Integracion de generación distribuida en la red eléctrica

Master en Energías Renovables Distribuidas.
Antonio Moreno Muñoz
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Interconexión de Generación Distribuida

203/02/15 Antonio Moreno Muñoz. Área de Electrónica. Universidad de Córdoba.

Recursos energéticos Distribuidos

Normativa internacional
Grid connection requirements
 IEEE 1547-2003 Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems
 IEEE 1547.1- 2005 Standard for Conformance Tests Procedures for Equipment Interconnecting
Distributed Resources with Electric Power Systems
 IEEE 929-2000, Recommended Practice for Utility Interface of Photovoltaic (PV) Systems –
incorporated in IEEE 1547
 UL 1741, Standard for Inverters, Converters, and Controllers for Use in Independent Power Systems
- elaborated by Underwriters Laboratories Inc. – compatibilized with IEEE 1547
 IEC61727 [6] Photovoltaic (PV) systems - Characteristics of the utility interface - December 2004
 IEC 62116 Ed.1 2005: Testing procedure of islanding prevention measures for utility interactive
photovoltaic inverter (describes the tests for IEC 61727) – approved in 2007
 VDE0126-1-1 2006 Automatic disconnection device between a generator and the public low-voltage
grid” – Safety issues- applied on German Market
 EN 50438: – “Requirements for the connection of micro-generators in parallel with public LV
distribution networks”
 Technical Guideline “Generating Plants Connected to the Medium-Voltage Network – Guideline for
generating plants’ connection to and parallel operation with the medium-voltage network“, June
2008, BDEW, Berlin
 MV Grid Code for PV and Wind Plants O.P.12.2 Red Electrica 2008 -Spain

Normativa internacional
EMC
 IEC 61000-3-2, Ed. 3.0 – “Electromagnetic compatibility (EMC) –Part 3-2: Limits –Limits for harmonic
current emissions (equipment input current ≤16 A per phase)”, ISBN 2-8318-8353-9, November
2005
 EN 61000-3-3, Ed. 1.2 —“Electromagnetic compatibility (EMC) –Part 3-3: Limits – Limitation of
voltage changes, voltage fluctuations and flicker in public low-voltage supply systems, for
equipment with rated current ≤16 A per phase and not subject to conditional connection”, ISBN 2-
8318-8209-5, November 2005
 IEC 61000-3-12, Ed. 1 – “Electromagnetic compatibility (EMC) –Part 3-12:Limits – Limits for
harmonic currents produced by equipment connected to public low-voltage systems with input
current >16 A and ≤75 A per phase” , November 2004
 IEC 61000-3-11, Ed. 1 —“ Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 3-11: Limits – Limitation of
voltage changes, voltage fluctuations and flicker in public low-voltage supply systems – Equipment
with rated current ≤75 A and subject to conditional connection” , August 2000Standard EN 50160 –
“Voltage Characteristics of Public Distribution System”, CENELEC: European Committee for
Electrotechnical Standardization, Brussels, Belgium, November 1999
Utility Voltage Quality
 Standard EN 50160 – “Voltage Characteristics of Public Distribution System”, CENELEC: European
Committee for Electrotechnical Standardization, Brussels, Belgium, November 1999 .

IEEE Std 1547-2003.
 Esta norma establece criterios y requerimientos para la interconexión de
fuentes distribuidas a una red eléctrica de potencia.
 Estos requerimientos deben cumplirse en el Punto de Conexión Común (PCC),
aunque los dispositivos empleados para lograrlo pueden localizarse donde sea
oportuno.
 Estamos ante unos requerimientos tecnológicos y especificaciones universales,
ya sean máquinas síncronas, asíncronas o convertidores electrónicos de
potencia.
 Son requerimientos funcionales, no están ligados a ningún equipo en particular.
 Esta norma tiene su aplicación en Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP) de 60Hz.
IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems

Local EPS 1
Area Electric Power System (EPS)
Local EPS 3
PCC
Point of DR
Connection
DR unit
Local EPS 2
Point of DR
Connection
Point of Common
Coupling (PCC)
Note: There can be any number of Local EPSs.
PCC
DR unitLoad Load
Condiciones de interconexión

La interconexión es el enfoque
Distributed
Resource
(DR)
unit
Area
Electric
Power
System
(EPS)
Interconnection
System

IEEE 547-2003. Requerimientos generales
• Máxima potencia.
 Aplicable a cualquier sistema de Generación Distribuida (GD) cuya capacidad
agregada en el PCC ≤ 10 MVA
• Variación en la tensión.
 El GD no debe regular activamente la tensión en el PCC y debe operar
satisfactoriamente dentro de los límites de tensión establecidos por la
normativa vigente.
• Puesta a tierra.
 El sistema de puesta a tierra del GD no debe causar sobretensiones que
excedan las permitidas por los equipos conectados al SEP y no debe
modificar los sistemas de protección del área del SEP

Las variaciones de tensión

• Sincronización
 Durante la sincronización del GD, éste debe conectarse al área del SEP sin
producir fluctuaciones de tensión superiores al 5% en el PCC.
• Monitorización
 Cada GD individual o conjunto agregado ≥ 250 kVA debe monitorizar su
estado de conexión, potencia activa, reactiva y tensión en el punto de
conexión.

• Interruptor de aislamiento.
 Cuando sea requerido por las prácticas operativas del SEP, debe incluirse un
dispositivo de aislamiento visible y accesible.
• Integridad de la interconexión
 Debe tener la capacidad de soportar EMI según la normativa vigente.
 Debe tener la capacidad de soportar sobretensiones transitorias según la
normativa vigente.
• Respuesta ante faltas.
 El GD debe cesar de alimentar la red del SEP a la que está conectada ante
las faltas que se produzcan en ésta.

IEEE 1547-2003. Seguridad y Protección.
• Desviaciones en la tensión
 Cuando cualquier tensión se encuentre entre los rangos especificados en la
tabla, el GD debe cesar la alimentación de la red del SEP en el tiempo
especificado.
IEEE 1547 IEC 61727 VDE 0126-1-1
Voltage range (%) Disconnection
time (s)
Voltage range
(%)
Disconnection
time (s)
Voltage range (%) Disconnection
time (s)
V < 50 0.16 V < 50 0.10 110 ≤ V < 85 0.2
50 ≤ V < 88 2.00 50 ≤ V < 85 2.00
110 < V < 120 1.00 110 < V < 135 2.00
V ≥ 120 0.16 V ≥ 135 0.05
El propósito del retraso de tiempo permitido es ser capaces de ir más allá de las perturbaciones de corto
plazo para evitar las molestias por exceso de disparo
Respuesta a las condiciones anormales de la red

Disconnection
time (s)
Voltage range
(% VNOMINAL)
0.05
0.10 0.20 1.00 2.000.16
50
88
80
85
110
137
120
135
IEEE 929-2000
IEEE 1547-2003
IEC 61727-2004
VDE 0126-1-1
Trip
Trip
Trip
OvervoltageUndervoltage
0.033
115
Trip Limits for Voltage Events
Power Export Suspended for
Sags in this Region
Sags in this Region
Swells in this Region
Continous Operations Area
Fast Under
Voltage Trip
Fast Under
Voltage Trip
Fast Over
Voltage Trip
Fast Over
Voltage Trip
Duration of Voltage Sag/Swell

• Desviaciones en frecuencia
 Cuando la frecuencia del sistema se encuentre entre los rangos especificados
en la tabla, el GD debe cesar la alimentación de la red del SEP en el tiempo
especificado.
IEEE 1547 IEC61727 VDE0126-1-1
Frequency
range (Hz)
Disconnection
time (s)
Frequency
range (Hz)
Disconnection
time (s)
Frequency
range (Hz)
Disconnection
time (s)
59.3 < f < 60.5* 0.16 fn-1 < f < fn+1 0.2 47.5 < f < 50.2 0.2

• Reconexión
 Después de una perturbación o una falta en la red del SEP, la reconexión
del GD será automática una vez que la tensión y la frecuencia han vuelto y
se mantienen en su rango normal especificado por la normativa vigente.
IEEE 1547 IEC 61727 VDE 0126-1-1
88 < V < 110 [%]
AND
59.3 < f < 60.5 [Hz]
AND
Min. delay < 5 minutes
85 < V < 110 [%]
AND
fn-1 < f < fn+1 [Hz]
AND
Min. delay of 3 minutes
N/A
El tiempo de retardo en IEC 61727 es una medida adicional para asegurar la resincronización antes de la
reconexión con el fin de evitar posibles daños

 En funcionamiento en isla es una condición en la cual una parte de la red
eléctrica, con sus cargas y generadores, permanece energizada y a la vez
aislada del resto del sistema eléctrico.
 Si la generación es centralizada y solamente hubiera cargas, digamos que no
sería un problema en nuestro contexto. Pero en el caso que nos ocupa,
generación y cargas quedan aislados.
Funcionamiento en isla no intencionado

La generación en isla sin el control de la compañía eléctrica debe ser evitada
porque:
 La compañía eléctrica no puede controlar la tensión y la frecuencia en la isla,
con el posible daño que esto puede causar a los equipos y a los usuarios.
 Puede crear una situación de peligro para los trabajos en una línea que tiene
corriente, cuando se suponía que estaba desconectada de cualquier fuente.
•Ante un funcionamiento en isla no intencionado en el que el GD alimenta una porción de la
red del SEP en el PCC, el sistema de interconexión debe detectar la situación de isla y cesar la
alimentación en ≤ 2 seg.
Funcionamiento en isla no intencionado

IEEE 1547-2003. Calidad de Suministro.
• Inyección de CC
 El GD no debe inyectar una corriente continua superior en el punto de
conexión del GD.
– Obs. Para IEEE 1547 y IEC61727 el componente de CC de la corriente debe ser medida
mediante el análisis armónico (FFT) y no hay ninguna condición de tiempo máximo de disparo
• Flicker
 El GD no debe crear flickers o parpadeos a otros clientes en el área de
conexión.“Flicker is considered objectionable when it either causes a
modulation of the light level of lamps sufficient to be irritating to humans,
or causes equipment misoperation”
 Normativa relacionada: EN-UNE-50160, IEEE Std 519, IEC 61000-3-7, IEC 61000-2-12.
 Flickermetro definido en la IEC 61000-4-15
IEEE 1547 IEC61727 VDE0126-1-1
Idc < 0.5 [%]
of the rated RMS current
Idc < 1 [%]
of the rated RMS current
Idc < 1A
Max Trip Time 0.2 s

IEEE 1547-2003. Calidad de Suministro.
• Armónicos
 Cuando el GD alimenta carga equilibrada la inyección de armónicos de corriente
en la red del SEP, medida en el PCC, no debe superar los valores de la tabla.
IEEE 1547 and IEC 61727
Individual harmonic
order (odd)*
h < 11 11 ≤ h < 17 17 ≤ h < 23 23 ≤ h < 35 35 ≤ h Total harmonic
distortion
THD (%)
(%) 4.0 2.0 1.5 0.6 0.3 5.0
Odd harmonics Even harmonics
Order h Current (A) Order h Current (A)
3 2.30 2 1.08
5 1.14 4 0.43
7 0.77 6 0.30
9 0.40 8 ≤ h ≤ 40 0.23 x 8/h
11 0.33
13 0.21
13 ≤ h ≤ 39 0.15 x 15/h
Obs. La tensión de prueba para IEEE 1574/IEC 61727 debe ser producido por una fuente de alimentación electrónica con
THD en tensión <2,5% (por lo general las fuentes ideales)
Si IEC 61727 no se considera, la práctica es
que los límites armónicos son establecidos
por la norma IEC 61000-3-2 para equipos de
clase A
Obs. Los límites actuales de la norma IEC61000-3-2 se dan en amperios y en general son más altos que los de IEC 61727.
Para los equipos con una corriente superior a 16 A, pero inferior a 75A otra similar, el estándar IEEE 61000 03.12 se
aplica

 Sólo en IEC 61727 se dice que el inversor fotovoltaico tendrá un factor de
potencia en retraso medio superior a 0,9 cuando la salida es superior al 50%.
La mayoría de los inversores fotovoltaicos conectados a red operan cerca de
un factor de potencia unidad.
 En esta norma IEEE 1547 no hay ningún requisito para el factor de potencia
 No hay requisitos de factor de potencia se mencionan en VDE0126-1-1
Observaciones:
 Por lo general, el requisito de factor de potencia debe ser interpretado ahora como requisito
para operar con factor de potencia casi la unidad , sin la posibilidad de regular la tensión
mediante el intercambio de potencia reactiva con la red.
 Para grandes instalaciones conectados directamente con el nivel de distribución, los requisitos
de red local se aplican, ya que pueden participar en el control de cuadrícula.
 Para pequeñas instalaciones se espera que en un futuro próximo las compañías eléctricas les
permitirán el intercambio de potencia reactiva, pero las nuevas normas se esperan todavía.
Factor de potencia

Challenges with DERs
 Installed at low voltage levels
 Many installations but small size ≤ 100kW
 Example: in Germany:
 80% of all PVs are connected to LV networks (≤1 kV);
 of those 50% are ≤ 10 kW
 No controllability or observability for network operators (at distribution or
transmission level)

What can happen?
 On a sunny day in summer in Italy and Germany, PVs can potentially produce up to 70%
of the capacity = 0.7·35GW =24.5 GW
 Due to a sudden 200mHz frequency deviation, e.g. 50% of the PVs would trip.
 As a result an outage of more than 10GW in Central Europe, the disturbance reserve is
only 3GW.
Prior to April 2011 PVs were required to disconnect at 50.2 Hz (1.004 pu)

Requirements in Grid Codes

Overview of German Requirements
Grid Code FRT Reactive Power Supply Frequency Band Active Power Decrease
EHV/HV (>60 kV) Yes
Method
U, cosφ, Q
Limitations
Q/Pn and voltage level (3 different variants)
47.5 Hz ↔ 51.5 Hz
∆P=0.4·Pa(50.2-fa),
50.2 ≤fa≤ 51.5 Hz
Pa prod. @ 50.2 Hz
(for >30 minutes)
MV (> 1kV & ≤ 60 kV) Yes
Methods
Q(U), cosφfix, Qfix, cosφ(P)
Limitations
cosφ=from 0.95un to 0.95ov
47.5 Hz ↔ 51.5 Hz
LV (≤1kV) No
Method
cosφfix, cosφ(P)
Limitations
from 0.95un to 0.95ov if ≤13.8 kVA
from 0.9un to 0.9ov if >13.8 kVA
47.5 Hz ↔ 51.5 Hz

Grid support using PV plants
How PV Inverters support Utility Grid Stability
Generating units that connect to the medium-
and low-voltage networks to contribute to
specific network ancillary services, including:
Steady state voltage control ( i . e., reactive
power production)
Active power reduction
Dynamic grid support
Generating units that connect to the medium-
and low-voltage networks to contribute to
specific network ancillary services, including:
Steady state voltage control ( i . e., reactive
power production)
Active power reduction
Dynamic grid support

Voltage support under normal operation. Provide reactive power:
cos = 0.95ϕ underexcited to 0.95 overexcited
Setpoint can be fixed or adjustable (determined by NO):
Fixed cos ϕ, should be capable to change target value based on remote signal
Fixed reactive power in MVArs, should be capable to change target value based on
remote signal
Variable cos (ϕ P), should adopt automatically within 10 seconds
Variable reactive power Q(U), should adopt automatically within 10 s to 1 minute.
Static grid support

Reactive Power Control
Defined response
a)Constant Power factor(Cos ϕ) set-point schedule
b)Power factor as a function of active power (Cos ϕ of P) required by utility
c)Constant Reactive Power (Fixed Q) on demand remotely controlled by utility
d)Reactive Power as a function of Voltage in response to plant-wide setpoint error;
Automatic Voltage Regulation (AVR)
Dynamic response
Individual inverter reactive current
injection in response to balanced and
unbalanced voltage fluctuations.
Inverter low voltage ride-through (LVRT)
capability maintains reactive support
through grid-fault conditions
Voltage Regulation

Reactive power as a function of Voltage
Q/Pn
U/Un
Applies at normal frequency range 49.5-50.5 Hz
0.975
0.95 0.925
0.9
0.925
0.95
0.975
underexcited overexcited

Active Power Control
a)Power Limit (Active Power). A reduction of active power to a certain set point must
be possible in steps of 10%
b)Frequency Dependent Active Power Control (PF control)
The network operator sends a new set point in case of:
– Risk of unsafe system operation
– Risk of congestions
– Risk of unwanted islanding
– Risk of grid instability
– Repairs or constructions

Active power can be curtailed:
in case of a system wide
generation/load imbalance
in case of emergency
to reduce grid congestion
Defined response
a)Match a defined power set point
b)Adjustable rates of change of
power (ramp rate control)
Dynamic response
Immediate, automatic
decrease/increase supports system
frequency restoration
Frequency ride-through capability
ActivePowerPowerPlant
Frequency, Hertz
%100
47.5 50 50.3 51.5
%40
Power output
reduction
Maintain power
reduction until frequency
falls below 50.05 Hz
Power level
returns to
MPP level
(max. power
point acc. to
inverter control)
Frequency rises up
Frequency and Contingency Support to the Grid Stability

Dynamic grid support:Fault Ride-Through (FRT)
Remain connected to the system in case of faults in the network (3/2/1 phase short circuits),
allowing the protection system to clear the default (low voltage ride-through capability):
 Voltage–time at the connection point to be supported (P.O.12.3) :
Power consumption (P,Q) limited during
fault and recovery.
Reactive power production during fault
Lower restriction during 150 ms (7.5
cycles for 50Hz systems) after fault
inception and fault clearing
Lower restrictions for unbalanced faults.
If after 150 ms voltage stays below Limit
2: May disconnect from the grid
Voltage
(pu)
1
0,2
0,5 1 Time (sec)
0,8
0,95 pu
0 15
Clearance of the faultClearance of the faultFault length
Generators must remain
connected
Generators must remain
connected
0,6
2 ph faults2 ph faults
Start of
disturbance
Start of
disturbance

GB: During the period of the fault, the plant is required to generate maximum reactive
power without exceeding the transient rating limits of the machine
E.ON: The principle of voltage support in the event of grid faults
Provision of reactive current during voltage dips
Prevention of simultaneous disconnection of large generating facilities and
subsequent blackouts!
Prevention of simultaneous disconnection of large generating facilities and
subsequent blackouts!

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