Incluso después de que hayan expirado los períodos de transición para la certificación de las plantas de generación de energía según las directrices de conexión del código de red alemán VDE (Comité de Ingenieros Alemanes), siguen existiendo muchas dudas en cuanto a la correcta instalación de los sistemas de registro de fallos requeridos. A. Eberle cumple plenamente con las VDE-AR-N 4110 & 4120 – incluido el Anexo F. En este anexo marcamos la diferencia, siendo uno de los pocos proveedores que cumplen todos los requisitos clave como IEC 61000-4-30 (Clase A, Ed. 3), frecuencias de muestreo de hasta 20 kHz, calibración correspondiente (DAkkS, etc.) y transferencia de datos sin interrupciones.
El Anexo F define los requisitos para los sistemas de registro de perturbaciones, entre ellos:
- Obligación de integrar registradores de eventos y perturbaciones para la estabilidad y el análisis de la red
- Medición de la calidad de tensión conforme a IEC 61000-4-30 (Clase A)
- Altas frecuencias de muestreo para detectar transitorios y supraharmónicos
- Sincronización temporal y de eventos (por ejemplo, mediante GPS)
- Suministro de datos estandarizados y continuos a los operadores de red
- Calibración trazable conforme a normas nacionales (p. ej. DAkkS)
Su beneficio: Nuestra guía y soluciones le ayudan a tener en cuenta los requisitos desde el inicio, seleccionar los componentes adecuados y evitar retrasos o costes adicionales durante la certificación, garantizando conformidad y fiabilidad a largo plazo.
¿Tiene preguntas o proyectos pendientes relacionados con la implementación de la VDE-AR-N 4110 & 4120 (incluido el Anexo F)? Entonces no dude en escribirnos directamente a través de nuestra página de contacto.
VDE-AR-N 4110 & 4120 incl. Apéndice F – Es necesaria una prueba con tecnología de medición de alta precisión
Los errores de planificación en la construcción de unidades de generación a gran escala suelen provocar un aumento de los costes y un retraso en la certificación. Hay que reconocer que esto también se debe a un tema muy complejo. Según el capítulo 6.4 de la norma VDE-AR-N 4110, el registro de averías y la supervisión de la calidad de la energía se recomiendan para las estaciones de transferencia en casos justificados. Para los sistemas en el procedimiento de verificación individual, el requisito se formula con más detalle. En ese caso, debe instalarse un registrador para «poder comprobar continuamente los requisitos para el apoyo dinámico de la red en funcionamiento en directo, si el cumplimiento de los requisitos para el apoyo dinámico de la red no se ha podido demostrar ya mediante mediciones durante la puesta en servicio» [extracto normalizado de VDE-AR-N 4110]. Esta prueba de medición debe realizarse, por supuesto, utilizando una tecnología de medición adecuada y de alta precisión, probada de acuerdo con la norma.
El procedimiento de verificación individual requerido para algunos sistemas con la instalación de un registrador de fallos para la supervisión del cumplimiento, que debe llevar a cabo un organismo de certificación acreditado, exige un alto grado de coordinación entre todos los agentes implicados. En primer lugar, debe seleccionarse la tecnología de medición adecuada, que cumpla todos los requisitos, para el procedimiento de verificación. Además, se requieren los conocimientos necesarios para la correcta instalación de la tecnología de medición. Además, deben tenerse en cuenta determinados requisitos para los transductores utilizados, así como la verificación necesaria para garantizar las precisiones requeridas (calibraciones DAKKS) de las tecnologías utilizadas. En cuanto al control de conformidad posterior, debe garantizarse un intercambio de datos semestral que sea fácil de aplicar.
Esta guía ofrece una visión práctica de los componentes más importantes para garantizar y facilitar una cadena de medición fiable.
Requisitos de los registradores de averías
Según el anexo F de la directriz de conexión, el registrador de averías requiere una certificación conforme a la clase A de la norma IEC 61000-4-30 (Ed. 3) para garantizar la seguridad y precisión de la medición. El anexo F exige que la frecuencia de muestreo de los registradores sea de al menos 1 kHz. Sin embargo, para la evaluación de los supraarmónicos de tensión y corriente en el intervalo de bandas de frecuencia de 2-9 kHz, que se subdividen en bandas de 200 Hz según la norma DIN EN 61000-4-7, es indispensable prever frecuencias de muestreo más elevadas para la medición. Por lo tanto, para poder realizar la medición requerida según FGW TR 3, se necesita una frecuencia de muestreo mínima de 20 kHz.
Para garantizar un registro de datos coherente incluso en caso de avería y corte de corriente y para documentar la reacción de EZA incluso en caso de corte de corriente, se recomienda en cualquier caso un sistema SAI para el aparato de medición y los componentes adicionales, como la infraestructura de comunicación (conmutadores, pasarelas, servidores). Por supuesto, no debe haber pérdida de parámetros y datos en el dispositivo de medición de la calidad de la energía utilizado, incluso en un estado sin alimentación. Esto debe estar garantizado por el dispositivo de medición y la configuración. Sobre todo en caso de avería se necesitan datos fiables.
En este contexto, la sincronización temporal desempeña un papel importante. Por lo tanto, es necesaria una sincronización externa, por ejemplo mediante GPS, que garantice una precisión máxima en el sistema global de hasta 25 µs. La precisión de toda la cadena de medición es de gran importancia en el proceso de detección.
Sin embargo, la precisión del resultado de la medición no sólo consiste en un dispositivo de medición de alta precisión con una desviación máxima del 0,1% y la verificación correspondiente, sino que el error total de la cadena de medición completa se ve influido significativamente por los transductores utilizados.
Así, por ejemplo, los transformadores utilizados también deben ser capaces de transmitir supraarmónicos sin error. En el rango de media y alta tensión, ya existe en el mercado una amplia variedad de transformadores que también pueden transmitir frecuencias en el rango de 2-9 kHz con desviaciones <0,1%. Especialmente en los sistemas DCA con alimentación controlada por el enlace de CC, las frecuencias de reloj dominantes suelen ser responsables de efectos de realimentación como el aumento de la generación de ruido, como puede verse en la figura 2.
Para ello, es necesario que el registrador de fallos admita una amplia variedad de tecnologías de transductores con respecto a las señales de entrada. Por ejemplo, los transductores que pueden captar la gama de frecuencias más alta de 2-9 kHz suelen estar equipados con salidas de 3,25 V/√3 en lugar de 100 V/√3. En cualquier caso, la relación de impedancia entre la salida del transductor y la entrada del codificador debe coincidir. Por lo tanto, es necesario comprobar los requisitos de impedancia respectivos antes de la adquisición y aclarar previamente los datos necesarios para el instrumento de medición y la entrada de medición seleccionada con el proveedor del transductor que se va a utilizar.
Medición con sensores –
Sencillo y muy preciso
El PQI-DE admite una amplia gama de combinaciones y situaciones de instalación, tanto en el ámbito de la medición de tensión como a través de las diversas posibilidades de medición de corriente, también en el ámbito del reequipamiento, por ejemplo, a través de las entradas Rogowski de alta precisión para la medición de corriente.
- 100 V 2 MOhm || 25 pF
- 100 V / 400 V / 690 V 10 MOhm || 25 pF
- 3,25 V 2 MOhm || 50 pF para transductores de pequeña señal según IEC 61869-11 (SELV)
- 4 entradas de corriente para transductores 1 A/5 A (MB máx. 10 A)
- 4 entradas de corriente para transformadores de protección 1 A/5 A (MB máx. 100 A)
- 4 entradas de corriente para pinzas Rogowski (Entrada 350 mV)
- 4 entradas de corriente para pinzas amperimétricas (convertidor CA 0,5 V entrada)
Se requiere calibración DAKKS
Para asegurar y garantizar las precisiones, se requiere una calibración DAKKS antes de entregar e instalar el dispositivo de medición. La calibración estándar de fábrica no es suficiente para la certificación.
Por este motivo, A. Eberle GmbH & Co. KG una calibración DAKKS ampliada a través de un laboratorio certificado, también en el campo de los supraarmónicos para los aparatos de medición.
Haga clic aquí para ver un ejemplo de dicho certificado.
Según la directriz de conexión, el organismo de certificación tiene la tarea de evaluar los datos de medición al menos cada seis meses. Para ello, debe garantizarse un intercambio de datos sencillo y sin fisuras. Además, el sistema debe ser capaz de proporcionar una solución de software adecuada para evaluar los datos. Es importante utilizar un sistema con interfaces sencillas, flexibles y abiertas, que puedan adaptarse a las condiciones y soluciones de comunicación in situ.
Requisitos del sistema
Sencillo
En el caso más sencillo, la transferencia de datos del dispositivo de medición al organismo de certificación debe realizarse insertando una tarjeta SD y copiando toda la memoria interna. La lectura en un software de evaluación de la calidad de la energía funciona de forma similar en un procedimiento plug & play.
Flexible
Desde la simple transferencia de datos mediante la inserción de una tarjeta SD hasta la transferencia de datos automatizada a través de radio móvil, SHDSL o Ethernet: siempre sin problemas, incluso con una mala calidad de conexión. Deben ser posibles soluciones de sistema diversas y personalizables.
Abierto
Comtrade o PQDIF como estándares a través de IEC 61850, IEC 60870-5-104 o Modbus. Los instrumentos de medición y el sistema WebPQ® de A. Eberle GmbH & Co. KG disponen de numerosas interfaces y protocolos estándar abiertos para la transmisión de datos de medición.
WebPQ®: Verificación automática de la conformidad de las plantas de generación mediante curvas FRT
Las plantas de generación conectadas a las redes públicas deben proporcionar soporte dinámico a la red de acuerdo con el Código de Red Europeo (RfG – UE 2016/631), así como con los códigos de red nacionales y regionales en todo el mundo. Esta obligación se aplica especialmente durante fallas y define el comportamiento que deben adoptar las unidades de generación ante fallas simétricas y asimétricas.
Requisitos clave:
- No desconexión de la unidad de generación durante eventos de subtensión o sobretensión dentro de los límites especificados por la curva FRT aplicable.
- Soporte dinámico también durante múltiples fallas consecutivas, sin apagado automático.
- Inyección de corriente reactiva (potencia reactiva) para estabilizar la tensión de la red durante e inmediatamente después de la perturbación. La corriente reactiva debe suministrarse en los sistemas de secuencia positiva y negativa según el tipo de falla.
¿Qué son las curvas FRT?
Las curvas FRT (Fault Ride Through) definen el perfil de tensión-tiempo que una unidad de generación debe soportar sin desconectarse de la red. En otras palabras, especifican cuánto tiempo una planta debe “resistir” una falla en determinados niveles de tensión.
- Perspectiva europea: En la UE, los requisitos FRT están armonizados bajo el RfG y se detallan en implementaciones nacionales (p. ej. Alemania: VDE-AR-N 4110/4120, Reino Unido: G99, España: P.O. 12.3).
- Perspectiva internacional: Existen requisitos similares en todo el mundo, adaptados a las estructuras locales de las redes:
- América del Norte: normas NERC PRC y directrices de fiabilidad aprobadas por la FERC.
- América Latina: Brasil (Código de Red ONS), Chile (NTCO).
- Asia-Pacífico: China (normas GB/T), India (reglamentos CEA), Australia (Código AEMO).
- Oriente Medio y África: códigos que suelen seguir el modelo europeo con adaptaciones locales.
En todos los casos, el principio es el mismo: las plantas deben permanecer conectadas y apoyar la red durante perturbaciones breves, en lugar de desconectarse, lo que podría desestabilizar el sistema eléctrico.
Verificación con WebPQ®
Para garantizar la conformidad con estos requisitos en instalaciones diversas, el sistema WebPQ® (a partir de la versión V.2.1) incluye un módulo adicional para la clasificación automática de perturbaciones basadas en curvas FRT ya integradas.
- Cada punto de medida puede asignarse a una curva FRT correspondiente al tipo de planta y al código de red aplicable.
- Las perturbaciones durante períodos prolongados (p. ej. un año) pueden evaluarse y clasificarse automáticamente (véase Figura 3).
- WebPQ® incluye curvas FRT predeterminadas para plantas de tipo 1 y tipo 3, que cubren la mayoría de los casos, pero también permite personalización mediante el Editor de Plantillas FRT, adaptándose a cualquier curva FRT o VRT (Voltage Ride Through).
Requisitos técnicos
- Las curvas FRT suelen definir evaluaciones de fallas de hasta 60 segundos.
- El registrador de fallas debe, por lo tanto, proporcionar valores rms cada 10 ms, incluso durante fallas múltiples consecutivas, como lo exigen expresamente la mayoría de los códigos de red.
- Para garantizar comparabilidad y exactitud normativa, los valores rms deben calcularse conforme a la norma IEC 61000-4-30 – Clase A, Edición 3. Esto asegura evaluaciones uniformes y conformes con los estándares internacionales.
WebPQ®
La forma más sencilla de analizar los datos de medición de la calidad eléctrica
El nuevo WebPQ® es el software central de análisis para registradores de perturbaciones fijos y analizadores de calidad de energía, que permite una supervisión continua de la calidad de la energía y la evaluación de los analizadores de calidad de energía móviles* de A. Eberle.
En el contexto de la VDE-AR-N 4110 & 4120 – especialmente el Anexo F – WebPQ® ofrece una solución integral para el análisis y la documentación conforme a las normas de los datos de medición. Los operadores y los organismos de certificación se benefician de una evaluación eficiente para el seguimiento de la conformidad, inspecciones semestrales y una transferencia de datos segura y sin interrupciones.
Ejemplo de aplicación de un ACA según VDE-AR-N
El organismo de certificación implicado en este proyecto confía en una transferencia automatizada de datos en un formato Comtrade estándar para la evaluación automatizada de fallos. La figura 5 muestra que, en caso de fallo de la red, los datos del registrador de fallos se registran en el dispositivo de medición utilizando la plantilla VDE-AR-N 4110 aprobada por el certificador. Posteriormente, los datos son generados automáticamente por el software del sistema WebPQ® instalado in situ (SSH) y enviados directamente al servidor del organismo de certificación. En caso de avería, el servidor evalúa directamente los datos y comprueba si la central de generación funciona de forma que sirva a la red.
El cliente también tiene la posibilidad de visualizar y evaluar en cualquier momento los valores de calidad de la energía medidos mediante un informe claro. En caso de dificultades de comunicación debido a una red sin búfer, el cliente tiene la opción de leer los datos directamente del dispositivo de medición a través de una tarjeta SD y proporcionar estos datos. Paralelamente, los valores medidos de alta precisión U, I, P, Q, así como las estadísticas diarias de los eventos PQ se transmiten a través de un protocolo estándar -en este caso IEC 61850- a un sistema SCADA para su visualización in situ y también para emitir alarmas.
Conclusión
Mediante un procedimiento uniforme y coordinado de todas las personas y empresas implicadas se puede conseguir un alto grado de ahorro de costes y eficiencia tanto para el certificador como para el operador de las centrales de generación.
Estaremos encantados de ayudarle durante este proceso con nuestros equipos de medición seguros y certificados de clase A (Ed. 3) PQI-DE y PQI-DA smart en combinación con el software de sistema de calidad de energía WebPQ®, así como con nuestra experiencia en el campo de los servicios para el funcionamiento y la instalación de los equipos de medición.
Póngase en contacto con nosotros a tiempo antes de seleccionar los componentes – estaremos encantados de ayudarle.
Autor
Fabian Leppich, Product Manager Power Quality System
