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La conexión a red de generadores en el marco del Código de Red Europeo

En el artículo previo, introducíamos el espíritu y la estructura del Código de Red (CdR) europeo y dábamos alguna pincelada sobre cómo condiciona la conexión a red de nuevos generadores plasmada en el Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión de 14 de abril de 2016. En el actual artículo, vamos a desglosar con mayor detalle los requisitos a satisfacer para conseguir dicha conexión, que está condicionada por el tamaño de la planta y su tipología, entre otros aspectos.

Tradicionalmente, los requisitos de los CdR de conexión de generación a red europeos han abarcado aspectos que van desde la superación de huecos de tensión hasta el desempeño de los reguladores de tensión y velocidad pasando por los modelos de simulación. Estos requisitos han sido mayoritariamente incluidos en el CdR europeo de Requisitos para Generadores (RfG), donde se aprecia un notable esfuerzo de armonización. Hay cuatro elementos clave a considerar para entender los requisitos de conexión a red:

  1. La significatividad del generador: El RfG clasifica los generadores en 4 categorías de menor a mayor potencia: A, B, C y D, según potencia del generador y tensión de su punto de conexión tal y como se ve en la Figura 1. Los requisitos se aplican de manera acumulativa a cada tipo de generador. Así, cada categoría tiene que cumplir los requisitos aplicables a su propia categoría y a las inmediatamente inferiores. Estos umbrales pueden ser modificados por el Gestor de la Red de Transporte (GRT) de cada país, como veremos en los siguientes párrafos.

Figura 1: Clasificación de generadores por potencias y zonas síncronas según RfG 

 

  1. El tipo de generador: El RfG distingue entre 3 tecnologías a saber, módulos de generación de electricidad síncronos, módulos de parque eléctrico y módulos de parque eléctrico en alta mar (offshore). Como se muestra en la Figura 2 la primera tecnología corresponde a los generadores síncronos, mientras que los dos últimos se conectan a la red a través de convertidores y constituyen por tanto generación no síncrona.

Figura 2: Tipología de generadores por tecnologías según RfG

 

  1. La ubicación del generador: El RfG modula los requisitos exigibles a los generadores en función de la zona síncrona en la que se encuentren: Europa Continental, Gran Bretaña, Países Nórdicos, Irlanda e Irlanda del Norte y Estados Bálticos. Así, se establecen umbrales diferentes para los rangos de tensión, frecuencia o la misma separación por potencias de los generadores como se aprecia en la Figura 1. En el caso de Europa Continental, estos límites son 1 MW, 50 MW y 75 MW para los generadores B, C y D respectivamente.
  2. La definición del requisito: Los requisitos del RfG pueden ser cerrados o abiertos, dependiendo de si están totalmente definidos o si deben ser completados por la normativa de cada país para adaptarlos a las particularidades de su red. Así, en los requisitos de huecos de tensión o de capacidad de reactiva el RfG establece unas horquillas dentro de las cuales cada GRT debe fijar sus límites. Otro ejemplo lo constituye la significatividad, que en el caso de España reduce los límites de Europa Continental a 0.1 MW, 5 MW y 50 MW para los generadores B, C y D respectivamente, como se desprende de la propuesta del Procedimiento de Operación (P.O.) 12.2 de octubre de 2018 disponible aquí.

Los requisitos aplicables a generadores descritos en el RfG se pueden clasificar de acuerdo a esta referencia, como se muestra en la Figura 3. Los veremos más en detalle a continuación:

Figura 3: Estructura del RfG basada en Presentación Códigos de Red de REE

 

Los requisitos relacionados con la Estabilidad de Frecuencia tienen por objeto hacer frente a perturbaciones en frecuencia y mantenerla dentro de unos márgenes de seguridad:

  • Rangos de frecuencia: son bandas de frecuencias por encima y por debajo de la franja de régimen permanente que los generadores deben soportar durante un período de tiempo dado sin desconexión.
  • Regulación P-f: es la potencia activa que los generadores inyectan como respuesta a las variaciones en frecuencia. Asimismo, establece la reducción de potencia aplicable en casos de sobrefrecuencia y limitaciones a la reducción de potencia en caso de subfrecuencia.
  • Controlabilidad de P: añade a los requisitos de regulación P-f, los de intervalo de potencia, rapidez, insensibilidad en frecuencia, estatismo y banda muerta entre otros.
  • Derivada de frecuencia (ROCOF): define la máxima tasa de variación de la frecuencia que el generar debe soportar sin desconectarse.

Existen además requisitos relacionados con la Estabilidad Angular y Robustez cuyo propósito es el de garantizar la robustez del sistema ante perturbaciones que afecten a la separación angular de los generadores:

  • Hueco de tensión: define una envolvente de tensión-frecuencia que el generador debe soportar sin desconectarse tras una falta en la red.
  • Capacidad para soportar oscilaciones de P y reconexiones: los generadores deben mantener la estabilidad en caso de oscilaciones de potencia en cualquier punto de su diagrama de operación, así como soportar reconexiones automáticas monofásicas y trifásicas. Se regula también el amortiguamiento de las oscilaciones.
  • Recuperación de P tras falta: los generadores deben de ser capaces de aportar una magnitud de potencia activa en un tiempo dado después de una falta para robustecer el sistema.

Por el lado de la Estabilidad de Tensión aparecen requisitos que buscan controlar la tensión dentro de rangos específicos y blindarla frente a perturbaciones en el sistema:

  • Rangos de tensión: son bandas de tensiones por encima y por debajo de la franja de régimen permanente que los generadores deben de soportar durante un período de tiempo dado sin desconexión.
  • Capacidad de Q a Pmax y por debajo de Pmax: establece los puntos de funcionamiento del generador en función de la potencia activa. En el caso de la potencia máxima se considera también la tensión, mientras que por debajo de la potencia nominal se tiene en cuenta el diagrama de capacidad del generador.
  • Corriente de falta rápida: fija la inyección de corriente por parte de los módulos de parque eléctrico durante la falta para facilitar su identificación por parte de las protecciones, así como para mantener y recuperar la tensión durante y tras la falta.
  • Modos de control de Q: establece requisitos de consignas, bandas muertas, precisión, rapidez, pendientes y rangos de operación.

Y por supuesto existen importantes exigencias relacionadas con la Gestión del Sistema, a saber:

  • Esquemas de control y protección: describe las protecciones que deben incorporar los generadores, así como sus ajustes y la capacidad de intercambiar información en tiempo real o periódicamente con el GRT.
  • Instrumentación y modelos de simulación: recoge las magnitudes que deben medirse, así como los ajustes de los equipos de monitorización. Describe los modelos de simulación estáticos y dinámicos, su procedimiento de validación, formato y documentación. Las simulaciones cubren la mayoría de los requisitos, desde superación de huecos de tensión hasta desempeño de controles pasando por funcionamiento en isla.
  • Sincronización: regula las condiciones de frecuencia y de tensión para sincronizarse a la red, así como el procedimiento y los equipos que automatizan esta función.

Con objeto de facilitar la superación de problemas en la red se incluyeron los requisitos relacionados con el Restablecimiento del Sistema son los siguientes:

  • Reconexión: regula la reconexión automática de los módulos de generación a la red tras una desconexión. Describe también la resincronización rápida y su interacción con las protecciones.
  • Arranque autónomo: es la capacidad de recuperación de un módulo de generación desde su desconexión total sin emplear suministro de energía externo dentro de un cierto período de tiempo. Los módulos con esta capacidad deben ser capaces de mantener la tensión y la frecuencia dentro de unos márgenes definidos y de soportar los impactos de carga.
  • Funcionamiento en isla: establece las condiciones de funcionamiento de los módulos de generación eléctrica cuando se encuentren en una red que haya quedado aislada de la principal para que la alimente manteniendo la frecuencia y la tensión.

Esta es una primera aproximación al contenido del código de Requisitos para Generadores, no obstante, su complejidad requiere estudiarlo en detalle antes de afrontar cualquier proyecto, más cuanto mayor sea éste.

La armonización de los sistemas eléctricos europeos es un ambicioso proyecto con cambios que afectarán a la forma en la que estamos acostumbrados a operar nuestros sistemas. En España, son muchos los Procedimientos de Operación (PP.OO.) que se verán afectados por el código de Requisitos para Generadores europeo, por ejemplo:

  • El P.O. 12.2 en lo concerniente a los requisitos mínimos de diseño, equipamiento, funcionamiento, seguridad y puesta en servicio.
  • El P.O. 12.1 para la tramitación de solicitudes de acceso, conexión y puesta en servicio a la red de transporte.
  • El P.O. 12.3 cuyo requisito de hueco de tensión para eólica previsiblemente será integrado en el P.O. 12.2.
  • Los PP.OO. 11.1 y 11.2 para protecciones y funcionamiento de automatismos.
  • El P.O. 9 sobre información intercambiada por el Operador del Sistema (OS).
  • El P.O. 7.4 para el servicio complementario de control de tensión.
  • El P.O. 1.6 para el establecimiento de planes de seguridad para la operación del sistema.
  • El P.O. 1.4 de condiciones de entrega de energía en puntos frontera de la red.

En Norvento, conocemos los códigos de red y además disponemos de las herramientas de simulación necesarias para superar los procedimientos definidos para la conexión a ésta. Ayudamos a empresas a superar los requisitos marcados por los operadores de los sistemas de transporte, que sin duda serán más exigentes a medida que la penetración de generación renovable sea mayor.

 

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ldiez Luis Díez Maroto
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

isaboya Inmaculada Saboya Bautista
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