Objeto del documento

Explicación del proceso de validación de modelos dinámicos relativo al PO9 (procedimiento de operación 9), paso necesario para la puesta en servicio de las instalaciones; para su conexión a red de distribución y red de transporte, y presentación de los servicios que ofrece CERE con respecto a este proceso.

CERE gracias a su experiencia en códigos de red, su conocimiento de los procedimientos de REE y su experiencia en el proceso del PO9, realiza las simulaciones e informe de validación necesarios de los modelos dinámicos (comparación entre simulaciones y ensayos).

Este procedimiento es independiente del proceso de certificación de la NTS [4], aunque los modelos tienen que cumplir los requisitos del código actual en vigor; por lo que tienen que cumplir con los requisitos de la NTS [4] y la orden ministerial 749 [5].

Introducción

El PO9 regula el intercambio de información con el OS (operador del sistema), REE, incluyendo el intercambio de información relativa a los modelos de simulación dinámicos.

El PO9 indica los requisitos y la información de las instalaciones a conectar a la red eléctrica. REE necesita que el modelo de simulación dinámico represente el comportamiento de la planta para la que se realiza el PO9; de forma que, tratándola como una caja negra conectada a la red eléctrica, pueda realizar estudios eléctricos de la red para conocer el comportamiento de esta y operarla de forma segura.

Documentación y archivos necesarios.

Será necesaria la siguiente información para realizar el proceso:

• Manuales de los modelos de simulación

• Modelos de simulación en PSSE, que se puedan ejecutar en la versión 33 de dicho software y que cumplan con las especificaciones de [1], [2] y [3].

• En caso de no disponer de dichos modelos, es posible la utilización de modelos generales de planta y de protecciones desarrollados por REE. Si se opta por este camino, será necesario parametrizar los modelos de forma que representen el funcionamiento real de la instalación. Los modelos deben tener las estrategias de control requeridas en el código de red en vigor, en la actualidad la NTS [4] y la orden ministerial 749 [5].

• Archivos de medidas para poder realizar la validación de los modelos comparando los resultados de los ensayos con los resultados de las simulaciones. En el caso de MGE en los que se incorpora un controlador de planta, será necesario realizar la validación contra las medidas del sistema formado por el UGE (inversor en el caso de tecnología fotovoltaica) y el PPC; es decir, las medidas se corresponden al funcionamiento conjunto de inversor y PPC. Estas medidas pueden corresponder a medidas en banco de laboratorio o medidas realizadas en campo.

• En el caso de que la certificación de planta para la NTS se haya realizado mediante simulaciones complementarias usando modelos dinámicos validados y certificados adecuadamente por una entidad de certificación acreditada, no será necesaria la validación descrita para los modelos dinámicos del PO9 y se aceptará la certificación de acuerdo con la NTS SEPE o SENP, siempre que dichas simulaciones hayan sido realizadas en PSSE. Este aspecto se articulará según explica el documento de la NTS en el Procedimiento de puesta en servicio, documento emitido también por REE.

Sujeto responsable del envío de información a REE

En los que respecta a la información intercambiada con REE, será el propietario del MGE o planta de generación eléctrica o un agente encargado por este quien realice el proceso.

En el caso particular de la información relativa a los modelos dinámicos, existen dos posibilidades:

• El fabricante o los fabricantes podrán entregar una referencia de validación, previamente facilitada por REE, al propietario de la planta para que éste comunique la referencia a REE. Este caso es más problemático si el fabricante del UGE (inversor) no es el mismo que el del PPC (controlador de planta), pues son necesarias las medidas del sistema formado por PPC e inversor. Por lo tanto, los dos fabricantes se tienen que poner de acuerdo para realizar ensayos para obtener los datos reales con los que realizar la comparación con la simulación.

Si la planta de generación no incluye PPC, entonces las medidas serán únicamente de la UGE (del inversor)

• El propietario de planta de generación eléctrica. En este caso el propietario entregará un informe de validación de un tercero (entidad independiente del propietario) a REE junto con los modelos de simulación. En este caso no será necesario ninguna referencia.

Independientemente de la opción elegida, será el propietario de la planta el que debe obtener la aprobación del PO9, pudiendo aportar la referencia o aportando el informe de validación.

Aceptación del informe de validación del modelo de simulación.

REE determinará si el modelo o modelos presentados son válidos en base a su funcionamiento y los informes de validación de modelo.

Proceso

El primer paso es tener disponible toda la información necesaria: Medidas reales de ensayos en bancada o campo, modelos, manuales, etc.

El segundo paso del proceso es la realización de las simulaciones para la validación, potencia activa en función de la frecuencia (PvsF) y simulación de los requisitos de robustez e inyección de corriente durante huecos de tensión, (LVRT). A continuación, se lleva a cabo la comparación gráfica entre medidas reales y simulaciones. De este paso se puede encargar CERE.

Después, se redacta y emite el informe de validación de modelo o modelos. Este paso también lo realizaría CERE.

Envío a REE para la evaluación del modelo o modelos y estudio del informe, es el paso final. El envío lo debe realizar el fabricante o el propietario de la planta dependiendo de qué opción de las presentadas en el epígrafe “Sujeto responsable del envío de información a REE” se ha elegido. La aceptación de los modelos depende del criterio de REE.

Plazos estimados

En el caso de usar los modelos desarrollados por REE y disponer de toda la información necesaria: El proceso constará de 1-2 semanas para las simulaciones y parametrización, y 1-2 semana para la elaboración y emisión del informe de validación.

En el caso de usar los modelos de usuario desarrollados por fabricantes y disponer de toda la información necesaria: El proceso constará de 1-2 semana para las simulaciones y parametrización, y 1-2 semana para la elaboración y emisión del informe de validación.

Una vez se envíe la información a REE, CERE no es responsable de los plazos que REE necesite para comunicar la aceptación del informe.

Referencias

[1] Procedimiento de puesta en servicio. Disponible en:

https://www.ree.es/es/clientes/generador/puesta-en-servicio-de-nuevas-instalaciones/normativa-guias-formularios-y-otra-documentacion

[2] Condiciones de validación y aceptación de los modelos. Enlace en el documento [1].

[3] Requisitos de los modelos de instalaciones eólicas, fotovoltaicas, de almacenamiento y de todas aquellas instalaciones que no utilicen generadores síncronos directamente conectados a la red. Enlace en el documento [1]

[4] Norma técnica de supervisión de la conformidad de los módulos de generación de electricidad según el Reglamento UE 2016/631.

[5] 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 de conexión.

Samuel Rodríguez Carmona
Simulation and Grid Compliance Engineer