Art. 15
Requisitos generales de los módulos de generación de electricidad de tipo C
En vigor desde 14 abr 2016
Artículo 15
Requisitos generales de los módulos de generación de electricidad de tipo C
1. Los módulos de generación de electricidad de tipo C deberán cumplir los requisitos definidos en los artículos 13 y 14, excepto el artículo 13, apartado 2, letra b), y apartado 6, y el artículo 14, apartado 2.
2. Los módulos de generación de electricidad de tipo C deberán cumplir los siguientes requisitos de estabilidad de frecuencia:
a)
en cuanto a la capacidad de control y el rango de control de la potencia activa, el sistema de control del módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de ajustar una consigna de potencia activa conforme a las instrucciones proporcionadas al propietario de la instalación de generación de electricidad por el gestor de red o el GRT pertinentes.
El gestor de red o el GRT pertinentes deberán establecer el período en el que se debe alcanzar la consigna de potencia activa. El GRT pertinente especificará una tolerancia (sujeta a la disponibilidad del recurso del motor primario) que se aplica a la nueva consigna y el tiempo en el que se debe alcanzar;
b)
se deberán permitir las medidas locales manuales en los casos en los que los dispositivos de control remoto automático estén fuera de servicio.
El gestor de red o el GRT pertinentes deberán notificar a la autoridad reguladora el tiempo necesario para alcanzar la consigna, juntamente con la tolerancia de potencia activa;
c)
además de lo previsto en el artículo 13, apartado 2, los siguientes requisitos se aplicarán a los módulos de generación de electricidad de tipo C en relación con el modo regulación potencia-frecuencia limitado-subfrecuencia (MRPFL-U):
i)
el módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de activar reservas de regulación potencia-frecuencia dentro de un determinado rango de frecuencias y con el estatismo especificado por el GRT pertinente en coordinación con los GRT de la misma zona síncrona de la forma siguiente:
—
el rango de frecuencias especificado por el GRT deberá estar entre 49,8 y 49,5 Hz, ambas incluidas,
—
el ajuste del estatismo especificado por el GRT deberá estar entre el 2 y el 12 %.
Esto se representa gráficamente en la figura 4,
ii)
la provisión real de respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia en modo MRPFL-U tendrá en cuenta:
—
las condiciones ambientales cuando se activa la respuesta,
—
las condiciones de funcionamiento del módulo de generación de electricidad, en particular las limitaciones de funcionamiento próximas a la capacidad máxima a frecuencias bajas y el correspondiente impacto de las condiciones ambientales de acuerdo con el artículo 13, apartados 4 y 5, y
—
la disponibilidad de las fuentes de energía primarias,
iii)
la activación de la respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia por parte del módulo de generación de electricidad no se deberá retrasar indebidamente. En caso de un retraso superior a dos segundos, el propietario de la instalación de generación de electricidad deberá justificarlo al GRT pertinente,
iv)
en modo MRPFL-U, el módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de proporcionar un aumento de potencia hasta su capacidad máxima,
v)
se deberá garantizar el funcionamiento estable del módulo de generación de electricidad durante el funcionamiento en modo MRPFL-U;
Figura 4
Capacidad de respuesta de la potencia activa a la frecuencia de los módulos de generación de electricidad en MRPFL-U
·
Módulos de generación de electricidad síncronos:
Pref es la capacidad máxima.
·
Módulos de parque eléctrico:
Pref es la salida de potencia active real en el momento de alcanzar el umbral LFSM-U o la capacidad máxima, según defina el GRT pertinente.
Pref
es la potencia activa de referencia con la que se relaciona ΔΡ y puede especificarse de forma diferente para los módulos de generación de electricidad síncronos y los módulos de parque eléctrico. ΔΡ es la variación en la salida de potencia activa del módulo de generación de electricidad. fn
es la frecuencia nominal (50 Hz) en la red y Δf es la desviación de frecuencia en la red. En subfrecuencias donde Δf es inferior a Δf1
, el módulo de generación de electricidad debe presentar una variación en la salida de potencia activa positiva de acuerdo con el estatismo S2
.
d)
además de lo previsto en el apartado 2, letra c), se aplicará acumulativamente lo siguiente cuando esté en funcionamiento el modo regulación potencia-frecuencia («MRPF»):
i)
el módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de activar el suministro de reservas de regulación potencia-frecuencia de conformidad con los parámetros especificados por cada GRT pertinente dentro de los rangos mostrados en el cuadro 4. Al especificar dichos parámetros, el GRT pertinente deberá atender a lo siguiente:
—
en caso de sobrefrecuencia, la respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia estará limitada por el nivel mínimo de regulación,
—
en caso de subfrecuencia, la respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia estará limitada por la capacidad máxima,
—
la provisión real de la respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia depende de las condiciones ambientales y de funcionamiento del módulo de generación de electricidad cuando se activa la respuesta, en particular las limitaciones de funcionamiento próximas a la capacidad máxima a frecuencias bajas de conformidad con el artículo 13, apartados 4 y 5, y las fuentes de energía primaria disponibles,
Cuadro 4
Parámetros de respuesta de la potencia activa con la variación de frecuencia en MRPF (explicación de la figura 5)
Parámetros
Rangos
Intervalo de potencia activa en relación con la capacidad máxima
1,5-10 %
Insensibilidad de respuesta con la variación de frecuencia
10-30 mHz
0,02-0,06 %
Banda muerta de respuesta con la variación de frecuencia
0-500 mHz
Estatismo s
1
2-12 %
Figura 5
Capacidad de respuesta de la potencia activa ante variaciones de la frecuencia de los módulos de generación de electricidad en MRPF para ilustrar el caso de banda muerta e insensibilidad nulas
·
Módulos de generación de electricidad síncronos:
Pref es la capacidad máxima.
·
Módulos de parque eléctrico:
Pref es la salida de potencia activa real en el momento de alcanzar el umbral LFSM-O o la capacidad máxima, según defina el GRT pertinente.
Pref
es la potencia activa de referencia con la que se relaciona ΔΡ. ΔΡ es la variación en la salida de potencia activa del módulo de generación de electricidad. fn
es la frecuencia nominal (50 Hz) de la red y Δf es la desviación de la frecuencia de la red.
ii)
la banda muerta de respuesta con la variación de frecuencia de la desviación de frecuencia y el estatismo se deberá poder seleccionar repetidamente,
iii)
en el caso de una variación brusca de frecuencia, el módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de activar la respuesta total de la potencia activa con la variación de frecuencia, en o por encima de la línea que se muestra en la figura 6, de conformidad con los parámetros especificados por cada GRT (que deben estar destinados a evitar oscilaciones de potencia activa para el módulo de generación de electricidad), dentro de los rangos indicados en el cuadro 5. La combinación de ajustes de parámetros especificada por el GRT deberá tener en cuenta las posibles limitaciones dependientes de la tecnología,
iv)
la activación inicial de la respuesta de la potencia activa necesaria con la variación de frecuencia no deberá retrasarse indebidamente.
Si el retraso en la activación inicial de la respuesta de la potencia activa con la variación de frecuencia es superior a dos segundos, el propietario de la instalación de generación de electricidad deberá proporcionar pruebas técnicas que demuestren por qué se ha requerido un tiempo más largo.
En el caso de los módulos de generación de electricidad sin inercia, el GRT pertinente puede especificar un tiempo inferior a dos segundos. Si el propietario de la instalación de generación de electricidad no puede cumplir este requisito, deberá proporcionar pruebas técnicas que demuestren por qué es necesario un tiempo más largo para la activación inicial de la respuesta de la potencia activa con la variación de frecuencia,
Figura 6
Capacidad de respuesta de la potencia activa ante variaciones de frecuencia.
Pmax
es la capacidad máxima con la que se relaciona ΔΡ. ΔΡ es el cambio en la salida de potencia activa del módulo de generación de electricidad. El módulo de generación de electricidad debe proporcionar una salida de potencia activa ΔΡ hasta el punto ΔΡ1
de acuerdo con los tiempos t1
y t2
, y los valores de ΔΡ1
, t1
y t2
debe especificarlos el GRT pertinente según el cuadro 5. t1
es el retraso inicial. t2
es el tiempo para la activación total.
v)
el módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de activar completamente el suministro de reservas de regulación potencia-frecuencia durante un período de entre 15 y 30 minutos, según especifique el GRT pertinente. Al especificar el período, el GRT deberá tener en cuenta el margen de potencia activa y la fuente de energía primaria del módulo de generación de electricidad,
vi)
dentro de los límites definidos en el apartado 2, letra d), inciso v), el control de potencia activa no deberá tener un efecto adverso en la respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia de los módulos de generación de electricidad,
vii)
los parámetros especificados por el GRT pertinente de conformidad con los incisos i), ii), iii) y v) deberán notificarse a la autoridad reguladora pertinente. Las modalidades de dicha notificación se especificarán de conformidad con el marco normativo nacional aplicable;
Cuadro 5
Parámetros de activación completa de la respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia resultantes de un cambio brusco de frecuencia (explicación de la figura 6)
Parámetros
Rangos o valores
Intervalo de potencia activa en relación con la capacidad máxima (intervalo de respuesta a la frecuencia)
1,5-10 %
En el caso de los módulos de generación de electricidad con inercia, la demora inicial máxima admisible t
1, a menos que se justifique lo contrario de acuerdo con el artículo 15, apartado 2, letra d), inciso iv)
2 segundos
En el caso de los módulos de generación de electricidad sin inercia, la demora inicial máxima admisible t
1, a menos que se justifique lo contrario de acuerdo con el artículo 15, apartado 2, letra d), inciso iv)
según especifique el GRT pertinente
Selección máxima admisible del tiempo de activación total t
2, a menos que el GRT pertinente permita tiempos de activación más largos por motivos de estabilidad del sistema
30 segundos
e)
en cuanto al control de potencia-frecuencia, el módulo de generación de electricidad deberá ofrecer funciones que cumplan las especificaciones especificadas por el GRT pertinente, con el objetivo de restablecer la frecuencia a su valor nominal o de mantener los flujos de intercambio de potencia entre las zonas de control en sus valores programados;
f)
en cuanto a la desconexión debida a subfrecuencia, las instalaciones de generación de electricidad capaces de actuar como carga, incluidas las instalaciones de generación de electricidad con almacenamiento por bombeo hidráulico, deberán ser capaces de desconectar su carga en caso de subfrecuencia. El requisito mencionado en este apartado no afecta al suministro auxiliar;
g)
en cuanto a la monitorización en tiempo real del MRPF:
i)
para monitorizar el funcionamiento de la respuesta frecuencia-potencia, la interfaz de comunicación deberá estar equipada para transferir en tiempo real y de forma segura desde la instalación de generación de electricidad hasta el centro de control de la red del gestor de red o del GRT pertinentes, a instancias del gestor de red o del GRT pertinentes, al menos las señales siguientes:
—
señal de estado del MRPF (activado/desactivado),
—
salida de potencia activa programada,
—
valor efectivo de la salida de potencia activa,
—
ajuste efectivo de los parámetros de respuesta de la potencia activa con la variación de frecuencia,
—
estatismo y banda muerta,
ii)
el gestor de red y el GRT pertinentes deberán especificar las señales adicionales que deberá proporcionar la instalación de generación de electricidad por los dispositivos de monitorización y registro con el fin de verificar el funcionamiento del suministro de reservas de regulación frecuencia-potencia por parte de los módulos de generación de electricidad participantes.
3. En cuanto a la estabilidad de la tensión, los módulos de generación de electricidad de tipo C deberán ser capaces de desconectarse automáticamente cuando la tensión en el punto de conexión alcance los niveles especificados por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente.
Las condiciones y ajustes de desconexión automática real de los módulos de generación de electricidad deberán ser especificados por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente.
4. Los módulos de generación de electricidad de tipo C deberán cumplir los siguientes requisitos en relación con la robustez:
a)
en caso de oscilaciones de potencia, los módulos de generación de electricidad deberán mantener la estabilidad en régimen permanente cuando operen en cualquier punto de funcionamiento del diagrama P-Q;
b)
sin perjuicio de lo establecido en el artículo 13, apartados 4 y 5, los módulos de generación de electricidad deberán ser capaces de permanecer conectados a la red y de funcionar sin reducción de potencia, siempre que la tensión y la frecuencia permanezcan dentro de los límites especificados de acuerdo con el presente Reglamento;
c)
los módulos de generación de electricidad deberán ser capaces de permanecer conectados a la red durante reconexiones automáticas monofásicas o trifásicas en líneas de red mallada, si procede en la red a la que están conectados. Los detalles de dicho requisito estarán sujetos a la coordinación y los acuerdos sobre los esquemas de protección y sus ajustes dispuestos en el artículo 14, apartado 5, letra b).
5. Los módulos de generación de electricidad de tipo C deberán cumplir los siguientes requisitos en relación con el restablecimiento del servicio:
a)
en cuanto a la capacidad de arranque autónomo:
i)
la capacidad de arranque autónomo no es obligatoria, sin perjuicio de los derechos del Estado miembro de introducir normas obligatorias para garantizar la seguridad del sistema,
ii)
los propietarios de instalaciones de generación de electricidad deberán, a instancias del GRT pertinente, proporcionar una oferta de suministro de la capacidad de arranque autónomo. El GRT pertinente puede realizar dicha solicitud si considera que la seguridad del sistema está en riesgo debido a una falta de capacidad de arranque autónomo en su zona de control,
iii)
un módulo de generación de electricidad con capacidad de arranque autónomo deberá ser capaz de ponerse en marcha desde su desconexión total sin suministro de energía eléctrica externo dentro de un período especificado por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente,
iv)
un módulo de generación de electricidad con capacidad de arranque autónomo deberá ser capaz de sincronizarse dentro de los límites de frecuencia definidos en el artículo 13, apartado 1, letra a) y, cuando sea aplicable, los límites de tensión especificados por el gestor de red pertinente o en el artículo 16, apartado 2,
v)
un módulo de generación de electricidad con capacidad de arranque autónomo deberá ser capaz de regular automáticamente los huecos de tensión provocados por las conexiones de demanda,
vi)
un módulo de generación de electricidad con capacidad de arranque autónomo deberá:
—
ser capaz de regular las conexiones de carga en bloques de carga,
—
ser capaz de operar en MRPFL-O y MRPFL-U, tal como se especifica en el apartado 2, letra c), y en el artículo 13, apartado 2,
—
controlar la frecuencia en caso de sobrefrecuencia y subfrecuencia dentro del intervalo completo de salida de potencia activa entre el nivel mínimo de regulación y la capacidad máxima, además de en el nivel de consumos propios,
—
ser capaz de operar en paralelo un número determinado de módulos de generación de electricidad dentro de una isla, y
—
controlar la tensión automáticamente durante la fase de restablecimiento del servicio;
b)
en cuanto a la capacidad de participar en el funcionamiento en isla:
i)
los módulos de generación de electricidad deberán ser capaces de participar en el funcionamiento en isla si lo requiere el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente, y:
—
los límites de frecuencia del funcionamiento en isla deberán ser los establecidos de conformidad con artículo 13, apartado 1, letra a),
—
los límites de tensión del funcionamiento en isla deberán ser los establecidos de conformidad con el artículo 15, apartado 3, o con el artículo 16, apartado 2, según corresponda,
ii)
los módulos de generación de electricidad deberán poder funcionar en MRPF durante el funcionamiento en isla, como se especifica en el apartado 2, letra d).
En caso de un excedente de energía, los módulos de generación de electricidad deberán ser capaces de reducir la salida de potencia activa desde un punto de funcionamiento anterior a cualquier nuevo punto de funcionamiento dentro del diagrama de capacidad P-Q. En ese sentido, el módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de reducir a lo máximo técnicamente posible la salida de potencia activa de manera inherente, pero como mínimo hasta el 55 % de su capacidad máxima,
iii)
el método para detectar un cambio entre el funcionamiento del sistema interconectado y el funcionamiento en isla deberá ser acordado entre el propietario de la instalación de generación de electricidad y el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente. El método de detección acordado no deberá basarse exclusivamente en las señalizaciones de posición de la aparamenta del gestor de red,
iv)
los módulos de generación de electricidad deberán ser capaces de operar en MRPFL-O y MRPFL-U durante la operación en isla, tal como se especifica en el apartado 2, letra c), y en el artículo 13, apartado 2;
c)
en cuanto a la capacidad de resincronización rápida:
i)
en caso de desconexión del módulo de generación de electricidad de la red, el módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de resincronizarse rápidamente de acuerdo con la estrategia de protección acordada entre el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente y la instalación de generación de electricidad,
ii)
el módulo de generación de electricidad con un tiempo de resincronización mínimo superior a 15 minutos después de su desconexión de una fuente de alimentación externa deberá estar diseñado para que cambie a operación sobre consumos propios desde cualquier punto de funcionamiento de su diagrama de capacidad P-Q. En ese caso, la identificación del funcionamiento sobre consumos propios no se deberá basar exclusivamente en las señales de posición de la aparamenta del gestor de red,
iii)
los módulos de generación de electricidad deberán ser capaces de seguir funcionando tras cambiar a operación sobre consumos propios, independientemente de si existe una conexión auxiliar a la red externa. El tiempo de funcionamiento mínimo deberá ser especificado por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente, teniendo en cuenta las características específicas de tecnología del motor primario.
6. Los módulos de generación de electricidad de tipo C deberán cumplir los siguientes requisitos generales de gestión del sistema:
a)
en cuanto a la pérdida de estabilidad angular o a la pérdida de control, un módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de desconectarse automáticamente de la red para ayudar a mantener la seguridad del sistema o para evitar daños al módulo de generación de electricidad. El propietario de la instalación de generación de electricidad y el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, deberán acordar los criterios de detección de pérdida de estabilidad angular o de pérdida de control;
b)
en cuanto a la instrumentación:
i)
las instalaciones de generación de electricidad deberán estar dotadas de equipos que permitan el registro de faltas y la monitorización dinámica del comportamiento del sistema. Esta instalación registrará los siguientes parámetros:
—
tensión,
—
potencia activa,
—
potencia reactiva, y
—
frecuencia.
El gestor de red pertinente tendrá derecho a especificar los parámetros de calidad del suministro que se deberán cumplir a condición de que se notifique con una antelación razonable,
ii)
los ajustes del equipo de registro de faltas, incluidos los criterios de activación y las tasas de muestreo, deberán ser acordados entre el propietario de la instalación de generación de electricidad y el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente,
iii)
la monitorización dinámica del comportamiento del sistema deberá incluir un equipo de detección de oscilaciones, especificado por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente, con el fin de detectar oscilaciones de potencia mal amortiguadas,
iv)
los equipos de monitorización dinámica del comportamiento del sistema y de la calidad del suministro deberán disponer de medios para que el propietario de la instalación de generación de electricidad, el gestor de red y el GRT pertinentes accedan a la información. Los protocolos de comunicación de los datos registrados se deberán acordar entre el propietario de la instalación de generación de electricidad, el gestor de red y el GRT pertinentes;
c)
en cuanto a los modelos de simulación:
i)
a solicitud del gestor de red o del GRT pertinentes, el propietario de la instalación de generación de electricidad deberá presentar modelos de simulación que reflejen adecuadamente el comportamiento del módulo de generación de electricidad en simulaciones en régimen permanente y dinámicas (componente de 50 Hz) o en simulaciones de transitorios electromagnéticos.
El propietario de la instalación de generación de electricidad deberá garantizar que los modelos presentados se han validado en relación con los resultados de las pruebas de conformidad mencionadas en el título IV, capítulos 2, 3 y 4, y deberá notificar los resultados de la validación al gestor de red o al GRT pertinentes. Los Estados miembros podrán exigir que dicha validación la lleve a cabo un certificador autorizado,
ii)
los modelos proporcionados por el propietario de la instalación de generación de electricidad deberán contener los siguientes submodelos, en función de la existencia de los componentes individuales:
—
alternador y motor primario,
—
control de velocidad y potencia,
—
control de tensión, incluida, si corresponde, la función de sistema estabilizador de potencia («PSS») y el sistema de control de la excitación,
—
modelos de protección de módulos de generación de electricidad, según se acuerde entre el gestor de red pertinente y el propietario de la instalación de generación de electricidad, y
—
modelos de convertidor para módulos de parque eléctrico,
iii)
la solicitud realizada por el gestor de red pertinente que se menciona en el inciso i) se deberá coordinar con el GRT pertinente. Dicha solicitud deberá incluir:
—
el formato en el que se deberán presentar los modelos,
—
la presentación de documentación sobre los diagramas de estructura y los diagramas de bloques del modelo,
—
un cálculo estimado de la potencia de cortocircuito mínima y máxima en el punto de conexión, expresada en MVA, como equivalente de la red,
iv)
el propietario de la instalación de generación de electricidad deberá proporcionar los registros de los resultados del módulo de generación de electricidad al gestor de red o al GRT pertinentes, si se le solicita. El gestor de red o el GRT pertinentes podrán realizar una solicitud para comparar la respuesta de los modelos con dichos registros;
d)
en cuanto a la instalación de dispositivos para el funcionamiento del sistema y de dispositivos para la seguridad del sistema, si el gestor de red o el GRT pertinentes consideran que es necesario instalar dispositivos adicionales en una instalación de generación de electricidad con el fin de mantener o restablecer el funcionamiento o la seguridad del sistema, el gestor de red o el GRT pertinentes y el propietario de la instalación de generación de electricidad deberán investigar el asunto y acordar una solución adecuada;
e)
el gestor de red pertinente deberá especificar, en coordinación con el GRT pertinente, los límites mínimo y máximo de las derivadas de la salida de potencia activa (rampas límite), tanto en sentido creciente como decreciente para un módulo de generación de electricidad, teniendo en cuenta las características específicas de tecnología del motor primario;
f)
el modo de conexión a tierra del punto neutro de la red de los transformadores elevadores deberá cumplir las especificaciones del gestor de red pertinente.
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