VDE-AR-N 4110: reglas de conexión en media tensión explicadas

VDE-AR-N 4110 es la regla técnica alemana de conexión de instalaciones de cliente a la red de media tensión, la TAR Mittelspannung. Establece los requisitos de planificación, construcción, operación y modificación de instalaciones de generación, almacenamiento, consumo e instalaciones mixtas conectadas por encima de 1 kV y por debajo de 60 kV, y traslada a Alemania los códigos de red europeos para generadores (NC RfG, tipos B y C) y para la conexión de la demanda (NC DCC). La edición vigente es VDE-AR-N 4110:2023-09, aplicable desde el 1 de septiembre de 2023.

VDE-AR-N 4110 de un vistazo

Fuentes: página y preguntas frecuentes de VDE FNN sobre la TAR Mittelspannung, ficha de producto de VDE Verlag y lista de reglas de aplicación de VDE FNN. El texto completo se vende a través de VDE Verlag.

¿Qué edición de VDE-AR-N 4110 está vigente?

VDE FNN indica que VDE-AR-N 4110:2023-09 es válida. Su único cambio técnico respecto a la edición 2018-11 es el nuevo procedimiento de verificación individual para instalaciones de 135 kW a 950 kW. Los requisitos aplicables a las unidades de generación y a los componentes no cambiaron, por lo que los certificados de unidad y de componente de la edición de 2018 siguen siendo válidos.

Hay una revisión completa en marcha. VDE FNN publicó el borrador E VDE-AR-N 4110:2024-11 el 25 de octubre de 2024 y recogió comentarios hasta el 25 de diciembre de 2024. Las preguntas frecuentes de VDE-AR-N 4105:2026-03 ya remiten a números de anexo de una futura VDE-AR-N 4110:2026, porque la regla de media tensión se publica después que la de baja tensión. Mientras la nueva edición no figure como válida en la lista de VDE FNN, diseñe según la edición 2023-09, registre la edición citada en la oferta de conexión y pregunte al gestor de red cómo tratará un proyecto que se ponga en servicio después de la publicación de la nueva edición.

VDE-AR-N 4105, 4110 o 4120: ¿qué regla se aplica?

Primero decide la tensión en el punto de conexión a la red. Las reglas técnicas de conexión alemanas se dividen por nivel de tensión:

Dos disposiciones difuminan el límite para las instalaciones pequeñas en media tensión. La ayuda de aplicación de VDE FNN del 10 de marzo de 2023 permite que un proyecto en media tensión aplique VDE-AR-N 4105, con una protección de desacoplamiento general, cuando sus unidades conectadas mediante convertidor (tipo 2) y su almacenamiento quedan cada uno por debajo de 135 kW y el total por debajo de 270 kW. Por encima, se aplica la vía 4110, con certificados de unidad y de instalación según la 4110. La edición de 2026 de VDE-AR-N 4105 amplía su propio procedimiento a instalaciones en media tensión con una potencia total de inversores de 135 kW a 500 kW y una potencia de inyección acordada de hasta 270 kW, configuradas con un juego de parámetros de media tensión.

La clase de potencia también cuenta. Según los umbrales alemanes aprobados por la Bundesnetzagentur el 24 de abril de 2018, una instalación de generación es de tipo B desde 135 kW (unos 150 kVA), de tipo C desde 36 MW y de tipo D desde 45 MW o a partir de 110 kV. VDE-AR-N 4110 aplica los requisitos de los tipos B y C.

Las unidades existentes cuentan. La ayuda de aplicación indica que las unidades de generación existentes en el mismo punto de conexión se incluyen en la suma, de modo que añadir 100 kW de fotovoltaica a un emplazamiento que ya tiene 200 kW de cogeneración da una instalación de 300 kW a efectos de esta decisión.

Certificados de unidad, de componente y de instalación

La acreditación de las características eléctricas tiene tres niveles:

1. Certificado de unidad (Einheitenzertifikat): un inversor, generador o unidad de almacenamiento con ensayo de tipo según FGW TR3 y evaluado según FGW TR8.
2. Certificado de componente (Komponentenzertifikat): un componente que influye en el comportamiento de la instalación, como el controlador de la planta (EZA-Regler) o el equipo de protección.
3. Certificado de instalación (Anlagenzertifikat): la instalación completa en su punto de conexión, emitido por un organismo de certificación acreditado a partir de los certificados de unidad y de componente y de las especificaciones del gestor de red.

El artículo 2 de la NELEV (Elektrotechnische-Eigenschaften-Nachweis-Verordnung) establece el certificado de instalación y una declaración de conformidad como acreditación obligatoria para las instalaciones de tipo B y C. Exime a dos grupos de instalaciones de tipo B:

• una instalación con una inyección máxima de 270 kW en el punto de conexión y una potencia instalada acumulada de hasta 270 kW, cuando cada unidad tiene un certificado de unidad válido y cada componente un certificado de componente según la regla de baja tensión; y
• una instalación de más de 270 kW y hasta 500 kW instalados, conectada en media tensión o superior, con la inyección también limitada a 270 kW, cuando un acta de ensayo demuestra que la protección de desacoplamiento exigida está correctamente instalada y puesta en servicio.

VDE FNN distingue tres certificados de instalación:

Un certificado con condiciones permitía la puesta en servicio provisional, con la acreditación completa exigible en los 18 meses siguientes a la puesta en servicio de la primera unidad. Los proyectos que aún tengan uno deben vigilar esa fecha.

Ejemplo práctico: cuatro instalaciones conectadas en media tensión

La limitación de inyección de la segunda instalación forma parte del diseño aprobado. Debe estar certificada y protegida contra cambios, porque la exención depende de ella. Un límite que solo existe como ajuste en un sistema de monitorización no cuenta.

Potencia reactiva y regulación estática de la tensión

Una instalación conectada en media tensión participa en el control de tensión con potencia reactiva. El gestor de red elige el método en su cuestionario (formulario E.9, Netzbetreiber-Abfragebogen) y fija los valores de la conexión. Los métodos son:

• una característica potencia reactiva-tensión, Q(U);
• la potencia reactiva en función de la potencia activa, Q(P), o una característica de factor de desplazamiento, cos φ(P);
• un factor de desplazamiento fijo, cos φ; o
• una potencia reactiva fija en kvar o Mvar.

La referencia de tensión es Uc, la tensión de suministro acordada. Las preguntas frecuentes de VDE FNN indican que Uc es normalmente la tensión nominal de la red y es un valor fijo, no un intervalo. En el intervalo normal del 90 % al 110 % de Uc, la instalación no debe reducir su potencia activa en función de la tensión.

La elección depende de la red. Los complementos de 2024 de Stromnetz Berlin exigen, por ejemplo, que las instalaciones de un anillo de 10 kV explotado abierto sigan una característica Q(P) y que las de un anillo cerrado o de una línea radial funcionen con cos φ fijo igual a 1. Los valores aplicables están en las TAB Mittelspannung de cada gestor.

Ejemplo práctico: potencia reactiva de una planta fotovoltaica de 2 MW

Una planta fotovoltaica tiene una potencia activa acordada de 2.000 kW. El gestor de red pide que pueda funcionar con un factor de desplazamiento de 0,95 a plena potencia activa. La potencia reactiva es P × tan(arccos 0,95):

Q = 2.000 kW × 0,3287 = 657 kvar

La potencia aparente en el punto de conexión es P ÷ cos φ:

S = 2.000 kW ÷ 0,95 = 2.105 kVA

Los inversores y el transformador deben soportar 2.105 kVA, no 2.000 kVA, o la planta tendrá que reducir potencia activa para dejar sitio a la reactiva. A 20 kV, 2.105 kVA equivalen a unos 60,8 A por fase. La magnetización del transformador y la capacidad de los cables también generan o absorben potencia reactiva entre los inversores y el punto de conexión, por lo que el controlador de la planta mide y corrige en el punto de conexión, no en los inversores.

Potencia activa: consignas del gestor de red y respuesta a la frecuencia

Reducción por el gestor de red. Según las preguntas frecuentes de VDE FNN sobre la sección 10.2.4.1, una señal de reducción del gestor de red debe aplicarse directamente, sin rampa retardada. La sección 8.1 fija la prioridad: una reducción por gestión de la seguridad de la red (Netzsicherheitsmanagement) va antes que el comportamiento en función de la frecuencia, y un aumento de producción en subfrecuencia va antes que la consigna de un comercializador directo. Además, el artículo 9 de la EEG exige que, en instalaciones renovables y de cogeneración de 100 kW o más, el gestor de red pueda leer en todo momento la inyección real y reducirla a distancia, hasta que los sistemas de medición inteligentes asuman esa función.

Sobrefrecuencia. La reducción de potencia activa en función de la frecuencia empieza por encima de una frecuencia umbral. El RfG permite un umbral de 50,2 a 50,5 Hz; las TAB del gestor de red fijan el valor. La pendiente de la reducción la fijan la regla y la especificación del gestor de red.

Emplazamientos mixtos. En un emplazamiento con generación, consumo y almacenamiento, VDE FNN indica que leer solo el contador de generación no basta para demostrar que se cumplió una reducción por seguridad de la red. La prueba debe venir del punto de conexión.

Protección y capacidad de soportar huecos

La protección de una conexión en media tensión tiene varios niveles, cada uno con un responsable distinto:

• la protección del gestor de red y la protección contra cortocircuitos del cliente en el centro de entrega;
• la protección de desacoplamiento general (übergeordneter Entkupplungsschutz) en el punto de conexión, que separa la instalación de la red por tensión y, si el gestor de red lo pide, por frecuencia; y
• la protección de desacoplamiento de cada unidad de generación.

Las preguntas frecuentes de VDE FNN añaden algunos puntos prácticos. La pérdida de la alimentación de media tensión se detecta mediante un contacto auxiliar del interruptor de media tensión, no mediante el escalón de subtensión. La protección de frecuencia en el punto de conexión es opcional y solo se aplica si el gestor de red la exige. Los valores de ajuste proceden de la regla y del cuestionario del gestor de red, y el equipo de protección tiene su propio certificado.

Las instalaciones también deben soportar faltas en la red y sostener la tensión durante ellas. VDE-AR-N 4110 distingue las unidades de tipo 1, generadores síncronos acoplados directamente a la red, de las unidades de tipo 2, que incluyen los sistemas fotovoltaicos, eólicos y de baterías conectados mediante convertidor. Las unidades de tipo 2 inyectan corriente reactiva adicional durante una falta. La capacidad de soportar huecos se acredita con el certificado de unidad y el de instalación, no con mediciones en el emplazamiento.

Parques de recarga y otras instalaciones de consumo

VDE-AR-N 4110 no es solo una regla para la generación. Un parque de recarga, un almacén frigorífico o una fábrica conectados en media tensión son instalaciones de cliente sujetas a la misma regla. Las preguntas frecuentes de VDE FNN sobre la sección 8.11 indican que los equipos de recarga deben ser controlables en potencia activa según la especificación del gestor de red y que, si el gestor no fija otro método, se aplica un cos φ constante de 1 en el punto de conexión.

Los consumidores controlables conectados a la red de baja tensión, como las bombas de calor y los puntos de recarga no accesibles al público, se rigen en cambio por el § 14a EnWG, que permite al gestor de la red de distribución limitar su consumo de la red a cambio de peajes reducidos. Compruebe el nivel de tensión de la conexión antes de elegir la regla.

Puesta en servicio: declaraciones y formularios

El anexo E de VDE-AR-N 4110 contiene los formularios, que VDE FNN publica como archivos rellenables y los gestores de red en sus propios sitios. Entre ellos están E.9 (el cuestionario del gestor de red), E.11 (la declaración de puesta en servicio de instalaciones de generación y almacenamiento) y E.12 (la declaración de conformidad de instalaciones de generación y almacenamiento).

Las preguntas frecuentes de VDE FNN indican los plazos:

Conserve juntos el esquema unifilar aprobado, los números de certificado, los ajustes y actas de ensayo de la protección, el juego de parámetros del controlador de la planta y la aceptación del gestor de red. Un cambio posterior, como añadir una batería o sustituir inversores, puede ser una modificación sustancial que requiera nueva acreditación. Las preguntas frecuentes de VDE FNN señalan, por ejemplo, que una modernización por etapas que supere el 50 % de P_AV,E convierte las etapas siguientes en una modificación sustancial.

Qué medir en una conexión de media tensión

La monitorización del lado del propietario responde preguntas de operación que las capas certificadas no comunican al propietario:

Registre la potencia activa y reactiva por fase, la tensión, la frecuencia, el convenio de signos y un indicador de calidad del dato, con marcas de tiempo de un único reloj. Registre cada señal de reducción y cada consigna que recibió el controlador de la planta junto a la respuesta medida, para poder reconstruir un evento discutido. Use las calculadoras de potencia trifásica y de corriente de transformador para comprobar las corrientes esperadas antes de elegir los transformadores de corriente.

El mismo esquema vale en otros países con otras reglas: G99 en Gran Bretaña y CEI 0-16 en Italia. La guía de integración de renovables y estabilidad de la red explica por qué la red pide apoyo de tensión y frecuencia.

El papel de EpiSensor

EpiSensor puede proporcionar medición del lado del propietario en una instalación de media tensión: monitores eléctricos en el lado de baja tensión de los transformadores y en las salidas de generación, almacenamiento y carga, y un Gateway con Edge que conserva en el emplazamiento un registro con marca de tiempo y envía los datos aprobados a la plataforma del propietario. Edge puede leer el controlador de la planta y los inversores por Modbus para comparar los valores que declaran con mediciones independientes.

Esa capa no certifica una unidad ni una instalación, no actúa como protección de desacoplamiento, no sustituye al controlador de la planta, no proporciona el enlace de telecontrol del gestor de red ni sustituye al contador de facturación. Fije primero la regla de conexión, los certificados y las especificaciones del gestor de red y después use System Builder para planificar la medición operativa a su alrededor.