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Conexión a red de los nuevos generadores: modelos y simulación

Antes del 31 de diciembre de 2019, el sistema eléctrico español acogerá del orden de 9.000 MW adicionales de capacidad de generación, todos ellos renovables. Estos MW proceden de las tres últimas subastas de capacidad renovable, celebradas en 2016 y 2017, pero no serán los únicos. Hará falta incorporar más generación renovable para cumplir los ambiciosos compromisos europeos para 2030.

Los nuevos generadores deberán satisfacer, entre otros, los requisitos definidos en los procedimientos de operación (PP.OO.), que son los códigos de red españoles, un total de 15 normas que aplican a las redes de transporte y a las de distribución con afección a transporte. Los PP.OO. se han formulado en previsión de una irrupción masiva de fuentes de generación renovables y no controlables, con requisitos específicos como por ejemplo el relativo a la superación de huecos de tensión (P.O. 12.3 [1]). Requisitos como éste pretenden asegurar un buen funcionamiento del sistema evitando una desconexión a gran escala de las fuentes de generación renovable tras una falta en el sistema eléctrico. En este artículo repasaremos cómo emplear modelos de simulación para conseguir la autorización por parte del operador del sistema de transporte y de los gestores de las redes de distribución para la puesta en servicio de nuevos generadores renovables.

Los operadores de los sistemas eléctricos modernos emplean sistemáticamente complejos modelos de simulación que les permiten realizar con gran fidelidad los estudios de seguridad: análisis de contingencias, estudios de estabilidad, ajuste de protecciones, entre otros. Además, lo pueden hacer considerando una multitud de escenarios, previendo cualquier circunstancia posible en la operación futura de sus redes; lo que les permite identificar debilidades del sistema eléctrico y mitigarlas, anticipar problemas y solucionarlos, conocer sus límites y establecer márgenes de seguridad, reconstruir incidencias pasadas y evitar que se repitan. Todo ello hace que los operadores sean cada vez más exigentes con aquellos que quieren conectarse a sus redes y les soliciten modelos compatibles con sus sistemas de simulación, así como en otros casos simulaciones asociadas a los modos de operación que consideren más relevantes. Y esto no ha hecho más que empezar.

En los últimos 20 años, el contacto de los promotores con los modelos de simulación se ha ido incrementando paulatinamente con el aumento del nivel de detalle de los requisitos de los PP.OO. Actualmente, los modelos aparecen a lo largo de todo proceso de tramitación de un nuevo parque. Así en el P.O. 12.1 de acceso a la red [2] se requiere la entrega de la mejor estimación de modelo disponible de los futuros generadores que se vayan a instalar. El P.O. 9 de información intercambiada por el operador del sistema [3] amplía esta obligación durante el proceso de conexión a todos aquellos parques conectados a la red de transporte y a aquellos de más de 10 MW (1 MW en los sistemas insulares) que se conecten a la red de distribución, que resultan ser prácticamente todas las nuevas plantas. Recientemente, se incluyó la necesidad de entregar el informe de validación de la idoneidad con el modelo.  Este punto aparece más claramente explicado en la guía descriptiva del procedimiento de puesta en tensión y servicio [4], que establece que para conseguir la autorización de puesta en tensión y servicio (APES) debe aportarse lo siguiente:

  • Certificación de cumplimiento del P.O. 12.3
  • Caracterización de armónicos, en caso de conectarse a red de transporte (P.O. 9)
  • Modelos dinámicos e informe de idoneidad de los modelos (P.O. 12.1 y P.O. 9)

Veamos en detalle cada uno de estos puntos:

En primer lugar, certificar el cumplimiento del P.O. 12.3 relativo al hueco de tensión [1] requiere haber realizado un ensayo en campo de un generador, que ese ensayo haya servido para validar un modelo de simulación de un generador y que este modelo de simulación haya sido extrapolado a nivel de parque para confirmar el cumplimiento del hueco de tensión. Para ello, una vez validado el modelo de simulación del generador suministrado por el fabricante, se escala hasta la potencia total del parque y se le añaden otros elementos como la reticulación de las líneas eléctricas del parque, transformadores de potencia, impedancia equivalente en el punto de conexión a la red y lazos de regulación del parque. Este modelo se simula para evaluar el cumplimiento del parque de los requisitos marcados por el P.O. 12.3. La certificación final de cumplimiento correrá a cargo de una empresa acreditada para ello, de acuerdo con el Procedimiento de Verificación y Validación y Certificación (PVVC) [5]. Merece la pena mencionar que la propuesta de nuevo P.O. 12.2 [6] relativo a la implementación del código de red europeo (Reglamento 2016/631 [7]) contempla nuevas curvas de hueco de tensión, por lo que la certificación se hará en base a una futura norma técnica de supervisión de los requisitos técnicos de dicho reglamento sobre la que se está trabajando actualmente en los grupos de supervisión de la conformidad liderados por Red Eléctrica de España (REE) [8].

En segundo lugar, los promotores han de caracterizar los armónicos emitidos por sus instalaciones. Este requisito aplica exclusivamente a las instalaciones con conexión en red de transporte. La caracterización se realiza mediante simulaciones de flujos de carga armónicos en herramientas tales como Power Factory. Se trata de extrapolar las emisiones armónicas en terminales de un aerogenerador o de un inversor solar, suministrado por el fabricante, a las producidas por todo un parque en su punto de conexión a la red. Para ello se simula la propagación de los armónicos a través de las líneas y transformadores del parque.

En tercer y último lugar, los promotores han de entregar al operador del sistema modelos dinámicos del generador y sus controles, a nivel local y de parque, de todos los parques eólicos y plantas solares que se conecten a la red de transporte y aquellos de más de 10 MW (1 MW en los sistemas insulares) que se conecten a la red de distribución. Estos modelos podrán ser remitidos directamente por el fabricante al operador del sistema por motivos de confidencialidad. Asimismo, de acuerdo con la normativa actual, P.O. 9, los modelos de simulación deben de ser finalmente compatibles con PSS/E y su entrega debe ir acompañada de documentación descriptiva, así como de un informe de validación de la idoneidad de estos modelos frente a medidas reales del parque [8]. El operador del sistema proporciona un listado de modelos estándar admitidos, que consisten en modelos genéricos con parámetros que pueden ajustarse utilizando medidas reales para reproducir la respuesta de cada parque. Sin embargo, se puede dar la situación de que el generador no se ajuste a la estructura de ninguno de estos modelos predefinidos, en cuyo caso se hace necesario la creación de los llamados modelos de usuario de PSS/E, que se codifican en Fortran. Estos modelos de usuario deben cumplir los requisitos especificados en [10].

A modo de ejemplo, la siguiente figura muestra la validación del modelo de simulación de un aerogenerador doblemente alimentado (DFIG) de 2 MW frente a medidas reales. La Fig. 1 compara la respuesta medida (azul) del aerogenerador ante un hueco de tensión a cero de 500 milisegundos de duración, y su comparación con las respuestas simuladas (verde y rojo) con diferentes configuraciones del control.

Fig. 1 Validación del modelo de simulación IEC 61400-27 [11] de un aerogenerador doblemente alimentado (DFIG) de 2 MW frente a medidas reales. Se comparan las respuestas medida (azul) y las respuestas simuladas para dos configuraciones del control de pitch (verde y rojo) ante un hueco de tensión a cero de 500 ms de duración.

Con el creciente peso de las renovables en el mix energético, el acceso a red de estas fuentes de generación es progresivamente exigente. Desde Norvento ayudamos a promotores e ingenierías a generar los modelos y realizar las simulaciones que les permiten cumplir las normativas de acceso y justificar adecuadamente dicho cumplimiento, y a operadores de redes de transporte y distribución a validar mediante simulación la adecuada integración de nuevos activos.

Agradecimientos: Los autores agradecen a Sergio Martínez Villanueva, ingeniero del departamento de fiabilidad del sistema de REE, sus interesantes contribuciones que han ayudado a enriquecer este artículo.

 

Fuentes:

 

Luis Díez Maroto

ldiez Luis es Doctor en Energía Eléctrica por la Universidad Pontificia de Comillas, desarrolla en Norvento proyectos de microrredes y de estudios de red. Contacta con Luis

Inmaculada Saboya Bautista

maguado Inmaculada es Doctora en Energía Eléctrica por la Universidad Pontificia de Comillas, desarrolla en Norvento proyectos de microrredes y de estudios de red. Contacta con Inmaculada