Marcel David Rodrigo Sánchez / Alejandro Butragueño Sanchez, responsable de estudios de Redes Eléctricas de Izharia / , ingeniero de estudios de Redes Eléctricas de Izharia

El 3 de noviembre de 2020 se publicó la segunda versión de la Norma Técnica de Supervisión de la conformidad de los módulos de generación de electricidad según el reglamento UE 2016/631 (en adelante NTS). Esta norma establece tanto los requisitos como las pruebas necesarias para asegurar el cumplimento de instalaciones de generación para el sistema eléctrico peninsular. Es importante señalar, que para los sistemas eléctricos insulares se publicó el 3 de noviembre de 2020 la primera versión de la NTS SENP.

El 7 de julio de 2020 se publica en el BOE el RD 647/2020, este adapta a las condiciones españolas la legislación establecida en el Reglamento (UE) 2016/631, el Reglamento (UE) 2016/1388 y el Reglamento (UE) 2016/1447. Estas legislaciones constituyen los códigos de Red de Conexión, que establecen los requisitos mínimos necesarios para la conexión de instalaciones de generación, demanda y HVDC. El 1 de agosto de 2020 se publica la Orden TED/749/2020 como complemento al RD 647/2020. De acuerdo con estos documentos la NTS se actualiza el 3 de noviembre de 2020.

Antes de entrar en detalle en los métodos de evaluación del cumplimiento de los requisitos técnicos exigidos en los códigos de red, se presenta un vistazo global a los trámites necesarios para la conexión de instalaciones de generación de acuerdo con el Real Decreto 647/2020 del 7 de julio de 2020.

Figura 1: Proceso Notificaciones Operacionales

El FON es la notificación que permitirá la operación definitiva de la instalación. El proceso para la obtención del FON pasa necesariamente por la obtención de las notificaciones previas. Primero se debe obtener la Notificación Operacional de Energización (EON) y la Notificación Operacional Provisional (ION). Desde la obtención del ION, se tiene un plazo máximo de 24 meses para conseguir el FON. Durante ese tiempo se debe obtener la inscripción al Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica (RAIPPE) y la Aprobación de pruebas pre-Operacionales de Energía (APESp), como también el certificado de la “supervisión de conformidad”, establecido en la NTS versión 2. La evaluación de la conformidad de cada requisito exigido en la NTS puede realizarse mediante:

• Pruebas de conformidad (P): Estas se deben llevar a cabo por una entidad acreditada¹ que elaborará un informe de los ensayos y enviará los resultados a un certificador autorizado².

• Simulaciones de conformidad (S): Se deben llevar a cabo a través de una entidad acreditada que elaborará un informe de las simulaciones y enviará los resultados a un certificador autorizado para su evaluación.

• Certificados de equipos (C): Los equipos instalados (UGE o CAMGE) en el MGE se certifican individualmente por certificadores autorizados. Según la NTS se define un MGE (Modulo de generación de electricidad) como un conjunto de uno o varios UGE (Unidad de Generación de Electricidad) como inversores o aerogeneradores y los CAMGE (Componentes Adicionales del MGE), que son aquellos elementos activos que forman parte del MGE y no son las UGE, cuya respuesta afecta al cumplimiento de la NTS como STATCOMs, condensadores síncronos, baterías y PPC (o “Power Plant Controller”); ya que el cumplimiento individual de cada equipo no asegura el cumplimiento general de la instalación se requieren Simulaciones Complementarias.
  
  Las Simulaciones Complementarias son pruebas realizadas mediante software con modelos que imitan el comportamiento de los MGE para analizar y evaluar el cumplimiento de los requisitos complementarios a los certificados de equipo. Para algunos de estos requisitos es necesario contar con un modelado dinámico del equipo (UGE o CAMGE) certificado por un certificador autorizado. Las simulaciones complementarias pueden realizarse por cualquier entidad, pero deben ser revisadas por un certificador autorizado. Pueden realizarse mediante herramientas de software como: DIgSILENT PowerFactory, PSS/E, PSCAD o NEPLAN

Subestación 400/220 kV

Para la obtención del certificado de supervisión de la conformidad deben cumplirse los requisitos mencionados en la NTS y resumidos a continuación:

1. Modo de regulación potencia-frecuencia limitado-sobrefrecuencia (MRPFL-O) - Apartado 5.1. de la NTS:
   Este requerimiento se realiza a través de pruebas y simulaciones de conformidad o por certificados de equipo con simulaciones complementarias requiriéndose modelados dinámicos de los equipos. Una vez que los equipos y sus modelos de software estén certificados. Se trata de comprobar la capacidad de reserva de potencia activa en condiciones de sobrefrecuencia.
    
2. Modo de regulación potencia-frecuencia limitado-subfrecuencia (MRPFL-U) - Apartado 5.2 de la NTS:
   Este requerimiento, puede realizarse mediante los mismos métodos que el anterior. Se comprueba la capacidad de aumentar la potencia activa ante situaciones de subfrecuencia.
    
3. Modo de regulación potencia-frecuencia limitado (MRPFL) - Apartado 5.3. de la NTS:
   Este requerimiento puede evaluarse como los anteriores. El objetivo es verificar que el MGE es capaz de controlar las reservas de potencia-frecuencia tanto para para sobrefrecuencia y baja frecuencia de forma limitada.
    
4. Control de potencia-frecuencia - Apartado 5.4. de la NTS:
   Este apartado lo evalúa el Gestor de Red de Transporte (REE), en el momento de la puesta en servicio del MGE.
    
5. Capacidad y rango de control de potencia reactiva- Apartado 5.5 de la NTS:
   Este apartado se deberá realizar a través de una prueba de conformidad con una entidad acreditada y esta prueba deberá ser enviada a un certificador autorizado para su evaluación.
    
6. Capacidad de potencia reactiva a la capacidad máxima y por debajo de la capacidad máxima - Apartado 5.7 de la NTS:
   El objetivo de este requerimiento consiste en verificar que el MGE es capaz de suministrar la potencia reactiva requerida entregando la máxima potencia activa. Este requisito puede evaluarse mediante certificados de equipo y simulaciones complementarias.
    
7. Control potencia reactiva en MPE - Apartado 5.8. de la NTS:
   Este requerimiento se puede realizar a través de simulaciones complementarias. El objetivo de este ensayo es verificar que el MPE es capaz de controlar la potencia reactiva. Este requisito puede evaluarse mediante certificados de equipo y simulaciones complementarias, pero requiere de modelos dinámicos certificados.
    
8. Amortiguamiento de las oscilaciones de potencia en MPE- Apartado 5.10 de la NTS:
   Este apartado lo evalúa el Gestor de Red de Transporte (REE), y debe realizar a nivel de la UGE por una entidad acreditada.
    
9. Requisitos de robustez: recuperación de potencia activa después de una falta, capacidad para soportar huecos de tensión y capacidad de inyección rápida de corriente falta- Apartado 5.11 de la NTS:
   En este requerimiento se deberá realizar en bornas de la UGE, por una entidad acreditada. En el caso de que no haya sido posible su cumplimiento por prueba, se dispondrá de un modelo certificado que permita representar el comportamiento del MGE.

Si bien, a día de hoy, el número de equipos certificados es reducido, se prevé que los fabricantes certifiquen sus equipos y modelos de software permitiendo que la evaluación de la conformidad de la NTS para plantas de generación renovable sea más ágil y económica, al reducir el número de pruebas en campo necesarias. Permitiendo que la mayor parte de los requisitos sean evaluados mediante certificados y simulaciones complementarias sin reducir la exigencia de confiabilidad y robustez del sistema eléctrico.

Referencias

[1] REE, AELEC, ASEME, CIDE “Norma técnica de supervisión de la conformidad de los módulos de generación de electricidad según el reglamento UE 2016/631, 03 de noviembre 2020.

[2] Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión de 14 de abril de 2016 que un código de red sobre requisitos de conexión de generadores a la red.

[3] Orden TED/749/2020, de 16 de julio, por la que se establecen los requisitos técnicos para la conexión a la red necesarios para la implementación de los códigos de red para conexión.

[4] Real decreto 647/2020, de 7 de julio, por el que se regulan aspectos necesarios para la implementación de los códigos de red de conexión de determinadas instalaciones eléctricas.

¹ Entidad Acreditada: entidad que dispone de acreditación de acuerdo con la norma UNE EN ISO/IEC 17025, para la realización de ensayos en campo o bancada de UGE o CAMGE, o para la realización de simulaciones con modelos informáticos de UGE, MGE o CAMGE, por la Entidad Nacional de Acreditación (ENAC) o por cualquier otro organismo acreditador con el que ENAC tenga acuerdo mutuo (ILAC)

² Certificador autorizado: una entidad que emite certificados de equipos y documentos de módulos de generación de electricidad y cuya acreditación la otorga la filial nacional de la Cooperación Europea de la Acreditación («EA»), establecida de conformidad con el Reglamento (CE) nº 765/2008 del Parlamento Europeo y del Consejo.