equipo se desconecta. Mantener
condición anormal de voltaje por el doble del tiempo del retardo de reconexión y
verificar que el equipo no se reconecta.
iii) Generar reconexión: Generar un cambio en escalón de voltaje para que este quede
dentro del rango de operación normal. Medir el tiempo entre la recuperación del
voltaje y la reconexión.
iv) Repeticiones: Repetir agregando una condición anormal de voltaje o frecuencia
durante el tiempo de reconexión, después de la primera recuperación del voltaje, para
verificar que el tiempo de reconexión se resetea. Repetir la prueba para condiciones
de voltaje y frecuencia tanto altas como bajas.
E. Prueba de integridad de la conexión (IEEE 1547.1-5.5): Esta prueba asegura que el equipo de
interconexión resiste condiciones ambientales como descargas, interferencia
electromagnética y que su aislación con la red sea eficaz.
a) Prueba de dieléctrico para el interruptor de conexión (IEEE 1547-5.1.3, IEEE 1547.1-
5.5.3): El propósito de esta prueba es determinar si el interruptor de conexión, trabajando
a temperatura normal, puede resistir por un minuto, sin que la aislación falle, la aplicación
de un potencial alterno de 1000Vrms más 220% del voltaje alterno rms nominal. Esta
prueba es aplicable hasta 1000V y debe ser realizada a través de un transformador de
500VA o mayor o con un medidor de dieléctrico. Los circuitos de control o sensores de
bajo voltaje no se requieren conectados durante la prueba. Cualquier circuito conectado
entre los terminales del interruptor de conexión debe permanecer conectado y proveer la
aislación necesaria. Esta prueba debe aplicarse sólo al interruptor de conexión como se
especifica en la norma. Su procedimiento comprende:
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 80 de 296
ORIGINAL
i) Prueba de dieléctrico: Incrementar el potencial de prueba desde cero hasta el valor de
prueba y mantenerlo por 60 segundos. Realizar el incremento a una tasa fija tan
rápida como sea compatible con el indicador del medidor de voltaje.
Excepción 1: Cuando un voltímetro mide directamente el voltaje de prueba no se
necesita un transformador de 500VA o más.
Excepción 2: Un voltaje continúo de 220% el valor pico del voltaje nominal alterno
más 1400V puede ser usado para probar el dieléctrico.
a) Pruebas de protección contra interferencia electromagnética (IEEE 1547.1-5.5.1): El
propósito de estas pruebas es determinar el nivel de protección contra interferencia
electromagnética del equipo y confirmar que cumple con la norma. Su procedimiento se
encuentra especificado en el estándar IEEE Std C37.90.2 y su realización debe aplicarse a
un parámetro y función de accionamiento representativo del equipo. La prueba será
aprobada si el equipo no genera salidas erróneas, no ocurren fallas de componentes y no
hay cambio de calibración que exceda la tolerancia normal. Entendiéndose por salida
errónea una salida que presenta información falsa, tal como luces, pulsos de
accionamiento, bits faltantes, bits no deseados y errores de sincronización.
b) Pruebas de rendimiento ante descargas (IEEE 1547.1-5.5.2): El propósito de estas pruebas
es verificar que el nivel de descarga resistida según lo indicado por el fabricante sea real. El
procedimiento debe realizarse aplicando el estándar IEEE C37.90.1 para probar los
circuitos externos de señal y control y los estándares IEEE C62.41.2 e IEEE C62.45 para
probar circuitos de potencia. El fabricante debe especificar la categoría de localización y el
nivel de exposición de las pruebas requeridas por las normas IEEE Std C62.41.2 y/o IEEE
Std C37.90.1. Esta prueba es aprobada siempre que las funciones de interconexión no
fallen, no operen erróneamente y no provean información falsa.
F. Pruebas de sincronización (IEEE 1547-5.1.2, IEEE 1547.1-5.4): El propósito de las pruebas de
sincronización es demostrar que el equipo sincronizará de manera precisa y confiable con la
red de distribución dentro de los rangos de voltaje, frecuencia y desfase establecidos en la
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 81 de 296
ORIGINAL
Tabla 8 evitando conexión si los requisitos no se cumplen. Para realizar estas pruebas se
definen 2 métodos.
a) Método 1: El primer método se aplica a equipos que generan voltaje de manera
autónoma (generadores síncronos, inducción con excitación separada e inversores) y su
propósito es verificar que los parámetros de sincronización se encuentren dentro de los
rangos de la Tabla 8. Este método consta de 3 variaciones:
i) Variación 1: La primera variación del método 1 asume la utilización de un generador
simulado y está pensada para utilizarla, por ejemplo, en un relé discreto o controlador
multifuncional con función de control de sincronización. Su procedimiento comprende
(IEEE 1547.1-5.4.1.2):
1º. Conectar y configurar los equipos: Conectar los equipos de medición para
monitorear los comandos de conexión, la relación de fase entre fuentes simuladas
de generación y red, sus frecuencias y voltajes. Configurar la red simulada para
operar a voltaje y frecuencia nominal. Registrar los parámetros aplicables.
2º. Demostrar correcta sincronización: Demostrar que el equipo no conectará ante
voltaje, frecuencia o desfase fuera de los rangos especificados en la norma pero sí
dentro de estos. Realizar variando los valores de voltaje, frecuencia o desfase
desde afuera de los rangos, tanto por debajo como por encima, hasta que el
voltaje o frecuencia quede dentro de ellos. Los valores iniciales deben encontrarse
inicialmente fuera del rango al menos dos veces la precisión del equipo según el
fabricante. Verificar por 3 minutos que el equipo no inicia la conexión. Luego
variar gradualmente el valor del parámetro en cuestión hasta entrar en el rango
aceptado. Para ello utilizar función rampa.
3º. Registrar resultados: Registrar voltaje, frecuencia y desfase para la red y el
generador simulados en el punto de conexión y luego de esta.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 82 de 296
ORIGINAL
4º. Repeticiones mínimas: Repetir 5 veces la prueba.
Se puede aplicar compensación para el retardo que tiene el equipo de conexión, es
decir, si el equipo se demora 3° en conectar, el inicio de la conexión puede ocurrir
cuando el desfase se encuentra por fuera del rango por 3° cuando la distancia en
grados de desfase para entrar al rango va en disminución. Asimismo, el inicio de la
conexión puede ocurrir cuando el desfase se encuentra por dentro del rango por 3°
cuando el desfase se acerca a los límites del rango.
ii) Variación 2: La segunda variación del método 1 asume que se utiliza un generador
real. Su procedimiento comprende:
1º. Verificar, conectar y configurar los equipos: Verificar los parámetros de los
transformadores de corriente y voltaje que alimentan a los sistemas de control.
Conectar los equipos de medición para monitorear los comandos de conexión, la
relación de fase entre fuentes simuladas de generación y red, sus frecuencias y
voltajes. Configurar la red simulada para operar a voltaje y frecuencia nominal.
Registrar los parámetros aplicables.
2º. Verificar estabilidad de operación: Verificar que el equipo en prueba opera de
manera estable desconectado de la red para varios niveles de carga. Registrar
parámetros aplicables y rendimiento de la regulación de voltaje y frecuencia.
3º. Tiempo de conexión y repeticiones: Medir y registrar el tiempo de conexión del
equipo. Repetir 5 veces.
4º. Demostrar correcta sincronización: Configurar al generador para operación a
valores nominales de la red. Desactivar la conexión y comenzar procedimiento de
sincronización. Verificar que el sistema inicia la conexión cuando el generador se
encuentra operando dentro del rango aceptado. Si el equipo de conexión tiene
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 83 de 296
ORIGINAL
una modalidad de prueba utilizarla para verificar la correcta operación. Realizar el
mismo punto de demostración de la variación anterior.
Existen muchos factores que pueden afectar el rendimiento del equipo de
sincronización por lo que se debe prestar especial atención en las instrucciones de
instalación del fabricante.
iii) Variación 3: La tercera variación del método 1 está diseñada para probar equipos en
los que la función de sincronización no puede apagarse o la medición del voltaje no
puede desconectarse de manera conveniente. Su procedimiento comprende:
1º. Conectar y configurar los equipos: Conectar los equipos de medición para
monitorear los comandos de conexión, la relación de fase entre fuentes simuladas
de generación y red, sus frecuencias y voltajes. Configurar la red simulada para
operar a voltaje y frecuencia nominal. Registrar los parámetros aplicables.
2º. Demostrar correcta sincronización: Desconectar el equipo de la red. Luego activar
todo el equipo de monitoreo y reconectar el equipo a la red, registrando todos los
parámetros requeridos (voltaje, frecuencia y desfases) para la operación de
sincronización.
3º. Repeticiones: Repetir el procedimiento 5 veces.
b) Método 2: El segundo método se aplica a equipos que necesitan alimentación de la red y
crean altas corrientes al iniciar la sincronización (generadores de inducción) y a equipos
que generan voltaje independiente de la red una vez sincronizados y su propósito es
obtener la corriente de sincronización para verificar en conjunto con la impedancia de la
red que la oscilación de voltaje al sincronizar se encuentra dentro del ±5% del voltaje
nominal (ver 4.1.3) y que no produce parpadeo molesto para otros usuarios (ver 4.3.2)
(IEEE 1547-5.1.2.B). Su procedimiento comprende:
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 84 de 296
ORIGINAL
i) Configuración y características de los equipos: Configurar el equipo probado según lo
especificado por el fabricante y conectarlo a una red real o simulada. La fuente de
energía debe ser capaz de entregar el 120% de la potencia nominal y cualquier
transiente de partida.
ii) Activar los equipos de monitoreo: Activar los equipos de monitoreo para registrar los
voltajes de todas las fases de la red (fase-fase y fase-neutro de ser posible) y registrar
las corrientes del equipo probado en todas las fases.
iii) Dar la partida al equipo: Iniciar el procedimiento normal de partida del equipo como
lo especifica el fabricante.
iv) Repeticiones: Repetir la prueba 10 veces.
v) Para cada prueba calcular la corriente de partida como el máximo valor rms sobre una
ventana de 5 ciclos consecutivos. La máxima corriente de partida será el máximo valor
obtenido en cualquier fase y cualquiera de las 10 repeticiones.
vi) Documentación: Documentar la impedancia de red utilizada en la prueba.
Las formas de onda de voltaje y corriente deben ser registradas a una tasa de muestreo de
600Hz por canal para proveer al menos 10 muestras por ciclo. Esta prueba es de
caracterización, no existen criterios de aprobación excepto los aplicados en un punto
específico. El valor reportado será el mayor de las 10 repeticiones. Se debe incluir una
gráfica de la corriente en el tiempo.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 85 de 296
ORIGINAL
Tabla 8: Diferencias máximas de frecuencia, voltaje y ángulo de fase para realizar la sincronización.
Capacidad agregada
de generadores
[kVA]
Diferencia de
frecuencia
[Δf, Hz]
Diferencia
de voltaje
[ΔV, %]
Diferencia
angular de fase
[ΔΦ, °]
0 – 500 0,3 10 20
> 500 – 1.500 0,2 5 15
> 1.500 – 10.000 0,1 3 10
G. Prueba de operación en isla no intencional (IEEE 1547-5.1.4, IEEE 1547.1-5.7): El propósito de
esta prueba es verificar que el sistema deja de energizar una red dentro de los tiempos
especificados por la norma cuando se presenta una operación no intencional en isla. Su
procedimiento está diseñado para ser universalmente aplicable y comprende los siguientes
puntos:
i) Consideraciones para la compensación de reactivos: Toda compensación de reactivos
debe mantenerse conectado durante la prueba.
ii) Conectar y configurar el equipo probado: Conectar el equipo según las instrucciones
del fabricante. Cuando el fabricante del equipo requiera un transformador externo,
este se debe conectar entre el equipo y la carga para prueba en isla, conectada en
paralelo a la red y debe tener al menos un 150% de la capacidad del equipo.
Configurar los parámetros a las condiciones nominales de operación. Operar el equipo
al 100% de la potencia nominal. Registrar todos los parámetros aplicables.
iii) Conectar los equipos de medida: Los equipos de prueba y medida deben registrar la
corriente y voltajes fase-fase y fase-neutro de cada fase para determinar la frecuencia
fundamental y el flujo de potencia activa y reactiva durante la duración de la prueba.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 86 de 296
ORIGINAL
Las corrientes armónicas fluyen entre la red, el capacitor y el generador complicando
la situación haciendo que parezca que hay corriente fluyendo cuando la componente
fundamental de la corriente se redujo a cero. Por ello es necesario utilizar
instrumentos que midan sólo la componente fundamental.
iv) Configurar la red simulada: Configurar la red simulada a voltaje nominal ±2% y
frecuencia nominal ±0,1Hz. Esta prueba puede ser realizada de manera más
conveniente con una fuente independiente real que con una fuente simulada.
v) Ajustar el circuito de carga: Ajustar el circuito de carga para proveer factor de calidad
1,0±0,05. Balancear la carga reactiva de manera tal que la frecuencia de resonancia
caiga fuera del rango de operación pero lo más cerca de la frecuencia nominal. Es
ventajoso ajustar la inductancia primero ya que esa medición es baja en armónicos. El
capacitor se agrega en segundo lugar para que el voltaje sea estable cuando se
agregue la resistencia. Esta resistencia se agrega a la resistencia de la inductancia.
vi) Poner al generador en operación: Poner en operación el generador manteniendo la
red conectada y ajustar la carga de prueba hasta que la componente fundamental de
la corriente proveniente de la red sea menor al 2% de la corriente nominal del
generador en estado estático.
vii) Operación en isla: Desconectar la red y registrar el tiempo entre la desconexión de la
red y la desconexión del generador.
viii) Repeticiones con incrementos de carga reactiva: Repetir la prueba con incrementos
de carga reactiva (capacitiva o inductiva) en pasos de 1% entre el 95% y el 105% del
valor original. Si el tiempo de desconexión sigue aumentando para los valores de 95%
o 105% continuar con los pasos de 1% hasta que el tiempo comience a disminuir.
ix) Análisis de los resultados y repeticiones entre los peores casos: Luego de analizar los
resultados, los 3 casos de carga que dieron los mayores tiempos de desconexión
deben pasar por dos iteraciones más de la prueba. Si estos casos ocurren en pasos de
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 87 de 296
ORIGINAL
1% de carga reactiva no consecutivos se deben realizar las 2 iteraciones extra incluso
para los pasos intermedios.
x) Repeticiones para diferentes niveles de carga: Repetir la prueba para un nivel de
generación entre el 50% y el 95%. Luego repetir la prueba para un nivel de operación
de 33% la capacidad de generación.
xi) Registro de tiempos de desconexión: El tiempo de desconexión de cada repetición
debe registrarse. Si alguna de las repeticiones muestra un tiempo de desconexión
mayor a lo indicado en la norma el equipo no pasa la prueba. Los tiempos máximos de
desconexión pueden resultar útiles para los estudios de coordinación de protecciones
y deben ser presentados con el resto de la literatura del equipo.
b) Prueba de operación en isla no intencional para generadores síncronos (IEEE 1547.1-
5.7.2): Esta prueba es aplicable a generadores síncronos. Los generadores síncronos traen
la operación en isla inserta en su capacidad de regular potencia activa y reactiva por lo que
esta operación podría ocurrir cuando la carga es casi igual a la generación. Su
procedimiento comprende los siguientes puntos:
i) Ajustes de generación: Ajustar la potencia del generador hasta que la red entregue
menos de 2% de la corriente nominal de la unidad probada.
ii) Operación en isla: Desconectar la red y registrar el tiempo de accionamiento del
interruptor de desconexión.
iii) Repeticiones: Repetir 5 veces para las combinaciones:
– Carga al 5% (o mínima permitida) y factor de potencia unitario.
– Carga máxima y factor de potencia unitario.
– Carga máxima y factor de potencia nominal en atraso.
– Carga máxima y factor de potencia nominal en adelanto.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 88 de 296
ORIGINAL
Medir cada corriente de fase y cada fase-neutro o fase-fase para obtener el flujo de
potencia real y reactiva a frecuencia fundamental. Se deben utilizar filtros anti-aliasing y
tasas de muestreo apropiadas a la medición. La precisión mínima requerida es 1% de la
corriente nominal.
H. Prueba de potencia inversa (para operación en isla no intencional, IEEE 1547.1-5.8): Esta
prueba debe verificar que el equipo se acciona cuando la potencia inversa alcanza el valor
configurado y que su tiempo de respuesta está dentro de lo indicado por el fabricante.
a) Prueba de magnitud de accionamiento de potencia inversa (IEEE 1547.1-5.8.1): El
propósito de esta prueba es el de caracterizar la precisión de la protección de potencia
inversa en cuanto a la magnitud configurada. Se espera que el equipo reacciones dentro
de la precisión especificada por el fabricante. Su procedimiento comprende:
i) Instalación y configuración de los equipos: Instalar los equipos de acuerdo con lo
especificado por el fabricante y configurarlos para operar en condiciones nominales.
Registrar los parámetros aplicables.
ii) Generar potencia inversa: Ajustar la corriente a un punto de partida. Iniciar cambio de
fase por medio de un escalón de 180°. Mantener por un tiempo determinado para
luego incrementar la corriente mediante una función rampa. Registrar la magnitud a la
que se accionó la protección.
iii) Terminar prueba: Devolver la corriente a valor nominal y ángulo de fase 0°. Resetear
el equipo de ser necesario.
iv) Repeticiones: Realizar esta prueba 5 veces. Para sistema multifásicos repetir todo para
cada fase por separado y todas juntas.
b) Prueba de tiempo de accionamiento de potencia inversa (IEEE 1547.1-5.8.2): El propósito
de esta prueba es caracterizar la precisión de la protección de potencia inversa en cuanto
al tiempo configurado. Se espera que el equipo reaccione en un tiempo que se encuentre
dentro de la precisión especificada por el fabricante. Su procedimiento comprende:
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 89 de 296
ORIGINAL
i) Instalación y configuración de los equipos: Instalar los equipos de acuerdo con lo
especificado por el fabricante y configurarlos para operar en condiciones nominales.
Registrar los parámetros aplicables.
ii) Generar potencia inversa: Ajustar la corriente a un punto de partida. Iniciar cambio de
fase por medio de un escalón de 180°. Mantener por un tiempo determinado para
luego incrementar la corriente mediante un escalón. Registrar el tiempo entre el inicio
de la función peldaño y la acción de la protección.
iii) Terminar prueba: Devolver la corriente a valor nominal y ángulo de fase 0°. Resetear
el equipo de ser necesario.
iv) Repeticiones: Realizar esta prueba 5 veces. Para sistema multifásicos repetir todo para
cada fase por separado y todas juntas.
I. Prueba de fase abierta (IEEE 1547.1-5.9): Esta prueba tiene como propósito verificar que el
sistema interconectado deja de energizar la red cuando se pierde una fase en el punto de
conexión común o en el punto de conexión del generador. Luego de la desconexión de una
fase, el sistema debe desconectarse completamente dentro del tiempo requerido por la
norma. Su procedimiento comprende:
i) Conectar y configurar el equipo probado: Conectar el equipo como lo especifica el
fabricante y conectar cada fase a una fuente simulada. Implementar un transformador
de aislación si el equipo lo requiere. Configurar los parámetros a valores nominales.
ii) Generar la apertura de una fase: Abrir una fase y registrar el tiempo de desconexión
operando al 5% de la corriente nominal o al mínimo posible.
iii) Repeticiones: Repetir la prueba un total de 5 veces para cada fase.
J. Prueba de armónicas (IEEE 1547-5.1.6, IEEE 1547.1-5.11): El criterio de aprobación de esta
prueba es que los armónicos individuales y la distorsión total no deben sobrepasar lo
especificado en la norma en ninguna fase.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 90 de 296
ORIGINAL
a) Prueba de armónicos para inversores (IEEE 1547.1-5.11.1): Esta prueba está pensada para
interconexiones mediante inversor. Su procedimiento comprende:
i) Conectar y configurar los equipos: Conectar los equipos según indicado por el
fabricante y configurarlos para operar en condiciones nominales. Utilizar
transformador de aislación en caso que el equipo lo requiera. Conectar una carga
resistiva entre el equipo probado y la fuente simulada de magnitud equivalente a la
potencia de salida del equipo.
ii) Operación del equipo: Operar el equipo al 33% de su corriente nominal.
iii) Realizar mediciones de armónicas: Una vez que el equipo opera a una temperatura
estable y dentro del rango de voltaje y frecuencia nominal, medir las armónicas
individuales de corriente y la distorsión total de la corriente nominal de salida durante
las primeras 40 armónicas. Tiempo de medición según requisitos para obtener un
promedio preciso. La medición se realiza en la conexión del transformador a la red.
iv) Repeticiones para diferentes niveles de carga: Repetir para corrientes de salida de
66% y 100%. Niveles de potencia en este procedimiento tienen una tolerancia de ±5%.
b) Prueba de armónicos para generadores síncronos (IEEE 1547.1-5.11.2): Esta prueba se
aplica a generadores síncronos. Se realiza al 100% de la carga ya que se considera el peor
caso. Su procedimiento comprende:
i) Conectar el generador a una fuente estable: Conectar el generador a una fuente
rotatoria capaz de mantener al generador a una frecuencia dentro de ±0,25% de la
nominal. Operar a voltaje y frecuencia nominal.
ii) Conectar la carga: Conectar un banco de cargas resistivas balanceada al generador.
iii) Realizar mediciones de armónicas: Operando a carga nominal medir las primeras 40
armónicas individuales en cada fase. Medir la armónicas desde fase-neutro en
máquinas de 3 fases más neutro y fase-fase en máquinas de 3 fases sin neutro.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 91 de 296
ORIGINAL
c) Prueba de armónicas para generadores de inducción (IEEE 1547.1-5.11.3): Esta prueba se
aplica a generadores de inducción. Se realiza al 100% de la carga ya que se considera el
peor caso. Su procedimiento comprende:
i) Conectar y configurar los equipos: Conectar la red simulada y el equipo según lo
especificado por el fabricante y configurarlos para operar en condiciones nominales.
Se puede conectar una carga resistiva equivalente a la potencia de salida del equipo
entre este y la fuente simulada.
ii) Realizar mediciones de armónicas: Operando a carga nominal medir las primeras 40
armónicas individuales de corriente en cada fase y obtener la distorsión total de la
corriente nominal de salida durante las primeras 40 armónicas. Tiempo de medición
según requisitos para obtener un promedio preciso.
El generador debe operar en paralelo con una fuente de voltaje predominantemente inductiva con
una capacidad de corriente de corto circuito no menor a 20 veces la corriente fundamental
nominal del generador. La forma de onda de la red o fuente de voltaje simulada sin carga no debe
tener una distorsión armónica total (THD) mayor al 2,5%. Además, se deben tomar medidas para
asegurar que las mediciones no son afectadas por la red simulada. Cuando la fuente simulada
afecta al rendimiento del equipo este se debe probar con la condición menos favorable. La red
simulada no debe depender del equipo probado ni de su rendimiento. Para realizar las mediciones
de distorsión total se debe usar la distorsión total de corriente nominal (TRD) en vez de la
distorsión total de demanda. Este valor se calcula tomando el total de corriente rms, incluyendo
todas las armónicas inyectadas por el generador alimentando una carga lineal balanceada, dividido
por el valor más grande entre la corriente de prueba de la demanda o la capacidad nominal de
corriente del generador. Las distorsiones tomadas en cuenta deben ser independientes de las
distorsiones presentes en la red sin el generador conectado. Además, el equipo de medición debe
ser capaz de medir y procesar los datos para representar el promedio de la distorsión total
durante un tiempo determinado.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 92 de 296
ORIGINAL
K. Prueba de limitación de corriente DC para inversores conectados a la red sin transformador
(IEEE 1547-5.1.5, IEEE 1547.1-5.6): Esta prueba tiene como propósito verificar que el inversor
cumple con los límites de inyección de corriente DC especificados en la norma y debe aplicarse
como parte de la prueba de armónicos. Su procedimiento comprende:
i) Conectar y configurar los equipos: Conectar el equipo según las instrucciones y
especificaciones provistas por el fabricante. Configurar todos los parámetros de la
fuente y el equipo a las condiciones nominales de operación del equipo. Registrar los
parámetros aplicables.
ii) Operar el equipo: Operar el equipo al 33% de la corriente nominal y al factor de
potencia nominal. Los niveles de potencia de operación en este procedimiento tienen
una tolerancia de ±5%. Dejar operar al equipo por 5 minutos antes de realizar
cualquier medición o hasta que la temperatura se estabiliza. Mantener estas
condiciones durante la prueba.
iii) Realizar mediciones: Medir voltajes y corrientes rms y componente DC (f < 1Hz) en
cada fase. La ventana de promediado no debe ser menor a un ciclo ni mayor que 60
ciclos. Registrar todas las mediciones a una tasa de muestreo no menor que el
recíproco de la ventana de promediado por un periodo de 5 minutos.
iv) Repeticiones: Repetir la prueba para el 66% y el 100% de la corriente nominal.
v) Analizar mediciones: Calcular los valores promedio de las corrientes y voltajes rms de
cada fase incluyendo todas las muestras tomadas dentro de los 5 minutos. Verificar
que estos valores estén dentro del 5% del punto de operación pretendido (33%, 66% y
100% para la corriente, nominal para el voltaje). Calcular el promedio de la magnitud
del componente DC de cada fase tomando el valor absoluto de todas las muestras
tomadas durante los 5 minutos. Obtener el porcentaje de inyección DC versus la
corriente nominal en cada fase y para cada punto de operación.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 93 de 296
ORIGINAL
L. Prueba de parpadeo (IEEE 1547.1-5.12): Esta prueba determina si se presenta parpadeo. Si se
presenta parpadeo se deben tomar las medidas necesarias vinculadas al punto de conexión.
Para esta prueba no hay pautas ya que depende del punto de conexión.
Pruebas de producción, aplicables a todos los equipos fabricados (IEEE 1547-5.2, IEEE 1547.1-6).
Las pruebas de producción verifican la operatividad de todo equipo de interconexión fabricado
para uso del cliente. Estas pruebas asumen que se cumplen las pruebas de diseño y, cuando son
equipos configurable, se realizan con una única configuración indicada por el fabricante.
Alternativamente a los procedimientos propuestos para las pruebas de producción se pueden
utilizar los procedimientos definidos para las pruebas de diseño.
Las pruebas de producción las componen las pruebas de respuesta a voltaje y frecuencia anormal
y de sincronización.
A. Prueba de respuesta a voltaje anormal (IEEE 1547.1-6.1): Esta prueba tiene como propósito
determinar que el sistema responde a voltajes anormales como es requerido. Para esta
prueba, la configuración de protecciones será según lo indicado por el fabricante. Los
resultados son aceptables si el equipo se activa dentro de los rangos especificados por el
fabricante. Su procedimiento comprende:
i) Conectar y configurar los equipos: Conectar el equipo según las indicaciones del
fabricante y verificar que la red simulada está configurada para operación nominal.
Configurar en el equipo los voltajes y tiempos de protección según los indicados por el
fabricante. Verificar que todos los demás equipos están en su configuración de fábrica.
Registrar parámetros aplicables.
ii) Prueba de respuesta a voltaje anormal: Seleccionar una de las funciones de
protección entre sobrevoltaje y bajovoltaje para la prueba. Ajustar el voltaje a un valor
fuera el rango de operación al menos dos veces la holgura de precisión del equipo
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 94 de 296
ORIGINAL
según lo indicado por el fabricante. Registrar la magnitud de voltaje rms y el tiempo de
accionamiento.
iii) Repeticiones: Para unidades multifase realizar la prueba una fase a la vez. Repetir la
prueba para todas las funciones de voltaje anormal.
B. Prueba de respuesta a frecuencia anormal (IEEE 1547.1-6.2): Esta prueba tiene como
propósito determinar que el sistema responde a frecuencias anormales como es requerido.
Para esta prueba, la configuración de protecciones será según lo indicado por el fabricante.
Los resultados son aceptables si el equipo se activa dentro de los rangos especificados por el
fabricante. Su procedimiento comprende:
i) Conectar y configurar los equipos: Conectar el equipo según las indicaciones del
fabricante y verificar que la red simulada está configurada para operación nominal.
Configurar en el equipo la frecuencia y tiempos de protección según lo indicado por el
fabricante. Verificar que todos los demás equipos están en su configuración de fábrica.
Registrar parámetros aplicables.
ii) Prueba de respuesta ante frecuencia anormal: Seleccionar una de las funciones de
protección entre sobrefrecuencia y bajafrecuencia para la prueba. Ajustar la
frecuencia a un valor fuera el rango de operación al menos dos veces la holgura de
precisión del equipo según lo indicado por el fabricante. Registrar la magnitud de
frecuencia y el tiempo de accionamiento.
iii) Repeticiones: Para unidades multifase realizar la prueba una fase a la vez. Repetir la
prueba para todas las funciones de frecuencia anormal.
C. Pruebas de sincronización (IEEE 1547.1-6.3): Estas pruebas determinan si el sistema se
conecta sólo cuando se cumplen las condiciones de voltaje, frecuencia y desfase y que su
conexión no produce parpadeo. Los equipos que utilizan el método de la corriente de partida
están exentos de esta prueba de producción. La norma tiene dos procedimientos diferentes,
uno para equipos sin opción de desactivar la sincronización y otro para equipos que si pueden
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 95 de 296
ORIGINAL
desactivar la sincronización. La configuración de los equipos será según lo indicado por el
fabricante y dentro de los rangos de la norma. Además, la documentación de la prueba debe
incluir el número de modelo del fabricante, el número de serie, versiones de software
funcional y firmware, fecha de prueba, parámetros aplicables de las pruebas, precisión
indicada por el fabricante y resultados de las pruebas de fábrica. Esta información debe ser
provista junto al equipo.
a) Prueba de sincronización para equipos sin desactivación de sincronización (IEEE 1547.1-
6.3.1): Los resultados de esta prueba son aceptables si el equipo opera dentro de los
rangos especificados por el fabricante y los requisitos de la norma. Su procedimiento
comprende:
i) Conectar y configurar los equipos: Instalar y ajustar el equipo según lo indicado por el
fabricante. Conectar el equipo de prueba para monitorear la orden de cierre del
interruptor de conexión, las relaciones fase-ángulo entre el equipo y la red simulada,
la diferencia de frecuencia y la diferencia de voltaje. Configurar la red simulada para
operar a condiciones nominales. Registrar parámetros aplicables.
ii) Verificar operación normal: Verificar que el equipo opera apropiadamente mientras
está conectado a la red simulada.
iii) Generar desconexión y sincronización: Desconectar la red simulada del equipo.
Activar el equipo de medición. Reconectar la red simulada y registrar todos los
parámetros requeridos durante la operación de sincronización.
b) Prueba de sincronización para equipos con desactivación de sincronización (IEEE 1547.1-
6.3.2): Los resultados de esta prueba son aceptables si el equipo opera dentro de los
rangos especificados por el fabricante y los requisitos de la norma. Su procedimiento
comprende:
i) Conectar y configurar los equipos: Instalar y ajustar el equipo según lo indicado por el
fabricante. Configurar los parámetros para operación nominal del generador y la red
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 96 de 296
ORIGINAL
simulada pero con los voltajes y frecuencia fuera del rango de operación. Configurar la
diferencia de voltaje, frecuencia y ángulo de fase del equipo como lo especifica el
fabricante. Verificar que la configuración de los otros equipos sea la de fábrica.
Registrar parámetros aplicables.
ii) Rendimiento de sincronización: Verificar rendimiento de la sincronización respecto a
la diferencia de frecuencia.
– Ajustar la diferencia de voltaje dentro del rango aceptado.
– Ajustar la diferencia de frecuencia a un punto fuera del rango aceptado al menos
dos veces la precisión del equipo según el fabricante.
– Esperar al menos dos pasadas por el sincronismo.
– Variar la diferencia de frecuencia en escalón hasta dentro del rango aceptando.
– Registrar las diferencias de voltaje, frecuencia y ángulo de fase en el momento de
conexión.
– Repetir la prueba para el voltaje.
Pruebas realizadas a la instalación de la interconexión (IEEE 1547-5.3).
Para comprobar la correcta operación de la instalación de conexión se deben revisar los equipos
de integración de la tierra con la red, el equipo de aislación, las disposiciones de monitoreo,
respuesta ante fallas de la red y la coordinación con el sistema de reconexión de la red.
Pruebas de puesta en marcha (IEEE 1547-5.4, IEEE 1547.1-7).
El propósito de estas pruebas es verificar que el equipo de conexión completo e instalado cumple
con los requisitos de la norma. Las pruebas de puesta en marcha deben ser realizadas luego que el
sistema de conexión sea instalado y esté listo para operar y debe ser supervisado por un individuo
calificado. Cuando las pruebas dependen de la conexión con la red las pruebas deben ser
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 97 de 296
ORIGINAL
coordinadas con el operador de la red y el operador de esta puede requerir presenciar las pruebas
o requerir documentación sobre estas y sus resultados. Se debe generar un reporte que contenga
todos los resultados de las pruebas y una lista de la configuración del equipo de conexión. Todas
las pruebas deben ser realizadas conforme a procedimientos escritos, comúnmente provistos por
el fabricante o los integradores de sistemas y aprobados por el dueño del equipo y el operador de
la red.
Estas pruebas las componen la verificación e inspección, pruebas de diseño y producción en
terreno, revisión de la configuración, prueba de operación no intencional en isla y prueba de
desenergización.
A. Verificación e inspección (IEEE 1547.1-7.2): La verificación e inspección tiene como objetivo
confirmar que el equipo y su instalación cumplen con la norma. Su procedimiento comprende:
i) Cumplimiento con la norma: Confirmar que el equipo y su instalación cumplen con la
norma. Registrar parámetros aplicables.
ii) Puesta a tierra: Inspeccionar visualmente la implementación de la puesta a tierra
según lo especificado en la norma.
iii) Equipo de aislación: Verificar visualmente la operatividad del equipo de aislación.
iv) Verificar transformadores de corriente y voltaje: Verificar que las polaridades, límites
y razones de transformación de los transformadores de corriente y voltaje están
correctos y en acuerdo con la norma.
v) Protecciones integradas al sistema: Dispositivos de protección de la interconexión
que no han sido probados como parte de la interconexión en asociación con sus
equipos de interrupción deben ser probados para verificar que operan correctamente.
Circuitos de enclavamiento deben ser probados a menos que hayan tenido pruebas de
fábrica.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 98 de 296
ORIGINAL
vi) Rotación de fases: En sistemas trifásicos, revisar la rotación de fase tanto en la red
como en el generador y verificar que son compatibles.
vii) Equipos de monitoreo: Verificar la funcionalidad de los equipos de monitoreo
requeridos por la norma.
B. Pruebas de diseño y producción realizadas en terreno (IEEE 1547.1-7.3): Se deben determinar
que pruebas de diseño o producción falta realizar y llevarlas a cabo según los procedimientos
de la sección correspondiente. También es posible que deban repetirse pruebas debido a
cambios de software, firmware o hardware.
C. Revisión de la configuración (IEEE 1547.1-7.6): Se deben revisar los parámetros modificados
después de las pruebas de producción, es decir, los parámetros de respuesta a frecuencia y
voltaje anormal, otros. Para llevar a cabo la revisión se pueden utilizar una señal inyectada en
los circuitos de medición de voltaje y corriente, aplicar formas de onda, una red simulada, se
puede variar los parámetros para ver que el sistema reacciona ante las mediciones desde la
red real, observar los parámetros mostrados, confirmar jumpers u otra configuración física o
utilizar otros métodos dictados por los procedimientos escritos de los fabricantes.
D. Prueba de funcionamiento de la operación no deseada en isla (IEEE 1547.1-7.4): Para
determinar si el funcionamiento de la operación no deseada en isla es la adecuada se deben
realizar las pruebas de potencia inversa o mínima, la prueba de funcionalidad de no operación
en isla u otros métodos de prueba de operación no deseada en isla. La prueba de potencia
inversa se realiza mediante inyección de señal, ajustando la generación y cargas locales u otros
métodos apropiados que permitan verificar que el generador deja de energizar. La prueba de
funcionalidad de no operación en isla puede obviarse si le instalación de la interconexión pasa
la prueba de desenergización. Cuando las pruebas anteriores no son aplicables se pueden
realizar otros métodos provistos por el fabricante o por el integrador del sistema.
E. Prueba de funcionalidad de la desenergización (IEEE 1547.1-7.5): Esta prueba debe verificar
que el equipo de interrupción de carga opera o que el equipo desenergiza los terminales de
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 99 de 296
ORIGINAL
salida que están conectados en todas las fases a la red cuando es comandado por el sistema
de interconexión y que no hay reinicio o reconexión durante todo el retardo temporal. Un
sistema de interconexión que cumple con la prueba de diseño para fase abierta y con la
prueba de puesta en marcha de potencia inversa o mínima cumple con esta prueba. Este
procedimiento puede ser modificado en común acuerdo entre la autoridad de la red y el
instalador del sistema. Su procedimiento comprende:
i) Potencia de operación: Operar el generador a una potencia disponible y conveniente.
ii) Generar desenergización de la red: Desconectar simultáneamente las fases de la red
simulada sin utilizar el equipo de la interconexión. Verificar que el equipo de
interconexión deja de energizar los terminales de salida.
iii) Verificar reconexión adecuada: Luego de un periodo conveniente, reconectar la red
simulada. Verificar que no hay reconexión del generador hasta que se cumple el
tiempo de retardo.
iv) Repeticiones: La prueba llega hasta aquí para sistemas monofásicos de dos cables o
sistemas multifásicos y monofásicos de 3 cables que satisfacen la prueba de diseño de
fase abierta. Para otros sistemas multifásicos o monofásicos de 3 cables repetir la
prueba para cada fase por separado.
Pruebas periódicas de interconexión (IEEE 1547-5.5, IEEE 1547.1-8).
Las pruebas periódicas son aplicables a funciones de protección y baterías asociadas y se deben
acordar entre el operador del generador y el operador de la red antes de la puesta en marcha. Los
procedimientos son generalmente provistos por el fabricante y deben verificar la correcta
funcionalidad de la instalación de interconexión. No es necesario replicar las pruebas de diseño,
fábrica ni puesta en marcha.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 100 de 296
ORIGINAL
El periodo entre pruebas debe ser especificado por el fabricante, el integrador de la red o una
autoridad con jurisdicción sobre la interconexión del generador y se deben mantener reportes
escritos o registros de inspección.
Ante cambios de software o firmware se deben realizar nuevamente las pruebas de diseño,
producción y puesta en marcha salvo que ya se hayan realizado previamente.
Ante cambios de hardware que no han sido probados deben pasar por todas las pruebas. Si ya
pasó por pruebas de diseño se deben realizar sólo las pruebas de producción y puesta en marcha
aplicables a las modificaciones hechas.
4.2 Estándar UL 1741 para la seguridad. Inversores, Convertidores, Controladores y Equipos de
Sistemas de Interconexión para usar con Recursos de Energía Distribuida.
El estándar UL 1741 es desarrollado por el “Underwriters Laboratories Inc.” y cubre los requisitos
de inversores, convertidores, controladores de carga y equipos de sistemas de interconexión
hechos con el propósito de utilizarlos en sistemas de potencia tanto independientes como
conectados a la red.
Los puntos que trata al respecto son los requisitos de construcción, de protección contra riesgo de
daño a personas, de características de la potencia de salida y la compatibilidad con la red, de
rendimiento, de marcaciones, de pruebas de fábrica y producción, entre otros.
4.2.1 Construcción.
Los requisitos de construcción indican las especificaciones que debe cumplir un equipo en
conjunto con su contenedor para operar de manera segura.
Los puntos que cubre incluyen al marco y contenedor, protección contra la corrosión, ensamblaje
mecánico, montaje, protección de los usuarios y del personal, riesgo de golpe eléctrico,
interruptores, controles y dispositivos de desconexión, conexión del suministro, espacio para
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 101 de 296
ORIGINAL
doblar el cable, puesta a tierra de los equipos, conductor a tierra de circuitos AC, unión interna
para puesta a tierra, cableado interno, partes energizadas, separación entre circuitos, espaciado,
materiales de aislación, capacitores, circuitos de señales accesibles con aislación, circuitos de
control, protección de sobrecorriente, interruptor/detector de falla DC a tierra, placas de circuito
impreso y transformadores externos, entre otros.
Marco y contenedor (5).
Una unidad debe estar provista de un contenedor que encierra todas las partes energizadas
(5.1.1). Este contenedor debe proteger a la unidad de daño mecánico proveniente del exterior. La
cubierta de acceso al interior debe poseer bisagras y algún tipo de cierre manual aparte de
tornillos u otro (5.2.1). Una cubierta abierta no debe otorgar acceso a partes energizadas.
El grosor de las paredes del contenedor depende del material utilizado. Dentro del estándar UL
1741 se toman en cuenta los contenedores de metal fundido (5.3), chapa de metal (5.4) y de
plástico (5.5).
Las aperturas deben ser cubiertas por vidrio, el cual no puede ser removido durante la operación
de la unidad y debe aportar protección mecánica (5.6.1). El grosor mínimo depende de la
envergadura de la apertura (5.6.2). Otras aperturas para las conexiones de sistemas mediante
cables (5.7) y para la ventilación (5.8) deben cumplir los requisitos del estándar UL 1741.
Los contenedores se clasifican según el medio ambiente en el cual operan. Debe cumplir con los
requisitos de construcción según el tipo o número con el que se marca (5.9.1) y debe cumplir con
el tamaño indicado para los agujeros de drenaje (5.9.14).
Protección contra corrosión (6).
Se deben proteger las partes de acero y hierro contra la corrosión (6.1). Esto se realiza por medio
de esmaltado, galvanizado, enchapado u otro medio equivalente.
Ensamblaje mecánico (7).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 102 de 296
ORIGINAL
Una unidad debe ensamblarse de tal manera que no se vea afectada por la vibración generada en
operación normal (7.1). Además, los elementos deben instalarse de manera segura, previniendo
que estos sean desplazados de su lugar (7.2).
Montaje (8).
El montaje de una unidad debe asegurar a la unidad en su posición. Los tornillos de montaje deben
ser diferentes a los tornillos para asegurar los componentes al contenedor.
Protección de los usuarios y del personal (9, 10).
Con el propósito de proteger a los usuarios y al personal de operación, los elementos energizados
deben estar a una distancia mínima de la apertura (9.2) y se debe disponer el arreglo de los
componentes energizados de manera que sea difícil acceder a ellos sin intención (10.2). Por su
parte, las partes móviles que deban permanecer en operación deben estar separadas de otros
componentes (10.8).
Riesgo de golpe eléctrico (11).
Según los tipos de voltaje (AC, DC) se especifican las magnitudes máximas para que no se
consideren un riesgo de golpe eléctrico. Esta definición también separa entre ambientes mojados
y secos. Igualmente, se determina el riesgo de golpe eléctrico para los capacitores dependiendo de
la energía que son capaces de acumular.
Interruptores y controles (12).
Para los interruptores y los controles es necesario que su capacidad de corriente sea la adecuada
respecto de las condiciones de operación (12.1). En particular, si opera bajo carga inductiva con un
factor de potencia menor a 0,75 debe tener una capacidad del doble de la nominal o estudiarse el
caso.
Dispositivos de desconexión (13).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 103 de 296
ORIGINAL
El dispositivo de desconexión debe abrir todos los conductores no puestos a tierra del circuito al
que está conectado. Puede ser manual o automático y debe emplear una manivela operacional de
fácil acceso, cuya posición “arriba” (si se da el caso) debe corresponder a la posición de encendido.
Conexiones del suministro (16).
Los terminales de cableado (16.2) deben proveer un conector por presión que sea accesible para
apretar los conectores antes y después de la instalación. Por su parte, las guías de cable (16.3)
deben cumplir con la prueba de alivio de esfuerzo.
El compartimiento del cableado (16.4) debe mantener las conexiones de cableado accesibles y no
contener partes que puedan dañar los cables. Su volumen debe cumplir con un mínimo.
Las aperturas para conexiones de conductos o cables (16.5) deben poseer un cojinete a menos que
esté pensada para cables blindados.
Espacio para doblar el cable (17).
El contenedor debe proveer suficiente espacio para doblar cables que salen del contenedor por el
lado contrario a su conexión o que salen del contenedor por un lado adyacente a su conexión.
Donde el conductor está restringido por una barrera en el lugar de conexión, se debe medir la
distancia entre el final de la barrera y la superficie del contenedor.
Puesta a tierra de los equipos (18).
El equipo debe proveer una forma de poner a todas las partes metálicas no energizadas a tierra.
Esta conexión a tierra no debe ser accesible desde su exterior debe estar ubicada de tal manera
que no sea posible su desconexión inadvertida. La capacidad de conducción de la puesta a tierra
debe corresponder a 1,25 veces la corriente de corto circuito, en el caso de generar con paneles
solares, o corresponder a la capacidad del equipo de protección de sobrecorriente, en el caso de
generar con otras tecnologías. Las conexiones a tierra no deben portar corriente a menos que
ocurra una falla.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 104 de 296
ORIGINAL
Todo equipo de puesta en servicio o que contenga las conexiones DC o AC principales debe tener
un terminal de conexión a tierra.
Conductor a tierra de circuitos AC (19).
Los inversores conectados a la red no deben tener alguna de sus salidas AC conectadas de manera
sólida a tierra (19.2). Por otro lado, los inversores que no están conectados a la red, deben tener al
menos un conductor conectado a tierra (19.3), es decir, si es monofásico de dos cables uno de
ellos debe ir a tierra, si es monofásico de tres cables el conductor neutro debe ir a tierra, si es
multifásico con un cable común a todas las fases ese debe ir a tierra, finalmente, si es multifásico y
una fase es utilizada como conector neutro ese debe ir a tierra.
Unión interna para puesta a tierra (20).
Toda parte metálica no energizada que involucra un riesgo de golpe eléctrico en el caso que ocurra
una falla debe estar conectada a la salida de conexión a tierra del equipo.
Cableado interno (21).
El cableado interno de un equipo debe ser de uso común, con capacidad de operar bajo las
condiciones de temperatura, voltaje y servicio a que se verá expuesto. Esto incluye que el tipo de
aislación sea el correcto.
El cableado interno no debe ser accesible desde afuera del contenedor y se deben eliminar los
detalles puntudos o cortantes que puedan dañar la aislación del cable.
Las conexiones eléctricas (21.3) deben ser seguras y confiables. En particular, una conexión
soldada debe asegurarse mecánicamente antes de soldar.
Partes energizadas (22).
Las partes energizadas deben ser de plata, cobre, una aleación de cobre, aluminio o equivalente y
deben ir aseguradas para que no se desplacen.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 105 de 296
ORIGINAL
Separación entre circuitos (23).
El cableado instalado en la fábrica, que pertenece a diferentes circuitos, debe tener una
separación. De la misma manera, los equipos deben fabricarse de manera que el cableado
instalado en terreno, que pertenece a diferentes circuitos, permanezca separado. Las barreras de
separación deben ser de metal puesto a tierra o material aislante de al menos 0,71 mm de
espesor, soportado de manera de no ser deformado o sacado de lugar.
Espaciado (24).
El espaciado entre circuitos depende de la diferencia máxima de voltaje rms o pico (24.1), ya sea a
través del aire o superficies.
Capacitores (27).
Un capacitor que está lleno de aceite y que es usado como eliminador de interferencia magnética
o como corrector de factor de potencia debe cumplir con el estándar UL 810.
Circuitos de señal accesibles y con aislación (28).
Los circuitos de señal accesibles que cuentan con aislación deben estar aislados de otros circuitos
con voltajes que representen un riesgo de descarga. Para ello se definen los niveles máximos de
potencia para estos circuitos.
Circuito de control (29).
Un sistema de control de seguridad debe investigarse de acuerdo a los requisitos del circuito
primario (29.3). Un dispositivo de protección desechable, como un fusible, deberá ser accesible
desde afuera del contenedor o detrás de una cubierta con bisagras (30.1.1).
Protección de sobrecorriente (30).
Las protecciones deben abrir todos los conductores que no están puestos a tierra (30.1.8). Las
protecciones de sobrecorriente de los circuitos de salida de potencia AC (30.3) deben incluir a
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 106 de 296
ORIGINAL
todos los conductores no puestos a tierra y su voltaje de operación no puede ser menor que el
voltaje fase- fase (trifásico) de la línea.
Para los circuitos con baterías (30.4) se debe implementar una protección de sobrecorriente antes
de los equipos que puedan funcionar mal ante un corto circuito. La operación de esta protección
debe estar basada en la capacidad del conductor utilizado entre las baterías y el equipo.
Interruptor/detector de falla DC a tierra (31).
La alimentación de un inversor o control de carga desde un arreglo fotovoltaico puesto a tierra
(31.1) debe poseer un detector/interruptor de falla a tierra la cual debe aislar las celdas con falla o
detener el funcionamiento del inversor y evitar, sobre cierto nivel de falla, la reconexión del
interruptor. Si actúa la protección por una pérdida de suministro de la red el interruptor debe
poder reconectarse.
Placas de circuito impreso (32).
Los contenedores con ventilación permiten placas tipo V-0 o V-1 según el estándar de
inflamabilidad de materiales. Mientras que, los contenedores sin ventilación pueden utilizar
materiales tipo V-2. Por su parte, los agujeros de desagüe no se prohíben independientemente del
material utilizado.
Transformador externo (33).
Un equipo que utiliza un tipo especial de transformador para su funcionamiento debe ser provisto
junto con este.
4.2.2 Protección contra riesgo de daño a personas.
Cuando se prevé una operación en el equipo que involucra riesgo de dañar a personas se debe
aplicar medidas que ayuden a reducirlo (34.1). Para evaluar el riesgo respecto de partes móviles
(34.2) se debe tomar en cuenta el grado de exposición requerida para realizar la función
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 107 de 296
ORIGINAL
pretendida, la capacidad cortante de la parte móvil, la probabilidad de ocurrencia de un contacto
no intencional, la velocidad de la parte móvil y la probabilidad de ocurrencia del enredo de alguna
parte del cuerpo o ropa. Si la falla de un componente genera riesgo, este debe ser estudiado
respecto de su confiabilidad (34.3).
Una parte que pueda producir daño a personas debe estar enclaustrada (35.1). Una protección
cubriendo una parte que involucra riesgo para las personas debe (35.4) ser montada con tal que la
parte involucrada no pueda operarse sin la protección puesta, ser asegurada de manera de
necesitar herramientas para su remoción y poseer un bloqueo para reducir el riesgo de tocar la
parte dañina.
Partes móviles (36).
Una parte móvil cuya rotura produce riesgo debe ser enclaustrada. Una parte móvil cuya salida de
su posición de operación genera un riesgo debe contar con un elemento que la asegure en su
posición.
Interruptores y controles (37).
Si la operación de un interruptor conlleva riesgos es necesario tomar medidas para prevenir su
operación imprevista.
Montaje (38).
Cuando las instrucciones de montaje de un equipo incluyen el uso de hardware no disponible en el
mercado el equipo debe venir con el hardware incluido.
4.2.3 Características de la salida de potencia y compatibilidad con la red.
Un inversor autónomo (no conectado a la red) debe cumplir con los requisitos de armónicas
(39.1). Mientras que, un inversor conectado a la red debe cumplir con las pruebas aplicables
respecto de la interacción de la red (39.2).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 108 de 296
ORIGINAL
Interacción con la red (40).
Los inversores que interactúan con la red y los equipos de interconexión deben cumplir con el
estándar IEEE 1547 y el estándar IEEE 1547.1, excluyendo los requisitos de evaluación, pruebas de
puesta en marcha y pruebas periódicas para las instalaciones de interconexión.
Los sistemas de interconexión y los inversores deben estar provistos con límites de magnitud y
tiempo de accionamiento ajustables en terreno que sean accesibles sólo por el personal de
servicio. Para los sistemas menores a 30 kW se permite tener límites fijos.
Toda combinación de modelo de procesador, fabricante y versión de software usado en la
producción de un inversor conectado a la red o un equipo del sistema de interconexión debe ser
evaluada según los estándares IEEE 1547 y IEEE 1547.1.
4.2.4 Rendimiento.
El rendimiento de una unidad se evalúa respecto de su aislación eléctrica, cualidades de
resistencia mecánica, accionamiento de protecciones y resistencia al agua. En detalle, el
rendimiento de una unidad se evalúa por medio de la prueba de resistencia del dieléctrico al
voltaje, las características de la potencia de salida, las pruebas anormales, prueba de puesta a
tierra, prueba de calibración de la protección de sobrecorriente, prueba de alivio de esfuerzo,
prueba de espacio reducido en placas de circuito impreso, prueba de conductor de unión, prueba
de sobretensiones, prueba de calibración, prueba de sobrevoltaje de control, prueba de
resistencia a corriente, prueba de determinación del voltaje de capacitor, prueba de estabilidad
mecánica, prueba de carga mecánica estática, prueba de compresión y prueba de lluvia y rociador.
Para ellos se utilizan valores medidos como el máximo voltaje presente en un circuito.
Puntos generales (41).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 109 de 296
ORIGINAL
Con respecto a las pruebas para los convertidores e inversores (41.1), donde se utiliza una fuente
de red simulada, esta debe tener menos del 5% de la impedancia del inversor (voltaje nominal
dividido por la corriente nominal).
En general, las consideraciones que se deben tener con respecto a las pruebas que se realizan a
una unidad (41.2) incluyen las características de la fuente que simula conexión a la red, los rangos
de voltajes e instalación de las protecciones de sobrecorriente. La unidad debe conectarse a una
fuente que simule la respuesta voltaje-corriente de la red, no obstante, la red real también puede
usarse.
Las pruebas se realizan a mínimo y máximo voltaje de entrada. Sin embargo, cuando la operación
del equipo está limitada a un rango menor de voltaje, este debe ser probado dentro de sus rangos
y se debe registrar su limitante (prueba válida sólo para la configuración con esta limitante). Por
último, las protecciones de sobrecorriente deben instalarse según las instrucciones del fabricante.
Mediciones de máximo voltaje (42).
El máximo voltaje (42.1) es usado para calcular los potenciales en la prueba de resistencia del
dieléctrico al voltaje y para determinar el mínimo espaciado entre componentes según las
especificaciones de espaciado. Un conector o parte comparable que estará desconectada durante
la operación normal debe considerarse tanto conectada como desconectada para obtener el
máximo voltaje.
Los valores de máximo voltaje (42.3), para ondas complicadas, voltajes sinusoidales y voltajes
continuos deben ser el máximo observado, el valor rms y el valor promedio respectivamente.
Temperatura (43).
Con respecto a la temperatura que alcanza la unidad, esta no debe alcanzar valores que produzcan
riesgo de incendio, daño a algún material de la unidad, la operación de un equipo de protección o
exceder las temperaturas especificadas en la norma. Para determinar esto, la unidad debe
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 110 de 296
ORIGINAL
encontrarse trabajando a su máxima capacidad. Además, si la unidad es capaz de operar a una
mayor temperatura bajo una carga menor también debe verificarse esta condición.
Se debe poner atención a los equipos que generan menor calor luego de alcanzar una temperatura
dada, por lo que en el largo plazo disminuyen su temperatura. Ante estos casos, se debe registrar
el valor de temperatura máxima que alcanzó el equipo antes de reducir a su temperatura de
operación.
La norma define límites de temperatura para superficies sujetas a contacto.
Prueba de resistencia del dieléctrico al voltaje (44).
A temperatura normal de operación, el equipo debe soportar por un minuto sin fallar la aplicación
de un voltaje AC de magnitud rms (44.1) de:
• Mil voltios más el doble del máximo voltaje entre el circuito y la tierra.
• 500 voltios entre un circuito secundario que opera hasta 50 voltios y la tierra.
• Mil voltios más el doble del voltaje entre los terminales de un capacitor usado para eliminar
interferencia o corregir el factor de potencia y entre los terminales de un capacitor conectado
entre un circuito de potencia AC o DC y el contenedor (No aplica a capacitores que cumplen
con UL 810, UL 1414 o UL 1283).
Como alternativa a los puntos anteriores, se puede utilizar un voltaje DC 1,414 veces el voltaje AC
rms. Para esta prueba se debe utilizar un transformador de voltaje variable con capacidad de 500
VA (44.2) con el cual se eleva el voltaje desde cero hasta el valor indicado para luego mantenerlo
durante 1 minuto. Los circuitos de bajo voltaje (44.3) no tienen que estar instalados al momento
de la prueba.
Características de la potencia de salida (45).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 111 de 296
ORIGINAL
La norma define niveles de variación de voltaje, corriente, potencia y frecuencia de salida para
equipos conectados a sus fuentes de energía.
Un inversor no conectado a la red debe mostrar un voltaje de salida dentro del ±10% de su rango
de voltaje nominal de salida al estar conectado a un suministro de entrada que entrega sus
parámetros dentro de sus rangos y que opera dentro del rango de corriente de carga. Para el
mismo caso, la frecuencia de salida debe estar dentro del ±1% de la frecuencia nominal.
Por su parte, un inversor conectado a la red debe ser capaz de operar dentro del ±10% de la
corriente nominal estando conectada a una fuente de red simulada y al suministro de energía.
Para determinar esta característica del equipo se debe utilizar un suministro de entrada capaz de
entregar el doble de la capacidad del inversor.
Un inversor conectado a la red debe operar como es debido cuando la entrada es variada dentro
del rango de entrada de la unidad. Durante la prueba el inversor operará a carga nominal variando
el voltaje entre el mínimo y máximo. Esta prueba no aplica cuando el inversor se entrega de
fábrica integrado a un sistema fotovoltaico.
En cuanto a la distorsión armónica (45.4), el valor total rms de los componentes armónicos de
voltaje no debe exceder el 30% del voltaje fundamental. Mientras que, cada componente
armónica no debe exceder el 15% del voltaje nominal. Para realizar la medición se debe operar el
inversor al 100% de carga, siendo la carga puramente resistiva.
Pruebas anormales (47).
Las pruebas anormales muestran el comportamiento de la unidad ante condiciones no favorables
de operación. El resultado esperado es que la unidad no muestre reacciones que signifiquen un
riesgo. Siguiendo cada prueba anormal, la unidad debe cumplir con la prueba de dieléctrico,
siendo posible realizarla después de llevar a cabo todas las pruebas anormales. La prueba de
dieléctrico no se requiere luego de la prueba de error de cableado de entrada DC.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 112 de 296
ORIGINAL
Es posible aplicar más de una prueba anormal a una unidad. Se debe instalar un fusible de 3
amperes en la conexión a tierra.
La prueba determina que existe riesgo de fuego, golpe eléctrico o daño a personas cuando se
presenta la emisión de llamas, metal fundido, brillo o partículas encendidas a través de alguna
apertura del producto, la carbonización, brillo o flamas en la superficie base, el paño de papel o
gasa (utilizados para detectar sobre temperatura), la ignición del contenedor, la creación de
aperturas en el contenedor que resultan en accesibilidad a partes energizadas o la apertura del
fusible de 3 amperes en la conexión a tierra.
Esta prueba termina cuando se produce la apertura o cortocircuito de uno o más componentes
como un capacitor, diodo, resistencia, dispositivo de estado sólido, pistas de una placa impresa u
otro similar, así como la apertura de un fusible interno.
Las pruebas anormales comprenden la prueba de sobrecarga de salida, la prueba de cortocircuito,
la prueba de error de cableado en la entrada DC, prueba de ventilación, prueba de cortocircuito y
apertura de componentes, transferencia de carga y pérdida del circuito de control. Estas pruebas
se desarrollan a continuación.
Prueba de sobrecarga de salida (47.2): La prueba de sobrecarga de salida se realiza cuando el
equipo ha alcanzado la estabilidad térmica, estando desactivado el firmware o software que
controla la temperatura. De mantenerse activado el control de temperatura, este debe demostrar
su confiabilidad. Un inversor no conectado a la red debe operar a máxima carga conectado en el
lado AC a una resistencia variable. Para unidades que cargan baterías, la salida DC debe conectarse
a una carga simulada tipo batería. La carga debe incrementarse en pasos de 10% de la carga
máxima, operando media hora en cada paso incremental. Continuar hasta que no hay más
cambios de temperatura como resultado de las condiciones de la prueba o hasta que la unidad se
apaga. Un inversor conectado a la red debe utilizar una fuente de entrada que sea capaz de
entregar al menos el doble de la corriente nominal del equipo. El voltaje de la red debe ajustarse
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 113 de 296
ORIGINAL
para obtener la máxima corriente de salida. La unidad debe permanecer en la condición de carga
hasta que se apaga, alcanza estabilidad térmica o ha sido operada por más de 7 horas, lo que
ocurra primero. Finalmente, el resultado esperado es que la unidad no emita flamas o metal
fundido o se vuelva un peligro de fuego, golpe eléctrico o daño a personas.
Prueba de corto circuito (47.3): Para la prueba de cortocircuito se debe cortocircuitar a ambos
lado AC y DC por separado, entre línea y neutro si es posible y línea a línea. Al realizarlo, la fuente
debe desconectarse mediante un relé o algo similar. Cuando el equipo debe utilizarse con un
transformador, el cortocircuito debe aplicarse a ambos lados del transformador. La corriente de
cortocircuito no debe ser dirigida a través del fusible de 3 amperes de la conexión a tierra. Se debe
medir la corriente máxima de cortocircuito a la salida (pico y rms), registrando la duración de este.
Esta prueba debe realizarse cuatro veces con tal que el cortocircuito ocurra en diferentes
porciones del ciclo AC.
Prueba de error de cableado en la entrada DC (47.4): Para la prueba de error de cableado en la
entrada DC, el cableado de la fuente DC debe conectarse con los polos contrarios de los terminales
DC del inversor. Como resultado se debe obtener que el equipo no genera un riesgo de emitir
fuego, de golpe eléctrico o de daño a personas. Si la red es simulada, esta debe configurarse a
máximo voltaje nominal y la corriente debe limitarse a 1,5 veces la corriente nominal de entrada.
Prueba de ventilación (47.5): La prueba de ventilación debe verificar que el equipo no genera
riesgo ante la falla de su sistema de ventilación. Si se utilizan ventiladores, la unidad debe operar a
plena carga con la alimentación del ventilador desconectada. Si la operación del ventilador genera
calor al estar bloqueado, se debe probar el equipo con el ventilador bloqueado. En el caso de
existir varios ventiladores se debe bloquear uno a la vez. Bloquear todos los ventiladores de una
vez no está prohibido. Si la unidad tiene filtros, protectores o pantallas, se debe probar la unidad
con las aperturas bloqueadas, primero tapadas al 50% y luego al 100%. Si la unidad tiene hay
varias aperturas de ventilación, los bloqueos se aplican a todas a la vez.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 114 de 296
ORIGINAL
Prueba de cortocircuito y apertura de componentes (47.6): La prueba de cortocircuito y apertura
de componentes se realiza en componentes como capacitores, diodos, dispositivos de estado
sólido y otros similares a excepción de las resistencias, aplicándola en un par de terminales a la
vez. Esta prueba no es necesaria cuando un análisis demuestra que ningún componente puede
sobrecargarse o cuando son circuitos de bajo voltaje, de energía limitada u otros semejantes. Los
inversores o conversores deben mantener la corriente absorbida desde la red debido a la falla por
debajo de los límites especificados por esta norma.
Prueba de transferencia de carga (47.7): La prueba de transferencia de carga consiste en aplicar
una transferencia de carga entre el inversor y una fuente AC, con desfase de 120 grados para
sistema trifásico y 180 grados para sistema monofásico. La carga debe ajustarse para tomar la
potencia máxima nominal. Los inversores que tienen una protección anti transferencia entre
fuentes desfasadas deben probarse asumiendo que esta protección ha fallado.
Prueba de pérdida del circuito de control (47.8): La prueba de pérdida del circuito de control debe
demostrar que un inversor conectado a la red o un equipo del sistema de interconexión deja de
exportar potencia a la red ante la pérdida del circuito de control. Un inversor, convertidor o
equipo de sistema de interconexión debe estar conectado a su fuente nominal y a una fuente de
red simulada. Se debe aplicar una simple falla que desactive la alimentación del sistema de
control. Esta prueba no es necesaria cuando el suministro del sistema de control no se puede
desactivar ante ningún caso.
Prueba de puesta a tierra (48).
La prueba de puesta a tierra debe demostrar que la impedancia no es mayor a 0,1ohm, medida a
60Hz entre el punto de conexión a tierra y cualquier otra parte del equipo que deba estar puesta a
tierra. Una corriente de 25A a través de la puesta a tierra no debe generar un voltaje mayor a 6V.
Prueba de calibración de la protección de sobrecorriente (49).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 115 de 296
ORIGINAL
La prueba de calibración de la protección de sobrecorriente debe demostrar que el fusible o
protección de sobrecorriente actúa ante la magnitud de corriente correspondiente en el tiempo
que determina la norma. Estos parámetros de magnitud y tiempo se observan en la Tabla 9.
Tabla 9: Magnitud y tiempo de reacción de la protección de sobrecorriente, UL 1741.
Voltaje máximo de circuito abierto para el secundario de
un transformador [Vmax]
Corriente de prueba en el
secundario [A]
Tiempo máximo para que la protección de sobrecorriente
actúe [minutos]
20 o menos 10 2
20 o menos 6,75 60
Sobre 20 200/Vmax 2
Sobre 20 135/Vmax 60
El transformador entrega la corriente de prueba a una resistencia ajustable. Para la prueba de dos
minutos se ajusta la carga para operar a corriente constante. Para la prueba de 60 minutos la
corriente se ajusta una vez luego de 15 minutos.
Prueba de alivio de esfuerzo (50).
La prueba de alivio de esfuerzo debe probar que el cableado resiste sin daño ni desplazamiento la
carga física de cierta magnitud dada por la norma. El cableado para conectar enrollados (50.1)
debe resistir sin daño o desplazamiento una tracción de 89N durante un minuto, aplicado a un
cable que se extiende desde un contenedor, 44,5N durante un minuto, aplicado a un cable dentro
de un compartimiento de cableado y 155,7N durante un minuto en la dirección más severa
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 116 de 296
ORIGINAL
aplicada a un cable de entrada o salida. Toda conexión interna debe ser observada durante la
prueba.
Prueba de espacio reducido en placas de circuito impreso (51).
La prueba de espacio reducido en placas de circuito impreso debe verificar que, entre circuitos
impresos de diferente voltaje en espacio reducido cumplen con (51.1) la prueba de resistencia del
dieléctrico a voltaje (51.2), es decir, el circuito debe soportar durante un minuto la aplicación
entre las pistas de un potencial definido por la norma. Para su realización, los componentes
existentes entre las pistas involucradas deben desconectarse para que las pistas soporten la
totalidad del potencial. Además, debe cumplir con la prueba de cortocircuitado de pistas (51.3).
Las pistas deben ser cortocircuitadas en una parte a la vez. EL sistema de protección de
sobrecorriente asociado a la rama del circuito no debe operar. Las pistas o cables no deben
abrirse. Si un componente se abre se debe repetir la prueba otras dos veces con esos
componentes reemplazados. La apertura de una protección de sobrecorriente interna cumple con
los requisitos y la prueba no debe ser repetida.
Prueba de conductor de unión (52)
La prueba de conductor de unión debe determinar su resistencia a corriente (52.1). El conductor
de unión junto con sus terminaciones debe ser capaz de conducir corrientes de 135 y 200 % la
corriente para la cual está configurada la protección de sobrecorriente por el tiempo especificado
en la norma. Luego de esta prueba se debe realizar la prueba de impedancia a tierra.
Prueba de sobretensiones (53).
La prueba de sobretensiones necesita de un preacondicionamiento de la unidad en prueba. Una
unidad provista con un detector/interruptor debe ser probada en una cámara a 98% humedad y
32 grados Celsius. Un inversor debe ser expuesto al aire a temperatura ambiente de al menos 30
grados Celsius hasta que se alcance el equilibrio térmico antes de ingresar a la cámara de pruebas.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 117 de 296
ORIGINAL
Una unidad de exterior debe permanecer 168 horas dentro de la cámara mientras que, una unidad
de interior debe permanecer 48 horas dentro de la cámara. La realización de esta prueba consiste
en aplicar los siguientes impulsos en el orden indicado:
• Diez aplicaciones de un impulso de 6 kV a intervalos de 60 segundos. La operación del
interruptor cumple con los requisitos cuando no resulta en el riesgo de fuego o golpe eléctrico.
• Diez aplicaciones de un impulso de 3 kV a intervalos de 60 segundos. La detección de falla a
tierra no debe actuar.
Luego de la prueba la unidad debe cumplir con la prueba de calibración.
Prueba de calibración (54).
La prueba de calibración determina los tiempos de operación de un detector/interruptor de falla a
tierra (54.1). Esta prueba se realiza para diferentes condiciones ambientales, estas son:
• Ambiente 25 grados Celsius.
• Inmediatamente luego del acondicionamiento de 48 horas a 85% humedad relativa a 32
grados Celsius.
• Luego de cuatro horas a 40 grados Celsius.
• Luego de cinco ciclos de choque térmico consistente de cuatro horas a 40 grados Celsius
seguido de cuatro horas a 0 grados Celsius para equipo de uso general o 4 horas a 66 grados
Celsius seguido de cuatro horas a -35 grados Celsius para equipo de exterior.
• Finalmente a 25 grados Celsius.
Se debe repetir tres veces la prueba para cada condición de ambiente (54.5). Los tiempos que
deben observarse se entregan en la Tabla 10.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 118 de 296
ORIGINAL
Tabla 10: Tiempos de accionamiento para la protección de falla a tierra, UL 1741.
Corriente de falla a tierra [A] Tiempo [segundos]
115% de valor configurado Debe accionarse eventualmente
150% de valor configurado 2
250% de valor configurado 1
Prueba de sobrevoltaje de control (55).
La prueba de sobrevoltaje de control debe verificar que el dispositivo detector/interruptor de falla
a tierra (55.1) resiste un 110% de su voltaje nominal de control sin dañarse. Esto se realiza para
dispositivos detector/interruptor pretendidos para estar continuamente conectado a una fuente
de voltaje de control. Luego de esta prueba, el equipo debe cumplir con la prueba de resistencia
del dieléctrico a voltaje.
Prueba de resistencia a corriente (56).
La prueba de resistencia a corriente debe demostrar que, luego que el detector/interruptor de
falla a tierra resiste una condición de alta corriente de falla cumple con las pruebas de calibración.
Prueba de determinación del voltaje de capacitor (57).
La prueba de determinación del voltaje de capacitor (57) se realiza para medir la energía
almacenada en el capacitor y verificar que concuerda con los límites impuestos por la norma. Para
esta prueba se debe operar el capacitor a un voltaje DC igual al valor pico del voltaje AC o al
máximo voltaje DC de operación según tipo de circuito AC o DC respectivamente.
Prueba de estabilidad mecánica (58).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 119 de 296
ORIGINAL
Una unidad operando en una posición en su punto normal menos estable (58.1) debe volver a su
posición de operación normal y no volcarse cuando se inclina diez grados desde su posición
normal, se posiciona en una superficie a diez grados de su posición normal o es posicionado de
acuerdo a las instrucciones del fabricante y sujeto a una fuerza horizontal externa del 20% del
peso de la unidad o 22,7kg, el que sea menor. La fuerza debe aplicarse en el punto donde se
espera que genere volcamiento y a no más de 1,5 metros sobre la base. Los puntos de apoyo
deben afirmarse para no permitir deslizamiento de la unidad.
Prueba de carga mecánica estática (59).
Una unidad montada como lo especifica el fabricante a una estructura de soporte debe ser
cargada con una fuerza igual a tres veces el peso de la unidad y no menos que 89 N. Como
resultado de la carga no debe haber deformación permanente, rompimiento, dislocación, grietas u
otro daño a la unidad o su equipo de montaje. Una unidad montada en el suelo o un módulo AC
no necesita de esta prueba. La fuerza se aplica a través del centro de gravedad de la unidad,
aumentando gradualmente para alcanzar el valor en 5 a 10 segundos y manteniendo durante un
minuto.
Prueba de Compresión (60).
Los contenedores que tengan paredes más delgadas de lo especificado en la sección construcción
deben ser construidos para que esta prueba no resulte en espaciamientos menores a los
especificados en la sección construcción. Para ello se debe aplicar una fuerza de 445 N en el final,
lado y paredes del contenedor.
Prueba de lluvia y rociador (61).
Para la prueba de lluvia y rociador se debe instalar el equipo según las especificaciones del
fabricante, probando todas las opciones de instalación disponibles. Conectar la alimentación como
sería en operación normal. Esta prueba se aprueba si los equipos demuestran superar esta
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 120 de 296
ORIGINAL
situación. Los equipos que reciben agua por dentro sin que se mojen los circuitos sensibles y cuyo
contenedor tiene agujeros de drenaje cumplen con los requisitos.
4.2.5 Marcaciones.
La norma UL 1741 define las marcas que deben llevar los equipos tanto como medida de prevenir
a los usuarios de algún peligro como para informar de los procedimientos de operación y
mantenimiento.
Detalles (63).
Las marcas deben ser permanentes a menos que se indique lo contrario (63.1). Una unidad debe
ser marcada donde sea visible incluso luego de la instalación (63.2). Las unidades compatibles con
la red deben ser marcadas indicándolo (63.3). Las marces deben indicar protecciones, fábricas
implicadas en la fabricación del equipo, elementos de manejo y transporte como manijas,
terminales de cableado, terminales de cableado de campo, conexión a tierra, temperatura máxima
de operación, polos de conexión de la batería externa, voltaje de operación, posición on-off de
interruptores, otros.
Marcas de precaución, información e instrucciones del equipamiento e instrucciones
importantes de seguridad (64, 65, 66).
La norma UL 1741 especifica las palabras de advertencia y los formatos a usar. Estas deben ser
ubicadas en lugares que no sean removibles sin impedir la operación del equipo. Deben
permanecer visibles y legibles durante la operación normal del equipo. Además, se debe incluir
información de operación y mantenimiento, estando la información de operación separada de la
información de mantenimiento. La norma indica detalles de la información que incluyen las
instrucciones de operación e instalación y además incluye especificaciones de las instrucciones de
seguridad.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 121 de 296
ORIGINAL
4.2.6 Pruebas de fábrica y puesta en marcha.
Las pruebas de fábrica y puesta en marcha comprenden tan sólo de las pruebas de resistencia del
dieléctrico al voltaje y de variación del voltaje y frecuencia en la red. Esto indica que los requisitos
para instalar un sistema de generación distribuida en base a equipos pre evaluados según IEEE
1547.1 son bastante reducidos, permitiendo un rápido acceso a este tipo de generación.
Prueba de resistencia del dieléctrico al voltaje (67).
La prueba de resistencia del dieléctrico al voltaje consiste en que cada unidad producida debe
resistir, como prueba de rutina de fábrica, la aplicación de un potencial insertado desde el
cableado de entrada y salida, incluyendo componentes conectados, a partes metálicas accesibles
que puedan energizarse y desde el cableado de entrada y salida a partes metálicas accesibles de
bajo voltaje y baja energía, incluyendo los terminales.
El potencial para la prueba de línea de producción debe concordar con las condiciones A o B de la
Tabla 11 a frecuencias dentro del rango de 40 a 70 Hz. Una unidad que emplea circuitos que
pueden ser dañados por un potencial AC puede ser probado con un potencial DC según la Tabla
11. Se debe probar la unidad en condición caliente de otra manera no se cumple con la intención
de la prueba y que esté totalmente ensamblada. Durante la prueba, los interruptores de la unidad
deben estar en la posición de encendido, ambos lados de los circuitos de entrada y salida de la
unidad deben conectarse juntos a un terminal del equipo de medición, el segundo terminal de
medición debe conectarse a la parte de metal accesible.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 122 de 296
ORIGINAL
Tabla 11: Condiciones de prueba para las pruebas de línea de producción, UL 1741.
Voltaje nominal de la
unidad [V]
Condición A Condición B Condición C Condición D
Potencial AC [V]
Tiempo [seg.]
Potencial AC [V]
Tiempo [seg.]
Potencial DC [v]
Tiempo [seg.]
Potencial DC [V]
Tiempo [seg.]
250 o menos 1000 60 1200 1 1400 60 1700 1
Más de 250 1000 + 2 Va 60 1200 + 2,8 Va 1 1400 + 2,8 Va 60 1700 + 3,4 Va 1
a
Voltaje máximo medido
Prueba de variación del voltaje y frecuencia de la red (68).
Como prueba de rutina de producción se debe verificar que cada inversor cumple con las
magnitudes y tiempos de apagado de la Tabla 12. Cada inversor con puntos de accionamiento
configurables debe tener su configuración de fábrica confirmada de acuerdo con las instrucciones
de instalación del fabricante. El inversor no tiene que ser probado a potencia máxima.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 123 de 296
ORIGINAL
Tabla 12: Magnitudes de voltaje y frecuencia y tiempos para la reacción de los inversores, UL 1741.
Condición Fuente de red simulada
Máximo tiempo [segundos (ciclos)] a 60Hza
antes de corte de corriente exportada a la red simulada Voltaje [V] Frecuencia [Hz]
A < 0,5 Vnor
b
Nominal 0,1 (6)
B 0,5 Vnor
≤ V ≤ 0,88 Vnor
Nominal 2,0 (120)
C 1,1 < V < 1,37 Vnor
Nominal 2,0 (120)
D 1,37 Vnor
≤ V Nominal 2/60 (2)
E Nominal f > nominal + 0,5c
0,1 (6)
F Nominal f < nominal – 0,7c
0,1 (6)
a
Cuando la frecuencia de la red es otra a 60 Hz, el máximo número de ciclos que toma para dejar de exportar energía a la red no debe exceder el número de ciclos que una frecuencia de red de 60 Hz tarda independientemente del tiempo que el inversor se tome para dejar de exportar energía a la red. b
Vnor
es el voltaje de salida nominal. c
La razón de cambio en la frecuencia debe ser menor que 0,5 Hz por segundo.
4.3 Comparación entre los estándares IEEE 1547 y UL 1741
El estándar IEEE 1547 y la norma UL 1741, si bien abordan a los generadores distribuidos, no
constituyen normas completamente equivalentes. Por una parte, el estándar IEEE 1547 se enfoca
principalmente en asuntos relativos a la conexión y operación de sistemas de generación
distribuidos, mientras que el estándar UL 1741 está enfocado más bien en los aspectos
constructivos y la certificación de los equipos de generación distribuida. Sin embargo, el estándar
IEEE 1547 considera y adapta partes de los requerimientos y disposiciones de la norma UL 1741.
Para ilustrar estas similitudes y diferencias, se presentan los distintos ámbitos de cobertura de las
normas antes mencionadas y se presentan los puntos de convergencia y diferencia entre ambas.
Similitudes entre la norma IEEE 1541 y UL 1741
Las principales similitudes entre la norma IEEE 1541 y la UL 1741 se encuentran contenidas en dos
grandes grupos: Las especificaciones técnicas y requisitos de la interconexión y las pruebas a
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 124 de 296
ORIGINAL
realizar sobre los equipos. Ambas normas especifican los requisitos que deben tener los equipos
utilizados como herramientas para llevar a cabo las pruebas de las instalaciones de conexión.
Además, ambas normas tratan las pruebas principales de diseño, producción y puesta en marcha.
La tabla 1 presenta en mayor detalle estas similitudes.
Tabla 13 - Similitudes entre norma IEEE1547 y UL 1741
Especificaciones técnicas y requisitos de la interconexión IEEE 1547 UL 1741
Integración con la tierra de la red. x x
Respuesta ante condiciones anormales de la red x x
Calidad de la energía x x
Pruebas IEEE 1547 UL 1741
Requisitos para los equipos de prueba x x
Pruebas de diseño IEEE UL
Estabilidad térmica x x
Integridad de la conexión x x
Armónicas x x
Pruebas de producción IEEE UL
Respuesta a voltaje anormal x x
Respuesta a frecuencia anormal x x
Puesta en marcha IEEE UL
Pruebas de diseño y producción en terreno x x
Diferencias y puntos no cubiertos por los estándares IEEE 1547 y UL 1741
La norma UL 1741 se enfoca en las características de construcción de los equipos y en las
condiciones de seguridad para evitar daños a las personas, incluyendo etiquetas y marcas de
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 125 de 296
ORIGINAL
advertencia e información. Por otra parte, la norma IEEE 1547 trata mayormente temas operativos
de la instalación del equipamiento y su posterior operación. En cuanto a las pruebas, la norma IEEE
1547 es la que se enfoca más en este tema, especifica procedimientos para cada prueba de
diseño, producción, puesta en marcha y periódicas. El tratamiento de la UL 1471 para las pruebas
es menor y se enfoca nuevamente en garantizar la operación segura del equipamiento al
especificar pruebas que demuestren que el equipo es seguro para las personas y para el sistema,
permitiendo certificar dichos aspectos. La Tabla 14 presenta los aspectos que sólo son tratados en
una de las normas mencionadas anteriormente.
Tabla 14 - Elementos tratados de forma diferenciada en la norma IEEE 1547 y UL 1741
Especificaciones técnicas y requisitos de la interconexión IEEE 1547 UL 1741
Referencias a otra norma x Construcción del equipo x Protección contra daño a personas x Regulación de voltaje x Caso de redes secundarias y spot x Energización indeseada de la red x Disposiciones de monitoreo y comunicaciones x Integridad de la conexión. x Operación en isla x Etiquetas y marcas x
Pruebas IEEE 1547 UL 1741
Pruebas de seguridad x
Pruebas de diseño IEEE UL Condiciones anormales de voltaje x Condiciones anormales de frecuencia x Reconexión x Sincronización x Operación en isla no intencional x Potencia inversa x Fase abierta x Limitación de corriente DC x Parpadeo x
Pruebas de producción IEEE UL Prueba de resistencia del dieléctrico al voltaje x Sincronización x
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 126 de 296
ORIGINAL
Puesta en marcha IEEE UL Verificación e inspección x Revisión de la configuración x Operación no deseada en isla x Funcionalidad de la desenergización x Pruebas con el PMGD conectado a la red x
Pruebas periódicas x
Tabla 15 - Discrepancias o diferencias de tratamiento entre la norma IEEE541 y la UL 1741 (resumen)
Especificaciones técnicas y requisitos de la interconexión
Discrepan Concuerdan No
Aplica Comentario
Integración con la tierra de la red.
x
Respuesta ante condiciones anormales de la red
x Se enfocan en ámbitos diferentes
Calidad de la energía x
La UL 1471 trata las armónicas como un total mientras que, la IEEE 1547 las trata por componente individual
Pruebas
IEEE 1547 UL 1741 No
Aplica Comentario
Requisitos para los equipos de prueba
x
La UL 1741 cita a la IEEE 1547
Pruebas de diseño
Estabilidad térmica
x
La IEEE se enfoca en demostrar que las características térmicas del equipo sean las que indica el fabricante. La UL 1741 se enfoca en demostrar que el equipo no genera situaciones de riesgo a la salud de las personas.
Integridad de la conexión
x
Armónicas x
Mismo caso que el tema "Calidad de la Energía"
Pruebas de producción
Respuesta a voltaje anormal
x
Respuesta a frecuencia anormal
x
Puesta en marcha
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 127 de 296
ORIGINAL
Pruebas de diseño y producción realizadas en terreno
x
La IEEE 1547 dice que se deben realizar las pruebas de producción que estén pendientes. La UL 1741 dice que las pruebas de puesta en marcha son las mismas que las pruebas de producción.
Además, existen puntos o temas que si bien son tratados en ambos estándares, su tratamiento es
diferenciado o discrepante. La Tabla 15 muestra los puntos en común que tratan ambas normas
respecto de si concuerdan, discrepan o tocan diferentes aspectos. Se observa que se encuentra
bastante dividido entre concordancias y discrepancias. No obstante, cabe mencionar que la UL
1741 cita a la IEEE 1547 tanto en puntos que deja completamente en manos de la IEEE 1547 como
en puntos que complementa con algunas especificaciones.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 128 de 296
ORIGINAL
4.4 Regla de aplicación VDE-AR-N_4105, Alemania. Para los sistemas de generación de potencia
conectados a la red de distribución de bajo voltaje. - requisitos técnicos mínimos para la
conexión y operación.
Esta normativa alemana se aplica a la planificación, instalación, operación y modificación de
generadores distribuidos conectados a las redes de distribución de baja tensión y operados en
paralelo con el suministro entregado por dicha red. En especial, las modificaciones que se realizan
a los generadores deben tener especial atención ya que estas pueden causar impactos
significativos en el comportamiento del generador y su interacción con la red.
El estándar VDE – AR- N 4105. Entrega los principales aspectos a ser considerados para la conexión
de un generador a la red de baja tensión, tanto por parte del operador de dicha red, como por el
instalador del generador.
Este estándar entrega los principios para determinar el punto de conexión, las capacidades
admisibles en la red, así como el comportamiento esperado de las variables eléctricas en
presencia del generador distribuido. Además, la normativa establece disposiciones para la
construcción del sistema, la conexión a la red y los sistemas de protecciones. La normativa
también establece los requerimientos para la medición y facturación, como las condiciones de
conexión y sincronización a la red, la compensación de reactivos, entre otras.
4.4.1 Condiciones generales de trabajo (4).
El capítulo 4 del estándar alemán entrega las condiciones generales aplicables a los proyectos de
generación distribuida. Incluye un resumen de las regulaciones. En este capítulo se establecen
además los procedimientos para realizar la solicitud de conexión y los documentos relevantes que
deben ser presentados. Además se entrega un resumen del procedimiento de puesta en marcha
para los generadores distribuidos.
Disposiciones y regulaciones (4.1).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 129 de 296
ORIGINAL
Principalmente, el sistema de generación debe ser apropiado para operar en la red de bajo voltaje.
Esto incluye que el sistema sea capaz de excluir reacciones inadmisibles de la red. Si esto no se
cumple, el operador de la red puede demandar modificaciones y anexos al sistema eléctrico
existente o en desarrollo para salvaguardar la seguridad y calidad del suministro.
En particular, la instalación y operación del generador eléctrico debe cumplir como mínimo con los
estatutos y disposiciones gubernamentales aplicables, los estándares DIN y DIN VDE aplicables
(que hayan sido armonizados al nivel de Europa, en particular, DIN VDE 0100 y DIN VDE 0100-551),
las disposiciones de salud y seguridad ocupacional y las regulaciones de prevención de accidentes
de las instituciones relevantes para el seguro obligatorio de accidentes y prevención y las
disposiciones y reglas del operador de la red (en particular las condiciones técnicas de conexión).
En vista de las disposiciones de seguridad, todo trabajo en el sistema eléctrico llevado a cabo
aguas abajo debe ser realizado por un eléctrico listado en el directorio del operador de la red. La
única excepción se presenta cuando el trabajo consiste en el mantenimiento aguas abajo de los
equipos de medición.
Procedimiento de aplicación y documentos relevantes para la conexión (4.2).
Para realizar el proceso de aplicación se recomienda involucrar al operador de la red lo antes
posible. Igualmente, los documentos deben ser enviados al operador de la red dentro de los
tiempos correspondientes y estos deben estar en concordancia con los procedimientos de
aplicación que determina la norma. Los siguientes documentos deben enviarse:
• Aplicación para la conexión a la red.
• Mapa del sitio indicando el número de lote y mostrando su designación, límites y el lugar
donde se ubicará el generador.
• Hojas de datos del sistema.
• Indicar si se inyectará el exceso o la totalidad de la generación.
• Para cada unidad de generación adjuntar un certificado de conformidad con su reporte de
pruebas asociado.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 130 de 296
ORIGINAL
• Descripción de los equipos de protección en concordancia con el capítulo 6 y un
certificado de conformidad para las protecciones de la red y el sistema en conjunto con su
reporte de pruebas.
• Diagrama de circuitos completo de la conexión del sistema de generación de potencia a la
red de bajo voltaje con los datos del aparato utilizado, incluyendo el arreglo de los equipos
de medición, protección y del panel del medidor.
Puesta en marcha del sistema de generación de potencia (4.3).
Para realizar la puesta en marcha del sistema de generación, el operador del generador debe
enviarle al operador de la red una semana antes de la fecha de puesta en marcha la orden de
puesta en marcha completa y firmada. La puesta en marcha sin el consentimiento del operador de
la red pone en peligro la operación de la red y la calidad de la energía por lo que no está
permitido. La fecha de puesta en marcha y de conexión en paralelo debe acordarse entre el
operador del generador y el operador de la red. En el caso de la puesta en marcha de sistemas
combinados de calor y potencia en base a calor, con un modo de operación monovalente (no hay
otro generador de calor presente) debe ser lo más rápida posible.
La puesta en marcha es llevada a cabo por el operador del generador, el cual debe generar un
protocolo de puesta en marcha el cual debe confirmar que el sistema de generación ha sido
construido de acuerdo con la norma. Este protocolo debe ser firmado en duplicado. Una copia
quedará con el operador del sistema como prueba de las pruebas ejecutadas y la segunda copia
será entregada al operador de la red. El operador de la red debe decidir si su presencia es
requerida. El procedimiento a seguir para la puesta en marcha será:
• Inspección del sistema.
• Comparación de la configuración del sistema con las especificaciones planificadas.
• Comparación de la configuración del equipo de medición para propósitos de facturación
con las especificaciones contractuales y técnicas.
• Ejecución de un procedimiento de control de partida para los medidores de suministro y,
si es necesario, consumo.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 131 de 296
ORIGINAL
• Verificar el sistema de conexión/desconexión para la compensación de reactivos (de haber
uno).
• Para sistemas de generación de más de 100kW, verificar los equipos técnicos para la
reducción de la potencia consumida en el marco de la gestión
generación/consumo/seguridad de la red.
• Revisar el equipo para monitorear la potencia máxima aparente de conexión (de ser
requerido por el operador de la red).
En el caso de un sistema de protecciones central, el operador del generador debe llevar a cabo
una prueba de accionamiento del circuito protección a interruptor desconexión. Para esto, la
protección central deberá estar equipada con un botón de prueba, el cual activa el interruptor de
conexión. Esta activación debe ser visible en el interruptor de conexión.
Debe verificarse el valor configurado en la protección de sobrevoltaje más cercano al punto de
conexión común (1,1 voltaje nominal) y debe ser documentado en el protocolo de puesta en
marcha.
Las protecciones central e integrada deben ser selladas luego de la puesta en marcha o protegidas
mediante entrada de clave. La clave no debe conocerla el operador del generador.
4.4.2 Conexión de la red (5).
El capítulo 5 de la norma entra en los detalles respecto al procedimiento de conexión a la red. En
este capítulo se entregan los principios necesarios para determinar el punto de conexión del
sistema de generación a la red, así como el comportamiento de variables eléctricas como el voltaje
la frecuencia, etc. Se entrega una lista de los criterios a cumplir para permitir la conexión y
posibles causales de desconexión del sistema de generación.
Principios para determinar el punto de conexión a la red (5.1).
El generador debe conectarse en un punto de la red que sea apropiado para el sistema de
generación. Este punto es escogido por el operador de la red y la evaluación se puede realizar en
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 132 de 296
ORIGINAL
el punto de conexión del generador o en el punto común de conexión, salvaguardando que el
generador no perjudique al suministro de otros clientes.
Como regla, los generadores se conectan en el punto de suministro del sistema de extracción. En
casos que se deba crear un punto de suministro separado se realizará a través de una línea
separada, asegurando que el generador esté completamente separado de otros equipos utilizados
por el cliente. El punto de suministro de los otros equipos utilizados debe ser marcado con una
referencia a la localidad del punto de suministro del generador.
Los generadores que están instalados en diferentes lotes con su propia red eléctrica deberán,
como regla, no ser conectados en el mismo punto de la red. Por otro lado, varios generadores en
una construcción con múltiples alimentadores deben conectarse en el mismo punto de la red.
Todos los puntos de alimentación separados deben ser marcados por el dueño del punto de
conexión con la etiqueta: “Punto de seccionamiento: Red del sistema/alimentación de generación
de potencia”.
Para evaluar la conectividad respecto de la reacción del sistema se consideran la impedancia de la
red en el punto común de conexión, la máxima potencia aparente, el tipo y modo de operación del
generador. Evaluación en condiciones normales de operación. Para varios generadores se debe
considerar el efecto total del sistema. Para modificaciones por mantenimiento o razones de
interrupción forzadas se requerirá que el punto de conexión a la red reduzca temporalmente la
generación o que se desconecten de la red.
Capacidades del equipamiento de la red (5.2).
Debido a su operación, los generadores pueden causar mayor carga en las líneas, transformadores
y otros equipos de la red. Por lo tanto, el operador de la red examina la capacidad de carga de los
equipos afectados por la conexión del generador en concordancia con las regulaciones de las
capacidades relevantes. Para los cálculos de la máxima potencia aparente se suma el máximo de
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 133 de 296
ORIGINAL
todos los generadores con factor de carga unitario. La única excepción es para los cables
enterrados que conectan generadores fotovoltaicos en la cual se usa un factor de carga de 0,7.
Variaciones de voltaje permisible (5.3).
Ante operación normal del sistema, la magnitud de variación de voltaje causado por todos los
generadores conectados no debe exceder el 3% del voltaje nominal en ningún punto de conexión
común. Sólo si lo estipula el operador de la red y, de ser necesario, tomando en cuenta las
posibilidades de estabilidad del voltaje se puede permitir mayor variación de voltaje.
Al calcular la variación de voltaje, el factor de desplazamiento debe ser tomado en cuenta. Este es
provisto por el operador de la red para la máxima potencia aparente del generador. Ante redes
tipo malla o secundarias con potencias altamente distribuidas en el espacio, se recomienda
realizar la determinación de variación de voltaje utilizando cálculos complejos de flujo de potencia.
Reacciones del sistema: Puntos generales (5.4.1).
El generador no debe producir alteraciones en la red mayores a lo permitido por la norma. Para
esto, se deben tomar las acciones necesarias en coordinación con el operador de la red. No
obstante, el operador de la red puede desconectar al generador hasta que las deficiencias sean
corregidas.
El operador del generador debe proveer al operador de la red con los datos suficientes para la
evaluación de la reacción de la red. Si el generador produce parpadeo por sobre los niveles
permitidos en el punto de conexión común más desfavorecido, se deben tomar las medidas en ese
punto. La responsabilidad de implementar estas medidas recae en el operador de la red que
contiene a este punto.
Reacciones del sistema (5.4).
En esta sección se definen los límites máximos y otros parámetros con respecto a la reacción de la
red ante la conexión de un generador distribuido con tal de asegurar la correcta y segura
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 134 de 296
ORIGINAL
operación de la red. Las reacciones que toma en cuenta la norma son: cambios rápidos de voltaje,
parpadeo, armónicas e interarmónicas, desbalance de voltaje, nodos de conmutación (para
inversores conmutados por la línea), uso de la frecuencia de portadora de la red del cliente
(comunicaciones y control), control centralizado por ondulación en frecuencia de audio y medidas
de precaución contra caídas e interrupciones de voltaje. Las consideraciones con respecto a estas
reacciones se detallan a continuación.
• Cambios rápidos de voltaje (5.4.2): Los cambios de voltaje debido a la
conexión/desconexión de generadores no deben exceder el 3% del voltaje nominal en el
punto de conexión común y la frecuencia de ocurrencia del 3% no debe ser mayor a una
vez cada 10 minutos.
• Parpadeo (5.4.3): El parpadeo es un fenómeno caracterizado por fluctuaciones de voltaje
cuya frecuencia y amplitud son de magnitudes que causan que la iluminación muestre
perturbaciones. Para tener una magnitud comparable se utiliza la fuerza de parpadeo de
largo plazo (PLT), este valor se calcula según se especifica en DIN EN 61000-3-3 a partir de
la fuerza de parpadeo de corto plazo, la cual se calcula mediante un proceso estocástico
de observación durante 10 minutos. La fuerza de parpadeo de largo plazo se calcula como
el promedio cúbico de 12 valores de fuerza de parpadeo de corto plazo, es decir, toma en
cuenta un periodo de dos horas. Para sistemas de hasta 75 A nominal, las reacciones de la
red se consideran suficientemente limitadas, si la unidad generadora cumple con los
límites dados en DIN EN 61000-3-3 (VDE 0838-3) o en DIN EN 61000-3-11 (VDE 0838-11)
según corresponda. El conjunto de generadores conectados a la red de baja tensión no
debe generar una fuerza de parpadeo de largo plazo mayor a 0,5 en el punto de conexión
común más desfavorecido (incluye generadores de más de 75A).
• Armónicas e interarmónicas (5.4.4): Las armónicas de corriente producidas por el
generador deben incluirse en la comprobación de conformidad. Estas se asumirán
limitadas suficientemente si las unidades generadoras cumplen con:
– Para corrientes de hasta 16 A por conductor: valores límite clase A (tabla 1)
especificados en DIN EN 61000-3-2 (VDE 0838-2).
– Para corrientes entre 16 hasta 75 A por conductor: valores límite de las tablas 2 y
3 especificados en DIN EN 61000-3-12 (VDE 0838-12).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 135 de 296
ORIGINAL
– Si los estándares mencionados explicitan límites para alguna unidad generadora
estos se usarán.
Si no se cumplen los límites de los estándares mencionados entonces las corrientes
armónicas máximas permitidas para un generador se calculan como las corrientes
armónicas relativas de la Tabla 16 multiplicadas por la potencia de corto circuito de la red
en el punto de conexión común (incluye generadores de más de 75 A). Se superpondrán
las corrientes para varias unidades generadoras conectadas en un punto. Las armónicas de
corriente producidas por armónicas de voltaje presentes en la red no deben tomarse en
cuenta. Los generadores actuando como filtros activos no deben afectar al control
centralizado. Las corrientes armónicas se medirán de acuerdo a DIN EN 61000-4-7 (VDE
0847-4-7), aplicando los métodos:
– En el caso de armónicas: valor rms de subgrupos de armónicas.
– En el caso de interarmónicas: valor rms de subgrupos centrados de
interarmónicas. La Tabla 16 presenta las corrientes armónicas relativas según
orden de armónica.
Tabla 16: Corrientes armónicas relativas según orden de armónica.
• Desbalance de voltaje (5.4.5): Cuando existen varios generadores monofásicos
conectados en un punto, se debe buscar el balance entre las 3 fases con un máximo
desbalance de 4,6 kVA.
• Nodos de conmutación (5.4.6): La profundidad relativa al voltaje pico nominal de las
transientes de voltaje debido a inversores conmutados por la línea no debe exceder el 5%
en el punto de conexión común en el estado de operación menos ventajoso.
Número ordinal v, µ 3 5 7 9 11 13 17 19 23 25 25 < v
< 40a
Pares µ < 40
42 < v,µ <
178b
Corriente armónica relativa [A/MVA]
3 1,5 1 0,7 0,5 0,4 0,3 0,25 0,2 0,15 0,15 – 25/v
1,5/v 1,5/v 4,5/v
a
Impares b
Integrales y no integrales dentro de un rango de 200Hz con la frecuencia central v.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 136 de 296
ORIGINAL
• Uso de frecuencia de portadora de la red del cliente (5.4.8): Se debe impedir que el
sistema local interfiera con otros sistemas sea la red u otros sistemas privados. El uso
compartido en la red está permitido sólo con el consentimiento del operador de la red.
• Control centralizado por ondulación en frecuencia de audio (5.4.7): La información sobre
los sistemas de control centralizado operando en el área se puede obtener del operador
de la red. Sus niveles de emisión se encuentran normalmente entre el 1% y el 4% del valor
pico nominal de voltaje en la línea y operan usualmente a frecuencias entre 100 y 1.500
Hz. Estos sistemas pueden ser influenciados de manera inadmisible por los generadores a
través de carga adicional en la estación central de transmisión o a través de una gran
reducción del nivel de la señal en la red. Como principio, el nivel de señal no debe ser
reducido en más de un 5% a causa de la conexión del generador. Las instalaciones de
consumo y generación deben ser tomadas en cuenta con respecto a su impedancia a la
frecuencia de transmisión. Para esto, los sistemas conectados a través de un inversor
normalmente no causan reducciones considerables. Donde existen filtros o condensadores
de compensación es necesario examinar si la reactancia de corto circuito del
transformador del sistema puede generar una resonancia en serie. Además, no se permite
generar voltajes de interferencia. Se aplican las siguientes reglas:
– El voltaje de interferencia causado por un generador a frecuencias cercanas a la de
transmisión (±5 Hz) no debe exceder el valor 0,1% del voltaje nominal pico de
línea.
– El voltaje de interferencia causado por un generador a frecuencias en la vecindad
a la de transmisión (±100 Hz) no debe exceder el valor 0,3% del voltaje nominal
pico de línea.
Mayores detalles se obtienen en las guías sobre este control remoto. Si un generador
afecta al sistema remoto de cualquier manera el operador de la red puede tomar las
medidas necesarias incluso si el problema se detecta en forma tardía.
• Medidas de precaución contra caídas e interrupciones de voltaje (5.4.9): Si el generador
es sensible ante cortas caídas de voltaje e interrupciones de suministro, el dueño debe
tomar las medidas de protección pertinentes.
Criterio de conexión (5.5).
Los generadores se pueden conectar para inyectar la totalidad de su energía o inyectar su exceso,
es decir, la generación menos el consumo local. Si el generador entrega toda su producción a la
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 137 de 296
ORIGINAL
red entonces, la línea de conexión del generador debe ser firmemente conectado al panel de
medición dentro del sistema del generador. Además, el panel del medidor debe ser ejecutado
como lo especifica la norma. El suministro al panel del medidor debe ser siempre por el
compartimiento de conexiones superior. Cuando el generador inyecta exceso de producción, este
podrá conectarse en subsistemas de distribución, al respecto, los generadores de hasta 30kW
deberán instalarse en concordancia con EEG 2009 §33 y KWK G 2009, §4 (cogeneración) según
corresponda. Los paneles de medición, para medidores de alimentación tipo Z2 (unidireccionales
para medición de generación) deben ejecutarse de la siguiente manera:
• Para arreglos centrales: en concordancia con la norma técnica aplicable.
• Para arreglos descentralizados: cerca al sistema de generación en concordancia con la
norma técnica o en la caja de distribución (módulos ≥ 2) en concordancia con DIN VDE
0603, lo mismo con medidores instalados en rieles superiores tipo sombrero.
• Para arreglos descentralizados: en la unidad generadora (unidad certificada) tomando en
consideración los estándares para la respectiva instalación del medidor elegido.
La conexión a un circuito final no se permite ante ninguna circunstancia. El operador del generador
debe tomar especial cuidado con el dimensionamiento de las líneas. Como regla, los sistemas de
generación deben conectarse como un sistema trifásico balanceado. También se pueden conectar
monofásicamente siempre que la capacidad instalada no supere 4,6kVA por conductor. Por lo
tanto, la máxima generación monofásica conectada utilizando las tres líneas de un sistema
trifásico será 3x4,6 = 13,8kVA. En cuanto este límite se alcanza en el punto de conexión cualquier
extensión deberá ser conectada trifásicamente. Este requisito puede satisfacerse mediante
inversores monofásicos que se comunican entre ellos. Para realizar una extensión se puede
cambiar el inversor monofásico por uno trifásico. El acoplo comunicacional para sincronizar varias
unidades asegura generación balanceada a los conductores individuales de la red trifásica (incluso
cuando falla una unidad generadora).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 138 de 296
ORIGINAL
Red trifásica (5.6).
El máximo desbalance de voltaje ocasionado por desbalance de generación se especifica en DIN
EN 50160 como una característica de voltaje de línea. Los sistemas de generación trifásicos deben
tener las siguientes características según su tecnología:
• Generadores síncronos trifásicos: Los generadores síncronos trifásicos satisfacen
generación balanceada, corrientes de cortocircuito balanceado y contrarrestan desbalance
de voltaje.
• Inversores trifásicos: Los inversores trifásicos inyectan corrientes balanceadas. Cuando se
compone un sistema trifásico a partir de 3 monofásicos intercomunicados, los inversores
deben ser idénticos. Finalmente, se asume que los inversores trifásicos entregan las
funciones trifásicas de un generador síncrono.
Comportamiento del sistema de generación en la red (5.7).
El sistema de generación debe cumplir con ciertos requisitos de comportamiento en cuanto a la
frecuencia de red para la cual se desconecta, el control de potencia activa, la corriente de
cortocircuito que aporta, la contribución a la estabilidad del voltaje, casos de desconexión manual
por parte de operador de la red, administración de la generación y la seguridad de la red,
inyección de potencia activa ante sobre y baja frecuencia e inyección de potencia reactiva. Para
estos puntos se tiene que:
• Desconexión automática ante frecuencia: la desconexión automática no está permitida
para desviaciones de frecuencia entre 47,5 y 51,5 Hz.
• Control de potencia activa: la implementación del control de generación activa se realiza
en el control de lazo abierto de la unidad de generación (5.7.1).
• Corriente de corto circuito: Si el generador produce un incremento de la corriente de
corto circuito en la red más alta que la capacidad de los equipo se deben acordar medidas
entre el operador del generador y el operador de la red para mitigarla (5.7.2). Al respecto,
se debe proveer al operador de la red la corriente de falla esperada del generador. Para
ello se asumen los siguientes valores (5.7.2):
– 8 veces la corriente nominal para generadores síncronos.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 139 de 296
ORIGINAL
– 6 para los generadores asíncronos.
– 1 para los inversores.
• Estabilidad de voltaje: Como regla, los generadores deben ser capaces de contribuir a la
estabilidad de voltaje estático de la red (5.7.4). Si se requiere por circunstancias de la red o
por el operador de la red, el sistema generador debe contribuir a la estabilidad de voltaje
estático en la red de bajo voltaje (5.7.4). No se requiere un soporte dinámico en la red por
parte de los generadores conectados a sistemas de bajo voltaje (5.7.4).
• Desconexión manual por parte del operador de la red: Los casos en que el operador de la
red está capacitado para requerir y llevar a cabo la salida de un sistema son cuando existe:
– Peligro potencial a la seguridad de la operación del sistema.
– Congestión o riesgo de sobrecarga en la red.
– Riesgo de operación en isla.
– Riesgo a la estabilidad estática o dinámica de la red.
– Aumento de la frecuencia arriesgando al sistema.
– Medidas de reparación o ejecución de construcciones.
– Operación de los sistemas en espera de la red.
– Resincronización de sub redes.
– Otras dentro del ámbito de la administración de generación y seguridad de la red.
• Administración de la generación y la seguridad de la red (5.7.3.2): Los sistemas de
generación mayores a 100kW deben ser capaces de reducir su potencia en pasos no
mayores al 10% de la máxima potencia activa. Para cada estado de operación y punto de
operación debe ser posible reducir la potencia a un punto determinado provisto por el
operador de la red. El operador de la red no interfiere en el lazo abierto del generador,
sólo son responsables de la señal. La responsabilidad de llevar a cabo la disminución de
generación inyectada recae en el operador del generador. Para esto, las condiciones del
contrato deben tomarse en consideración, en particular si lleva al cliente a consumir
energía. Los sistemas de generación variable deben comenzar la reducción de potencia
inmediatamente, reduciendo desde el máximo en hasta un minuto. Debe ser
técnicamente posible reducir la generación hasta el 10% del máximo sin producirse la
desconexión de la red, bajo este valor se pueden desconectar. Todos los otros sistemas de
generación deben realizar su reducción de generación dentro de 5 minutos, luego de este
tiempo, sino se ha logrado la reducción, se puede desconectar el generador.
• Inyección de potencia activa ante sobre- y baja frecuencia (5.7.3.3): A frecuencias entre
50,2 y 51,5 Hz todos los sistemas de generación ajustables deben reducir su generación
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 140 de 296
ORIGINAL
activa instantáneamente a un valor calculado por la recta con pendiente 40% de la
potencia activa por Herz. Si la frecuencia de línea vuelve a caer por debajo de 50,2 Hz y
existe mayor capacidad de generación que la entregada, el incremento no puede tener
una pendiente mayor al 10% del máximo de potencia activa por minuto. A frecuencias
mayores a 51,5 el generador debe desconectarse. En el caso de los generadores que no
pueden ajustar su producción, pueden desconectarse sobre 50,2 Hz. Los sistemas de
generación variable dentro de un rango pueden ajustarse en correspondencia a la curva
característica. Fuera del rango ajustable se realiza la desconexión. Generadores lineares
como el motor stirling con potencias de hasta 30 kVA pueden mantenerse conectados
hasta 51,5 Hz. En el caso de excederse la frecuencia de desconexión, esta debe realizarse
dentro de un segundo. La desconexión automática entre 47,5 y 50 Hz no está permitida
salvo para generadores lineales como los motores stirling de hasta 30 kVA ya que se
consideran de poca relevancia para el sistema.
• Potencia reactiva (5.7.5): Independientemente del número de fases del generador, el
sistema de generación debe permitir operar bajo condiciones estáticas normales de
voltaje en la banda de tolerancia ±10% con respecto al valor nominal y en sus valores
posibles de operación comenzando con una potencia activa mayor al 20% de la potencia
activa nominal con los siguientes factores de potencia:
– Potencia menor a 3,68kVA: 0,95 bajo- y sobrexcitado en concordancia con DIN EN
50438.
– Potencia entre 3,68 y 13,8 kVA: 0,95 bajo- y sobrexcitado con curva característica
provista por el operador de la red.
– Potencia sobre 13,8 kVA: 0,9 bajo- y sobrexcitado con curva característica provista
por el operador de la red.
El factor de potencia debe ajustarse libremente entre los límites establecidos y la
generación de potencia reactiva debe ser capaz de regularse automáticamente ante
cambios de potencia activa para mantener el factor de potencia. Los puntos de operación
de diseño y los que han sido configurados se determinarán según las condiciones del
punto de conexión, por lo que pueden ser provistos por el operador de la red dentro de
los límites de factor de potencia. Para sistemas de generación que utilizan inversores o
generadores síncronos capaces de entregar potencia reactiva, se permite que la provean
ya sea como:
– Una curva característica de factor de potencia versus potencia activa.
– Un factor de potencia fijo.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 141 de 296
ORIGINAL
Si el operador de la red provee una curva característica, entonces cualquier punto de
operación resultante de esa curva deberá ser automáticamente alcanzado por el
generador dentro de 10 segundos. Como regla, la regulación mediante curva característica
no debe ser aplicada a sistemas de generación conectados directamente a la red, los
cuales, debido a sus principios de operación, no pueden controlar la potencia reactiva y,
por lo tanto, utilizan valores constantes. En este caso el operador de la red provee un
factor de potencia fijo. Para generadores conectados directamente a la red, el periodo de
transición entre la partida y alcanzar la potencia reactiva requerida puede durar hasta 10
minutos. La implementación de los requisitos para la potencia reactiva se realiza en los
terminales del generador mismo.
4.4.3 Construcción del sistema/red generador de potencia y sistema de protecciones (6).
El capítulo 6 del estándar alemán entrega los lineamientos para la construcción y conexión del
sistema de generación. En específico, este capítulo entrega las disposiciones para los sistemas de
protección e interruptores que son requeridos para el funcionamiento seguro del sistema de
generación.
Requisitos generales (6.1).
La protección de la red y del sistema es un equipo protector de diseño probado con respecto a los
certificados de conformidad, el cual incluye todas las funciones de protección necesarias. Este
equipo actúa sobre el interruptor de conexión ante la activación de sus funciones de protección.
Dependiendo de la suma de la potencia aparente de todos los sistemas de generación conectados
al mismo punto de la red, se aplican las siguientes condiciones para la protección:
• Potencia mayor a 30 kVA: Se debe instalar una protección central en el panel central.
Como excepción, ante el caso de generación combinada de calor y energía se permite una
protección integrada siempre que exista un dispositivo de desconexión en el punto de
conexión a la red que esté siempre accesible para personal de la red.
• Potencia menor o igual a 30 kVA: Se debe instalar una protección central en el panel
central o una protección descentralizada en una subred de distribución o una protección
integrada.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 142 de 296
ORIGINAL
La pérdida de voltaje auxiliar en la protección central o en el control de la protección integrada
debe producir una desconexión inmediata. El accionamiento de un interruptor de desconexión no
puede ser demorado por alguna otra función. Las funciones de protección deben mantenerse
incluso en el caso de una falla en el control del sistema. Para las protecciones integradas se debe
asegurar la tolerancia a una falla.
Protecciones.
Ya sea una protección central, instalada en el panel central o una protección integrada a algún
equipo, estas deben cumplir con las siguientes características:
• Protección central (6.2): La protección central debe ser instalada como un aparato
independiente en una caja de distribución en concordancia a la norma técnica. Esta caja
de distribución debe ser conectada al panel central y permitir ser sellada o protegida
contra apertura mediante una cerradura en base a una clave. Se requiere que la
protección pase una prueba de accionamiento para verificar la operación del circuito
protección a interruptor. Para este propósito, la protección tendrá un botón de prueba
que activará el interruptor, permitiendo la comprobación de la apertura.
• Protección integrada (6.3): La protección puede ir integrada con el sistema de control del
generador. En este caso tanto el botón de prueba y el sellado pueden omitirse, sin
embargo, se requerirá una cerradura de protección por clave en caso que la función de
sobrevoltaje sea ajustable. Esta protección actúa sobre un interruptor integrado.
Interruptor de conexión (6.4).
El interruptor de interface debe diseñarse para ser a prueba de corto circuito y debe ser liberable
sin demora y en respuesta a las funciones de protección requeridas. Además, debe componerse de
dos interruptores en serie para dar redundancia y debe activarse mediante la protección del
sistema cuando alguna de las funciones de protección se active.
Las capacidades de corte de ambos interruptores del interruptor de conexión deben ser
dimensionadas al menos en concordancia con el rango de respuesta del fusible de seguridad aguas
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 143 de 296
ORIGINAL
arriba o la máxima contribución de corriente de corto circuito del generador. Las capacidades de
corte de ambos interruptores deben cumplir con los requisitos de la conexión. Además, se debe
asegurar la desconexión de todas las fases. El dueño de la instalación debe demostrar la fuerza de
la corriente de corto circuito de toda la instalación basándose en las condiciones técnicas de la
conexión.
El interruptor de interface puede incluir aguas abajo a la carga a menos que se utilice el
interruptor de un generador para este propósito. El tiempo de respuesta del interruptor de
conexión debe entregarse en los documentos del fabricante. Para los tipos de interruptor central e
integrado se tienen los siguientes requisitos:
• Interruptor de conexión central (6.4.2): Los interruptores de la conexión pueden ser
ejecutados como dispositivos de interrupción galvánica, contactores mecánicos o
interruptor de motor. Ambos interruptores deben ser instalados directamente en el panel
central del medidor en la caja de distribución del generador.
• Interruptor de conexión integrado (6.4.3): La construcción del interruptor debe tomar en
cuenta la tolerancia a una falla, asegurando la interrupción galvánica de todas las fases.
Para sistemas de generación con inversores, el interruptor de conexión puede encontrarse
en la red del lado del inversor. Un corto circuito en el inversor no debe perjudicar la
función de interrupción del interruptor.
Equipos de protección para el interruptor de conexión: Puntos generales (6.5.1).
El propósito de los equipos de protección para el interruptor de conexión es activar este último
para desconectar al generador del resto de la red en el caso de valores de voltaje y/o frecuencia
inadecuados para un funcionamiento correcto y seguro del sistema. Esto pretende prevenir una
alimentación no intencional del generador a una fuente de suministro separada del resto de la red
así como la alimentación de fallas dentro de la red.
Las especificaciones dadas en la norma no mencionan funciones de protección de corto circuito,
sobrecarga, descargas eléctricas y separador de fases las cuales deben aplicarse en concordancia
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 144 de 296
ORIGINAL
con las regulaciones VDE y de las cuales el operador del generador es responsable. Este debe
tomar las precauciones para prevenir daños a sus sistemas e instalaciones causados por acciones
de interrupción, fluctuaciones de voltaje y reconexiones automáticas en la red aguas arriba u otros
procesos de la red o del operador de la red.
Las funciones de protección mínimas que se deben implementar son:
• Protección contra caída y subida de voltaje.
• Protección contra decremento e incremento de frecuencia.
• Detección de operación en isla.
Los equipos de protección de voltaje deben utilizar el valor rms de media onda. Para ello, basta
con medir la componente fundamental. Sólo la protección de subida de voltaje dependerá del
promedio del valor durante 10 minutos. Para esto, la formación de un nuevo promedio debe
realizarse cada tres segundos. Las protecciones de voltaje deben actúan ante la perturbación de al
menos una línea.
Los equipos de protección deben construirse de tal manera que monitoreen los conductores de
fase. Para sistemas de hasta 30 kVA, los voltajes deben medirse entre el conductor de fase y el
conductor de neutro. Los equipos de protección para generadores de más de 30 kVA deben ser
trifásicos. Estos pueden medir los voltajes fase-neutro y calcular los voltajes fase-fase o medir
todos. Cada medición debe ser grabada. Por su parte, las protecciones de frecuencia serán
monofásicas.
La configuración y las últimas cinco fallas deben ser legibles en la protección del sistema de
generación. La interrupción de la alimentación no debe significar la pérdida de información.
Equipos de protección para el interruptor de conexión: Funciones de protección (6.5.2).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 145 de 296
ORIGINAL
A excepción de la protección de sobrevoltaje, todas las funciones de protección deben ser
configuradas de manera inalterable. El tiempo de desconexión no debe exceder 200ms. Los
parámetros de configuración se observan en la Tabla 17. Si existe sólo una protección integrada en
un sistema de más de 30 kVA, entonces el valor de sobrevoltaje 1,1 Vn no se podrá cambiar.
Tabla 17: Valores de configuración para el sistema de protecciones.
Función de protección Valores de configuración* Tolerancia Caída de voltaje V< 0,8 V
n
< 100 ms
±1% Subida de voltaje V> 1,1 V
n**
Subida de voltaje V>> 1,15 Vn
Decremento de frecuencia f< 47,5 Hz
±0,1% Incremento de frecuencia f> 51,5 Hz
* Asume tiempo total (protección e interruptor) de 200ms, tiempo menor de interruptor permite tiempo mayor de protección y viceversa.
** Para protecciones integradas cuando existe protección central (caída de voltaje en líneas largas).
Equipos de protección para el interruptor de conexión: Detección de operación en isla (6.5.3).
La detección de la operación en isla se implementa en la protección central o integrada. Si se
implementa en cada protección integrada del subsistema no es necesario implementarla en la
protección central. Su detección y desconexión debe producirse dentro de un tiempo de cinco
segundos. La detección de operación en isla se puede realizar utilizando uno de los siguientes
métodos:
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 146 de 296
ORIGINAL
1. Método activo: este método se realiza en general por medio de desplazamiento de
frecuencia (generalmente para foto voltaico). Se verifica mediante una prueba de circuito
resonante.
2. Método pasivo: se realiza por medio del monitoreo del voltaje trifásico. Se verifica
mediante una fuente de voltaje alterno.
4.4.4 Mediciones para propósitos de facturación (7).
El capítulo 7 entrega los lineamientos y requerimientos para el proceso de medición y facturación.
Algo importante de destacar es que la norma alemana establece y reconoce claramente las
diferencias entre los puntos de inyección y consumo, disponiendo que de ser necesario deban
instalarse medidores separados para identificar ambas cantidades de energía por separado.
Requisitos para los equipos de medición para propósitos de facturación.
La instalación y operación de los equipos de medición debe ser acordada entre el operador del
generador y el operador de la red. Para sistemas mayores a 100kW se deben usar medidores con
perfil de carga, en cuyo caso, el operador del generador debe mantener una línea de
comunicación para transmitir los datos medidos. Los datos registrados por el operador de la red
serán confidenciales y sólo se entregará a las personas autorizadas.
No está permitido medir separadamente cada conductor de un sistema trifásico. Para sistemas
fotovoltaicos de hasta 30 kW y para sistemas de cogeneración es de libre elección del operador del
generador de instalar el medidor en el panel central o en la cercanía del generador. En cualquier
caso, se deben tomar en cuenta las condiciones meteorológicas de la ubicación del panel.
La instalación y operación del medidor Z1 (intercambio de potencia entre la red y cliente) debe
cumplir con VDE-AR-N 4400:2011-08, con TAB 2007 y con las condiciones de conexión del
operador de la red. De preferencia, se debe utilizar un medidor Z1 bidireccional para medir la
extracción e inyección de potencia desde y hacia la red. Alternativamente, para potencias de hasta
100kW se pueden utilizar dos medidores unidireccionales para medir la potencia de entrada y
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 147 de 296
ORIGINAL
salida por separado. La ejecución debe coordinarse con el operador de la red. En cuanto a los
medidores Z2 (energía de generador) deben ser únicamente unidireccionales. Cada tipo de
generación deberá tener su propio medidor Z2. Además, se debe instalar un separador entre el
medidor Z2 y el sistema del cliente. Los requisitos mínimos de precisión de la medición los pone el
operador de la red. Como regla, la siguiente precisión debe utilizarse:
• Medidores de energía: clase 2 (energía activa).
• Medidores de perfil de carga: Clase 1 (energía activa) o clase 2 (energía reactiva).
• Transformadores de corriente: 0,5S.
Las líneas de color para medidores conectados directamente a un panel de medición en
concordancia con TAB 2007 deben escogerse con respecto a DIN 43870-3, es decir:
• En líneas que van desde el compartimiento inferior de conexiones al medidor utilizar
cables de color negro.
• En líneas que van desde los medidores a la rama principal de terminales de línea en el
compartimiento superior de conexiones utilizar cables de color café.
La sección de medición deberá marcarse de tal manera que la etiqueta “sistema de generación de
potencia” sea de fácil lectura y de gran duración.
4.4.5 Operación del sistema (8).
El capítulo 8 establece los protocolos y disposiciones que deben ser seguidas por el operador de
un generador distribuido. Elementos abordados en este capítulo hacen referencia a la conexión,
desconexión y reconexión de generadores distribuidos, identificando las disposiciones por
tecnología de generación (síncrono, asíncrono e inversores), entre otros aspectos.
Puntos generales (8.1).
La operación de una instalación eléctrica incluye toda actividad técnica y organizacional requerida
para asegurar la eficiencia y seguridad funcional del sistema. Además de incluir todas las medidas
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 148 de 296
ORIGINAL
operacionales, así como las operaciones eléctricas y no eléctricas como se describe en la
regulación y reglas aplicables. Se referencia en particular a DIN VDE 0105-100.
El operador del generador es responsable de este. Si lo requiere el operador de la red, el dueño
del generador debe nombrar a una persona calificada para realizar los trabajos requeridos en el
sistema generador. Además, el dueño del generador debe asegurarse que el equipo necesario
para operación paralela con la red de bajo voltaje esté siempre en buenas condiciones. Para esto
se requiere tener a una persona calificada que realice revisiones periódicas de los interruptores y
equipos de protección. Esta condición se debe cumplir para operación y condiciones ambientales
normales si se utilizan los intervalos periódicos mencionados en BGV A3 o TRBS 1201. Las pruebas
periódicas deben incluir al menos lo siguiente:
• Revisión de las condiciones del medio (contaminación, daños mecánicos o ambientales) y
eliminación de deficiencias si se requiere.
• Revisión del control de accionamiento del interruptor de interface.
Los resultados periódicos deben registrarse en un protocolo de pruebas el cual debe enviarse al
regulador del sistema si este lo requiere.
Las pruebas periódicas del sistema de protecciones, el interruptor de interface y la cadena
funcionales entre estos equipos pueden omitirse si se realizaron pruebas de rutina en el contexto
de la verificación de conformidad y si hay un certificado disponible entregado por la institución
correspondiente. En casos justificados, el operador de la red puede pedir la verificación del
funcionamiento de las protecciones y el interruptor.
Bajo petición del operador de la red, el operador del generador está obligado a apagar o
desconectar el generador si se realizarán trabajos en la red. Las desconexiones programadas
deben anunciarse al operador del generador de manera apropiada y oportuna. El operador de la
red está capacitado para desconectar el generador o disminuir su inyección de potencia activa en
caso de peligro, colapso o riesgo a la seguridad de la red, en caso de inyectarse más potencia de la
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 149 de 296
ORIGINAL
máxima acordada y en casos que se detecten defectos serios en el sistema de generación respecto
a la seguridad de personas y sistemas. El operador de la red puede pedir que se incluyan medidas
de seguridad para desconectar al generador en caso que se supere el máximo de inyección
acordada y que el generador permanezca desconectado hasta que se corrijan los defectos de
seguridad.
En coordinación con el operador del generador, el operador de la red tendrá acceso a todos los
componentes del sistema de generación. El operador de la red informará al operador del
generador sobre modificaciones substanciales en su red que tengan impacto en la operación
paralela. El operador del generador deberá, en su debido tiempo, coordinar con el operador de la
red cualquier modificación programada que tenga repercusiones sobre la operación paralela de la
protección de desacoplamiento.
En el caso que ocurran perturbaciones, se deben cumplir las condiciones de reconexión dadas. El
operador del generador debe informar inmediatamente al operador de la red sobre incidentes
detectados cuando son de importancia para el operador de la red. El despeje de una falla puede
requerir investigaciones y medidas no programadas que deben ser llevadas a cabo por los
operadores de la red y el sistema en sus respectivos equipos. Para solucionar una falla los
operadores deben darse soporte así como también transmitirse toda información necesaria.
Debido a la posibilidad de una recuperación del voltaje en cualquier momento se asume que la red
está energizada en todo momento. No deben existir múltiples conexiones del sistema de
generación a la red.
Características particulares sobre la administración del operador de la red (8.2).
Luego de la aislación, un prerrequisito de seguridad para los trabajos en la red es prevenir la
reconexión no intencional de cualquier fuente de voltaje. Al respecto, los métodos permitidos para
trabajos en la red (en concordancia con DIN VDE 0105-100:2009-10) es puesta a tierra y
cortocircuito (según DIN VDE 0105-100:2009-10) (6.4.2) o trabajos asumiendo red energizada
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 150 de 296
ORIGINAL
(según DIN VDE 0105-100:2009-10) (6.3). La puesta a tierra y cortocircuito debe aplicarse tanto
aguas arriba como aguas abajo. Para esto, se deben utilizar cajas de conexión suficientemente
dimensionadas. En el futuro se requiere proveer de puesta a tierra y corto circuito aguas abajo de
una línea desconectada. Si esto no se provee en el lado del cliente, entonces la inyección de
terceros debe prevenirse de otro modo.
Para ciertos trabajos en la red, el operador de la red debe desconectar subredes del resto de la
red. Con el propósito de asegurar suministro continuo a los clientes durante este tiempo, el
operador de la red puede utilizar sistemas en espera de la red. Normalmente, el operador de la
red informará a los clientes involucrados sobre el uso y operación de estos sistemas. Si la potencia
generada en la subred es mayor a la carga la protección del sistema en espera puede activarse.
Para evitar esto, el sistema en espera se conecta en paralelo en la subred, estando conectado el
resto de la red. Luego se desconecta el resto de la red y el sistema en espera toma el control de la
subred (isla). Si se produce un exceso de generación, el sistema en espera debe ser capaz de
aguantar esta sobre generación el tiempo suficiente para que los generadores presentes en la
subred se desconecten. Para esto, el sistema en espera será programada para interrumpirse a 52
Hz por un periodo corto. La transición a la frecuencia de operación del sistema en espera, 50,5 a
51 Hz, debe lograrse en cosa de segundos (aprox. 10 segundos). En este estado de operación, los
generadores se mantendrán desconectados de la subred. La reconexión de la subred se realiza
realineando la frecuencia con la red. Para evitar desestabilizar a la red, los generadores deben
tener un retardo de conexión de 60 segundos luego de permanecer al menos 3 segundos
desconectados de la red. Se recomienda utilizar sistemas en espera que acepten potencia inversa
en un tiempo corto.
Condiciones de conexión y sincronización (8.3.1).
Un generador se conectará a la red sólo si el voltaje y frecuencia de línea se mantienen dentro de
los rangos 85% y 110% del voltaje nominal y 47,5 y 50,05 Hz respectivamente durante un periodo
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 151 de 296
ORIGINAL
de al menos 60 segundos. Además, el tiempo de retardo de la reconexión y los tiempos de las
etapas cuando se conectan varios generadores, deben elegirse para asegurar que cada proceso de
control dentro de cada conexión se finaliza de manera segura.
Si la protección se activa a causa de una interrupción corta (máximo 3 segundos), entonces el
generador tiene permitido reconectarse en cuanto el voltaje y frecuencia se mantengan
ininterrumpidamente dentro de los rangos establecidos por un periodo de 5 segundos. La
reconexión de generadores que controlan potencia activa debe realizarse con una inyección de
potencia desde el mínimo con pendiente 10% de la potencia máxima por minuto. Los generadores
de potencia fija se reconectarán luego de entre 1 a 10 minutos (definible) o más. Se permite
alimentar con la capacidad máxima luego de 10 minutos. Para operaciones manuales en terreno se
permite desviarse de estas condiciones. En el caso de una desconexión manual del generador por
parte del operador de la red, la reconexión se debe coordinar con el operador de la red.
Para las tecnologías de generación síncrona, asíncrona y con conexión mediante inversor se
definen los siguientes requisitos:
• Conexión de un generador síncrono (8.3.2): se debe tener un dispositivo de conexión
automático instalado en un lugar apropiado para generadores conectados directamente a
la red. Para sistemas de generación no capaces de operar aisladamente, el sistema de
sincronización se asigna al interruptor del generador. Los valores de la configuración se
coordinan con el operador de la red. Para permitir la sincronización, los siguientes valores
se pueden considerar como máximos:
– Diferencia angular: ±10°.
– Diferencia de frecuencia: ±0,5Hz.
– Diferencia de voltaje: ±10% del voltaje nominal pico.
Dependiendo de la razón entre potencia de corto circuito y potencia de generador puede
ser necesario establecer límites más estrechos para evitar reacciones indeseadas en el
sistema al momento de la conexión.
• Conexión de generadores asíncronos: La sincronización de un generador asíncrono con
partida mediante fuente propia debe realizarse cuando la velocidad de rotación se
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 152 de 296
ORIGINAL
encuentre entre 95% y 105%, ante esto se espera una corriente máxima de conexión 4
veces mayor a la corriente nominal. En el caso de un generador asíncrono que se conecta
energizado rigen los requisitos de un generador síncrono.
• Conexión mediante inversores: La corriente de conexión no puede ser mayor a la
corriente nominal.
Compensación de reactivos (8.4).
El equipo para compensar reactivos debe ser conectado o desconectado en conjunto con el
consumo o la generación u operado mediante equipos de control. La necesidad y tipo de
desintonización debe ser acordado entre los operadores de la red y el generador.
4.4.6 Verificación de las propiedades eléctricas (9).
El capítulo 9 de la norma alemana entrega las disposiciones necesarias para la validación de los
terrenos y propiedades donde el generador será instalado.
Puntos generales (9.1)
Para cada unidad de generación se requiere un certificado de conformidad estándar en
concordancia con el formulario G2 presentado en la norma. Estos certificados deben verificar que
se cumple con los requisitos de esta norma. Además de ello, se debe enviar al operador de la red
un certificado de conformidad estándar en concordancia con el formulario G3 presentado en la
norma, confirmando las funciones y configuraciones de las protecciones según la TAB2007.
Los certificados de conformidad de las unidades de generación y de las protecciones deben
confirmar la conformidad con respecto de los requisitos presentes en la TAB 2007 al menos en los
puntos: verificación de potencia inyectada, verificación de la reacción de la red y verificación de las
propiedades de la protección de red y sistema. Para ello, las propiedades deben verificarse por
medio de mediciones.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 153 de 296
ORIGINAL
Hasta que existan pruebas especificadas, la conformidad se realizará con respecto a formularios
G2 y F3 para unidades generadoras y con respecto a los formularios G3 y F4 para los sistemas de
protección.
Verificación de la potencia inyectada (9.2).
Para unidades generadoras es suficiente indicar la máxima potencia activa inyectada (9.2.1).
Mientras que, se debe indicar la máxima potencia reactiva inductiva y capacitiva con respecto a la
potencia activa, verificando que se cumple con los límites de generación para la potencia reactiva.
Las unidades que no controlan reactivos deben alcanzar su generación o consumo de estos dentro
de 60 segundos (9.2.2).
Se debe verificar la función de transición de la potencia reactiva (9.2.3), verificando la curva de
característica factor de potencia versus potencia activa. Esto se logra midiendo la potencia reactiva
para valores de potencia inyectada desde el mínimo al máximo y de regreso con pasos de 10% del
máximo. Con ello se debe indicar magnitud de factor de potencia y periodo transiente. Se deben
cumplir como mínimo con los límites especificados.
Verificación de las reacciones de la red (9.3).
La verificación de las reacciones de la red debe proporcionar información sobre la interferencia
irradiada por el generador.
Verificación de las características de las protecciones de red y sistema (9.4).
Se debe verificar que se cumple con los requisitos de las protecciones. Esto se realiza mediante
mediciones. También, se debe verificar la función en isla. Además, para las protecciones
integradas, se debe verificar el circuito protección-interruptor.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 154 de 296
ORIGINAL
4.5 Normativa y regulación para la generación distribuida en España.
La generación distribuida en España, con capacidades de hasta 50 MW, tanto en media y baja
tensión, se encuentra considerada en la figura del régimen especial. El régimen especial
corresponde a un régimen de operación en el cual los generadores acceden a un precio
estabilizado como retribución a sus inyecciones, no debiendo exponerse a los riesgos del mercado
de oferta de energía en España. Este régimen los faculta a vender su energía en distintos mercados
(mercado diario, mercado plazo) o a través de un contrato bilateral entre el generador y un
tercero. Las actividades de producción de energía de generadores que se encuentran sujetos a un
régimen especial se encuentran reguladas por el Real Decreto Nº661 del año 2007. Sin embargo,
desde antes de la promulgación de este real Decreto, España comenzó a buscar la generación de
condiciones regulatorias y técnicas adecuadas para impulsar el desarrollo de la generación
distribuida en sus redes eléctricas. En el año 2000 ya se consideró un reglamento de conexión de
instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión en el Real Decreto 1663/2000 y un reglamento
para el resto de las instalaciones de generación en el Real Decreto 1955/2000.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 155 de 296
ORIGINAL
Figura 6: Regulación aplicable a generadores distribuidos de hasta 50 MW en España
Sin embargo, en vista de la necesidad de una mayor simplicidad y estandarización en los
procedimientos y requerimientos de conexión y operación de los generadores distribuidos, el año
2011 se realizó una actualización de la regulación pertinente. El Real Decreto 1699 del año 2011
estableció el Reglamento de conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de
pequeña potencia, derogándose el Real Decreto 1663/2000 y modificándose las disposiciones
establecidas en el Real Decreto 1955/2000 (título IV). Este reglamento establece un
procedimiento más simplificado y estandarizado para la conexión y posterior operación de
generadores distribuidos. En él se establecen los requerimientos de acceso y conexión a la red,
incluyéndose por ejemplo un procedimiento de conexión abreviado para sistemas de hasta 10 kW
de potencia instalada.
Otras regulaciones de interés y aplicables a la generación distribuida en baja tensión son el
reglamento electrotécnico en baja tensión (RD 842/2002) y el Reglamento sobre condiciones
técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión (RD 223/2000).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 156 de 296
ORIGINAL
A continuación se presentan de forma muy resumida las disposiciones establecidas en el Real
Decreto 1699/2011 “Reglamento de conexión a red de instalaciones de producción de energía
eléctrica de pequeña potencia”.
4.5.1 Disposiciones generales.
Las disposiciones generales del RD 1699/2011 establecen el objeto, el ámbito de aplicación y las
definiciones necesarias para la aplicación del reglamento mismo. A continuación se presenta un
breve resumen de esta sección.
• El objetivo es habilitar y facilitar la conexión para GD: Establecer las condiciones
administrativas, contractuales, económicas y técnicas básicas para la conexión de
generación distribuida.
• Se aplica a conexión a baja y media tensión para sistemas renovables, uso de residuos y
cogeneración: La aplicación abarca instalaciones en baja tensión (hasta 1kV) y con un
límite de capacidad de 100 KW en base a energías renovables y que utilicen residuos no
renovables e instalaciones en media tensión (hasta 36 kV) y con un límite de capacidad de
1000 kW para cogeneración y que utilice biomasa.
• Definiciones: Dentro de las definiciones se pueden encontrar conceptos como la
capacidad de la red receptora, el circuito de generación de instalaciones interconectadas y
la red interior.
4.5.2 Acceso y conexión de las instalaciones a la red de distribución (Capitulo II).
Las disposiciones relativas al acceso y conexión a la red de distribución se encuentran contenidas
en el Capítulo II del reglamento. Estas disposiciones se refieren a la solicitud de punto de acceso y
conexión a la red, la determinación de las condiciones técnicas y económicas de acceso a la red, la
suscripción del contrato técnico de acceso, la conexión a la red y la primera verificación de las
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 157 de 296
ORIGINAL
instalaciones de generación y finalmente el procedimiento de conexión abreviada aplicable a
sistemas de hasta 10 kW de capacidad instalada. A continuación se presenta un breve resumen de
las disposiciones contenidas en el Capítulo II del reglamento.
Solicitud de punto de acceso y conexión.
La solicitud de conexión es realizada por el cliente a la empresa distribuidora. Esta solicitud debe
incluir la siguiente información:
• Nombre, dirección, teléfono u otro medio de contacto.
• Ubicación concreta de la instalación de generación.
• Esquema unifilar de la instalación.
• Punto propuesto para la conexión (coordenadas UTM).
• Propietario del inmueble.
• Declaración responsable del propietario del inmueble dando conformidad
• Descripción de la instalación, tecnología utilizada y característica técnicas de la misma,
entre las que se incluirán las potencias pico y nominal de la instalación, modos de
conexión y, en su caso, características del inversor o inversores, descripción de los
dispositivos de protección y elementos de conexión previstos, certificaciones.
• Justificante de haber depositado el aval (garantía).
Determinación de las condiciones técnicas de acceso y la conexión.
La empresa distribuidora debe responder ante la solicitud de conexión del cliente dentro del plazo
de un mes con respecto a la aceptación del punto de conexión. La información que debe incluir en
su respuesta son la tensión máxima y mínima en punto de conexión, la potencia de cortocircuito
máxima de diseño para los cálculos, otros. Además, debe incluir los elementos de la red que
precisan modificación y la potencia máxima disponible de conexión sin modificación de la red.
En caso de presentarse discrepancias entre la empresa distribuidora y el cliente respecto a la
respuesta de la última, se deben presentar a las autoridades dentro de los próximos 30 días.
Determinación de las condiciones económicas de la conexión.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 158 de 296
ORIGINAL
Los costos de repotenciación son de cargo del cliente y la distribuidora debe entregar un
presupuesto detallado al respecto. Por su parte, los trabajos en la red pueden ser realizados por la
empresa distribuidora o por un instalador autorizado.
En el caso que terceros puedan beneficiarse de las instalaciones del cliente, este debe cederlas a la
empresa distribuidora, para lo cual el cliente podrá pactar un contrato de retribución a un tiempo
mínimo de 10 años para recuperar la inversión realizada.
Suscripción del contrato técnico de acceso.
Se requiere la firma de un contrato técnico de acceso a la red, para lo cual se requiere que un
instalador certificado realice pruebas de rigor y emita un certificado de aprobación. La empresa
distribuidora deberá suscribir en el plazo de un mes el contrato. Ante cualquier discrepancia entre
la empresa distribuidora y el cliente, estas deberán resolverse ante el órgano de la administración
competente en un plazo máximo de un mes.
Conexión a la red y primera verificación.
Para realizar la conexión, primero es necesario que las condiciones técnicas y económicas de
conexión sean aceptadas y que las instalaciones posean un certificado avalando sus características
principales y las pruebas superadas. La empresa distribuidora será la que realiza la conexión al
sistema.
Posteriormente a la instalación, la empresa distribuidora podrá verificar las instalaciones, previo
pago del cliente por dicha verificación. Esta verificación puede encontrar discrepancias en la
instalación respecto a la normativa, ante lo cual la empresa distribuidora deberá conceder un
plazo para que solicitante pueda resolver discrepancias y luego conectarse. De no encontrarse
problemas, la empresa distribuidora tiene un plazo de un mes para conectar el sistema.
Finalmente, la empresa distribuidora asume los costos de la conexión del sistema a su red.
Procedimiento de conexión abreviada (<10 kW).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 159 de 296
ORIGINAL
La conexión abreviada es un procedimiento aplicable a instalaciones pequeñas, no superiores a 10
kW, que se conecten en baja tensión. Para acceder a este proceso, el cliente debe entregarle a la
empresa distribuidora un formulario simplificado (Anexo II) con la descripción del proyecto. La
empresa distribuidora dispone de 10 días para responder ante la solicitud de conexión.
De rechazarse esta solicitud, la empresa distribuidora debe entregar un informe donde explique
las razones del rechazo. Si el cliente no concuerda con la empresa distribuidora puede poner un
reclamo en el órgano de la administración competente (plazo de 1 mes para la resolución).
De autorizarse la conexión, el proponente podrá instalar su sistema y deberá remitir a empresa
distribuidora una solicitud de conexión, acompañado de contrato técnico (anexo III) firmado. La
empresa distribuidora cuenta con 10 días hábiles para formalizar el contrato, verificar la
instalación y realizar la conexión. Si la verificación encuentra deficiencias, la empresa distribuidora
debe informar al cliente de estas para que las corrija antes de presentar una nueva solicitud de
conexión.
4.5.3 Condiciones técnicas de las instalaciones.
El capítulo III del reglamento establece las Condiciones técnicas de las instalaciones de generación.
En este capítulo se establecen las obligaciones del titular de la instalación, las condiciones técnicas
y de conexión a la red; las disposiciones y requerimientos para las protecciones, puesta a tierra de
las instalaciones y armónicos. Finalmente se establecen las garantías de seguridad para los
trabajos que se realicen en las redes de distribución.
Obligaciones del titular de la instalación.
El titular de las instalaciones es responsable por mantener el buen estado de estas.
Luego de una perturbación mayor de la red, el titular de la instalación debe permitir que la
empresa distribuidora revise las instalaciones. En el caso de encontrarse algún desperfecto que
genere perturbaciones en la red se deberán subsanar en un plazo de 72hrs luego de la notificación
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 160 de 296
ORIGINAL
por parte de la empresa distribuidora. Si no se cumple, la empresa distribuidora podrá
desconectar el sistema de la red. Además, la empresa distribuidora tendrá la atribución de
desconectar el sistema si este significa daño o perjuicio al sistema o terceros.
Otros requisitos son que el titular debe disponer de un medio de comunicación y que las
instalaciones de generación deben ser revisadas al menos cada 3 años.
Condiciones técnicas de carácter general.
Principalmente, el funcionamiento de las instalaciones no debe provocar averías en la red ni
condiciones peligrosas de operación. Para esto, el sistema debe desconectarse de manera
oportuna y no conectarse a las líneas mientras estas se encuentren sin suministro. Además, entre
el generador y el punto de conexión a la red no podrán intercalarse otros generadores no
autorizados.
Condiciones de conexión.
Los esquemas de conexión deben considerar pérdidas mínimas, seguridad y calidad del suministro.
En particular, las conexiones de sistemas superiores a 5kW deberán ser trifásicos, la contribución a
los cambios de tensión en el escenario más desfavorable no debe ser superior a un 2.5 % de la
tensión nominal y el factor de potencia debe permanecer entre 0.98 y 1.
Condiciones específicas para la conexión en redes interiores.
En el caso de realizar la conexión del generador en redes interiores, la instalación de la conexión
debe ubicarse en el punto de la red interior más cercano a la caja general de protección, de tal
forma que permita aislar simultáneamente ambas instalaciones del sistema eléctrico.
El titular de la red interior debe ser el mismo de todas las instalaciones de generación conectadas
a esta y la totalidad de potencia agregada de instalaciones de generación dentro de una red
interior no podrá superar los 100 kW.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 161 de 296
ORIGINAL
Protecciones.
Las protecciones deberán cumplir con la normativa vigente, en especial con el reglamento
electrotécnico de baja tensión (RD 842/2002). Las protecciones deberán incluir un elemento de
corte general y aislación, un interruptor automático diferencial para proteger la salud de las
personas y un interruptor automático de conexión que actúe en presencia de anomalías de
tensión o frecuencia en la red.
Otras consideraciones incluyen que las funciones del interruptor automático pueden ser suplidas
por protecciones de los generadores (internas), las protecciones de la conexión de máxima y
mínima frecuencia (50.5 Hz y 48 Hz) deben poseer una temporización de 0.5 y 3 segundos
respectivamente y, para tensiones sobre 1kV y hasta 36 kV se deberá agregar un criterio de
desconexión por máxima tensión homopolar.
El punto de actuación de las protecciones será en el interruptor general o en el interruptor del
equipo en caso de estar integrado. Las protecciones pueden ser externas o estar incluidas en el
equipo (ejemplo: Inversor) en cuyo caso esto deberá ser certificado.
Condiciones de puesta a tierra de las instalaciones.
Principalmente, la puesta a tierra del generador no debe alterar condiciones de puesta en tierra de
la red de distribución. Además, la instalación deberá contar con una separación galvánica entre la
red y las instalaciones de generación, ya sea mediante un transformador de aislamiento u otro
medio. Y las masas de la instalación de generación deben ir conectadas a una tierra independiente
del neutro de la empresa distribuidora.
Armónicos y compatibilidad electromagnética.
Los niveles de inyección de armónicos en la red por parte del generador deben cumplir con los
requisitos de la norma vigente.
Garantía de seguridad en trabajos de la red de distribución.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 162 de 296
ORIGINAL
Ante trabajos en la red, la empresa distribuidora debe comunicarlos al cliente operador del
generador al menos 15 días antes de la realización. Para realizar los trabajos en la red, la empresa
distribuidora deberá intervenir en el punto frontera de la instalación de generación, aun cuando
esto pudiera imposibilitar o condicionar el suministro de energía al consumidor conectado en
dicho punto.
4.5.4 Procedimiento de medida y facturación.
El capítulo IV del reglamento define las disposiciones y procedimientos para la medida y
facturación de la energía generada por el generador distribuido. En este capítulo se establece la
regulación vigente para los medidores asociados a instalaciones de generación distribuida, así
como la disposición de los puntos de medición para diferentes casos.
La regulación vigente que rige este punto comprende al Real Decreto 1110/2007, 24 de agosto,
reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.
Para la facturación, se requiere de un punto de medida de generación propio e independiente.
Ante circuitos de generación y consumo independientes cada circuito debe tener su medidor
asociado. En el caso de instalaciones de auto consumo e inyección de excedentes se podrá contar
con un solo medidor bidireccional.
4.5.5 Anexos del reglamento RD 1699/2011.
La sección de anexos del reglamento presenta cuatro anexos que contiene criterios para la
determinación de la potencia nominal máxima disponible de conexión, el modelo de solicitud de
conexión, el modelo de contrato técnico tipo y las características de los equipos de control,
conexión, seguridad y medida.
• Anexo I: En este anexo se presentan los criterios para la determinación de la potencia
nominal máxima disponible de conexión. Para instalaciones en baja tensión que se
conectan a una línea, la capacidad nominal máxima es igual a la mitad de la capacidad de
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 163 de 296
ORIGINAL
transporte de la línea menos la capacidad agregada de otros generadores conectados a la
línea. Para instalaciones en baja tensión que se conectan a un centro de transformación, la
capacidad nominal máxima disponible es igual a la mitad de la capacidad de
transformación menos la capacidad agregada de otros generadores conectados al centro.
Para instalaciones en media tensión, la potencia nominal máxima disponible en un punto
es igual a la suma de la potencia que puede inyectarse en dicho punto, considerando
producción de instalaciones preexistentes.
• Anexo II: En este anexo se presenta el modelo de solicitud de conexión. Presenta el
formulario descriptivo de las instalaciones con información del solicitante y de las
instalaciones de conexión.
• Anexo III: En este anexo se presenta el modelo de contrato técnico tipo.
• Anexo IV: En este anexo se presentan las características de los equipos de control,
conexión, seguridad y medida. Esquema unifilar.
4.6 Normativa y regulación para la generación distribuida en Inglaterra.
En Inglaterra existen dos estándares de conexión principalmente aplicables para la generación
distribuida. Estos estándares corresponden a la Guía de conexión para generación distribuida
G59/2 y a la Guía de conexión para generación distribuida G83/1.
La guía de conexión para generación distribuida G59/2 se aplica a generadores que se encuentran
por sobre los 11.04 kW trifásicos instalados (3.68 kW monofásicos o 16 A por fase) y/o para
generadores que se encuentran conectados a tensiones superiores a 230 V (monofásicos) y 400 V
(trifásicos).
La guía de conexión para generadores distribuidos G83/1 es aplicable a los generadores
distribuidos que se encuentran fuera de los considerados para la G59/2, y que corresponden a
generadores muy pequeños de bajo impacto. Esta guía se encuentra dividida en dos partes,
estando la guía G83/1-1 y G83/1-2. La guía G83/1-1 corresponde a generadores de una sola unidad
generadora, mientras que la G83/1-2 corresponde a generadores de más de una unidad. La Figura
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 164 de 296
ORIGINAL
7 presenta un Flujograma para la generación distribuida y la normativa relevante para su conexión
en Inglaterra, indicando las condiciones de aplicación para la guía G59/2 y G83/1.
Figura 7: Flujograma para la generación distribuida y la normativa relevante para su conexión5.
5http://www.energynetworks.org/modx/assets/files/electricity/engineering/distributed%20generati
on/Way%20in%20-%20decision%20tree%20-%20Apr2012.pdf
Tamaño de la unidad generadora dentro de un mismo recinto
Es la unidad ≤ 16 A por fase? Es decir, es la unidad ≤ 3,68/11,04 kW en
el caso de un sistema monofásico/trifásico
Nivel de voltaje en el punto de conexión Se conectará la unidad a 230/400 V para
sistema monofásico/trifásico?
Número de unidades generadoras Se conectará más de una unidad dentro de
un mismo recinto?
Número de recintos Se planea instalar unidades en más de un
recinto?
G83/1-1 Etapa 1
G83/1-1 Etapa 2
G59/2
Discutir con el operador
de la red
SI
NO
NO
NO
NO
SI
SI
SI
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 165 de 296
ORIGINAL
4.6.1 Procedimiento de conexión de un generador distribuido bajo la normativa G59/2
Los generadores distribuidos conectados mediante los procedimientos contemplados en la norma
G59/2 corresponden a generadores que pueden llegar a significar un impacto (aunque muchas
veces muy menor) a la red de distribución y los clientes conectados a ella. Por esta razón, la norma
G59/2 contempla 5 fases distintas en el proceso completo de conexión del sistema. Estas fases son
las siguientes
• Fase de planificación: El interesado formula una planificación que incluya el diseño del
proyecto, la consulta de la información pertinente a ser considerada en el diseño y la
identificación de las oportunidades de conexión a la red.
• Fase de información: La fase de información corresponde a la fase donde se requiere
información a la empresa distribuidora, se entrega una propuesta de planta y se discute
sobre las mejores posibilidades de conexión a la red.
• Fase de Diseño: En esta fase se realiza el diseño del proyecto y se presenta una petición
formal de conexión a la red a la empresa distribuidora. La empresa distribuidora debe
responder con una detallada lista de observaciones de diseño y con un presupuesto de
costos de conexión claro, detallado y definido.
• Fase de Construcción: El interesado establece un contrato con la empresa de distribución
y ya sea esta o un contratista externo realizan la construcción de la infraestructura de
conexión del generador.
• Fase de pruebas y acreditación: El interesado en conjunto a la empresa distribuidora
completan el contrato necesario para la conexión y operación del generador. Se realizan
pruebas al generador por parte del interesado, estando la distribuidora facultada para
observar dichas pruebas. La distribuidora puede realizar pruebas propias al generador
antes de permitir su conexión completa a la red y su operación paralela.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 166 de 296
ORIGINAL
A continuación se entra en el detalle del contenido de la norma G59/2-1. Este incluye el alcance de
la norma, los aspectos legales, la aplicación a conexión de un generador, los modos de conexión y
operación, las especificaciones de puesta a tierra, la operación y diseño de una planta generadora,
las protecciones, la instalación, operación e interface de control, pruebas y puesta en marcha y
apéndices varios.
Alcance.
Esta norma involucra a todas las unidades generadoras que no han recibido la certificación
correspondiente o cuya tecnología no es cubierta por la norma G83/1-1. Se excluyen los sistemas
de generación móvil o de transmisión marítima que tengan generación conectada. Además, los
generadores de mediana y gran capacidad deben cumplir con el código de red o “Grid Code”
impone las pautas en el sistema eléctrico de Inglaterra.
Aspectos legales (5).
Toda conexión se rige por aspectos legales que enmarcan teman como los acuerdos entre el
generador y el operador de la red, las obligaciones del operador de la red, las penalidades legales
o regulatorias y la desconexión de un generador.
Acuerdo de conexión (5.2).
Para hacer efectiva la conexión de un generador a la red, es necesario que se genere un acuerdo
de conexión entre el generador y el operador de la red. Este acuerdo debe especificar los
requisitos técnicos, de operación, seguridad y otros, bajo los cuales debe regirse el generador.
Además, en este acuerdo se definen los detalles comerciales como la recuperación de los costos
asociados a la conexión y otros.
Obligaciones del operador de red (5.5).
El operador de la red tiene el deber de ofrecerle la conexión más económica y técnicamente
posible al generador, manteniendo el suministro a sus clientes dentro de los rangos de voltaje y
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 167 de 296
ORIGINAL
frecuencia especificados en la norma. Además, debe asegurar que todo sistema de distribución
esté correctamente puesto a tierra, velar por que se cumpla con el criterio de seguridad de
suministro, verificar que se cumpla con los estándares de suministro en cuanto a minutos perdidos
y número de interrupciones y facilitar la competencia en la conexión, generación y suministro de
electricidad.
Penalidades legales o regulatorias (5.6).
La falla de alguno de los requisitos anteriores incurrirá en penalizaciones.
Desconexión de un generador (5.7).
Si bien, el operador de la red debe entregar todas las opciones para que un generador se conecte
a su red, este también tiene la facultad para desconectar un generador que representa un peligro
para la operación del sistema o que no cumple con la norma.
Aplicación a conexión (6).
El proceso de conexión de un generador se secciona según el tamaño del generador.
Principalmente, están los generadores que aplican a la norma G83/1-1, es decir, generadores de
no más de 16 A por fase conectados en baja tensión y los que no aplican a esta norma. Además,
dentro de los generadores que no aplican a la G83/1-1 están los que son menores a 50 kW
trifásico o 17 kW monofásico y los que superan estos valores.
Generadores que aplican a G83/1-1 (6.2.2).
Los generadores que aplican a la norma G83/1-1 se conectan según el procedimiento indicado en
esta.
Generadores que no aplican a G83/1-1 pero son menores a 50 kW trifásico o 17 kW monofásico
(6.2.3).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 168 de 296
ORIGINAL
Los generadores que no aplican a la norma G83/1-1 pero son menores a 50 kW trifásico o 17 kW
monofásico aplican a una conexión según los formularios estándar de aplicación que proporciona
el operador de la red. Con el formulario se debe proveer la información suficiente para decidir si el
generador prueba cumplir con los requisitos y aplica al proceso simplificado de conexión de
G83/1-1. El operador de la red evaluará si es necesario realizar algún estudio y si es necesario
presenciar las pruebas de puesta en marcha. En algunos casos es necesario realizar algunos
estudios de impacto antes de determinar un presupuesto final. Ante la aceptación del presupuesto
por parte del generador, todo trabajo relacionado al generador debe ser finiquitado antes de la
puesta en marcha. Luego de la puesta en marcha, el operador de la red deberá controlar
constantemente a la unidad generadora.
Generadores más grandes de 50 kW trifásico o mayores a 17 kW monofásico (6.2.4).
El proceso de conexión para los generadores más grandes de 50 kW trifásico y 17 kW monofásico
el proceso de conexión es similar al anterior pero seguramente se deberán llevar a cabo estudios
detallados del impacto del generador en la red.
Modos de conexión y operación (7).
Las plantas generadoras pueden estar diseñadas para uno de tres modos de operación: operación
en paralelo de largo plazo, operación en paralelo no frecuente de corto plazo y operación
alternativa no paralela. Según su modo de operación serán los requisitos bajo los cuales quedará
sujeto.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 169 de 296
ORIGINAL
Operación paralela de largo plazo (7.2).
Los generadores que operan en paralelo con la red por plazos largos deben cumplir con todas las
secciones de la norma 59/2-1.
Operación paralela no frecuente de corto plazo (7.3).
El modo de operación paralela no frecuente de corto plazo se aplica a generadores en espera. Este
modo de operación se requiere para asegurar la continuidad del suministro y facilita la prueba de
la planta generadora.
Para la conexión de los generadores con este modo de operación se permite relajar ciertos
requisitos de diseño como las protecciones que se aplican a la operación en paralelo de largo
plazo.
Para la operación en paralelo de corto plazo, el operador de la red debe especificar una frecuencia
y duración máxima de la conexión en paralelo dependiendo del riesgo que implica esta conexión.
No obstante, el máximo tiempo de operación en paralelo mensual permitido es de 5 minutos y con
una frecuencia de conexión no mayor a una vez por semana. Se debe incorporar un temporizador
que asegure la ruptura del paralelismo cuando se sobrepasa el tiempo máximo permitido. Otras
condiciones particulares se pueden acordar con el operador de la red.
Operación alternativa no paralela (7.4).
Los generadores que operan alternativamente a la red, sin llegar a operar en paralelo deben
cumplir con las condiciones de nunca operar en paralelo y que los sistemas de transferencia sean a
prueba de fallas.
Puesta a tierra (8).
La puesta a tierra de la planta generadora debe cumplir principalmente con los requisitos de DPC4
del código de distribución (8.1.1). Los generadores en baja tensión (8.3) deben estar siempre
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 170 de 296
ORIGINAL
conectados a tierra de manera sólida e incluso con múltiple puesta a tierra. Los detalles de la
puesta a tierra se entregan en DPC7.4 y la norma G59/2-1 presenta diagramas de instalaciones
típicas.
Operación y diseño de la conexión de una planta eléctrica (9).
El diseño de la red y del generador debe cumplir con las obligaciones de la normativa vigente
tomando en cuenta los principios de diseño indicados en DPC4 y DPC7.4.
La conexión de un generador no debe incrementar el riesgo de desconexión de algún cliente
existente (9.2.1) ni producir efectos inadmisibles en el voltaje de la red (9.2.9). Además, se debe
asegurar que el punto de conexión común de carga y generación está capacitado para todo tipo de
punto operacional (9.2.8), considerando la contribución del generador a la corriente de corto
circuito (9.2.6).
Los requisititos de seguridad de las plantas generadoras como la decisión de realizar una conexión
firme están sujetos a consideraciones económicas y técnicas del generador y el operador de la red
(9.2.3).
Por último, es importante evitar desconexiones indeseadas (9.2.7).
Requisitos de control y rendimiento de una planta generadora (9.3)
La potencia generada no debe ser afectada por los cambios de voltaje dentro del rango aceptado
(9.3.1), mucho menos generar una desconexión.
Para diferentes condiciones de frecuencia en la red se tienen diferentes modos de operación
según los rangos (9.3.2):
• Entre 47 y 47,5 Hz la protección del generador debe esperar por al menos 20 segundos
antes de desconectar.
• Entre 47,5 y 51,5 Hz no se permite la desconexión del generador debido a frecuencia
anormal.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 171 de 296
ORIGINAL
• Entre 51,5 y 52 Hz la protección del generador debe esperar por al menos 90 segundos
antes de desconectar.
El sistema de protecciones del generador debe coordinarse con las funciones operacionales de la
red (9.3.3). Además, el operador de la red puede acordar con el generador sobre el control de
voltaje (9.3.4). Estudios de flujo de potencia y estabilidad del sistema pueden ser necesarios para
determinar cualquier restricción de generación o acciones necesarias para obtener condición n-1 y
razonable n-2 (9.3.6).
Contribuciones a la falla y consideraciones para el interruptor de protección (9.4).
El generador y el operador de la red deben asegurar que sus equipos pueden soportar las
corrientes de falla ocasionadas tanto por sus equipos como por los sistemas conectados a estos
(9.4.1). Además, los interruptores deben considerar operación fuera de fase (9.4.6) y, para
generadores conectados en baja tensión, se permiten interruptores de estado sólido siempre que
estos posean auto monitoreo (9.4.9).
El sistema de protección de la red puede suplir algunas funciones de la protección del generador.
Lo cual quedará a criterio común entre el generador y el operador de la red. El operador de la red
podrá cobrar por el servicio de protección (9.4.2).
Ante barras conectadas al menos a tres puntos del resto de la red se puede dejar una conexión
abierta para limitar la corriente de corto circuito (9.4.8).
Finalmente, el generador puede utilizarse para evitar sobrecargas en la red (9.4.8).
Límites de voltaje y control (9.5).
Los generadores conectados lejos de algún punto de control de voltaje pueden sufrir variaciones
de voltaje fuera de los límites establecidos (9.5.1). En estos casos, se pueden acordar nuevos
límites más apropiados entre el generador y el operador de la red. Se recomienda que los
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 172 de 296
ORIGINAL
generadores tengan inmunidad ante variaciones ±10% del voltaje nominal. Los requisitos de
voltaje deben cumplirse en el punto de conexión común (9.5.11).
En cuanto al control de voltaje, los generadores pueden regular voltaje pero la responsabilidad
queda con el operador de la red (9.5.2). Cambios de voltaje en escalón deben considerarse (9.5.7),
dependiendo del método de control de voltaje, tipos de carga conectada y la presencia de
generación local. Típicamente se permite variaciones de ±3% ante casos fortuitos y ±10% para
casos planeados. Se debe tomar las precauciones debidas cuando se lidia con la corriente de
inrush de los transformadores, un método es la conexión por etapas.
Calidad de la energía (9.6).
Los límites para las armónicas y la perturbación del voltaje están dados por los estándares ER
G5/4-1 y DPC4.2.3 respectivamente (9.6.1). Por su parte, los requisitos en cuanto a desbalances de
voltaje son indicados en el estándar DPC7.4.4 (ER P29)(9.6.1). Para el desbalance de voltaje se
indica un máximo de 1,3% para sistemas con voltaje menor a 33kV (no mayor a 2% en ningún
caso). Finalmente, los límites de parpadeo los define el estándar ER P28 (9.6.2).
Cuando la conexión de un generador se realiza a través de una línea larga se debe un estudio
completo de armónicos (9.6.4).
Estabilidad del sistema (9.7).
La inestabilidad del sistema conlleva una mala calidad de la energía y la posible desconexión de la
planta generadora, llegando hasta ocasionar fallas en cadena (9.7.1). El riesgo de inestabilidad
generalmente crece a medida que la capacidad del generador aumenta con respecto al nivel de
falla de la red en el punto de conexión (9.7.2). Los tipos de inestabilidad en el sistema se clasifican
en (9.7.3):
• Estabilidad del ángulo de rotor: capacidad de un generador síncrono de mantener
sincronismo luego de una perturbación.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 173 de 296
ORIGINAL
• Estabilidad de voltaje: capacidad del sistema de mantener voltajes aceptables luego de
una perturbación.
• Estabilidad ante perturbaciones grandes o pequeñas: habilidad del sistema de sobrellevar
perturbaciones grandes o pequeñas.
Para evaluar la estabilidad del sistema se debe elegir un rango de condiciones iniciales de
operación basado en aquellas que tienen una razonable probabilidad de ocurrencia durante un
año de operación. Las variables que influyen en la estabilidad son las cargas, voltajes, caídas y
configuraciones del sistema, además de las condiciones de operación de la planta generadora.
Operación en isla (9.8).
La operación en isla de un generador es factible según lo demuestren los estudios pertinentes.
Estos estudios deben asegurar la estabilidad del sistema y el cumplimiento de los requisitos de
operación.
Para llevar a cabo una operación en isla, es necesario realizar un acuerdo contractual entre el
operador de la red y el generador el cual cubre los siguientes puntos:
• Flujos de carga, regulación de voltaje, regulación de frecuencia, desbalance de voltaje,
parpadeo, y distorsión armónica de voltaje.
• Arreglos de puesta a tierra.
• Corrientes de corto circuito y la correspondencia del sistema de protección.
• Estabilidad del sistema.
• Resincronización con el resto del sistema.
• Seguridad del personal.
El equipo de detección de una operación en isla debe ser capaz de transmitir el aviso al sistema de
protección del generador para que este adquiera las funciones de operación correspondientes a su
situación de isla. El generador debe estar puesto a tierra todo el tiempo. De no permitirse la
operación del generador con sus devanados en estrella con el punto medio puesto a tierra se debe
incluir un transformador que otorgue esta opción.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 174 de 296
ORIGINAL
Protección (10).
La protección de un generador debe cumplir con ciertos requisitos que aseguren la operación
adecuada del sistema. Para ello, debe cumplir con requisitos de reconexión, resistencia al medio
ambiente, operación ante la pérdida del suministro de la red y configuración de las funciones de
protección.
Requisitos generales de protección (10.2).
La reconexión del generador debe realizarse una vez que el sistema ha vuelto a su condición
normal de operación y se ha mantenido así por al menos 60 segundos (10.2.4). A estos 60
segundos se le agrega el tiempo de retardo configurado para cada generador. Estos tiempos de
retardo deben coordinarse entre los generadores presentes en una misma zona geográfica con tal
de no producir inestabilidad en el sistema.
El generador debe cumplir con los requisitos respecto de la resistencia a las condiciones
ambientales, es decir cumplir con los estándares de electromagnetismo (BS EN 61000), relés
eléctricos (BS EN 60255), relés eléctricos elementales (BS EN 61810), interruptor de bajo voltaje y
equipo de control (BS EN 60947) y transformadores de instrumentos (BS En 60044).
El equipo de protección puede formar parte del generador mismo (10.2.6) siempre que cumpla
con los requisitos de la norma, que el generador se apague de manera segura ante una falla que
afecte la protección y/o control y que los equipos se puedan probar de manera segura.
Pérdida de suministro (10.3).
El sistema de protección debe reaccionar ante la pérdida de una o varias fases (10.3.1),
asegurando el cumplimiento de los requisitos de puesta a tierra, evitando la reconexión fuera de
sincronismo y manteniendo voltajes y frecuencias adecuadas para los clientes. Esta protección es
obligatoria para pequeños generadores.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 175 de 296
ORIGINAL
Esta protección debe detectar la operación en isla (10.3.6). En caso que la carga esté cercana a la
generación del generador se dificulta la detección de operación en isla. Para la detección se puede
utilizar métodos de potencia activa o reactiva inversa, velocidad de cambio de la frecuencia y
desplazamiento del vector de voltaje de fase. La detección por potencia inversa se utiliza en caso
que la red local siempre importe energía. La detección por velocidad de cambio de frecuencia,
desplazamiento del vector de voltaje de fase o factor de potencia se utiliza en caso que la red local
exporte energía. Estos sistemas deben asegurar que no activarán las protecciones ante
condiciones normales de operación. Es responsabilidad del generador incorporar el sistema de
detección que mejor se ajusta.
Configuración de las protecciones (10.5).
El sistema de protecciones debe permitir que los diferentes elementos de generación y
distribución permanezcan conectados ante perturbaciones que no saquen a estos elementos del
rango de operación permitido (10.5.1).
Para bajo voltaje (10.5.3) se permite cierta indiferencia ante casos de bajo voltaje que no generan
daños (tiempo, magnitud). En cuanto al sobrevoltaje (10.5.4), estos son más peligrosos que los
bajovoltajes por lo que la excursión debe ser menor.
Para sobrefrecuencia (10.5.5), las grandes y medianas centrales deben permanecer conectadas
hasta 52Hz con el propósito de controlar la frecuencia.
Finalmente, la protección ante pérdida de suministro (10.5.7) debe poseer una configuración
suficientemente sensible para detectar la pérdida de suministro sin actuar ante operación normal.
Además, se debe considerar que las funciones de sobre y bajo voltaje deben operar en todas las
fases independientemente para todo caso (10.5.8), los valores para las funciones de protección
pueden ser acordados entre el operador de la red y el generador cuando existe una debida
justificación (10.5.9), la configuración de protección no debe ser alterada salvo que exista un
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 176 de 296
ORIGINAL
acuerdo por escrito entre las partes registrado en el acuerdo de conexión (10.5.10), las funciones
de protección deben actuar antes que la red realice su reconexión (10.5.13) y la reconexión del
generador debe invalidarse si este tiene una falla (10.5.14).
Los valores para la configuración de la magnitud y tiempos de accionamiento para cada función de
protección se observan a continuación en la Tabla 18.
Tabla 18: Valores de magnitud y tiempo para la configuración de las funciones de protección según la norma G59/2-1.
Función de protección
Generador pequeño en bajo voltaje
Generador mediano
Configuración Tiempo Configuración Tiempo
Bajo voltaje Etapa 1 -13%** 2,5s* -20% 2,5s*
Bajo voltaje Etapa 2 -20%** 0,5s
Sobre voltaje Etapa 1 +10%** 1,0s +10% 1,0s
Sobre voltaje Etapa 2 +15%** 0,5s
Bajo frecuencia Etapa 1 47,5 Hz 20s 47,5 Hz 20s
Bajo frecuencia Etapa 2 47,0 Hz 0,5s 47,0 Hz 0,5s
Sobre frecuencia Etapa 1 51,5 Hz 90s 52 Hz 0,5s
Sobre frecuencia Etapa 2 52 Hz 0,5s
Pérdida de suministro
Desplazamiento de vector
K1 x 6 grados Accionamiento conjunto con
el interruptor de la red
Pérdida de suministro
Velocidad de cambio de frecuencia
K2 x 0,125 Hz/s Accionamiento conjunto con
el interruptor de la red
*Puede necesitar ser reducido si los tiempos de reconexión son menores a 3 segundos. ** Tomando en cuenda un voltaje de 240V. K1 es 1,0 (baja impedancia de red) o 1,66 a 2,0 (alta impedancia de red), K2 es 1,0 (baja impedancia de red) o 1,6 (alta impedancia de red). Un nivel de falla del 10% del máximo nivel de falla de diseño del sistema se clasifica como alta impedancia. Se considera que el interruptor responderá 0,1s luego del tiempo de retardo especificado en la tabla.
Instalación, operación e interface de control (11).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 177 de 296
ORIGINAL
Sin perjuicio de los requisitos de esta norma, la instalación de la planta generadora debe realizarse
según las instrucciones del fabricante (11.1.2) y sin alterar los parámetros sujetos a certificación
salvo que exista un común acuerdo entre el operador de la red y el generador. Además, el acceso a
cambiar los parámetros de configuración de las protecciones debe estar restringido mediante
algún medio de seguridad (11.1.4).
El operador de la red y el generador deben acordar por escrito al respecto de las características
técnicas relevantes, incluyendo los medios de sincronización, la responsabilidad sobre la
mantención de los sistemas de la planta, equipos y protecciones y el registro de fallas, los medios
de conexión y desconexión del generador, la capacidad de todo el personal que opera en el
sistema, los detalles de los arreglos que aseguran un medio de comunicación adecuado y confiable
entre el generador y el operador de la red, la obligación de informarse mutuamente de cualquier
condición, ocurrencia o incidente que pudiera afectar la seguridad del personal o el
mantenimiento de un equipo y llevar registros de la comunicación de esa información y los
nombres y detalles de contacto de las personas con autoridad para actuar y comunicar en
representación de sus respectivas partes.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 178 de 296
ORIGINAL
Aislación y etiquetado de seguridad (11.2).
Cada generador que opera en paralelo con la red debe tener un interruptor de desconexión (fases
y neutro) (11.2.(1-2)) el cual pertenece generalmente al generador pero puede ser externo y debe
ser accesible por el operador de la red en todo momento. Además, debe aplicarse un etiquetado
que permita al personal de la red enterarse sobre la presencia de un generador (11.2.3).
Pauta de responsabilidades sobre la instalación (11.3).
La pauta de responsabilidades sobre la instalación indica claramente la responsabilidad sobre la
propiedad, operación y mantenimiento de cada equipo en la interface entre el generador y el
operador de la red. Incluye un diagrama operacional que debe contener suficiente información
para que el personal realice su trabajo de manera segura, minimizando la posibilidad de pérdida
de suministro. Esta debe encontrarse disponible para quien pudiese trabajar en las instalaciones.
En el caso de zonas de bajo voltaje, un simple diagrama en el lugar de suministro bastará, el cual
debe cubrir el sistema de distribución, la instalación del cliente (equipos de medición, unidad de
consumo y dispositivos de protección) y la planta generadora.
Además, esta pauta debe registrar el método de comunicación que se utilizará entre las partes
involucradas y será responsabilidad de ambas partes actualizar la pauta ante cambios en el
sistema.
Aspectos operacionales y de seguridad (11.4).
En algunos casos, el operador de la red requerirá que el generador tenga siempre una persona
presente que responda ante casos de emergencia. Esta persona también deberá informar al
operador de la red sobre anomalías observadas en el generador. En general, todo personal que
pueda llegar a operar equipos del operador de la red debe poseer la preparación necesaria. El
nombre de las personas capacitadas para realizar ciertas acciones sobre el sistema debe ser
registrado en la declaración de responsabilidades.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 179 de 296
ORIGINAL
Pruebas y puesta en marcha (12).
Los generadores de hasta 16 A por fase se rigen por G83/1-1, mientras que los generadores de
hasta 50 kW trifásico o 17 kW monofásico pueden seguir G83/1-1 siempre que se cumplan ciertas
condiciones.
Generadores que no aplican a G83/1-1 o alcanzan más de 16 A por fase, con capacidad de hasta
50 kW trifásico o 17 kW monofásico (12.2).
Las plantas generadoras que no aplican a G83/1-1 y su capacidad instalada es de hasta 50 kW
trifásico o 17 kW monofásico pueden ser de diseño probado, es decir, la unidad generadora y las
funciones de protección han demostrado el cumplimiento de los requisitos impuestos por la
norma, en cuyo caso siguen un procedimiento similar al indicado en G83/1-1, o puede que su
interface no tenga su diseño probado pero utiliza equipos certificados.
El generador debe discutir tempranamente con el operador de la red para determinar si su
instalación es de diseño probado o se utilizarán equipos no probados (12.2.2). Para ello, la
aplicación a conexión debe incluir información sobre el estado de aprobación de los equipos. La
información sobre las pruebas y puesta en marcha debe entregarse al menos 15 días laborales
antes de la puesta en marcha para que el operador de la red establezca si la planta generadora
tiene su diseño aprobado y si debe presenciar la puesta en marcha.
Requisitos de certificación para plantas de diseño probado (12.2.3): El fabricante deberá seguir
los principios del apéndice A13.7 de la norma para describir una metodología para probar un tipo
en particular de planta generadora con tal de demostrar el cumplimiento con los requisitos
genéricos del estándar ER G59/2. El fabricante desarrollará certificaciones de diseño con su
reporte para cada modelo de planta generadora, poniendo a disposición del generador una hoja
de pruebas de certificación con formato según el apéndice A13.1 de la norma, confirmando que la
planta generadora tiene su diseño probado para satisfacer los requisitos de G59/2. Este certificado
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 180 de 296
ORIGINAL
debe indicar que la planta generadora cumple con todas las directivas europeas relevantes y el
equipo debe ser etiquetado con la marca CE confirmando la certificación.
Proceso de puesta en marcha para plantas generadoras de diseño no probado (12.2.5): Es
responsabilidad del generador el asegurar que la información es entregada al operador de la red y
que el alcance, fecha y hora de las pruebas de puesta en marcha son acordadas con antelación a la
puesta en marcha. El operador de la red debe tener la oportunidad de presenciar las pruebas de
puesta en marcha. La interfaz de protección y su funcionalidad se realizará con relés de protección
individuales certificados cuya configuración puede ser cambiada por el generador en el sitio. El
tipo de relés usados y la configuración propuesta debe enviarse al operador de la red 10 días antes
de la fecha de puesta en marcha acordada. El generador debe certificar que la planta generadora
ha sido instalada cumpliendo con los requisitos de la norma. Durante los siguientes 30 días de
completar las pruebas de puesta en marcha, el generador debe enviar una forma de puesta en
marcha completa como la que contiene el apéndice A13.3 de la norma. Si las pruebas de puesta en
marcha no fueron observadas por el operador de la red, este debe revisar la forma completa en
conjunto con otros requisitos impuestos al generador.
Unidades generadoras mayores a 50 kW trifásico o 17 kW monofásico (12.3).
No se prevé que la unidad generadora en esta categoría sea de diseño probado, por lo tanto,
algunas de las funciones de protección serán realizadas ya sea por relés de protección individuales
o un sistema de protección combinado (12.3.1). La configuración de los relés instalados en el
equipo del generador deberá ser definida por el generador en terreno, por lo tanto, se requieren
pruebas de puesta en marcha completas. Ante esto, el generador debe discutir el proyecto de
generación con el operador de la red durante las primeras etapas de conexión en vistas de
establecer las pruebas de puesta en marcha que se deben realizar (12.3.2). La información
detallada relacionada con pruebas y puesta en marcha, incluyendo la fecha de las pruebas de
puesta en marcha debe ser provista por el generador al menos 15 días laborales antes de la fecha
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 181 de 296
ORIGINAL
de puesta en marcha propuesta. El operador de la red establece si presenciará las pruebas de
puesta en marcha o inspeccionará las instalaciones. Es responsabilidad del generador llevar a cabo
estas pruebas y arreglar que el operador de la red las presencie. El apéndice A13.3 de la norma
entrega una visión de las pruebas de puesta en marcha que generalmente se requieren (12.3.5).
Sin embargo, otras pruebas pueden ser requeridas por el operador de la red dependiendo del
arreglo particular de protecciones de la instalación. Estas pruebas deben realizarse en terreno
(otras no aceptables) (12.3.6). Dentro de 30 días de completar las pruebas de puesta en marcha, el
generador deberá enviar al operador de la red una forma completada sobre la puesta en marcha
del tipo mostrada en el apéndice A13.3 (12.3.7). Si las pruebas de puesta en marcha no fueron
presenciadas por el operador de la red, este debe revisar la forma entera y otros requisitos
impuestos al generador. El generador debe generar un registro escrito de toda la configuración de
las protecciones y los resultados de las pruebas (12.3.8) y proveer una copia al operador de la red
y mantener una capia propia a disposición de quien la requiera.
Las pruebas periódicas (12.3.9) deben ser realizadas por el generador a intervalos definidos en
común acuerdo con el operador de la red. Se recomienda realizarlas a intervalos indicados por el
fabricante.
Cambios en la instalación (12.4).
Si durante la vida útil de la planta generadora es necesario reemplazar un componente mayor de
la unidad generadora o su sistema de protección, sólo es necesario notificar al operador de la red
si las características de operación han sido cambiadas respecto de la planta original (12.4.1). En el
evento que una planta generadora será desinstalada y no operará más como fuente de energía, el
generador debe notificar al operador de la red proveyéndole la información como se detalla en el
apéndice A13.4 (12.4.2).
Apéndices (13).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 182 de 296
ORIGINAL
El apéndice de la norma contiene los formularios tipo que se deben utilizar para los procesos de
conexión y desinstalación, además de contener información sobre los procedimientos de prueba
que se deben realizar para permitir una conexión a la red. Los apéndices se indican a continuación:
• A13.1: Reporte de pruebas para las plantas generadoras de diseño probado (> 16 A por
fase pero menor a 50 kW trifásico o 17 kW monofásico).
• A13.2: Puesta en marcha para las plantas generadoras de diseño probado (> 16 A por fase
pero menor a 50 kW trifásico o 17 kW monofásico).
• A13.3:
- Puesta en marcha de plantas generadoras de diseño no probado (> 16 A por fase
pero menor a 50 kW trifásico o 17 kW monofásico).
- Puesta en marcha de planta generadora mayor a 50 kW trifásico.
• A13.4: Desinstalación de cualquier planta generadora.
• A13.5: Información adicional relacionada con los estudios de sistema.
• A13.6: Análisis de la protección ante pérdida de suministro.
• A13.7: Certificación y pruebas.
• A13.8: Estatutos principales y otras obligaciones.
A13.1: Reporte de pruebas para las plantas generadoras de diseño probado (> 16 A por fase pero
menor a 50 kW trifásico o 17 kW monofásico).
Este formulario presenta el formato tipo para presentar el reporte de pruebas para las plantas
generadoras de diseño probado. El formulario cubre los detalles de la planta generadora, de la
casa de pruebas y de las pruebas, además cubre los resultados de las pruebas de calidad de la
energía (emisión de armónicas, fluctuación de voltaje, inyección DC, factor de potencia), del
sistema de protecciones, de pérdida de suministro, los tiempos de reconexión, el nivel de
contribución a la falla (prueba y parámetros de corto circuito) y del sistema de automonitoreo del
interruptor de estado sólido. Finalmente se pueden incluir comentarios según corresponda.
A13.2: Puesta en marcha para las plantas generadoras de diseño probado (> 16 A por fase pero
menor a 50 kW trifásico o 17 kW monofásico).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 183 de 296
ORIGINAL
El formulario de puesta en marcha para las plantas generadora de diseño probado cubre los
puntos detalles del sitio, detalles de contacto, detalles de la planta generadora, detalles del
instalador, información anexa y la declaración del instalador.
A13.3: Puesta en marcha de plantas generadoras de diseño no probado (> 16 A por fase pero
menor a 50 kW trifásico o 17 kW monofásico) y de plantas generadoras mayor a 50 kW trifásico.
Este apéndice describe las pruebas de puesta en marcha que se deben realizar en plantas
generadoras mayores a 50 kW y de diseño no probado. Incluye el objetivo de las pruebas, la
asignación de responsabilidades ante estas, los formularios de registro de los resultados y la
información general, las pruebas de inspección de la instalación, de sincronización y
enclavamiento, de medición, las pruebas bajo carga, protección y control y, finalmente la
certificación del instalador.
El objetivo de las pruebas de puesta en marcha es registrar que el sistema ha sido instalado según
el diseño aceptado respecto a la puesta a tierra, sincronización, control de voltaje, control de
frecuencia, protección de interface, procedimientos de control, enclavamiento y notas y
etiquetado. Para ello el instalador llena un formulario tipo, asegurándose que los ítems de
protección y control están correctamente instalados y puestos en marcha y que la configuración
acordada es aplicada y registrada, que los transformadores de corriente y voltaje para mediciones
sean del tipo y clase que cumple con el código de medidores correspondiente, que todos los
aspectos de operación han sido implementados y que se estableció un acuerdo de procedimiento
de operación que concuerde con las prácticas del operador de la red.
Las responsabilidades que recaen sobre el operador de la red incluyen establecer que el esquema
ha sido instalado según el diseño acordado, poner en marcha aquellos elementos de protección
asociados con la planta del operador de la red y aplicar la configuración apropiada, recibir la
confirmación y certificar que los equipos de protección y control asociados a la planta de
generación están correctamente instalados, puestos en marcha y la configuración acordada
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 184 de 296
ORIGINAL
aplicada y registrada, confirmar que los transformadores de corriente y voltaje para medición son
de un tipo y clase compatible con el correspondiente código de práctica donde sea apropiado,
asegurar que las pruebas de sobrevoltaje en la planta del cliente y donde corresponda de la planta
del operador de la red sean satisfactorias y asegurar que los aspectos operacionales han sido
implementados y que un acuerdo de procedimiento operacional ha sido establecido.
La responsabilidad del generador incluye determinar, aplicar y registrar la configuración de
protección y control. Estas configuraciones deben ser acordadas por el ingeniero de puesta en
marcha del operador de la red.
Los registros de pruebas incluyen una parte sobre la planta generadora y otra sobre las
protecciones. El formulario de pruebas realizadas a la planta generadora registra los detalles del
dueño/compañía, detalles de la planta generadora y suministro del operador de la red. Por su
parte, el formulario de pruebas a la protección registra las pruebas de sobre y bajo voltaje, sobre y
baja frecuencia, desplazamiento de voltaje neutro, potencia inversa, sobrecorriente direccional,
velocidad de cambio de frecuencia, detección de error de exportación de reactivos, protección de
pérdida de fase, cambio de factor de potencia, cambio de vector de voltaje, sobrecorriente
controlada por voltaje, otras protecciones relevantes en el lugar de la planta generadora y otras
protecciones relevantes fuera del sitio de la planta generadora.
Las inspecciones que se deben llevar a cabo para baja tensión incluyen verificar que existe una
puesta a tierra satisfactoria para todos los equipos, que el interruptor principal del cliente o el
interruptor del generador sea fijable en la posición apagado, que estén todas las etiquetas de
advertencia equipadas donde corresponde y otras que se estimen convenientes.
Se deben realizar pruebas que demuestren la correcta sincronización, el enclavamiento, la
operación del interruptor de neutro a tierra, el interaccionamiento y los interruptores. Todos los
puntos de conexión entre el generador y la red deben tener sistema de sincronización o
permanecer enclavados para prevenir conexión entre suministros fuera de fase. Además, todos los
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 185 de 296
ORIGINAL
equipos del sistema del cliente deben tener una tierra, pero puede no ser recomendable tener
tierras múltiples cuando opera en paralelo. Por lo tanto, se aplica enclavamiento entre las tierras
de red y generador.
Donde sea apropiado, se debe confirmar que los transformadores de corriente y voltaje de
medición son de un tipo y clase que cumple con el código de medición apropiado.
Se deben llevar a cabo pruebas bajo carga con respecto a la sincronización, límites de factor de
potencia, accionamiento final, pérdida de suministro y pérdida de la alimentación del control. La
prueba de sincronización debe verificar que la fluctuación de voltaje durante esta no excede el 3%
del voltaje normal. La prueba de accionamiento final se aplica cuando el sistema está diseñado
para apagar la fuente motriz a la vez que se acciona el interruptor de desconexión y debe verificar
el correcto funcionamiento de esta acción con la máquina en marcha. La prueba de pérdida de
suministro se realiza removiendo una fase para verificar que la máquina se apaga y no vuelve a
partir (se repite para cada fase, donde esta prueba sea impráctica reemplazar por inyección de
desbalance de voltaje). La prueba de pérdida de la alimentación del control se realiza removiendo
el suministro DC del control para verificar que el generador se apaga y no vuelve a partir.
Donde se utiliza un sistema combinado de protección y control se debe demostrar que una falla
del equipo que afecte tanto la funcionalidad de la protección como del control resulta en el
apagado de la planta de manera controlada y segura.
Finalmente, el apéndice A13.3 presenta una declaración que debe llenar el instalador en el cual
este certifica que se instalaron y probaron los equipos correspondientes y de la manera que
corresponde, cumpliendo con los requisitos de la norma.
Se debe tener en cuenta que estas pruebas son para resguardar al sistema de distribución y no
certifican que toda la instalación ha sido probada o que cumple con los requisitos de cada norma.
Las protecciones de sobre y bajo voltaje deben ser probadas mediante una fuente de voltaje
externa variable. Donde la frecuencia del generador es dependiente de la frecuencia de la red, se
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 186 de 296
ORIGINAL
requiere de un generador de señales de audio de frecuencia variable, con una salida adecuada de
voltaje y corriente, para las pruebas de sobre y bajo frecuencia.
A13.4: Desinstalación de cualquier planta generadora.
El apéndice A13.4 contiene un formulario para la confirmación por escrito de la desinstalación de
una planta generadora. Este formulario requiere de los detalles del sitio, de la planta generadora y
del agente de desinstalación.
A13.5: Información adicional relacionada con los estudios de estabilidad del sistema.
El apéndice A3.5 contiene información adicional que se debe tener en cuenta al momento de
realizar estudios de estabilidad. Con respecto a esto, para medianas y grandes centrales se aplica
la norma CC.6.3.15 del código de red o “Grid Code” con respecto a la capacidad de operar a través
de fallas. Para generadores grandes puede ser necesario agregar una protección deslizamiento de
polos. Los estudios de estabilidad utilizarán inicialmente datos estimados, luego se deben repetir
con los datos reales.
Para la realización de los estudios, el sistema de protecciones debe considerar la peor falla posible.
Se recomienda falla trifásica. Se pueden requerir tiempos de despeje menores donde el riesgo de
inestabilidad es inaceptable siendo cada caso evaluado por separado.
Los estabilizadores de sistemas de potencia aportan amortiguamiento de oscilaciones de
frecuencia entre 0 – 5 Hz. La configuración de la ganancia de este sistema debe ser tal que
aumentada al doble no produce inestabilidad. Los estudios de estabilidad de centrales medianas y
grandes deben realizarse en el contexto del sistema total y deben cumplir con los requisitos del
código de red. Las fluctuaciones de voltaje resultantes de un control de amortiguamiento
inadecuado requieren estudios en el punto de conexión común y deben cumplir con ER P28.
A13.6: Análisis de la protección ante pérdida de suministro.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 187 de 296
ORIGINAL
El apéndice A13.6 indica diferentes métodos para detectar la pérdida de suministro desde la red.
Estos métodos pueden ser de velocidad de variación de frecuencia o de desplazamiento de vector
de voltaje.
La protección tipo velocidad de variación de frecuencia (RoCoF) detecta una variación de
frecuencia rápida con respecto a lo que normalmente mostraría la red. Sin embargo, este método
de detección puede generar un accionamiento falso ante cambios de impedancia de la red. No
obstante, tiene mejor discriminación entre una pérdida real del suministro y las perturbaciones
normales de la red (cambios de carga/generación) que el método por desplazamiento de vector de
voltaje.
La protección tipo desplazamiento de vector de voltaje es utilizado en sistemas firmes donde los
cambios de carga no tienen influencia perceptible.
Este apéndice entrega un cálculo para la respuesta transiente de frecuencia, siendo función de la
constante de inercia de la unidad generadora y de su fuente de energía. Este cálculo tiene validez
para generadores tipo síncrono y asíncrono y para los primeros uno a dos segundos de los
generadores tipo doblemente alimentados. Para los generadores en base a inversores se debe
discutir con el fabricante sobre la aplicabilidad de algún sistema de protección.
A13.7: Certificación y pruebas.
La certificación y las pruebas mencionadas en este apéndice se aplican a plantas generadoras que
no aplican a la norma G83/1-1 y son menores que 50 kW trifásico o 17 kW monofásico. Estas
pruebas incluyen a generadores con o sin banco de baterías y están diseñadas para generadores
trifásicos. No obstante, se pueden adaptar para realizarlas en generadores monofásicos.
Marca CE y certificación: El procedimiento de verificación de diseño requiere que la interface de
la unidad generadora sea certificada ante los requisitos relevantes de las directivas europeas
aplicables antes que la unidad generadora pueda ser etiquetada con la marca CE. Igualmente, si el
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 188 de 296
ORIGINAL
control de protección es un sistema separado se debe verificar su diseño antes de obtener la
marca de certificación CE. De acuerdo a esto, se deben cumplir los estándares sobre
electromagnetismo (BS EN 61000), relés eléctricos (BS EN 60255), relés eléctricos elementales (BS
EN 61810), equipos de interrupción en bajo voltaje y equipos de control (BS EN 60947) y
transformadores de instrumentos (BS EN 60044).
Pruebas funcionales de verificación de diseño para la protección de la interface: la
responsabilidad de realizar las pruebas funcionales de verificación de diseño para la protección de
la interface recae en el fabricante. Este debe decidir si las realiza él mismo o las encarga. Además,
debe declarar el rango de temperatura de operación y verificar que la protección de interface
operará satisfactoriamente bajo esas condiciones térmicas. Las pruebas deben ser realizadas bajo
condiciones normales de operación. Estas pruebas deben demostrar que no se superan los
tiempos de accionamiento indicados por la norma. Además, se debe tomar en cuenta si el equipo
es capaz de resistir una reconexión de la red con un desfase de 180 grados entre los voltajes de
red y generador. De no ser capaz, los tiempos de accionamiento deben disminuir para asegurar
que no ocurrirá este caso. Las unidades que se accionan en tiempos menores a 0,5 segundos no
necesitan demostrar los tiempos de desconexión. Estas pruebas comprenden la determinación de
los tiempos de accionamiento para las funciones de sobre y bajo voltaje, sobre y baja frecuencia y
protección ante pérdida de suministro. Estas se detallan a continuación:
• Sobre y bajo voltaje: Los equipos de protección dentro de una unidad de generación deben
probarse en paralelo con una fuente AC variable operando a potencias del 10%, 55% y 100% la
capacidad máxima del generador. Con esto se determinará la magnitud a la que se acciona la
protección variando la fuente AC. El valor de accionamiento de la protección se debe ajustar
tomando en cuenta las desviaciones y la holgura de precisión del equipo para que el
accionamiento final se mantenga dentro de los límites indicados en la norma. Revisar ajustes
en pasos de ±0,5%, manteniendo un tiempo suficiente para verificar si se acciona, repetir cinco
veces para cada ajuste, registrar el tiempo mayor y el voltaje para el cual ocurre.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 189 de 296
ORIGINAL
• Sobre y baja frecuencia: El equipo debe probarse en paralelo con una fuente de baja
impedancia de frecuencia variable, operando al 100% de la capacidad para tamaños de hasta 5
kW y no menos del 10% de la capacidad para tamaños de hasta 50 kW. Esta prueba
determinará la frecuencia a la cual se produce la activación de la protección, mediante la
variación de la frecuencia de la fuente. La magnitud de accionamiento debe encontrarse
dentro del rango indicado en la norma. Para ello, el ajuste debe tomar en cuenta la precisión
del equipo. Aplicar pasos de ±0,5% por una duración que permita verificar si hay
accionamiento, repetir 5 veces para cada paso, registrar el tiempo más largo y la frecuencia a
la cual se produce.
• Protección de pérdidas de suministro: Para realizar esta prueba se hace uso de un circuito
resonante diseñado para modelar la interacción de la unidad generadora bajo prueba con la
carga local incluyendo múltiples unidades generadoras conectadas en paralelo. Para realizarla
se debe conectar el generador en paralelo con un circuito resonante y un banco de carga de
variación discreta a una fuente de pruebas de baja impedancia. La magnitud de la carga debe
igualar la capacidad del generador. Para facilitar la prueba se debe incluir un interruptor entre
la combinación carga y generador y el sistema de distribución. La prueba se realiza con una
generación de 10%, 55% y 100% la capacidad máxima. Repetir cinco veces para cada punto de
operación, igualando la generación a la carga hasta que la fuente no entregue o absorba más
del 5% de la carga/generación. La prueba registrará el voltaje y la frecuencia de salida del
generador durante al menos 2 ciclos antes de accionar el interruptor de separación y luego
hasta que se accione la protección o pasen cinco segundos, el tiempo que sea menor.
Reconexión: Para los procedimientos anteriores se puede agregar una verificación que el sistema
no reconecta al menos durante 3 minutos desde que se recuperan las condiciones normales de
operación en la red.
Calidad de la energía: Las pruebas de calidad de energía incluyen armónicas, factor de potencia,
variación de voltaje, inyección DC, protección de sobrecorriente, contribución a la corriente de
corto circuito, desconexión de estado sólido auto monitoreada, compatibilidad electromagnética e
instalación eléctrica de la unidad generadora. Los detalles se indican a continuación:
• Armónicas: Las emisiones de armónicos deben medirse según BS EN 61000-3-12: 2006.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 190 de 296
ORIGINAL
• Factor de potencia: La unidad generadora entregará su máxima capacidad a una fuente de
baja impedancia a través de un medidor de factor de potencia y un Variac sobre el rango
de voltaje de los terminales de la unidad generadora. El factor de potencia deberá
mantenerse dentro de ±0,95.
• Variación de voltaje: La variación de voltaje debe medirse según BS EN 61000-3-3.
• Inyección DC: La inyección de corriente DC debe estar limitada al 0,25% de la corriente
alterna nominal para unidades generadoras mayores a 2 kW y 20mA para unidades
generadoras menores a 2 kW. Los requisitos se pueden satisfacer mediante un
transformador como interface.
• Protección de sobrecorriente: Debe proteger a la unidad generadora y a la instalación
conectada a esta, cumpliendo con BS 7671.
• Contribución a la corriente de corto circuito: La contribución a la corriente de corto
circuito debe determinarse según BS EN 61034-4.
• Desconexión de estado sólido auto monitoreada: El interruptor de estado sólido debe
aislar completamente al generador o disminuir el voltaje de salida a 50 VAC. Esto puede
verificarse ya sea con certificados del fabricante o material extra que permita verificarlo.
• Compatibilidad electromagnética: La planta generadora debe cumplir con BS EN 61000-6-
(1 y 3).
• Instalación eléctrica de la unidad generadora: La instalación eléctrica de la unidad
generadora debe cumplir con las instrucciones del fabricante y de la norma vigente.
A13.8: Estatutos principales y otras obligaciones.
El apéndice A13.8 entrega un resumen de los estatutos principales y otras obligaciones para el
operador de la red, generador y usuario en relación al diseño y operación del equipo primario y de
protección asociado con sistemas de distribución. La clave de los operadores de red es asegurar
que puede cumplir con los deberes correspondientes a los estatutos, cumplir con sus obligaciones
de regulación, cumplir con proteger su red y cumplir con desconectar la mínima cantidad de
equipo cuando se desarrollan situaciones inseguras, así como también preservar el suministro a
otros clientes. Mientras que, una consideración clave de los generadores y usuarios es similar a
asegurar que pueden cumplir con sus deberes según los estatutos para proteger toda su red y
desconectar equipos relevantes cuando se desarrollan situaciones riesgosas.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 191 de 296
ORIGINAL
4.6.2 Procedimiento de conexión de un generador distribuido bajo la normativa G83/1.
El proceso de conexión para los pequeños generadores distribuidos, conocidos en la normativa
inglesa como “Small –scale Embedded Generation” pasan por un proceso de conexión muy
simplificado del estilo “cumple e informa” (fit and inform). Este proceso aplica solamente cuando
se instala una o varias unidades generadoras con máximo 16A por fase, siendo normado a través
de la guía G83/1-1. Las tecnologías admisibles para realizar este tipo de conexión corresponden a
sistemas domésticos de cogeneración, sistemas fotovoltaicos, sistemas a base de celdas de
combustible y generación micro hidráulica. Otros tipos de generadores como generadores eólicos
deben ser conectados utilizando un inversor que haya sido sometido a pruebas tipo en
concordancia con las exigencias de la guía G83/1-1. Mientras el generador cumpla con los
requisitos para aplicar a la guía G83/1-1 este se puede conectar sin mayor trámite, realización de
prueba o etapa de diseño alguno. A continuación se entrega mayor detalle sobre el proceso de
conexión para los generadores que quedan bajo la norma G83/1-1 y sobre sus requisitos técnicos y
de operación.
Procedimiento de conexión (5.1).
Para la conexión de generadores de hasta 16A por fase, se recomienda un procedimiento de dos
etapas6. Esto se realiza para facilitar la conexión y operación de las unidades de generación en
paralelo con la red pública de bajo voltaje y para asegurar que los operadores de las redes estén
conscientes de estas conexiones. Quien instale el generador es responsable de informar al
operador de la red. Cada etapa puede considerarse mutuamente excluyente.
6 El concepto de etapa no se aplica realmente al proceso descrito ya que la conexión de un generador no
pasa por diferentes etapas sino que aplica a una u otra opción de proceso para conectarse.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 192 de 296
ORIGINAL
Si bien, el operador de la red no puede rechazar una conexión cuando se cumplen todos los
requisitos de la norma, si puede desconectar un generador que representa una fuente de riesgo o
interfiere con la calidad del suministro a los clientes.
Las etapas mencionadas se componen en la etapa 1 que se aplica a la conexión de una única
unidad de generación y en la etapa 2 que se aplica a la conexión de múltiples unidades dentro de
una misma zona geográfica. En particular:
• Etapa 1 (5.1.1): La etapa 1 se aplica a la conexión para una unidad generadora con un
impacto a la red despreciable. Para la conexión, el operador de la red no necesita realizar
estudios detallados, lo único que se requiere es que el instalador informe al operador de la
red sobre la conexión del generador y que le envíe, dentro de los 30 días luego de la
puesta en marcha, toda la información del sistema de generación según el formato que se
muestra en el apéndice 3 de la norma.
• Etapa 2 (5.1.2): La etapa 2 se aplica a la conexión de múltiples unidades (5.1.2) en un área
geográfica reducida. En este caso, el instalador debe discutir los proyectos de conexión lo
antes posible con el operador de la red, el cual deberá evaluar el impacto en la red e
indicar las condiciones para realizar la conexión. La aplicación a conexión deberá seguir el
formato presentado en el apéndice 2 de la norma. Dentro de los siguientes 30 días a la
puesta en marcha debe realizarse la confirmación de la misma utilizando un formato
similar al entregado en el apéndice 3 de la norma.
A continuación, en la Figura 8 se presenta el diagrama de flujo para el proceso de conexión según
cada etapa.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 193 de 296
ORIGINAL
Una unidad generadora dentro de la instalación de un
cliente.
Instalación planeada de múltiples generadores en la
misma área geográfica.
Generador instalado y puesto en marcha de acurdo con ER G83/1, operador de la
red notificado como se requiere bajo ESQCR.
Generador instalado y puesto en marcha de acurdo con ER G83/1, operador de la
red notificado como se requiere bajo ESQCR.
El instalador envía la forma de puesta en marcha (apéndice 3) al operador de la red
dentro de los 30 días de puesta en marcha.
El instalador envía la forma de puesta en marcha para cada generador (apéndice 3)
al operador de la red dentro de los 30 días de puesta en marcha.
El instalador envía la forma de aplicación al operador de la red (Apéndice 2)
El operador de la red evalúa el impacto de la conexión y de ser necesario realiza el
diseño de la red.
El operador de la red confirma los requisitos de conexión con el instalador.
Etapa 1 Etapa 2
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 194 de 296
ORIGINAL
Figura 8: Diagrama de flujo de los procesos de conexión según la norma inglesa para micro generadores, etapas 1 y 2.
Requisitos técnicos y de operación para los generadores conectados bajo la norma G83/1-1.
Los generadores conectados a la red deben cumplir ciertos requisitos que aseguren una operación
de la red segura y de calidad. Los requisitos que se estipulan tratan el cableado y aislación de una
instalación, la protección de la interface, calidad de suministro, inyección de corriente DC, factor
de potencia, contribución a la corriente de corto circuito, tecnologías no referenciadas en los
anexos y certificación. A continuación se entrega mayor detalle al respecto de estos puntos.
Cableado y aislación de una instalación (5.2).
La instalación que conecta al generador a los terminales de suministro debe cumplir con los
requisitos de BS 7671. En particular, el cableado que conecta los terminales de suministro con el
generador debe ser protegido por un equipo de protección adecuado, ser de un tipo y tamaño
adecuado para la capacidad del generador.
El generador debe ir conectado directo a un interruptor de aislación, el cual debe desconectar
cada fase y el neutro si lo hay. Este interruptor manual de aislación debe ser capaz de asegurarse
en la posición de desconectado y debe ubicarse en una posición accesible dentro de las
instalaciones del cliente.
Protección de la interface (5.3).
La protección de la interface tiene como propósito asegurar que la conexión de una unidad
generadora no perjudicará la integridad o degradará la seguridad de la red de distribución,
permitiendo la operación del generador bajo condiciones normales de voltaje y frecuencia.
Esta protección debe activarse cuando se excede alguno de los límites de la Tabla 19 mostrada a
continuación. Dentro de estos límites, la protección debe permitir la operación normal del
generador conectado a la red.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 195 de 296
ORIGINAL
Tabla 19: Límites del rango de operación normal y activación de las protecciones según la norma G83/1-1.
La desconexión del generador de la red, ante la acción de la protección se debe realizar
preferentemente mediante la separación de un elemento mecánico. En caso de utilizar un
elemento de estado sólido este debe asegurar la tolerancia a una falla de manera que, ante una
falla en el sistema de desconexión, se debe disminuir el voltaje a un valor por debajo de 50 V
dentro de 0,5 segundos.
Las funciones de protección indicadas en la Tabla 19 pueden ir incorporadas a la unidad
generadora u otorgada por equipos aparte, siempre que se cumplan los requisitos de IEC 60255-5
o alguno semejante y cumplir con todos los estándares relevantes descritos en el anexo apropiado
de la norma. La interface de protección debe funcionar apropiadamente, es decir, operar dentro
de la tolerancia requerida (según anexo correspondiente), para todo el rango de temperatura
operacional y otros factores ambientales. Una vez que el generador ha sido instalado y puesto en
marcha, los parámetros de las protecciones podrán ser alterados sólo a través de un acuerdo
escrito entre el operador de la red y el cliente o su representante.
La función de protección ante pérdida de suministro (5.3.2) debe utilizar una técnica reconocida
(como se define en el anexo correspondiente). No se consideran adecuados los métodos activos
que miden la impedancia de la línea tanto extrayendo pulsos de corriente desde como inyectando
corrientes AC hacia la red.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 196 de 296
ORIGINAL
Cuando la red presenta funciones de reconexión (5.3.3), la protección debe asegurar que el
generador permanecerá desconectado hasta que la red haya mostrado valores de voltaje y
frecuencia dentro del rango de la Tabla 19 durante al menos 3 minutos.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 197 de 296
ORIGINAL
Calidad de suministro (5.4).
La conexión del generador no puede perjudicar la calidad del suministro provisto por la red. Al
respecto, el generador debe cumplir con los requisitos de la directiva EMC y en particular con los
estándares de emisión para las familias de equipos presentados en la Tabla 20 mostrada a
continuación.
Tabla 20: Estándares de emisión indicados en la norma G83/1-1.
Inyección de corriente DC (5.5).
Se recomienda que los niveles de inyección de corriente DC de un generador no excedan 20mA.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 198 de 296
ORIGINAL
Factor de potencia (5.6).
El generador debe operar dentro de un rango 0,95 inductivo a 0,95 capacitivo a menos que se
acuerde algo diferente con el operador de la red.
Contribución a la corriente de corto circuito (5.7).
La contribución a la corriente de cortocircuito debe ser declarada por el instalador al operador de
la red, incluyendo las condiciones para las cuales se da la máxima contribución.
La medición del aporte a la corriente de corto circuito se realiza mediante aplicación de un corto
circuito en los terminales del generador (todas las fases, fase a neutro) con la máquina operando a
plena carga en estado estático. La medición de la corriente comprende desde que se aplica el
corto circuito hasta que se despeja mediante la protección del generador. Con las mediciones
obtenidas se debe generar un gráfico de corriente versus tiempo para cada fase desde que se
aplica la falla hasta que se despeja. Este gráfico deberá revelar la máxima corriente de corto
circuito.
Cuando corresponda, la prueba debe determinar el valor de los parámetros indicados en la Tabla
21 mostrada a continuación (descrito en el estándar IEC 60909).
Tabla 21: Parámetros de corto circuito necesarios según la norma G83/1-1.
Tecnologías no referenciadas en los anexos (5.8).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 199 de 296
ORIGINAL
Para simplificar el proceso de conexión para diferentes tecnologías de generación a las cubiertas
por los anexos se puede adjuntar la tecnología a algún grupo existente o, entre el cliente y el
operador de la red se puede generar un nuevo anexo.
Requisitos de certificación (5.9).
La certificación de diseño es responsabilidad del fabricante. Se espera que, a medida que crece el
mercado de un tipo de generador específico existan casas de pruebas reconocidas que realicen
esta tarea rutinaria. La unidad generadora debe cumplir con todas las directivas europeas y ser
rotulados con la marca CE.
El fabricante debe tener disponible un reporte que confirme la aprobación de las pruebas de
diseño para satisfacer los requisitos de esta norma. El reporte debe detallar el tipo y modelo de
generador probado, las condiciones de las pruebas y los resultados obtenidos. Los detalles deben
ser presentados en una hoja de pruebas como la que se presenta en el apéndice 4 de la norma.
Operación y seguridad (6).
La operación del generador debe incluir condiciones de seguridad que resguarden la salud de
quienes están expuestos a los efectos nocivos que conlleva trabajar cerca de la instalación de un
generador. A continuación se entregan especificaciones de los requisitos de operación,
etiquetado, mantenimiento, pruebas de rutina y puesta a tierra.
Requisitos operacionales (6.1).
El usuario debe asegurarse que el generador sea instalado, diseñado y operado manteniendo
conformidad con los requisitos de ESQCR 22(1)(a).
Etiquetado (6.2).
El instalador debe proveer etiquetas en los terminales de la red, la posición del medidor, unidad
de consumo y cada punto de aislación dentro de las premisas del cliente para indicar la presencia
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 200 de 296
ORIGINAL
de un generador. Otra información que se debe incluir es el diagrama de circuito y un resumen de
la configuración de las protecciones incorporadas en el equipo. Además, el instalador debe
informar al cliente que es de responsabilidad del cliente mantener el etiquetado actualizado.
Mantenimiento y pruebas de rutina (6.3).
Se recomienda realizar las pruebas periódicas en intervalos según lo especificado por el fabricante
en el manual de usuario e instalación. El método de prueba y/o mantención debe incluirse en el
manual de mantenimiento.
Puesta a tierra (6.4).
Cuando un generador opera en paralelo con la red no deben existir conexiones directas entre el
generador y la tierra. Los sistemas que se conectan a través de un inversor pueden tener un polo
del lado DC conectado a tierra siempre que la aislación entre los lados AC y DC cumplan los
requisitos de separación simple (sección 5.3.3 de BS EN 60664-1). En estos casos el fabricante
debe tomar las precauciones razonables para asegurar que el generador no perjudica la integridad
de la red y que no sufrirá daño inaceptable ante condiciones de operación posibles, incluyendo
fallas en la red.
La puesta a tierra de todas las partes conductivas debe cumplir con los requisitos de BS 7671.
Puesta en marcha / desinstalación y pruebas de aceptación (7).
En la norma, esta sección presenta algunos puntos generales sobre la aplicación a conectar un
generador a la red y sobre las notificaciones de puesta en marcha y desinstalación.
Puntos generales (7.1)
Para aplicar a conectar un generador a la red se requiere el envío de información desde el cliente
al operador de la red. Estas acciones se realizan mediante los formatos tipo presentados en los
apéndices 1 a 3. Estos apéndices corresponden a:
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 201 de 296
ORIGINAL
• Apéndice 1: Este apéndice muestra los diagramas de flujo que describen el proceso de
conexión y puesta en marcha.
• Apéndice 2: Este apéndice muestra los datos típicamente necesitados por el operador de
la red para la aplicación a conexión.
• Apéndice 3: Este apéndice muestra la información típicamente requerida por el operador
de la red para confirmar puesta en marcha.
La responsabilidad de traspasar la información al operador de la red recae en el instalador. Este se
debe asegurar que la información relevante es traspasada al operador de la red en concordancia
con los requisitos de las etapas 1 o 2 según sea apropiado. Para ello se utilizan los formularios tipo
presentados en los apéndices 2 y 3. Estos están diseñados para simplificar el procedimiento de
conexión para el operador de la red y para el instalador del generador, proveer al operador de la
red con toda la información requerida para evaluar el impacto potencial de la conexión del
generador en la operación de la red, informar al operador de la red que la instalación del
generador cumple con los requisitos de la norma G83/1 y permitir al operador de la red registrar
de manera precisa la ubicación de todos los generadores conectados a la red.
El cumplimiento de los requisitos presentados en los respectivos anexos para cada tecnología
asegura que el generador sea considerado para la aprobación de su conexión a la red. La intención
es que los fabricantes de unidades generadoras utilicen los requisitos de esta norma para
desarrollar certificados de diseño para cada uno de sus modelos de generación.
Ante la recepción de una aplicación tipo etapa 2, la respuesta del operador de la red estará en
concordancia con las condiciones estándar impuestas por Ofgem (aplicaciones para la conexión a
la red).
Instalación y puesta en marcha (7.2).
La instalación del generador debe ser realizada por un instalador con calificaciones reconocidas y
aprobadas relacionadas a los combustibles usados y a instalaciones eléctricas generales.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 202 de 296
ORIGINAL
Sin descuidar esta norma, la instalación se realizará según un estándar no menor al indicado en las
instrucciones de instalación proporcionadas por el fabricante.
Ningún parámetro relacionado con la conexión eléctrica y sujeto a certificación podrá ser
modificada a menos que exista un acuerdo escrito entre el operador de la red y el cliente o su
representante. El acceso a la manipulación de esos parámetros debe estar restringido.
Se considera buena práctica el realizar una prueba de pérdida de suministro (operación no
deseada en isla) durante la puesta en marcha.
Notificaciones de puesta en marcha (7.3).
El instalador debe informar al operador de la red antes de o cuando se efectué la puesta en
marcha. Además, dentro de los siguientes 30 días laborales, el instalador debe informar al
operador de la red sobre los detalles más relevantes de la instalación del generador según la
forma del apéndice 3 de la norma.
Si se requiere el remplazo de una parte importante del generador sólo es necesario informar al
operador de la red en caso que este remplazo afecte la manera de operar del generador o de la
protección que fue originalmente puesta en marcha.
Notificación de desinstalación (7.4).
El cliente debe notificar al operador de la red cuando el generador ya no será conectado en
paralelo con la red, proveyendo la información que se detalla en el apéndice 5 de la norma.
Apéndices.
La norma G83/1-1 incluye cinco apéndices que contienen indicaciones sobre el proceso de
aplicación para realizar la conexión de uno o varios generadores, contienen los formularios tipo
necesarios para realizar este proceso y contiene el formulario tipo para informar al operador de la
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 203 de 296
ORIGINAL
red sobre la desinstalación de algún generador. A continuación se entrega mayor información para
cada apéndice.
• Apéndice 1: El apéndice 1 contiene el diagrama de flujo del procedimiento de conexión
para cada etapa (Figura 8). En este diagrama se observa que la etapa 1 se aplica a una
única unidad generadora y consta de la notificación al operador de la red sobre la
conexión del generador y el envío de los detalles de instalación relevantes al operador de
la red. Igualmente, se observa que la etapa 2 se aplica a múltiples unidades generadoras
dentro de una misma área geográfica y consta del envío de aplicación de conexión al
operador de la red, la evaluación del impacto de la conexión de los generadores realizado
por el operador de la red, la confirmación de los requisitos de conexión en conjunto
(operador de la red e instalador) y finalmente los mismos puntos de la etapa 1.
• Apéndice 2: El apéndice 2 muestra el formulario tipo para la aplicación para conectar. Los
puntos principales que contiene son los detalles del proyecto, del instalador y del
generador, otra información anexada, declaración del solicitante y los comentarios del
operador de la red (a completar por el representante del operador de la red).
• Apéndice 3: El apéndice 3 contiene el formulario tipo para confirmar la puesta en marcha
de un generador instalado. Este formulario trata los puntos detalles del sitio, de contacto,
del generador y del instalador, otra información anexada y una declaración del instalador.
• Apéndice 4: El apéndice 4 contiene el formulario tipo para la verificación de las pruebas de
diseño. Toma en cuenta los detalles del generador, de la casa de pruebas (organismo o
empresa que lleva a cabo las pruebas) y de la prueba y los resultados de las pruebas de
calidad de la energía (Armónicas, fluctuaciones de voltaje y parpadeo, inyección de
corriente DC y factor de potencia), bajo y sobre frecuencia y voltaje, pérdida de suministro
(isla), los tiempos de reconexión, la contribución a los niveles de falla y la tolerancia a una
falla del interruptor de estado sólido. Finalmente presenta los comentarios sobre las
pruebas.
• Apéndice 5: El apéndice 5 contiene el formulario tipo para confirmar la desinstalación de
un generador. En él se deben indicar los detalles del sitio, del generador y del agente de
desinstalación.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 204 de 296
ORIGINAL
Anexos.
Los anexos de la norma incluyen consideraciones para el diseño de la red y para la conexión de
cogeneración doméstica, foto voltaica, células de combustible, micro viento y micro hidro. En
particular:
• Anexo A: El anexo A indica las consideraciones para el diseño de la red. Toca tanto puntos
generales como los principios de diseño en bajo voltaje, el impacto en los niveles de
voltaje, los niveles de corto circuito, las cargas del sistema, el desbalance de voltaje, los
principios de diseño en alto voltaje, las mediciones, la exportación de energía e
información requerida por el operador de la red.
• Anexo B a F: Los anexos B a F indican los requisitos de conexión específicos para las
tecnologías de cogeneración doméstica, foto voltaica, células de combustible, micro viento
y micro hidro. Los puntos que tratan estos anexos incluyen los arreglos generales de la
certificación y pruebas de diseño, la certificación y marca CE, la prueba funcional de
verificación para el diseño de la protección de interface (tiempos de desconexión,
funciones de protección ante sobre y bajo voltaje y frecuencia y ante pérdida de
suministro y reconexión), la calidad de la energía (armónicas, factor de potencia,
fluctuaciones de voltaje y parpadeo, inyección de corriente DC, protección de
sobrecorriente, contribución a la corriente de corto circuito y tolerancia a una falla del
interruptor de estado sólido).
4.7 Normativa y regulación para la cogeneración en Europa: El caso español y alemán.
En Europa, el desarrollo de la cogeneración eficiente a distintas escalas se ha vuelto uno de los
objetivos de desarrollo energético para el futuro venidero. La cogeneración representa una
alternativa técnicamente eficiente y costo efectiva para suministrar electricidad y calor en forma
local y permitir la reducción de emisiones contaminantes asociadas a la producción energética. Por
esta razón, el parlamento europeo ha desarrollado una directiva especifica relacionada a la
cogeneración (directiva europea 2004/8/CE) con el objetivo de incentivar el desarrollo de sistemas
eficientes y seguros de abastecimiento energético a través de la cogeneración y otros medios.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 205 de 296
ORIGINAL
Algunos países como Dinamarca ya desde hace tiempo han ido desarrollando la cogeneración
como parte integral de su matriz energética (la participación de la cogeneración en Dinamarca
alcanza casi el 50% de su matriz energética total). Otros países como Alemania y España tiene un
desarrollo más incipiente aunque han comenzado a implementar distintas reformas regulatorias
que habiliten e incentiven el desarrollo de la cogeneración en sus respectivas matrices
energéticas.
4.7.1 Directiva europea 2004/8/CE.
El objetivo de la Directiva 2008/8/CE es incrementar la eficiencia energética y mejorar la seguridad
del abastecimiento mediante la creación de un marco para el fomento y el desarrollo de la
cogeneración de alta eficiencia de calor y electricidad basado en la demanda de calor útil y en el
ahorro de energía primaria en el mercado interior de la energía, teniendo en cuenta las
circunstancias nacionales específicas, especialmente en lo que se refiere a las condiciones
climáticas y económicas. Esta directiva se aplicará a la cogeneración tal y como se define en el
artículo 3 y a las tecnologías de cogeneración enumeradas a continuación:
• Turbina de gas de ciclo combinado con recuperación del calor.
• Turbina de contrapresión sin condensado.
• Turbina con extracción de vapor de condensación.
• Turbina de gas con recuperación del calor.
• Motor de combustión interna.
• Microturbinas.
• Motores Stirling.
• Pilas de combustible.
• Motores de vapor.
• Ciclos Rankine con fluido orgánico.
• Otras que corresponden a la definición dada en la directiva.
El contenido de esta directiva abarca:
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 206 de 296
ORIGINAL
• Definiciones correspondientes.
• Criterios de eficiencia de la cogeneración.
• Garantía de origen de la electricidad de cogeneración de alta eficiencia.
• Potenciales nacionales de cogeneración de alta eficiencia.
• Planes de apoyo.
• Aspectos relacionados con la red eléctrica y la tarifación.
• Procedimientos administrativos.
• Informes de los estados miembros.
• Informes de la comisión.
• Método de cálculo alternativo.
• Revisión.
• Otros.
Uno de los principales logros de la directiva de cogeneración ha sido codificar para Europa que se
entiende por cogeneración eficiente. Cualquier planta a la cual se le atribuya el estatus de
“eficiente” deberá ahorrar un mínimo de un 10% en energía primaria comprada con la producción
separada de calor y electricidad basada en el mismo combustible.
4.7.2 Cogeneración en España: Extracto de la guía técnica para la medida y determinación del
calor útil, de la electricidad y del ahorro de energía primaria de cogeneración de alta
eficiencia.
La nueva legislación española constituida por el RD 616/2007 de fomento de la cogeneración (que
transpone a legislación española la Directiva 2004/8/CE), y el RD 661/2007 que determina el
régimen económico de la cogeneración, establece el marco normativo de cogeneración existente
en España. Además, dada la necesidad de una aplicación práctica de esta normativa se requiere
una guía de aplicación pertinente a ella. Esta guía fue diseñada de manera que entregue
indicaciones que permitan:
• Calcular los complementos retributivos en función de su eficiencia.
• Determinar la electricidad que es objeto de las garantías de origen.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 207 de 296
ORIGINAL
• Evaluar los índices de eficiencia de las plantas de cogeneración para discriminar las que
deben ser objeto de fomento.
Estos índices de eficiencia son función del ahorro de energía primaria y pueden determinarse a
partir del calor (H), la energía eléctrica producida (E) y el combustible consumido (F).
Por otra parte, la electricidad de cogeneración (ECHP), debe determinarse a partir del Anexo II de
la Directiva Europea o el Anexo II del RD 616/2007 y es función del rendimiento global de la planta
y de sus características de diseño. Existen asimismo diferentes criterios de evaluación de las
plantas: así, el RD 661/2007 se basa en el rendimiento eléctrico equivalente (REE) y en el RD
616/2007 el índice empleado es el PES, que consiste en el ahorro de energía primaria porcentual y
determina cuándo la electricidad de cogeneración es de alta eficiencia.
La existencia de diferentes criterios en la Legislación vigente para la evaluación y cualificación de
las plantas de cogeneración, requiere un análisis previo y la aceptación preliminar de unos
principios fundamentales que permitan conducir a un conjunto de soluciones que deben ser
razonables técnicamente, aceptables económicamente y coherentes con las diferentes
legislaciones vigentes, no sólo en España sino en el conjunto de los Estados Miembros de la Unión
Europea.
Los principios en los que se basa esta guía pueden resumirse en:
• El objetivo de la cogeneración es el máximo ahorro de energía primaria entendida como
ahorro de combustible.
• La base de dimensionamiento de las plantas de cogeneración es la demanda de calor útil
que de otra forma debería producirse con combustible.
• El RD 616 define la electricidad de cogeneración y la cogeneración de alta eficiencia. Se
entiende la electricidad de cogeneración como base de las garantías de origen, de manera
que cuando la cogeneración sea de alta eficiencia tendrá la mencionada garantía de origen
de electricidad de cogeneración de alta eficiencia.
• La alta eficiencia conseguida por las plantas de cogeneración en la producción de energía
eléctrica es debida al aprovechamiento del calor que se produce simultáneamente.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 208 de 296
ORIGINAL
La evaluación de estas plantas es relativamente compleja, no sólo por la complejidad legislativa
sino por la complejidad y diversidad tecnológica de las mismas y por la dificultad de la medida de
los parámetros que determinan su eficiencia y especialmente de la medida del calor útil
producido. Por ello, es necesaria la elaboración de un documento de carácter práctico
suficientemente ilustrado que clarifique la forma y el método para evaluar las plantas de
cogeneración.
Esta Guía técnica propone una metodología de cálculo del calor útil, electricidad de cogeneración
de alta eficiencia y el ahorro de energía primaria para las plantas de cogeneración dentro del
contexto de la Directiva 2004/8/CE relativa al fomento de cogeneración y al Real Decreto
661/2007 por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.
Esta Guía es una herramienta de ayuda en el estudio de casos reales sobre la medición y
determinación de estas magnitudes.
Esta Guía armoniza los sistemas de cálculo, de forma que puedan aplicarse de manera clara a
partir de las medidas obtenidas en las instalaciones.
Esta Guía será de interés para los siguientes colectivos:
• Administraciones competentes para la autorización e inclusión de equipos de
cogeneración en el régimen especial.
• Entidades competentes en el seguimiento del cumplimiento de requisitos técnicos
(cumplimiento del REE).
• Titulares de instalaciones de cogeneración tanto existentes como nuevas.
• Asociaciones sectoriales cuyos usuarios utilicen equipos de cogeneración.
Ámbito temporal de la Guía.
La Comisión Europea está elaborando unas Guías para la implementación de la Directiva
2004/8/CE que actualmente se encuentran en fase de discusión. En el momento en el que se
publiquen estas Guías europeas, será necesario realizar una revisión en conjunto y en su caso
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 209 de 296
ORIGINAL
corrección de la presente Guía que servirá para introducir nuevos criterios, y modificar ó eliminar
aspectos no contemplados en la presente Guía.
De acuerdo a lo anterior, la presente Guía es de aplicación desde la fecha de su publicación oficial
hasta su adaptación y revisión en su caso, de acuerdo a los criterios armonizados que finalmente la
Comisión Europea exprese en las Guías para la implementación de la Directiva 2004/8/CE.
Estructuración de la Guía.
Este documento muestra en primer lugar un capítulo dedicado a la importancia del ahorro de
energía primaria como principio básico del apoyo a las cogeneraciones. Este punto es de carácter
genérico y se incluye con objeto de aportar una clarificación conceptual del principio mencionado.
Esta guía contiene cuatro capítulos para describir e indicar la metodología de cálculo de los
siguientes conceptos:
• Calor útil producido en una planta de cogeneración.
• Electricidad de cogeneración.
• Combustible de una planta de cogeneración.
• Ahorro de energía primaria.
A lo largo del documento se describen las distintas posibles situaciones y la forma de cálculo de los
parámetros objeto de la Guía. Del mismo modo se indican los principios que en todo momento se
tienen en cuenta en el cálculo de dichos parámetros.
Como complemento a lo indicado, también incluye una sección dedicada a los puntos en los cuales
es necesario realizar las mediciones en planta para el cálculo de parámetros de interés.
Por último, incluye cinco anexos con el siguiente contenido:
• Metodología de corrección de los valores de referencia para la producción separada de
calor y electricidad.
• Nomenclatura de parámetros empleados y diagramas de flujo.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 210 de 296
ORIGINAL
• Metodología de cálculo del factor ∆∆ (define variaciones en el calor útil).
• Ficha técnica resumen del cálculo del rendimiento eléctrico equivalente.
• Ficha técnica resumen del cálculo de la electricidad de cogeneración y el ahorro
porcentual de energía primaria.
4.7.3 Desarrollo de la cogeneración en Alemania y el Acta de cogeneración KWKg 2002
En el contexto de la generación distribuida, la cogeneración puede jugar un rol fundamental dada
su alta eficiencia y su costo efectividad para generar electricidad menos contaminante que los
sistemas de generación convencional a base de carbón y gas. Por esta razón, el desarrollo de la
cogeneración se ha vuelto un elemento prioritario en la política pública energética de algunos
países desarrollado como algunos países nórdicos y Dinamarca. En específico, Alemania es un caso
interesante ya que la cogeneración no se ha desarrollado tanto como lo esperado y se han
implementado medidas de peso para apoyarla y permitir su desarrollo.
Desde los inicios en 1870 hasta la intervención del estado en 1974.
En este país comenzó la cogeneración en los años 70 del siglo XIX (Rapp, 2009). La iniciativa nació
para poder suministras de calefacción a hospitales, sin tener que encender braseros en cada
habitación (riesgo por monóxido de carbono) Esto se aplicó por ejemplo en los hospitales de
Adernach, Beeliz, Bonn y Düsseldorf. Años más tarde, en 1893, la ciudad de Hamburgo también
concreto un proyecto de CHP, pero que en este caso fue diseñado como tal. Era la central eléctrica
(construida en 1888) que proveía de calefacción al Ayuntamiento, que también prefería prescindir
del fuego por motivos de seguridad.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 211 de 296
ORIGINAL
Figura 9: Edificio de la central cogeneradora en la calle “Poststrasse” en Hamburgo, 1893.
En 1892, con el fin de compartir experiencias y solucionar problemas técnicos, se juntaron
representantes de 16 compañías eléctricas y fundaron el Vereinigung der Elektricitätswerke
(VdEW)“ (Agrupación de centrales eléctricas). El principal problema era el dilema de la distribución
en corriente continua o alterna. Esto a pesar de que ya un año antes se había optado por la
corriente alterna en la “Exposición internacional de electrotecnia” en Frankfurt.
El siguiente paso fue suministrar barrios habitacionales y edificios públicos conjuntamente con
calefacción y electricidad. Bajo esta iniciativa se concretaron grandes proyectos de CHP (o bien
calefacción urbana, como lo llamaban los alemanes en ese tiempo) en las ciudades de München
(1901), Karlsruhe (1906), Kiel (1907), Leipzig (1912) y Berlín (1912).
Luego vino un cambio de prioridades, por la primera Guerra Mundial y tras ella, en 1920 comenzó
una real evolución tecnológica de este tema, ya que sus regiones proveedoras de carbón y gas
habían sido ocupadas por Bélgica y Francia. Dada la escasez y los altos precios, la calefacción ya no
era algo que se diera por sentado.
En 1925 participaron de una reunión las industrias relacionadas a las redes de calefacción. Esta
reunión organizada por el “Club de Ingenieros en Calefacción” realizada en la Universidad de
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 212 de 296
ORIGINAL
Berlín, 23 y 24 de Octubre de ese año (Heizungs-Ingenieure, Fichtl, Marx, & Froehlich, 1927). En
esta reunión, además de intercambiar experiencias y solucionar inquietudes técnicas, se
profundizó en la discusión acerca del “mejor” medio de transporte de energía calórica (agua o
vapor) y del modelo y tecnología de medición de consumo energético, ya que errores en este
aspecto podrían traer graves consecuencias económicas.
En 1929 Alemania contaba con 40 centrales cogeneradoras (conocidas), mientras que Europa en
1930 lucía más de 300 instalaciones de este tipo, entre otros, en Paris, Sn. Petersburgo, Helsinki y
en el Vaticano.(AGFW, 2008)
Sin interrupción, se continuó desarrollando y ampliando grandes proyectos, eficientizando el uso
de los escasos recursos. Fue entonces que vino “la crisis de la cogeneración”, pues los
requerimientos de electricidad y calefacción no coincidían durante el día. Así solucionaron
conjuntamente el problema de las redes con acumuladores de agua. Poco después de este
problema, en 1932, se reunieron por primera vez todos los representantes de las centrales de
cogeneración alemanas, lo que se podría definir como el antecesor de la actual “AGFW –
Arbeitgemeinschaft Fernwärme” (Grupo de trabajo para redes de calefacción). Cabe destacar que
esta agrupación se preocupa hoy en día principalmente sobre la eficiencia energética y la
cogeneración (AGFW, 2011). Este mismo grupo creo en 1936 las primeras directrices técnicas para
la construcción de redes de transmisión de energía térmica.
Años más tarde, tras la segunda Guerra Mundial en 1945, las redes de distribución estaban en
gran parte destruida, así como la industria y la población. A pesar de esto, la cogeneración siguió
siendo una prioridad durante la reconstrucción del país. Más aun, con tantos proyectos por
construir y el conocimiento acumulado desde 1870 hasta esa fecha, el desafío fue visto con una
mirada de largo plazo. De esta manera la energía inyectada a las redes de calefacción aumentó 11
veces entre 1950 y 1970, desde 10PJ/a (2.778 GWh/año) hasta 110PJ/a (30.556 GWh/año).
(AGFW, 2008) Estos números son válidos únicamente para la República Federal de Alemania
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 213 de 296
ORIGINAL
(Occidental), pues en la zona de ocupación Rusa, la República Democrática de Alemania, las
plantas existentes fueron en parte desarmadas y transportadas a Rusia.
Una de las claves para este enorme crecimiento fue la fundación de “Arbeitsgemeinschaft der
Landesverbände der Elektrizitätswerke (AdEW)” (Comunidad de trabajo de las agrupaciones
federales de centrales de eléctricas). Sus funciones se subdividían en cinco grupos de trabajo:
Relación de precios electricidad/calefacción; Directrices para la construcción de equipos
domiciliarios; Tarifas y medición de uso de calefacción; instalación de tuberías; Bases de la
planificación general de calefacción de ciudades. Esta entidad publicó en 1955 el primer manual
exhaustivo de las regulaciones para la construcción de instalaciones de cogeneración en Alemania
(AGFW, 2008). Entre sus tareas una de las principales fue la estandarización de equipos, ya sean
industriales, domiciliarios o de distribución.
En 1971 se funda oficialmente la AGFW, con 47 miembros que correspondían al 75% del total de la
energía inyectada a los sistemas de calefacción. Así se podría representar de manera significativa
una posición en la política y al público general. Un siguiente paso fue la creación y publicación
regular de la revista técnica “Fernwärme international“ (hoy se llama EuroHeat&Power),
asegurando con ello la comunicación con el público de interés.
Las variables incontrolables se hacen notar en octubre de 1973, cuando Egipto y siria atacan a
Israel. Durante este conflicto, la producción de petróleo de los países árabes disminuyó
drásticamente. Con esto el precio aumento en un 200% en corto tiempo, un motivo más para
fortalecer la cogeneración. Años más tarde, en 1978, tras la segunda crisis del petróleo, esta
tecnología demostró ser una buena solución. Paralelamente, en la RDA, la distribución distrital de
calor se volvía un problema, pues las redes en uso no habían sido mantenidas correctamente en
décadas (desde 1939).
Paralelamente y también muy asociado a la crisis del petróleo en los años 1970, crece fuertemente
la conciencia sobre el uso y la utilización de la energía incluso a nivel domiciliario. Los precios del
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 214 de 296
ORIGINAL
combustible dejaron de ser irrelevantes. Frente a esta nueva situación el ingeniero Ulrich
Jochimsen presentó su proyecto ENERGIEBOX (Jochimsen, 1978), consistente en la utilización de
motores de vehículos en cada hogar, acoplados a generadores eléctricos e intercambiadores de
calor para agua de calefacción o uso sanitario. Este modelo causó revuelo y tuvo bastante éxito,
hasta que los precios del petróleo bajaron nuevamente, quitando las grandes expectativas sobre
este nuevo mercado. Pero fue esta idea la que abrió la imaginación en dirección a la cogeneración
descentralizada, lo cual era posible desde el punto de vista térmico, gracias a las extensas redes
distritales de distribución de energía térmica.
Figura 10: Un modelo simplificado del microCHP de central ideado por Jochimsen.
Si bien el mercado no lo requería directamente, algunas empresas siguieron desarrollando
conocimiento en torno a este tópico, conscientes de que los combustibles fósiles no serían eternos
y de que las pérdidas por transporte se ven reducidas. Esto sin mencionar una cierta
“independencia” del sistema.
Es importante destacar que en los años 70 Alemania se concentró en su generación eléctrica a
base de centrales nucleares y termoeléctricas alimentadas por el carbón de sus regiones
occidentales.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 215 de 296
ORIGINAL
Finalmente, durante/tras la crisis del petróleo en 1974, el Gobierno de la RFA decide tomar cartas
en el asunto.
Interés del Gobierno en la cogeneración
Una vez identificado el problema, el Ministro de Investigación Matthöffer encarga en 1974 a la
AGFW realizar un estudio del potencial de la cogeneración en Alemania. Este estudio debe ser
similar a un atlas donde se indique según la región las posibilidades de desarrollo en esta materia,
tomando en cuenta aspectos ecológicos, económicos y macroeconómicos.(Deutschland, 1977)
Con el resultado de este estudio el gobierno alemán decide incentivar el desarrollo de la
cogeneración entregando subvenciones de 730 y luego 1.200 MM DM (en 1980 1USD=1.7DM; DM,
Deutsche Mark o Marco Alemán era la moneda alemana de esa época). Estos incentivos
produjeron inversiones privadas del orden de 5.400 MM DM en los años 70 y 80 (AGFW, 2008).
Reunificación alemana y liberalización
Tras la caída del muro de Berlín, después de estar 41 años separados, Alemania se unifica. Esto
significó para la industria de la cogeneración un gran boom y a la vez un gran desafío.
La primera mitad de la “década de la cogeneración”, los años 90, se vio marcada por la reparación,
renovación y creación de redes de suministro distrital de calor. Para esto fue imprescindible
desarrollar un concepto general de la evolución aspirada, creación de las empresas regionales
encargadas, la orientación a la rentabilidad desde el punto de vista del mercado, el desarrollo de
las ventas del servicio, la renovación, modernización y recambio de las antiguas instalaciones
generadoras, entre otros.
Los fondos de 1.200 MM DM necesarios para llevar a cabo esta enorme tarea fueron facilitados
por el gobierno y los estados federados. Todo esto estaba claramente dirigido/orientado por las
conclusiones del estudio sobre las posibilidades de cogeneración, realizado para evaluar las
necesidades de esta zona de Alemania. Este estudio también fue efectuado por la AGFW.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 216 de 296
ORIGINAL
El resultado de esta renovación se vio reflejado en la calidad del aire y la situación ambiental del
entorno de las ciudades beneficiadas.
KWKg: Acta para la retención, modernización y expansión de la cogeneración.
La regulación existe en Alemania específica a la cogeneración se traduce en el Acta de
cogeneración (KWGKg). Esta ley regula el financiamiento de plantas de cogeneración antiguas y
nuevas, así como el desarrollo y construcciones de redes de calor en las cuales el calor proveniente
de las plantas de cogeneración pueda ser evacuado. El propósito de esta acta es contribuir al
objetivo de incrementar la porción de electricidad producida por medio de cogeneración en la
República Federal de Alemania al 25% por medio de: protegerla por un periodo restringido,
modernizar viejas y construir nuevas plantas de cogeneración, apoyando el lanzamiento al
mercado de células de combustible como también promover la ampliación y construcción de redes
de calor que suministren calor a partir de plantas de cogeneración. Esto con el objetivo de ahorrar
energía, proteger al medio ambiente y alcanzar las metas anti cambio climático del gobierno. Esta
acta determina la compra y el pago de electricidad proveniente de la cogeneración.
El contenido de esta acta comprende:
• Definición de términos.
• Obligaciones de conexión, compra y pago.
• Categorías de plantas de cogeneración con derecho a recibir incentivos.
• Redes de calor nuevas y extendidas con derecho a recibir incentivos.
• Licenciamiento de plantas de cogeneración.
• Licenciamiento de redes de calor nuevas y extendidas.
• Pago de incentivos para redes de calor nuevas y extendidas.
• Comprobación de la electricidad suministrada mediante cogeneración.
• Descarga de costos.
• Certificado de origen de la electricidad de cogeneración eficiente.
• Responsabilidades.
• Costos.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 217 de 296
ORIGINAL
5. Recomendaciones para el mejoramiento de la normativa vigente y nueva normativa para
generación distribuida en Chile.
Las recomendaciones contenidas en este informe se concentran en los ámbitos relacionados con:
los requisitos técnicos mínimos necesarios para permitir la conexión de un generador distribuido
en baja tensión; las características específicas de la información solicitada al interesado y de los
formatos y formularios pertinentes; las condiciones que debe cumplir la actividad de cogeneración
y el uso del calor residual de proceso térmico; los antecedentes aportados por la empresa
distribuidora y los formatos asociados a los formularios utilizados para ello; las características de la
construcción, ampliación o recambio de empalmes; los requisitos de seguridad de la instalación de
conexión del generador distribuido; las exigencias de operación; los equipos de monitoreo y
medición; y las pruebas de diseño, producción, puesta en servicio y periódicas.
El primero de ellos se relaciona con los requisitos técnicos mínimos necesarios para permitir una
conexión de los sistemas de generación segura y confiable. En este ámbito los principales aportes
se centran en establecer requerimientos simplificados cuando se cuente con la certificación
internacional de los equipos, así como procedimientos de conexión segmentados por capacidad
instalada e impactos de los sistemas de generación en la red. De esta forma se evita exponer a
equipamiento de pequeña escala y certificados a pruebas y estudios innecesarios, mientras que se
asegura que generadores de mayor capacidad serán instalados de manera que no perturben la
seguridad y calidad de suministro en la red.
El segundo ámbito entrega recomendaciones para el tratamiento de la cogeneración, debido a que
esta ha sido incluida como familia tecnológica elegible para acogerse a las disposiciones
establecidas en la ley N° 20.571/2012 sobre facturación neta. Las recomendaciones se orientan
principalmente a entregar lineamientos para definir el término cogeneración eficiente y en
promover la implementación de generadores comunitarios operados mediante el modelo de tres
partes, modelo a través del cual la cogeneración eficiente se desarrolla de forma natural.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 218 de 296
ORIGINAL
El tercer ámbito se relaciona con la información, documentación y formularios asociados al
proceso de solicitud de conexión. La principal recomendación consiste en establecer un cuerpo de
documentación y formularios estandarizado e independiente de la empresa distribuidora a través
del cual el cliente deberá solicitar la conexión al sistema, en el cual se establezca claramente toda
la información que el interesado debe suministrar. Esta estandarización es necesaria para
simplificar y agilizar el proceso, además de evitar que los interesados en los proyectos de
generación deban entrar en costosas e ineficientes reuniones, conversaciones y eventualmente
negociaciones con la empresa distribuidora. Esto permite derribar las principales barreras de
entrada para la generación distribuida, las cuales ya han sido pesquisadas en los años que lleva
vigente la regulación sobre generación distribuida en Chile y el mundo.
El cuarto ámbito se refiere a los antecedentes aportados por la empresa distribuidora y los
formatos de contratos estandarizados. Aquí se recomienda principalmente que las empresas
distribuidoras realicen todos los estudios necesarios para verificar factibilidad y determinar las
modificaciones necesarias para conectar un generador distribuido en baja tensión. No obstante, se
recomienda que se mantenga abierta la opción de realizar los estudios por medio de un tercero,
condición de transparencia y autoregulación fundamental. Además, se recomienda que las
empresas distribuidoras mantengan una base de datos con las características técnicas de sus redes
de manera pública, actualizada y en formato de fácil acceso, de forma que esta información sea
vinculante para los interesados. Los interesados en conectar un generador a la red deberán enviar
un formulario estandarizado y simple para tener acceso a esta base de datos. Este formulario
deberá encontrarse disponible en forma pública en los sitios web de cada empresa distribuidora.
El quinto ámbito trata de las características de construcción, ampliación o recambio de empalmes.
La principal recomendación es que el dueño del generador distribuido no esté obligado a cambiar
el empalme a menos que su excedente de generación supere la capacidad del mismo o que la
tecnología seleccionada lo requiera, en cuyo caso el recambio lo debe realizar la empresa
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 219 de 296
ORIGINAL
distribuidora, a costo del cliente (o visar la conexión, en caso que se encomiende el cambio a un
tercero). Finalmente, dado que la legislación vigente otorga el derecho a un cliente con hasta 10
kW de capacidad a tener un empalme monofásico, se indica que la capacidad monofásica de
generación máxima instalable permitida debe ser de hasta 10 kW, evitando vulnerar el derecho de
los clientes de permanecer como cliente BT1 (sin necesidad de gestionar demanda).
El sexto ámbito trata las recomendaciones para los requisitos de seguridad de la instalación de
conexión del generador distribuido. Dentro de estas recomendaciones se tratan temas de
conexión a la red, puesta a tierra, señales de presencia de un generador distribuido y de su estado
operacional y las marcas de información y precaución.
El séptimo ámbito se refiere a las recomendaciones para las exigencias de operación, integrando
las condiciones de operación según el rango de voltaje, de frecuencia y los rangos permitidos de
factor de potencia. Estas recomendaciones se basan en las normas IEEE 1547, UL 1741, España,
Alemania, Inglaterra y NTCO.
El octavo ámbito trata sobre las recomendaciones para los equipos de monitoreo. Una
recomendación inicial respecto al equipamiento a utilizar corresponde a un medidor de dos
canales electrónico que permita medir consumo e inyección por separado. Sin embargo, en este
aspecto la principal recomendación corresponde al intervalo de integración a ser utilizado en la
medición de inyecciones y consumos del cliente y su sistema de generación. El periodo de
integración utilizado para realizar el balance entre consumo e inyección es un tema fundamental
en Chile y casi sin precedentes en la literatura internacional, pues en el ámbito del Net Metering
que se aplica en casi todos los países es absolutamente irrelevante. Sin embargo, en el ámbito del
Net Billing que se aplica en Chile el intervalo de integración determina cuanta generación local se
contabiliza como reducción de consumo y cuanta como inyección de excedentes. Por lo tanto, el
largo del intervalo define en gran medida el precio al que se valoriza la generación local. La
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 220 de 296
ORIGINAL
definición del intervalo dependerá de una decisión arbitraria de la cual depende en gran medida la
rentabilidad de los proyectos de generación distribuida.
• Si se elige un intervalo muy corto (instantáneo, 15 minutos, etc.) se le exige absoluta
coincidencia a la generación local con el consumo, para que la generación sea considerada
como reducción de consumo. Con esto aumenta la porción de la generación local que es
valorizada como inyección de excedente (a menor precio).
• Si se elige un intervalo de integración mayor (una hora, día o hasta un mes) se le permite
(o perdona) al generador cierta falta de coincidencia, utilizando a la red como batería o
buffer por una hora, día o lo que se defina, permitiéndole valorizar una mayor parte de su
producción como reducción consumo (implícitamente a mayor precio).
La decisión del intervalo de integración es finalmente política y se trata de zanjar el trade-off
entre facilitar (y eventualmente promover) el desarrollo de la generación distribuida entre clientes
BT1 por sus diversos beneficios y permanecer fiel al modelo de tarificación actual, registrando
adecuadamente la demanda de potencia de los clientes BT1 con generación distribuida (para
llevar los subsidios cruzados entre clientes con y sin generación a su mínima expresión).
Este punto además trata propuestas de esquemas de medición para sistemas de generación
comunitarios en condominios y edificios, proponiendo diversas alternativas de repartición de
inyecciones (administrativas y tecnológicas). Las propuestas del equipo DICTUC van
principalmente a establecer una solución de tipo administrativa, pues representa los menores
costos y barreras de implementación, por lo que son preferibles a las soluciones más tecnológicas.
Finalmente, el noveno ámbito corresponde a las recomendaciones para las pruebas de diseño,
producción, puesta en marcha y periódicas. El principal objeto es establecer certificaciones
homologadas a otras normas, de manera contextualizada a la realidad chilena que permitan
ahorrar costo y tiempo de pruebas y trámites. Además, se recomienda que las pruebas de puesta
en marcha se limiten a inspecciones visuales y exigencias de certificados. Por su parte, se
recomienda que las pruebas periódicas se realicen según lo que indica el fabricante.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 221 de 296
ORIGINAL
5.1 Recomendaciones generales, espíritu y futuro de la generación distribuida de baja escala
Chile como pocos países ha optado por una Ley de Facturación Neta o Net Billing para acomodar a
la generación distribuida residencial. Así mismo, se ha optado por un límite de 100 kW para las
instalaciones sujetas a este esquema, bastante superior al límite de 10 kW que caracteriza a los
clientes residenciales chilenos. Internacionalmente es común identificar que el Net Metering o
Medición Neta (esquema que comúnmente se aplica en otros países), se aplique primero a
clientes pequeños o residenciales y luego paulatinamente se extienda a instalaciones de mayor
envergadura, migrando así desde algunos kilowatts hasta las decenas y cientos de kilowatts e
incluso megawatts de capacidad.
La característica fundamental del Net Metering y del Net Billing es la simplicidad y
estandarización, donde un cliente residencial (de 6 kW o 10 kW) que no tiene ningún
conocimiento eléctrico, compra y /o contrata la construcción e instalación de un pequeño equipo
de generación. Este cliente, llenando unos pocos formularios, en el muy corto plazo y a bajos
costos de tramitación, puede disponer de su uso, reducir su cuenta de consumo energético y
recibir una retribución por los excedentes que vende a la red. En este contexto, el desarrollo de
formularios estándar, procedimientos estándares y simplificados, la utilización de equipos
certificados y la instalación por instaladores certificados de dichos equipos, además de la baja
escala de estas instalaciones, permite evitar la realización de estudios innecesarios y la necesidad
de múltiples interacciones con la empresa distribuidora. Con esto se logra una efectiva y de muy
bajo costo instalación y desarrollo del proyecto, que a la vez es segura y resguarda los intereses
tanto del cliente, sus vecinos y la empresa distribuidora.
La mayoría de las instalaciones residenciales corresponden a generación local de algunos kilowatts
de potencia instalada (0.5 kWp, 1 kWp, 3kWp, 5kW, etc.) que entregan potencias máximas y
medias muy inferiores a la potencia instalada, menor casi siempre a los 2 kW que significa
enchufar un aparato como un hervidor eléctrico. Por esta razón, la conexión o desconexión de
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 222 de 296
ORIGINAL
estos generadores tiene un impacto muy menor si es que no nulo, por lo que no se requieren
estudios ni coordinar ningún tipo de maniobra que involucre la operación de este generador y su
interacción con la red.
Estos proyectos comúnmente corresponden a generación local fotovoltaica de algunos kilowatts
de potencia instalada (0.5 kWp, 1 kWp, 3kWp, etc.) que entregan potencias máximas muy
inferiores a la potencia peak de los paneles (pues con el sol los paneles se calientan, los techos no
están orientados perfectamente hacia el sol, no utilizan seguimiento, el área de techo es limitada,
etc.). Con mucha menor frecuencia se encuentra también generadores eólicos de pequeña escala
y en algunos países como Japón e Inglaterra unidades de micro cogeneración.
Dado el éxito de estos mecanismos y los beneficios de la generación distribuida sustentable (ERNC
y cogeneración eficiente) de muy pequeña escala, en el mundo desarrollado, las condiciones de
simplicidad y estandarización antes descritas se han extendido para generadores de mayor
tamaño (superiores a los 6 kW o 10 kW), típicamente comerciales e industriales. Sin embargo, en
la medida que crecen estas instalaciones, su impacto en la red puede ser no despreciable por lo
que si bien, el procedimiento y formulario siguen siendo 100% estandarizados; los formularios
pueden ser un poco más complejos, requerir más información e incluso a veces, requerir algunos
estudios, particularmente cuando se trata de instalaciones de varias decenas de kilowatts que se
conectan al extremo final de un alimentador débil. En estos casos más extremos, a veces se
requieren ampliaciones a la red existente o establecer limitaciones a las instalaciones de
generación para evitar incurrir en dichas ampliaciones.
De forma de proveer de insumos para las recomendaciones posteriores se presentan las siguientes
dos tablas, las cuales clasifican los distintos aspectos de los estándares IEEE 1547 y UL 1741.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 223 de 296
ORIGINAL
Tabla 22: Clasificación de las especificaciones técnicas y requisitos de interconexión para los estándares IEEE 1547 y UL 1741
Alta Media Baja IEEE 1547 UL 1741
Construcción del equipo x Sólo definir que certificados debe tener el equipo Pag. 12
Protección contra daño a personas x Pag. 80
Partes móviles x 36 Pa g. 81
Interruptores y controles x 37 Pa g. 82
Montaje x 38 Pa g. 82
Características de la salida de potencia y compatibilidad con la red x Pag. 82
Interacción con la red x 40 Pa g. 82
Regulación de voltaje x 4.1.1 Pag. 6
Integración con la tierra de la red. x 4.1.2 Pag. 6 Pag. 83
Sobrevoltajes en la red x 4.2.2 Pag. 6
Perturbar protecciones de la red x 4.2.2 Pag. 6
Sincronización x 4.2.3 Pag. 6
Fluctuación de voltaje. x 4.2.3 Pag. 6
Requisitos de parpadeo x 4.2.3 Pag. 6
Caso de redes secundarias y spot x 4.2.4 Pag. 6
Caso redes secundarias x 4.2.4.1 Pag. 6
Caso redes spot x 4.2.4.2 Pag. 6
Energización indeseada de la red x 4.1.5 Pag. 7
Disposiciones de monitoreo, comunicaciónes, medida y factoración x Definir bien el tipo de equipos necesarios y sus características de operación 4.1.6 Pag. 7
Integridad de la conexión. x Los requisitos deben ser menores al caso de equipos mayores 4.1.8 Pag. 7
Interferencia electromagnética x 4.1.8.1 Pag. 7
Resistencia ante sobrevoltajes x 4.1.8.2 Pa g.7
Dispositivo de aislación x 4.1.8.3 Pag. 7
Respuesta ante condiciones anormales de la red x 4.2 Pa g. 7
Desenergización de la red x 4.2.1 Pag. 7
Pérdida de sincronismo x 4.2.5 Pag. 9
Reconexión a la red x 4.2.2 Pag. 8
Magnitudes y tiempos de despeje para el voltaje x 4.2.3 Pag. 8
Magnitudes y tiempos de despeje para la frecuencia x 4.2.4 Pag. 8
Protecciones x 4.2.6 Pag. 9
Calidad de la energía x 4.3 Pa g. 9 45 Pa g. 90
Límite de inyección de corriente DC. x 4.3.1 Pag. 9
Límite de parpadeo. x 4.3.2 Pag. 9
Límite de armónicas. x 4.3.3 Pag. 9
Elevación de voltaje. x
Operación en isla x 4.4 Pa g. 10
Tiempo de interrupción x 4.4.1 Pa g. 10
Inversor x Pag. 83
Armónicos limitados x 45.4 Pag. 91
Variación de voltaje en la salida x 46 Pa g. 91
Marcas de precaución, información e instrucciones de uso x Pag. 110
Especificaciones técnicas y requisitos de la interconexión.
Importancia Ubicación en la norma correspondienteComentario
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 224 de 296
ORIGINAL
Tabla 23: Clasificación de las pruebas exigidas por los estándares IEEE 1547 y UL 1741
Alta Media Baja IEEE 1547.1 UL 1741
Puntos generales x 4 Pag. 5 Pag. 125
Documentación x 4.4 Pag. 6
Realización de las pruebas x 4 Pag. 5
Requisitos para los equipos de prueba x 4.6 Pag. 6
Pruebas de seguridad x Pag. 80
Pruebas de diseño x 5 Pag. 7 Pag. 125
Estabilidad térmica x 5.1 Pag. 8
Comportamiento térmico de la unidad x 43 Pag. 84
Condiciones anormales de voltaje x 5.2 Pag. 9
Condiciones anormales de frecuencia x 5.3 Pag. 13
Reconexión x 5.10 Pag. 34
Integridad de la conexión x 5.5 Pag. 23
Sincronización x 5.4 Pag. 15
Operación en isla no intencional x 5.7 Pag. 25
Operación en isla no intencional para generadores síncronos x 5.7 Pag. 25
Potencia inversa x 5.8 Pag. 32
Fase abierta x 5.9 Pag. 33
Armónicas x 5.11 Pag. 35
Armónicas para generadores sincronos x 5.11 Pag. 35
Armónicas para generadores asíncronos x 5.11 Pag. 35
Limitación de corriente DC x 5.6 Pag. 24
Parpadeo x 5.12 Pag. 38
Pruebas de producción x 6 Pag. 38 Pag. 125
Prueba de resistencia del dieléctrico al voltaje x 44 Pag. 89
Respuesta a voltaje anormal x 6.1 Pag. 39 68 Pag. 127
Respuesta a frecuencia anormal x 6.2 Pag. 39 68 Pag. 127
Sincronización x 6.3 Pag. 40
Sincronización para equipos sin desactivación de sincronización x 6.3 Pag. 40
Sincronización para equipos con desactivación de sincronización x 6.3 Pag. 40
Puesta en marcha x 7 Pag. 41 Pag. 125
Verificación e inspección x 7.2 Pag. 42
Pruebas de diseño y producción realizadas en terreno x 7.3 Pag. 42
Revisión de la configuración x 7.6 Pag. 44
Operación no deseada en isla x 7.4 Pag. 42
Funcionalidad de la desenergización x 7.5 Pag. 43
Pruebas periódicas x 8 Pag. 44
ImportanciaComentario
PRUEBAS
Ubicación en la norma correspondiente
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 225 de 296
ORIGINAL
5.2 Análisis y recomendaciones de los requisitos técnicos mínimos para la conexión de
instalaciones de generación distribuida.
Los requisitos técnicos mínimos para la conexión de instalaciones de generación distribuida deben
asegurar que se cumplen los estándares de calidad y seguridad del sistema. Además, estos deben
ser diseñados de manera de no establecer barreras de entrada innecesarias a los generadores
distribuidos y que se cumplan los objetivos para los cuales se instala este tipo de instalaciones de
generación.
Al respecto, es posible establecer recomendaciones para los requisitos técnicos aplicables a las
instalaciones de generación distribuida. Estas recomendaciones pueden separarse en distintos
tópicos, entre los cuales se encuentran los siguientes: Nivel de certificación exigible,
requerimientos técnicos al equipamiento y segmentación de las exigencias, requisitos técnicos
para los equipos de protección y requisitos técnicos mínimos para los equipos de sincronización.
En particular, la exigencia de certificaciones sobre los equipos, junto con la baja escala de los
mismos, asegura que la operación de estos equipos se encuentre dentro de rangos seguros para el
sistema, las instalaciones conectadas a este y los usuarios que hacen uso de él. Esto permite evitar
la necesidad de estudios para evaluar el impacto de los generadores, así como la necesidad de la
realización de costosas pruebas de certificación y la coordinación entre los operadores de los
generadores y la empresa distribuidora, simplificando el procedimiento de conexión y posterior
operación en el sistema.
La certificación ha sido tratada ampliamente internacionalmente, recogiéndose bastante
experiencia, destacándose casos como el de Estados Unidos con la Norma IEEE1547, Europa con la
norma UL1741 y las múltiples normas específicas de cada país, como la VDE-AR-N 4105 de
Alemania, aunque también estando presente en otros países con alto desarrollo tecnológico como
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 226 de 296
ORIGINAL
Corea y Japón. Estas certificaciones son hasta cierto punto homologables e igualmente
recomendables a ser consideradas para el caso Chileno. En este punto, no es muy recomendable
sólo permitir la entrada de equipamiento certificado con una norma específica como la de Estados
Unidos (IEE1547), si no que permitir la entrada de equipamiento certificado bajo diversas normas
internacionales. Esto facilitará la diversificación de la oferta tecnológica y evitará sobrecostos
innecesarios para los desarrolladores de proyectos de generación. En la misma línea es muy poco
recomendable establecer una certificación nacional diferente a las anteriores, ya que es poco
probable que el equipamiento desarrollado en el extranjero se certifique en fábrica bajo esta
norma, por lo que se impondría un sobrecosto sobre todos el equipamiento extranjero que entre
en el país.
5.2.1 Nivel de certificación exigible, requerimientos técnicos al equipamiento y segmentación
de las exigencias.
En la familia de los generadores distribuidos existe una amplia gama de posibilidades, tanto en
tecnología, funciones operativas (compensación de reactivos, perfil de operación, etc.) y
capacidad. Si bien un generador solar fotovoltaico de 3 kW de capacidad instalada y un sistema de
cogeneración eficiente de 100 kW conectados a la red de distribución pueden ser considerados
como generadores distribuidos, sus impactos sobre la red normalmente no son comparables.
Por esta razón, no es recomendable establecer exigencias y procedimientos generalizados que se
aplican a todo el universo tecnológico de generadores distribuidos. Normativas generalizadas
como la que existe en Chile, normalmente establecen requerimientos difíciles de abordar por
generadores muy pequeños (e innecesarios), estableciendo costos de entrada al sistema muy altos
que no se justifican dado el bajo o nulo impacto de estos generadores (costos asociados a
estudios, equipamiento adicional, etc.). Por otra parte, el impacto de grandes generadores
distribuidos puede ser importante, por lo que se requiere que la normativa establezca exigencias
para evitar que la seguridad y calidad de servicio se vea mermada. Sin embargo, la instalación de
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 227 de 296
ORIGINAL
estos generadores de mayor impacto, sobre todo en el contexto de la distribución en baja tensión,
corresponderá a la excepción más que la regla, siendo el caso típico la instalación de generadores
pequeños de muy bajo o nulo impacto.
Para evitar la sobreexigencia sobre generadores pequeños o la falta de requerimientos sobre
generadores de gran escala, se han ideado requerimientos segmentados o escalonados por
capacidad. En el caso de los países desarrollados con un alto nivel de desarrollo en generación
distribuida, esta segmentación de requerimientos ha sido facilitada gracias a la creación de
certificaciones que permiten establecer un procedimiento estandarizado de conexión. Así, el
proceso no depende de estudios específicos y dedicados al proyecto, o largas negociaciones sobre
el contenido de convenios, si no que consiste en etapas y requerimientos previamente definidos y
aplicables a todos los generadores que desean conectarse a la red.
Los requerimientos y exigencias se establecen en forma diferenciada de acuerdo al nivel de
capacidad instalada. Estos requerimientos tienden a ser muy simplificados para generadores de
baja escala y complejizando los mismos a medida que el tamaño de los generadores va
aumentado. Esto es en gran parte posible debido a que el equipamiento es certificado y su
operación e interacción con la red se describe con parámetros conocidos, estando dicha operación
dentro de los límites aceptables para asegurar una cierta calidad y seguridad en el suministro.
Certificación para equipos de generación distribuida.
Los equipos de generación que están disponibles en Chile normalmente provienen del extranjero y
por lo que es más probable que lleguen a contar con certificaciones de operación normalmente
basada en estándares como el IEEE 1547 y el UL 1741 y normas específicas de países como la VDE-
AR-N-4105 (Alemania) o normas homólogas como las existentes en países como Japón y Corea,
grandes productores de tecnología a nivel internacional.
Estas certificaciones incluyen la realización de pruebas de diseño (realizadas a equipos
representativos en fábrica) y pruebas de producción (pruebas de fábrica realizadas a todo equipo
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 228 de 296
ORIGINAL
que se comercializa). Estas pruebas permiten asegurar que las funciones del equipo se encuentran
dentro de los parámetros indicados por el fabricante, lo que asegura que el suministro eléctrico no
se verá afectado con respecto a su calidad y seguridad. Las funciones certificadas para los equipos
normalmente corresponden a las siguientes: estabilidad térmica, respuesta ante condiciones
anormales de voltaje y/o frecuencia, sincronización con la reconexión del sistema, integridad de la
conexión, sincronización, operación en isla no intencional, potencia inversa, comportamiento del
equipo ante condiciones anormales de la red y fallas (fase abierta, fase a tierra, etc.), inyección de
corrientes armónicas y limitación de corriente DC.
Al considerar esas certificaciones en la normativa local y homologarlas, es posible evitar que los
generadores deban realizar algunas pruebas (ahora innecesarias), así como establecer
procedimientos de conexión más expeditos. Esto permitiría a los desarrolladores incurrir en
menores costos e instalar sus equipos en menores intervalos de tiempo, así como disminuir la
barrera de entrada asociada al desconocimiento de los procedimientos y las exigencias técnicas
que normalmente detiene a muchos desarrolladores de proyectos de generación de pequeña
escala. Estas certificaciones también permiten evitar la realización de estudios de interconexión
innecesarios (cuando corresponda) que dificultan el proceso y lo encarecen (debido a las
consultorías que normalmente los desarrolladores deben contratar).
Se recomienda que la norma técnica para generadores de baja tensión permita homologar
aquellos equipos que se encuentren certificados bajo normas internacionales como la IEEE 1547 y
la UL 1741, la norma Alemana VDE-AR-N-4105 u otra norma equivalente de países desarrolladores
de tecnología como Corea y Japón. Aquí es muy importante considerar que la normativa chilena
no debe sesgarse y orientarse a una única normativa internacional, ya que esto establecería una
barrera de entrada para las tecnologías que han sido certificadas con otras normas. En general
debiera aceptarse cualquier equipo que se encuentre certificado mediante las normas de países
desarrollados o países con gran experiencia en el desarrollo de tecnología de punta.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 229 de 296
ORIGINAL
Por otra parte, exigir una certificación nacional distinta a las anteriores sería una decisión
incorrecta y que establecería mayores costos y barreras para los generadores distribuidos. Al
respecto, es muy improbable que los fabricantes desarrollen sus equipos y los certifiquen según
norma chilena, por lo que es difícil que existan equipos que se ajusten exactamente a la normativa
local. Por esto, no considerar una homologación de certificación extranjera y establecer una única
normativa chilena aplicable hará que los desarrolladores deban incurrir en mayores costos
realizando pruebas y eventualmente adaptaciones a los equipos.
Deberá considerarse que aquellos equipos que se encuentran certificados no sean sometidos a
pruebas que resulten homólogas a las pruebas de diseño y de producción considerada en la
certificación con la que cuenta el equipo (no repetir pruebas). No obstante, al exigir homologación
de requerimientos, hay que considerar que los requerimientos establecidos en las normas
internacionales están diseñados para redes más robustas que las chilenas, por lo que la
homologación de certificaciones deberá ser realizada con cautela (para equipos grandes
especialmente), de manera que se derriben barreras de entrada pero de la misma forma, se
asegure una operación correcta del equipamiento conectado a las redes chilenas.
Requerimientos técnicos que las instalaciones de conexión deben cumplir para poder conectar
equipos de generación a la red.
Los requerimientos técnicos mínimos para permitir la conexión de un generador distribuido a la
red de distribución corresponden principalmente al límite de capacidad individual y agregada de
generación, la ubicación y configuración de la conexión del generador, el límite de inyección de
corriente continua, el límite de parpadeo, el límite de corrientes armónicas y el límite de elevación
de voltaje. Estos factores son relevantes para mantener la calidad de servicio que se le exige a los
sistemas de distribución.
En específico, los límites de capacidad individual y agregada deben ser considerados con especial
cuidado ya que estos sientan las bases sobre las cuales se deberá construir la segmentación de
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 230 de 296
ORIGINAL
requerimientos anteriormente aludida. Si bien la ley 20.571/2012 establece como límite máximo
de capacidad los 100 kW, los impactos de un generador de 2 o 3 kW no son comparables al de
generadores de superior capacidad sobre los 20 kW, 30 kW o 90 kW de capacidad. Además, debe
considerarse un límite adecuado de capacidad agregada de generadores distribuidos por sección
de línea o alimentador que permita asegurar la calidad de suministro adecuada pero que no
establezca una barrera de entrada injustificada a nuevos generadores distribuidos en zonas de alto
potencial energético.
Además, es muy importante considerar la existencia de los generadores comunitarios. Si bien la
ley 20.571/2012 pareciera encontrarse inspirada en generadores individuales conectados a las
instalaciones de clientes individuales, existirán también generadores conectados a las
instalaciones eléctricas comunes de edificios y condominios. Esta opción debe ser incluida
explícitamente en la regulación, ya que representa un nicho importante, sobre todo en el ámbito
de la generación fotovoltaica urbana y la cogeneración eficiente, tecnologías que se pueden
beneficiar enormemente del aprovechamiento de demandas conjuntas de los clientes residentes
de condominios y edificios.
• Capacidad individual de las unidades de generación
La nueva normativa para generación distribuida hasta 100 kW de capacidad instalada deberá
considerar límites para la capacidad de las instalaciones de generación que se conecten a la red.
Un primer límite corresponde a la capacidad máxima instalable para los sistemas de generación.
Tal como establece la ley 20.571/2012 la capacidad de un sistema de generación no podrá exceder
los 100 kW de capacidad instalada por cliente. El regulador además deberá estudiar límites
intermedios de capacidad que permitan establecer requerimientos segmentados para
generadores pequeños y de bajo impacto, y generadores de mayor tamaño y mayor impacto. La
experiencia internacional muestra que límites de capacidad típica entre generadores considerados
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 231 de 296
ORIGINAL
como “de nulo impacto” comúnmente residenciales y generadores de mayor envergadura, suelen
establecerse en torno a los 10 kW a 50 kW dependiendo del caso.
En el caso Chileno, la regulación existente ya considera como un límite para clientes residenciales
los 10 kW de capacidad instalada, estando la red dimensionada, preparada y financiada para poder
soportar a clientes sin un patrón de demanda predefinido y un comportamiento “estocástico” bajo
esta potencia. La generación distribuida bajo este nivel de capacidad puede ser considerada como
una demanda negativa y sin mayores impactos, ya que las instalaciones de generación típicas se
encontrarán muy por debajo de los 10 kW7, siendo parte del “ruido” ya existente en el
comportamiento de consumo energético de dichos clientes. Por esta razón, un límite natural para
los generadores distribuidos “residenciales” podría establecerse en este nivel de capacidad (10
kW). Penetraciones muy altas de una misma tecnología aumentan este nivel de ruido (varianza del
consumo neto) y puede requerir de ciertos costos adicionales. Sin embargo, esta situación y
costos se controlan con límite de capacidad agregado por alimentador.
Los generadores que se encuentren por debajo de los 10 kW, que correspondan además a
tecnología certificada, deberán ser sometidos a requerimientos estandarizados y muy
simplificados, debiendo conectarse sin mayor problema a la red, si es que estos cumplen con
ciertos requisitos, sin que sea necesario ningún estudio o adecuación del proyecto o la red.
Generadores de mayor escala debieran ser sometidos a un procedimiento un poco más complejo,
7Por ejemplo, para el caso solar fotovoltaico, si se considera una eficiencia de un 10% debido a una
ubicación e inclinación sub - óptima de los paneles (debido a que el diseño de los techos y su
orientación no obedece a la ubicación óptima de paneles solares), el efecto de la temperatura sobre la
producción y a un menor nivel de mantención, una instalación solar fotovoltaica de 10 kWp podría
requerir 100 m2 de techumbre (área muy superior a la existente en las casas promedio de Chile).
Además, al ser esta capacidad instalada “capacidad peak” de paneles, la potencia generada que se
observará en realidad será mucho menor a los 10 kW.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 232 de 296
ORIGINAL
aunque estos debieran ser igualmente expeditos, estandarizados y exentos de tramitaciones
innecesarias o negociaciones con la empresa distribuidora.
• Tipo de conexión según capacidad individual de las unidades de generación
El debate sobre el límite de capacidad no sólo se centra en el tamaño sino que también en el tipo
de conexión exigido a los generadores (monofásico o trifásico). Si bien muchas veces la misma
tecnología establece un límite de capacidad factible para conectarse mediante una conexión
monofásica (los generadores, sobre todo los rotatorios, comienzan a ser trifásicos por sobre los 4
kW o 5 kW), puede llegar a ser deseable establecer un límite para conexión monofásica mediante
la norma. Sin embargo, en Chile, el límite para conexión monofásica para los clientes se ha
establecido en 10 kW (cliente BT1), dando libertad a los clientes a consumir electricidad desde la
red de la manera que estimen conveniente dentro de este rango de capacidad. Establecer un
límite inferior a esta capacidad (10 kW) para la conexión de generadores obligaría a revocar el
derecho de los pequeños clientes hasta 10 kW de no gestionar su consumo de energía y mantener
una conexión y tarifa monofásica.
Desde el punto de vista técnico, podría ser deseable limitar las potencias de este tipo de
instalaciones si se desea establecer grandes incentivos económicos, los cuales hagan prever un
desarrollo explosivo de estas tecnologías en algunas zonas. Sin embargo, la regulación chilena ha
optado por otro camino. La ley 20.571/2012 de Facturación Neta en ninguno de sus artículos
sugiere que los clientes pierdan este derecho, más bien es neutra habilitando la conexión de
generadores e incorporando unos incentivos leves (ventajas tributarias y posibilidad de venta de
certificados ERNC). De revisarse o reducirse la capacidad de los clientes BT1, esto debiera hacerse
para todos los clientes con o sin generación distribuida.
En otros países como España y Alemania se presentan límites menores para la capacidad máxima
monofásica de generación (5 kW y 4,6 kVA respectivamente), lo que normalmente va acompañado
de una menor capacidad para instalaciones monofásicas sin generación. En cambio, en Chile el
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 233 de 296
ORIGINAL
cliente monofásico por definición se encuentra en un límite de capacidad mayor, por lo que se
recomienda mantener dicho límite máximo monofásico sujeto a la capacidad técnica de la red y a
las características de la tecnología que se está utilizando. Así, un cliente con una capacidad de
generación menor a 10 kW debiera verse obligado a cambiar el tipo de conexión de su empalme
sólo si su equipo de generación así lo requiere.
• Capacidad agregada de generación distribuida
Por otra parte, las normativas internacionales típicamente establecen un límite de capacidad
agregada de los generadores conectados a una sección de línea o a un alimentador específico, de
manera que la capacidad total de inyección no sobrepase cierto valor. En el caso norteamericano,
un valor típico para este límite, es establecer la capacidad agregada de generación en un 15% de la
demanda punta anual de la sección de línea a la cual los generadores se encuentran conectados
(RULE 21, pag.34). Asimismo, la IEEE1547 establece un límite de capacidad agregada de
generación según la capacidad del alimentador de distribución. Por otra parte, el reglamento
español (RD 1699/2011, anexo 1.1b) indica que la capacidad agregada de todos los generadores
conectados a un alimentador no puede exceder el 50% de la capacidad de dicho alimentador.
Considerando estos antecedentes, es muy recomendable que la norma técnica para generadores
en baja tensión considere un criterio para limitar la capacidad agregada de los generadores
conectados a la red. Los criterios propuestos en la experiencia internacional se basan en la
capacidad de los alimentadores y de la demanda máxima que la red enfrenta dentro de un año.
Así, una propuesta inicial puede ser limitar la capacidad agregada a un 15% de la demanda máxima
del tramo de línea al que se conectan los generadores comprometidos y a no más de un 50% de la
demanda máxima del alimentador al que los generadores se conectan.
Sin embargo, es importante destacar que este límite de capacidad y sus efectos sobre la red
deben ser considerados en el cálculo de la red óptima en el proceso de fijación de precio y cálculo
del valor agregado de distribución, por lo que el límite final deberá estar establecido en función
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 234 de 296
ORIGINAL
del nivel de penetración de generación distribuida que el regulador desea impulsar y los costos
asociados a dichas penetración. Así, es muy importante considerar que establecer este tipo de
límites de manera arbitraria puede significar a futuro una importante barrera para el desarrollo de
la generación distribuida por lo que es importante contextualizar dichos límites a la realidad
chilena. Para esto, es recomendable la realización de estudios por parte del regulador que
permitan determinar los impactos de diversos niveles de capacidad de generación agregada en las
redes chilenas, de manera de dimensionarlos y los costos asociados al mismo.
Asimismo, se debe dar la opción para que la empresa distribuidora pueda apelar a la SEC en casos
que estos límites representen un riesgo para el sistema o sobrecostos para la empresa
distribuidora, demostrando esta condición con evidencia contundente. Esto es especialmente
relevante en redes débiles, como las administradas por cooperativas o redes rurales, donde la
imposición de los mismos límites máximos considerados para redes ubicadas en grandes urbes
podría causar problemas técnicos o sobrecostos importantes.
• Ubicación y configuración de la conexión del generador.
La norma alemana para generadores en baja tensión indica diferentes puntos de conexión a la red
según la configuración de los sistemas generadores (VDE ARN 4105, punto 5.5). La opción por
defecto es conectar el generador lo más cerca posible del empalme de la casa o edificio. También
se permite que el generador se conecte a través de un empalme propio distinto al empalme del
cliente (inyección directa). Además, el generador debe contar con su propio medidor exclusivo.
Estas disposiciones están contextualizadas en la existencia de tarifas especiales tipo Feed – in para
generadores renovables, por lo que es deseable inyectar toda la energía posible a la red e
individualizar dicha generación de forma separada al consumo de una casa.
Sin embargo, el caso chileno es distinto, ya que la ley 20.571/2012 establece un esquema de
facturación neta, además de no existir tarifas especiales para premiar la generación renovable, por
lo que la facturación neta en la práctica no requiere de un medidor exclusivo para el generador. A
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 235 de 296
ORIGINAL
pesar de esto, conocer la generación local aportaría información valiosísima para los procesos de
fijación tarifaria y el dimensionamiento óptimo de las redes, pero obligaría gravar
innecesariamente a los generadores con un medidor de facturación adicional, costo que puede ser
no despreciable para instalaciones muy pequeñas (0.1 kW, 0.5 kW, 1 kW, etc.), pues además del
costo del medidor probablemente se agregue un costo de registro de la empresa distribuidora.
En este punto es importante hacer notar la existencia de la opción de generadores comunitarios.
Si bien la ley 20.571/2012 está orientada en un comienzo para generadores instalados a las
instalaciones eléctricas interiores de un cliente final, cabe la posibilidad de que los generadores
puedan conectarse a instalaciones eléctricas comunes de edificios y condominios. El desarrollo de
estos generadores representa un nicho importante y con grandes beneficios que debieran ser
considerados. Así, es necesario establecer el punto de conexión tanto para generadores
individuales, como para generadores comunitarios.
En el caso de generadores individuales, la norma deberá establecer que estos deberán conectarse
entre las instalaciones de consumo del cliente y el medidor respectivo, lo más cercano posible al
empalme. Por otra parte, los generadores comunitarios deberán conectarse a las instalaciones
eléctricas comunes del edificio y/o condominio, entre el punto de conexión del edificio y/o
condominio a la red y los medidores individuales de cada cliente. Es importante mencionar que la
conexión del generador comunitario también se relaciona directamente con el esquema de
medición que se implemente para este tipo de generadores, lo cual se discute posteriormente en
el punto 5.9.2 del presente informe.
En esta materia, también es importante considera que no todos los generadores deben conectarse
de la misma forma a la red eléctrica. En el caso de generadores trifásicos que se conecten a redes
de media tensión, la configuración de conexión del generador es relevante. Al respecto La
NTCO/2007 establece que para generadores conectados a empalmes con un consumo, el
generador deberá conectarse en estrella – delta con la estrella en el lado de alta tensión, mientras
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 236 de 296
ORIGINAL
que para empalmes sin consumos la conexión es delta – estrella (delta en alta tensión)
(NTCO/2007, art. 3-4). Estas configuraciones no siempre coinciden con las configuraciones de
conexión recomendadas por el fabricante, por lo que la norma en baja tensión debiera establecer
que la configuración de la conexión deberá realizarse de la forma recomendada por este en caso
que el sistema sea certificado. En su defecto, la configuración de la conexión deberá regirse por lo
planteado en la norma.
• Límite de inyección de corriente continua:
El estándar IEEE 1547 establece como límite de inyección de corriente continua del generador un
valor equivalente al 0,5% de su corriente nominal. Este mismo valor se encuentra en la NTCO/2007
chilena. De la misma forma, el estándar inglés (G83/1 y G83/1) establece como límite de inyección
para sistemas de hasta 16 A de capacidad, una corriente continua de 20 mA. Por su parte, el
estándar inglés G59/2, estándar ideado para sistemas de mayor capacidad y/o para sistemas que
significan un mayor impacto para la red (normalmente sobre 16 A de capacidad u otros), el límite
de corriente continua corresponde al 0,25% de la corriente nominal alterna de la unidad
generadora.
Un valor adecuado para el caso de Chile debiera encontrarse entre la exigencia establecida por el
IEEE (misma que la NTCO) y la norma inglesa G59/2, debiendo estar entre el 0,25% y 0,5% de la
corriente nominal del generador.
• Límite de parpadeo:
En general, la normativa internacional establece que el generador no debe crear parpadeo
molesto para otros usuarios en el punto de conexión a la red (IEEE, NTCO). La norma alemana
entra en un mayor detalle, definiendo el concepto de “fuerza de parpadeo de largo plazo” (PLT).
Para el caso Chileno se recomienda mantener la exigencia de la NTCO para sistemas que operen
bajo la ley 20.571.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 237 de 296
ORIGINAL
• Límite de corrientes armónicas:
Las normas internacionales del IEEE (USA) y VDE (Alemania) establecen requerimientos específicos
para las inyecciones de corrientes armónicas de componentes específicos y armónicos totales a la
red de distribución.
Según el estándar IEEE 1547, los límites de inyección de armónicas por generador deben excluir los
armónicos ya presentes en la red, previa operación del generador distribuido. Cuando el
generador alimenta cargas lineales balanceadas, los límites para las armónicas de corriente son los
presentados en la Tabla 7 presentada en forma previa en la revisión del estándar IEEE 1547.
Debido a que la normativa Chilena existente se ajusta en muchos casos a la norma IEEE 1547, una
buena aproximación a las exigencias de inyección de armónicas es el cumplimiento de la norma
IEEE 1547 al respecto. No obstante, es muy recomendable apoyar estos límites mediante una
modelación dinámica exhaustiva de casos representativos de las redes chilenas, tomando en
cuenta redes urbanas de tipo radial, anillo y enmallado y redes rurales, entre otras.
• Límite de elevación de voltaje:
El caso español establece un límite de elevación de voltaje para generador distribuidos en baja
tensión igual a un 2,5% de la tensión nominal. Al respecto la normativa alemana VDE establece un
rango similar de variación de tensión en un 3% de la tensión nominal. Esta exigencia parece
bastante alta para la realidad chilena, donde en distribución de baja tensión y media tensión debe
mantenerse la tensión dentro de un rango de ±7,5% y ±6,0% respectivamente. Se sugiere
mantener estos límites aplicables a los generadores distribuidos. Sin embargo, es recomendable
apoyar estos límites mediante un estudio que incluya la modelación estática y dinámica
exhaustiva de casos representativos de las redes chilenas, tomando en cuenta redes urbanas de
tipo radial, anillo y enmallado y redes rurales, entre otras.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 238 de 296
ORIGINAL
Segmentación de requerimientos y procedimiento de conexión.
Tal como se introduje previamente, establecer requerimientos generalizados y aplicables a todos
los generadores distribuidos puede traducirse en el levantamiento de importantes barreras para la
entrada de generación distribuida de pequeña escala. Buscando asegurar que grandes
generadores no produzcan impactos nocivos en la red, se establecen obligaciones que incluso los
pequeños generadores deben cumplir para poder conectarse. Esto se traduce en costos, que
comparados a la capacidad e inversión asociada de estos generadores más pequeños, pueden
llegar a ser muy importantes. Para evitar este problema, se propone introducir un procedimiento y
requerimientos de conexión segmentados que apliquen diferentes exigencias, según el impacto
que los generadores puedan tener en el sistema. La experiencia internacional muestra que existen
procedimientos claramente definidos para generadores de bajo impacto o pequeña escala y para
generadores de mayor impacto o mayor escala.
El requerimiento de estudios profundos y complejos a los pequeños medios de generación la
petición de información innecesaria o costosa de obtener, puede establecer una barrera
insoslayable para proyectos pequeños, limitando la entrada de este tipo de generadores. Por esta
razón es de absoluta relevancia establecer requerimientos diferenciados para proyectos pequeños
y para proyectos de mayor envergadura.
En el caso de los proyectos pequeños, la experiencia internacional muestra que en un sinnúmero
de casos donde se han aplicado estándares de interconexión, la tendencia ha sido a establecer
menores requerimientos de estudios y análisis a realizar, a la vez que se han requerido
instalaciones estandarizadas y certificadas. Por ejemplo, en muchos estados de Estados Unidos, los
sistemas de generación certificados (típicamente el estándar IEEE 1547 y la norma UL 1741), con
capacidad menor a 10 kW – 50 kW y basados en Inversores de potencia acceden a un proceso de
interconexión abreviado o “Fast Track Interconnection”. Este proceso consiste básicamente en la
revisión, por parte de la distribuidora, de un “Checklist”, que de ser cumplido a cabalidad, permite
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 239 de 296
ORIGINAL
la interconexión de estos sistemas sin la necesidad de realizar estudios de ningún tipo. Esta lista de
requerimientos considera los siguientes elementos: Capacidad agregada en sección de la red de
distribución limitada de acuerdo al tipo de red (radial, Spot, Network Area8), límite de reducción
de capacidad de interrupción de protecciones, límites de capacidad por tipo de conexión
(monofásica o trifásica), estabilidad de zona de conexión, entre otros elementos. De no cumplirse
estos requerimientos, según el caso, podrá ofrecerse realizar mínimas modificaciones al proyecto
y/o a la red a costos muy bajos para permitir la conexión del sistema y de no ser posible, la
realización de estudios complementarios y modificaciones mayores a la red, todo a costo del
interesado.
Para el caso de los proyectos de mayor envergadura, estos deberán necesariamente someterse a
estudios y pruebas de campo conducentes a determinar su impacto sobre la red de distribución y
las posibles extensiones y refuerzos, típicamente de alto costo, que requerirá la red para permitir
la conexión adecuada y segura de estos generadores. Estos estudios comprenden típicamente tres
etapas: la primera conducente a identificar cualitativamente los posibles impactos del sistema
generador en la red, la segunda conducente a cuantificar los impactos y la tercera conducente a
determinar y valorar las modificaciones a ser realizadas en la red.
Por otra parte pero en la misma línea, el caso inglés ofrece un ejemplo donde la normativa
establece tres procedimientos de conexión distintos. Primero existe un procedimiento de conexión
abreviado para generadores basados en una unidad y que tiene una capacidad trifásica de un
máximo de 11,04 kW (3,68 kW monofásico) y conectados en baja tensión. Este procedimiento
consiste principalmente en entregar formularios de conexión y conectarse directamente a la red
8 Red Spot: Es la red presente en una edificación que recibe alimentación desde varios empalmes, generalmente utilizadas en
construcciones que necesitan seguridad adicional en su suministro eléctrico (hospitales, militar, etc).
Red Network Area: Red tipo enmallada.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 240 de 296
ORIGINAL
sin la necesidad de estudios y pruebas. Para generador de mayor tamaño (por sobre 11,04 kW de
capacidad trifásica instalada), el generador debe pasar por un procedimiento más complejo y
detallado el cual incluye una fase de planificación, una fase de información, una fase de diseño,
una fase de construcción y una fase de pruebas y acreditación. Procedimientos similares pueden
observarse en el caso de España, donde se introduce el concepto de interconexión abreviada, la
cual se aplica a generadores de hasta 10 kW de capacidad instalada conectadas a baja tensión.
En base a esta experiencia es posible proponer una estructura similar para el caso Chileno. Es
posible introducir un proceso de solicitud de interconexión que pueda desarrollarse en hasta 3
etapas, dependiendo de la envergadura del proyecto de generación y sus posibles impactos sobre
la red. La primera etapa deberá corresponder a una revisión simplificada del proyecto. Se revisará
si el proyecto cumple con una lista de requerimientos. De cumplirse estos requerimientos, el
proyecto podrá conectarse a la red sin la necesidad de la realización de estudios ni pruebas de
conexión, más allá de inspecciones visuales de rutina. Los requisitos propuestos a cumplir por
estos generadores son los siguientes y están orientados a asegurar que estos generadores no
significan impactos significativos para la red:
1. La solicitud de conexión deberá estar completa, con la información correspondiente y
correcta.
2. El sistema de generación no deberá conectarse a una red secundaria9.
3. El equipamiento de generación e interconexión deberá ser certificado.
4. La capacidad de generación agregada en la sección de línea a la cual el equipamiento de
generación se conecta no deberá ser superior al porcentaje de la capacidad punta de
dicha sección u otro límite de capacidad agregada según defina la norma técnica.
9 Una red secundaria corresponde a una red de distribución que se encuentra alimentada por más de un alimentado primario,
todos independientes entre sí, de manera de aumentar la confiabilidad del suministro entregado por dicha red. Estas redes son
normalmente utilizadas para alimentar instalaciones prioritarias como hospitales, centros militares, etc.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 241 de 296
ORIGINAL
5. La instalación de generación deberá cumplir con los requerimientos de caída de voltaje
definidos en la norma técnica respectiva.
6. La capacidad de bruta nominal del sistema de generación no podrá estar por sobre los 10
kW de capacidad instalada.
7. La contribución del sistema de generación a la corriente de cortocircuito en el alimentador
correspondiente no deberá superar los límites que la norma técnica vigente defina al
respecto.
De no cumplirse alguno de estos requerimientos, el proyecto deberá entrar en una segunda etapa
que podrá denominarse revisión suplementaria. Esta revisión deberá ser realizada por la empresa
distribuidora a costo del cliente (costo que debiera regulado), y deberá ser conducente a
determinar si el proyecto puede significar impactos importantes a la red y si es posible conectarlo
al sistema, ya sea sin modificaciones en el proyecto o con modificaciones en él, las cuales permitan
su conexión segura a la red. Es recomendable que la empresa distribuidora realice este tipo de
estudios ya que es esta quien conoce mejor sus redes de distribución y tienen ventajas
comparativas claras respecto de otras entidades. Sin embargo, por cuestiones de transparencia
debiera ser posible para los desarrolladores de proyectos, optar por realizar dichos estudios con
un tercero, debiendo la empresa distribuidora visar sus resultados a un costo regulado (o
gratuitamente si así el regulador lo estima conveniente).
De no ser posible conectar el proyecto mediante modificaciones del mismo, este deberá entrar en
una tercera etapa, la cual consistirá en un estudio de interconexión. En este estudio se
determinaran exactamente todos los impactos que el generador pueda causar en la red y se
estimaran las modificaciones que serán necesarias de realizar tanto en el proyecto como en la
misma red, de manera de lograr una conexión segura del generador. Estos estudios también
deberán entrar una estimación del presupuesto de conexión a la red, que incluya un costo
estimado de las adecuaciones necesarias en la red. El costo del estudio de interconexión será de
cargo del cliente y este deberá ser realizado por la empresa distribuidora. Esta última fase debiera
ser muy similar al conducto regular típico disponible para los generadores distribuidos en media
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 242 de 296
ORIGINAL
tensión, pero debiera ser solo necesaria en casos muy excepcionales donde las características de
los generadores y/o sus impactos así lo ameriten. Es esperable que la mayor parte de las
instalaciones sólo debieran someterse a la primera etapa de revisión (siempre que sean
certificadas y de una capacidad acotada), debiendo pasar el resto a la segunda y tercera etapa.
5.2.2 Requisitos técnicos para los equipos de protección.
Para tener un sistema de protección que permita asegurar la calidad y seguridad del sistema este
debe incluir un elemento de corte general y aislación, un interruptor automático para
desconexión/conexión automática en presencia de anomalía de tensión o frecuencia y los
sistemas de protecciones asociados a las funciones de estos interruptores.
Los requisitos técnicos para el interruptor de conexión son los siguientes:
• Debe permitir la operación automática en caso de alguna perturbación en la red.
• Debe asegurar separación galvánica.
• Debe ser accesible por el personal de la empresa de distribución.
• Debe diseñarse para ser a prueba de corto circuito.
• Debe ser liberable sin demora y en respuesta a las funciones de protección requeridas.
Según la norma alemana, el interruptor de conexión debe componerse de dos interruptores en
serie para dar redundancia ante fallas. Los interruptores de la conexión pueden ser ejecutados
como dispositivos de interrupción galvánica, contactores mecánicos o interruptor de motor. Si el
interruptor de conexión está integrado, la construcción del interruptor debe tomar en cuenta la
tolerancia a una falla y asegurar la interrupción galvánica de todas las fases con tolerancia a una
falla. Además, el tiempo de respuesta del interruptor de conexión debe ir explicitado en los
documentos del fabricante.
La protección de la red y del sistema debe estar a cargo de un sistema que tenga los certificados
de conformidad de diseño según IEEE o equivalente. Este sistema actúa sobre el interruptor de
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 243 de 296
ORIGINAL
conexión y debe incluir todas las funciones de protección necesarias. Este sistema de protecciones
puede ser externo o estar incluido en un equipo operacional (ejemplo: Inversor) en cuyo caso el
equipo deberá tener su certificado de conformidad respecto de las funciones de protección que
maneja.
Los equipos de protecciones son comúnmente dependientes de la presencia de alimentación
externa auxiliar, por lo tanto, para asegurar la correcta operación, la pérdida de voltaje auxiliar en
el sistema de protección debe producir una desconexión inmediata. Además, las funciones de
protección deben mantenerse incluso en el caso de una falla en el control del sistema.
El accionamiento de un interruptor de desconexión no puede ser demorado por alguna otra
función.
Las funciones que se deben cumplir son (IEEE, España, Alemania):
- Protección contra caída y subida de voltaje: las protecciones relacionadas con la tensión
deben ser implementadas trifásicamente, deben actuar ante la perturbación de al menos
una línea. Los valores y tiempos de reacción se indican en la Tabla 5 y Tabla 17 para las
normas IEEE y VDE (Alemania) respectivamente.
- Protección contra decremento e incremento de frecuencia: las protecciones de frecuencia
deben ser implementadas monofásicamente. Los valores y tiempos de reacción se indican
en la Tabla 6 y Tabla 17 para las normas IEEE y VDE (Alemania) respectivamente.
- Detección de operación en isla: esto pretende prevenir una alimentación no intencional
del generador a una fuente de suministro separada del resto de la red así como la
alimentación de fallas dentro de la red. Para los sistemas de generación, la detección de
operación en isla se puede realizar utilizando uno de los siguientes métodos:
1. Método activo, en general por medio de desplazamiento de frecuencia
(generalmente para foto voltaico). Este método se verifica mediante una prueba
de circuito resonante.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 244 de 296
ORIGINAL
2. Método pasivo por medio del monitoreo del voltaje trifásico. Este método se
verifica en una fuente de voltaje alterno.
La detección de operación en isla se debe detectar en 2 segundos según las normas de España y la
NTCO y en 5 segundos según la norma de Alemania. Se recomienda utilizar un rango entre estos
valores.
Cuando los equipos de protección ofrecen la posibilidad de configurar sus parámetros de
funcionamiento, deben contar con alguna medida de seguridad que impida la manipulación de
estos sin la autorización pertinente.
En este punto respecto a las protecciones, es muy importante destacar que el requerimiento de
protecciones excesivas puede encarecer mucho los costos de inversión de sistemas pequeños,
volviéndolos económicamente inviables en la práctica. Esto es especialmente importante en
sistemas basados en inversores, donde normalmente los inversores de potencia ya incluyen
muchas, si es que no todas las funciones de protección necesarias para una operación segura en la
red. La exigencia de protecciones adicionales puede no ser deseable, ya que levantaría una barrera
importante para la generación solar, la cual representa uno de los nichos más explotados y
expandidos gracias a la medición neta y las políticas de generación distribuida a pequeña escala.
5.2.3 Requisitos técnicos mínimos para los equipos de sincronización.
La sincronización de un generador con la red es parte fundamental de la operación de un
generador y es el momento más demandante para la red ya que se producen oscilaciones de
voltaje y corriente que merman la fortaleza de dicha red en términos de seguridad y calidad.
Por lo tanto, las condiciones de sincronización deben cumplir con mantener niveles bajos de
oscilación de voltaje en la red, lo cual dependerá de la corriente de conexión del generador y de la
impedancia de la red en el punto de conexión. Si bien, establecer valores para los parámetros de
sincronización permite asegurar un máximo de corriente de conexión, dependiendo de la razón
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 245 de 296
ORIGINAL
entre potencia de corto circuito y potencia de generador, puede ser necesario establecer valores
más estrechos para evitar reacciones indeseadas en el sistema al momento de la conexión como el
parpadeo.
El parpadeo se considera excesivo si genera oscilaciones visibles en el sistema de iluminación de
otros clientes. Si el generador produce parpadeo por sobre los niveles permitidos en el punto de
conexión común más desfavorecido, se deben tomar las medidas en ese punto. La responsabilidad
de implementar estas medidas recae en el operador de la red que contiene a este punto.
Según la norma alemana al respecto del tema de sincronización se tienen los siguientes puntos:
- Un generador se conectará a la red sólo si el voltaje y frecuencia de línea se mantienen
dentro de los rangos 85% y 110% del voltaje nominal y 47,5 y 50,05 Hz respectivamente
durante un periodo de al menos 60 segundos. Los valores de la configuración se coordinan
con el operador de la red.
- Los cambios de voltaje debido a la conexión/desconexión de generadores no debe exceder
el 3% del voltaje nominal en el punto de conexión común y la frecuencia de ocurrencia del
3% no debe ser mayor a una vez cada 10 minutos.
- La variable medida utilizada como criterio para determinar si la oscilación de voltaje es
aceptable, es la fuerza de parpadeo de largo plazo PLT. Este valor se calcula según se
especifica en DIN EN 61000-3-3 a partir de la fuerza de parpadeo de corto plazo, el cual se
calcula mediante un proceso estocástico de observación durante 10 minutos. La fuerza de
parpadeo de largo plazo se calcula como el promedio cúbico de 12 valores de fuerza de
parpadeo de corto plazo, es decir, toma en cuenta un periodo de dos horas.
- Para sistemas de hasta 75 A nominal, las reacciones de la red se consideran
suficientemente limitadas, si la unidad generadora cumple con los límites dados en DIN EN
61000-3-3 (VDE 0838-3) o en DIN EN 61000-3-11 (VDE 0838-11) según corresponda.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 246 de 296
ORIGINAL
- El conjunto de generadores conectados a la red de baja tensión no debe generar una
fuerza de parpadeo de largo plazo mayor a 0,5 en el punto de conexión común más
desfavorecido (incluye generadores de más de 75A).
Por su parte, la norma española sólo indica que la variación de voltaje no deberá superar el ±5%
del voltaje nominal de la red y que se deben cumplir los requisitos de parpadeo indicados por la
norma.
5.3 Análisis y recomendaciones de las condiciones que debieran cumplir la actividad de
cogeneración y el uso del calor residual de proceso térmico.
La cogeneración es una de las formas más costo-efectivas y eficientes que existen de suministrar
demandas de calor y electricidad en forma local, a la vez que se logran abatir emisiones de gases
de efecto invernadero. Para su integración es necesario el tratamiento de algunos temas
relevantes a nivel de norma técnica. Estos temas son la definición del término de cogeneración
eficiente y la certificación necesaria para dicha definición, así como el impulso del desarrollo de
generadores comunitarios y el modelo de tres partes, mediante los cuales la cogeneración
eficiente se desarrolla de forma natural.
Al respecto es muy importante que el regulador tome una postura al respecto y establezca una
definición clara y precisa de cogeneración eficiente. Para esto es posible tomar como punto de
partida las definiciones que ya se han implementado en la experiencia internacional, debiendo ser
contextualizadas al caso chileno. Así mismo, potenciar el establecimiento de modelos comerciales
que faciliten el desarrollo de la cogeneración es tremendamente relevante.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 247 de 296
ORIGINAL
5.3.1 Definición de cogeneración eficiente para generadores en baja tensión.
El objetivo de todos los procesos de cogeneración es ahorrar combustible y, en consecuencia,
emisiones de gases de efectos nocivos. Si bien, en general, todas las plantas de cogeneración bien
diseñadas aportan estos ahorros, su capacidad de ahorrar puede ser muy diferente en función de
su tamaño y sobre todo de lo ajustado de su diseño a la demanda de calor. Por ello, la legislación
suele fijar índices de eficiencia en lugar de ahorros en valor absoluto para evaluar la calidad del
diseño de una planta de cogeneración.
Los índices más utilizados son los siguientes:
• Rendimiento global (η), que expresa una relación entre la producción conjunta de energía
eléctrica y calor respecto al combustible empelado para ello. Es un valor intrínseco y no
comparativo de una planta de cogeneración.
• Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE), es el rendimiento eléctrico comparable con una
planta de sólo generación de energía eléctrica, descontando del combustible total el
consumido para producir el calor por medio de sistemas convencionales. Este índice
permite comparar la eficiencia eléctrica de una planta de cogeneración con el rendimiento
eléctrico o global de una planta de sólo producción de energía eléctrica. Al ser un índice de
cálculo fácil, es utilizado en diversos países. Sin embargo, esta comparación directa con
plantas del régimen ordinario no tiene en cuenta las pérdidas evitadas en las redes de
transporte y distribución, que es otro de los grandes objetivos perseguidos por países que
buscan desarrollar la generación distribuida y la cogeneración (por ejemplo el caso
europeo y español en la Directiva Europea 2004/8/CE y el RD 616/2007). De acuerdo a lo
anterior, la ecuación que se utilizará para el cálculo del REE es la siguiente:
, ó ó
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 248 de 296
ORIGINAL
Donde:
Energía eléctrica generada por la planta de cogeneración.
Combustible consumido por la cogeneración.
, ó Combustible consumido por dispositivos de
postcombustión.
Calor útil producido por la cogeneración.
ó Calor producido por dispositivos de postcombustión.
Valor de referencia de la eficiencia para la producción de
calor.
El calor útil se calculará sobre equipos que generan calor de cogeneración y dispositivos de
postcombustión. De este modo se excluyen dispositivos tales como calderas
convencionales, quemadores auxiliares, calderas con extracción de vapor antes de su uso
en turbinas de vapor, vapor sobrante, calor para precalentamientos de agua de
alimentación, etc.
• Ahorro Porcentual de Energía Primaria (PES), en la directiva europea 2004/8/CE, se
determina si una unidad de cogeneración es considerada eficiente y por lo tanto puede
conectarse a la red de distribución, mediante el cálculo del ahorro porcentual de energía
primaria. Este valor representa a la relación entre la energía primaria no consumida
debido a la cogeneración y la energía primaria que se hubiera consumido en generación
separada de calor y electricidad. El ahorro de energía primaria aportado por la producción
mediante cogeneración definida de conformidad con el anexo II de la directiva europea
2004/8/CE se calculará mediante la fórmula siguiente:
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 249 de 296
ORIGINAL
!"1 1
$ $%& '100%
Dónde:
Es el ahorro de energía primaria.
$ Es la eficiencia térmica de la producción mediante cogeneración, definida
como la producción anual de calor útil dividida por la aportación de
combustible, utilizada para generar la suma de las producciones de calor
útil y electricidad procedentes de la cogeneración.
Es el valor de referencia de la eficiencia para la producción separada de
calor.
$ Es la eficiencia eléctrica de la producción mediante cogeneración definida
como la electricidad anual producida por cogeneración dividida por la
aportación de combustible utilizada para generar la suma de la producción
de calor útil y electricidad procedentes de la cogeneración. Si una unidad
de cogeneración generare energía mecánica, la electricidad anual
producida por cogeneración podrá incrementarse mediante un elemento
adicional que represente la cantidad de electricidad equivalente a la de
dicha energía mecánica. Este elemento adicional no dará derecho a
expedir garantías de origen con arreglo al artículo 5 de la directiva europea
2004/8/CE.
Es el valor de referencia de la eficiencia para la producción separada de
electricidad.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 250 de 296
ORIGINAL
Tabla 24 - valores de referencia de eficiencia de producción de electricidad y calor, extraída de la Decisión de la UE de 21 de diciembre de 2006.
Tipo de Combustible
Eficiencia de producción de calor Eficiencia de producción de
electricidad Vapor (*)/ agua
caliente10
Uso directo de gases de
escape (**)
Co
mb
ust
ible
s só
lido
s
Hulla/coque 88% 80% 44,2%
Lignito/briquetas de lignito 86% 78% 41,8%
Turba/briquetas de turba 86% 78% 39,0%
Combustibles de madera 86% 78% 33,0%
Biomasa agrícola 80% 72% 25,0%
Residuos biodegradables (municipales) 80% 72% 25,0%
Residuos no renovables (municipales e industriales 80% 72% 25,0%
Esquisto bituminoso 86% 78% 39,0%
Co
mb
ust
ible
s
líqu
ido
s
Hidrocarburos (gasóleo+fueloil residual), GLP 89% 81% 44,2%
Biocombustibles 89% 81% 44,2%
Residuos biodegradables 80% 72% 25,0%
Residuos no renovables 80% 72% 25,0%
Co
mb
ust
ible
s
gase
oso
s
Gas natural 90% 82% 52,5%
Gas de refinería/hidrógeno 89% 81% 44,2%
Biogás 70% 62% 42,0%
Gas de horno de coque, gas de alto horno, otros gases
residuales, calor residual recuperado 80% 72% 35,0%
Para este cálculo, el calor útil únicamente se referirá a dispositivos en los que de forma simultánea
a la generación de dicho calor se genera energía eléctrica, excluyéndose todo aquel generado por
otros dispositivos (postcombustión, calderas auxiliares, etc). De esta forma este calor corresponde
al calor de cogeneración (HCHP). Los valores de referencia de eficiencia de producción de
10 * La eficiencia del vapor debe rebajarse en 5 puntos porcentuales en caso de que los Estados miembros que aplican el artículo 12, apartado 2, de la
Directiva 2004/8/CE incluyan el retorno de condensados en los cálculos de la unidad de cogeneración.
** Si la temperatura es de 250°C o más, tienen que utilizarse los valores del calor directo.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 251 de 296
ORIGINAL
electricidad y calor se muestran en la Tabla 24, extraída de la Decisión de la UE de 21 de
diciembre de 2006.
En el real decreto español 616/2007, se utiliza el rendimiento eléctrico equivalente para
determinar si el sistema cogenerador es de alta eficiencia o no. Los límites mínimos para optar a
esta calificación se definen según la tecnología utilizada y el rendimiento que muestra la misma
considerando los sistemas actuales, por lo tanto, estos valores cambian anualmente a medida que
la tecnología mejora. Los valores que se utilizan según tecnología actualmente para definir
sistemas de cogeneración eficiente son los siguientes:
• Combustibles líquidos en centrales con calderas: 49%.
• Combustibles líquidos en motores térmicos: 56%.
• Combustibles sólidos: 49%.
• Gas natural y GLP en motores térmicos: 55%.
• Gas natural y GLP en turbinas de gas: 59%.
• Otras tecnologías y/o combustibles: 59%.
• Biomasa: 30 a 50 %.
La directiva europea 2004/8/CE categoriza a los equipos de cogeneración como equipo de
cogeneración eficiente en base a los siguientes criterios:
a) La producción de cogeneración procedente de unidades de cogeneración eficiente deberá
aportar un ahorro de energía primaria de al menos el 10 %.
b) La producción de las unidades de cogeneración a pequeña escala y de microcogeneración
que aporten un ahorro de energía primaria podrá considerarse cogeneración de alta
eficiencia.
Conforme a estos criterios, las unidades mayores a 1MWe con un PES mayor al 10% son
consideradas de alta eficiencia, mientras que las unidades menores a 1MWe (pequeña escala) son
consideradas de alta eficiencia con un PES mayor a cero.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 252 de 296
ORIGINAL
Estas definiciones son útiles para establecer una definición de cogeneración eficiente para el caso
Chileno. Por una parte, la definición establecida por la directiva europea es un punto de partida
por sobre la cual construir una definición de cogeneración eficiente. Sin embargo, el enfoque
establecido en la normativa española pareciera ser más adecuado, ya que permite una
actualización continua de los valores para los rendimientos eléctricos eficientes para los distintos
tipos de combustibles posibles de utilizar. Este enfoque permite reflejar la mejora de las
tecnologías y la experticia local para diseñar sistemas de cogeneración más ajustados a las
demandas de calor y por tanto más eficientes. Para que esto sea efectivo, la normativa chilena
debe pronunciarse y establecer una definición de cogeneración eficiente con rapidez para así no
afectar el desarrollo de esta tecnología.
Certificación de sistemas de cogeneración
En cuanto a la certificación, se tienen requisitos similares entre la norma específica de España y la
directiva europea. La norma española requiere que los documentos cuyo propósito sea la
determinación y/o certificación del REE para su comunicación a efectos del cumplimiento de lo
exigido en el RD 661/2007 incluyan lo siguiente:
• Ficha técnica resumen que se detalla en el anexo 4 de la guía técnica para la medida y
determinación del calor útil (calor que debe generarse de una u otra forma para suplir una
necesidad), de la electricidad y del ahorro de energía primaria de cogeneración de alta
eficiencia, cumplimentada de acuerdo a las indicaciones e instrucciones que igualmente se
indican en el anexo.
• Descripción detallada del cálculo del calor útil.
La norma técnica respectiva debiera considerar un mecanismo de certificación para los valores de
eficiencia declarados para los sistemas de cogeneración. Deberá establecerse una metodología de
medición, formularios estandarizados de certificación y organismos certificados que estén
autorizados para medir los rendimientos de los sistemas de cogeneración.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 253 de 296
ORIGINAL
5.3.2 Modelo de tres partes y generación comunitaria.
Los sistemas de cogeneración se desarrollan de forma natural mediante la implementación de
modelo de tres partes. En dichos modelos, un tercero es responsable de la instalación de la planta
de cogeneración y de su operación, además de ser normalmente el suministrador del combustible
utilizado en el proceso térmico. Estas plantas son instaladas en los empalmes de clientes ajenos y
normalmente no instruidos en los temas de cogeneración, por lo que la planta funciona siendo
operada por una tercera parte, que establece una relación privada con el cliente dueño del
empalme. Este tipo de modelo puede darse muy a menudo en condóminos y edificios donde
existe una demanda agregada conjunta de calor y electricidad.
Bajo esta perspectiva, para promover el modelo de tres partes es importante considerar dentro de
la normativa eléctrica, la posibilidad de generadores comunitarios instalados en las instalaciones
eléctricas interiores de dichos condominios o edificios. Es necesario considerar la forma de
conexión, el sistema de medición y repartición de excedentes y las responsabilidades atribuibles al
generador. Normalmente, estos temas son de pertinencia de los reglamentos y no de las normas
técnicas (según el esquema regulatorio chileno), aunque la norma técnica debe considerar las
disposiciones y exigencias necesarias para un generador comunitario.
Al respecto de las consideraciones técnicas, estas ya han sido incluidas en la sección anterior
donde se entregan las recomendaciones para la conexión de generadores distribuidos,
estableciendo que es necesario considerar a los generadores comunitarios en dichos
requerimientos, con un punto de conexión específico para estos, debiendo ser mencionado
explícitamente en la norma (instalaciones comunes de condominio).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 254 de 296
ORIGINAL
5.4 Análisis y recomendaciones de las características específicas de la información solicitada al
interesado, con los respectivos formatos y formularios pertinentes
Una de las grandes barreras a la penetración de generación distribuida es la establecida por los
procedimientos administrativos, la información solicitada a los desarrolladores de proyectos, así
como la calidad, formato y actualización de la información técnica de la red suministrada por las
empresas distribuidoras a los desarrolladores. Si bien La NTCO/2007 establece un listado de la
información que debe ser solicitada al interesado y la información que este último debe solicitar a
la empresa distribuidora, estas definiciones son al fin y al cabo vagas en definir los detalles de la
información, quedando la definición de dichos detalles en manos de la empresa distribuidora. Esto
es especialmente grave en el caso chileno ya que es el desarrollador y no la empresa distribuidora
quien debe realizar todos los estudios pertinentes a la conexión del generador. Así, la información
entregada por la empresa distribuidora no es vinculante y el procedimiento en la práctica
establece retrasos y problemas que pueden generar costos importantes para generadores
pequeños (varios kW y varios cientos de kW). Muchas veces, el desarrollador debe entrar en
procesos de negociación que requieren varias iteraciones con la empresa distribuidora para lograr
obtener la información actualizada y en formatos adecuados para ser utilizada. Pese a esto, la
información podría no estar actualizada y la distribuidora podría solicitar la realización de algunos
estudios nuevamente. Pese a que la empresa distribuidora es quien conoce mejor sus redes de
distribución y puede realizar los cálculos y estudios de manera costo efectiva, es el desarrollador
quien es obligado a realizar dichos estudios, incurriendo en costos mayores a los que la empresa
distribuidora podría incurrir para lograr obtener los mismos resultados (tiempo, recursos en
consultoría, etc.).
Así mismo, si bien la norma técnica propone un formato de formulario de solicitud de información,
en la práctica estos no son vinculantes, mientras que no existe formato estandarizados para los
contratos y acuerdos que la empresa distribuidora y el cliente deban firmar. Así, la empresa está
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 255 de 296
ORIGINAL
en la práctica habilitada de solicitar información adicional y establecer cláusulas que podrían llegar
a ser innecesarias o abusivas con los generadores distribuidos, traduciéndose esto en importantes
barreras de entrada para la generación distribuida.
Considerando lo anterior, es posible realizar recomendaciones referentes a los procedimientos de
solicitud de información al desarrollador, a la empresa distribuidora y respecto a los formados de
documentación y contratos estándares que puedan estar involucrados en el proceso de solicitud
de conexión.
5.4.1 Información solicitada a los interesados en desarrollar proyectos de generación
Al momento que un interesado desee iniciar el proceso de solicitud de conexión este deberá llenar
un formulario estandarizado el cual deberá contener toda la información necesaria para que la
empresa distribuidora realice una revisión inicial y determine si el proyecto puede conectarse a la
red de distribución sin requerir estudios, modificaciones al proyecto y/o adecuaciones a la misma
red. Al respecto, la experiencia internacional muestra diversos formatos de formularios de
solicitud de conexión11. Estos formatos corresponden a formatos estandarizados, disponibles en
forma pública y con instrucciones claras, requiriendo la información mínima para que la empresa
distribuidora pueda determinar si el sistema puede conectarse o no a las redes de distribución.
Estos formularios estandarizados debieran incluir secciones claramente definidas indicando
exactamente la información que se requiere al interesado. Una propuesta preliminar de
formulario puede consistir en un formulario compuesto por cuatro secciones. La primera de esta
corresponde a la introducción del documento donde se describe de forma breve y resumida la
aplicabilidad del programa de facturación neta, así como los lineamientos y pasos del proceso, un
11 http://www.pge.com/includes/docs/pdfs/about/rates/tariffbook/E79-974.pdf
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 256 de 296
ORIGINAL
resumen a modo de lista de la documentación e información que el interesado debe presentar de
manera adjunta a la solicitud (Diagrama unilineal, planos y diagramas del sitio de instalación, datos
de placa de transformadores, descripción de componentes, niveles de capacidad y descripción del
mecanismo de transferencia de interruptores de transferencia, Relés de protección indicando
diagramas de protección o diagramas elementales mostrando el cableado del relé y sus conexión,
la configuración de relé propuesta y la descripción de cómo el esquema de protecciones debiera
funcionar, según corresponda al sistema de generación especifico que se desea conectar. Además
esta sección deberá incluir de forma explícita los costos en los que deberá incurrir el cliente
interesado para iniciar el proceso de solicitud de conexión, el cual normalmente va orientado a
costear los costos de la revisión inicial del proyecto (o revisión simplificada, ideada para sistemas
de pequeña escala y nulo impacto). Esta sección también debe incluir explícitamente toda la
información de contacto y para solicitud de asistencia de la empresa distribuidora.
La segunda parte debe corresponder a la identificación de la localización de las instalaciones de
generación y las partes responsables involucradas en el proyecto. Se debe incluir datos de
contacto del propietario de la propiedad donde el generador se conectará y datos de contacto del
proyecto, indicando si el sistema de generación será de propiedad de una tercera parte o no
(modelo de tres partes12), fecha estimada de operación, etc.
La tercera parte principalmente corresponde a una descripción técnica breve del sistema de
generación que se piensa instalar. En ella se debe incluir la siguiente información: Potencia horaria
12 El modelo de tres partes es un esquema en el cual el propietario del sistema de generación es una
entidad o persona diferente al propietario de las instalaciones eléctricas donde el generador se conecta.
Este tipo de modelo se da en forma natural en la cogeneración eficiente y la generación solar
fotovoltaica donde empresas de gas (para la cogeneración) o empresas distribuidoras de paneles
solares, son las propietarias de sistemas de generación, normalmente instaladas en condominios o
edificios, llegando a una acuerdo privado con los residentes del condominio/edificio por el servicio de
generación local que les prestan con el sistema de generación.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 257 de 296
ORIGINAL
esperada a inyectar, Energía anual esperada a inyectar, Capacidad instalada, Accesibilidad a
medidores, contribución a corriente de falla esperada (monofásica ante falla fase – fase o trifásica
ante falla trifásica a tierra), capacidad de interrupción de corto circuito de instalaciones eléctricas
huésped del generador, tecnología de generación, certificación de equipamiento. Además deberá
incluirse información específica de la tecnología de generación. Una lista exhaustiva a modo de
sugerencia se presenta a continuación:
• Fabricante de generador e inversor (si corresponder)
• Modelo generador e inversor
• Versión de software generador e inversor
• Certificación de generador e inversor
• Diseño de generador (sincrónico, inducción, basado en inversor)
• Valores brutos de placa
• Voltajes de operación
• Factor de potencia
• Capacidad de ajuste factor de potencia
• Configuración de la conexión (Trifásico con sus diferentes configuraciones posibles,
monofásico), sistema de conexión a tierra utilizado (sin tierra, aterrizado sólidamente,
aterrizado con resistencia – indicando valor).
• Parámetros técnicos básicos del sistema de generación
o Para generadores síncronos: Reactancia sincrónica, reactancia transiente y
reactancia sub-transiente.
o Para generadores de inducción: Corriente de rotor bloqueado o resistencia de
estar, reactancia de fuga del estator, resistencia del rotor, resistencia de fuga del
rotor.
o Corriente de cortocircuito producida por el generador.
o Para generadores que parten como motor: Corriente de In-Rush, nivel de corriente
continua del panel de entrada del cliente huésped de la instalación de generación
o Para sistemas de cogeneración: Eficiencia del sistema.
Finalmente, la última sección debe incluir las instrucciones, rúbrica y ejemplos necesarios para
facilitar y agilizar el llenado del formulario. Esta sección es muy importante para evitar que los
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 258 de 296
ORIGINAL
desarrolladores o interesados incurran en errores o mayores tiempos de llenado, prescindiendo de
la asistencia reiterada de la empresa distribuidora para llenar y realizar adecuadamente la solicitud
de conexión de su sistema de generación.
5.4.2 Formatos de documentación y contrato estándar.
En términos de la documentación y formatos de acuerdos y contratos necesarios para la conexión,
la experiencia internacional es habitual encontrar los “Interconnection agreement forms” o los
“Interconnection agreement templates”, los cuales corresponden a acuerdos de interconexión
predefinidos y estandarizados, de dominio público para ser utilizados en la conexión de un
generador distribuido13. Estos estándares están disponibles en la web y no requieren de un
acuerdo bilateral entre las partes ya que están definidos con anterioridad.
Los convenios y formularios de conexión estandarizados pueden facilitar la interconexión de un
generador, ya que permiten asegurar que los desarrolladores de proyectos de GD saben
exactamente que esperar y que es requerido con respecto a la instalación de sus proyectos,
eliminando la opción de agregar nuevos requerimientos por parte de la distribuidora. Los acuerdos
estandarizados también vuelven más expedito el procesamiento de los requerimientos de
conexión realizados a las distribuidoras eléctricas. En Estados Unidos, la mayoría de los estados
con procedimientos de interconexión, han adoptado formularios de acuerdos de interconexión
estandarizados14. En adición la mayoría de los procedimientos de interconexión han creado varios
niveles de documentación y revisiones basadas en el tamaño de los sistemas, de manera de
13http://www.retscreen.net/fichier.php/1603/E79-978.pdf,
http://cc1.stglink.com/divisions/utilities/electric/DG-Comments18b.doc,
14 http://www.dsireusa.org/
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 259 de 296
ORIGINAL
simplificar el proceso de conexión para los generadores pequeños basados en inversores de
potencia. Algunos ejemplos se presentan en el pie de página.
Los convenios de acuerdo de interconexión deben ser definidos por el regulador de forma clara y
estándar. Si bien estos eventualmente podrían ser propuestos por las distribuidoras, los convenios
deberán ser revisados, modificados y aprobados por el regulador, previamente a su
implementación. Si una distribuidora tiene condiciones muy particulares que ameriten un
convenio especial, estas particularidades y las desviaciones del convenio estándar deben ser
propuestas al regulador, justificadamente y una vez aprobadas, deben quedar fijas y disponibles
en forma pública para que los eventuales generadores distribuidos que deseen conectarse en la
zona de concesión de la misma, no requieran negociar condiciones especiales para concretar su
conexión.
En este contexto es de especial importancia la definición y aplicación de la responsabilidad
limitada de los generadores o la responsabilidad que estos debieran asumir en eventos adversos
ocurridos en el sistema (fallas intempestivas, accidentes y daños a terceros, etc.).
La operación, conexión y desconexión de generadores de cualquier escala no es neutra y genera
efectos en las variables eléctricas del sistema y en especial, en los elementos o redes vecinas. Por
ejemplo, la desconexión de un generador podría eventualmente generar una perturbación tal que
motive la desconexión de cargas vecinas, situación que es muy improbable si la red cumple con los
estándares y los equipos de generación cumplen con las especificaciones básicas de cualquier
norma de conexión y operación. Las distribuidoras históricamente no acostumbradas a lidiar con
generadores en sus redes de media y baja tensión, procuraban transferir al generador distribuido,
la responsabilidad de cualquier efecto que pudieran tener sobre las redes y sistemas vecinos. Esto
constituye un riesgo ilimitado para el generador distribuido, pues en el muy improbable evento
que su desconexión o falla “bote” un alimentador o una porción del sistema, podría ser
responsable del pago de costos de escala muy superiores al valor del generador y sus inyecciones.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 260 de 296
ORIGINAL
A pesar que de ocurrir esto, los más probable es que la propagación del evento se deba a un red
operando en condiciones sub – estándar, protecciones mal coordinadas u otras variables fuera del
control del generador, que ya ha cumplido con las normas y estándares requeridos para su
conexión y operación, las cuales en presencia de una red mantenida adecuadamente, garantizan
una operación segura (unlimited liability). Este tipo de cláusulas están presentes en algunos
acuerdos de interconexión no estandarizados en Chile, y son de la forma “El generador será
responsable de todos los efectos que genere su operación en la red y los sistemas vecinos…”.
Además, la experiencia internacional ha mostrado que la exigencia de responsabilidad en posibles
daños a terceros debido a la operación de generadores distribuidos es injustificada, ya que debido
al tamaño y nivel de certificación, estos sistemas no debieran representar un riesgo para las
personas, siempre y cuando, la red de distribución este adecuadamente mantenida y operando
bajo los estándares requeridos.
Considerando estos antecedentes, será necesario incluir acuerdos de conexión, formularios y
documentación estandarizados. La norma técnica deberá establecer qué tipo de exigencias no
serán aceptables de incluir en dichos acuerdos. Esta modificación será válida tanto para
generadores tipo PMGD como para sistemas de menor capacidad que se acojan a la ley de
facturación neta.
Si bien los acuerdos de conexión serán estándares y establecidos en la normativa, las empresas de
distribución podrán proponer modificaciones las cuales deberán ser aprobadas por la SEC. Sin
embargo, previo a la propuesta de dichas modificaciones al fiscalizador, las empresas deberán
poner a disposición pública las modificaciones sugeridas y someterlo al escrutinio de actores
relevantes en la materia, como asociaciones de empresas, asociaciones de energías renovables,
académicos, organismos representes de consumidores y clientes, etc. Además, la empresa deberá
notificar a los actores relevantes de la existencia de las propuestas de cambio. La norma técnica
deberá estipular con cuanto tiempo de anticipación deberán ser publicados y notificadas estas
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 261 de 296
ORIGINAL
propuestas de cambio. Asimismo, la lista de instituciones que es necesario notificar, con su
información de contacto deberá ser de dominio público y deberá ser publicada por la SEC. Se
recomienda que existan formatos de acuerdos pre-establecidos y adaptados en específico tanto
para los proyectos PMGD como para los proyectos de generación de menor escala (hasta 100 kW).
5.5 Antecedentes aportados por la empresa distribuidora y los formatos asociados a los
formularios utilizados para ello.
Para planificar y desarrollar proyectos de generación normalmente es necesario cierto
conocimiento de la red de distribución a la cual los generadores deberán conectarse. Esta
información es útil para definir la tecnología más adecuada a ser utilizada y para la realización de
los estudios de conexión de los generadores a la red. Si bien la recomendación respecto a dichos
estudios es de manera predeterminada aunque no obligatoria, dejar en manos de la distribuidora
la responsabilidad de realizar dichos los estudios, es muy importante que los usuarios tengan un
acceso rápido y simple a información actualizada de la red.
Por esta razón, es muy recomendable que la empresa distribuidora deba mantener una base de
datos actualizada y pública con la principal información necesaria para permitir la correcta
planificación y diseño de los sistemas de generación, así como habilitar a los desarrolladores a
realizar estudios de interconexión de forma independiente si así lo desean (por ejemplo para
comparar los resultados obtenidos por los estudios que la empresa distribuidora realice, según se
recomendó previamente). Esta base de datos deberá contener las capacidades máximas
admisibles de generación en la red sin que se requieran adecuaciones en esta misma, en forma
detallada por cada sección de la red y sus alimentadores respectivos. Además la empresa
distribuidora deberá poner a disposición de los clientes información técnica representativa de la
red. Una lista los elementos mínimos que la empresa distribuidora debiera poner a disposición de
los clientes se presenta a continuación: parámetros técnicos de las líneas, alimentadores y
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 262 de 296
ORIGINAL
transformadores de la sección de la red de interés, Distribución, nivel y modelo de carga
utilizados en la modelación, resultados de flujo de potencia del caso sin generador distribuido en
un escenario estándar (flujo de potencia, voltajes con su ángulo y módulo por barra, corrientes de
línea, nivel de pérdida, etc.). Además deberá proveerse de los parámetros técnicos de otros
generadores distribuidos operando ya en la zona de interés, para así poder incluirlos en la
modelación de ser necesario. En el caso de los estudios dinámicos deberá proveerse de la
información técnica de las interfaces de los generadores y los sistemas de regulación de voltaje y
velocidad (de existir) que los sistemas de GD existente utilizan. Esta información debiera estar
disponible de manera pública y accesible, y debiera ser suficiente para realizar los mismos estudios
en caso que la empresa distribuidora los realizara. Así, los resultados de estos estudios, de ser
realizados por terceros, no debieran ser rechazados por razones del tipo “Falta considerar cierto
parámetro o cierta información” debido a que dicha información no se encontraba disponible o
actualizada en la base de datos antes mencionada.
Lo anterior es tremendamente relevante en el eventual caso que los interesados en instalar
sistemas de generación distribuida deseen realizar estudios de forma independiente. En el caso en
que se requiera confidencialidad, la empresa distribuidora podría exigir a cambio un acuerdo de
confidencialidad por la entrega de dicha información, debiendo este acuerdo ser revisado,
modificado y aprobado por el regulador. La exigencia de confidencialidad deberá ser justificada
por la distribuidora, debiendo estar basada en la protección de la información de clientes o
sistemas no regulados que estén bajo la administración de la empresa distribuidora, puesto que
toda la información de la red destinada al suministro de servicio público regulado debiera ser de
carácter público.
5.5.1 Realización de estudios y costos asociados
Debido a las facilidades con las que cuenta la empresa distribuidora para realizar los estudios de
impacto, es lógico dejar esta actividad en sus manos, además que estos siempre estarán en
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 263 de 296
ORIGINAL
conformidad con los resultados. Las buenas prácticas por parte de la empresa distribuidora
deberían generar estudios rápidos y de menor costo a lo que enfrentaría el interesado al contratar
agencias de consultoría externas. Sin embargo, el actuar del operador de la red debe encontrarse
regulado de manera que se aseguren estas buenas prácticas.
Una forma de regulación observada a menudo en la experiencia internacional es el
establecimiento de tarifas reguladas para los estudios de interconexión, al menos para sistemas de
generación de muy pequeña escala. Típicamente, las regulaciones establecen tres niveles para
clasificar los sistemas de generación de acuerdo a su tamaño impacto (tal como se expuso
anteriormente en la Tabla 4. Normalmente, estas regulaciones establecen un costo regulado y fijo
para los estudios para los niveles 1 y 2, mientras que los estudios de nivel 3 son de costo variable,
dejando dicho costo dependiente de cada caso y su complejidad. Esto se justifica en el hecho que
la mayoría de los sistemas corresponderán a sistemas que se encuentre en el nivel 1 y 2, esto es,
sistemas pequeños y certificados, representando casos estándares y por tanto muy simples. La
revisión de un checklist o realización de estudios para un sistema menor es muy simple y por lo
tanto de costo fácilmente estimable. Por otra parte, los sistemas de la clasificación número 3
representan casos más aislados y específicos, por lo que regular el costo de los estudios y/o de
conexión podría no ser adecuado dada las condiciones particulares de cada caso y los mayores
costos que puedan significar.
Como los costos de estos estudios recaen en el interesado se debe asegurar que la empresa
distribuidora no imponga precios exagerados a los estudios, aprovechándose de su situación
ventajosa. Por lo tanto, es recomendable exigirle que mantenga una base de datos con
información estandarizada, actualizada y pública, la cual incluya información de los costos de
conexión (estudios y adaptaciones de la red) en que incurrieron otros generadores conectados a
la red de distribución administrada por la empresa distribuidora. Esto servirá para establecer un
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 264 de 296
ORIGINAL
precedente histórico de los costos de conexión y evitar que la distribuidora establezca costos
excesivos.
También, esta base de datos deberá contener información sobre los proyectos futuros en la zona
de impacto, tanto en la red de distribución misma como de futuros generadores distribuidos que
ya se encuentran en proceso de conexión, tomando en cuenta al menos todo el periodo de
vigencia que tendrá una evaluación de impacto para cierto proyecto de generación.
No obstante, se debe permitir al interesado realizar los estudios por medio de un tercero, como
opción alternativa a que los realice la empresa distribuidora o meramente como corroboración o
estimación de los resultados de los estudios que realice la empresa de distribución, esto quedará a
elección del interesado. La facilidad de obtención de la información de la red de distribución y la
obligación de que esta información sea verídica permite la realización de estudios externos a la
empresa distribuidora sin pasar por un proceso de conversación con esta.
Así mismo, deberá permitirse que el cliente pueda realizar en cualquier momento un alegato a la
Superintendencia de Electricidad y Combustible en caso que se encuentre disconforme con los
resultados obtenidos por la empresa distribuidora. Además, esta información debe estar a
disposición de la SEC para que sea revisada cuando esta lo estime conveniente y podrá aplicar
sanciones en caso de encontrar irregularidades.
5.6 Recomendaciones para las características de construcción, ampliación o recambio de
empalmes.
El empalme necesario para la instalación de un generador distribuido no debiera ser diferente al
ya existente en las instalaciones del cliente. La primera limitante para la capacidad del sistema de
generación es este empalme, por lo que en primera instancia el cliente no debiera estar obligado a
cambiar dicho empalme. De esta forma, la relación entre la capacidad del sistema de generación y
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 265 de 296
ORIGINAL
el empalme ya se discutió previamente en el punto 5.2. La recomendación principal en este punto
es a evitar el recambio del empalme al cual el cliente conectara su sistema de generación a menos
que la capacidad del sistema o el tipo de conexión necesaria para su operación así lo ameriten.
De esta forma, si el empalme es monofásico (hasta 10 kW), el cliente debe poder conectar un
generador monofásico de hasta la capacidad del empalme, y los efectos de este tipo de
generadores debieran considerarse como parte del comportamiento estocástico de los clientes
monofásicos de hasta 10 kW, debido a que la red se encentra preparada y dimensionada para
absorber dichos efectos y mantener los rangos de operación dentro de lo establecido en la
normativa vigente.
El recambio de empalme debiera ser solamente necesario en el caso de que el cliente desee
instalar un generador de capacidad mayor a la de su empalme o que requiera por construcción un
empalme trifásico.
En caso de requerirse un cambio de empalme, es recomendable que sea la empresa distribuidora
la encargada de realizar dicho cambio y que el costo del recambio se establezca como servicio
regulado a cargo del cliente, tal como se hace hoy en día. El cliente debe además mantener su
actual derecho a realizar el cambio del empalme mediante un tercero, en cuyo caso la
distribuidora deberá certificar que el empalme se encuentre instalado adecuadamente para su
posterior conexión.
Al respecto, cabe tener presente que la normativa vigente permite que el cambio de empalme sea
realizado por terceros, aunque la desconexión y posterior conexión sí tienen que ser realizadas por
la empresa distribuidora. Por otro lado, tanto el retiro de empalme como la instalación de
empalme por parte de la empresa distribuidora, a petición del cliente, son servicios asociados, por
lo que tienen tarifa regulada.
Esta recomendación, tal como se discutió previamente en el punto 5.2., se fundamenta en el
hecho que muchas instalaciones de generación que se acojan a la ley 20.571/2012 se encontrarán
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 266 de 296
ORIGINAL
por debajo de los 10 kW de capacidad instalada y estas operaran a potencias mucho menores de
dicho valor (debido a las menores eficiencias que típicamente se logran en instalaciones
residenciales).
5.7 Recomendaciones para los requisitos de seguridad de la instalación de conexión del
generador distribuido.
Anteriormente se cubrieron los requisitos mínimos técnicos para mantener la seguridad de
suministro del sistema. Sin embargo, no es suficiente contar con un suministro sin falla sino que
además el sistema debe ser seguro para las personas que operan o circulan cerca de este. Para
lograr reducir el riesgo de daños que se puede infligir a una persona se definen los requisitos que
se detallarán en adelante, estos requisitos comprenden las características de construcción de los
equipos, la puesta a tierra de los equipos, la detección/desconexión ante un estado fortuito de
operación en isla y las marcas de información y precaución que deben incluir los equipos.
En general, este tipo de requisitos se garantiza exigiendo certificaciones al equipamiento y el
procedimiento de conexión. Por esta razón, se recomienda que se exija que el equipamiento de
generación y conexión se encuentre certificado mediante alguna norma internacional de países
como Estados Unidos (IEEE1547), Europa (UL1741 y normas específicas como la norma alemana
(VDE-AR-N 4400:2011-08) o de otros países con un importante desarrollo en la producción
tecnológica de sistemas de generación y conexión como Japón y Corea. Tal como ya se comentó,
es importante no focalizar la regulación chilena en una única norma internacional, si no que
abarcar el abanico de certificaciones existentes en el mundo, ya que de esta forma se accede a una
oferta tecnológica diversa y de menor costo, derribando barreras de entrada para la generación
distribuida.
Además deberá exigirse que la instalación de los sistemas sea realizada por instalador profesional
y certificado ante la SEC, debiendo adjuntarse todas las certificaciones comprometidas
(certificaciones de equipos, certificaciones de instalación). Finalmente deberá exigirse que la
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 267 de 296
ORIGINAL
empresa distribuidora realice una inspección visual de las instalaciones de manera de evitar
cualquier contratiempo. El costo de dicha inspección deberá ser considerado un servicio regulado.
A continuación se presenta con un mayor detalle algunas recomendaciones específicas a la
seguridad de las instalaciones, complementándolas con la experiencia internacional revisada en el
presente estudio.
5.7.1 Características de construcción de los equipos respecto de la seguridad.
Respecto de la seguridad funcional de un equipo en particular, se encuentran requisitos
específicos aplicables a la construcción de estos en la norma UL 1741. Los requisitos que indica
esta norma abarcan los temas de las características del marco y contenedor del equipo, de la
protección que se aplica contra la corrosión, del ensamblaje mecánico, del montaje del equipo, de
las protecciones contra daño a usuarios y personal, de las medidas mitigantes de riesgo de golpe
eléctrico, de la disposición y accesibilidad de los interruptores y controles del equipo,
características operacionales del interruptor de desconexión, de la puesta a tierra del equipo y del
conductor a tierra de circuitos AC, de la unión interna de puesta a tierra, de la disposición y
accesibilidad de las partes energizadas, de la protección de sobrecorriente y del
interruptor/detector de falla DC a tierra, entre otras.
Dado que los equipos para estas aplicaciones provienen en su mayoría desde afuera del país,
cumpliendo con la normativa de seguridad extranjera, es recomendable homologar estos
requisitos a la normativa chilena, basados en normas internacionales como la UL 1741, la
IEEE1547 u otras similares como la norma Alemana o normas de países con tradición en desarrollo
tecnológico como Corea y Japón. Es importante destacar que en esta materia, la norma UL 1741 es
considerada como una base sobre la cual la IEEE 1547 fue construida, por lo que debe ser
considerada especialmente (aunque no de forma restrictiva para otras normas homologables
como la alemana).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 268 de 296
ORIGINAL
5.7.2 Puesta a tierra de los equipos.
La puesta a tierra de un equipo eléctrico es parte fundamental de las medidas de seguridad de una
instalación ya que puede prevenir el riesgo de golpe eléctrico al producirse una falla en la aislación
de los sistemas energizados. Ante esto, la norma UL 1741 especifica que la puesta a tierra de los
equipos no debe poseer una resistencia eléctrica que exceda los 0,1 Ω. Mientras que, la norma
NCh 4/2003 indica que la resistencia de la puesta a tierra debe ser tal que no se generen voltajes
superiores a los considerados seguros, es decir, 50V en lugares secos y 24V en lugares húmedos
ante la corriente de la protección de falla a tierra considerando un factor correspondiente al tipo
de protección (fusible, disyuntor).
Por otro lado, la puesta a tierra de un generador influye en la operación de la red, afectando los
sobrevoltajes que deben resistir sus equipos y perturbando la coordinación de sus protecciones de
falla a tierra. Ante esto, las normas IEEE 1547 y española indican que la integración de la tierra de
un generador a la red no debe afectar a la red de manera que se generen estas reacciones
contraproducentes. Además, la norma española indica que la tierra de la instalación debe ser
independiente del neutro de distribución.
La norma chilena 4/2003 tiene indicaciones extensas ante estas materias, por lo que se
recomienda mantenerlas respecto de instalaciones de generación en baja tensión. No obstante,
los equipos utilizados en las instalaciones de generación distribuida vendrán con certificados
internacionales tales como la UL 1741 y la IEEE 1547 por lo que se debieran homologar al caso
chileno.
5.7.3 Detección/Desconexión ante un estado fortuito de operación en isla.
La detección de operación en estado de isla y la desconexión ante ella es fundamental para evitar
daños a personas o a los equipos. Un generador que se mantiene operando luego de una
desconexión de la red principal mantendrá energizada a la red de distribución. En el caso de que
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 269 de 296
ORIGINAL
sea necesario realizar trabajos en la red los operarios corren un gran riesgo de recibir un golpe
eléctrico.
Ante estas condiciones, las normas revisadas indican que el sistema de interconexión debe ser
capaz de detectarlas y desenergizar la red en un tiempo que varía entre dos (IEEE 1547) y cinco
segundos (alemana). Además, la norma alemana especifica los métodos aceptados para detectar
operación en isla, siendo estos el método pasivo por medio del monitoreo del voltaje trifásico y el
activo por medio de desplazamiento de frecuencia.
Al respecto, la norma chilena 4/2003 sólo indica que debe existir la presencia de un relé de
potencia inversa, lo cual no es compatible con la ley de Facturación Neta.
Se recomienda aplicar los requisitos de la norma IEEE 1547 o de certificaciones similares ya que,
dado su carácter internacional los equipos estarán certificados respecto de esta.
Es importante considerar que el hecho que el generador no deba seguir inyectando energía hacia
la red durante un evento adverso en esta, no significa que no pueda seguir operando. La energía
generada por el sistema puede ser utilizada para alimentar baterías y/o el consumo interno del
cliente, mejorando así el estándar de calidad de suministro del mismo. En Alemania ya existen
sistemas residenciales basados en inversores y baterías que en caso de falla en la red se
desconectan de la red y siguen operando aislados de la red, sin comprometer la seguridad de las
personas ni de la red. La normativa debe considerar esta alternativa y permitir que sea posible su
implementación.
5.7.4 Marcas de información y precaución.
Las marcas de información y precaución juegan un rol importante en la disminución del riesgo al
que se expone un operador o usuario. Estas permiten informar respecto de potenciales peligro
que pueden o no ser conocidas por la persona que manipula el equipo. Al respecto, la norma
chilena 4/2003 contiene indicaciones de las marcas que debe incluir un equipo eléctrico respecto
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 270 de 296
ORIGINAL
de la identificación del producto, características dimensionales y funcionales, certificación de
aprobación de uso y colores utilizados para identificar de canalización eléctrica. Mientras que, la
norma UL 1741 define las marcas que deben llevar los equipos tanto como medida de prevenir a
los usuarios de algún peligro como para informar de los procedimientos de operación y
mantenimiento. Las marcas deben ser permanentes a menos que se indique lo contrario (63.1).
Una unidad debe ser marcada donde sea visible incluso luego de la instalación (63.2). Las unidades
compatibles con la red deben ser marcadas indicándolo (63.3). Las marcas deben indicar
protecciones, fábricas implicadas en la fabricación del equipo, elementos de manejo y transporte
tales como manijas, terminales de cableado, terminales de cableado de campo, conexión a tierra,
temperatura máxima de operación, polos de conexión de la batería externa, voltaje de operación,
posición on-off de interruptores, otros. Además, la norma UL 1741 especifica las palabras de
advertencia y los formatos a usar. Estas deben ser ubicadas en lugares que no sean removibles sin
impedir la operación del equipo. Deben permanecer visibles y legibles durante la operación
normal del equipo. También, se debe incluir información de operación y mantenimiento, estando
la información de operación separada de la información de mantenimiento. La norma indica
detalles de la información que incluyen las instrucciones de operación e instalación y además
incluye especificaciones de las instrucciones de seguridad.
Respecto de las marcas de información y precaución se recomienda mantener los requisitos
presentes en la NCh 4/2003 y complementarlas con lo que indica la norma UL 1741, homologando
la certificación de un equipo respecto de esta norma.
5.8 Recomendaciones para las exigencias de operación.
Una operación segura y estable que no genera daños a personas o equipos de alguna índole
requiere de la definición de rangos de operación con respecto a las condiciones de voltaje,
frecuencia y factor de potencia. La operación a sobre voltaje implica posibles daños a personas o
equipos, por lo que se considera una de las condiciones más severas. La operación a bajo voltaje
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 271 de 296
ORIGINAL
afecta la correcta operación de los equipos. Mientras que la operación a bajo o sobre frecuencias
puede generar esfuerzos mecánicos inadmisibles en algunos sistemas. La operación fuera de
factor de potencia unitario genera esfuerzos adicionales en la red pero, a su vez puede servir de
apoyo a la operación del sistema. A continuación se realizan recomendaciones para definir los
límites de sobre y bajo voltaje, sobre y baja frecuencia y factor de potencia con los respectivos
tiempos de activación de las protecciones.
En general, la norma alemana indica que la configuración de los niveles de operación puede ser
programada según el caso específico local. Esto permitiría cierta flexibilidad ante casos donde la
norma no permite conexiones razonables que están fuera de la norma.
5.8.1 Límites de bajo y sobrevoltaje.
Las normas revisadas muestran diferentes rangos de voltaje y tiempos de desconexión, estos
tienen límites que se dividen en límite inferior, límite intermedio inferior, límite intermedio
superior y límite superior los cuales varían dentro de los rangos 50 a 90 %, 87 a 90 %, 110 % y 110
a 137 % respectivamente. Los tiempos de desconexión varían dentro de los rangos 0,1 a 1,5; 2 a
2,5; 1 a 2; 0,04 a 1,5 segundos respectivamente (Inglaterra, Alemania, España, IEEE, UL y NTCO).
En este caso, la elección de los límites dependerá directamente de la estabilidad de la red en el
punto de conexión y de la tecnología de generación utilizada. Es posible elegir valores de
operación holgados en bajo voltaje que tiendan a aportar a la estabilidad de la red, sin embargo,
habrá tecnologías que no son compatibles con estos valores de voltaje. También es posible elegir
un valor estrecho para asegurar que el generador dejará de influir a la red ante cualquier posible
perturbación pero, la red quedará desprovista rápidamente de generación, empeorando o
mejorando la situación según el tipo de perturbación.
Se recomienda que se mantengan los rangos de la NTCO para mantener su línea y para permitir el
apoyo de los generadores distribuidos en baja tensión a la estabilidad de la red ante deficiencias
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 272 de 296
ORIGINAL
de generación. De cualquier manera, se deberá permitir utilizar otros valores acordados entre la
empresa distribuidora y el generador distribuido, que cuenten con la aprobación de la SEC, para
casos justificados. Esto es especialmente importante y aplicable para redes operadas por
cooperativas o redes rurales, donde las instalaciones son más débiles. El regulador debiera
establecer condiciones específicas bajo las cuales la empresa distribuidora pudiera apelar y
proponer cambios a estos valores.
5.8.2 Límites de bajo y sobrefrecuencia.
De igual manera que los rangos de voltaje, las normas revisadas muestran diferentes rangos de
frecuencia y tiempos de desconexión, estos límites también se dividen en límite inferior, límite
intermedio inferior, límite intermedio superior y límite superior los cuales varían dentro de los
rangos 47 a 49,3 Hz, 47,5 a 49,8 Hz, 51,5 Hz y 50,5 a 52 Hz respectivamente. Los tiempos de
desconexión varían dentro de los rangos 0,16 a 0,5; 0,16 a 300; 90 y 0,16 a 3 segundos
respectivamente (Inglaterra, Alemania, España, IEEE, UL y NTCO). Nuevamente los límites a elegir
dependen de las condiciones de estabilidad del sistema y de la tecnología utilizada.
Se propone mantener los mismos límites de la NTCO para mantener la misma línea y permitir
cierto apoyo a la red ante deficiencias de generación y permitir la desconexión temprana del
generador ante sobrefrecuencias. Además, la NTCO permite configurar el tiempo de desconexión
bajo los 49,5 Hz, lo cual hace de esta una regulación flexible, requisito necesario para no generar
trabas cuando se requieren otras condiciones de operación.
5.8.3 Regulación de voltaje y factor de potencia.
El factor de potencia al que opera un generador distribuido determinará la influencia que tendrá
sobre la red. Respecto a esto se tienen diferentes perspectivas internacionales que apuntan a un
rango en común. Por un lado, la norma IEEE 1547 indica que el generador no regulará activamente
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 273 de 296
ORIGINAL
el voltaje mientras que, por el otro lado, la norma alemana indica que, como regla, los
generadores deben ser capaces de contribuir a la estabilidad de voltaje estático de la red (5.7.4).
Además, la norma alemana indica que si se requiere por circunstancias de la red y por el operador
de la red, el sistema generador debe contribuir a la estabilidad de voltaje estático en la red de bajo
voltaje sin que se requiera de un soporte dinámico en la red por parte del generador (5.7.4).
En cuanto al factor de potencia, la norma de España define un rango entre 0,98 y 1, la norma de
Inglaterra entre 0,95 inductivo a 0,95 capacitivo (acordable con el operador de la red) y la norma
de Alemania entre 0,9 inductivo y 0,9 capacitivo (según potencia). Respecto de este punto, la
norma de Alemania es la única que entra en detalles, los puntos que trata incluyen los ya
mencionados además de la tolerancia del sistema de generación ante variaciones de voltaje, factor
de potencia ajustable, determinación de los puntos de operación, equipo de compensación de
reactivos, curva de potencia reactiva proporcionada por el operador de la red, aplicabilidad de la
regulación mediante curva característica, tiempo para alcanzar el punto de operación y punto de
implementación. Estos se explican a continuación:
• Tolerancia del sistema de generación ante variaciones del voltaje: Independientemente
del número de fases del generador, el sistema de generación debe permitir operar bajo
condiciones estáticas normales de voltaje en la banda de tolerancia ±10% con respecto al
valor nominal y en sus valores posibles de operación comenzando con una potencia activa
mayor al 20% de la potencia activa nominal con los siguientes factores de potencia:
o Potencia menor a 3,68kVA: 0,95 bajo- y sobrexcitado en concordancia con DIN EN
50438.
o Potencia entre 3,68 y 13,8 kVA: 0,95 bajo- y sobrexcitado con curva característica
provista por el operador de la red.
o Potencia sobre 13,8 kVA: 0,9 bajo- y sobrexcitado con curva característica provista
por el operador de la red.
• Factor de potencia ajustable: El factor de potencia debe ajustarse libremente entre los
límites establecidos y la generación de potencia reactiva debe ser capaz de regularse
automáticamente ante cambios de potencia activa para mantener el factor de potencia.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 274 de 296
ORIGINAL
• Determinación de los puntos de operación: Los puntos de operación de diseño y
configurados se determinarán según las condiciones del punto de conexión por lo que
pueden ser provistos por el operador de la red dentro de los límites de factor de potencia.
Para sistemas de generación que utilizan inversores o generadores síncronos capaces de
entregar potencia reactiva, se permite que la provean ya sea como:
o Una curva característica de factor de potencia versus potencia activa.
o Un factor de potencia fijo.
• Equipo de compensación de reactivos: El equipo para compensar reactivos debe ser
conectado o desconectado en conjunto con el consumo o la generación u operado
mediante equipos de control,
• Curva de potencia reactiva proporcionada por el operador de la red: Si el operador de la
red provee una curva de puntos de operación, entonces cualquier punto de operación
resultante de esa curva deberá ser automáticamente alcanzado por el generador dentro
de 10 segundos.
• Aplicabilidad de la regulación mediante curva característica: Como regla, regulación
mediante curva característica no debe ser aplicada a sistemas de generación conectados
directamente a la red los cuales, debido a sus principios de operación, no puede controlar
la potencia reactiva y, por lo tanto, utiliza capacidades constantes. En este caso el
operador provee un factor de potencia fijo.
• Tiempo para alcanzar punto de operación: Para generadores conectados directamente a
la red, el periodo de transición entre la partida y alcanzar la potencia reactiva requerida
puede durar hasta 10 minutos.
• Punto de implementación: La implementación de los requisitos para la potencia reactiva
se realiza en los terminales del generador mismo.
Como recomendación, se indica que los generadores distribuidos conectados en baja tensión no
deben regular el voltaje de manera dinámica. Sin embargo, en casos específicos en que sea
necesario, los generadores podrían apoyar a la red de manera estática. Los valores de máximo y
mínimo factor de potencia deberán estar alrededor de 0,95 inductivo y 0,95 capacitivo. Todo
equipo de compensación de reactivos deberá conectarse y desconectarse junto con el generador.
Las variaciones en el voltaje de la red debidas a acciones de regulación por parte del generador no
deben superar los límites máximos de variación de voltaje ya indicados.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 275 de 296
ORIGINAL
5.9 Equipos de monitoreo y medición.
Los equipos de monitoreo y medición cumplen un rol importante dentro del sistema ya que
permiten la correcta determinación de la energía consumida e inyectada (dependiendo del
esquema utilizado). Respecto de este punto se tienen antecedentes de las normas IEEE 1547,
española y alemana.
Los equipos de medición y monitoreo, si bien son un tema de índole técnico, tiene una
repercusión importante a nivel de tarificación y costos para la empresa distribuidora y para el
cliente. Las exigencias y especificaciones que establezcan para los sistemas de medición tendrán
directa incidencia en cómo se valorizará la energía inyectada y consumida hacia y desde la red
respectivamente, y por tanto en la rentabilidad de los proyectos de generación distribuida.
5.9.1 Intervalo de integración
Entre los elementos más importantes en el ámbito de la medición se encuentra el intervalo de
integración de las mediciones, el cual puede moverse de valores instantáneos (segundos o
menos), hasta horas o días. Intervalos de integración de mayor longitud permiten que la
generación distribuida no coincidente con la demanda sea utilizada para compensar demandas
posteriores, usando efectivamente la red como un sistema de baterías de almacenamiento de
inyecciones.
Por otra parte, un intervalo de integración instantáneo es preciso en asignar las inyecciones y
consumos a los registros que corresponden pero que penaliza de manera importante a las
tecnologías de generación intermitente que son objeto de las políticas energéticas en generación
distribuida. Intervalos de integración de mayor valor, si bien apoyan a la generación intermitente,
pueden generar daño en los intereses de la empresa distribuidora y subsidios cruzados.
El periodo de integración utilizado para realizar el balance entre consumo e inyección es un tema
fundamental en Chile y casi sin precedentes en la literatura internacional, pues en el ámbito del
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 276 de 296
ORIGINAL
Net Metering o Medición Neta que se aplica en casi todos los países, es una discusión
absolutamente irrelevante. Sin embargo, en el ámbito del Net Billing o facturación neta, el cual se
aplica en Chile y en muy pocos lugares del mundo, el intervalo de integración es una variable muy
importante al determinar cuanta generación local se contabiliza como reducción de consumo y
cuanta como inyección de excedentes. De esta forma, el largo del intervalo define en gran medida
el precio al que se valoriza la generación local.
La definición del intervalo dependerá de una decisión arbitraria de la cual depende en gran
medida la rentabilidad de los proyectos de generación distribuida. Por esta razón, es muy
importante que el regulador establezca una postura y tome una decisión que logre poner en
equilibrios los intereses de la sociedad, de los desarrolladores de tecnologías renovables
distribuidas y proyectos de generación, y las empresas distribuidoras.
Es recomendable que la norma técnica se pronuncie respecto al tipo de medidor y el intervalo de
integración que deberá utilizarse para los generadores distribuidos que operen en un régimen de
facturación neta. Como punto de partida, se recomienda establecer una exigencia de medidor
electrónico, con dos canales de medición, uno para energía consumida y otro para energía
inyectada, con una capacidad de memoria de uno o dos meses. El intervalo de integración de estos
medidores deberá ser fijado en función de la postura que adopte el regulador al respecto. Estos
equipos deberán estar en un lugar accesible por parte del personal de la empresa distribuidora.
5.9.2 Esquemas de medición según tipo de generadores distribuidos
Tal como se discutió previamente, las disposiciones del reglamento y la norma técnica deben estar
orientadas a cubrir tanto el caso de instalaciones con un generador individual por cliente final,
como el caso de generadores comunitarios conectados a instalaciones eléctricas de condominios y
edificios.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 277 de 296
ORIGINAL
Las especificaciones para medidores instalados en conjunto a generadores individuales no
debieran ser distintas a las ya existentes para medidores de consumo común y corrientes. La
norma técnica deberá especificar que el generador deberá ser conectado lo más cercano al
medidor, conectándose entre las instalaciones del cliente y el medidor, y no entre el medidor y el
empalme.
El reglamento y la norma técnica debieran considerar un esquema de medición y repartición de
inyecciones para estas instalaciones compartidas. Este esquema podría considerar una solución
tecnológica o administrativa, siendo la administrativa la de menor costo y la más recomendada de
implementar. Sin embargo, antes de presentar algunas de las soluciones posibles de implementar,
es importante presentar cuales serían los resultados de no hacerse cargo del problema de los
recursos compartidos en el Reglamento.
Regulación por omisión: ¿Qué sucedería de no incluirse los recursos compartidos en a
normativa?
La generación distribuida y la facturación neta son pensadas comúnmente desde el punto de vista
de un cliente individual, no siempre considerando operar instalaciones comunitarias como las de
un condominio o edificio. En el caso de Estados Unidos, han sido varios los Estados que
inicialmente no regularon específicamente esta figura y que posteriormente debieron hacerlo,
para mitigar las dificultades que la generación compartida enfrentaba. Es posible pensar entonces
en una regulación por omisión, en la cual no se haga mención específica y explícita a los recursos
compartidos y sus dificultades.
Para analizar este escenario, se propone considerar el caso de un condominio privado, que instala
un sistema solar fotovoltaico en el techo de un muy gran quincho, de uso diurno y con un muy
bajo consumo eléctrico. Este sistema se elige por su simplicidad de presentación, pues su tamaño
es tal que genera bastante energía, tiene una demanda muy baja y coincidente, por lo que genera
excedentes que se esperaría permitieran al resto del condominio reducir su demanda neta. Según
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 278 de 296
ORIGINAL
se presenta a continuación, sin embargo, por omisión bajo la actual Ley 20.571/2012 la instalación
comunitaria no podría beneficiarse de la facturación neta complemente, ya que los medidores de
cada cliente están a la entrada de sus casas y no registrarían sus inyecciones. El Reglamento y
norma deberán aclarar el tratamiento de este caso, pues por omisión se generan las siguientes
alternativas:
1) Crear un nuevo cliente ante la empresa distribuidora incluyendo el quincho y la instalación
FV, instalando un nuevo medidor y pagando los costos de establecerse innecesariamente
como nuevo cliente. En este caso la generación local sería muchísimo mayor al pequeño
consumo local, anulando la demanda eléctrica diurna del quincho, y valorizando
implícitamente esta parte de la energía generada a la tarifa de consumo del cliente
(valorización implícita, pues se trataría de una energía ahorrada o que se deja de comprar
a la red). Sin embargo, sobraría muchísima energía a toda hora del día, generando
excedentes que erróneamente serían valorizados a una tarifa muy menor, esta es el “costo
evitado” de la distribuida (costo de compra y pérdidas evitadas aprox.) ya que no existiría
consumo suficiente en el quincho para “hundir” con la generación local. La inyección neta
valorizada (ya penalizada en precio) se iría acumulando en la cuenta del quincho hasta el
cierre del contrato o hasta el período de liquidación establecido previamente entre el
cliente y la empresa distribuidora. En resumen, esta alternativa valorizaría la mayor parte
de la energía al costo evadido, precio menor que la tarifa de consumo del cliente (y
mucho menor en el caso de un cliente BT1), como si fuera un excedente en lugar de
reducción del consumo del condominio y postergaría los pagos de excedentes hasta el
periodo de liquidación que establezca el Reglamento.
2) Conectar el techo solar al medidor de las áreas comunes. Caso similar al anterior, que
reduce la cuenta de las áreas comunes prácticamente a cero, pero dado que las áreas
comunes tienen más consumos conectados, será menor la cantidad de energía calificada
como “excedente” y que será valorizada erróneamente al costo evitado. Esto mejora
levemente el precio medio del generador fotovoltaico.
3) Conectar el techo solar al cliente que tenga mayor consumo dentro del condominio,
logrando “hundir” más energía generada a la tarifa de consumo del cliente, mejorando el
ingreso del techo solar, dejando menos excedentes a valorizar a costo evadido. Luego se
puede registrar internamente (por el administrador de condominio) los excedentes
valorizados que este cliente deba reembolsar al resto del condominio.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 279 de 296
ORIGINAL
4) La empresa distribuidora negocia y formula un acuerdo voluntario con la comunidad,
donde se precisa la forma de registrar los excedentes y su valorización. Sin embargo, la Ley
20.571/2012 tiene por objetivo precisamente evitar las largas y complejas negociaciones,
que pueden constituirse en una limitante o barrera al desarrollo de la generación
distribuida.
En resumen, dado que en general no se cuenta con un medidor eléctrico a la entrada de cada
comunidad, la generación del techo solar FV comunitario podría ser implícitamente penalizada en
precio, al valorizarse como un excedente en lugar de una reducción del consumo local. Las
alternativas presentadas anteriormente son formas artificiales de mitigar esta situación, muy
imprácticas y agregan penalizaciones en el precio, complejidades y costos indeseables al
generador. Por este motivo, la regulación por omisión se traduciría en una muy baja instalación de
sistemas de generación comunitaria.
Instalar medidor maestro en la acometida del condominio para asignación administrativa de
generación.
La solución para hacer operativa la Ley 20.571/2012 en instalaciones comunitarias es muy simple y
de bajo costo. Se requiere simplemente instalar un medidor maestro entre la acometida del
condominio y la red de distribución, el cual mediría exactamente las inyecciones de excedentes
hacia la red y el consumo agregado de la comunidad (Véase Figura 11). La empresa distribuidora
todavía seguiría midiendo el consumo de cada cliente para facturarle individualmente, mientras
las inyecciones netas valorizadas del condominio son distribuidas administrativamente por la
distribuidora entre los clientes gracias al medidor antes mencionado. Las prorratas a utilizar para
dividir estos excedentes de dinero entre los miembros de la comunidad son informadas por la
administración a la distribuidora, según se explica en una sección posterior de este documento.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 280 de 296
ORIGINAL
Figura 11 – Esquema medición de inyecciones en la acometida del condominio e instalación de medidor maestro con asignación administrativa de inyecciones.
El medidor maestro permitirá a la empresa distribuidora conocer la cantidad total de energía
consumida desde la red por el condominio y las inyecciones realizadas a esta. Además, la empresa
usará los medidores individuales para conocer el consumo de cada una de las casas y
departamentos. El consumo medido por cada uno de estos medidores corresponderá al consumo
total de cada casa (Ci), es decir, la suma de la energía consumida desde la red y la energía
consumida desde el generador local. Esta energía generada localmente y consumida por los
clientes (Gi) debe ser descontada por la distribuidora de la energía consumida por el cliente y
medida en su medidor individual, ya que fue autogenerada y no corresponde a energía
suministrada por la red de distribución, debiendo ser implícitamente valorizada a tarifa de energía
del cliente como reducción de consumo y no como excedente inyectado. (Véase Figura 12)
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 281 de 296
ORIGINAL
Figura 12 – Asignación administrativa de inyecciones generadas localmente con medidor maestro en la acometida del condominio.
Al comparar el total agregado de los medidores individuales con el registro de consumo del
medidor maestro, la distribuidora podrá determinar cuánto de la energía consumida por los
clientes corresponde a energía proveniente desde la red (CR) y cuando es proveniente desde el
generador distribuido (CG). Conocidas las inyecciones netas hacia la red (IG) y la energía consumida
localmente por los hogares, la distribuidora podrá tarificar y facturar adecuadamente a los clientes
del condominio, para luego aplicar los descuentos debidos a las inyecciones valorizadas realizadas
por el sistema de generación. La Figura 12 presenta un ejemplo gráfico de esta alternativa.
La asignación (valorizada) de la energía inyectada a la red, como de la energía generada y
consumida localmente debe realizarse de acuerdo a lo que disponga el acuerdo de copropietarios
a través de la administración del condominio. Los mecanismos pueden ser planteados y aprobados
por la comunidad e informados a la distribuidora para realizar la asignación administrativa. La
comunidad podría elegir entre diversas opciones, tales como dividir estas cantidades en la misma
razón en que se asignan los gastos comunes dentro del condominio, hacerlo en partes iguales,
asignarlas a cada uno de los clientes según su aporte financiero al sistema fotovoltaico, etc.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 282 de 296
ORIGINAL
Esta asignación administrativa es muy simple y transparente y evita importantes costos asociados
a una solución más tecnológica. Modelos de recursos comunitarios con repartición de costos y
beneficios de forma administrativa son observables en otros mercados como el del gas. En este
ejemplo, la empresa de gas negocia con la comunidad y la administración un precio de compra
para cierto volumen de gas y luego esta internamente realiza una venta de agua caliente y
calefacción en los términos acordados por la comunidad, asignando de acuerdo a normas
establecidas por la misma comunidad los costos.
Instalar medidor maestro en la acometida del condominio para asignación tecnológica de
generación.
Esta alternativa presenta una solución tecnológica en lugar de una administrativa para resolver el
problema de la repartición de excedentes inyectados a la red por un sistema de generación
comunitario. En esta opción el medidor maestro instalado en la acometida es capaz de
comunicarse, ya sea vía radio frecuencia o Power Line Carrier (PLC) con el resto de los medidores
individuales de la comunidad. Este esquema permite que las inyecciones registradas en el medidor
maestro puedan ser descontadas de forma automática en los medidores instalados en cada una de
las casas, sin pasar por el sistema de facturación de la empresa distribuidora. Este sistema de
asignación tecnológica entrega la misma solución que la asignación administrativa, pero requiere
de un sistemas de medición mucho más costoso, por lo no es deseable.
Una alternativa aún más avanzada y costosa que esta es la instalación de un sistema de medición
inteligente, donde los medidores individuales y maestro además se comuniquen automáticamente
con la distribuidora. Si bien esta solución es más costosa y compleja de implementar, si en el
futuro se implementara medición inteligente masiva, podría ser implementada sobre la
infraestructura existente.
Instalar medidor en el punto de conexión del generador con la red del condominio y asignación
de inyecciones en forma administrativa o tecnológica.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 283 de 296
ORIGINAL
Esta alternativa es bastante simple de implementar y consiste simplemente en medir la inyección
del generador directamente, para luego realizar la asignación respectiva. Puede existir el caso en
que la acometida de un recinto comunitario no sea adecuada para realizar la medición,
presentando dificultades ya sea técnicas como económicas para concretar la instalación de un
medidor maestro. Así puede justificarse la instalación de un medidor en el punto de conexión del
generador dedicado a medir la generación exclusiva del generador. Con esta información más la
información de consumo de cada uno de los clientes individuales puede ser posible para la
distribuidora estimar las inyecciones y asignarlas entre las facturaciones de todos los clientes del
recinto.
La Figura 13 presenta un ejemplo de comunicación inalámbrica de medidores y recursos
compartidos. En este caso el recurso de generación es un auto eléctrico que inyecta energía desde
sus baterías hacia la red a la hora crítica. Dado que la inyección del auto no queda registrada por el
medidor del departamento respectivo, un medidor debería medir su inyección y descontarla del
medidor del departamento respectivo.
Cabe notar que el desarrollo del auto eléctrico también descansa en la formalización de la figura
de los recursos compartidos, pues al conectarse en el subterráneo de los edificios no logra cargar
su consumo en el mismo medidor del departamento (o descontar consumo si se utiliza como
generador).
Esta alternativa se presenta para ser exhaustivo en las opciones posibles, pero se debe tener claro
que la ley de facturación neta no permite la inyección directa a la red sin la asociación formal al
empalme de un cliente.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 284 de 296
ORIGINAL
Figura 13 - Esquema de medición individual con comunicación inalámbrica (elaboración propia)
Es importante mencionar que todas representan alternativas posibles de implementar
técnicamente, pero la principal recomendación sin embargo, es que el reglamento y norma
técnica se pronuncien al respecto y establezcan un esquema de medición por defecto para
generadores comunitarios. Debido a su simplicidad y bajo costo, las alternativas que involucran
una repartición administrativa de las inyecciones son preferibles a las alternativas más
tecnológicas, debiendo además la norma técnica pronunciarse sobre un mecanismo de repartición
por defecto. En este último punto, lo más recomendable permitir que la administración del
condominio pueda establecer un mecanismo de repartición de excedentes que desee, el cual
deberá ser aceptado e implementado por la empresa distribuidora (por ejemplo por partes
iguales, prorrateando las inyecciones al tamaño de cada casa/departamento, al consumo de
energía, etc.).
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 285 de 296
ORIGINAL
5.10 Pruebas de diseño, producción, puesta en servicio y periódicas.
Para los equipos de pequeña capacidad conectados en baja tensión se necesita que las pruebas
realizadas sean las mínimas posibles para agilizar los procesos de conexión. Esto se logra mediante
la utilización de certificados estándar que comprueban el cumplimiento de los requisitos de diseño
que exige cierto estándar. Los equipos que no cuentan con estos certificados deben pasar por un
proceso de pruebas de diseño y producción para demostrar que cumplen con la norma.
5.10.1 Pruebas de diseño.
La norma IEEE 1547.1 define las pruebas de diseño que se deben aplicar a un equipo para
determinar su correcta operación. Las pruebas que incluye esta norma comprenden la verificación
de las indicaciones del fabricante en cuanto a la estabilidad térmica operacional y de
almacenamiento, la respuesta ante condiciones anormales de voltaje y frecuencia, la reconexión
luego de una desconexión por operación anormal, prueba de integridad a la conexión (dieléctrico,
interferencia electromagnética, descargas), la sincronización, operación en isla no intencional,
potencia inversa, fase abierta, armónicas y limitación de corriente DC para equipos conectados a la
red sin transformador.
La certificación con respecto a estas pruebas es de responsabilidad del fabricante, siendo posible
que el mismo contrate los servicios de una entidad certificadora.
Específicamente, las pruebas de diseño se pueden dejar en manos de entidades internacionales
que ya han adoptado los procedimientos y los tipos de pruebas para determinar si el diseño de un
equipo es adecuado ante los requisitos estipulados. Por ello, se recomienda aceptar equipos
certificados según la IEEE 1547.1 ya que esta rige en gran parte del sector de generación de
pequeña escala. Incluso, la norma general UL 1741 acepta los procedimientos indicados en la IEEE
1547.1. Con esto, se asegura que existirá una variedad de equipos de interconexión capaces de
cumplir con los requisitos de conexión simplificada indicados en la norma chilena.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 286 de 296
ORIGINAL
5.10.2 Pruebas de producción.
Las pruebas de producción se realizan para demostrar que cada equipo que sale al mercado
cumple con las características indicadas por el fabricante. Ante esto, la norma IEEE 1547.1
especifica las pruebas y sus procedimientos, considerando la respuesta del equipo ante
condiciones anormales de voltaje y frecuencia y su sincronización con la red. Mientras que, la UL
1741 especifica las pruebas de resistencia del dieléctrico al voltaje y de respuesta ante la variación
del voltaje y frecuencia de la red. Por su parte, la NTCO indica que se debe aplicar las pruebas de
respuesta a tensión y frecuencia anormal, sincronización, integral de la interconexión
(interferencia electromagnética, descargas y aislación), formación fortuita de isla, inyección de
corriente continua y armónicas. Estas pruebas deben ser documentadas por el propietario y
permanecer disponibles para la empresa de distribución respectiva y para la SEC.
Por razones de seguridad de la operación y de las personas, se recomienda que se requiera la
certificación ante respuesta a tensión y frecuencia anormal de la red, resistencia del dieléctrico al
voltaje y formación fortuita de isla. Dada la baja influencia que tendrán estos generadores en la
red se recomienda que se requiera sólo la certificación de diseño con respecto a la sincronización,
las pruebas integrales de la interconexión, la inyección de corriente continua y armónicas.
5.10.3 Pruebas de puesta en marcha.
La NTCO indica, para la puesta en marcha del sistema generador, que se deben realizar las pruebas
de inspección visual, operatividad del interruptor desacoplador y funcionamiento de la formación
no intencional de isla. Además, las pruebas de diseño deberán ser repetidas si se han modificado
los ajustes de las protecciones con posterioridad a las pruebas en fábrica o se han ajustado las
funciones de protección después de las pruebas iniciales de puesta en servicio. Luego, una vez
conectado el generador a la red, se procede a realizar las pruebas de potencia inversa o mínima,
separación del sistema de distribución, funcionamiento de la operación programada en isla,
conexión y desconexión de la instalación compensadora de reactivos. Todas las pruebas de puesta
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 287 de 296
ORIGINAL
en servicio se deben realizar siguiendo los procedimientos elaborados por las ED respectivas,
conforme a lo establecido por la NTCO y que cuentan con un informe favorable de la CNE. Los
resultados de estas pruebas deben ser documentados por el propietario del PMGD completando el
“Formulario 4: Protocolo de puesta en servicio” que luego debe enviar a la ED correspondiente.
La IEEE 1547.1 indica que el propósito de las pruebas de puesta en marcha es verificar que el
equipo de conexión completo e instalado cumple con los requisitos de la norma. Estas pruebas
deben ser realizadas luego que el sistema de conexión sea instalado y esté listo para operar y debe
ser supervisado por un individuo calificado. Cuando las pruebas dependen de la conexión con la
red las pruebas deben ser coordinadas con el operador de la red y el operador de esta puede
requerir presenciar las pruebas o requerir documentación sobre estas y sus resultados. Se debe
generar un reporte que contenga todos los resultados de las pruebas y una lista de la
configuración del equipo de conexión. Todas las pruebas deben ser realizadas conforme a
procedimientos escritos, comúnmente provistos por el fabricante o los integradores de sistemas y
aprobados por el dueño del equipo y el operador de la red. Estas pruebas las componen la
verificación e inspección, pruebas de diseño y producción en terreno, revisión de la configuración,
prueba de operación no intencional en isla y prueba de desenergización. La verificación e
inspección se compone a su vez de la confirmación visual de que el equipo cumple con la norma,
inspección visual de la implementación de la puesta a tierra, verificación visual de la operatividad
del equipo de aislación, verificación de la conexión de los transformadores de corriente y voltaje,
realización de las pruebas a los equipos de protección que no han sido probados de manera
integral con todo el sistema de interconexión, verificación de la rotación de fases en sistemas
trifásicos y verificación de la concordancia de los equipos de monitoreo con la norma.
Por su parte, la norma alemana indica que el procedimiento a seguir para la puesta en marcha será
inspeccionar el sistema, comparar la configuración del sistema con las especificaciones
planificadas, comparar la configuración del equipo de medición para propósitos de facturación con
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 288 de 296
ORIGINAL
las especificaciones contractuales y técnicas, ejecutar un procedimiento de control de partida para
los medidores de suministro y consumo según sea necesario, verificar el sistema de
conexión/desconexión para la compensación de reactivo de haber uno, verificar los equipos
técnicos para la reducción de la potencia consumida en el marco de la gestión
generación/consumo/seguridad de la red (en caso de sistemas generadores mayores a 100 kW) y
revisar el equipo de monitoreo de la potencia máxima aparente de la conexión (de ser requerido
por el operador de la red). Además, en el caso de un sistema de protecciones central, el operador
del generador debe llevar a cabo una prueba de accionamiento del circuito protección a
interruptor desconexión. Para esto, la protección central deberá estar equipada con un botón de
prueba, el cual activa el interruptor de conexión, siendo esta visible en el interruptor de conexión.
En este caso se recomienda seguir el ejemplo de la norma alemana para generadores pequeños
mientras que la norma IEEE 1547.1 presenta pruebas más idóneas para un rango mayor en
capacidad instalada15.
5.10.4 Pruebas periódicas.
Según la norma IEEE 1547.1, las pruebas periódicas son aplicables a funciones de protección y
baterías asociadas y se deben acordar entre el operador del generador y el operador de la red
antes de la puesta en marcha. Los procedimientos de estas pruebas son generalmente provistos
por el fabricante y su función es verificar la correcta funcionalidad de la instalación de
interconexión. No es necesario replicar las pruebas de diseño, fábrica ni puesta en marcha.
15 Con rango mayor de capacidad instalada se refiere a capacidades por sobre lo permitido para operar
en Baja Tensión. Es necesario recordar que la norma alemana revisada corresponde a la norma para
generadores en baja tensión vigente en Alemania, mientras que el estándar IEEE 1547 corresponde a
un estándar que cubre un espectro mas amplio, desde unos pocos kW a varias MW de capacidad
instalada
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 289 de 296
ORIGINAL
El periodo entre pruebas debe ser especificado por el fabricante, el integrador de la red o una
autoridad con jurisdicción sobre la interconexión del generador y se deben mantener reportes
escritos o registros de inspección.
Ante cambios de software o firmware se deben realizar nuevamente las pruebas de diseño,
producción y puesta en marcha salvo que ya se hayan realizado previamente.
Ante cambios de hardware que no han sido probados deben pasar por todas las pruebas. Si ya
pasó por pruebas de diseño se deben realizar sólo las pruebas de producción y puesta en marcha
aplicables a las modificaciones hechas.
Por su parte, la norma alemana indica que el operador del sistema debe asegurarse que el quipo
requerido para operación paralela con la red de bajo voltaje esté siempre en buenas condiciones.
Para esto se requiere tener a una persona calificada que realice revisiones periódicas de los
interruptores y equipos de protección. Esta condición se debe cumplir para operación y
condiciones ambientales normales si se utilizan los intervalos periódicos mencionados en BGV A3
o TRBS 1201. Las pruebas repetidas deben incluir al menos una revisión de las condiciones del
medio (contaminación, daños mecánicos o ambientales) y eliminación de deficiencias si se
requiere o el control de accionamiento del interruptor de interface. Los resultados periódicos
deben registrarse en un protocolo de pruebas el cual debe enviarse al operador del sistema si este
lo requiere. Las pruebas periódicas del sistema de protecciones, el interruptor de interface y la
cadena funcionales entre estos equipos pueden omitirse si se realizaron pruebas de rutina en el
contexto de la verificación de conformidad y si hay un certificado disponible entregado por la
institución correspondiente. En casos justificados, el operador de la red puede pedir la verificación
del funcionamiento de las protecciones y el interruptor.
Se recomienda que las pruebas periódicas se realicen según las recomendaciones del fabricante
cuando se trata de equipos certificados. En caso contrario, se debe acordar un procedimiento
entre el operador de la red y el dueño del generador antes de la puesta en marcha. Este acuerdo
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 290 de 296
ORIGINAL
deberá especificar la periodicidad y el tipo de pruebas a realizar. Los resultados de estas pruebas
deben registrarse en un protocolo de pruebas y encontrarse disponibles para la SEC en caso que lo
requiera. En casos justificados, el operador de la red debe poder pedir una verificación del estado
de las protecciones y del interruptor.
Las pruebas deberán incluir verificación de las funciones de protección y baterías asociadas a la
instalación de interconexión. No será necesario repetir las pruebas de diseño, fábrica ni puesta en
marcha a menos que se haya realizado algún cambio de software o hardware, si este cambio tiene
certificación de diseño sólo será necesario realizar las pruebas de fábrica y puesta en marcha que
apliquen al cambio realizado.
6. Comentarios y modificaciones a la Norma Técnica de Conexión y Operación (NTCO) para
Pequeños Medios de Generación Distribuida.
La norma técnica de conexión y operación para pequeños medios de generación distribuida
estableció las bases técnicas sobre las cuales se desarrollaron los generadores distribuidos en Chile
desde el año 2007. Con esta norma y su respectivo reglamento se dio bastante dinamismo a este
sector, antes no bien tratado en la regulación. Si bien la NTCO pareciera contener todos los
elementos necesarios para normar adecuadamente la conexión y operación de generadores
distribuidos, en la práctica se ha observado que es perfectible, pues se observa la existencia de
algunas barreras que retrasan e incluso detienen el avance de algunos proyectos de generación
distribuida.
Los principales problemas se centran en que algunas disposiciones de la NTCO, tales como el
comportamiento del generador ante fallas y la conexión del generador a la red de distribución,
están orientadas a algunas tecnologías de generación en particulares (generadores hidráulicos,
térmicos) conectados a empalmes unidireccionales. Generadores de otras tecnologías como la
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 291 de 296
ORIGINAL
solar basada en inversores o los sistemas de cogeneración eficientes que típicamente se conectan
a empalmes bidireccionales no están adecuadamente tratados y quedan situados en un vacío
normativo, entorpeciendo su conexión a la red de distribución.
Otro punto importante es la conexión de generadores a empalmes de terceros. Si bien la norma
menciona la posibilidad de que generadores se conecten a empalmes de terceros, en la práctica la
NTCO no establece ninguna disposición específica al respecto, siendo esta posibilidad
escasamente operativa y aplicable. La conexión de sistemas de generación a empalmes de
terceros permite desarrollar regulación y modelos de negocio especialmente adecuados para
sistemas de cogeneración y generación fotovoltaica (modelo de tres partes).
El problema más serio es la falta de segmentación de los procedimientos, de manera de simplificar
y reducir costos a la conexión de instalaciones de menor escala (cientos de KWs), para evitar
sobreexigir a las pequeñas instalaciones.
El siguiente problema es la falta de estandarización de los procedimientos y la excesiva relevancia
que se le confiere a la interacción con la empresa distribuidora, apoyándose mucho en esquemas
de regulación de generación de gran escala, donde la interacción desarrollador – empresa eléctrica
(transmisora o distribuidora) es fundamental y la estandarización no es tan necesaria. En general
se requiere una intensa interacción con la empresa distribuidora para el avance del procedimiento
de conexión del generador. En el mundo se ha observado que esto levanta barreras importantes
que muy a menudo se traducen en tiempos, estudios y costos muy altos de afrontar para los
generadores distribuidos chicos, limitando el desarrollo de proyectos de varios cientos de kWs.
Debido a las barreras asociadas a la falta de segmentación, estandarización y definición del
modelos de tres partes:
Chile se mantiene como uno de los países con menor penetración de cogeneración distribuida de
escala baja y media del mundo, siendo esta casi inexistente. En la práctica sólo se observa
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 292 de 296
ORIGINAL
cogeneración a gran escala (por combustión de biomasa usualmente forestal) y los proyectos de
cogeneración industrial no se desarrollan (gran potencial no desarrollado).
El desarrollo de generación distribuida de cientos de kWs es inviable, por todas las barreras que
enfrenta.
Esta misma experiencia la vivieron gran parte de los estados de Estados Unidos y países de
Europa, que debieron restructurar sus procedimientos y requerimientos y formalizar el modelo
de tres partes para permitir el desarrollo de proyectos y generadores distribuidos pequeños
(cientos de KWs) y el desarrollo de la cogeneración en las diversas industrias.
En este ámbito se requiere el desarrollo de artículos específicos en el reglamento y norma para
desarrollar el modelo de tres partes. Asimismo, se requiere agregar segmentación y
estandarización transversalmente al reglamento y norma, por lo que los comentarios siguientes
a algunos artículos de la norma no constituyen una revisión exhaustiva de los mismos.
A continuación se comentan un poco más en detalles algunos artículos de la NTCO que debieran
ser analizados y/o modificados en forma posterior:
Artículo 1-10, numeral 24: Introduce el concepto de conexión de generadores a instalaciones de
terceros. Si bien este artículo menciona la opción de conexión a empalmes o instalaciones de
terceros, la NTCO no entra en detalles posteriores que permitan que esta alternativa sea
operativamente viable.
Artículo 2-3: Se establece una sugerencia de la información que la empresa distribuidora debe
entregar y no una lista exhaustiva e inalterable, que delinea claramente el alcance de este
requerimiento. Además, no se hace mención al formato u opciones de formato en que la
información debe entregarse. Por ejemplo: Archivo electrónico en formato texto, formato
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 293 de 296
ORIGINAL
Digsilent, IEEE common data format16 (para flujo de potencia17), etc. Tampoco se indica el nivel de
actualización de la información con la que esta debe ser entregada y el carácter vinculante de la
misma, de manera de recibir un paquete de información suficiente y consistente y no múltiples
adendas y correcciones. En este artículo ser observa la falta de estandarización y en menor medida
la falta de segmentación.
Artículo 2-8 y Artículo 2-11: Obliga a todos los generadores, sin importar su capacidad, a
coordinarse con la empresa distribuidora. Sistemas trifásicos de muy baja capacidad instalada
deberán coordinar su operación, mientras que dispositivos de consumo y equipos de capacidad
equivalente no están sujetos a este tipo de requerimientos. En este artículo se observa la falta de
segmentación.
Artículo 3-4: Se establece una configuración de conexión específica que no necesariamente puede
ser coherente con las recomendaciones de los fabricantes del equipamiento de generación. La
conexión es muchas veces adecuada, pero no siempre. Esto podría establecer importantes
barreras de entrada para generadores que se conecten en forma distinta o que se conecten en
forma directa a la red sin la necesidad de un transformador. Bajo algunas condiciones se debe
establecer que la conexión se realice de la forma que el fabricante especifique y no que se
establezca una conexión específica en la norma técnica. Si cliente (con la instrucción del fabricante
del equipo) y la empresa distribuidora no tienen observaciones, no debería ir en contra de su
voluntad vía norma.
Artículo 3-5, artículo 3-6: No se considera la posibilidad de que el equipamiento de generación
cuente con funciones propias de interrupción o no realice aporte a las corrientes de falla. Tal es el
16 http://www.ee.washington.edu/research/pstca/formats/cdf.txt
17 http://www.ee.washington.edu/research/pstca/
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 294 de 296
ORIGINAL
caso de los sistemas basados en inversores, los cuales incluyen estas funciones en forma
automática.
Titulo 4-2: Debido a que la NTCO no considera procedimientos simplificados para sistemas de
generación certificados exige pruebas de diseño sobre las instalaciones de generación.
Finalmente, cabe mencionar que cuando se masifican las instalaciones distribuidas pequeñas, el
exigir que el interesado deba llevar una copia de la solicitud de conexión a la SEC (Artículo 2-2)
agrega una tramitación adicional que debiera ser reemplazada con un sistema, donde la
empresa distribuidora masivamente informe a la SEC al final de cada mes todas las solicitudes
que le han sido entregadas, o la distribuidora mantiene un sistema de información donde
administra el seguimiento de los proyectos y el intercambio de información y le permite a la SEC
supervisar el avance estadístico e individual de los proyectos. Es importante no cargar a la SEC
con volúmenes de información inmanejables, sino que aportarle información organizada para la
supervisión del sector, si esto no agrega costos demasiado altos.
Finalmente y luego de estas críticas, es importante mencionar que el reglamento y norma
vigente en Chile han tenido varios efectos positivos y han sido suficientes para habilitar y
destrabar el desarrollo de diversos proyectos de generación eléctrica de escala del orden de un
MW y superiores, permitiendo una significante penetración de generación distribuida de gran
escala, pero con las sugerencias arriba presentadas se puede llegar más allá y destrabar mas
proyectos costoefectivos y beneficiosos para el país.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 295 de 296
ORIGINAL
1. Anexos
6.1 Anexo 1: Fuentes de información
• Comisión Nacional de Energía (2007). Norma técnica de conexión y operación de PMGD en
instalaciones de media tensión
• Superintendencia de Electricidad y Combustibles (2003). NCH Elec. 4/2003 Electricidad
Instalaciones de Consumo en Baja Tensión.
• IEEE 1547 (2003). IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric
Power System.
• IEEE 1547.1 (2005). IEEE Standard Conformance Test Procedures for Equipment
Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems.
• UL 1741 (2010). Underwriters Laboratories Inc. Standard for Safety. Inverters, Converters,
Controllers and Interconnection System Equipment for Use With Distributed Energy
Resources.
• VDE (2011). VDE – AR-N 4105:2011-08 Power generation systems connected to the low –
voltage distribution network: Technical minimum requirements for the connection to and
parallel operation with low-voltage distribution networks.
• Ministerio de Industrias, Turismo y Comercio español (2011). Real Decreto 1699/2011, de
18 de noviembre, por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de
energía eléctrica de pequeña potencia.
• Ministerio de Economía español (2000). Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre,
sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión
• Ministerio de Economía (2000). Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se
regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y
procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.
• Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (2008). Guía técnica para la medida y
determinación del calor útil, de la electricidad y del ahorro de energía primaria de
cogeneración de alta eficiencia.
• ENA (2011). Engineering Recommendation G83/1-1: Recommendations for the Connection
of Small –sale Embedded Generators (Up to 16 A per phase) in Parallel with Public Low –
Voltage Distribution Networks
• ENA (2011). Engineering Recommendation G59/2-1: Recommendations for the connection
of generating plan to the distribution system of licensed distribution network operators.
División Ingeniería Eléctrica
Informe Nº 1075620
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
Página 296 de 296
ORIGINAL
• Directiva 2001/77/CE del parlamento europeo y del consejo (2001). Relativa a la
promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el
mercado interior de la electricidad.
• Directiva 2003/54/CE del parlamento europeo y del consejo (2003). Sobre normas
comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la directiva
96/92/CE.
• Directiva 2004/8/CE del parlamento europeo y del consejo (2004). Relativa al fomento de
la cogeneración sobre la base de la demanda de calor útil en el mercado interior de la
energía y por la que se modifica la Directiva 92/42/CEE.
• Decisión de la Comisión de 21 de diciembre de 2006. Por la que se establecen valores de
referencia armonizados para la producción por separado de electricidad y calor de
conformidad con lo dispuesto en la Directiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo y el
Consejo.
top related