Tras la expiración de los periodos transitorios para la certificación de unidades de generación según las directrices de conexión VDE en el área alemana, surgen repetidamente numerosas preguntas sobre la correcta instalación del sistema registrador de fallos requerido para demostrar la conformidad según la Directiva Europea para Unidades de Generación (2016/631). La siguiente guía debería ayudar a conocer, por un lado, qué características especiales se requieren y, por otro, qué componentes deben seleccionarse para que el sistema funcione.
Es necesaria una prueba con tecnología de medición de alta precisión
Los errores de planificación en la construcción de unidades de generación a gran escala suelen provocar un aumento de los costes y un retraso en la certificación. Hay que reconocer que esto también se debe a un tema muy complejo. Según el capítulo 6.4 de la norma VDE-AR 4110, el registro de averías y la supervisión de la calidad de la energía se recomiendan para las estaciones de transferencia en casos justificados. Para los sistemas en el procedimiento de verificación individual, el requisito se formula con más detalle. En ese caso, debe instalarse un registrador para «poder comprobar continuamente los requisitos para el apoyo dinámico de la red en funcionamiento en directo, si el cumplimiento de los requisitos para el apoyo dinámico de la red no se ha podido demostrar ya mediante mediciones durante la puesta en servicio» [extracto normalizado de VDE-AR 4110]. Esta prueba de medición debe realizarse, por supuesto, utilizando una tecnología de medición adecuada y de alta precisión, probada de acuerdo con la norma.
El procedimiento de verificación individual requerido para algunos sistemas con la instalación de un registrador de fallos para la supervisión del cumplimiento, que debe llevar a cabo un organismo de certificación acreditado, exige un alto grado de coordinación entre todos los agentes implicados. En primer lugar, debe seleccionarse la tecnología de medición adecuada, que cumpla todos los requisitos, para el procedimiento de verificación. Además, se requieren los conocimientos necesarios para la correcta instalación de la tecnología de medición. Además, deben tenerse en cuenta determinados requisitos para los transductores utilizados, así como la verificación necesaria para garantizar las precisiones requeridas (calibraciones DAKKS) de las tecnologías utilizadas. En cuanto al control de conformidad posterior, debe garantizarse un intercambio de datos semestral que sea fácil de aplicar.
Esta guía ofrece una visión práctica de los componentes más importantes para garantizar y facilitar una cadena de medición fiable.
Requisitos de los registradores de averías
Según el anexo F de la directriz de conexión, el registrador de averías requiere una certificación conforme a la clase A de la norma IEC 61000-4-30 (Ed. 3) para garantizar la seguridad y precisión de la medición. El anexo F exige que la frecuencia de muestreo de los registradores sea de al menos 1 kHz. Sin embargo, para la evaluación de los supraarmónicos de tensión y corriente en el intervalo de bandas de frecuencia de 2-9 kHz, que se subdividen en bandas de 200 Hz según la norma DIN EN 61000-4-7, es indispensable prever frecuencias de muestreo más elevadas para la medición. Por lo tanto, para poder realizar la medición requerida según FGW TR 3, se necesita una frecuencia de muestreo mínima de 20 kHz.
Para garantizar un registro de datos coherente incluso en caso de avería y corte de corriente y para documentar la reacción de EZA incluso en caso de corte de corriente, se recomienda en cualquier caso un sistema SAI para el aparato de medición y los componentes adicionales, como la infraestructura de comunicación (conmutadores, pasarelas, servidores). Por supuesto, no debe haber pérdida de parámetros y datos en el dispositivo de medición de la calidad de la energía utilizado, incluso en un estado sin alimentación. Esto debe estar garantizado por el dispositivo de medición y la configuración. Sobre todo en caso de avería se necesitan datos fiables.
En este contexto, la sincronización temporal desempeña un papel importante. Por lo tanto, es necesaria una sincronización externa, por ejemplo mediante GPS, que garantice una precisión máxima en el sistema global de hasta 25 µs. La precisión de toda la cadena de medición es de gran importancia en el proceso de detección.
Sin embargo, la precisión del resultado de la medición no sólo consiste en un dispositivo de medición de alta precisión con una desviación máxima del 0,1% y la verificación correspondiente, sino que el error total de la cadena de medición completa se ve influido significativamente por los transductores utilizados.
Así, por ejemplo, los transformadores utilizados también deben ser capaces de transmitir supraarmónicos sin error. En el rango de media y alta tensión, ya existe en el mercado una amplia variedad de transformadores que también pueden transmitir frecuencias en el rango de 2-9 kHz con desviaciones <0,1%. Especialmente en los sistemas DCA con alimentación controlada por el enlace de CC, las frecuencias de reloj dominantes suelen ser responsables de efectos de realimentación como el aumento de la generación de ruido, como puede verse en la figura 2.
Para ello, es necesario que el registrador de fallos admita una amplia variedad de tecnologías de transductores con respecto a las señales de entrada. Por ejemplo, los transductores que pueden captar la gama de frecuencias más alta de 2-9 kHz suelen estar equipados con salidas de 3,25 V/√3 en lugar de 100 V/√3. En cualquier caso, la relación de impedancia entre la salida del transductor y la entrada del codificador debe coincidir. Por lo tanto, es necesario comprobar los requisitos de impedancia respectivos antes de la adquisición y aclarar previamente los datos necesarios para el instrumento de medición y la entrada de medición seleccionada con el proveedor del transductor que se va a utilizar.
Medición con sensores –
Sencillo y muy preciso
El PQI-DE admite una amplia gama de combinaciones y situaciones de instalación, tanto en el ámbito de la medición de tensión como a través de las diversas posibilidades de medición de corriente, también en el ámbito del reequipamiento, por ejemplo, a través de las entradas Rogowski de alta precisión para la medición de corriente.
- 100 V 2 MOhm || 25 pF
- 100 V / 400 V / 690 V 10 MOhm || 25 pF
- 3,25 V 2 MOhm || 50 pF para transductores de pequeña señal según IEC 61869-11 (SELV)
- 4 entradas de corriente para transductores 1 A/5 A (MB máx. 10 A)
- 4 entradas de corriente para transformadores de protección 1 A/5 A (MB máx. 100 A)
- 4 entradas de corriente para pinzas Rogowski (Entrada 350 mV)
- 4 entradas de corriente para pinzas amperimétricas (convertidor CA 0,5 V entrada)
Se requiere calibración DAKKS
Para asegurar y garantizar las precisiones, se requiere una calibración DAKKS antes de entregar e instalar el dispositivo de medición. La calibración estándar de fábrica no es suficiente para la certificación.
Por este motivo, A. Eberle GmbH & Co. KG una calibración DAKKS ampliada a través de un laboratorio certificado, también en el campo de los supraarmónicos para los aparatos de medición.
Según la directriz de conexión, el organismo de certificación tiene la tarea de evaluar los datos de medición al menos cada seis meses. Para ello, debe garantizarse un intercambio de datos sencillo y sin fisuras. Además, el sistema debe ser capaz de proporcionar una solución de software adecuada para evaluar los datos. Es importante utilizar un sistema con interfaces sencillas, flexibles y abiertas, que puedan adaptarse a las condiciones y soluciones de comunicación in situ.
Requisitos del sistema
Sencillo
En el caso más sencillo, la transferencia de datos del dispositivo de medición al organismo de certificación debe realizarse insertando una tarjeta SD y copiando toda la memoria interna. La lectura en un software de evaluación de la calidad de la energía funciona de forma similar en un procedimiento plug & play.
Flexible
Desde la simple transferencia de datos mediante la inserción de una tarjeta SD hasta la transferencia de datos automatizada a través de radio móvil, SHDSL o Ethernet: siempre sin problemas, incluso con una mala calidad de conexión. Deben ser posibles soluciones de sistema diversas y personalizables.
Abierto
Comtrade o PQDIF como estándares a través de IEC 61850, IEC 60870-5-104 o Modbus. Los instrumentos de medición y el sistema WinPQ de A. Eberle GmbH & Co. KG disponen de numerosas interfaces y protocolos estándar abiertos para la transmisión de datos de medición.
WinPQ: Comprobación automática de la conformidad de las plantas de generación mediante curvas FRT
Las centrales de generación tienen que realizar un apoyo dinámico a la red de acuerdo con el Código de Red Europeo. Este requisito se aplica principalmente en caso de fallos e indica que las centrales de generación deben cumplir los siguientes requisitos en caso de fallos simétricos y asimétricos en la red:
- No habrá desconexión de la planta generadora en caso de eventos de subtensión o sobretensión dentro de los límites especificados según el tipo de planta y (curva FRT).
- El requisito de apoyo a la red también se aplica en caso de varios fallos consecutivos.
- Las centrales deben mantener la tensión de red durante el fallo de red inyectando una corriente reactiva (potencia reactiva). La corriente reactiva debe suministrarse tanto en el sistema de secuencia positiva como en el de secuencia negativa en función del tipo de fallo.
Para comprobar el requisito en los diversos sistemas, el software del sistema WinPQ Power Quality a partir de la versión V. 6.2 ofrece un AddOn opcional para la clasificación automática de los fallos a través de las curvas FRT ya presentes en el sistema. Es posible almacenar cada punto de medida con una curva FRT correspondiente al tipo de instalación. Por un lado, esto ofrece la posibilidad de clasificar los fallos directamente a lo largo de un periodo, por ejemplo, un año (Figura 3). Por otro lado, también permite una alarma activa. En este caso, el sistema envía sólo una alarma al operador de la planta o al certificador designado por correo electrónico cuando el valor cae por debajo o supera la curva característica especificada, como se ve en la figura 4. En general, todas las curvas tanto para el tipo de planta 1 como para el tipo de planta 2 son invocables en el WinPQ.
Debe tenerse en cuenta que las curvas FRT prevén una evaluación de los fallos de hasta 60 s. Por lo tanto, el registrador de fallos utilizado debe ser capaz de suministrar los datos de medición como valor eficaz de 10 ms en cualquier caso y ello incluso en el caso de varios fallos consecutivos, ya que así lo exige expresamente el Grid Code. En este contexto, se recomienda encarecidamente calcular el valor eficaz de acuerdo con la norma IEC 61000-4-30 – Clase A Ed. 3 para permitir evaluaciones uniformes y comparables desde el punto de vista normativo.
Ejemplo de aplicación de un ACA según VDE-AR
El organismo de certificación implicado en este proyecto confía en una transferencia automatizada de datos en un formato Comtrade estándar para la evaluación automatizada de fallos. La figura 5 muestra que, en caso de fallo de la red, los datos del registrador de fallos se registran en el dispositivo de medición utilizando la plantilla VDE-AR 4110 aprobada por el certificador. Posteriormente, los datos son generados automáticamente por el software del sistema WinPQ instalado in situ (SSH) y enviados directamente al servidor del organismo de certificación. En caso de avería, el servidor evalúa directamente los datos y comprueba si la central de generación funciona de forma que sirva a la red.
Figura 5: Implementación de una planta generadora según VDE-AR
El cliente también tiene la posibilidad de visualizar y evaluar en cualquier momento los valores de calidad de la energía medidos mediante un informe claro. En caso de dificultades de comunicación debido a una red sin búfer, el cliente tiene la opción de leer los datos directamente del dispositivo de medición a través de una tarjeta SD y proporcionar estos datos. Paralelamente, los valores medidos de alta precisión U, I, P, Q, así como las estadísticas diarias de los eventos PQ se transmiten a través de un protocolo estándar -en este caso IEC 61850- a un sistema SCADA para su visualización in situ y también para emitir alarmas.
Conclusión
Mediante un procedimiento uniforme y coordinado de todas las personas y empresas implicadas se puede conseguir un alto grado de ahorro de costes y eficiencia tanto para el certificador como para el operador de las centrales de generación.
Estaremos encantados de ayudarle durante este proceso con nuestros equipos de medición seguros y certificados de clase A (Ed. 3) PQI-DE y PQI-DA smart en combinación con el software de sistema de calidad de energía WinPQ, así como con nuestra experiencia en el campo de los servicios para el funcionamiento y la instalación de los equipos de medición.
Póngase en contacto con nosotros a tiempo antes de seleccionar los componentes – estaremos encantados de ayudarle.
Autor
Fabian Leppich, Product Manager Power Quality System
