Cogeneración | CHP FuturEnergy | Octubre October 2018 www.futurenergyweb.es 29 para cada zona síncrona relativas a la relación Frecuencia/Potencia Activa y Tensión/Potencia Reactiva, además de atender a consignas remotas de potencia enviadas por el Centro de Control necesarias para armonizar el casamiento entre flujos de energía consumida y generada, para mantener el equilibrio, estabilidad y calidad de la energía eléctrica intercambiada en el sistema eléctrico interconectado. Evaluación de la significatividad Establece la clasificación de los generadores en diferentes tipos en función del nivel de tensión a la que se interconectan y al nivel de potencia activa del generador o agrupación de generadores que se conectan en el mismo punto de interconexión con la red. La división que se establece es la siguiente • Los módulos de generación de electricidad cuyo punto de conexión sea inferior a 110 kV y cuya potencia instalada sea igual o superior a 0,8 kW e igual o inferior a 100 kW serán considerados Tipo A. • Los módulos de generación de electricidad cuyo punto de conexión sea inferior a 110 kV y cuya potencia instalada sea superior a 100 kW e igual o inferior a 5 MW serán considerados Tipo B. • Los módulos de generación de electricidad cuyo punto de conexión sea inferior a 110 kV y cuya potencia instalada sea superior a 5 MW e igual o inferior a 50 MW serán considerados Tipo C. • los módulos de generación de electricidad cuyo punto de conexión sea igual o superior a 110 kV o cuya potencia instalada sea superior a 50 MW serán considerados Tipo D. A cada uno de estos tipos de generadores se aplican diferentes requisitos técnicos y diferentes niveles de intercambio de información y control remoto desde el Centro de Control del Gestor de Red. Resumen de requerimientos técnicos aplicables Dada la amplia extensión del Procedimiento Operativo P.O.12.2 , no es posible profundizar en todos los aspectos técnicos que deben cumplir los generadores encuadrados en cada uno de los tipos. Estos requerimientos van a tener repercusión sobre los ajustes de los relés de protección de los generadores y sobre los algoritmos de control y la regulación primaria (respuesta dinámica), curvas de Frecuencia/ Potencia Activa y curvas de Tensión/Potencia Reactiva y regulación secundaria (seguimiento y limitaciones de potencias Activa/Reactiva) consignadas desde el Centro de Control del Gestor de Red. Como resumen, indicar que el Procedimiento Operativo define las tablas de Frecuencia/Tiempo en las que el generador debe permanecer sin que se desconecte de la red y curvas de respuesta Frecuencia/Potencia. Define también las tablas Tensión/Tiempo y las curvas U-Q/Pmax. Establece también que los generadores no deben desconectarse por derivada de frecuencia menores de 2Hz/s. Esto afecta a la capacidad de los generadores y a los ajustes de los relés ROCOF o salto de vector. Assessing its significance Categories of generators of different types are established depending on the voltage level at which they are connected and the level of active power of the generator or group of generators that are connected at the same grid connection point. The following categories of power-generating modules are established: • Type A: those with a connection point below 110 kV and an installed capacity equal to or higher than 0.8 kW and equal to or lower than 100 kW. • Type B: those with a connection point below 110 kV and an installed capacity higher than 100 kW and equal to or lower than 5 MW. • Type C: those with a connection point below 110 kV and an installed capacity higher than 5 MW and equal to or lower than 50 MW. • Type D: those with a connection point equal to or higher than 110 kV and an installed capacity higher than 50 MW. Different technical requirements and different levels of information exchange and remote control from the TSO Control Centre are applied to each generator type. Summary of applicable technical requirements Given the extensive scope of Operating Procedure O.P. 12.2, it is impossible to go into detail regarding every technical aspect with which the generators in each category must comply. These requirements are going to have an impact on the adjustments to the protection relays of the generators and on the control and primary regulation algorithms (dynamic response), Frequency/Active Power curves and the Voltage/Reactive Power and secondary regulation curves (monitoring and restrictions to Active/Reactive power) set from the TSO Control Centre. In short, the Operating Procedure defines the Frequency/ Time tables during which the generator must remain without disconnecting from the grid and the Frequency/Output response curves. It also defines the Voltage/Time tables and the U-Q/Pmax curves. It moreover establishes that the generators must not disconnect due to frequency deviations of under 2Hz/s. This affects the capacity of the generators and the adjustments to the Rate of Change of Frequency (ROCOF) protection relays and vector surge. Other requirements concern the capacity and resilience of the machines to withstand voltage dips, short circuit capacity, etc. As regards the exchange of information between the generation installation and the TSO Control Centre, a more secure Pantalla Información y regulación con Centro de Control Gestor de Red de una instalación de cogeneración compuesta por tres grupos generadores de gas natural. Screen showing information and regulation with the TSO Control Centre for a CHP installation comprising three natural gas gensets.
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