La Norma Técnica de Supervisión (NTS) [1] aprobada el pasado 3 de noviembre de 2020 desarrolla los requisitos técnicos, establecidos previamente por el Reglamento UE 2016/631 [2], que las nuevas plantas de generación que se conecten a la red eléctrica deben cumplir.
El requisito 5.7, que evalúa la capacidad de compensación reactiva a la capacidad máxima y por debajo de la capacidad máxima, es de especial importancia durante las fases iniciales de diseño de la instalación de generación. Su incumplimiento pudiera derivar en un derating de la capacidad máxima declarada por la planta (PMAX, potencia activa máxima que puede inyectar a la red un Módulo de Generación de Electricidad) o en la necesidad de incluir equipos de compensación de reactiva como bancos de condensadores o STATCOMs, u otros cambios en el diseño de la planta.
En caso de que existan instalaciones compartidas por varias plantas de generación, dadas las dificultades que pueden darse en algunos casos para conocer el detalle de las instalaciones compartidas hasta el Punto de Conexión a Red (PCR), la NTS contempla dos métodos para evaluar este requisito: un modelado completo (evaluando el requisito en el PCR) o un modelado alternativo (evaluando el requisito en Barras de central, BC). En ambos casos, se hace uso de generadores ficticios para simular el efecto de los otros MGEs que comparten instalaciones hasta el PCR.
En el caso del modelado alternativo, el rango exigido de capacidad de reactiva en BC es mayor para compensar el efecto no modelado de los transformadores y líneas hasta el PCR, ya que el objetivo final es garantizar el cumplimiento en el PCR, haciendo una aproximación genérica de los consumos de reactiva de las instalaciones de enlace.
Sin embargo, en este post analizamos a través de dos ejemplos, que desde el punto de vista del titular de la instalación, es muy conveniente analizar para cada caso qué tipo de modelado puede ser más favorable, pues los resultados pueden variar de forma bastante significativa.
En la NTS se distinguen dos tipos de casos para instalaciones compartidas dependiendo de dónde se sitúe BC. El ejemplo de este post corresponde al tipo A al estar BC situado en el lado de alta del transformador elevador del MGE (Figura 1).
Figura 1 | Esquema ejemplo indicativo de la ubicación de BC (Caso A y Caso B) [1].
Ejemplo 1 | Línea de evacuación compartida
En este ejemplo, la planta de generación está formada por 6 inversores (21.78 MW de potencia instalada) con sus respectivos transformadores elevadores de UGE (30/0.66 kV), un transformador elevador de MGE (400/30 kV) con cambiador de tomas en carga (OLTC) y la línea de evacuación, siendo ésta compartida por otra planta idéntica representada en color azul (Figura 2). La potencia de acceso en PCR (PMAX) es de 21 MW.
Figura 2 | Diagrama unifilar del sistema en evaluación (Ejemplo 1)
Como se ha explicado antes, en este caso se pueden optar por dos modelados distintos (Figura 3 y Figura 4) y a cada uno le aplicarán requisitos diferentes: en el caso del modelado alternativo hasta BC, el rango de potencia reactiva exigido es más amplio para compensar el efecto de los elementos no modelados hasta el PCR.
Figura 3 | Modelado completo para el sistema del Ejemplo 1
Figura 4 | Modelado alternativo para el sistema del Ejemplo 1
Para simular todo el rango de requerimiento de potencia reactiva de la planta en el PCR (o en BC) que se especifica en [1], se calculan flujos de potencia realizando un barrido por todos los niveles de generación de potencia activa entre 0 y PMAX, tanto para la tensión nominal, como para los valores mínimo y máximo en el PCR (0.95 y 1.05 p.u.). Así mismo, se realiza otro barrido por el rango de tensiones admisibles en el PCR a la potencia máxima de la planta. En todos los flujos de carga, la salida de potencia reactiva del inversor es la máxima posible acorde con sus curvas QP de trabajo y las tomas de los transformadores se sitúan en la posición optima para favorecer la máxima capacidad de reactiva respetando los límites de tensión en todas las barras de la planta. De este modo, la incapacidad de la planta para operar en un nivel de generación/consumo de potencia reactiva igual o superior al delimitado por las curvas de los requisitos denota un incumplimiento.
En primer lugar, se muestran los resultados sin equipos de compensación de reactiva para la PMAX objetivo de 21MW (Tabla 1). En las gráficas se puede observar que la planta no podría certificar el cumplimiento del requisito ya que varios puntos de operación se encuentran dentro del área delimitada por los requisitos.
Tabla 1 | Ejemplo 1: Evaluación del requisito 5.7 para el modelado completo y el modelado alternativo (derating=0%)
A continuación, se calcula el derating mínimo de PMAX en cada caso con el fin de que la planta cumpla con los requisitos que le son de aplicación. Como se puede observar en los resultados presentados en la Tabla 2, este valor es superior en el caso del modelado alternativo ya que en este caso el mayor rango exigido en BC penaliza más que el consumo de reactiva no modelado de los elementos hasta el PCR.
Tabla 2 | Ejemplo 1: Evaluación del requisito 5.7 para el modelado completo y el modelado alternativo
Ejemplo 2 | Línea de evacuación y transformador elevador compartidos
En este caso, la planta de generación es la misma que en el Ejemplo 1 hasta la red colectora, pero está conectada a través de un transformador elevador con OLTC de MGE (132/30 kV) a un transformador de 400/132 kV y la línea de evacuación, siendo estos dos últimos elementos compartidos por otra planta idéntica representada en color azul (Figura 5).
Figura 5 | Diagrama unifilar del sistema en evaluación (Ejemplo 2)
Al igual que en el Ejemplo 1, se puede optar por un modelado completo (Figura 6) o un modelado alternativo (idéntico al del Ejemplo 1, Figura 4). Debido a la presencia del transformador elevador compartido es necesario incluir un MGE ficticio en el lado de baja de éste con una potencia igual a 
(Ejemplo II de [1]).
Figura 6 | Modelado completo para el sistema del Ejemplo 2
De nuevo, se muestran los resultados en el caso de no aplicar ningún tipo de derating a la PMAX de la planta (Tabla 3) y, al igual que en el Ejemplo 1, con ambos modelos se incumplen los requisitos.
Tabla 3 | Ejemplo 2: Evaluación del requisito 5.7 para el modelado completo y el modelado alternativo (derating=0%)
En este caso, al calcular el derating mínimo (Tabla 4) se observa que el del modelado alternativo es sustancialmente menor al del completo, ya que no es necesario considerar en el análisis el transformador elevador de 400/132 kV.
Tabla 4 | Ejemplo 2: Evaluación del requisito 5.7 para el modelado completo y el modelado alternativo
Equipos de compensación reactiva
Por último, se calculan capacidades necesarias en equipos de compensación de potencia reactiva con el objetivo de evitar el derating de la planta, a la vez que se cumple con las condiciones impuestas por el requisito 5.7. Dichos equipos, instalados en BC, deben contar con un control dinámico adecuado para cumplir con el requisito 5.8 de modos de control de potencia reactiva [1]:
Puede observarse que, según cada caso, dependiendo del esquema de conexión hasta el PCR, un modelado u otro impondrá una mayor exigencia.
Conclusiones
El ejemplo presentado en este post muestra la importancia a la hora de decidir dónde evaluar el requisito 5.7 de la NTS, bien en el PCR a través de un modelado completo o bien en BC mediante un modelado alternativo. En ambos casos se pueden obtener resultados diferentes con consecuencias económicas para el proyecto de MGE, ya sea por la pérdida de ingresos al reducir PMAX o por el coste de instalar equipos de compensación de reactiva de mayor tamaño.
Desde el equipo de Estudios de Red de Norvento, entre otros estudios de ingeniería para el diseño de plantas de generación renovables, ofrecemos asesoría técnica a nuestros clientes en la búsqueda de la solución más rentable para cumplir los requisitos de los Códigos de Red desde la fase inicial de diseño.
Referencias
- Norma Técnica de Supervisión de la Conformidad de los Módulos de Generación de Electricidad según el Reglamento UE 2016/631. Versión 2.0. 3 de noviembre de 2020.
- Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión, de 14 de abril de 2016, que establece un código de red sobre requisitos de conexión de generadores a la red.
Daniel Álvaro
Daniel es ingeniero industrial especializado en análisis de sistemas eléctricos y regulación. Es responsable del departamento de Estudios de Red de Norvento, que desarrolla todo tipo de estudios de consultoría relacionados con la integración de renovables en red. Contacta con Daniel