Conexión de xeradores e o Código de Rede Europeo

No artigo previo, introduciamos o espírito e a estrutura do Código de Rede (CdR) europeo e dabamos algunha pincelada sobre como condiciona a conexión a rede de novos xeradores plasmada no CdR europeo de Requisitos para Xeradores (RfG), máis coñecido como Regulamento (UE) 2016/631 da Comisión do 14 de abril de 2016. No actual artigo, imos desagregar con maior detalle os requisitos a satisfacer para conseguir a devandita conexión, que está condicionada polo tamaño da planta e a súa tipoloxía, entre outros aspectos.

Tradicionalmente, os requisitos dos CdR de conexión de xeración a rede europeos abarcaron aspectos que van dende a superación de ocos de tensión ata o desempeño dos reguladores de tensión e velocidade pasando polos modelos de simulación. Estes requisitos foron maioritariamente incluídos no RfG, onde se aprecia un notable esforzo de harmonización. Hai catro elementos clave a considerar para entender os requisitos de conexión a rede:

1. A significatividad do xerador: O RfG clasifica os xeradores en 4 categorías de menor a maior potencia: A, B, C e D, segundo potencia do xerador e tensión do seu punto de conexión tal e como se ve na Figura 1. Os requisitos aplícanse de maneira acumulativa a cada tipo de xerador. Así, cada categoría ten que cumprir os requisitos aplicables á súa propia categoría e ás inmediatamente inferiores. Estes limiares poden ser modificados polo Xestor da Rede de Transporte (GRT) de cada país, como veremos nos seguintes parágrafos.

1. O tipo de xerador: O RfG distingue entre 3 tecnoloxías a saber, módulos de xeración de electricidade síncronos, módulos de parque eléctrico e módulos de parque eléctrico en alta mar (offshore). Como se mostra na Figura 2 a primeira tecnoloxía corresponde aos xeradores síncronos, mentres que os dous últimos conéctanse á rede a través de convertidores e constitúen por tanto xeración non síncrona.

1. A localización do xerador: O RfG modula os requisitos esixibles aos xeradores en función da zona síncrona na que se atopen: Europa Continental, Gran Bretaña, Países Nórdicos, Irlanda e Irlanda do Norte e Estados Bálticos. Así, establécense limiares diferentes para os rangos de tensión, frecuencia ou a mesma separación por potencias dos xeradores como se aprecia na Figura 1. No caso de Europa Continental, estes límites son 1 MW, 50 MW e 75 MW para os xeradores B, C e D respectivamente.
2. A definición do requisito: Os requisitos do RfG poden ser pechados ou abertos, dependendo de se están totalmente definidos ou se deben ser completados pola normativa de cada país para adaptalos ás particularidades da súa rede. Así, nos requisitos de ocos de tensión ou de capacidade de reactiva o RfG establece unhas pinzas dentro das cales cada GRT debe fixar os seus límites. Outro exemplo constitúeo a significatividade, que no caso de España reduce os límites de Europa Continental a 0.1 MW, 5 MW e 50 MW para os xeradores B, C e D respectivamente, como se desprende da proposta do Procedemento de Operación (P.O.) 12.2 de outubro de 2018 dispoñible aquí.

Os requisitos aplicables a xeradores descritos no RfG pódense clasificar dacordo con REE, como se mostra na Figura 3. Verémolos máis en detalle a continuación:

Os requisitos relacionados ca Estabilidade de Frecuencia teñen por obxecto facer fronte a perturbacións en frecuencia e mantela dentro dunhas marxes de seguridade:

• Rangos de frecuencia: son bandas de frecuencias por encima e por debaixo da franxa de réxime permanente que os xeradores deben soportar durante un período de tempo dado sen desconexión.
• Regulación P-f: é a potencia activa que os xeradores inxectan como resposta ás variacións en frecuencia. Así mesmo, establece a redución de potencia aplicable en casos de sobrefrecuencia e limitacións á redución de potencia en caso de subfrecuencia.
• Controlabilidade de P: engade aos requisitos de regulación P-f, os de intervalo de potencia, rapidez, insensibilidade en frecuencia, estatismo e banda morta entre outros.
• Derivada de frecuencia (ROCOF): define a máxima taxa de variación da frecuencia que o xerar debe soportar sen desconectarse.

Existen ademais requisitos relacionados coa Estabilidade Angular e Robustez cuxo propósito é o de garantir a robustez do sistema ante perturbacións que afecten á separación angular dos xeradores:

• Oco de tensión: define unha envolvente de tensión-frecuencia que o xerador debe soportar sen desconectarse tras unha falta na rede.
• Capacidade para soportar oscilacións de P e reconexiones: os xeradores deben manter a estabilidade en caso de oscilacións de potencia en calquera punto do seu diagrama de operación, así como soportar reconexiones automáticas monofásicas e trifásicas. Regúlase tamén o amortiguamiento das oscilacións.
• Recuperación de P tras falta: os xeradores deben de ser capaces de achegar unha magnitude de potencia activa nun tempo dado despois dunha falta para robustecer o sistema.

Polo lado da Estabilidade de Tensión aparecen requisitos que buscan controlar a tensión dentro de rangos específicos e blindala fronte a perturbacións no sistema:

• Rangos de tensión: son bandas de tensións por encima e por debaixo da franxa de réxime permanente que os xeradores deben de soportar durante un período de tempo dado sen desconexión.
• Capacidade de Q a Pmax e por debaixo de Pmax: establece os puntos de funcionamento do xerador en función da potencia activa. No caso da potencia máxima considérase tamén a tensión, mentres que por debaixo da potencia nominal tense en conta o diagrama de capacidade do xerador.
• Corrente de falta rápida: fixa a inxección de corrente por parte dos módulos de parque eléctrico durante a falta para facilitar a súa identificación por parte das proteccións, así como para manter e recuperar a tensión durante e tras a falta.
• Modos de control de Q: establece requisitos de consignas, bandas mortas, precisión, rapidez, pendentes e rangos de operación.

E por suposto existen importantes esixencias relacionadas ca Xestión do Sistema, a saber:

• Esquemas de control e protección: describe as proteccións que deben incorporar os xeradores, así como os seus axustes e a capacidade de intercambiar información en tempo real ou periodicamente co GRT.
• Instrumentación e modelos de simulación: recolle as magnitudes que deben medirse, así como os axustes dos equipos de monitorización. Describe os modelos de simulación estáticos e dinámicos, o seu procedemento de validación, formato e documentación. As simulacións cubren a maioría dos requisitos, dende superación de ocos de tensión ata desempeño de controis pasando por funcionamento en illa.
• Sincronización: regula as condicións de frecuencia e de tensión para sincronizarse á rede, así como o procedemento e os equipos que automatizan esta función.

Con obxecto de facilitar a superación de problemas na rede incluíronse os requisitos relacionados co Restablecemento do Sistema. Son os seguintes:

• Reconexión: regula a reconexión automática dos módulos de xeración á rede tras unha desconexión. Describe tamén a resincronización rápida e a súa interacción cas proteccións.
• Arranque autónomo: é a capacidade de recuperación dun módulo de xeración dende a súa desconexión total sen empregar subministración de enerxía externo dentro dun certo período de tempo. Os módulos con esta capacidade deben ser capaces de manter a tensión e a frecuencia dentro dunhas marxes definidas e de soportar os impactos de carga.
• Funcionamento en illa: establece as condicións de funcionamento dos módulos de xeración eléctrica cando se atopen nunha rede que quedase illada da principal para que a alimente mantendo a frecuencia e a tensión.

Esta é unha primeira aproximación ao contido do código de Requisitos para Xeradores (RfG) aprobado como Regulamento (UE) 2016/631, con todo, a súa complexidade require estudalo en detalle antes de afrontar calquera proxecto, máis canto maior sexa este.

A harmonización dos sistemas eléctricos europeos é un ambicioso proxecto con cambios que afectarán á forma na que estamos habituados a operar os nosos sistemas. En España, son moitos os Procedementos de Operación (PP.OO.) que se verán afectados polo código de Requisitos para Xeradores europeo, por exemplo:

• O P.O. 12.2 no relativo aos requisitos mínimos de deseño, equipamento, funcionamento, seguridade e posta en servizo.
• O P.O. 12.1 para a tramitación de solicitudes de acceso, conexión e posta en servizo á rede de transporte.
• O P.O. 12.3 cuxo requisito de oco de tensión para eólica previsiblemente será integrado no P.O. 12.2.
• Os PP.OO. 11.1 e 11.2 para proteccións e funcionamento de automatismos.
• O P.O. 9 sobre información intercambiada polo Operador do Sistema (VOS).
• O P.O. 7.4 para o servizo complementario de control de tensión.
• O P.O. 1.6 para o establecemento de plans de seguridade para a operación do sistema.
• O P.O. 1.4 de condicións de entrega de enerxía en puntos fronteira da rede.

En Norvento, coñecemos os códigos de rede e ademais dispoñemos das ferramentas de simulación necesarias para superar os procedementos definidos para a conexión a esta. Axudamos a empresas a superar os requisitos marcados polos operadores dos sistemas de transporte, que sen dúbida serán máis esixentes a medida que a penetración de xeración renovable sexa maior.