VDE-AR-N 4105 es

VDE-AR-N 4105: sistemas 2011-08 de generación de
energía conectados a la red de distribución de baja
tensión
requisitos mínimos técnicas para la conexión y el
Traducción Inglés de la
regla de aplicación VDE VDE-AR-N 4105
Nota: En caso de duda, la versión
alemana será válido.
funcionamiento en paralelo con las redes de
distribución de baja tensión
Traducción en inglés
VDE-AR-N 4105: 2011-08
sistemas de generación de energía conectados a la red de distribución de baja tensión requisitos mínimos técnicas para la conexión con y
el funcionamiento en paralelo con las redes de distribución de baja tensión
Contenido
Página
Prefacio................................................. .................................................. .................................................. ........ 6
Introducción................................................. .................................................. .................................................. 6 ....
1
Ámbito ................................................. .................................................. .................................................. 6
2
Referencias normativas................................................ .................................................. ........................... 7
3
Términos, definiciones y abreviaturas ............................................. .................................................. ...... 8
3.1
Términos y definiciones............................................... .................................................. ............................ 8
3.2
Abreviaturas ................................................. .................................................. ..................................... 14
4
condiciones marco generales ............................................... .................................................. ............15
4.1
Disposiciones y reglamentos ............................................... .................................................. ..................15
4.2
Procedimiento de solicitud de conexión y los documentos pertinentes ............................................ ....................15
4.3
Primera puesta en marcha del sistema de generación de energía ......................................... ...........................................15
5
Conexión de red................................................ .................................................. ............................dieciséis
5.1
Principios para la determinación del punto de conexión de red .......................................... ....................dieciséis
5.2
Clasificación de los equipos de red ............................................. .................................................. .......... 17
5.3
el cambio de tensión admisible ............................................... .................................................. ................ 17
5.4
Reacciones del sistema ................................................ .................................................. ................................ 18
5.4.1
General................................................. .................................................. ........................................... 18
5.4.2
cambios rápidos de tensión ............................................... .................................................. ..................... 18
5.4.3
Parpadeo................................................. .................................................. ............................................. 18
5.4.4
Armónicos e interrelaciones armónicas ............................................. .................................................. ......... 19
5.4.5
El desequilibrio de tensión ................................................ .................................................. .......................... 20
5.46
cortes de conmutación ................................................ .................................................. ..................... 20
5.4.7
Audiofrecuencia centralizada ondulación de control de ........................................... ............................................. 20
5.4.8
Portador de uso frecuente de la red del cliente ........................................... .................................... 21
5.4.9
medidas de precaución para evitar caídas de tensión y cortes de tensión ....................................... 21
5.5
criterios de conexión ................................................ .................................................. ............................. 21
5.6
Red trifásica .............................................. .................................................. ........................... 22
5.6.1
General................................................. .................................................. ........................................... 22
5.6.2
generadores síncronos trifásicos ............................................. ................................................. 22
5.6.3
sistemas de inversores trifásicos ............................................. .................................................. ............ 23
5.7
El comportamiento del sistema de generación de energía a la red ......................................... ......................... 23
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Página
5.7.1
................................................. general .................................................. .......................................... 23
5.7.2 corriente de cortocircuito máxima admisible ............................................ ........................................... 24
5.7.3
potencia activa ............................................... .................................................. ......................... 24
5.7.3.1
Lo esencial................................................. .................................................. ....................................... 24
5.7.3.2
gestión de la seguridad de gestión / red de nueva generación ............................................ ............... 24
5.7.3.3
potencia activa feed-in en sobrefrecuencia ........................................... ............................................. 25
5.7.3.4
potencia activa feed-in en baja frecuencia ........................................... ........................................... 26
5.7.4
Principios para el soporte de red .............................................. .................................................. .......... 26
5.7.5
Poder reactivo................................................ .................................................. ............................... 26
6
La construcción del sistema de generación de energía / red y el sistema de protección (protección NS) ......... 29
6.1
Requerimientos generales................................................ .................................................. ........................ 29
6.2
protección central NS ............................................... .................................................. ......................... 29
6.3
Protección integrada NS ............................................... .................................................. ..................... 30
6.4
conmutador de interfaz ................................................ .................................................. .................................. 30
6.4.1
................................................. general .................................................. .......................................... 30
6.4.2
interruptor de interfaz central ............................................... .................................................. ................... 30
6.4.3
interruptor de interfaz integrada ............................................... .................................................. .............. 31
6.5
Los dispositivos de protección para el conmutador de interfaz ............................................ .............................................. 31
6.5.1
................................................. general .................................................. .......................................... 31
6.5.2
Funciones de protección ................................................ .................................................. ........................ 32
6.5.3
Islanding detección ................................................ .................................................. ......................... 33
7
De medición para fines de facturación .............................................. .................................................. ............... 34
8
El funcionamiento del sistema .............................................. .................................................. ...................... 35
8.1
................................................. general .................................................. ............................................. 35
8.2
Características particulares de la gestión de la red del operador de red ............................... 36
8.3
Condiciones de conexión y la sincronización .............................................. .......................................... 37
8.3.1
................................................. general .................................................. .......................................... 37
8.3.2
La conexión de los generadores síncronos .............................................. ............................................. 38
8.3.3
La conexión de generadores asíncronos .............................................. ........................................... 38
8.3.4
Conexión de las unidades de generación de energía con inversores ........................................... ............................ 38
8.4
compensación de potencia reactiva ............................................... .................................................. ........... 38
9
La verificación de las propiedades eléctricas ............................................. .................................................. . 38
9.1
General ................................................. .................................................. ............................................. 38
9.2
Verificación de la potencia inyectada en ........................................... .................................................. ............. 39
9.2.1
Verificación de la potencia activa feed-en .......................................... .................................................. 39
9.2.2
Verificación de los valores de potencia reactiva ............................................ .............................................. 39
9.2.3
La verificación de la función de transición de potencia reactiva ........................................... ............................. 39
9.3
La verificación de las reacciones de la red ............................................. .................................................. .... 39
9.4
La verificación de las características de la red y el sistema de protección ........................................ .............. 39
2
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
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Anexo A (Informativo) Explicaciones ............................................ .................................................. .................. 40
A.1
“Sistema de generación de energía” (3.1.8) y “unidad de generación de energía” (3.1.9) ............................. ................. 40
A.2
cambio de tensión admisible (5,3) ............................................ .................................................. ........... 40
A.3
Reacciones del sistema (5.4) ............................................. .................................................. .......................... 41
A.3.1 cambios rápidos de tensión ............................................... .................................................. ........................ 41
A.3.2 Parpadeo................................................. .................................................. ................................................ 42
A.3.3 Armónicos e interrelaciones armónicas ............................................. .................................................. ............ 42
A.3.3.1 General................................................. .................................................. ........................................... 42
A.3.3.2 convertidores conmutados por la red (de seis o 12 pulsos) ...................................... ............................................. 43
A.3.3.3 inversores con modulación de impulsos .............................................. .................................................. ................ 43
A.4 criterios de conexión (5.5) ............................................. .................................................. ........................ 43
A.5 La potencia reactiva (5.7.5) ........................................... .................................................. ............................ 44
A.6 Requisitos generales, la tolerancia de un solo fallo (6.1) ........................................ ....................................... 46
A.7
interruptor de interfaz (6.4) ............................................. .................................................. ............................. 47
A.8
Los dispositivos de protección para el conmutador de interfaz (6.5) ......................................... ......................................... 47
A.8.1 General................................................. .................................................. .............................................. 47
A.8.2 Funciones de protección ................................................ .................................................. ............................ 47
Anexo B ejemplos (informativo) de conexión ........................................... .................................................. ..... 48
B.1 La potencia máxima conexión aparente S Amax ≤ 4,6 kVA .............................................. ........................ 48
B.2 La potencia máxima conexión aparente S Amax ≤ 13,8 kVA .............................................. ...................... 49
B.3
sistema de generación de energía con conexión comunicativa de los inversores monofásicos y con protección integrada NS
................................. .................................................. ............................ 50
B.4 potencia aparente conexión máximo de S Amax > 30 kVA ................................................ ................... 51
B.5 Nueva unidad de generación de energía conectado en paralelo a un sistema existente S Amax > 30 kVA ................... 52
B.6 Conexión con columna metro .............................................. .................................................. ............. 53
B.7 Conexión para exceso (consumo de auto-alimentación en conformidad con EEG, § 33 EEG y
KWK-G, § 4 (3)) ........................................ .................................................. .......................................... 54
B.8 Conexión para el exceso de feed-in de> 30 kVA ........................................ .................................................. 55
(Informativo) Ejemplos de configuraciones de panel metros Anexo C ........................................ ............................. 56
C.1 panel de medidores para la conexión de un sistema de generación de energía con un máximo aparente
el poder de conexión S Amax ≤ 30 kVA (completo feed-in) .......................................... ......................................... 56
C.2 panel de medidores para la conexión de un sistema de generación de energía con un máximo aparente
el poder de conexión S Amax > 30 kVA y con la protección central de NS ........................................... ........... 57
C.3 panel de medidores para la conexión de un sistema de generación de energía que incluye transformador
medición ................................................. .................................................. .................................... 58
C.4 metro del panel (que puede estar dispuesto también de forma descentralizada) para la conexión de una
sistema de generación de energía para consumo propio o exceso de alimentación en conformidad con EEG, § 33 y KWK-G, § 4
......................... .................................................. ................................................. 59
C.4.1 General................................................. .................................................. .............................................. 59
C.4.2 Representación esquemática ................................................ .................................................. .................. 60
C.4.3 Organización de un panel central metro ............................................ .................................................. .... 60
3
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
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Anexo D de detección (normativo) Islanding ........................................... .................................................. ........... 62
D.1
Islanding detección por medio de la prueba de circuito oscilante ......................................... ......................... 62
D.2
Islanding detección por control de la tensión trifásica .......................................... ............................. 63
Anexo E (Informativo) Ejemplos de conexión de la evaluación de los sistemas de generación de energía ...................... 64
E.1 Conexión de un sistema fotovoltaico 20 kW ........................................... ............................................ 64
E.2 Control de potencia reactiva de un calor llevó CHP .......................................... ................................................ 69
Anexo F (normativo) Formas (obligatorio) ......................................... .................................................. ............ 71
F.1
protocolo inicial de puesta en marcha de sistemas de generación de energía ......................................... ................................ 71
F.2
hoja de datos para sistemas de generación de energía ............................................ ............................................... 72
F.3
Requisitos para el informe de la prueba para las unidades de generación de energía ......................................... ...................... 73
F.4
Requisitos para el informe de la prueba para la protección NS ......................................... .............................. 74
Anexo G (Informativo) Formas (opcional) ......................................... .................................................. ............... 75
G.1 Solicitud ................................................. .................................................. ........................................ 75
G.2 Certificado de conformidad para las unidades de generación de energía ........................................... ................................. 76
G.3 Certificado de conformidad de la red y sistema de protección ......................................... .................. 77
Bibliografía ................................................. .................................................. .................................................. 78
Figura 1 - tensión Synchronous generada de un generador síncrono como una de tres equilibrado ideales
sistema de fase ................................................ .................................................. .................................... 23
Figura 2 - Diagrama de circuito equivalente de un generador síncrono para el caso de un cortocircuito ................. 23
Figura 3 - reducción de la potencia activa en sobrefrecuencia .......................................... ............................................ 25
Figura 4 - Limitar rango de potencia para la potencia reactiva de un sistema de generación de energía dentro de la gama
de 3,68 kVA <
S
Σ Emax
≤ 13,8 kVA (sistema de flecha de carga de referencia) ....................................... ............ 27
Figura 5 - Limitar rango de potencia para la potencia reactiva de un sistema de generación de energía dentro de la gama
de
S
Σ Emax
> 13,8 kVA (sistema de flecha de carga de referencia) ....................................... ............................... 27
Figura 6 - curva característica estándar para cos φ ( PAGS) .................................................. ................................. 28 Figura A.1 - Información general sobre los
conceptos de la unidad de generación de energía y el sistema de generación de energía ................. 40
Figura A.2 - Potencial para la optimización proporcionada por una alimentación en potencia reactiva adecuada para típico
línea o cable tipos generales (relacionados con un modo de funcionamiento donde cos φ = 1) .................................... 44
Figura A.3 - Ejemplos de una curva característica cos φ ( PAGS) con tres nodos ............................................... 45 ..
Figura B.1 - Conexión de una unidad de generación de energía monofásico con feed-en su totalidad y un máximo
potencia aparente conexión ≤ 4,6 kVA .............................................. .................................................. . 48
Figura B.2 - Conexión de unidades de generación de energía 3 monofásicos con feed-en su totalidad y un máximo
potencia aparente conexión ≤ 4,6 kVA por conductor de línea ........................................... ........................ 49
Figura B.3 - Conexión de unidades de generación de energía 3 monofásicos en su totalidad feed-en y con
conexión comunicativa ................................................ .................................................. .................... 50
Figura B.4 - Conexión de 3 unidades de generación de energía trifásica con ............................... completo feed-in ....... 51
Figura B.5 - Conexión de una unidad nueva generación de potencia conectadas en paralelo a una existente
sistema con plena de alimentación para una potencia máxima de conexión aparente S Amax > 30 kVA ......................... 52
4
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Figura B.6 - Conexión de un sistema de generación de energía con columna de metros para un máximo aparente
el poder de conexión S Amax > 30 kVA ................................................ .................................................. ..... 53
Figura B.7 - Conexión de un sistema de generación de energía con un exceso de alimentación en (teniendo en cuenta la auto
consumo de acuerdo con EEG, § 33 y KWK-G, § 4 (3)) ............................... ........................ 54
Figura B.8 - Conexión de un sistema de generación de energía con un exceso de alimentación para un máximo
el poder de conexión S Amax> 30 kVA .............................................. .................................................. ..... 55
panel de metros TAB - Figura C.1: sistema general y el sistema de generación de energía ≤ 30 kVA .............................. 56
Figura C.2 - TAB metro gabinete: sistema general y la generación de energía del sistema> 30 kVA ........................... 57
Figura C.3 - metro del panel para la conexión de un sistema de generación de energía que incluye
la medición del transformador ................................................ .................................................. .................. 58
Figura C.4 - Panel Meter (que también puede estar dispuesto de forma descentralizada) para la conexión
de un sistema de generación de energía para consumo propio o exceso ..................................... feed-in ........... 59
Figura C.5 - Principio de medición para la ejecución del EEG 2009, § 33 (2) o
KWK-G 2009, § 4 (3a) ........................................ .................................................. ................................ 60
Figura C.6 - variante de conexión para un panel de metro convencional central con tres puntos de fijación .............. 60
Figura C.7 - variante de conexión para un panel de metros EHZ central con BKE-I ................................. .................. 61
Figura D.1 - Ejemplo con protección integrada NS en el inversor ..................................... .......................... 62
Figura E.1 - unidad de generación de energía (croquis de la configuración y las conexiones) ................................ .................. 64
Figura E.2 - Red (croquis) ......................................... .................................................. ............................. 64
Figura E.3 - Control de potencia reactiva de un calor llevó CHP ..................................... ............................................ 69
Figura E.4 - Curva característica cos φ ( PAGS) del CHP ............................................... ................................... 69
Figura E.6 - curva característica resultante Q (P) .............................................. .............................................. 69 Figura E.6 - Curva
característica cos φ ( PAGS) del CHP ............................................... ................................... 70
Figura E.7 - curva característica resultante Q (P) .............................................. .............................................. 70 Figura E.8 - desviación de la
tensión en el punto de conexión ...................................... ............................................ 70
Figura E.9 - parámetro Pérdida actual plaza ......................................... .................................................. ....... 70
Tabla 1 - corrientes armónicas admisibles relacionados con la potencia de cortocircuito de la red S kV podría ser
suministrado en un punto de conexión de red ............................................ .................................................. ..19
Tabla 2 - Valores de ajuste para la protección NS ......................................... .................................................. .... 33
Tabla A.1 - Aplicación de los criterios de conexión después de 5,5 ...................................... ............................... 44
Tabla E.1 - cambio de voltaje en el PCC individuales ....................................... ................................................ 66
Tabla E.2 - cambio de voltaje en los CCP individuales (con la característica cos φ ( PAGS)) .................................. 67
5
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Prefacio
Esta guía de aplicación VDE ha sido elaborado bajo la responsabilidad de la logy Foro de la Red Tecno- / funcionamiento en red dentro de
VDE (FNN). Ha sido elaborado por el grupo de proyecto “Erzeugungsanlagen soy Niederspannungsnetz” (sistemas de generación de
energía conectados a la red de distribución de baja tensión), fundado por el comité directivo FNN “baja y media tensión.” Esta guía de
aplicación VDE fue objeto de un procedimiento de oposición públicos.
Introducción
La guía de aplicación VDE resume los aspectos esenciales que tienen que ser tomado en consideración para la conexión de los sistemas
de generación de energía (nota del traductor: el término alemán “Anlage” incluye sistemas, así como instalaciones y plantas) a la red de
baja tensión del operador de red. Sirve como base tanto para el operador de la red y el instalador en el proceso de planificación y toma de
decisiones. Además, el operador se da información importante sobre el funcionamiento de dichos sistemas. Esta guía de aplicación VDE
reemplaza la 4 º edición de la guía “VDEW en plantas de generación conectadas a la red de baja tensión” ( “soy Eigenerzeugungsanlagen
Niederspannungsnetz”) [1], que ha sido totalmente rediseñado y reestructurado para ser más lógico.
Al igual que en los más altos niveles de tensión, sistemas de generación de energía que suministran redes de baja tensión tendrán que hacer una
contribución a la estabilidad de la tensión estática en el futuro. Por lo tanto, tienen que contribuir a la estabilidad de la tensión en la red de baja tensión
durante el funcionamiento normal de la red. Esto tiene un efecto inmediato en el diseño de los sistemas. Esta guía de aplicación VDE resume los aspectos
esenciales que deben ser tenidos en cuenta para la conexión a la red de baja tensión con el fin de mantener la seguridad y fiabilidad de funcionamiento de
la red de acuerdo con las disposiciones de la Ley de la Industria de la Energía a la luz de una participación creciente de los sistemas de generación de
energía descentralizada y permitir a los valores límite de la calidad de la tensión especificada en la norma DIN eN 50160 que se deben observar.
Información adicional se da para los aspectos individuales para explicar ciertas disposiciones de la guía de aplicación VDE. Con el fin de
reducir esta guía de aplicación VDE a los elementos más importantes, esta información explicativa se resume en el Anexo A en
correspondencia con las cláusulas respectivas.
Los ejemplos de cálculo enumerados en el anexo E permiten la permisibilidad de la conexión de una fuente de generación del sistema ción a
la red de baja tensión a comprobarse en base a los datos dados. Si, en ese contexto, la conexión a la red de baja tensión se muestra que es
imposible, entonces la conexión con el nivel de tensión más alto, es decir, la red de media tensión, en general, puede ser considerado. La
evaluación de conexión necesario para esta se llevará a cabo de acuerdo con la directriz BDEW “Generación de plantas conectadas a la red
de media tensión” ( “soy Erzeugungsanlagen Mittelspannungsnetz”) [2].
La anexos F y G contienen formularios para la recopilación de los datos necesarios de un sistema de generación de energía a partir de la planificación
de la conexión de red de la primera puesta en marcha del sistema de generación de energía. Esta guía de aplicación VDE es una parte integral de la
directriz VDN “Technische Anschlussbedingungen für den Anschluss una das Niederspannungsnetz” (condiciones técnicas de conexión para las
conexiones a la red de baja tensión; TAB 2007) [3].
1 Alcance
Esta guía de aplicación VDE se aplica a la planificación, la erección, el funcionamiento y modificación de los sistemas de generación de energía que
están conectados a la red de baja tensión de un operador de red y operados en paralelo con esta red (punto de conexión de red en la red de baja
tensión). En este contexto, en particular, aquellas modifi- caciones a los sistemas de generación de energía tienen que ser tomadas en cuenta, que
tienen una influencia significativa en el comportamiento eléctrico de la conexión de red.
6
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Para la planificación de una conexión de red, así como para la parte reconstruida y ampliada de un sistema de generación de energía, las condiciones
técnicas de conexión (TCC) válidos en el momento de presentar la solicitud será de aplicación. modificaciones Conexión de red incluyen la
reconstrucción, la extensión, la deconstrucción o desmantelamiento de una instalación de cliente, así como la modificación de la potencia máxima
aparente S Amax de un sistema de generación de energía o la modificación de la estrategia de protección de la red.
NOTA 1 Si cláusulas o condiciones del TAB 2007 [3] se denominan en la siguiente, entonces estos son siempre referencias a específicamente la indicación
respectiva de TAB 2007 [3]. En otros contextos, las condiciones técnicas de conexión de los operadores de red están citados que generalmente se basan en la
pestaña de 2007 [3], y que los operadores de red tienen que comunicar a la autoridad reguladora correspondiente.
Esta guía de aplicación VDE también se aplica al modo de espera sistemas eléctricos (generadores de energía de emergencia) cuyo funcionamiento en
paralelo con la red pública excede el funcionamiento en paralelo de corta duración permisible para la sincronización de ≤ 100 ms.
Para los sistemas de generación de energía que están conectados en el lado de baja tensión, sino también, a través de un transformador de
cliente separada, a la red de media tensión del operador de red, el punto de conexión está en la red de media tensión. Para su evaluación
conexión de la directriz BDEW “Erzeugungsanlagen am Netz Mittelspannungs-” [2] se utilizará.
NOTA 2 En este contexto, los sistemas de generación de energía, que están conectados a una red de baja tensión cliente propiedad diseñado principalmente para
la extracción, puede estar conectado a y es operado con una potencia máxima conexión aparente
Σ S Amax ≤ 100 kVA (suma todos los sistemas de generación de energía conectadas a esa red de baja tensión y no se cumplen los requisitos de la directriz
BDEW “Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz” [2]) de acuerdo con la presente directriz “sistemas de generación de energía conectados a la distribución
de baja tensión red."
Los sistemas de generación de energía incluyen:
-
sistemas de energía de agua;
-
sistemas fotovoltaicos (sistemas PV);
-
generadores acoplados mecánicamente con motores térmicos, por ejemplo, en unidades de cogeneración (CHP);
-
sistemas de células de combustible.
La energía eléctrica puede ser generada por generadores síncronos o asíncronos con o sin inversores de por los generadores de corriente
continua (por ejemplo, células solares de los sistemas fotovoltaicos) con inversores. La máxima potencia aparente conexión hasta que la
conexión a la red de baja tensión que es permisible depende del tipo y modo de operación del sistema de generación de energía, así como en
las condiciones de la red.
2 Referencias normativas
Los siguientes documentos referenciados son indispensables para la aplicación de este documento. Para las referencias con fecha, sólo se aplica la
edición citada. Para las referencias sin fecha se aplica la última edición del documento de referencia (incluyendo cualquier modificación). DIN
18015-2, Instalaciones eléctricas en edificios de viviendas - Parte 2: La naturaleza y el alcance de sobre Equipos mínimo
DIN 43870, Medidor de placas de montaje
DIN 43880, Incorporada en equipos para instalaciones eléctricas - Dimensiones y las dimensiones de montaje relacionados
E DIN EN 45011: 1998-03, General
requisitos para los organismos de certificación de productos
(ISO / IEC EN 45011: 1998-96)
DIN EN 50160, Características de la tensión suministrada por las redes públicas de distribución
DIN EN 50438 (VDE 0435 a 901), Requisitos para la conexión de micro-generadores en paralelo con las redes de distribución de baja tensión
pública
7
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
DIN EN 60909-0 (VDE 0102), Las corrientes de cortocircuito en sistemas trifásicos - Parte 0: Cálculo de corrientes
DIN EN 61000-3-2 (VDE 0838-2), Compatibilidad electromagnética (EMC) - Parte 3-2: Límites - Límites para las emisiones de corriente armónica
(equipos de corriente de entrada ≤ 16 A por fase)
DIN EN 61000-3-3 (VDE 0838-3), Compatibilidad electromagnética (EMC) - Parte 3-3: Límites - Limitación de cambios de voltaje, fluctuaciones de
voltaje y parpadeo en sistemas de suministro de baja tensión públicas, para equipos con corriente nominal ≤ 16 A por fase y no está sujeto a la
conexión condicional
DIN EN 61000-3-11 (VDE 0838-11), Compatibilidad electromagnética (EMC) - Parte 3-11: Límites - Limitación de cambios de voltaje, fluctuaciones
de voltaje y parpadeo en sistemas de suministro de baja tensión públicas; Equipos con corriente nominal ≤ 75 A y sujeto a conexión condicional
DIN EN 61000-3-12 (VDE 0838-12), Compatibilidad electromagnética (EMC) - Parte 3-12: Límites - Límites para corrientes armónicas producidas
por los equipos conectados a sistemas de baja tensión públicas con entrada de corriente> 16 A y ≤ 75 A por fase
DIN EN 61000-4-7 (VDE 0847-4-7), Compatibilidad electromagnética (EMC) - Parte 4-7: Ensayos y surement meditécnicas - guía general sobre los armónicos y las mediciones de inter-armónicos y la instrumentación, para los sistemas de
suministro de energía y equipos conectados a los mismos
DIN EN 61000-4-30 (VDE 0847-4-30), Compatibilidad electromagnética (EMC) - Parte 4-30: Técnicas de ensayo y medición - los métodos
de medición de calidad de energía
DIN VDE 0100-460 (VDE 0100-460), La erección del poder
instalaciones - Parte 4: Protección para la seguridad;
Capítulo 46: Aislamiento y de conmutación
DIN VDE 0100 (VDE 0100), Montaje de instalaciones de baja tensión
DIN VDE 0100-200 (VDE 0100-200), instalaciones de baja tensión - Parte 200: Definiciones
DIN VDE 0100-410 (VDE 0100-410), De bajo voltaje instalaciones eléctricas - Parte 4-41: Protección para la seguridad - Protección contra descargas
eléctricas
DIN VDE 0100-551 (VDE 0100-551), De bajo voltaje instalaciones eléctricas - Parte 5-55: Selección y montaje de equipos eléctricos - otro
equipo - Cláusula 551: equipos generadores de baja tensión
DIN VDE 0100-712 (VDE 0100-712), instalaciones de baja tensión - Parte 7-712: Requisitos para instalaciones o recintos especiales - fotovoltaicos
(PV) los sistemas de suministro de energía solar
DIN VDE 0105 (VDE 0105), Explotación de instalaciones eléctricas
DIN VDE 0105-100 (VDE 0105-100): 2009-10, Operación de los equipos eléctricos
instalaciones - Parte 100: General
requisitos
DIN VDE 0603 (VDE 0603), Consumer cuadros de distribución y del medidor paneles AC 400 V
VDE-AR-N 4400: 2011-08, Electricidad Metrología (Código de Medición)
3 Términos, definiciones y abreviaturas
3.1 Términos y definiciones
A los efectos de este documento se aplican los siguientes términos y definiciones.
3.1.1
operador del sistema
empresario, o una persona física o jurídica que actúe en su nombre, asumiendo la responsabilidad del empresario para el funcionamiento seguro y
correcto estado del sistema, la instalación o la planta del cliente (TN: en el siguiente sistema siempre se llama)
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3.1.2
montador del sistema
personas o empresas que erigen, en expansión, que modifican o se ejecuta una instalación o sistema eléctrico, así como las personas o empresas
que, a pesar de no haber construido, ampliado, modificado o ejecutar este sistema eléctrico, se han comprobado las obras ejecutadas como expertos
y asumir la responsabilidad de su ejecución correcta
3.1.3
propietario de la conexión
cualquier persona física o legal (por ejemplo propietario) cuyo sistema eléctrico está conectado a través de una conexión de suministro directamente a la
red del operador de red NOTA
El propietario de la conexión tiene una relación legal con el operador de red.
3.1.4
reenganche automático (AR; ge: automatische Wiedereinschaltung, AWE)
volver a cerrar, por un dispositivo automático, de un disyuntor de circuito asignado a una parte de red defectuoso suponiendo que desaparece el fallo durante el
tiempo de interrupción
3.1.5
Corriente nominal yo r
actual del respectivo dispositivo de instalación está diseñado para ser operado de forma permanente con el fabricante o sobre la base de una
norma
3.1.6
sistema trifásico
3.1.6.1
sistema trifásico ideales
sistema trifásico simétrico con las siguientes características:
1) la simetría eléctrica de las unidades de generación de energía, es decir:
una)
los valores rms de las tres tensiones simples o de línea, respectivamente, son iguales,
b) todos los voltajes tienen la misma frecuencia F o la frecuencia angular π = 2 π F,
C)
el desplazamiento de fase entre las tensiones individuales es de 120 °;
2) Equipo simétricamente diseñado, es decir, igual de secuencia positiva y de secuencia negativa impedancias;
3) carga simétrica
3.1.6.2
sistema trifásico reales
red trifásica en la que el equilibrio de las tensiones de línea puede ser perturbado debido a la influencia de cargas desequilibradas y sistemas de
generación de energía de alimentación no simétricamente
3.1.7
circuito final
circuito eléctrico destinado a suministrar corriente eléctrica directamente a la utilización de los equipos actuales o tomas de corriente
3.1.8
sistema de generación de energía (ge: Erzeugungsanlage, PGS)
todas las unidades de generación de energía usando el mismo portador de energía primaria (por ejemplo, todas las unidades de PV) conectado a una conexión de puerto de
alimentación / casa (también véase el anexo A)
Los símbolos de unidades NOTA relacionados con el sistema de generación de energía se les da el índice “A”.
3.1.9
unidad de generación de energía (ge: Erzeugungseinheit, PGU)
unidad individual para la generación de energía eléctrica (también véase el Anexo A)
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NOTA 1 Para una unidad fotovoltaica, esto puede ser, por ejemplo, el inversor que incluye los componentes / módulos solares conectados aguas abajo (desde el punto de vista de la
red). Por lo tanto, un sistema de generación de energía fotovoltaica con dos inversores firmemente conectado al panel metro consta de dos unidades de generación de energía.
NOTA 2 Los símbolos de unidades relativas a la unidad de generación de energía se les da el índice de la letra “E”
3.1.10
parpadeo
fluctuaciones de tensión que producen la impresión subjetiva de las fluctuaciones en la luminancia a través de la cadena funcional eléctrica de la
lámpara-ojo-cerebro
3.1.10.1
fuerza parpadeo corto plazo PAGS S t
cantidad para la evaluación de las fluctuaciones de tensión flicker-efectiva de un intervalo de tiempo de 10 min NOTA Aquí, el
índice “c” indica corto plazo.
3.1.10.2
fuerza parpadeo largo plazo PAGS lt
cantidad para la evaluación de las fluctuaciones de tensión de parpadeo eficaz de un intervalo de tiempo de 120 min NOTA Aquí, el índice
“LT” indica mucho tiempo.
3.1.11
dispositivo de desconexión fácilmente accesible
punto de conexión sobre el suelo del cable de conexión doméstica a la red de baja tensión del operador de red (por ejemplo, armario de conexiones por cable,
armario de distribución por cable, estación transformadora, casa de la caja de conexiones), con la condición de que es libre y fácilmente accesible para el
personal del operador de red
3.1.12
la instalación del cliente
la instalación eléctrica como se especifica en NAV, § 13 y § 14 y, así, con la excepción de que el dispositivo (s) de medición, todos los aparatos eléctricos
aguas abajo del punto de suministro que se usa para suministrar a los usuarios de la red
3.1.13
potencia de cortocircuito
3.1.13.1
potencia de cortocircuito inicial k
S ''
potencia de cortocircuito simétrica inicial decisivo para el cálculo de la resistencia a cortocircuitos de acuerdo con la norma DIN EN 60909-0 (VDE
0102):
k
3 ⋅ ⋅ = ''
''
IUS
kn
3.1.13.2
potencia de cortocircuito de la red kN
S ''
potencia de cortocircuito disponible en el lado de la red sin la participación del sistema de generación de energía que se va a conectar
3.1.13.3
potencia de cortocircuito de la red S kV
potencia de cortocircuito de la red (en base a la potencia de cortocircuito sostenida) en el punto de acoplamiento común (PCC), que es
decisivo para el cálculo de las interacciones de red
NOTA Cf. la referencia [4]. En general, es menor que la potencia de cortocircuito utilizado para la calificación de la fuerza de cortocircuito de sistemas e instalaciones.
3.1.14
corriente de cortocircuito k
yo ''
corriente de cortocircuito inicial de acuerdo con la norma DIN EN 60909-0 (VDE 0102)
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3.1.15
breve interrupción
breve interrupción causada por la desconexión automática de un fallo seguido de un AR u otras interrupciones a corto plazo
3.1.16
poder
3.1.16.1
potencia aparente nominal S re
potencia aparente que los componentes de la unidad de generación de energía están diseñados para
3.1.16.2
Poder reactivo Q
parte de la potencia aparente que no contribuye a la generación de energía eléctrica NOTA
Es el producto de la potencia aparente y seno del ángulo de desplazamiento de fase φ entre los componentes fundamentales de la línea a
tensión de punto neutro T y la corriente YO.
3.1.16.3
máxima potencia aparente de un sistema de generación de energía S Amax
relación de la potencia activa máxima del sistema de generación de energía PAGS Amax al factor de desplazamiento cos φ
prescrito por el operador de red
Amax PD =
NOTA
Amax
cos φ
S Amax se utiliza como base para la prueba de conexión a la red.
3.1.16.4
máxima potencia aparente de una unidad de generación de energía S Emax
relación de la potencia activa máxima del sistema de generación de energía PAGS Emax al factor de desplazamiento cos φ
prescrito por el operador de red
Emax PD =
Emax
cos φ
3.1.16.5
potencia activa máxima de la unidad de generación de energía PAGS Emax
más alto de potencia activa de una unidad de generación de energía que se obtiene como el valor media más alta posible durante un período de 10 min
3.1.16.6
máxima potencia activa del sistema de generación de energía PAGS Amax
más alto de potencia activa de un sistema de generación de energía resultante de la suma de las potencias activas máximas de las unidades de generación de energía
(
PAGS
Amax
=
Σ
PAGS
Emax
)
3.1.16.7
poder aparente S
producto de los valores eficaces de la tensión de línea a neutro y la corriente transportada por las líneas individuales
3.1.16.8 potencia activa PAGS
la energía eléctrica relevante para la generación de energía eléctrica disponible para la conversión en otras formas de energía (por ejemplo,
mecánica, térmica o química) NOTA
Esta es la potencia nominal de la unidad de generación de energía dada por el fabricante para las condiciones nominales. A efectos de cálculo, la
potencia del aparato en el lado de la red (por ejemplo, los inversores) se va a utilizar.
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3.1.17
Factor de potencia λ
relación de la magnitud de la potencia activa PAGS y la potencia aparente S:
λ =
NOTA
SP
Al igual que PAGS y S, λ se refiere a los valores efectivos de la cantidad total alterna, es decir, a la suma de su componente funda- mental y todos los
armónicos.
3.1.18
factor de corriente máxima de conmutación K IMAX
relación de la más alta ocurre de corriente durante una operación de conmutación (por ejemplo, iniciar o conexión de corriente o la corriente de corte más alta en
condiciones de funcionamiento normales) a la corriente del generador normal de yo NG. Para ello, la corriente debe ser considerada como un valor eficaz durante un
período
3.1.19
red de media tensión
red trifásica de los operadores de red con una tensión nominal de> 1 kV a <60 kV
3.1.20
punto de conexión de red
punto de la red a la que el sistema de atención al cliente está conectado a la red del operador de red NOTA
El punto de conexión a la red es importante sobre todo en el contexto de la planificación de la red. No siempre es necesario distinguir entre el
punto de conexión a la red y el punto de acoplamiento común (PCC).
3.1.21
operador de red
operador de una red de suministro público de electricidad
3.1.22
ángulo de impedancia de la red ψ k
arco tangente de la relación de reactancia X k a la resistencia R k de la impedancia de cortocircuito en el punto de la red considerada ( ψ k = arctan ( X k / R k))
3.1.23
la red y la protección del sistema (GE: Netz- und Anlagenschutz, NA-Schutz)
con ensayo de tipo dispositivo de protección con un certificado de conformidad en el que todas las funciones de protección se instalan como se especifica en 6.5
3.1.24
red de baja tensión
red trifásica de los operadores de red con una tensión nominal ≤ 1 kV
3.1.25
oscilación armónica (armónicos) ν
oscilación sinusoidal cuya frecuencia es un múltiplo entero de la frecuencia fundamental (50 Hz)
3.1.26
sistemas de generación de potencia ajustable
sistemas fotovoltaicos y todos los otros sistemas de generación de energía que pueden ser operados en todo el rango de potencia de 0% PAGS Amax a 100% PAGS
Amax
3.1.27
dispositivo de protección
equipo que incorpora uno o más relés de protección y, si es necesario, elementos lógicos destinados a realizar una o más funciones de
protección especificados
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3.1.28
autovigilancia
función que normalmente se ejecuta dentro del dispositivo de protección y está destinado a detectar automáticamente los fallos dentro y fuera del dispositivo
de protección
3.1.29
voltaje
3.1.29.1 tensión
nominal T r
voltaje de un dispositivo o instalación para la que el dispositivo o la instalación ha sido diseñado para un funcionamiento permanente sobre la base
de un nivel determinado o por el fabricante
3.1.29.2
tensión de funcionamiento T si
voltaje que el valor eficaz (10 minutos a valor medio) de la tensión de línea a línea se producen durante el funcionamiento normal en un cierto
punto de la red y en un punto dado en el tiempo
3.1.29.3
voltaje nominal T norte
tensión por el que se describe o identifican una red o sistema de
3.1.30
cambio de voltaje Δ T máx
aumento o disminución del valor eficaz de una tensión donde se hace una distinción entre el cambio de voltaje lenta y rápida
NOTA Cuando se indica un cambio de tensión relativa, el cambio de tensión de la línea de voltaje de línea a se relaciona con la tensión de funcionamiento de la
red:
máximo
U Δ =UU
Δ
b
3.1.30.1
cambio de voltaje lenta
aumento de tensión o disminuir (10 minutos a valor medio) generalmente atribuible a los cambios de la carga total / feed-en total en una red o en
una parte de la red de
3.1.30.2
rápidos cambios de voltaje
un único cambio rápido del valor eficaz de una tensión entre dos valores de tensión consecutivos de seguro pero duraciones no especificados
3.1.31
sobreexcitado
condición de funcionamiento de un generador síncrono, en el que el generador absorbe potencia reactiva capacitiva desde la red
3.1.32
punto de suministro
punto de la red, que representa el límite entre el área del operador de red de la responsabilidad y la del operador del sistema de conexión
NOTA
El punto de suministro es principalmente de importancia en el contexto de la gestión de la operación. No siempre es idéntico a la línea de propiedad.
3.1.33
factor de transferencia ü
relación de las tensiones nominales de lado alto y lado de baja tensión de transformadores
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3.1.34
bajo-excitado
condición de funcionamiento de un generador síncrono, en el que el generador absorbe potencia reactiva inductiva de la red
3.1.35
punto de acoplamiento común (PCC)
punto de la red pública más cercana al sistema de cliente al que otros sistemas clientes se conectan o se puede conectar NOTA
El PCC es generalmente idéntico con el punto de conexión de red. Se utiliza como base para la evaluación de las reacciones de la red.
3.1.36
factor de desplazamiento cos φ
coseno del ángulo de fase entre los componentes fundamentales de la línea a tensión de punto neutro y la corriente respectiva
3.1.47
inter-armónicos μ
oscilación sinusoidal cuya frecuencia no es un múltiplo entero de la frecuencia fundamental (50 Hz) NOTA
Inter-armónicos también pueden ocurrir en el rango de frecuencia entre 0 Hz y 50 Hz.
3.2 Abreviaturas
Para el propósito de esta guía de aplicación VDE, las siguientes abreviaturas y los símbolos se aplican además las dadas en la serie de
normas DIN EN 50173. AR
El cierre automático (GE: automatische Wiedereinschaltung, AWE)
BGV
Disposiciones de las instituciones para el seguro obligatorio de accidentes y prevención (GE:
Berufsgenossenschaftsvorschriften)
CHP
combinada de calor y unidad de potencia (ge: Blockheizkraftwerk, BHKW)
BKE
De fijación y de dispositivo de contacto (ge: Befestigungs- und Kontaktiereinrichtung)
EMF
Fuerza electromotriz (Elektromotorische Kraft, EMK)
PGS
sistema de generación de energía (GE: Erzeugungsanlage, EZA)
PGU
unidad de generación de energía (GE: Erzeugungseinheit, EZE)
EL (disyuntor)
fuga a tierra (interruptor) (GE: FI (Fehlerstrom) -Schutzschalter)
CHP
La cogeneración de electricidad y calor (ge: Kraft-Wärme-Kopplung, KWK)
protección NS
Red y la protección del sistema (GE: Netz- und Anlagenschutz, NA-Schutz)
BOLÍGRAFO
Tierra de protección del conductor neutro (GE: Schutz- und Neutralleiter)
PV
fotovoltaica
RCD
Dispositivo de protección actual residual (GE: Fehlerstrom-Schutzschalter)
TRA
sistemas de control de onda centralizados de audiofrecuencia (ge: TonfrequenzRundsteueranlagen, TRA)
TRB
normas técnicas para la seguridad operacional (GE: Technische Regeln für Betriebssicherheit)
TN-C
conductor de protección y neutro combinado (fr: Terre Neutre Combine)
TN-S
conductor de protección y neutro separado (fr: Terre Neutre Separado)
TT
conductor de protección separado (fr: Terre Terre)
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4 condiciones marco generales
4.1 Disposiciones y reglamentos
Los sistemas de generación de energía deben ser montados y operados, teniendo en cuenta las disposiciones y normas vigentes, de tal manera que
sean adecuados para el funcionamiento en paralelo con la red de baja tensión del operador de red y las reacciones de manera que no admisibles en
los otros sistemas del cliente son de red o excluido. Esto también implica que la potencia máxima aparente de un sistema de generación de energía S Amax
no se exceda.
Para la construcción y operación de las instalaciones eléctricas es imprescindible para cumplir al menos con:
-
las disposiciones legales y gubernamentales aplicables;
-
la aplicable normas DIN y normas DIN VDE, en particular DIN VDE 0100 (VDE 0100) y, por tanto, también la norma DIN VDE
0100-551 (VDE 0100-551) que ha sido armonizada a nivel europeo;
-
las disposiciones sobre salud y seguridad en el trabajo y las normas de prevención de accidentes de las instituciones pertinentes para el seguro
obligatorio de accidentes y la prevención;
-
las disposiciones y directrices del operador de red, en particular, las condiciones técnicas de conexión (TCC).
Todos los trabajos en la instalación eléctrica aguas abajo del fusible de servicio sólo podrá ser realizada por un electricista que aparece en el
directorio de electricista de los operadores de red. Las únicas excepciones son los trabajos de mantenimiento aguas abajo del dispositivo de
medición.
Si justificado, el operador de red puede, sobre una base caso por caso, las modificaciones de la demanda y adiciones a los sistemas existentes o a los sistemas
que se erigirá en lo que esto es necesario para un suministro seguro y libre de perturbaciones.
procedimiento 4.2 Aplicación de conexión y de los documentos pertinentes
El operador de red deberá estar implicado ya en la fase de planificación. Como regla general, los siguientes documentos se presentarán al
operador de red a tiempo y de acuerdo con el procedimiento de solicitud aplicabilidad capaces de conformidad con TAB 2007 [3]:
-
solicitud de conexión a la red (por lo general una forma pre-impresa del operador de red, o bien la forma “Aplicación” dada en el
anexo G.1);
-
mapa del sitio que indica el número de la parcela y mostrando la designación y los límites de la parcela, así como el lugar donde el sistema de
generación de energía se va a instalar;
-
hoja de datos con los datos técnicos del sistema (véase el anexo F.2);
-
indicación de si el operador del sistema desea para feed-en su totalidad o en exceso (véase el Anexo F.2);
-
por cada unidad de generación de energía de un certificado de conformidad, así como el informe de la prueba asociado. Este informe certificado de
conformidad / prueba indica las características eléctricas de la unidad de generación de energía y confirma su conformidad con los requisitos de
esta directriz (véanse los anexos F.3 y G.2);
-
Descripción de los dispositivos de protección en conformidad con la cláusula 6 y un certificado de conformidad para la red y el sistema de
protección, así como el informe de la prueba asociada (protección NS; véase la cláusula 6 o la F.4 anexos y G.3, respectivamente);
-
diagrama de circuito completo de la conexión del sistema de generación de energía a la red de baja tensión con los datos del aparato utilizado,
incl. la disposición de los dispositivos de medición y de protección así como la disposición de los paneles de medidores (que incluye paneles de
medidores descentralizadas). También véase el anexo B.
4.3 Primera puesta en marcha del sistema de generación de energía
A más tardar una semana antes de la primera puesta en marcha programada del sistema de generación de energía, el montador sistema presenta al
operador de red la orden totalmente completada y firmada por el arranque inicial. Para ello, el erector sistema utiliza un habitual procedimiento con el
operador de red.
Una primera puesta en marcha de un sistema de generación de energía sin el consentimiento del operador de red puede poner la seguridad de funcionamiento de la red y la
calidad de la energía en la red en situación de riesgo y por lo tanto no está permitido.
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La fecha de la primera puesta en marcha del sistema de generación de energía y la fecha de la primera operación en paralelo será acordada entre el
montador del sistema y el operador de red.
Para la puesta en marcha inicial de sistemas de cogeneración liderada por calor con un modo monovalente de operación (ningún otro generador de calor está presente), la puesta en
marcha debe ser tan rápida como sea posible.
La primera puesta en marcha del sistema de generación de energía se lleva a cabo por el montador del sistema. Para ello, el operador de red y operador del
sistema tienen que estar de acuerdo en cuanto a si se requiere o no la presencia del operador de red. El erector sistema preparará un protocolo inicial de puesta
en marcha (véase el Anexo F.1).
El montador sistema confirmará en este protocolo inicial de puesta en marcha que el sistema de generación de energía se ha erigido de acuerdo
con las condiciones técnicas de conexión mencionados en esta guía de aplicación VDE. El protocolo de puesta en marcha inicial será firmado por
duplicado. Una copia deberá permanecer con el operador del sistema y se debe mantener como prueba de las pruebas ejecutadas. La segunda
copia será entregada al operador de red.
Para la puesta en marcha inicial del sistema de generación de energía se seguirá el siguiente procedimiento:
-
inspección del sistema;
-
comparación del sistema de puesta a punto con las especificaciones de planificación;
-
comparación de la puesta a punto del dispositivo de medición para fines de facturación con las especificaciones contractuales y técnicas;
-
ejecución de un procedimiento de control de arranque para los medidores de suministro y, si es necesario, la extracción;
-
comprobar de la conexión / desconexión del sistema de compensación de corriente reactiva externa con el sistema de generación de potencia
asociado (si está presente);
-
para los sistemas de generación de energía con las potencias del sistema de más de 100 kW: Comprobación del equipo técnico para la
reducción de la potencia inyectada en el marco de gestión de la generación / alimentación en la gestión de la seguridad de gestión / red;
-
de verificación de los equipos para el control de la potencia máxima de conexión aparente (si el monitoreo es requerido por el operador de red).
En el caso de la protección NS central (red y la protección del sistema; véase el numeral 6), el erector sistema está además requiere para llevar a cabo
una prueba de disparo con el fin de probar el circuito de disparo. “Protección NA - conmutador de interfaz” Con este fin, la protección central de NS está
equipado con un botón de prueba que cuando se opera activa el conmutador de interfaz. La activación se visualiza en el conmutador de interfaz.
El valor de ajuste para la protección contra aumento en voltaje U> en la protección NS más cerca de la conexión de red (esta puede ser la central o
la protección NS integrado) será comprobada y, si es necesario, se ajustó a 1,1 T norte
y será documentado en la F.1 protocolo inicial de puesta en marcha.
Ambas protecciones centrales e integrados NS deben sellarse después de la primera puesta en marcha del sistema de generación de energía o de lo contrario estarán
protegidos por la introducción de la contraseña. La contraseña no debe ser puesta a disposición del operador del sistema.
5 Conexión de red
5.1 Principios para la determinación del punto de conexión de red
sistemas de generación de potencia deben conectarse en un punto adecuado en la red, es decir, el punto de conexión de red. Sobre la base de los
documentos enumerados en 4.2, el operador de red determina el punto de conexión de red adecuada que asegura el funcionamiento de la red segura,
también cuando se toma en cuenta el sistema de generación de energía, y en el que la energía aplicada para se puede extraer y se transmite. El
aspecto decisivo para la evaluación de la conexión de red es siempre el comportamiento del sistema de generación de energía en el punto de
conexión de red o en el PCC. Esto es para asegurar que el sistema de generación de energía se opera sin interferir las reacciones y sin afectar el
suministro de otros clientes. Anexo E muestra ejemplos para las evaluaciones de conexión de los sistemas de generación de energía.
dieciséis
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Como regla general, los sistemas de generación de energía están conectados al punto de suministro del sistema de extracción. En casos individuales puede ser
necesaria para crear un punto de alimentación separada de acuerdo con TAB 2007 [3] para la conexión del sistema de generación de potencia que está conectado
a través de una línea de conexión de red separada. Se deberá asegurar que el sistema de generación de energía está completamente separada (eléctricamente) a
partir de cualquier otro equipo que utilizan actual del cliente. El punto de suministro para los equipos que utilizan actual se marcará con una referencia a la
localización del punto de alimentación para el sistema de generación de energía.
Los sistemas de generación de energía que se instalan en diferentes parcelas con sus propios respectiva red las conexiones serán, por regla
general, no se pueden conectar a la red del operador de red juntos en el mismo punto de conexión a la red. sistemas de generación de energía
instalados en un edificio con varias conexiones de red pueden estar conectados a la red del operador de red juntos en el punto de conexión misma
red (punto de suministro de marcado como se describió anteriormente).
Todos los puntos de suministro separadas serán marcados de forma permanente por el propietario del punto de suministro con la siguiente etiqueta de “punto de seccionamiento:
sistema de generación de energía / red de abastecimiento”.
A los efectos de la evaluación de la conectividad con respecto a las reacciones de red, la impedancia de la red en el PCC (energía de la red de corto
circuito, resonancias), la potencia máxima de conexión aparente, así como el tipo y el funcionamiento en modo de sistema de generación de energía
son considerados. La evaluación se realiza suponiendo que el estado de conmutación normal y el funcionamiento sin perturbaciones de la red. Si el
sistema de generación de más de una de alimentación está conectado en la misma red de baja tensión, se considerará que su efecto total. Para las
modificaciones de circuito que son necesarios por razones de mantenimiento o de interrupción forzada, de ser requerido para el punto de conexión de
red determinada para reducir temporalmente la potencia de salida del sistema de generación de energía o para desconectarlo de la red. Ejemplos de
conexiones figuran en el Anexo B.
5.2 Clasificación de los equipos de red
Debido a su modo de operación, los sistemas de generación de energía pueden causar una mayor carga de líneas, transformadores y otros equipos de
red. Por lo tanto, el operador de red examina la capacidad de carga del equipo de red con respecto a los sistemas de generación de potencia
conectadas en conformidad con los reglamentos de clasificación correspondientes.
A efectos de cálculo de la potencia máxima aparente de la suma de todos los sistemas de generación de energía
Σ Amax
S
y por lo general el factor de carga m = 1 se utilizará. La única excepción son enterrados cables para la conexión de sistemas fotovoltaicos para los
que un factor de carga m = 0,7 se utilizará.
5.3 cambio de tensión admisible
Para un funcionamiento sin perturbaciones de la red, la cantidad de cambio de voltaje causado por todos los sistemas de generación de energía con un
punto de conexión de red en una red de baja tensión será en ninguno de los CCP en esta red puede un valor de 3% en comparación con el voltaje sin
sistemas de generación de energía:
Δ u una ≤ 3%
(1)
Si estipulado por el operador de red y, si es necesario, teniendo en cuenta las posibilidades de la estabilidad de la tensión estática que puede
permitirse en casos justificados individuales se desvíen de este valor del 3%.
NOTA Dependiendo del factor de desplazamiento resultante de todos los sistemas de generación de energía, el cambio de voltaje puede ser positivo o negativo, es decir, la tensión
puede aumentar o disminuir.
Cuando se calcula el cambio de voltaje, el factor de desplazamiento se tendrá en cuenta que es proporcionado por el operador de red para la
potencia de conexión aparente máxima del sistema de generación de energía S Amax.
Para la determinación de los cambios de voltaje para las redes de baja tensión de malla y altas potencias de alimentación-in distribuidos espacialmente, se
recomienda utilizar cálculos del flujo de carga complejas.
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5.4 Reacciones del sistema
5.4.1 Generalidades
deberán planearse las instalaciones eléctricas del sistema del cliente, construidos y operados de manera que las reacciones a la red del
operador de red y a los sistemas de otros clientes se reducen de forma permanente al mínimo permisible. En caso de reacciones de
interferencia en la red del operador de red se producen, sin embargo, el cliente se aplicará a las medidas de su sistema que deben ser
coordinadas con el operador de red. El operador de red tiene derecho a desconectar el sistema de generación de energía en cuestión de la
red hasta que las deficiencias sean corregidas.
El propietario de la conexión proporciona el operador de red con los valores de los documentos de dispositivo del fabri- cante que son necesarios con el
fin de evaluar las reacciones del sistema (véase el Anexo F.3).
Si la conexión de varios sistemas de generación de energía daría lugar a la superación de los límites de parpadeo en el PCC más desfavorable, a
continuación, se adoptarán las medidas que se traducen en los límites de parpadeo se cumplen en el punto más desfavorable. La responsabilidad de la
aplicación de estas medidas se encuentra a su vez con el operador del sistema cuyo sistema contribuye la mayor parte de la fuerza de parpadeo.
5.4.2 cambios rápidos de tensión
posibilidades tensión en el PCC atribuibles a la conexión simultánea y desconexión de potencia generación unidades ción no dan lugar a
reacciones de red inadmisibles si el cambio de tensión máxima no supera un valor de 3% (en relación con T norte) en el PCC:
Δ u máx ≤ 3%
(2)
Para un valor de 3% de la frecuencia no será superior a una vez cada 10 min. Dependiendo de la potencia de cortocircuito de la red S kV en el PCC
de potencia máxima conexión aparente S Emax
de la unidad de generación de energía activado y de la relación de corriente de arranque yo una a la corriente nominal yo re, el cambio de voltaje se puede estimar de la siguiente
manera:
Δ
=
=
⋅
kuIMAX
SSIISS
Emax Emax kV un máximo
kV RE
(3)
5.4.3 Flicker
Flicker describe un fenómeno que se caracteriza por fluctuaciones de tensión cuya frecuencia y tude amplifica son de una magnitud que hace que las
lámparas suministrados con este voltaje para mostrar fluctuaciones de brillo perturbadoras. Se dan más detalles en [4]. La variable medida y el
criterio de evaluación para parpadeo causado por los sistemas de generación de energía es la fuerza parpadeo largo plazo PAGS lt.
Para los sistemas de generación de energía con corrientes nominales de hasta 75 A, las reacciones se consideran Ly suficiente- limitado, si las unidades de
generación de energía cumplen con los valores límites indicados en DIN EN 61000-3-3 (VDE 0838-3) o DIN EN 61000-3-11 (VDE 0838 a 11), respectivamente.
En conjunto, todos los sistemas de generación de energía en la red de baja tensión no excederán los siguientes fuerza parpadeo en el PCC más
desfavorable:
la fuerza de parpadeo a largo plazo: PAGS lt = 0,5
Este valor también se aplica a los sistemas de generación de energía con corrientes nominales superiores a 75 A.
18
(4)
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5.4.4 Armónicos e inter-armónicos
Las corrientes de armónicos e interrelaciones armónicas generadas por los sistemas de generación de energía se incluirán en el control de conformidad (véase el
capítulo 9).
Para los sistemas de generación de energía reacciones se considera limitada a lo suficiente, si las unidades de generación de energía cumplen con los siguientes
valores límite:
-
para corrientes nominales de hasta e incluyendo 16 A por conductor: los valores límite de la clase A (Tabla 1) especificadas en la norma DIN EN 61000-3-2
(VDE 0838-2);
-
para corrientes nominales por encima de 16 A y hasta e incluyendo 75 A por conductor: los valores límite de la Tabla 2 y la Tabla 3 especificados en la norma
DIN EN 61000-3-12 (VDE 0838-12).
Si en las normas mencionadas anteriormente, los valores límite están explícitamente para las unidades de generación de energía, entonces se aplicarán estos valores límite.
Si los valores límite de la norma DIN EN 61000-3-2 (VDE 0838-2) o DIN EN 61000-3-12 (VDE 0838 a 12), respectivamente, no se cumpla, entonces los
máximos permisibles corrientes armónicas yo vzul de un sistema de generación de energía se calculan a partir de las corrientes armónicas relacionados yo vzul de
la Tabla 1 multiplicado por la potencia de la red de corto circuito en el PCC (menos la parte del sistema de generación de energía en potencia de cortocircuito):
(5)
yo vzul = yo vzul ⋅ S kV
La Tabla 1 también se aplica para los sistemas de generación de energía con corrientes nominales superiores a 75 A.
Si varios sistemas de generación de energía son eficaces en este PCC, a continuación, las corrientes que han de evaluarse de acuerdo con la Tabla
1 se obtienen por superposición de las corrientes individuales de acuerdo con A.3.3.
Tabla 1 - corrientes armónicas admisibles relacionados con la potencia de cortocircuito de la red S kV
que puede ser suministrado en un punto de conexión de red
Número ordinal ν, mu
corriente armónica relacionada permisible yo vzul en A / MVA
3
3
5
1,5
7
1
9
0,7
11
0,5
13
0,4
17
0,3
19
0,25
23
0,2
25
0,15
25 < ν < 40 una
0,15 - 25 / ν
Incluso
1,5 / ν
μ < 40
1,5 / ν
42 < ν, μ < 178 si
4,5 / ν
una
Impar.
si
Integral y no integral dentro de un rango de 200 Hz a la frecuencia de banda media ν. Medición de acuerdo con DIN EN 61000-4-7 (0847-4-7).
19
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Las corrientes armónicas serán medidos de acuerdo con DIN EN 61000-4-7 (VDE 0847-4-7).
Nota de los métodos enumerados en DIN EN 61000-4-7 de (VDE 0847-4-7), se aplicará la siguiente:
-
en el caso de armónicos: valores eficaces de los subgrupos de armónicos;
-
en el caso de inter-armónicos: valores eficaces de subgrupos centrados inter armónicos.
Las corrientes armónicas que desembocan en el sistema de generación de energía (por ejemplo, en circuitos de filtro) debido a una tensión de la red
distorsionada, no se asignan al sistema de generación de energía. Lo mismo se aplicará si el sistema de generación de energía funciona como un filtro de
armónicos activo y, debido a su modo de funcionamiento, provoca una reducción continua de las tensiones armónicas existentes en la tensión de la red. Sin
embargo, los sistemas de control de servicios múltiples centralizados no serán afectados de manera inadmisible (ver 5.4.7).
5.4.5 Tensión de desequilibrio
Si varios sistemas de generación de energía monofásicos están conectados al mismo punto de conexión de red, a continuación, la distribución uniforme de la
potencia suministrada a los tres conductores de la línea se encaminará para, en donde, no debe superar una diferencia de potencia máxima de 4,6 kVA.
5,46 cortes de conmutación
La profundidad relativa de ranuras de conmutación re Kom a través de convertidores conmutados en línea no excederá el valor de
re Kom = 5%
en el PCC en el estado de funcionamiento más desfavorable ( re Kom = Δ T kom /
(6)
T
norte
con
T ˆnorte= el valor de pico de la
voltaje nominal T norte).
5.4.7 Audio-frecuencia centralizado de control de ondulación
Audio-frecuencia de control de ondulación centralizado generalmente se operan a frecuencias entre aprox. 100 Hz y 1 500 Hz. Información sobre la
frecuencia de control de ondulación aplicado localmente se puede obtener del operador de red. los niveles de emisión de impulsos de audiofrecuencia son
normalmente alrededor de 1% T norte para 4 % T norte.
En principio, los sistemas de generación de energía pueden influir de forma inadmisible las instalaciones de control de ondulación a través de una carga adicional en la
estación transmisora ​de control de ondulación centralizada o a través de un inadmisiblemente alta reducción del nivel de señal en la red del operador del sistema.
Como cuestión de principio, el nivel de audio-frecuencia causada por el funcionamiento de los sistemas de generación de energía no se reducirá
en más de un 5% en cualquier punto de la red de baja tensión en comparación con la operación sin sistemas de generación de energía; consumo
de energía y las instalaciones de generación, se tendrán en cuenta de acuerdo con su impedancia de audiofrecuencia.
Con esta reducción del nivel de audio-frecuencia por los sistemas de generación de energía, es necesario tener en cuenta el hecho de que los sistemas
de generación de energía que suministran la red a través de convertidores estáticos y sin circuitos de filtro normalmente no causan una reducción
sustancial del nivel de control de ondulación. Cuando están presentes circuitos de filtro o condensadores de compensación, es necesario examinar si la
reactancia de cortocircuito del transformador sistema puede dar lugar a una resonancia en serie.
Además de la limitación de la reducción del nivel, no se permite para generar tensiones de interferencia inadmisibles. Las siguientes reglas se
aplicarán en particular:
-
La tensión de interferencia causada por un sistema de generación de potencia cuya frecuencia corresponde a la frecuencia de control de
ondulación aplicado localmente o está muy cerca de ella ( ± 5 Hz), no excederá el valor de
0,1% T norte.
-
La tensión de interferencia causada por un sistema de generación de potencia cuya frecuencia se encuentra en las frecuencias ambiente de ± 100 Hz a la
frecuencia de control de ondulación aplicado localmente o en su proximidad inmediata, no será superior a un valor de 0,3% T norte.
20
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Estos valores límite, así como detalles adicionales se pueden encontrar en las directrices sobre audio-frecuencia de control de onda centralizado (
“Tonfrequenz-Rundsteuerung”) [5].
En caso de un sistema de generación de energía de forma inadmisible poner en peligro el funcionamiento de los sistemas de control centralizados ondulación, el operador del
sistema de generación de energía deberá adoptar medidas correctivas apropiadas, incluso si el deterioro se notó en una fecha posterior.
5.4.8 Carrier uso frecuente de la red del cliente
Si el operador del sistema ejecuta un sistema con soporte de uso frecuente de su red, a continuación, se garantizará por medio de dispositivos
adecuados (limitación por ejemplo, frecuencia de portadora) que interfieren influencias en otros sistemas de clientes, así como en los sistemas del
operador de red se evitan .
el uso compartido de la red del operador de red por el cliente solo se permite con el consentimiento del operador de red para la
transmisión de señales de frecuencia portadora.
5.4.9 Las medidas de precaución contra las caídas de tensión e interrupciones de voltaje
Si los sistemas de generación de energía son sensibles a las caídas de tensión de corta duración o de interrupciones en el suministro, el cliente deberá tomar las
medidas adecuadas para salvaguardar el sistema y para asegurar la operación de seguridad operacional.
5.5 criterios de conexión
Para la ejecución técnica de las conexiones del sistema de generación de energía o el sistema cliente con un sistema de generación de energía, se
considerarán las condiciones técnicas de conexión del operador de red. Si la energía generada se suministra completamente a la red del operador de
red, entonces la línea de conexión del sistema de generación de energía estará firmemente conectado al panel de metros dentro del sistema de cliente
y el panel de medidor deberá entonces ser ejecutado de acuerdo con la TCC aplicable (actualmente TAB 2007 [3]). Al hacerlo, alimentación al panel
del medidor siempre se lleva a cabo a través de la cámara de conexión superior. La excepción son aquellos sistemas de generación de energía que se
manejen con exceso de alimentación en (por ejemplo, de acuerdo con EEG [6], § 33 (2) o KWK-G [7], § 4 (3a)). En ese caso, los sistemas de
generación de energía también pueden ser conectados en sub-distribuciones; ((Esto también se aplica a)) los sistemas fotovoltaicos con una potencia
activa máxima
PAGS Amax de hasta e incluyendo 30 kW. Los paneles de medidores para medidores de alimentación-en Z2 (véase la cláusula 7 de conexión y ejemplos en el Anexo B),
entonces se ejecutará la siguiente:
una)
si)
para disposición central: de acuerdo con la TCC aplicable (es decir, en la actualidad TAB 2007 [3]);
para la disposición descentralizada al lado del sistema de generación de energía de acuerdo con la TCC aplicable (es decir, en la actualidad TAB 2007 [3])
o en el pequeño distribuidor ( ≥ 2 TE) de acuerdo con la norma DIN VDE 0603 (VDE 0603), también con el sombrero superior metro de carril;
C)
para la disposición descentralizada en la unidad de generación de potencia (unidad de certificación CE) teniendo en cuenta las normas para la fijación
respectivo de la construcción metros elegido (tres puntos: DIN 43 870, la unidad de BKE: DIN 43 870, dispositivos de medición para el ferrocarril
sombrero de copa de montaje de acuerdo con DIN 43880 Tamaño 1, 2 o
3).
NOTA 1 En relación con el punto c) anterior: Espacio de montaje y tipo de conexión están incluidos en la certificación CE.
NOTA 2 Con respecto al punto c) anterior: Función de Extensión “capacidad de comunicarse”: El fabricante del equipo deberá señalar en la hoja de datos
técnicos que posterior conexión a, por ejemplo, Smartgrid es imposible o bien mostrar cómo tal un (interna o externa) extensión se puede lograr.
No se permite la conexión a un circuito final en cualquier circunstancia. Con respecto a esto, el montador sistema también deberá tener especial
cuidado para comprobar la instalación eléctrica con respecto al dimensionamiento de línea y protección.
Ejemplos de configuraciones de panel metro figuran en el Anexo C.
De acuerdo con la versión modificada de la norma DIN VDE 0100-551 (VDE 0100-551), no se requiere más para tener un punto de sección
adicional para la conexión de un sistema de generación de energía a bajo del operador de red
21
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
red de tensión. Por esta razón, el punto de la sección, que tuvo que ser accesible en cualquier momento, se omite para las nuevas conexiones de sistemas
de generación de energía a la red del operador de red en el futuro. Esto tiene consecuencias para el operador de la red en relación con el funcionamiento de
la red (véase 8.2).
Como regla general, los sistemas de generación de energía deben estar diseñados y conectados a la red como equilibradas generadores
trifásicos (características de un sistema trifásico se explican en 5.6, se define el término “sistema trifásico” en 3.1.6).
sistemas de generación de energía también pueden ser de una sola fase conectado a la red, si la suma de todos monofásicos conectados unidades de
generación de energía por la red de conexión no exceda el siguiente:
S
Σ Emax
≤ 4,6 kVA por conductor de línea
(7)
Por lo tanto, es posible conectar en una sola fase, distribuido a los tres conductores de la línea, en el máximo 3 × 4,6 kVA =
S
Σ Emax
≤ 13,8 kVA. Tan pronto como se superen los límites indicados anteriormente en la red
punto de conexión, cualquier extensión será de tres fases conectado al sistema de tres fases. Este requisito también puede ser satisfecho por las unidades de
generación de energía conectado de una sola fase de acoplamiento comunicativamente de la misma portador de energía primaria. Para las extensiones, los
inversores monofásicos pueden ser reemplazados por inversores trifásicos (véase 5.6.3), permitiendo así que el 3 × 4,6 kVA monofásico que se utilizará para las
unidades de generación de energía a ser recién conectados.
El acoplamiento comunicativo entre las unidades de generación de energía garantiza un suministro equilibrado del sistema de generación de energía
para los conductores de línea individuales de la red trifásica de acuerdo con 5.6.3.
NOTA
Por lo tanto, las unidades de generación de energía acoplados comunicativamente actúan como inversores trifásicos equilibrados que garantiza que las corrientes equilibradas incluso en
el caso de un fallo de las unidades de generación de energía individuales.
Por todo ello, el desequilibrio máximo admisible de 4,6 kVA (diseño y estado de funcionamiento) en un solo punto de conexión de red para la suma de todos
los sistemas de generación de energía se aplica aquí también (véase el anexo B.4).
NOTA
Por lo tanto, la regulación anteriormente válido que los sistemas fotovoltaicos pueden alimentar-en no más de 110% de su potencia nominal del inversor es obsoleto.
Explicaciones con respecto a los criterios de conexión se indican en el Anexo A, mientras que el Anexo B muestra ejemplos para la conexión de sistemas de
generación de energía.
5.6 red trifásica
5.6.1 Generalidades
cargas desequilibradas o desequilibrada feed-en por sistemas de generación de energía causarán corrientes desequilibradas que se produzcan en sistemas
trifásicos equilibrados que también puede conducir a tensiones desequilibradas en la red debido a la tensión cae por lo tanto causado. El valor máximo admisible
del desequilibrio de tensión se especifica en la norma DIN EN 50160 como una característica del producto de voltaje de línea.
A los efectos de mantener las características simétricas de la red trifásica, sistemas de generación de potencia de tres fases tendrán las
características descritas en lo siguiente.
5.6.2 generadores síncronos trifásicos
Generadores sincrónicos generan una fuerza electromotriz (EMF) o tensión generada síncrono (tensión de circuito abierto), respectivamente, que
cumpla las condiciones para equilibrio ideal (véase la Figura 1).
22
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Figura 1 - tensión generada síncrona de un generador síncrono
como un sistema trifásico equilibrado ideales
En el caso de un corto circuito, las corrientes están limitadas por tres idénticas “resistencias internas”, que se supone que son reactancias casi
puros (reactancia de cortocircuito). La figura 2 muestra el diagrama de circuito equivalente de un generador síncrono para el caso de un corto
circuito. Para un generador síncrono de polos salientes se aplica lo siguiente a modo de aproximación:
''
xx= '' dg
(Pu).
Figura 2 - Diagrama de circuito equivalente de un generador síncrono para el caso de un cortocircuito
Debido al equilibrio de la tensión generada síncrona y la pequeña reactancia de cortocircuito del generador (
X d'' <<
1 ), corrientes desequilibradas en generadores síncronos conducen a solamente pequeñas asimetrías en el
tensiones en los terminales del generador. Los generadores son - en términos de componentes simétricos - capaz de entregar corrientes no sólo en el
sistema de secuencia positiva, sino también en el sistema de secuencia negativa y, dada una conexión adecuada, también en el sistema de secuencia
cero. Este desequilibrio manera, la tensión es contrarrestado por las corrientes del generador suministrados.
5.6.3 sistemas de inversores trifásicos
Para los sistemas de generación de energía trifásicos con la red de alimentación en más de inversores, la potencia se alimenta trifásica equilibrada en los
tres conductores de la línea. El circuito inversor se establece preferentemente como una unidad de corriente trifásica. Un circuito de inversores monofásicos
se considera que es técnicamente equivalentes, si estos inversores alimentan trifásica equilibrada en los tres conductores de línea por medio de un
acoplamiento comunicativo adecuado. A medio plazo, sistemas de inversores trifásicos deberán proporcionar todas las funciones relacionadas de tres de
fase de los generadores síncronos trifásicos.
5.7 Comportamiento del sistema de generación de energía en la red
5.7.1 general
No se permite la desconexión automática de la red para desviaciones de frecuencia dentro de la gama de
47,5 Hz a 51,5 Hz. El modo de acción se describe en detalle en 5.7.3.3 y 5.7.3.4. Aplicación del control de la carga activa dependiente de la frecuencia
se lleva a cabo en el control de bucle abierto de las unidades de generación de energía.
23
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
5.7.2 La corriente máxima de cortocircuito admisible
Debido a la operación de un sistema de generación de energía, la corriente de cortocircuito de la red de baja tensión se incrementa por la corriente de
cortocircuito del sistema de generación de energía. Por lo tanto, la información sobre la corriente de cortocircuito del sistema de generación de energía
que se espera en el punto de conexión de red ha será proporcionado de acuerdo con 4.2. Para la determinación de la corriente de cortocircuito
aportado por el sistema de generación de energía los siguientes valores más o menos estimados pueden ser asumidas:
-
para los generadores síncronos: 8 veces la corriente nominal;
-
para los generadores asíncronos: 6 veces la corriente nominal;
-
para los generadores con inversores: 1 vez la corriente nominal.
Si el sistema de generación de energía da lugar a un aumento de la corriente de cortocircuito de la red del operador de red por encima del valor nominal,
entonces propietario de la conexión y el operador de la red pondrán de acuerdo sobre las medidas apropiadas que limitan la corriente de cortocircuito de la
instalación de generación.
5.7.3 potencia activa
5.7.3.1 Conceptos básicos
En los siguientes casos, el operador de red tiene derecho a exigir y llevar a cabo un sistema de tiro hacia abajo:
-
peligro potencial para la seguridad de la operación del sistema;
-
congestión o riesgo de sobrecarga en la red del operador de red;
-
riesgo de formación de islas;
-
riesgo para el estado estacionario o la estabilidad dinámica de la red;
-
aumentando en frecuencia poner en peligro el sistema;
-
reparaciones o ejecución de medidas de construcción;
-
funcionamiento de los sistemas de derecho de giro de la red;
-
resincronización de sub-redes;
-
dentro del ámbito de la gestión de seguridad de gestión de la generación / red (véase 5.7.3.2.)
gestión de la seguridad / red 5.7.3.2 Generación de gestión
sistemas de generación de energía con una potencia de la instalación de más de 100 kW deberán ser capaces de reducir su potencia activa en los pasos
de no más de 10% de la potencia activa máxima PAGS Amax. Para cada estado de funcionamiento y de todos y cada punto de funcionamiento, será posible
para esta potencia se reduzca a un punto de ajuste proporcionada por el operador de red. Este punto de ajuste se proporciona generalmente en el punto de
conexión de red de forma gradual o continuamente y corresponde a un porcentaje en relación con la potencia activa máxima PAGS Amax. En el pasado, los
siguientes valores se han demostrado para ser adecuado: 100% / 60% / 30% / 0%. (Sin embargo, la energía generada también puede ser inferior. Si todo lo
demás es técnicamente poco práctico, entonces esto puede también lograrse mediante el apagado del sistema de generación de energía). Los operadores
de red no interfieran con el control de bucle abierto de los sistemas de generación de energía . Ellos no son más responsables de la señalización. contactos
secos se utilizan normalmente para esto. El único responsable de la reducción de la potencia de inyección recae en el operador del sistema. Para ello, las
condiciones tuales contratistas tienen que ser tomadas en consideración, en particular, si éste lleva al sistema cliente extraer energía.
sistemas de generación de potencia variable deberán llevar a cabo la reducción de potencia de salida a la respectiva punto de ajuste inmediatamente, sin
embargo, al máximo dentro de un minuto. Será técnicamente posible para estos sistemas genera- ción de potencia para reducir la potencia al punto de
ajuste 10% sin desconexión automática de la red, y sólo en un valor de menos de 10% de la potencia activa máxima PAGS Amax son que permite la
desconexión de la red. Todos los demás sistemas de generación de energía deberán llevar a cabo la reducción de potencia de salida a la respectiva punto
de ajuste dentro de un período máximo de cinco minutos. Si no se alcanza el punto de ajuste dentro de los cinco minutos, entonces el sistema de
generación de energía será desconectado.
24
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
5.7.3.3 Potencia activa alimentar-in sobrefrecuencia
A frecuencias entre 50,2 Hz y 51,5 Hz, todos los sistemas de generación de energía ajustable se reducir (por aumento de frecuencia) o aumentar (por
disminución de frecuencia) de la potencia activa PAGS METRO generada instantáneamente (en el momento de que se supere la frecuencia de la red 50,2
Hz; congelar el valor en el nivel actual) con un gradiente de 40% de PAGS METRO por Hertz (ver Figura 3). De esto, se deduce que la unidad de
generación de energía se moverá continuamente hacia arriba y abajo de la curva característica de frecuencia en el rango de frecuencia de 50,2 Hz a
51,5 Hz con respecto a su activo potencia de inyección ( “corriendo a lo largo de la curva característica “). El incremento de la medición de frecuencia
será ≤ 10 MHz.
Si la frecuencia de la red cae de nuevo a un valor por debajo de 50,2 Hz y si la potencia posible generación es mayor en ese instante de la
potencia activa PAGS M ( valor congelado, ver más arriba), entonces el aumento de la potencia activa suministrada a la red del operador de red no
será superior a un gradiente de 10% de la potencia activa máxima
PAGS Amax por minuto.
A frecuencias de red> 51,5 Hz, el sistema de generación de energía deberá desconectarse de la red inmediatamente (ver 6.5.2).
Δ =
PÁGINAS
METRO
,
-
Fred eléctrica
20
50 Hz 2 50
Hz
para 50,2 Hz ≤ F red eléctrica ≤ 51,5 Hz
Dónde:
PAGS METRO es la energía generada en el momento de superior a 50,2 Hz;
PAGS
es la reducción de potencia;
F red eléctrica
es la frecuencia de la red.
No existen restricciones para las frecuencias de 47,5 Hz ≤ F red eléctrica ≤ 50,2 Hz.
Se requiere la desconexión de la red para F red eléctrica ≤ 47,5 Hz y F red eléctrica ≥ 51,5 Hz.
Figura 3 - reducción de la potencia activa en sobrefrecuencia
Como una alternativa a la reducción de la potencia activa en sobrefrecuencia, los sistemas de generación de energía no variables se permiten
desconectar de la red en el rango de frecuencia de 50,2 Hz a 51,5 Hz; en ese caso, la distribución uniforme de la frecuencia de desconexión en
incrementos máximos de 0,1 Hz se garantizará por el fabri- cante para cada tipo de sistema.
sistemas de generación de energía que son variables bajo ciertas condiciones, por ejemplo, solamente dentro de la gama de 70% PAGS Amax
a 100% PAGS Amax, se permiten ser ajustado en correspondencia con la curva característica. Fuera de la desconexión rango ajustable se lleva a cabo
entonces en correspondencia a la curva de límite de cierre hacia abajo uniformemente distribuida.
generadores lineales, tales como motores Stirling correspondiente con una potencia máxima aparente S Amax de hasta e incluyendo 30 kVA
están exentos de esta regulación; para frecuencias entre 50,2 Hz y su límite superior de frecuencia máxima, se les permite permanecer
conectado a la red y puede desconectar si se excede este límite superior, sin embargo, a más tardar cuando se alcanza una frecuencia de
51,5 Hz o excedido. En está excediendo el caso de la frecuencia de desconexión, el sistema de generación de energía se desconecte de
la red dentro de un período máximo de un segundo.
25
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
5.7.3.4 Potencia activa alimentar-in subfrecuencia
Para frecuencias entre 47,5 Hz y 50,0 Hz, desconexión automática de la red como resultado de una desviación de frecuencia no está
permitido (sin embargo, los generadores lineales, tales como motores Stirling correspondiente con una potencia máxima aparente S Amax ≤ 30
kVA, están exentos del requisito de 47,5 Hz, ya que se consideran actualmente a ser de importancia menor del sistema).
5.7.4 Principios para el soporte de red
Como regla general, los sistemas de generación de energía deberán ser capaces de contribuir a la estabilidad de la tensión estática en la red del operador de
red. la estabilidad de voltaje estático se entiende que es la estabilidad de la tensión en la red de baja tensión a la que se mantienen los cambios de voltaje lentas
dentro de límites compatibles en la red de distribución. Si es necesario debido a circunstancias relacionadas con la red y el operador de red, a continuación, los
sistemas de generación de energía deberán contribuir a la estabilidad de la tensión estática en la red de baja tensión.
Un soporte dinámico de red, es decir, estabilidad de la tensión en caso de caídas de tensión en los niveles de tensión más altos, no se requiere para los sistemas de
generación de energía que alimentan redes de baja tensión.
5.7.5 La potencia reactiva
Independientemente del número de fases de alimentación en, sistemas de generación de energía deberán permitir el funcionamiento en condiciones de
funcionamiento estacionarias normales en la banda de tolerancia de voltaje T norte ± 10% y en sus puntos de operación permisibles comenzando con una salida de
potencia activa de más de 20% de la potencia activa nominal con los siguientes factores de desplazamiento cos φ:
-
sistema de generación de energía
Σ Emax
S
≤ 3,68 kVA:
cos φ = 0,95 bajo-excitado a 0,95 sobreexcitado de acuerdo con DIN EN 50438 (sin defecto propuesta por el operador de red);
-
sistema de generación de potencia 3,68 kVA <
S
Σ Emax
≤ 13,8 kVA:
curva característica proporcionada por el operador de red dentro de cos φ = 0,95 bajo-excitado a 0,95 sobreexcitado
(Véase la Figura 4);
-
sistema de generación de energía
Σ Emax
S
> 13,8 kVA:
curva característica proporcionada por el operador de red dentro de cos φ = 0,90 bajo-excitado a 0,90 sobreexcitado
(Véase la Figura 5).
En el sistema de la flecha de carga de referencia, esto significa que el funcionamiento en el cuadrante II ( bajo-excitado) o III ( sobreexcitado).
26
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Figura 4 - Limitar rango de potencia para la potencia reactiva de un sistema de generación de energía dentro de la
gama de 3,68 kVA <
Σ
S Emax
≤ 13,8 kVA (sistema de flecha de carga de referencia)
Figura 5 - Limitar rango de potencia para la potencia reactiva de un sistema de generación de energía dentro de la
gama de
S
Σ Emax
> 13,8 kVA (sistema de flecha de carga de referencia)
Dentro de los triángulos eclosionados para el límite de potencia reactiva que se muestran en las figuras 4 y 5 la potencia reactiva del sistema de generación de
energía serán libremente ajustable.
Tras un cambio en la potencia activa, la potencia reactiva deberá ser capaz de ajustar automáticamente en correspondencia con la
predefinido cos φ.
Tipo y valores de ajuste, el ajuste de potencia reactiva serán determinadas por las respectivas condiciones de la red y por lo tanto pueden ser proporcionados
individualmente por el operador de red dentro de los triángulos para el límite de potencia reactiva. Para los sistemas de generación de energía, cuyas unidades de
generación de energía alimentar a más inversores o generadores síncronos capaces de generar la potencia reactiva, se permite proporcionar de forma predeterminada,
ya sea:
a) un factor de desplazamiento / potencia activa curva característica cos φ ( PAGS); o
b) un factor de desplazamiento fijo cos φ.
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Si el operador de red proporciona una curva característica, a continuación, cualquier punto de ajuste que resulta de que la curva se ajusta automáticamente en la unidad de
generación de energía dentro de los 10 segundos.
Como regla general, la regulación basada curva característica no se aplicará para los sistemas de generaciones de potencia con rators génicas
directamente acoplados a la red que, por su principio muy operativa, no puede controlar la potencia reactiva y, por tanto, utilizar las capacidades
constantes (como CHP con asíncrono o generadores lineales). En ese caso, el operador de red proporciona un factor de desplazamiento fijo cos φ.
Para las unidades de generación de energía con un generador directamente acoplado a la red, se permite un período de transición entre puesta en marcha y alcanzar el
punto de consigna de potencia reactiva de 10 minutos.
Aplicación de los requisitos de potencia reactiva se lleva a cabo en los terminales del generador de las unidades de generación de energía.
NOTA 1 Una curva característica cos φ ( PAGS) puede ser proporcionado por el operador de red para las unidades de generación de energía de alimentación con la fluctuación de potencia. Tales unidades
de generación de energía incluyen, por ejemplo, los sistemas fotovoltaicos o CHP con un generador acoplado a través de los inversores.
NOTA 2 Un factor de desplazamiento fijo es apropiado para las unidades de generación de energía de alimentación con potencia constante, tales como CHP con un generador
acoplado directamente a la red (ver ejemplo en E.2). El cumplimiento de este valor por defecto se puede realizar por medio de condensadores adecuados. En ese caso, no se
requiere característica de control curva por las unidades de generación de energía.
NOTA 3 Además de estos procedimientos, que son siempre no crítica con respecto a la estabilidad de la tensión de red, es posible también para los procedimientos
dependientes de la tensión neta para ser utilizado en el futuro, tales como la Q (U) característica método de la curva conocida de los niveles de tensión más altas.
En conjunción con el permiso de conexión, el operador de red informa al solicitante sobre el valor predeterminado para el ajuste de potencia
reactiva. Modificación del incumplimiento o del procedimiento por el operador de red se llevará a cabo por el propietario de la conexión.
La Figura 6 muestra la curva característica estándar para cos φ ( PAGS).
*)
Dependiendo de
Σ Emax S
Figura 6 - curva característica estándar para cos φ ( PAGS)
28
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NOTA 4 Las unidades de generación de energía debe ser entregado con la curva característica estándar para cos φ ( PAGS) se muestra en la Figura 6. Dependiendo de la
topología de red, carga de la red y potencia de inyección, el operador de red también puede requerir una curva característica diferente de la curva característica estándar
para cos φ ( PAGS).
NOTA 5 Las explicaciones con respecto a la potencia reactiva se dan en el Anexo A.
6 La construcción del sistema de generación de energía / red y el sistema de protección
(Protección NS)
6.1 Requisitos generales
La red y la protección del sistema (protección NS) es un dispositivo de protección del tipo probado con una cate certify- conformidad (véase el Anexo G.3) en la
que se instalan todas las funciones de protección especificados en 6.5. La protección NS actúa sobre el conmutador de interfaz de acuerdo con 6.4.
La protección NS se dio cuenta de que la protección central de NS en el panel central metro. Para los sistemas de generación de energía de ≤ 30 kVA
También es permitido tener instalado en la unidad (s) de generación de energía de una protección NS. Dependiendo de la suma de las potencias aparentes
máximas de todos los sistemas de generación de energía conectadas al punto de conexión misma red,
S
Σ Amax
-
Σ
S Amax
> 30 kVA
•
, las siguientes condiciones se aplican para la protección NS:
protección central NS en el centro de Excepción panel de instrumentos:
En el caso de unidades de cogeneración, un sistema integrado
Se permite la protección NS también para sistemas de generación de energía de> 30 kVA, si hay un dispositivo de
desconexión disponible en el punto de conexión de red que sea accesible para el personal del operador de red en
cualquier momento.
-
Σ
S Amax
≤ 30 kVA
•
protección NS central en el panel central o descentralizada metros en una distribución o sub
•
protección integrada NS.
NOTA 1 La información dada en 6.5.2 se tendrá en cuenta.
NOTA 2 Por regla general, el primero en informar en caso de un relé de protección integrado NS ser disparado es el montador sistema, ya que la causa de la
desconexión también puede estar en algún lugar en el sistema cliente. El operador de red tiene que ser informado en el caso de un relé de protección de la central de
NS siendo disparado.
NOTA 3 Cuando se determina la suma de las potencias aparentes máximas de todos los sistemas de generación de energía conectadas al punto de conexión misma
red
S
Σ Amax
,
es necesario tener en cuenta todos los existentes, así como todos los sistemas nuevos. Conjunto
unidades de calor y electricidad que están conectados a través de un dispositivo de desconexión que es accesible en cualquier momento no se tienen en cuenta al
determinar
S
Σ Amax
.
La pérdida de la tensión auxiliar de la protección central de NS o el control de la protección NS integrado deberá conducir a un disparo
instantáneo del interruptor de interfaz. El disparo de un relé de protección integrado no será inadmisible retraso de otras funciones del sistema de
control con el fin de garantizar que los periodos de desconexión requeridos se mantienen. Las funciones de protección deberán mantenerse
incluso en el caso de un mal funcionamiento en el control del sistema.
la tolerancia de un solo fallo se garantizará tanto para la protección integrada central y NS (ver explicaciones en A.6).
6.2 Protección central NS
La protección central de NS se acomoda como aparato independiente en un distribuidor del circuito adecuado de acuerdo con TAB 2007,
cláusula 8, párrafo 1, y no en el compartimiento de conexión superior especificado en TAB 2007, 7.2, Párrafo 9 y conectado con el panel central
metro . Dicho sistema permitirá sellar o para la protección de contraseña. Ejemplos de la disposición de protección central de NS y, por tanto,
para la conexión de sistemas de generación de energía a los paneles del medidor se dan en el anexo C.
29
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Para la protección central de NS, es además necesario para llevar a cabo una prueba de disparo a los efectos de comprobar el circuito de activación
“protección NS - conmutador de interfaz”. Con este fin, la protección central de NS tiene un botón de prueba que cuando se opera activa el interruptor de
interfaz. La activación se visualiza en el conmutador de interfaz.
NOTA
Si un sistema de generación de energía se conecta a través de varios metros, entonces se requiere un interruptor de interfaz para cada una de las unidades de salida
separados. Estos interruptores de interfaz se activan a través de una protección NS (véase el anexo B).
6.3 Protección Integrada NS
En el caso de la protección NS integrado, la protección NS puede ser integrado en el control programable del sistema de las unidades de generación de
energía (por ejemplo, en el control del inversor). Si es así, entonces tanto el botón de prueba y el sellado se pueden omitir, sin embargo, no se requiere
protección con contraseña, si la función de protección T > es ajustable. NS La protección integrada actúa sobre un interruptor de interfaz integrada (ver
6.4.3).
interruptor de interfaz 6.4
6.4.1 general
Para la conexión del sistema de generación de energía a la red de baja tensión del operador de red o al sistema de cliente restante, es necesario utilizar
un conmutador de interfaz. Se compone de dos dispositivos de conmutación eléctricos conectados en serie y deberá por lo tanto ser construido de forma
redundante. El conmutador de interfaz es controlada por la protección NS y activa automáticamente si al menos una función de protección responde. El
interruptor de interfaz puede conectar tanto todo el sistema de cliente a la red y el sistema de generación de energía para el sistema de cliente restante.
A menos que se pretende operación aislada, los dispositivos de conmutación de las unidades de generación de energía individuales (conmutador de
interfaz integrado) pueden usarse para esto.
NOTA
También es posible utilizar los interruptores de interfaz integrada en relación con la protección del centro de NS. En cualquier caso, por
S
Σ Amax
> 30 kVA (suma de las potencias aparentes máximas de todos los sistemas de generación de energía conectados a la
mismo punto de conexión de red; para la excepción ver 6.1) la protección central de NS es para ser conectado directamente en el panel central metros; el tiempo
máximo de desconexión de 200 ms será en ningún caso se supere y se requiere para llevar a cabo una prueba de disparo.
Los dispositivos de ruptura del conmutador de interfaz deberán estar diseñados para ser a prueba de cortocircuitos y serán liberable sin demora y con la debida
consideración a los dispositivos de protección requerida por la cláusula 6.5. La capacidad de corte de los dos dispositivos de ruptura del conmutador de interfaz
deberá estar dimensionada al menos de acuerdo con la gama de responder del fusible de seguridad aguas arriba o la contribución de la corriente máxima de
cortocircuito del sistema de generación de energía.
Los interruptores con capacidad de al menos romper serán utilizados para ambos dispositivos de ruptura del conmutador de interfaz. Además de eso, se
garantizará la desconexión de todos los polos (ver explicaciones en A.7). El tiempo de respuesta del interruptor de interfaz se da en los documentos del
fabricante. La resistencia a cortocircuitos de toda la instalación eléctrica deberá ser demostrada por el propietario de la conexión en función de las
condiciones técnicas de conexión. Ejemplos de conexión se indican en el Anexo B.
6.4.2 Interruptor de interfaz central
Los dos dispositivos de ruptura del conmutador de interfaz central serán ejecutadas como dispositivos de ruptura galvánicas (por ejemplo contactores mecánicos
(sólo para los sistemas de generación de energía con S Amax ≤ 100 kVA), el interruptor de protección del motor, interruptor de circuito mecánico); no se requiere una
función de separación de acuerdo con la norma DIN VDE 0100-460 (VDE 0100-460).
30
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Los dos dispositivos de ruptura del conmutador de interfaz deben ser instalados directamente en el panel central metros en el distribuidor del circuito del sistema de
generación de energía. Ejemplos para la disposición de interruptores de interfaz y, por lo tanto, para la conexión de sistemas de generación de energía a los paneles
del medidor se dan en el Anexo C
NOTA
Los dos dispositivos de ruptura conectadas en serie no aseguran la tolerancia de un solo fallo en el sentido de las explicaciones dadas en A.6. Un solo
fallo con seguridad se puede tratar, pero es, sin embargo, no se detecta y, por tanto no causa el sistema de generación de energía para ser desconectado.
6.4.3
interruptor de interfaz integrada
La construcción del conmutador de interfaz se lleva a cabo teniendo en cuenta la tolerancia de un solo fallo (véase la explicación dada en
A.6).
Un interruptor de interfaz (por ejemplo, relé de potencia, contactor mecánico, mecánica del interruptor, etc.) asegura un fallo de un solo tolerante de última hora galvánica
de todas las fases.
NOTA
El conmutador de interfaz integrado no asegura la separación de acuerdo con VDE 0100-460 (VDE 0100-460). Este lugar se dio cuenta para el
mantenimiento de obras de un dispositivo de ruptura adecuado adicional que no es parte del conmutador de interfaz (por ejemplo, interruptor de seguridad de línea).
Para los sistemas de generación de energía con inversores, el conmutador de interfaz deberá ser proporcionado en el lado de la red del inversor. Un cortocircuito en el
inversor no deberá perjudicar la función de conmutación del conmutador de interfaz.
6.5 Dispositivos de protección para el conmutador de interfaz
6.5.1 general
El propósito de la protección NS es desconectar el sistema de generación de energía de la red en el caso de los valores de tensión y frecuencia inadmisibles (véase también DIN VDE
0100-551 (VDE 0100-551), 8.2.) Con ello se pretende evitar que una no intencional alimentar-in del sistema de generación de energía en una unidad de fuente de alimentación
separada de la red de distribución restante así como la alimentación en de fallos dentro de esta red. Las especificaciones dadas en 6.5.2 no se refieren a la protección de cortocircuito
funciones de protección, protección de sobrecarga, la protección contra las descargas eléctricas y el separador de todas las fases del circuito para el sistema de generación de energía
(por ejemplo, por medio de interruptores de circuito de línea, interruptores de circuito de fuga a tierra) que serán ejecutadas de acuerdo con las normas VDE aplicables y para los
cuales los propietarios de conexión son en sí mismas respon- sable (para asegurar la autoprotección). A este respecto, la función de protección se describe en esta guía de aplicación
VDE puede tener que ser ampliado por el propietario de la conexión según sea apropiado para el sistema de generación de energía. Sin embargo, la auto-protección no socavar los
requisitos descritos en esta guía de aplicación VDE. El operador del sistema a sí mismo tomar precauciones para evitar daños a sus sistemas e instalaciones que pudieran ser
causados ​por acciones de conmutación, fluctuaciones de voltaje y reenganches automáticos en la red conectada aguas arriba o de otros procesos en la red del operador de red. se
llevarán a cabo las siguientes funciones de la protección de desacoplamiento: A este respecto, la función de protección se describe en esta guía de aplicación VDE puede tener que
ser ampliado por el propietario de la conexión según sea apropiado para el sistema de generación de energía. Sin embargo, la auto-protección no socavar los requisitos descritos en
esta guía de aplicación VDE. El operador del sistema a sí mismo tomar precauciones para evitar daños a sus sistemas e instalaciones que pudieran ser causados ​por acciones de
conmutación, fluctuaciones de voltaje y reenganches automáticos en la red conectada aguas arriba o de otros procesos en la red del operador de red. se llevarán a cabo las siguientes
funciones de la protección de desacoplamiento: A este respecto, la función de protección se describe en esta guía de aplicación VDE puede tener que ser ampliado por el propietario
de la conexión según sea apropiado para el sistema de generación de energía. Sin embargo, la auto-protección no socavar los requisitos descritos en esta guía de aplicación VDE. El operador del s
-
protección de caída de tensión
U <;
-
aumentando en la sobretensión
T>;
-
aumentando en la sobretensión
T >>;
-
protección disminución de frecuencia
f <;
-
aumento de la frecuencia de protección
f>;
-
islanding detección.
dispositivos de protección de voltaje debe utilizar el valor rms de media onda. Para ello, mediante el componente fundamental de 50 Hz es suficiente.
Sólo la protección contra aumento en voltaje U> deberán estar diseñados como 10 minutos protección contra funcionamiento en valor que evita que el límite de
tensión superior especificado en la norma DIN EN 50160 que se exceda (control de la potencia media
31
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
calidad). Para esto, la formación de un nuevo 10 minutos en el valor medio al menos cada 3 segundos es suficiente, que es entonces a ser comparado con
el valor de ajuste para U> dada en la Tabla 2.
dispositivos de protección de tensión deben construirse de forma, que supervisan los conductores de suministro de línea (alimentación). Para los
sistemas de generación de energía de hasta 30 kVA, se medirá el voltaje (s) (por conductor de línea suministrado) entre los conductores de línea y el
conductor neutro.
dispositivos de protección de tensión para los sistemas de generación de energía de más de 30 kVA deben ser construidos como tres equipos de
fase. Con este fin, se medirán las tres tensiones entre los conductores de línea y el conductor neutro; las tres tensiones de conductor de línea a línea
o bien se determinarán aritméticamente de los tres voltajes de línea a neutro o de lo contrario también medirse por separado. Por lo tanto, la
grabación de 2 × 3 valores de tensión se requiere para esto.
Los valores de tensión estarán compuestos por la disyunción (OR lógico). Disyunción significa en este caso que:
-
para relés de protección de ascenso-en-tensión, que supera el valor umbral conduce a una excitación por lo menos uno
la medición de tensión;
-
para relés de protección de caída de tensión, una caída por debajo del valor umbral lleva a una excitación por lo menos uno
la medición de la tensión.
dispositivos de protección de frecuencia pueden ser diseñados como equipo de una sola fase.
Los valores de ajuste de las funciones de protección y los cinco últimos informes de fallo de fecha (una marca de tiempo relativo es suficiente, es decir, un tiempo
real no se requiere reloj) deberán ser legibles en la protección de NS. Las interrupciones de suministro con una duración de 3 s o más no deberán conducir a la
pérdida de cualquiera de los informes de fallos. Leer de salida deberá ser posible en la protección central de NS independientemente del estado de funcionamiento
del sistema de generación de energía y sin medios auxiliares adicionales (tales como una pantalla). Para una protección integrada NS de lectura puede llevarse a
cabo utilizando una interfaz de datos. Los sistemas de generación de energía con protección integrada NS y una potencia máxima aparente
S Amax ≤ 4,6 kVA están exentos de los requisitos de este párrafo hasta 2012-12-31.
6.5.2 Funciones de protección
A excepción de la protección contra aumento en voltaje U>, todas las funciones de protección deberán estar firmemente fijados en la protección NS (es decir, de manera que sea
inalterable).
Las funciones de protección de la protección NS deberán estar diseñados de manera que el tiempo de desconexión (es decir, la suma de los tiempos
adecuados de protección contra NS y el interruptor de interfaz más un retardo para el relé de protección, que puede o no puede ser ajustable) no excede de
200 ms . Las siguientes funciones de protección se establecerán en la protección de NS.
32
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Tabla 2 - Valores de ajuste para la función de protección Protección
contra NS
valores de ajuste de relés de protección *
Caída de tensión de protección
T<
0,8 T norte
< 100 ms
Aumentando en la sobretensión
U>
1,1 T norte**
< 100 ms
Aumentando en la sobretensión
T >>
1,15 T norte
< 100 ms
Frecuencia protección disminución
f<
47,5 Hz
< 100 ms
aumento de la frecuencia de protección
f>
51,5 Hz
< 100 ms
*
El punto de ajuste duración “<100 ms” para el valor de ajuste del relé de protección se basa en el supuesto de que el tiempo máximo adecuado tanto para la protección NS y el interruptor
de interfaz es también 100 ms. Esto conduce a un tiempo de desconexión total máxima de 200 ms. Si el momento adecuado de un componente es inferior a 100 ms (por ejemplo, 50 ms),
a continuación, esto permite un periodo más largo durante el cual llevar a cabo las mediciones y la evaluación de la función de protección (por ejemplo, hasta 150 ms). Esto podría
entonces dar lugar a un valor relé de protección de ajuste más alta que “<100 ms”, es decir, “<150 ms”. Sin embargo, en ese caso, sólo los 100 m se pueden visualizar como valor de
ajuste en la protección de NS. Aún así, el tiempo de desconexión de 200 ms, no debe superar en ningún caso.
**
Se deberá asegurar, que la tensión en el punto de conexión de red no puede caer por debajo de 1,1 T norte. Si el cumplimiento de este requisito está garantizada por una protección central
de NS, entonces es permisible para establecer la protección contra aumento-en-tensión en el poder descentralizado generación unidad ción o sistema a un valor de hasta 1,15 T norte. En
ese caso, el montador del sistema debe tener en cuenta los posibles efectos en la instalación del cliente. Combinación de protección centro NS ( U>: 1,1 T norte) y la protección integrada NS
( U>: 1,1 a 1,15 T n) es recomendable, si la caída de tensión hace en la instalación doméstica no se puede descuidar. Este es típicamente el caso con líneas de conexión más largos.
Si sólo se utiliza una protección NS integrado para sistemas de generación de energía de hasta 30 kVA, entonces el valor de la protección contra aumento en
voltaje U> de 1,1 T norte deberá no ser cambiado.
La tolerancia admisible entre el valor de ajuste y el valor de disparo de la tensión debe ser al máximo ± 1% y la tolerancia admisible para
la frecuencia a la máxima ± 0,1%.
Las condiciones para la conexión / re-conexión del sistema de generación de energía se describen en 8.3.
6.5.3
detección de funcionamiento en isla
Para los sistemas de generación de energía, la detección islanding se llevará a cabo usando uno de los métodos siguientes:
a) método activo, por ejemplo por medio de un método de desplazamiento de frecuencia (generalmente para sistemas fotovoltaicos);
b) método pasivo por medio de la supervisión de la tensión trifásica (posibles sólo para los sistemas de generación de energía sin inversores o para las
unidades de generación de energía monofásicos con inversores). Método a) deberá ser verificada por medio de una prueba de circuito resonante, mientras
que el método b) se verificará a una fuente de tensión de CA (véase el anexo D).
NOTA
En casos especiales puede ser necesario el uso de funciones de protección adicionales (por ejemplo relés de sobretensión vector o paso de carga) con el fin de asegurar
el desacoplamiento o el funcionamiento en red seguro. Este es el caso, por ejemplo, si la salida de los sistemas de generación de energía con la rotación de máquinas asciende a más de
20% de la salida de los sistemas fotovoltaicos utilizando el método de desplazamiento de frecuencia en la misma red local. Si es así, entonces los sistemas más potentes de generación de
energía deben estar equipados con máquinas rotativas con relés de salto de vector.
La detección islanding se implementa en la protección central de NS o en la protección integrada de NS de la unidad de generación de energía. Si un sistema de
detección de isla que actúa sobre el interruptor de interfaz integrada está integrado en todas las unidades de generación de energía de un sistema de generación
de energía, entonces se permite omitir la detección de isla en el centro de protección NS independientemente de la alimentación del sistema.
La detección de una red aislada y la desconexión del sistema de generación de energía por medio del conmutador de interfaz se completará
dentro de 5 segundos.
33
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
7 de medición para fines de facturación
Instalación y operación del dispositivo de medición Z1 deberá cumplir con VDE-AR-N 4400: 2011-08 (anteriormente directriz BDEW
“Código de Medición” [8]), la directriz VDN “Technische Anschlussbedingungen für den Anschluss una das Niederspannungsnetz”
(conexión Técnica condiciones para la conexión a la red de baja tensión; TAB 2007 [3]), así como las condiciones de conexión del
operador de red. metros del perfil de carga serán utilizados para encender el sistema de más de 100 kW.
Instalación y operación de los dispositivos de medición serán acordados a su debido tiempo entre el operador del sistema y el operador de red o la
medición punto, respectivamente. De acuerdo con la Ley de Calibración Alemán (Gesetz über das Mess- und Eichwesen o Eichgesetz para
abreviar), sólo certificados y calibrados metros y transformadores serán utilizados en el curso de los negocios.
Un metro de dos direcciones preferiblemente se utilizará como metros Z1 (ver C.4.3) para la extracción de la red del operador de red y para la
alimentación-in en la red del operador de red; Alternativamente, es posible utilizar, para las potencias de sistema de hasta 100 kW, un tope de retención
dispositivo de medición de cada uno para la extracción y feed-in en secciones medidoras separadas. La ejecución se coordinará con el operador de red.
Los dispositivos de medición (Z1) se utilizan para la extracción y feed-in en conjunción con sistemas de generación de energía deben construirse de
forma que un procedimiento de medición que balancea sobre todas las fases se asegura por separado para las dos direcciones de flujo de corriente.
Electrónicos metros trifásicos se pueden parametrizar de acuerdo con el principio de Ferrari con respecto a los topes y la grabación de las dos
direcciones. Por lo tanto, el equilibrio relacionada punto medidor debe primero ser calculado para los tres conductores de la línea después de lo cual se
requiere para aplicar la función “tope” para este equilibrio o para llevar a cabo la asignación a la metro “extracción” o “feed-in”, respectivamente . Con el
fin de asegurar la correcta medición de las cantidades de generación suministrados al sistema de cliente de acuerdo con EEG 2009 [6], § 33 (2) o de la
actual generación neta CHP de acuerdo con KWK-G 2009 [7], § 4 (3a), los únicos metros para ser instalado como metros Z2 (véase C.4) será metros
respaldo. metros separan Z2 deben ser instalados para cada tipo de sistema (por ejemplo, PV o sistema CHP). Un separador debe ser instalado entre el
medidor de Z2 y el sistema de cliente (véase la Figura C.6 y la Figura C.7 de C.4.3). No está permitido asignar los tres conductores de la línea de una
unidad de generación de energía de alimentación en el sistema de tres fases para diferentes dispositivos de medición (por ejemplo, para la
alimentación-en su totalidad y el exceso de feed-in). Para los sistemas fotovoltaicos con una potencia activa máxima
PAGS Amax de hasta 30 kW y para los sistemas de cogeneración el operador del sistema es libre de elegir si desea instalar el dispositivo de medición Z2
en un panel central metros de acuerdo con TAB [3] o al lado o dentro de la unidad de generación de energía (ver 5.5).
Además, las condiciones marco metrológico (por ejemplo, temperatura, humedad, posición de funcionamiento, las influencias mecánicas) se
cumplen.
NOTA
Este reglamento sustituye a las especificaciones que figuran en “Ergänzung zu den TAB 2007” (suplemento a TAB 2007) [9].
Los requisitos mínimos para las clases de precisión de los dispositivos de medición están prescritos por el respectivo operador de red. Como regla
general, se deberán presentar los siguientes clases de precisión:
-
contadores de energía:
-
metros del perfil de carga: Clase 1 (energía activa) o 2 (energía reactiva) clase;
-
transformadores de corriente: 0,5 s.
Clase 2 (energía activa);
En el caso de contadores de carga de perfil, el operador del sistema mantendrá una conexión de comunicación que puede ser utilizado para la transmisión a
distancia de los valores medidos. Los datos registrados por el operador de red son tratados como confidenciales y sólo serán puestos a disposición de las
personas autorizadas.
Los colores de línea para medidores conectados directamente a un panel de medidor de acuerdo con TAB 2007 [3], serán designados como se especifica en la norma
DIN 43870-3:
-
líneas “compartimiento de conexión inferior → metro":
-
líneas “metros → terminal principal rama de la línea en el compartimiento de conexión superior”:
negro
marrón
La sección medidor debe estar marcado de manera, que la etiqueta “sistema de generación de energía” es resistente y fácil de leer.
34
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
8 El funcionamiento del sistema
8.1 Generalidades
El funcionamiento de las instalaciones eléctricas incluye todas las actividades técnicas y organizativas necesarias para garantizar la eficacia funcional y
la seguridad de los sistemas. Estas actividades incluyen todas las medidas que operan, así como las operaciones eléctricas y no eléctricas, como se
describe en las normas y reglamentos aplicables. Se hace especial referencia a la norma DIN VDE 0105-100 (VDE 105-100).
El operador del sistema es responsable de la operación del sistema de generación de energía. Si es requerido por el operador de red, el operador del sistema el
nombre de una persona cualificada en trabajos eléctricos capaces de llevar a cabo las obras necesarias para la instalación eléctrica del operador del sistema.
Para la conexión de los sistemas de generación de energía, las condiciones dadas en 8.3 serán saciados. Durante la operación, las condiciones de la
cláusula 5, que las decisiones relativas a la conexión del sistema de generación de energía se basan en, deberán ser cambiados únicamente con el
consentimiento del operador de red. El operador del sistema deberá garantizar que el equipo necesario para el funcionamiento en paralelo con la red de
baja tensión está siempre en estado técnico adecuado. Para este fin, es necesario tener un instalador eléctrico experto compruebe los interruptores y
dispositivos de protección para el buen funcionamiento a intervalos regulares. Este requisito se considera satisfecho para las condiciones de
funcionamiento y medioambientales normales si los intervalos de prueba mencionados en BGV A3 o RRC 1201 se cumplen. Las pruebas de repetición
incluirán al menos los siguientes:
-
de verificación de las condiciones ambientales (daños contaminación, mecánicos o de aislamiento) y eliminación de las deficiencias, si se requiere;
-
de disparo de control del conmutador de interfaz.
El resultado se registra en un protocolo de ensayo que se presentará al operador de red a petición. ensayos repetidos regulares de la protección
NS, el conmutador de interfaz y el conmutador de interfaz protección- cadena funcional NS podrán omitirse si una prueba de rutina se ha realizado
en el contexto de los controles de conformidad (véase G.3) y si un certificado de prueba emitidas por una organismo de certificación debidamente
acreditado por DKD, el Deutsche Akkreditierungsstelle (es decir, el organismo nacional de acreditación de la República Federal de Alemania) de
acuerdo con la norma DIN eN 45011 está disponible.
En casos justificados, el operador de red puede requerir una verificación de la protección NS y el conmutador de interfaz con el fin de demostrar su
correcto funcionamiento.
La reducción de potencia o desconexión requeridos debido a las condiciones de la red
A petición del operador de red, el operador del sistema está obligado a apagar el sistema de generación de energía o separar el mismo
de la red si es necesario para la realización de trabajos que son necesarios para fines operativos de la red del operador de red.
desconexiones programadas serán anunciadas al operador del sistema de una manera oportuna y adecuada.
En caso de peligro, avería o un riesgo para la seguridad de red, el operador de red tiene derecho a desconectar inmediatamente el sistema de
generación de energía de la red o para reducir su potencia activa, respectivamente. En el caso de la potencia máxima de conexión acordado
que se supere el operador de red tiene derecho a desconectar el sistema de generación de energía de la red. Para este fin, el operador de red
puede requerir del operador del sistema para instalar el equipo técnico diseñado adecuadamente que separará el poder generación sistema
ción de la red del operador de la red tan pronto como de ciertos valores límite (por ejemplo la potencia máxima de conexión aparente) se
superan.
Si el operador de la red detecta defectos graves en el sistema de generación de energía en relación con la seguridad de las personas y sistemas, entonces
ellos tienen derecho a desconectar las partes interesadas del sistema desde la red hasta que los defectos se rectifican.
35
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Acceso
A su coordinación con el operador del sistema, el operador de red se concederá acceso a todos los componentes del sistema de generación de energía (panel de
instrumentos, la protección del centro de NS (si está disponible), interruptor de interfaz, instalaciones de la gestión de seguridad de la generación de energía / red (si
disponible), y las unidades de generación de energía).
Intercambio de información
El operador de red le informará al operador del sistema acerca de las modificaciones sustanciales en su red que tendrán un impacto en el
funcionamiento en paralelo actual. El operador del sistema, a su debido tiempo, coordinar con el operador de red todas las modificaciones regulares a
su sistema de generación de energía que tendrán un impacto en el funcionamiento en paralelo o la protección de desacoplamiento, tales como
aumento o disminución de la potencia de la instalación, la sustitución de dispositivos de protección o modificaciones al equipo de compensación.
El acoplamiento de los puntos de conexión de red
Diferentes puntos de conexión a la red en la red del operador de red (s) no deberán ser operados en conexión galvánica a través de
sistemas de uno o más operadores (s) del sistema.
Comportamiento en caso de disturbios
Las condiciones de reconexión dadas en 8.3 serán saciados.
El operador del sistema deberá informar inmediatamente al operador de red acerca de las incidencias detectadas en la medida que son de importancia
para el operador de red.
Debido a la posibilidad de recuperación de la tensión en cualquier momento después de una interrupción de suministro, el punto de conexión de red se ha de
considerar para ser energizado constantemente. Reconexión se lleva a cabo normalmente por el operador de red sin previa consulta con el operador del
sistema.
solucionar un problema puede requerir investigaciones no programadas y las mediciones de la cual el operador de red y el operador del sistema deberán
llevar a cabo en sus respectivos equipos de trabajo. Para solucionar un problema y el remedio, el operador de red y el operador del sistema
proporcionarán una ayuda mutua. Toda la información requerida para solucionar un problema, se intercambiarán entre ellos.
8.2 Características particulares de la gestión de puesta a tierra de la red del operador de red y los cortocircuitos para
las obras en la red
Después del aislamiento, un requisito previo para la seguridad de los trabajos en la red es para evitar cualquier fuentes de tensión se vuelva a conectar
involuntariamente. Debido al hecho de que las acciones espurias no se pueden excluir y que se omite el dispositivo de separación hasta ahora común que
había de ser accesible para el operador de la red en cualquier momento, los métodos de trabajo permitidos de acuerdo con la norma DIN VDE 0105-100
(VDE 0105-100 ): 2009-10 se puesta a tierra y en cortocircuito de acuerdo con la norma DIN VDE 0105-100: 2009-10, 6.4.2 o en vivo de trabajo de acuerdo
con la norma DIN VDE 0105-100: 2009-10, 6.3. Puesta a tierra y los cortocircuitos se requieren aguas arriba así como aguas abajo del punto donde se
realiza el trabajo. Para ello, también se deben utilizar cajas de conexión de la casa lo suficientemente dimensionados.
Esto significa que los operadores de red para aplicar de forma coherente las cinco reglas de seguridad cuando las obras se llevan a cabo en la red de baja
tensión (con la excepción de los trabajos en tensión). En el futuro, por lo tanto se requiere también para proporcionar puesta a tierra y de cortocircuito
aguas abajo de una línea desconectada en la red de baja tensión del operador de red (cuando se ve desde el transformador de la red local, es decir en el
lado del cliente del punto de división). Si la puesta a tierra y los cortocircuitos no se proporcionan en el lado del cliente del punto de división, luego de
terceros feed-in (por ejemplo a través de un generador de energía de emergencia tal como se utiliza en la agricultura) deberá evitarse por otros medios.
El funcionamiento de los sistemas de derecho de giro de la red
Para ciertas obras en la red (por ejemplo, la sustitución de un transformador de la red local), el operador de red tiene que desconectar
subredes de la red restante. Con el fin de asegurar el suministro continuo a la
36
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
clientes durante este tiempo, el operador de red pueden utilizar los sistemas de derecho de giro de la red. Normalmente, el operador de la red informará
a los clientes preocupados por el uso y funcionamiento de los sistemas de derecho de giro de la red. Sin embargo, si la potencia de inyección de los
sistemas de generación de energía excede la extracción de carga en esta sub-red separados, es posible para el sistema de stand-by red para ser
desconectado por el sistema de protección. el funcionamiento estable del sistema de espera de la red sería entonces ya no será posible. Con el fin de
evitar que esto suceda, se debe tener cuidado de que los sistemas de generación de energía son y permanecen desconectados en el caso de un tal
estado de funcionamiento. Con este fin, el sistema de stand-by de red está conectado y se inició en paralelo a la red de baja tensión. Después de esto,
el transformador de red local se desconecta y el sistema de stand-by se hace cargo de la red de suministro de la “isla de la red”. En caso de un
excedente de energía en la red de baja tensión, el sistema de espera de la red será capaz de “evitar” temporalmente la energía excedente. Por lo tanto,
el sistema de espera de red se establece en 52,0 Hz durante un corto período de tiempo para que todos los sistemas de generación de energía pueden
desconectar de manera más segura de la red. Transición a la “frecuencia de funcionamiento” de la red STAND por el sistema de 50,5 Hz a 51,0 Hz ha
de lograrse en cuestión de segundos (aprox. 10 segundos). Teniendo en cuenta que el modo de funcionamiento, casi todos los sistemas de generación
de energía se mantendrán separados de la red del operador de red (antes de esta guía de aplicación VDE, el criterio reconexión ha sido en su mayoría
50,2 Hz; comenzando con la aplicación de esta guía de aplicación VDE, será 50,05 Hz; véase 8.3).
A fin de permitir la resincronización ininterrumpida de la sub-red con el resto de la red, la frecuencia se vuelve a alinear a la frecuencia de red
actuales una vez que se terminó la operación del sistema de espera de la red y el transformador de red local es devuelto al servicio. Con el fin de
evitar que los sistemas de generación de energía de conmutación inmediatamente de nuevo tan pronto como la frecuencia vuelve a la zona de
tolerancia especificado por las condiciones de conexión y reconexión dadas en 8,3, lo que, en ese momento, puesto la estabilidad de la operación
de la red en riesgo , se requiere para asegurar un período de espera de al menos 60 segundos después de un tiempo de desconexión de los
sistemas de generación de energía de más de 3 segundos
Para garantizar la alimentación ininterrumpida de la red - en particular, cuando el sistema de espera de red se conecta en un momento del excedente de energía
en la red de baja tensión - es aconsejable utilizar los sistemas de derecho de giro de red que son capaces de revertir el poder en un corto base a Largo Plazo.
8.3 Condiciones de conexión y la sincronización
8.3.1 general
Un sistema de generación de energía se debe conectar a la red del operador de red sólo si un dispositivo adecuado determina que tanto la tensión de
red y la frecuencia de la red están dentro del rango de tolerancia de 85% T norte a 110% T norte o 47,5 Hz a 50,05 Hz, respectivamente, durante un período
de al menos 60 segundos. Además de eso, los tiempos de retardo para la reconexión de un generador y los tiempos escalonados aplicables cuando se
conectan varios generadores serán elegidos de manera que todos los procesos de control y regulación en el sistema de generación de energía causado
por la conexión están terminadas con seguridad.
Si los dispositivos de protección de desacoplamiento se haya disparado debido a una breve interrupción (AR en la red de media tensión aguas arriba o otras
interrupciones de corta duración), entonces el sistema de generación de energía está permitido ya volver a conectar tan pronto como la tensión de la red y la
frecuencia de la red se han mantenido de forma ininterrumpida dentro de los intervalos de tolerancia dados anteriormente para un período de 5 segundos.
interrupciones de corta duración se caracterizan por los parámetros de protección NS de la frecuencia de red y / o de la tensión de red que se excede o no
por un período máximo de 3 segundos.
En el caso del sistema de generación de energía se vuelve a conectar a la red del operador de red en el disparo del dispositivo de protección
de desacoplamiento, la potencia activa de sistemas de generación de potencia controlables suministrados a la red del operador de red no
excederá el gradiente de 10% de la potencia activa PAGS Amax
por minuto. sistemas de generación de energía no controlables pueden conectar después de 1 minuto a 10 minutos (generador aleatorio) o posterior. De esto
se deduce que es permisible para abastecer con PAGS Amax después de 10 minutos. Para las operaciones manuales realizadas en el sitio (por ejemplo, para los
propósitos de puesta en marcha inicial o de mantenimiento) se permite desviarse de las condiciones de reconexión descritas en este párrafo.
En el caso de desconexión manual del sistema de generación de energía por el operador de red, el operador del sistema es para coordinar
la reconexión con el departamento del operador de red responsable de la operación de la red.
37
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
8.3.2 Conexión de generadores síncronos
Un dispositivo de sincronización se proporciona en un lugar adecuado para generadores síncronos acoplados directamente a la red. Mientras que, para los
sistemas de generación de energía que no son capaces de operación aislada, el dispositivo de sincronización está, por razones prácticas, asignados al
interruptor de generador, un dispositivo de sincronización debe además ser proporcionado en el conmutador de interfaz para los sistemas de generación de
energía que son capaces de funcionamiento aislado. Un dispositivo de conexión en paralelo automática se va a proporcionar. Los valores de ajuste deberán ser
coordinados con el operador de red.
Los siguientes valores pueden ser considerados como valores máximos comunes:
-
Δ φ = ± 10 °;
-
Δ f = ± 500 mHz;
-
Δ T = ± 10% T norte.
Dependiendo de la relación de la red de potencia de cortocircuito al generador de energía puede ser necesario establecer límites más estrictos para evitar
reacciones del sistema inadmisibles en el momento de la conexión.
8.3.3 Conexión de generadores asíncronos
Para los generadores asíncronos iniciadas por un motor primario y conectados a una velocidad de rotación entre 95% y 105% de la velocidad
de rotación sincrónica, k IMAX se espera que sea = 4.
Para los generadores asíncronos, que no están conectados muertos, deberán cumplirse las condiciones de conexión especificados para los
generadores síncronos.
8.3.4 Conexión de unidades de generación de energía con inversores
las unidades de generación de energía con inversores (como los sistemas fotovoltaicos) sólo debe conectarse con k IMAX ≤ 1.
8,4 de compensación de potencia reactiva
Equipo para la compensación de potencia reactiva, o bien:
-
ser conectado o desconectado, junto con los dispositivos de consumo o sistemas de generación de energía; o
-
operado a través de equipo de control.
La necesidad y el tipo de desafinación serán acordadas entre el operador del sistema y el operador de red.
Disposiciones NOTA en analogía a TAB 2007 [3].
9 Verificación de las propiedades eléctricas
9.1 Generalidades
Por cada sistema de generación de energía, se requiere un certificado específico del tipo de conformidad con arreglo G.2. Este certificado de
conformidad muestra las propiedades eléctricas de la unidad de generación de energía con el fin de demostrar su conformidad con los requisitos
de esta guía de aplicación VDE.
Además de eso, un certificado específico de tipo de conformidad con arreglo G.3 se presentará al operador de red para la protección de la
red y el sistema de protección de confirmar las funciones de protección y la configuración de protección de esta guía de aplicación VDE.
Los certificados de conformidad expedidos para las unidades de generación de energía y la protección NS deberán confirmar su conformidad con los
requisitos de esta guía de aplicación VDE al menos con respecto a las propiedades descritas en 9.2 a 9.4. Para esto, las siguientes propiedades
deberán ser verificados por medición. Hasta el momento en una prueba
38
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
especificación está disponible, la conformidad se verificará, en conformidad con las cláusulas G.2 y F.3 para las unidades de generación de energía y
cláusulas G.3 y F.4 para la protección NS.
9.2 Verificación de la potencia de inyección
9.2.1 Verificación de la potencia activa feed-in
Para las unidades de generación de energía, es suficiente para indicar la máxima potencia activa feed-in.
9.2.2 Verificación de los valores de potencia reactiva
Se requiere Indicación de las potencias reactivas máximos para inductivo (bajo-excitado) y máximo capacitiva extracción de potencia reactiva
(sobre- excitado) como una función de la potencia activa feed-in. Por esto, al menos las condiciones dadas en 5.7.5 serán saciados.
Con el fin de comprobar el cumplimiento con el factor de desplazamiento firmemente predefinido cos φ, se comprobará mediante la medición en el curso de
ensayos de tipo que el factor de desplazamiento predeterminado dado para el control del sistema es en realidad cumplió en los terminales de la unidad de
generación de energía (desviación máxima para cos φ: menos que
0,01).
Para las unidades de generaciones de potencia con un generador acoplado directamente a la red que, por su principio muy operativa, no puede
controlar la potencia reactiva y, por lo tanto, utiliza no controlable, capacidades fijas (tales como un generador asíncrono) cos φ se alcanzará dentro
de los 60 segundos. La desviación máxima para cos φ a la tensión nominal será de 0,02.
9.2.3 Verificación de la función de transición de potencia reactiva
A fin de comprobar la curva característica estándar cos φ ( PAGS) dada en 5.7.5, el cambio del modo de potencia reactiva de operación va a
ser comprobado en correspondencia con la magnitud de la potencia de inyección activa. Con este fin, el rango de potencia activa de la
unidad de generación de energía se ejecuta a través de tres veces del mínimo al feed-in máximo de potencia activa y viceversa en pasos de
10% de la potencia nominal más y, basado en que, la magnitud de el factor de desplazamiento cos φ y se indicará el período transitorio.
Como mínimo, las condiciones dadas en 5.7.5 serán saciados.
9.3 Verificación de las reacciones de la red
Con el fin de verificar las reacciones de red autorizados mencionados en 5.4, se requiere para presentar pruebas proporcionado por el fabricante (ver las formas
dadas en G.2 y F.3) para la interferencia radiada producido por la unidad de generación de energía. Esto se aplica a todas las unidades de generación de energía
en general, porque en el caso de varias unidades de generación de energía posiblemente más pequeños estando interconectados la corriente suma de todas las
unidades de generación de energía puede superar 75 A lo que requeriría las reacciones de la red para ser calculado.
9.4 Verificación de las características de la red y el sistema de protección
El cumplimiento de las condiciones requeridas por la cláusula 6 para la protección NS (tales como valores de ajuste y los tiempos nection
desconectar las) para la protección contra la tensión inadmisible y aumento de frecuencia / disminución se verificó basa en mediciones (ver las
formas dadas en G.3 y F 0.4). Para una protección integrada NS, la cadena funcional “protección NS - conmutador de interfaz” se comprobará.
detección Islanding será verificada de acuerdo con 6.5.3.
39
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Anexo A
(informativo)
explicaciones
A.1
“Sistema de generación de energía” (3.1.8) y “unidad de generación de energía” (3.1.9)
Figura A.1 muestra el sistema de generación de energía, la unidad de generación de energía y la suma de todos los sistemas de generación de energía
conectados al mismo punto de conexión de red.
Figura A.1 - Información general sobre los conceptos de la unidad de generación de energía y el sistema de generación de energía
A.2
cambio de tensión admisible (5,3)
El funcionamiento de los sistemas de generación de energía cambia el voltaje de funcionamiento de la red. El cambio de voltaje en el PCC para la
extracción de potencia reactiva inductiva se puede expresar como sigue:
U Amax una
- ⋅ ⋅(=RS
Δ
kV
cos
T
40
φ
2
X kV
⋅ pecado
φ
)
(A.1)
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Como se muestra por la ecuación (A.1), el cambio de tensión puede llegar a ser negativo, si el primer término en el numerador se hace menor que la
segunda, que es posible cuando cos φ es suficientemente pequeño, por lo tanto, si hay un nivel suficiente de extracción de potencia reactiva inductiva.
Para la extracción de potencia reactiva capacitiva:
S Amax
u⋅ = Δuna
(R kV
⋅ cos φ
T
+ X kV ⋅
pecado
φ
)
2
(A.2)
Esta ecuación muestra que la extracción de la potencia reactiva capacitiva se suma a la aumento de tensión que ha de ser tomado en consideración para
la extracción de potencia reactiva variable.
Las ecuaciones (A.1) y (A.2) son aproximaciones posibles. Los cambios de voltaje calculados por medio de estas ecuaciones son ligeramente más grandes
que los resultados más exactos de un análisis de flujo de carga compleja.
A.3
Reacciones del sistema (5.4)
A.3.1
Los rápidos cambios de voltaje
El factor k IMAX que se conoce como el máximo de conmutación de corriente y factor indica la relación de la corriente más alta que se produce durante la
operación de conmutación da (por ejemplo, una corriente de arranque yo una) a la corriente nominal del sistema de generación de energía; por ejemplo:
(A.3)
=
K un IMAX
II Ng
Resultados obtenidos a partir de un cálculo utilizando esta conmutación máxima corriente de los factores representan una estimación superior y son, por tanto,
como una cuestión de principio, en el lado seguro. Los valores de este factor se reunieron a partir del certificado de conformidad.
Si el factor de corriente máxima de conmutación k IMAX no se calcula utilizando la ecuación (A.3), a continuación, los siguientes valores de referencia se pueden
utilizar:
-
k Imax = 1,2 para los generadores síncronos con sincronización fina, inversores;
-
k Imax = 4
para los generadores asíncronos, que están conectados en 95% a 105% de su síncrono
velocidad de rotación si no hay más detalles disponibles en cuanto al tipo de limitación de corriente. Con respecto a los fenómenos transitorios de
corto plazo, la condición mencionada a continuación se adhiere a los cambios muy cortos de voltaje;
-
k Imax = 8
para los generadores asíncronos, que se inician desde la red por medio de motores si yo una es
desconocido.
Los cambios rápidos de tensión se pueden calcular con más precisión que con la ecuación (3) si se toman en consideración los ángulos de alimentación-en y
de la red:
S
ku
Δ =
S
rE IMAX
kV
⋅ cos (
ψ +φ )
(A.4)
Dónde:
es el ángulo de impedancia de la red
φ
ψ
arctan
kV
• ••• • =
RX
kV
•••
es el factor de desplazamiento del sistema de generación de energía
41
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
El factor de desplazamiento φ será positivo para el funcionamiento del generador bajo-excitado y negativo para el funcionamiento del generador excitado excesiva.
Incluso si las máquinas asíncronas o generadores síncronos más pequeños sin sincronización paso fino están conectados a la red con una
velocidad de rotación de aproximadamente síncrono, puede haber cambios de edad voltajes muy cortos como resultado de fenómenos
transitorios internos. Tal cambio de voltaje se permite ser dos veces el valor de otro modo aplicable, es decir, 6%, a condición de que ya no es
de dos oscilaciones completos y que la
el voltaje en cambiar siguiente que no exceda el 3% de la tensión medida inicialmente antes de la conexión de la máquina asíncrona.
La coincidencia de operaciones de conmutación de varios generadores conectados a la misma PCC conduce a un múltiplo de la variación de la
tensión causada por un solo generador y debe ser evitado, si el cambio de tensión máxima es superior a 3% en total. Una posible manera que es
adecuado en términos de tecnología es de escalonar las operaciones de conmutación individuales. Con eso, la int generador aparente sible un
ervals entre dos operaciones de conmutación son determinados por la nitud
intervalo de ■ Un minuto
tud de los cambios de voltaje causadas por ellos y ellos serán al menos 10 minutos para que el miso máximo
poder. En el caso de una potencia nominal del generador de menos de la mitad del valor permitido, s suficiente.
A.3.2
Parpadeo
De acuerdo con 5.4.3, el parpadeo se considera que está suficientemente limitado para los sistemas de generación de energía con Calificación
corrientes de hasta 75 A, si los valores límite de la norma DIN EN 61000-3-3 (VDE 0838-3) o DIN EN 61000-3-11 (VDE 0838-11) se
cumplen.
Si los valores límite de la norma DIN EN 61000-3-3 (VDE 0838-3) no se cumplen en la impedancia de referencia Z árbitro,
conexión todavía puede ser permisible, de acuerdo con DIN EN 61000-3-11 (VDE 0838 a 11), si la cantidad de la impedancia de la red de
suministro en el punto de conexión compartida con la red pública es menor que la cantidad de
la impedancia máxima de la red permisible Z máx determinado de acuerdo con
DIN EN 61000-3-1
1 (VDE 0838-11). Con el fin de realizar esta comparación, la impedancia de la red será
determinado en el punto de conexión y en comparación con el valor Z
máx obtenida de los documentos de dispositivos.
El propietario de la conexión proporciona el operador de red con los valores necesarios de los documentos de dispositivos del fabricante.
Para los sistemas de generación de energía con varias unidades de generación de energía, PAGS lti se calculará por separado para cada unidad de generación de
ecuación:
en energía dividual y, utilizando este valor, un CC resultado se obtiene utilizando la siguiente ing
valor para el factor de interferencia parpadeo en el
PAGS
PAGS
res lt =
Σ
lt
(A.5)
PAGS
2i
yo
interferencia
es: F
o un sistema ker
de generación
de energía que consiste en norte pow idéntico factor de
er unidades de generación, el valor resultante para el
flic
PAGS
lt re s
A.3.3
(A.6)
n ⋅ = P lt E
Armónicos e interrelaciones armónicas
General
A.3.3.1
Cuando el cálculo se tendrá cuidado de lo permisible corrientes armónicas no aplicar la potencia de cortocircuito de la baja
tensión de la red, pero la potencia de cortocircuito de la red real S kV en el PCC.
Para el
siguiendo
42
Supe rPosition de las corrientes armónicas de cierta inve
apl
y.
rter tipos, las normas específicas de los tipos enumerados en el
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
A.3.3.2
convertidores conmutados por la red (de seis o 12 pulsos)
º
º
Las corrientes armónicas inversor-típico (de 5 º orden, 7 º orden, 11 orden, 13 orden, etc.), así como no típicos los de orden muy bajo ( ν < 13)
se suman aritméticamente:
norte
Σ =IIν
=
(A.7)
ν
yo
1i
Para los armónicos no típicos de orden superior ( ν ≥ 13), la corriente armónica total de una orden es igual a la raíz de la suma de los cuadrados de las
corrientes armónicas de este orden:
norte
=
ν
Σ =IIν
yo
A.3.3.3
2
(A.8)
1i
inversores con modulación de impulsos
Para un número ordinal μ que es, en principio, no integral, pero también incluye valores enteros para los valores de
μ ≥ 13, la corriente total es igual a la raíz de la suma de los cuadrados de las corrientes de las unidades de generación de energía:
Σ
μ = norte II
μ
2i
(A.9)
yo=1
Si las corrientes armónicas atípicas ocurren con dichos inversores para los números ordinales integrales de ν < 13, estas corrientes se añade hasta
aritméticamente en correspondencia a la ecuación (A.7). Las corrientes armónicas superiores al 2 Dakota del Norte pedido, así como inter-armónicos pueden calcularse
utilizando la ecuación (A.9), si la frecuencia de impulsos del inversor es de al menos 1 kHz.
Si varias unidades de generación de energía de sistemas de generación de energía / son eficaces en el th
el mismo PCC, entonces la armo-
corrientes nic permisibles para un sistema de unidad / generación de energía de generación de energía individuales se calculan a partir de la potencia aparente e S Aimax de
sistema de eneration yo y la potencia de inyección
la generación de energía de la unidad / potencia g nectable o prevista S AV en este PCC como sigue:
estafa
-
para la adición aritmética de las corrientes armónicas, utilizando la ecuación (A.7):
=νν
-
⋅
SSII
i A zul izul
A
AV max
(A.10)
para la adición cuadrado de las corrientes armónicas utilizando la ecuación (A.8) y la ecuación (A.9):
=νν
⋅
i A zul izulSSII
A AV max
(A.11)
circunstancias ecial, armónicos o cual
f frecuencia más alta (es decir, dentro de un rango por encima de 1 250 Hz) puede ocurrir,
atribuible al hecho de que wea r sp
kly amortigua resonancias de sub-redes son excitados por commutamuescas ción. En tal caso, se deben tomar medidas particulares que se describen en mayor detalle en Technische Regeln zur Beurteilung
von Netzrückwirkungen (Reglas técnicas para la evaluación de reacciones de red).
unde
son
A.4
criterios de conexión (5.5)
A.1 Tabla muestra las posibles variantes de alimentación de entrada y de protección como se determina por la potencia aparente máxima del sistema de
generación de energía S Amax.
43
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Tabla A.1 - Aplicación de los criterios de conexión después de 5,5 EA ≤ 13,8 kVA
EA> 30 kVA
13,8 ≤ EA ≤ 30 kVA
Alimentar
Single-fase o de tres
Corriente trifásica
Corriente trifásica
corriente de fase
Proteccion
Protección integrada con NS U> = 1,1 T norte
protección central con NS U> = 1,1 T norte
o
protección central con NS U> = 1,1 T norte
o
protección central con NS U> = 1,1 T norte
o
protección central con NS U> = 1,1 T norte
y
y
Protección integrada con NS
U> = 1,1 ... 1,15 T norte
Protección integrada con NS U> = 1,1 ... 1,15 T norte
A.5
La potencia reactiva (5.7.5)
Para las unidades de generación de energía, el control de potencia reactiva sirve para integrar mejor los sistemas de generación de energía en la
red de baja tensión. Proporciona una contribución importante para el uso eficiente de la capacidad disponible.
Junto con las propiedades del sistema de generación de energía (fluctuante o constante feed-in), también se requiere para tener en cuenta las
condiciones de la red respectivos a fin de lograr un uso óptimo. En una red en la que la potencia de inyección está limitado por el criterio de voltaje
(típicamente línea TAPS), la estabilidad de la tensión se puede optimizar la operación bajo-excitado del sistema de generación de energía (Figura
A.2).
Figura A.2 - Potencial para la optimización proporcionada por una alimentación en potencia reactiva adecuada para típico
línea o cable tipos generales (relacionados con un modo de funcionamiento donde cos φ = 1)
44
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
El ancho de banda tiene en cuenta un modo de operación bajo excitado entre cos φ = 0,9 y cos φ = 1, transformadores típicos de la red local, así
como la distancia del sistema de generación de energía para el transformador de la red local. Debido a su menor R / X relación, el potencial de
optimización es generalmente mayor para líneas aéreas de lo que es para cables. Incluso para grandes distancias desde el transformador de red
local, hay efectos considerables sobre la tensión de red cuando se utiliza un control de potencia reactiva adecuada.
Sin embargo, se debe observar que el control de potencia reactiva viene junto con una pérdida de potencia mayor en la red de baja tensión. Esta pérdida de energía
puede minimizarse utilizando una curva característica cos φ ( PAGS). Al hacerlo, el sistema de generación de energía se hace funcionar en un modo de bajo-excitado
solamente, si se alimenta con un poder casi nominal. Debido a este comportamiento, la curva característica cos φ ( PAGS) es adecuado para sistemas de generación
de energía con potencia de inyección fluctuante, tales como los sistemas fotovoltaicos.
El operador de red puede proporcionar diferentes curvas características para el modo de operación de la potencia reactiva del sistema de generación de
energía en función de las condiciones de la red. En general, la curva característica prescrita
cos φ ( PAGS) tiene dos, sin embargo, no más de cuatro nodos (cf. Figura A.3).
Curva característica cos φ ( PAGS)
*)
Dependiendo de S Amax.
Llave
Estándar curva característica de la variante de
la curva característica
Figura A.3 - Ejemplos de una curva característica cos φ ( PAGS) con tres nodos
Comenzando con una potencia de 0,2 PAGS Emax, la curva característica se adhiere a.
El modo de funcionamiento de potencia reactiva utilizada para asegurar estabilidad de la tensión estática en las redes es un nuevo requisito para los sistemas de
generación de energía y requiere más consideración, en particular, para la compensación de energía reactiva y para el uso de los sistemas de compensación de
corriente reactiva.
45
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Por completo feed-in del sistema de generación de energía, el operador de red, en general, requieren un sistema de la generación de potencia para operar en un
modo de bajo-excitado por encima de 0,5 PAGS n ( véase también la curva característica estándar cos φ ( PAGS) en la Figura 4).
Para el exceso de alimentación de la utilización de un sistema de compensación “inteligente” corriente reactiva es necesario, que, depen- diendo en el
comportamiento global del sistema de cliente para la extracción o feed-in, regula el factor de desplazamiento cos φ respectivamente requerida para la todo
el sistema de cliente en el punto de conexión de red . Mientras los sistemas de compensación de corriente reactiva requeridos no están disponibles
comercialmente, es aconsejable utilizar un enfoque diferenciado cuando se especifica el factor de desplazamiento cos φ del sistema de generación de
energía. En el caso de la mayor parte de la energía generada se suministra a la red del operador de red y para una potencia de inyección de más de
aprox. un tercio de la potencia máxima de extracción de acuerdo, un factor de desplazamiento cos φ en el intervalo de 0,90 bajo-excitado a 0,95 bajo-excitado está
normalmente se fijará de acuerdo con las disposiciones del operador de red. Si un sistema de compensación de corriente reactiva regula en relación
con cos φ en el punto de conexión de red, entonces el valor predefinido se fija en el sistema de compensación de la corriente reactiva. El sistema de
generación de potencia puede ajustarse a cos φ = 1. Si cos φ está regulada solamente en correspondencia con la parte de extracción de cliente del
sistema de cliente, el sistema de generación de energía se establece en el valor de cos φ proporcionado por el operador de red.
Información más detallada sobre la relación de potencia se puede obtener mediante cálculos de red que examinan los efectos que los diferentes
casos de carga del sistema de cliente tienen en el cambio de voltaje en el punto de conexión de red.
En los casos en que la potencia de inyección es inferior a un tercio de la potencia máxima extracción acordado, normalmente no se requiere un defecto
específico para el factor de desplazamiento del sistema de generación de energía. Para la minimización de las pérdidas en todo el sistema, un factor de
desplazamiento de cos φ = 1 estará destinada para. Si se aplica una compensación de energía reactiva que está influenciado por el sistema de generación de
energía, entonces el operador de red y el operador del sistema siempre deben coordinar sus procedimientos para una com- pensación potencia reactiva del
sistema de cliente y para el factor de desplazamiento predeterminada para la generación de energía sistema. También puede ser conveniente utilizar un
medidor de energía reactiva (por ejemplo load- metros perfil) para el sistema de generación de energía y, con fines de equilibrado, para tener en cuenta todo el
punto de suministro para el sistema cliente.
requisitos A.6 generales, la tolerancia de un solo fallo (6.1)
La protección central de NS, protección integrada NS, interruptor de interfaz integrada, así como el circuito de disparo que consiste en la protección
NS integrado y el interruptor integrado interfaz deberán cumplir los requisitos para la tolerancia de un solo fallo.
Teniendo en cuenta los principios básicos de seguridad, estos dispositivos deben estar diseñados, construidos, elegidos, ensamblan y se combinan al
menos de modo que puedan soportar las condiciones de funcionamiento que se espera (por ejemplo, la fiabilidad con respecto a su capacidad de corte y la
frecuencia de conmutación), así como las influencias externas que pueden esperarse (por ejemplo, mecánica de vibración, campos externos, interrupciones
o perturbaciones del suministro de energía). Un solo fallo no dará lugar a una pérdida de la función de seguridad. Fallos de causa común, se tendrán en
cuenta si la probabilidad de la ocurrencia de un fallo de este tipo es la significación. Cuando ello sea razonablemente práctico, el fallo individual se visualiza
y el plomo a la unidad de generación de energía o sistema que se está desconectado.
NOTA 1 Este requisito para la detección de fallas individuales no significa que se detectan todos los fallos. por lo tanto, la acumulación de fallos no detectados puede
conducir a una señal de salida no intencionada y a un estado peligroso.
NOTA 2 Este sistema permite:
-
la seguridad para siempre se mantendrá en el caso de un solo fallo;
-
algunas, pero no todas las fallas o ser detectados;
-
la acumulación de fallos no detectados para conducir posiblemente a la pérdida de las funciones de seguridad.
NOTA 3 Una explicación más detallada del término “tolerancia-solo fallo”: Para la aplicación de la tolerancia de un solo fallo, todas las unidades necesarias para las funciones
de protección en los dispositivos se ejecutan de modo que, en caso de un fallo que ocurre (por ejemplo,
46
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
mal funcionamiento de un procesador o amplificador de medición), este mal funcionamiento se detecta por otra unidad y conduce a la desconexión.
Independientes entre sí, los interruptores conectados en serie deben tener un poder de corte correspondiente a la corriente nominal del
sistema de generación de energía. Al menos un interruptor debe ser ejecutado como un relé de potencia o contactor y sea adecuada para
la categoría de sobretensión 2. Para sistemas de alimentación en una sola fase, el conmutador tendrá un contacto de esta categoría de
sobretensión cada tanto para el conductor neutro y el conductor de línea . Para los sistemas de suministro de fase poli-, se requiere tener
un contacto de esta categoría de sobretensión para cada uno de todos los conductores activos.
En los inversores sin simple separación entre la red y el generador PV (inversores sin transformador), tanto los interruptores mencionados en
el párrafo anterior deberá ser ejecutado como relés de potencia, contactores o mecánicos interruptores automáticos con los requisitos
descritos en el mismo, aunque se permite un dispositivo de desconexión de ser conectado entre el generador PV y el inversor.
A.7
interruptor de interfaz (6.4)
All-fase medios de conmutación todos los conductores activos del sistema de generación de energía desde el punto de alimentación al sistema de cliente
o de la red del operador de red de conmutación (dependiendo del lugar conmutador de interfaz de montaje). DIN VDE 0100-200 (VDE 0100-200) define
conductores activos como todos los conductores destinados a conducir corriente en condiciones normales de funcionamiento e incluye el conductor
neutro. Por acuerdo, se excluyen los conductores PEN.
DIN VDE 0100-460 (VDE 0100-460) define los conductores a conmutar. Dependiendo del sistema de red en el lugar conmutador de interfaz de
montaje, se plantean los siguientes requisitos. En el sistema de TT, se conectarán los tres conductores de la línea y el conductor neutro. En el
sistema TN-C y en la parte TN-C del sistema TN-CS, deberán estar conectados los tres conductores de la línea. En el sistema TN-S y en la parte
TN-S del sistema TN-CS, deberán estar conectados los tres conductores de la línea y el conductor neutro. Esto significa que, con la excepción de
los conductores con una función de PE, deberán estar conectados todos los conductores. Si se requiere la conexión del conductor neutro, a
continuación, un conmutador de interfaz se utilizará que conecta el conductor neutro con la fase de plomo en encendido y de retardo de fase en el
apagado, sin embargo, al menos de forma simultánea.
A.8
A.8.1
Los dispositivos de protección para el conmutador de interfaz (6,5)
General
Con respecto a la protección adecuada del sistema de generación de energía, se considerará que la corriente de cortocircuito es considerablemente más baja para
el modo de isla que para el funcionamiento en paralelo a la red. Para los sistemas de generación de energía que alimentan la red de baja tensión a través de los
inversores, que incluso puede ser inferior a la corriente nominal del sistema. El uso de dispositivos de corriente residual (RCD) puede ser inevitable.
A.8.2
funciones de protección
En caso de problemas de funcionamiento ocurrir por los sistemas existentes en el contexto de las funciones de protección requeridas por la directiva
VDEW ahora obsoleto “Eigenerzeugungsanlagen soy Niederspannungsnetz” (sistemas de generación de energía conectadas a la red de baja tensión)
(tales como problemas con la medición de la impedancia neta aplicada hasta ahora) , el sistema existente puede ser adaptado siguiendo las disposiciones
de la presente guía de aplicación VDE.
47
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
anexo B
(informativo)
Ejemplos de conexión
B.1 potencia máxima de conexión aparente S Amax ≤ 4,6 kVA
*)
RCD requerida en el sistema de TT o de acuerdo con, por ejemplo, DIN VDE 0100-410 (VDE 0100-410) y DIN VDE 0100-712 (VDE 0100
a 721), respectivamente.
Figura B.1 - Conexión de una unidad de generación de energía monofásica con plena feed-in y
una potencia máxima conexión aparente ≤ 4,6 kVA
48
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
B.2 potencia máxima de conexión aparente S Amax ≤ 13,8 kVA
*)
RCD requerida en el sistema de TT o de acuerdo con, por ejemplo, DIN VDE 0100-410 (VDE 0100-410) y DIN VDE 0100-712 (VDE 0100
a 721), respectivamente.
Figura B.2 - Conexión de unidades de generación de energía 3 monofásicos con plena feed-in y
una potencia máxima conexión aparente ≤ 4,6 kVA por conductor de línea
49
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
B.3
*)
sistema de generación de energía con conexión comunicativa de los inversores monofásicos y con
protección integrada NS
RCD requerida en el sistema de TT o de acuerdo con, por ejemplo, DIN VDE 0100-410 (VDE 0100-410) y DIN VDE 0100-712 (VDE 0100
a 721), respectivamente.
Figura B.3 - Conexión de unidades de generación de energía 3 monofásicos en su totalidad feed-in y
con conexión comunicativa
50
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
B.4 potencia aparente conexión máximo de S Amax > 30 kVA
*)
RCD requerida en el sistema de TT o de acuerdo con, por ejemplo, DIN VDE 0100-410 (VDE 0100-410) y DIN VDE 0100-712 (VDE 0100
a 721), respectivamente.
NOTA Se requiere la coordinación con el operador de red con respecto a la ejecución panel de instrumentos para el sistema de tamaños con corrientes de funcionamiento> 6 A.
a) medición directa
b) medición media-indirecta
Figura B.4 - Conexión de 3 unidades de generación de energía trifásica con plena feed-in
51
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
B.5
Nueva unidad de generación de energía conectado en paralelo a un sistema existente
S Amax > 30 kVA
*)
RCD requerida en el sistema de TT o de acuerdo con, por ejemplo, DIN VDE 0100-410 (VDE 0100-410) y DIN VDE 0100-712 (VDE 0100
a 721), respectivamente.
Figura B.5 - Conexión de una unidad nueva generación de potencia conectadas en paralelo a una existente
sistema con plena de alimentación para una potencia máxima de conexión aparente S Amax > 30 kVA
52
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
B.6
*)
Conexión con columna metro
RCD requerida en el sistema de TT o de acuerdo con, por ejemplo, DIN VDE 0100-410 (VDE 0100-410) y DIN VDE 0100-712 (VDE 0100
a 721), respectivamente.
NOTA Se requiere la coordinación con el operador de red con respecto a la ejecución panel de instrumentos para el sistema de tamaños con corrientes de funcionamiento> 63 A.
a) medición directa
b) medición media-indirecta
Figura B.6 - Conexión de un sistema de generación de energía con columna de metros para un máximo
potencia aparente conexión S Amax> 30 kVA
53
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
B.7
Conexión para el exceso de alimentación en (consumo propio de acuerdo con EEG, § 33 EEG y
KWK-G, § 4 (3))
*)
RCD requerida en el sistema de TT o de acuerdo con, por ejemplo, DIN VDE 0100-410 (VDE 0100-410) y DIN VDE 0100-712 (VDE 0100
a 721), respectivamente.
Figura B.7 - Conexión de un sistema de generación de energía con un exceso de alimentación en (teniendo en cuenta
consumo propio de acuerdo con EEG, § 33 y KWK-G, § 4 (3))
54
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
B.8
*)
Conexión para el exceso de alimentación en> 30 kVA
RCD requerida en el sistema de TT o de acuerdo con, por ejemplo, DIN VDE 0100-410 (VDE 0100-410) y DIN VDE 0100-712 (VDE 0100
a 721), respectivamente.
NOTA Se requiere la coordinación con el operador de red con respecto a la ejecución panel de instrumentos para el sistema de tamaños con corrientes de funcionamiento> 63 A.
a) medición directa
b) medición media-indirecta
Figura B.8 - Conexión de un sistema de generación de energía con un exceso de alimentación para un máximo
el poder de conexión S Amax > 30 kVA
55
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
anexo C
(informativo)
Ejemplos de configuraciones de panel metros
panel de C.1 Meter para la conexión de un sistema de generación de energía con una potencia máxima conexión
aparente S Amax ≤ 30 kVA (completo feed-in)
*)
RCD requiere en el sistema de TT o de acuerdo con, por ejemplo, DIN VDE 0100-410 (VDE 0100-410), respectivamente.
**)
dispositivo de protección de sobreintensidad selectiva de acuerdo con TAB 2007, 7,4 requiere para la plena feed-en solamente.
panel de metros TAB - Figura C.1: sistema general y el sistema de generación de energía ≤ 30 kVA
NOTA 1 Para la protección NS (también véase 6.1): Para una potencia máxima de conexión aparente S Amax ≤ 30 kVA, la protección NS puede estar integrado en el control del
sistema de las unidades de generación de energía (protección NS integrado).
NOTA 2 Para el conmutador de interfaz (véase también 6.4.2):
Para los sistemas de generación de energía con inversores, el conmutador de interfaz puede ser proporcionada en el lado de la red del inversor. Un cortocircuito en el inversor no
afectará a la conmutación de interfaz en su función de ruptura.
56
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Panel C.2 Meter para la conexión de un sistema de generación de energía con una potencia máxima
conexión aparente S Amax > 30 kVA y con la protección central de NS
*)
RCD requiere en el sistema de TT o de acuerdo con la norma DIN VDE 0100-410 (VDE 0100-410), respectivamente.
**)
dispositivo de protección de sobreintensidad selectiva de acuerdo con TAB 2007, 7,4 requiere para la plena feed-en solamente.
***) El interruptor de bola también se puede insertar descentralizada a o en el sistema de generación de energía.
Figura C.2 - TAB medidor de gabinete: sistema general y el sistema de generación de energía> 30 kVA
NOTA 1 Para la protección NS (véase también 6.1):
NS La protección debe ser implementado como protección central de NS en el panel de instrumentos.
NOTA 2 Para el conmutador de interfaz (véase también 6.4.2):
Los dos dispositivos de ruptura del conmutador de interfaz son para ser instalado en el distribuidor del circuito del sistema de generación de energía adyacente al panel metros.
57
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
panel de C.3 Meter para la conexión de un sistema de generación de energía que incluye la medición del
transformador
*)
RCD requiere en el sistema de TT o de acuerdo con la norma DIN VDE 0100-410 (VDE 0100-410), respectivamente.
**)
El interruptor de bola también se puede insertar descentralizada a o en el sistema de generación de energía.
Figura C.3 - metro del panel para la conexión de un sistema de generación de energía que incluye
la medición del transformador
NOTA 1 Para la protección NS (véase también 6.1):
NS La protección debe ser implementado como protección central de NS en el panel de instrumentos.
NOTA 2 Para el conmutador de interfaz (véase también 6.4.2):
Los dos dispositivos de ruptura del conmutador de interfaz son para ser instalado en el distribuidor del circuito del sistema de generación de energía adyacente al panel metros.
58
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
panel de C.4 Meter (que también pueden estar dispuestos de forma descentralizada) para la conexión de un
sistema de generación de energía para consumo propio o exceso de alimentación en conformidad con
EEG, § 33 y KWK-G, § 4
C.4.1
*)
General
RCD requiere en el sistema de TT o de acuerdo con la norma DIN VDE 0100-410 (VDE 0100-410), respectivamente.
Figura C.4 - Panel Meter (que también puede estar dispuesto de forma descentralizada) para la
la conexión de un sistema de generación de energía para consumo propio o exceso feed-in
NOTA 1 Para la protección NS (véase también 6.1):
La protección NS puede estar integrado en el control del sistema de las unidades de generación de energía (protección NS integrado) para una potencia máxima de conexión
aparente S Amax ≤ 30 kVA.
NOTA 2 Para el conmutador de interfaz (véase también 6.4.2):
Para los sistemas de generación de energía con inversores, el conmutador de interfaz puede ser proporcionada en el lado de la red del inversor. Un cortocircuito en el inversor no
afectará a la conmutación de interfaz en su función de ruptura.
59
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
C.4.2
Representación esquemática
Figura C.5 - Principio de medición para la ejecución del EEG 2009, § 33 (2) o
KWK-G 2009, § 4 (3a)
C.4.3
Organización de un panel central metro
Figura C.6 y la Figura C.7 muestran variantes para la organización panel de medición y metros que son adecuados para la aplicación del EEG
2009, § 33 (2) o KWK-G 2009, § 4 (3a) teniendo en cuenta “Technische Anschlussbedingungen für den Anschluss una das
Niederspannungsnetz “(condiciones técnicas de conexión para las conexiones a la red de baja tensión (TAB 2007) [3]) para los paneles
convencionales metros (de tres puntos de fijación) y paneles del medidor con sujeción integrado y dispositivos de contacto (BKE-I) .
Figura C.6 - variante de conexión para un panel de metro convencional centro
con tres puntos de fijación
60
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Figura C.7 - variante de conexión para un panel de metros EHZ central con BKE-I
61
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
anexo D
(normativo)
detección de funcionamiento en isla
D.1
Islanding detección por medio de la prueba de circuito oscilante
circuito de prueba
El inversor es suministrada por una fuente de tensión adecuada. Para las unidades de generación de energía sin inversores, el suministro de energía está
asegurada por un mecanismo de accionamiento adecuado. Aguas abajo del inversor, resistencias, reactores y tors capacitivos son conmutados en paralelo
a la salida, que forman un circuito oscilante RLC y se puede ajustar en pasos muy pequeños a las potencias activas y reactivas generadas (Figura D.1).
Tanto la unidad de circuito y generación de energía de oscilación RLC se conecta a través de interruptores separados a la red o a un simulador de red
adecuada. Este circuito oscilante tendrá un factor de calidad Q de al menos 2. La entrada de potencia activa del circuito oscilante será igual a la potencia de
salida activa de la unidad de generación de energía o el inversor, respectivamente, dentro de ± 3%. Para el voltaje nominal, el factor de distorsión armónica
total de la corriente de reactor deberá ser inferior al 3%. Con eso, las relaciones siguientes se aplican a la configuración de la inductancia y la capacidad de:
2
2π
⋅QPCQP
⋅ = ⋅ ⋅ ⋅ = f UL
2π
⋅ Uf
2
(D.1)
Dónde T es la tensión de la red, F es la frecuencia de la red y PAGS es la potencia activa suministrada por la unidad de generación de energía.
Figura D.1 - Ejemplo con protección integrada NS en el inversor
Secuencia de prueba
La secuencia de la prueba es el siguiente:
1) Por medio de la fuente de tensión o, en el caso de las unidades de generación de energía sin inversores, un mecanismo de accionamiento adecuado, se define la
potencia de la unidad de generación de energía para ser probado.
2) La unidad de generación de alimentación está conectado a la red o el simulador de la red, respectivamente, mediante el cierre de S3 y S2. Con el
circuito oscilante no conectado (S1 abierto), la potencia activa ( PAGS) y la potencia reactiva ( Q) que fluye en la red desde la unidad de
generación de energía ahora se miden.
3) La unidad de generación de energía está separado de la red (S2 abierto).
4) El circuito oscilante se sintoniza como sigue:
a) La inductancia se ajusta correspondientemente, de modo que Q > 2.
b) La capacidad se ajusta correspondientemente, de modo que PAGS QC + PAGS QL = - PAGS Q, WR.
c) La resistencia se ajusta de modo que la potencia activa absorbida por todo el circuito oscilante es igual pags.
62
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
d) El circuito oscilante y la unidad de generación de energía están conectados con la red (S1, S2 y S3 cerrados) y, después de esto, la unidad
de generación de energía se pone en funcionamiento. NOTA
El propósito de la sintonización es minimizar el componente fundamental de la corriente sobre S3 medida de lo posible. A través de puesta a
punto del circuito oscilante (paso 6)), las condiciones más desfavorables se establecerán con respecto a un posible efecto isla.
5)
Con el fin de iniciar la prueba, S3 se abre y se mide el tiempo hasta la desconexión de la unidad de generación de energía.
6) Después de cada prueba con éxito, un parámetro (L o C) se cambia por aprox. 1% dentro de un intervalo total de
± 5% y la prueba se repite. La secuencia del ensayo completo se lleva a cabo a P = 25%, 50% y 100% de la potencia nominal, respectivamente.
La prueba completa se considerará que se ha superado si los tiempos de desconexión de cada prueba individual son más cortas que 5 segundos.
El ensayo se llevó a cabo a la frecuencia nominal ± 0,1 Hz y la tensión nominal ± 3%. Para el propósito de la prueba de un dispositivo de desconexión de tres
fases, un circuito de prueba está conectada sucesivamente a uno de los conductores de línea como se muestra en la Figura D.1. Cada vez, los dos
conductores de línea restantes están conectados directamente a la red. Las desconexiones se producirán respectivamente dentro de los 5 segundos después
de abrir el interruptor S.
D.2
Islanding detección por control de la tensión trifásica
Si al menos una tensión conductor de la línea cae por debajo de los valores límite de 80% o superior a 115%, la desconexión automática se ajustará
dentro de 0,2 segundos. Aquí, también, los requisitos en materia de seguridad funcional indicada en A.6 de esta guía de aplicación VDE serán
saciados.
Para el propósito de verificar la supervisión de la tensión, la unidad de generación de energía deberá ser operado a través de una fuente de
tensión alterna de amplitud variable a la tensión nominal y con poder elegido arbitrariamente. El tiempo de desconexión se mantiene a pasos de
voltaje de prueba de 100% T norte a 118% T norte y de 100% T norte
a 77% T norte. Este ensayo se llevó a cabo para todas las combinaciones de conductores de línea.
NOTA La monitorización de la tensión trifásica es permisible, incluso para la integración estructural de varias unidades de generación de energía monofásica de
alimentación en diferentes conductores de la línea de forma válida, siempre y cuando las corrientes de estas unidades de generación de energía están regulados
independientes entre sí de manera que las relaciones de fase arbitraria puede desarrollar.
63
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
anexo E
(informativo)
Ejemplos para la evaluación de conexión de los sistemas de generación de energía
E.1
Conexión de un sistema fotovoltaico 20 kW
Los datos del sistema de generación de energía
Figura E.1 - unidad de generación de energía (croquis de la configuración y las conexiones)
Estrategia (principio, la estrategia inversor):
-
1 inversor central conectado a la red de baja tensión a través de una columna de puerto metros;
-
inversor con protección integrada NS.
sistema de generación de potencia (se tomaron datos de la hoja de datos)
la red lado de baja tensión del sistema de generación de energía longitud total del
cable:
50 m
Tipo, sección transversal del cable: NAYY-J 4 ⋅ 35 mm 2
datos de red
Figura E.2 - Red (croquis)
potencia de cortocircuito de la red aguas arriba:
S K, MS = 100 MVA
Local transformador de la red:
S r Tr = 400 kVA
u k = 4%
Cable NAYY-J 4 × 95:
R '= 0,32 Ω / km
X '= 0082 Ω / km
Al línea aérea de 70:
R '= 0436 Ω / km
X '= 0309 Ω / km
64
PAGS Cu = 4,6 kW
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Cálculo de la potencia de la red de corto circuito de S kV en el punto de conexión de red
-
Las impedancias de la red de 20 kV S kvn = 100 MVA R / X = 0,5
400 V 400V
= × = = 6 1 MVA 100
, m Ω
N
SUZ
kvn 2
(E.1)
con R / X = 0,5
NN
-
ZR
2
72 0, 3
m
=⋅=Ω==
RX
NN 43, 1 2 m Ω
(E.2)
Impedancias del transformador de red local S r Tr = 400 kVA, u k = 4%
MVA
10
= =
SSkT
u KR
TSUZ
kT 2
= = 16m Ω
(E.3)
La resistencia del transformador de red local se puede calcular a partir de las pérdidas de cortocircuito del transformador de la red local.
-
las pérdidas de cortocircuito PAGS Cu = 4,6 kW
3
⋅ ⋅ =2 2⋅ ⋅r 3
=
T 2 r Cu
⋅
3
r2T
IPS
=⋅=
Cu 2
T 2 TT
RUSRIP
T
(E.4)
, 6 4m Ω
2
RZX
=-=
,3 15m Ω
-
Impedancias del cable, longitud:
200 m
-
Reactancia por unidad de longitud del cable:
0082 Ω / km
-
Carga de resistencia por unidad de longitud del cable:
0,32 Ω / km
X L = 16,4 m Ω R L = 64 m Ω
-
Impedancias de la línea aérea de, longitud:
300 m
-
Reactancia por unidad de longitud de la línea aérea:
0309 Ω / km
-
Carga de resistencia por unidad de longitud de la línea aérea: 0436 Ω / km
X L = 92,7 m Ω R L = 130,8 m Ω
(E.5)
(E.6)
(E.7)
Las impedancias pertinentes para la conexión del resultado del sistema de la suma de los siguientes valores individuales
X kV = 125,8 m Ω R kV = 200,1 m Ω Z kV = 236,4 m Ω
(E.8)
y la potencia de cortocircuito
NOSOTROS
⋅
676
, kVA 8
= ZkV kV 2
(E.9)
sesenta y cinco
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Especificaciones del operador de red con respecto a la conexión de red
Con el fin de garantizar una óptima carga de la red, se requiere que todos los nuevos sistemas de generación de energía para participar en la estabilidad de la tensión estática.
estabilidad de la tensión estática se garantizará con la curva característica estándar cos φ ( PAGS) dada en 5.7.5. Con este fin, el sistema de generación de
energía deberá permitir a ser operado así, que el factor de desplazamiento se puede ajustar en el rango de:
0,9 bajo-excitado ≤ cos φ ≤ 1
(E.10)
En el alimentador de salida, una instalación fotovoltaica de 10 kW ( cos φ = 1) ya está disponible. En las otras líneas de salida del transformador de red local,
una potencia total de alimentación en el de 35 kW ( cos φ = 1) está conectado.
La comprobación del cambio de voltaje permisible especificada en el apartado 5.3
Dado que el sistema fotovoltaico se hace funcionar con una curva característica cos φ ( PAGS), un factor de desplazamiento de
cos φ = 0,90 bajo-excitado se supondrá para la potencia aparente máxima del sistema de generación de energía.
Un factor de desplazamiento cos φ = 1 resultados en un cambio de voltaje en el PCC de la instalación fotovoltaica de:
U Amax una
(RSkV
φ
cos
T
X kV
2
φ )
pecado
=Ω⋅=⋅-⋅⋅=Δ
( m 1 ,200 kW 201 )
(
400V )
2
*
(E.11)
2, 5 %
La potencia máxima aparente del sistema de generación de energía se obtiene cuando se utiliza un factor de desplazamiento
cos φ = 0,90 bajo-excitado.
Según la ecuación (A.1), bajo-excitado operación produce un cambio de voltaje en el PCC de la instalación fotovoltaica de:
U Amax una
(RSkV
cos
T
φ
X kV
φ
pecado
)
,
(
Ω-⋅Ω⋅=⋅-⋅⋅=Δ
2
m 8 ,125 9 0 m 1 ,200 kVA 2 22 , 44 0)
,
(
400V )
2
= ⋅ 1, 73
%
(E.12)
Al tomar en consideración los sistemas de generación de potencia ya existentes y el sistema fotovoltaico planeado, superposición de los
cambios de tensión de los resultados de sistemas en un cambio de voltaje como se muestra en la Tabla E.1.
Tabla E.1 - cambio de voltaje en el PCC individuales
cambio de tensión en%
transformador de VP EN
PV VP antiguo
PV VP nuevo
EA 35 kW ( cos φ = 1)
0,12
0,12
0,12
PV antiguo ( cos φ = 1)
0,03
0,43
0,43
-0,04
0,66
1,73
0,11
1,21
2,28
PV nueva ( 0,90 bajo-excitado)
Suma
Esto nos lleva a un aumento de tensión de como máximo 2,28%.
Se ha de ser comprobado, si la curva característica estándar predefinido cos φ ( PAGS) puede ser utilizado sin modificaciones. Para este fin, la elevación
máxima de tensión del sistema de generación de potencia se establece como el límite y la máxima potencia de alimentación en, PAGS Amax, que es
posible para el cálculo de este valor límite para los respectivos factores de desplazamiento cos φ = 1, cos φ = 0,9 sobreexcitado y cos φ = 0,9 bajo-excitado.
66
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
PAGS
Amax
=
Δ ⋅una
u⋅ U
cos φ
(R kV
cos
φ
2
Ω⋅=⋅-⋅
pecado
φ )
X kV
2
400 (3 017 0 V )
=
13 m 1 200
,
,
,
(E.13)
kW 8
Esto lleva a los siguientes puntos de la curva característica:
Tabla E.2 - cambio de voltaje en el PCC individuales
(Con la característica cos φ ( PAGS))
cambio de voltaje suma (sólo para PV nuevo) en%
cos φ
(Sistema de PV solamente)
transformador
PV VP antiguo
PV VP nuevo
PAGS Amax / kW
de VP EN
0,90 bajo-excitado
0,11 ( - 0,04)
1,21 (0,66)
2,28 (1,73)
20
0,95 bajo-excitado
0,15 (0,00)
1,19 (0,64)
2,28 (1,73)
17,4
0,20 (0,05)
1,15 (0,60)
2,28 (1,73)
13,8
1
La curva característica resultante es en el lado seguro, en comparación con la curva característica estándar predefinido, lo que significa que la
curva característica estándar conduce a un aumento de tensión más pequeña. Por lo tanto, la curva característica estándar predefinido se
puede utilizar.
La verificación de la calificación de los equipos eléctricos de acuerdo con 5.2
carga de corriente constante
Los resultados de potencia aparente máximos de la potencia activa máxima y el factor de desplazamiento predefinido cos φ:
PD
Emax
Amax
cos
φ
==
,
22= 9 0 kW
, 20
kVA 2
(E.14)
La alimentación en corriente máxima resultante a la tensión nominal de la red de 400 V es:
SI
Amax
(
, kVA 2
22 V 400 3 Amax
)
=⋅=
(
, A
1 32 =V ⋅400 3
)
(E.15)
El máximo alimentados en corrientes son muy por debajo de la capacidad de carga de corriente constante permitido del equipo eléctrico.
Corriente de cortocircuito
El nuevo sistema fotovoltaico suministra una corriente de cortocircuito correspondiente a la corriente nominal de
yok,''PV
= 32 A.
El sistema fotovoltaico eleva la corriente de cortocircuito en el PCC de 977 A a 1 009 A. La corriente de cortocircuito nominal de la línea
aérea de Al 70 es 3,8 kA.
Por lo tanto, la potencia de cortocircuito de la instalación eléctrica es suficiente.
La verificación de la reacción del sistema “cambio de tensión rápida”
La potencia aparente nominal del inversor se da como 22,5 kVA. El valor de k IMAX es 1,2.
67
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
,
=⋅=Δ
kurE IMAXSS
una
⋅
22 2 1,
,
kV
kVA 5
4 kVA 8 =676 %
(E.16)
El cambio de tensión rápida de 4% se encuentra fuera del rango permitido. Por lo tanto, se requiere una consideración más exacta:
(E.17)
cos ( Ψ ⋅ + φ )
⋅=Δ
kurE IMAXSS
una
kV
Dónde:
Ψ es el ángulo de impedancia de la red
φ
arctan
kV
• ••• • = Ψ
;
•••
RX
kV
es el factor de desplazamiento del sistema de generación de energía (en este caso: cos φ = 0,9 bajo-excitado).
⋅=Δ
kurE IMAXSS
una
cos
(Ψ ⋅ + φ )
=,
⋅
22 2 1,
kV
kVA 5
,
cos (
°1,⋅ 2 8 25
+ 2 32 ,kVA)°8=676 ,
%
(E.18)
Con 2,1%, el cambio rápido de voltaje está dentro de la gama permisible.
Compruebe de la reacción de la red “parpadeo largo plazo”
Los valores límite de la norma DIN EN 61000-3-11 (VDE 0838-11) se cumplen.
La comprobación de los “armónicos e interrelaciones armónicas” de la red de reacción
Los valores límite indicados en la Tabla 2 o la Tabla 3 de la norma DIN EN 61000-3-12 (VDE 0838-12) se adhirieron a.
La comprobación de la reacción en audio-frecuencia de control de onda centralizado
de control centralizado centralizado no está activa en la red en cuestión.
la toma de conexión
Conexión de la instalación fotovoltaica 20 kW a la red de baja tensión puede ser aprobado de, si el sistema de generación de energía alimenta con un
factor de desplazamiento correspondiente a la característica estándar cos φ ( PAGS).
68
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
E.2
Control de potencia reactiva de un calor llevó CHP
Figura E.3 - Control de potencia reactiva de un calor llevó CHP
aumento de la tensión causada por la cogeneración en cos φ = 1:
3,65%
aumento de la tensión causada por la cogeneración en cos φ = 0,9 bajo-excitado:
2,83%
extracción de potencia activa y feed-in
desviación de tensión en el punto de conexión para
cos φ = 1 sin carga consumidor
Figura E.4 - Curva característica cos φ ( PAGS)
del CHP
Figura E.5 - característica resultante
curva Q (P)
69
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Figura E.6 - Curva característica cos φ ( PAGS)
del CHP
Figura E.8 - desviación de tensión en el
punto de conexión
Figura E.7 - característica resultante
curva Q (P)
Figura E.9 - actual parámetro Pérdida
cuadrado
Aumento de las pérdidas en la línea de cos φ = 0,9 bajo-excitado:
10,9%
Aumento de las pérdidas en la línea de la curva característica cos φ ( PAGS):
4,7%
70
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
anexo F
(normativo)
Formas (obligatorio)
F.1
protocolo inicial de puesta en marcha de sistemas de generación de energía inicial del protocolo
de puesta en marcha - sistemas de generación de energía, baja tensión
(A ser completado por los s istema montador) Dirección del
Sistema
montador del sistema
(Electric Company)
Nombre, apellido calle,
_____________________________________________
número de código postal,
_____________________________________________
ciudad
_____________________________________________
Company, lugar de teléfono,
_____________________________________________
dirección de correo
_____________________________________________
sistema de generación de energía Máx.
poder aparente S Amax
_________ kVA Max. poder activo PAGS Amax
_______ kW
Para los sistemas fotovoltaicos: Módulo de energía / potencia del generador PAGS Agen ( relevante para la remuneración feed-in)
______ kWp
Para la puesta en marcha inicial completado y el presente?
¿La hoja de datos completada F.2 se corresponde con la configuración del sistema? Medición para fines de facturación: Haga que las
pruebas requeridas ha llevado a cabo antes y durante la primera puesta en marcha?
Es el certificado de conformidad para las unidades de generación de energía disponible? Es el certificado de
conformidad para la protección NS disponibles? Valor de ajuste de la protección central de NS para la protección
contra aumento en voltaje U>
_______ T norte
Valor de ajuste de la protección NS integrado para la protección contra aumento en voltaje U>
_______ T norte
Si la protección central de NS está disponible: Prueba de disparo “central NS protección - interruptor de interfaz” superado con éxito?
Equipo técnico para la reducción de los datos de disponibilidad potencia de inyección una ble y operati onal? ¿La
confirmación de la conexión requiere un supresor de frecuencia de audio?
si
Incorporado
protocolo de prueba disponibles
No
Si el sistema de generación de energía se considera que es una instalación operativa eléctrica bloqueada en el sentido de la normativa DIN VDE
actualmente vigentes y la regulación de prevención de accidentes BGV A3, a continuación, laicos deberán entrar en la instalación operativo en cuestión
sólo en compañía de técnicos en electricidad o eléctricamente personal instruido.
El sistema de generación de energía se ha erigido de acuerdo con las condiciones de los “sistemas de generación de energía conectados
a la red de baja tensión” VDE guía de aplicación y de las condiciones técnicas de conexión de operador de red. En el contexto de la
entrega de sistema, el montador ha dado instrucciones al operador del sistema y ha declarado el sistema de generación de energía para
ser operativo de conformidad con BGV A3 § 3 y § 5 o RRC 1201 lista para operar.
Primera puesta en marcha del sistema de generación de energía se llevó a cabo en: _______________________________
_________________________ Lugar, fecha
_________________________ operador del
Sistema
_________________________ montador
Sistema
71
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
F.2
hoja de datos para sistemas de generación de energía
Ficha tecnica - sistemas de generación de energía conectadas a la red de baja tensión
(Debe ser completado por el propietario de la conexión; un dato s heet para cada unidad de generación de energía) Sistema de dirección
tipo de energía
CHP funciona con:
Nombre, apellido calle,
____________________________________________
número de código postal,
____________________________________________ _____________ _______________
ciudad
_ _______________
Solar
Viento
Hydro
otro __________
El biogás
Gas natural
Petróleo
otro __________
el modo de funcionamiento monovalente
sistema de generación de
Max. poder activo PAGS Amax _________ kW Max. poder aparente S Amax ____ kVA
energía
feed-in Red
Modo de operación
1-fase
2-fase
3 fases
Corriente
trifásica
pretende modo de isla?
si
No
Motor de arranque alimentado por objeto?
si
No
Alimentación a en la red del operador de red destinados (exceso feed-in)?
si
No
Alimentación a de la cantidad total de energía en la red del operador de
si
No
red (completo feed-in)?
compensación de potencia
No disponible
reactiva del sistema
Numero de pasos _________________
cliente
Disponible con _______________ kVAr
La potencia reactiva por paso _______ kVAr
desafinación grado o frecuencia de resonancia __ _ _______________________________
______________________ Fabricante Tipo __________________________
Max. poder activo PAGS Emax _________ kW Max. poder aparente S Emax ____ kVA Tensión nominal (AC) T n
unidades de generación de
energía *
_________
V
Corriente nominal (AC) yo r ___________ UNA
corriente de cortocircuito _____________ kA Corriente de arranque yo una ______________ UNA
Número de forma idéntica unidades construidas
Inversor
Inverter (s)
Armonía
dem propia y _______________ kVA
generador asíncrono
De conmutación forzada; frecuencia de pulso: ________ kHz
generador síncrono
Conmutados; número de
impulsos: ___________
Las corrientes en conformidad con DIN EN 61000-3-2 (VDE
0838-2) o DIN EN 61000-3-12 (VDE 0838 a 12), respectivamente
observaciones
________________________________________________________________
NOTA *: Para los sistemas fotovoltaicos, se facilitará información de los inversores.
72
De acuerdo con el anexo
adjunto
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
F.3
Requisitos para el informe de la prueba para las unidades de generación de energía
Nº JJJJ - nnnn ( número consecutivo )
Extracto del informe de la prueba para el certificado de la unidad
"Determinación de las propiedades eléctricas" Tipo de
____________________________________ Datos del fabricante
sistema:
Fabricante del sistema: ____________________________________
Tipo de sistema:
____________________
(CHP, PV-WT, ...)
____________________________________ ____________________________________
____________________________________ Tensión nominal:
potencia activa (potencia nominal en condiciones de referencia): _____ kW
_____ V
periodo de medición: de XXXX-XXXX a XXXX-XXXX
Poder activo
kW
PAGS Emax
referencia de potencia reactiva de la potencia
10
activa PÁGINAS n [%]
20
30
40
50
60
70
80
90
100
90
100
máx. posible cos φ subexcitada
máx. posible cos φ sobreexcitado
Cumplimiento de desplazamiento requerida f una ctor cos φ
Defecto en el control del sistema
0900 ov 0920 ov 0940 ov 0960 ov 0980 ov 1000 0980 Naciones Unidas 0960 Naciones Unidas 0940 Naciones Unidas 0920 Naciones Unidas 0900 Naciones Unidas
valor medido en los terminales PGU
función de transferencia de potencia reactiva - Sta norte dard- cos φ- ( PAGS)- ch una racteris Potencia activa tic PÁGINAS
10
n [%]
20
30
40
50
60
70
80
50 °
70 °
85 °
cos φ
Ajustarse a Standard- cos φ- ( PAGS)- acciones de conmutación
característicos
Haciendo operación sin defecto (de portador de energía primaria)
k yo
Peor de los casos en el interruptor más de las secciones del generador
k yo
Haciendo la operación en condiciones de referencia (de portador de energía primaria)
k yo
Rompiendo el funcionamiento a potencia nominal
k yo
valor peor de los casos de todas las operaciones de conmutación
k IMAX
Ángulo de impedancia de la red ψ k:
Parpadeo
30 °
Coeficiente de parpadeo sistema C ψ:
Armónicos de potencia activa PÁGINAS
n [%]
número armónico
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
1 [%]
1 [%]
1 [%]
1 [%]
YO [%]
YO [%]
1 [%]
1 [%]
1 [%]
YO [%]
YO [%]
23
45
...
40
Sub-armónicos de potencia activa PÁGINAS
n [%]
Frecuencia [Hz]
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
YO [%]
YO [%]
YO [%]
YO [%]
YO [%]
YO [%]
YO [%]
YO [%]
YO [%]
YO [%]
YO [%]
75
125
175
225
...
1975 Las
frecuencias más altas de potencia
activa PÁGINAS n [%]
Frecuencia [kHz]
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
YO [%]
YO [%]
YO [%]
YO [%]
YO [%]
YO [%]
YO [%]
YO [%]
YO [%]
YO [%]
YO [%]
2,1
2,3
2,5
2,7
...
8,9
73
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
F.4
Requisitos para el informe de la prueba para la protección NS
Nr. JJJJ - nnnn ( número consecutivo )
Extracto del informe de la prueba para la protección NS
"Determinación de las propiedades eléctricas"
protección NS NS como protección centro
Tipo de protección NS: ____________________________________ Versión de software de datos de otro fabricante:
__________________________________
__________________________________
Fabricante:
__________________________________
__________________________________
__________________________________
periodo de medición: de JJJJ-MM-TT a JJJJ-MM-TT
función de protección
valor de disparo Valor de ajuste
protección NS tiempo de disparo una
Caída de tensión de protección T <
0,8 * T norte
*
T norte
Sra
Aumentando en la sobretensión T >
1,1 * T norte
*
T norte
Sra
1,15 * T norte
*
T norte
Sra
Aumentando en la sobretensión T >>
Frecuencia protección disminución f <
47,5 Hz
hz
Sra
aumento de la frecuencia de protección F >
51,5 Hz
hz
Sra
a El tiempo de disparo comprende el período anterior límite de violación U / f hasta tropezar señal al conmutador de interfaz. Durante la planificación del sistema de generación de energía el momento adecuado
de interruptor de interfaz se añade al valor más alto de tiempo determinado anteriormente. El tiempo de descanso (suma de tiempo de disparo de protección NS más el tiempo apropiado del interruptor de
interfaz) no será superior a 200 ms.
protección NS NS como protección integrada
Tipo de protección NS: ________________________________ Versión de software de datos de otro fabricante:
__________________________________
__________________________________
Fabricante:
________________
Asignado al tipo de PGU
interruptor de interfaz integrada
__________________________________
__________________________________
__________________________________
Tipo de equipo de conmutación 1
________________
Tipo de equipo de conmutación 2
________________
periodo de medición: de JJJJ-MM-TT a JJJJ-MM-TT
función de protección
valor de disparo Valor de ajuste
Descanso
Caída de tensión de protección T <
0,8 * T norte
*
T norte
Sra
Aumentando en la sobretensión T >
1,1 * T norte
*
T norte
Sra
1,15 * T norte
*
T norte
Sra
Aumentando en la sobretensión T >>
Frecuencia protección disminución f <
47,5 Hz
hz
Sra
Frecuencia protección disminución F >
51,5 Hz
hz
Sra
el tiempo adecuado de interruptor de interfaz
Sra
El tiempo de descanso (suma de tiempo de disparo de protección NS más el tiempo apropiado del interruptor de interfaz) no será superior a 200 ms. La verificación de la
cadena completa funcional "protección NS - interruptor Interface" tiene rendimiento a la desconexión previsto.
74
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
anexo G
(informativo)
Formas (opcional)
G.1
Solicitud
Solicitud de sistemas de generación de energía conectados a la red de baja tensión
(Debe ser completado por el conn propietario reflexión) Sistema de
dirección
Nombre, apellido calle, número de
________________________________________
código postal, ciudad de teléfono,
________________________________________
dirección de correo
________________________________________
________________________________________
propietario de la conexión
(propietario)
Nombre, apellido calle, número de
________________________________________
código postal, ciudad de teléfono,
________________________________________
dirección de correo
________________________________________
________________________________________
operador del sistema
Nombre, apellido calle, número de
________________________________________
código postal, ciudad de teléfono,
________________________________________
dirección de correo
________________________________________
________________________________________
montador del sistema
(Electric Company)
Tipo de sistema
Empresa, número de
________________________________________
registro de la ciudad
_________________________ _ ______________
nueva erección
Extensión
Desmantelamiento
formulario de solicitud “Solicitud de conexión de red” encerrado
plan de diseño adjuntas que muestran la designación y los límites de la propiedad, así como el lugar de instalación del
sistema de generación de energía
Hoja de datos del sistema de generación de energía cerrado (véase el formulario F.2) Certificado de conformidad de
la unidad de generación de energía suministrada (véase formar G.2) Certificado de conformidad de la protección NS
cerrado (véase el formulario G.3) Diagrama de cableado general ( sola representación polar) cerrado, a partir de la
conexión de red (incl. el arreglo de medición y dispositivos de protección) fecha prevista para la primera puesta en
marcha
___________
________________________________________ Fecha Lugar
_________________________________________ Firma del
propietario de la conexión
75
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
G.2
Certificado de conformidad para las unidades de generación de energía certificado de
conformidad unidad de generación de energía
No: AAAA - nnnn ( sin consecutiva.) firmado
Nº 1
Fabricante
Tipo de unidad de generación de energía
los valores de evaluación
regla de conexión a la red
Max. poder activo PAGS Emax
___________ kW
Max. poder aparente S Emax
___________ kVA
tensión nominal
___________ V
VDE-AR-N 4105
“Los sistemas de generación de energía conectadas a la red de
baja tensión”
requisitos mínimos técnicas para la conexión y funcionamiento en
paralelo de sistemas de generación de energía conectados a la red de
baja tensión
La unidad de generación de energía antes mencionado cumple los requisitos de VDE-AR-N 4105.
____________________________________________________________________________________ El certificado de conformidad incluye
los siguientes datos:
-
datos técnicos de la unidad de generación de energía, equipos auxiliares utilizados y versión de software utilizados;
-
esquemática de configuración de la unidad de generación de energía;
-
resumen detalles sobre las propiedades de la unidad de generación de energía de (modo de acción).
____________________________________________________________________________________ Lugar, fecha (DD.MM.AAAA)
Fabricante
____________________________________________________________________________________
Este certificado de conformidad no se utilizará en algunas partes. fabricante del sistema, logotipo de la
empresa, dirección, dirección de correo electrónico
76
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
G.3
Certificado de conformidad de la red y el sistema de protección de certificado de
conformidad de la protección NS
No: AAAA - nnnn ( sin consecutiva.) firmado
Nº 1
Fabricante
Tipo de protección NS NS central
de protección Protección
integrada NS
regla de conexión a la red
Asignados a la unidad de generación de energía de tipo
VDE-AR-N 4105
“Los sistemas de generación de energía en la red de baja tensión”
requisitos mínimos técnicas para la conexión y el funcionamiento en paralelo de
sistemas de generación de potencia conectado a la red de baja tensión
La protección de la red y el sistema mencionado anteriormente cumple los requisitos de VDE-AR-N 4105.
___________________________________________________________________________________ El certificado de conformidad incluye
los siguientes datos:
-
los valores de ajuste y los tiempos de desconexión de las funciones de protección descritos en 5.5;
-
para la protección integral de NS de la cadena operativa funcional “protección NS - conmutador de interfaz”, así como los datos técnicos de los
dispositivos para romper el interruptor de interfaz;
-
la versión del software utilizado para la protección NS;
-
la comprobación de la auto-monitoreo de conformidad con el Anexo A “A 5.1, Requisitos generales, la tolerancia de una sola falla.”
Lugar, fecha (DD.MM.AAAA)
Fabricante
___________________________________________________________________________________ Este certificado de conformidad no se utilizará en
algunas partes. Los dispositivos de protección fabricante: logotipo de la empresa, dirección, dirección de correo
77
VDE-AR-N 4105: 2011 (E)
Bibliografía
[1] Eigenerzeugungsanlagen soy Niederspannungsnetz (Richtlinie für Anschluss und von Parallelbetrieb
Eigenerzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz), 4 º edición de 2011 con suplementos de VDN (a partir de sep- tiembre de 2005), VDEW / VDN
[2] Erzeugungsanlagen soy Mittelspannungsnetz (Richtlinie für Anschluss und von Parallelbetrieb Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz), edición de junio de 2008 con suplementos BDEW (a partir de 15 º ro de fe- 2011), VDN / BDEW
[3] TAB 2007, Technische Anschlussbedingungen für den Anschluss an das Niederspannungsnetz,
Julio de 2007, Verband der Netzbetreiber VDN correo. V. beim VDEW [4] Technische Regeln zur Beurteilung von Netzrückwirkungen, 2 Dakota del Norte edición
de 2007, Verband der Netzbetreiber
VDN correo. V. VDEW beim
[5] Tonfrequenz-Rundsteuerung - Empfehlung zur Vermeidung unzulässiger Rückwirkungen, 3 rd edición
1997, VDEW
[6] Gesetz zur Neuregelung des rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich und zur Änderung
damit zusammenhängender Vorschriften (Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG 2009). Erneuerbare- Energien-Gesetz de 25 º Octubre
de 2008 (BGBl. I p. 2074), modificado por la Ley de 11 º Agosto de 2010 (BGBl. I, pág. 1170)
[7] Gesetz für die Erhaltung, morir Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung (Kraft-WärmeKopplungsgesetz, KWK-G). Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz de 19 º Marzo de 2002 (BGBl. I p. 1092), modificado por el artículo 5 de la Ley
de 21 S t Agosto de 2009 (BGBl. I, pág. 2870) [8] MeteringCode, edición de mayo de 2008, BDEW
[9] Ergänzung zur TAB 2007 (Aplicación de EEG 2009, § 33, Art. 2 y KWK-G 2009, § 4, Art. 3a a
1 S t Enero de 2009: Auswirkungen auf und Zählerplatz Messung), octubre de 2009, BDEW
- Fin de la traducción Inglés -
78