Caso práctico de simulaciones complementarias de la NTS

En el post anterior del blog analizamos los programas de simulación más empleados actualmente para realizar las simulaciones complementarias descritas en la Norma Técnica de Supervisión (NTS). Estas simulaciones permiten certificar el cumplimiento por parte de una planta de generación con los requisitos técnicos del código de red de conexión en España.

En este post analizamos, mediante un caso práctico, cada una de las simulaciones complementarias que debe realizar una planta de generación para certificar el cumplimiento con el código de red.

Descripción de la planta de generación objeto de estudio

Se ha escogido como planta de estudio un parque eólico de 40 MW conectado a la red de transporte en un nivel de tensión de 220 kV. El Punto de Conexión a la Red (PCR) es compartido con otras instalaciones por lo que los requisitos se evaluarán en Barras de Central (BC), en lugar de en el PCR, según las indicaciones de la NTS para el caso de instalaciones compartidas.

Requisitos técnicos aplicables a la planta de generación

El parque eólico estudiado es una planta de tipo D, de acuerdo con la significatividad definida en la NTS, al estar conectado en un nivel de tensión (220 kV) superior a 110 kV. En consecuencia, le serán de aplicación todos los requisitos técnicos descritos en la NTS, al ser el tipo de planta más exigente (a excepción de los requisitos exclusivos para generación síncrona). Entre los diferentes requisitos aplicables, el cumplimiento de los siguientes se puede certificar mediante la realización de las simulaciones complementarias descritas en la NTS.

• 5.1. Modo de regulación potencia-frecuencia limitado a sobrefrecuencia (MRPFL-O)
• 5.2. Modo de regulación potencia-frecuencia limitado a subfrecuencia (MRPFL-U)
• 5.3. Modo de regulación potencia-frecuencia (MRPF)
• 5.7. Capacidad de potencia reactiva
• 5.8. Control de potencia reactiva

Analizamos a continuación las simulaciones complementarias para cada uno de estos cinco requisitos técnicos.

Modo de regulación potencia-frecuencia limitado a sobrefrecuencia (MRPFL-O)

Esta simulación permite evaluar la respuesta dinámica del parque en potencia ante incrementos significativos en la frecuencia de la red. Para ello, se lleva a cabo un barrido de frecuencias desde 50 Hz hasta 51,4 Hz, tal y como se puede apreciar en la siguiente figura, y se chequea que las reducciones de potencia del parque y el tiempo de estabilización cumplen con los rangos indicados en la norma.

Modo de regulación potencia-frecuencia limitado a subfrecuencia (MRPFL-U)

Esta simulación permite evaluar la respuesta dinámica del parque en potencia ante caídas significativas en la frecuencia de la red. Para ello, se lleva a cabo un barrido de frecuencias desde 50 Hz hasta 48,4 Hz, tal y como se puede apreciar en la siguiente figura, y se chequea que los incrementos de potencia del parque y el tiempo de estabilización cumplen con los rangos indicados en la norma.

Tanto para el modo MRPFL-O como para el modo MRPFL-U, los resultados de las simulaciones muestran que se alcanzan los valores de potencia requeridos por la norma, pero en un tiempo ligeramente superior al requerido. Por ello, recomendaríamos ajustar los parámetros necesarios del controlador de planta para acelerar la respuesta del módulo de control de potencia-frecuencia, siempre que se cuente con el visto bueno del fabricante de dicho controlador.

Modo de regulación potencia-frecuencia (MRPF)

Esta simulación permite evaluar la respuesta dinámica del parque en potencia ante variaciones leves en la frecuencia de la red. Para ello, se lleva a cabo un barrido de frecuencias entre 49,7 Hz y 50,3 Hz y se chequea que las variaciones de potencia del parque y el tiempo de estabilización cumplen con los rangos indicados en la norma.

En la siguiente figura se muestran los resultados de la simulación para el caso de sobrefrecuencia, los cuales cumplen con los requisitos de la norma, tanto en variación de potencia como en tiempo de estabilización.

Requisito de capacidad de potencia reactiva

Esta simulación estática permite evaluar la capacidad de generación y absorción de potencia reactiva del parque tanto a su potencia máxima (Fig 4 izq.) como a potencias inferiores a la máxima (Fig 4 der.).

En la Fig 4 podemos apreciar el cumplimiento del requisito al quedar la curva de capacidad del parque (línea discontinua) por fuera de la curva requerida en la NTS. Si tienes interés en saber más sobre esta simulación puedes leer sobre ella en un post anterior del blog de Norvento.

Requisito de control de potencia reactiva

Las simulaciones del control de potencia reactiva permiten evaluar la respuesta dinámica del parque en potencia reactiva ante variaciones en la consigna de reactiva, en la consigna de factor de potencia o en la tensión a la entrada del parque. Para ello, es necesario simular por separado los tres modos de control de potencia reactiva:

• Modo de control de potencia reactiva
• Modo de control de factor de potencia
• Modo de control de tensión

En la siguiente figura mostramos los resultados obtenidos en la simulación del modo de control de potencia reactiva, en donde se puede apreciar como el parque alcanza las consignas requeridas de reactiva en tiempos inferiores a los requeridos en la norma.

¿Qué documentación tengo que entregar para certificar el cumplimiento de los requisitos técnicos?

Para certificar el cumplimiento de los requisitos técnicos mencionados anteriormente se deberán entregar a un certificador autorizado los informes de las simulaciones complementarias, además de los certificados de los equipos de la planta. Una vez verificado el cumplimiento de todos los requisitos aplicables, el certificador autorizado emitirá el certificado final de planta, el cual certifica el cumplimiento de los códigos de red.

Desde Norvento ayudamos a nuestros clientes a certificar el cumplimiento de los códigos de red, requisito indispensable para la entrada en operación comercial de una planta de generación.