Incluso después de que hayan expirado los períodos de transición para la certificación de las plantas de generación eléctrica conforme al Código de Red Alemán VDE (Comité de Ingenieros Alemanes) y sus directrices de conexión, siguen existiendo muchas preguntas sobre la correcta instalación de los registradores de calidad de energía y de fallos digitales (DFR) requeridos.
A. Eberle cumple plenamente con VDE-AR-N 4110 y 4120, incluido el Anexo F. En este anexo se establecen los parámetros de referencia, y A. Eberle cumple todos los requisitos clave, tales como IEC 61000-4-30 (Clase A, Ed. 3), frecuencias de muestreo de hasta 20 kHz, calibración correspondiente (DAkkS, etc.) y transferencia de datos continua y segura.
El Anexo F define los requisitos para los sistemas de registro de perturbaciones, entre ellos:
- Registradores obligatorios de eventos y fallos para la estabilidad de la red y el análisis de perturbaciones
- Medición de la calidad de la tensión conforme a IEC 61000-4-30 (Clase A)
- Altas frecuencias de muestreo para detectar transitorios y supraharmónicos
- Sincronización de tiempo y eventos (por ejemplo, mediante Ethernet o GPS)
- Provisión de datos estandarizada y continua para los operadores de red
- Calibración trazable conforme a las normas nacionales (por ejemplo, DAkkS)
Beneficio: Esta guía y solución le ayudan a identificar los requisitos críticos desde una etapa temprana, seleccionar los dispositivos adecuados preparados para el futuro y evitar retrasos o costos adicionales durante el proceso de certificación, garantizando el cumplimiento normativo y la fiabilidad a largo plazo.
¿Tiene preguntas o proyectos pendientes relacionados con la implementación de la VDE-AR-N 4110 & 4120 (incluido el Anexo F)? Entonces no dude en escribirnos directamente a través de nuestra página de contacto.
VDE-AR-N 4110 & 4120 incl. Apéndice F - Es necesaria una prueba con tecnología de medición de alta precisión
Los Códigos de Red Internacionales se actualizarán en un futuro próximo de manera similar. Los errores de planificación en la construcción de unidades de generación a gran escala suelen provocar mayores costes y retrasos en la certificación. Esto se debe, en parte, a la gran complejidad del tema. Según el capítulo 6.4 del VDE-AR-N 4110, el registro de fallos y la supervisión de la calidad de la energía son obligatorios para estaciones de transferencia en casos justificados. En los sistemas sometidos a procedimiento de verificación individual, el requisito se formula de manera más detallada: debe instalarse un registrador que permita “comprobar de forma continua los requisitos de estabilidad dinámica de la red en operación en tiempo real, especialmente si el cumplimiento de estos requisitos no pudo demostrarse durante la puesta en servicio” [extracto estandarizado de VDE-AR-N 4110]. Esta prueba de medición debe realizarse utilizando tecnología de medición adecuada y de alta precisión, verificada según la norma correspondiente.
El procedimiento individual de verificación para el seguimiento del cumplimiento, realizado por un organismo de certificación acreditado, requiere un alto grado de coordinación entre todos los actores implicados. En primer lugar, debe seleccionarse la tecnología de medición apropiada que cumpla todos los requisitos del procedimiento. Además, se requiere la competencia técnica necesaria para la correcta instalación del equipo de medición. También deben considerarse los requisitos relativos a los transformadores de medida (TC y TP) utilizados, así como la verificación necesaria para garantizar que las precisiones exigidas (calibraciones DAkkS) se cumplan. En cuanto al seguimiento posterior, debe asegurarse además un intercambio de datos semestral fácil de implementar. Esta guía ofrece una visión práctica de los componentes más importantes para garantizar y facilitar una cadena de medición fiable.
Requisitos para los Registradores Digitales de Fallos (DFR)
Según el Anexo F de la guía de conexión, el registrador de fallos debe estar certificado conforme a la clase A de IEC 61000-4-30 (Ed. 3) para garantizar la seguridad, precisión y comparabilidad de las mediciones. El Anexo F exige una frecuencia de muestreo mínima de 1 kHz. Sin embargo, para evaluar los supraharmónicos de tensión y corriente en el rango de 2 a 9 kHz, subdividido en bandas de 200 Hz según DIN EN 61000-4-7, es esencial disponer de frecuencias de muestreo más altas. Por lo tanto, se requiere una frecuencia mínima de 20 kHz para realizar las mediciones según FGW TR 3 y estar preparado para futuras actualizaciones normativas.
Para garantizar un registro de datos coherente incluso en caso de fallo o pérdida de alimentación, y documentar la reacción del generador, se recomienda disponer de un sistema de alimentación ininterrumpida (SAI/UPS) tanto para el dispositivo de medición como para los componentes adicionales (conmutadores, pasarelas, servidores, etc.). No debe producirse pérdida de parámetros ni de datos, incluso en estado sin tensión. Esto debe garantizarse mediante el dispositivo y su configuración.
La sincronización temporal desempeña un papel fundamental. Por ello, se requiere una sincronización externa (p. ej., mediante GPS) para asegurar una precisión máxima en todo el sistema de hasta 25 µs. La precisión global de la cadena de medición es esencial en el proceso de detección.
La precisión del resultado de la medición no depende únicamente del instrumento, sino también de los transformadores de corriente y tensión (TC y TP) utilizados. Estos deben ser capaces de transmitir los supraharmónicos sin error. En media y alta tensión, ya existen transformadores capaces de transmitir frecuencias entre 2 y 9 kHz con desviaciones menores al 0,1 %. Con frecuencia, los generadores con frecuencias de conmutación dominantes son responsables de los efectos de retroalimentación, como mayor ruido eléctrico, tal como se muestra en la Figura 2. Por ello, el registrador debe ser compatible con una amplia gama de tecnologías de transductores. Por ejemplo, los transductores capaces de captar el rango de 2–9 kHz suelen tener salidas de 3,25 V/√3 en lugar de 100 V/√3. La relación de impedancia entre la salida del transductor y la entrada del codificador debe ser correcta, por lo que es necesario verificar los requisitos de impedancia antes de la adquisición y consultar los datos necesarios con el proveedor del transductor.
Medición con sensores -
Sencillo y muy preciso
Los modelos PQI-DA smart y PQI-DE de A. Eberle admiten una amplia variedad de combinaciones y con-figuraciones para cubrir la mayoría de las situaciones de instalación, tanto en la medición de tensión como en la de corriente, incluyendo opciones de moderni-zación mediante entradas Rogowski de alta precisión:
- 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)
Calibración DAkkS obligatoria
Para garantizar la precisión, se requiere una calibración DAkkS antes de la entrega e instalación del dispositivo de medición. La calibración de fábrica estándar no es suficiente para la certificación. Por este motivo, A. Eberle coopera con un laboratorio certificado para realizar calibraciones DAkkS ampliadas, también en el campo de los supraharmónicos.
Según la guía de conexión, el organismo de certificación debe evaluar los datos de medición al menos cada seis meses. Para ello, debe garantizarse un intercambio de datos simple y fluido, además de disponer de una solución de software adecuada para la evaluación. Es importante utilizar un sistema simple, flexible y con interfaces abiertas, adaptable a las condiciones y soluciones de comunicación del lugar.
Haga clic aquí para ver un ejemplo de dicho certificado.
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
Simple
En el caso más sencillo, la transferencia de datos al organismo de certificación se realiza insertando una tarjeta SD y copiando toda la memoria interna. La lectura en el software de evaluación de calidad de energía funciona de manera plug & play.
Flexible
Desde la transferencia manual mediante tarjeta SD hasta la transferencia automática vía radio móvil, SHDSL o Ethernet, siempre de forma estable, incluso con baja calidad de conexión. Deben ser posibles soluciones de sistema diversas y personalizables.
Abierto
Compatibilidad con Comtrade o PQDIF según los estándares IEC 61850, IEC 60870-5-104 o Modbus TCP/IP. Los instrumentos de medición y el sistema WebPQ® de A. Eberle disponen de numerosas inter-faces y protocolos abiertos para la transmisión de datos de medición.
WebPQ®: Verificación automática de la conformidad de las plantas de generación mediante curvas FRT
Las plantas conectadas a redes públicas deben gar-antizar la estabilidad dinámica de la red conforme al Código de Red Europeo (RFG – EU 2016/631), así como a los códigos nacionales y regionales de red en todo el mundo. Este requisito aplica especialmente durante fallos de red y define cómo deben com-portarse las plantas durante fallos simétricos y asi-métricos.
Requisitos clave:
- No desconectar la planta durante eventos de sobretensión o subtensión dentro de los límites definidos por la curva FRT.
- Apoyo dinámico incluso durante fallos con-secutivos, sin desconexión automática
- Inyección de corriente reactiva para apoyar la tensión de red durante y después de la per-turbación.
Las curvas FRT (Fault Ride Through) definen el perfil tensión-tiempo que una unidad de generación debe soportar sin desconectarse de la red.
En otras palabras, especifican cuánto tiempo una plan-ta debe “mantenerse en operación” durante una falla.
- Perspectiva europea: En la UE, los requisitos FRT están armonizados bajo los Requisitos para Generadores (RfG) y se detallan en las implementaciones nacionales (por ejemplo, Alemania: VDE-AR-N 4110/4120, Reino Unido: G99, España: P.O. 12.3).
- Perspectiva internacional: Existen requisitos similares en todo el mundo, adaptados a las condiciones locales de red y estabilidad.
Por ejemplo:
- América del Norte: Normas NERC PRC y directrices de fiabilidad aprobadas por FERC.
- América Latina: Brasil (Código ONS), Chile (NTCO).
- Asia-Pacífico: China (GB/T), India (CEA), Australia (AEMO Grid Code).
- Medio Oriente y África: Códigos de red basados en el modelo europeo con adaptaciones nacionales.
- Sudáfrica: Código de Conexión de Red para Plantas de Energía Renovable (RPPs) conectadas al sistema de transmisión o distribución (NERSA).
En todos los casos, el principio básico sigue siendo el mismo: las plantas deben mantenerse conectadas y apoyar la red durante perturbaciones cortas, en lugar de desconectarse, lo que podría desestabilizar el sistema eléctrico.
Verificación con WebPQ®
Para garantizar el cumplimiento en instalaciones diver-sas, el software WebPQ® Power Quality System incluye un módulo adicional que permite la clasifi-cación automática de perturbaciones según curvas FRT integradas.
- Cada punto de medición puede asociarse a una curva FRT correspondiente al tipo de planta y código de red aplicable.
- Las perturbaciones a lo largo del tiempo (por ejemplo, durante un año) pueden evaluarse y clasificarse automáticamente.
- WebPQ® incluye curvas FRT predetermina-das para planta tipo 1 y tipo 3, que cubren los casos más relevantes, y puede adaptarse para cualquier curva VRT (Voltage Ride Through) mediante el Editor de Plantillas FRT.
Requisitos técnicos
Las curvas FRT suelen cubrir evaluaciones de fallos de hasta 60 segundos. Por lo tanto, el registrador de fallos debe proporcionar valores RMS cada 10 ms, incluso durante múltiples fallos consecutivos, tal co-mo exigen la mayoría de los códigos de red. Para asegurar la comparabilidad y exactitud normativa, se recomienda calcular los valores RMS conforme a IEC 61000-4-30 Clase A, Edición 3, garantizando así evalu-aciones uniformes y conformes con las normas internacionales.
WebPQ®
La forma más sencilla de analizar los datos de medición de la calidad eléctrica
El nuevo WebPQ® es el software central de análisis para registradores de perturbaciones fijos y analizadores de calidad de energía, que permite una supervisión continua de la calidad de la energía y la evaluación de los analizadores de calidad de energía móviles* de A. Eberle.
En el contexto de la VDE-AR-N 4110 & 4120 – especialmente el Anexo F – WebPQ® ofrece una solución integral para el análisis y la documentación conforme a las normas de los datos de medición. Los operadores y los organismos de certificación se benefician de una evaluación eficiente para el seguimiento de la conformidad, inspecciones semestrales y una transferencia de datos segura y sin interrupciones.
Ejemplo: Implementación de una planta generadora según el código de red alemán VDE-AR-N
El organismo de certificación responsable en este proyecto utiliza transferencia de datos automatizada en formato estándar Comtrade para la evaluación automática de fallos. La Figura 4 muestra que, en caso de un fallo en la red, los datos del registrador se graban en el dispositivo de medición mediante la plantilla VDE-AR-N 4110 aprobada por el certificador. Posteriormente, los datos se generan automáticamente con el software WebPQ® instalado en sitio (SSH) y se envían directamente al servidor del organismo de certificación. En caso de fallo, el servidor evalúa los datos y verifica si la planta está operando conforme al comportamiento esperado de apoyo a la red. El cliente también puede visualizar y evaluar los valores medidos en cualquier momento mediante informes claros y detallados. En caso de dificultades de comunicación debido a una red no almacenada, el cliente puede leer los datos directamente desde el dispositivo mediante una tarjeta SD y enviarlos manualmente. Paralelamente, los valores medidos de alta precisión (U, I, P, Q) y las estadísticas diarias de los eventos de PQ se transmiten mediante un protocolo estándar - en caso IEC 61850 - hacia un sistema SCADA para visualización en sitio y emisión de alarmas.
Conclusión
A través de un procedimiento uniforme y coordinado entre todas las personas y empresas involucradas, es posible alcanzar un alto grado de ahorro de costes y eficiencia, tanto para el organismo certificador como para el operador de las plantas de generación eléctri-ca.
Estaremos encantados de asistirle durante todo este proceso con nuestros dispositivos de medición cer-tificados de Clase A (Ed. 3), PQI-DE y PQI-DA smart, en combinación con el software de calidad de energía WebPQ®, así como con nuestra experiencia en el ámbito de los servicios para la operación e instalación de equipos de medición.
Le recomendamos ponerse en contacto con nosotros con antelación antes de seleccionar los componentes - estaremos encantados de ayudarle.
Autor
por Fabian Leppich, Gerente de Producto Power Quality - Till Sybel, Director Ejecutivo A. Eberle África - Maximilian Sefz, Dirección de Marketing
