Código de red. La interconexión de las centrales fotovoltaicas y eólicas

Uno de los desafíos más acuciantes para la interconexión al SEN de las nuevas centrales de generación eléctrica, entre ellas las que operan a partir de fuentes renovables, será cumplir con los requerimientos de calidad de energía que estipula el Código de Red

Por Víctor M. Rodríguez Reyna

Recordemos que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) emitió el ocho abril de 2016, en el Diario Oficial de la Federación (DOF), las disposiciones administrativas de carácter general que contienen los criterios a los que se deberán apegar todas las partes e instituciones involucradas en la planeación, generación, integración, transmisión, control y distribución del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Al conjunto de estas disposiciones se les denominó Código de Red (CR), el cual establece y describe los requerimientos técnicos mínimos para el desarrollo eficiente de los procesos de planeación, medición, control operativo, acceso y uso de la infraestructura eléctrica del SEN.

Es importante resaltar que su cumplimiento es obligatorio para cualquier integrante de la industria eléctrica que haga uso de la infraestructura del país.

En el tema que nos ocupa en esta edición, la cuarta de seis entregas, haremos mención de las Disposiciones contenidas en el CR aplicables a la Interconexión de las Centrales Eléctricas (CE) al SEN, las cuales están inscritas en el Quinto Manual Regulatorio de dicho instrumento.

El manual contiene las disposiciones y los requisitos técnicos mínimos para la interconexión al SEN que deberán cumplir las nuevas CE con capacidad de generación neta, mayor o igual a 500 kilowatts (entre ellas, las nueve centrales fotovoltaicas y cuatro eólicas que resultaron ganadoras en la Tercera Subasta Eléctrica de largo plazo en noviembre de 2017); las CE existentes que incrementen su capacidad original en 10 por ciento, que tengan cambios o adiciones de un punto de interconexión. Se estima que existen más de 10 mil instalaciones que tendrán la obligación de cumplir con las disposiciones del CR.

Para que dicha interconexión sea aprobada es necesario que se acredite el cumplimiento de las disposiciones y requisitos establecidos en el CR, por lo que continuaremos revisando los requerimientos establecidos para que una Unidad de Inspección (UI) pueda expedir el certificado correspondiente.

Como se expondrá con más detalle, para que se apruebe su interconexión al SEN, las CE deberán contar con el certificado de cumplimiento de las disposiciones contenidas en el CR, expedida por una UI).

Tomando en cuenta su potencia (P) instalada, el CR clasifica a las CE en cuatro tipos.

La mayoría de las generadoras fotovoltaicas y eólicas serán clasificadas principalmente en los tipos B y A; aunque también, en menor medida, en los tipos C y D.

Tabla 1. Clasificación de las CE, conforme a su potencia instalada

En el Manual Regulatorio se estipulan 18 criterios que establecen los requerimientos técnicos mínimos para preservar la confiabilidad y la seguridad del SEN; así como para propiciar condiciones justas de competencia entre los participantes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Requerimientos de interconexión para las CE
En la edición de junio de Constructor Eléctrico, expusimos una síntesis de los requerimientos técnicos ante variaciones de frecuencia, tiempos mínimos y rangos de frecuencia, respuesta ante la rapidez de cambio de frecuencia, condiciones para la reconexión automática, control primario de frecuencia y la respuesta de la potencia activa en caso de alta frecuencia, entre otros.

Ahora hablaremos de los otros seis grupos de requerimientos técnicos:

Requerimientos de interconexión ante variaciones de Tensión
Para las CE tipo A
Los valores de Tensión en los que deberá operar sin desconexión de la red. Se especifican en la tabla 2.

Tabla 2. Valores de operación sin desconectarse de la red para Centrales Eléctricas de tipo A

Para las CE tipo B, C y D. Los rangos de Tensión y tiempos mínimos de operación, sin desconectarse de la red, se muestran en la tabla 3.

Tabla 3. Valores de operación sin desconectarse de la red para Centrales Eléctricas B, C y D

En caso de sobretensión y baja frecuencia; o bien, baja tensión y alta frecuencia simultáneas, el CENACE podrá establecer tiempos más cortos para que la Central Eléctrica permanezca interconectada a la red.

Requerimientos de control de tensión y de potencia reactiva
Para las CE síncronas tipo B
La CE síncrona debe tener la capacidad de mantener su potencia reactiva en un rango de factor de potencia de al menos 0.95 en atraso y adelanto, así como un sistema de control de tensión automático, de excitación permanente, que pueda proporcionar una tensión constante en las terminales de la CE sin causar inestabilidad en todo el rango de operación.

Para las CE síncronas tipo C
Además de los requerimientos para CE síncronas de tipo B, también son necesarios los siguientes requerimientos:

Requerimiento de Capacidad de potencia reactiva. El CENACE podrá especificar la potencia reactiva complementaria que debe facilitar la CE; por lo tanto, el Requerimiento de Capacidad de potencia reactiva máxima establece un perfil que se ilustra a través de una gráfica de Tensión (V) vs. Q/Pmax, indicando los rangos de tensión aceptables dentro de esa gráfica.

Requerimiento de Capacidad de potencia reactiva debajo de la Potencia máxima. Cuando se opera la central generadora debajo de su potencia activa máxima, se establecen las regiones aceptables de Factor de Potencia (0.95 en atraso y adelanto) y de Pmax.

Requerimiento de Sistema de control de tensión. El CENACE y la CE acordarán, mediante contrato, las capacidades técnicas de la central generadora para ayudar a la estabilidad angular de la red, en caso de falla.

Para las Centrales Eléctricas Síncronas tipo D
Se establecen, además de los anteriores, los relativos a la regulación automática de tensión de parpadeo y de estabilización de potencia de doble señal.

Para las Centrales Asíncronas tipos B, C y D
Se establecen los requerimientos específicos de potencia reactiva, de respuesta de corriente ante fallas asimétricas de capacidad de potencia reactiva a potencia máxima y de modos de control de la reactiva y de factor de potencia.

Figura 1. Respuesta de las CE tipos B y C ante condiciones dinámicas o de falla

Requerimientos de control de tensión en condiciones dinámicas o de falla
Para las Centrales tipo B
En cuanto a la respuesta, ante condiciones dinámicas o de falla, la CE debe permanecer interconectada y en operación estable mientras la tensión permanezca en la zona permitida (Zona A de la Figura 1) conforme a los puntos de operación y parámetros especificados en la tabla 4.

Tabla 4. Parámetros de la Figura 1 para la capacidad de respuesta de CE síncronas de tipo B y C ante condiciones dinámicas o de falla

El diagrama es ilustrativo y representa los límites de un perfil de tensión contra tiempo, expresado en unidad antes, durante y después de una falla. La CE debe permanecer interconectada y en operación estable mientras la tensión permanezca en la Zona A.

Requerimiento de respuesta de potencia activa postfalla
La CE deberá contar con equipo de control para ajustar los tiempos y rampas para la entrega de potencia activa postfalla, y cumplir con los siguientes requerimientos determinados por el CENACE:

  • El comienzo de la entrega de potencia activa postfalla
  • La magnitud y precisión para la entrega de potencia activa
  • El tiempo máximo permitido para la entrega de potencia activa

Para las CE tipos C y D
Requerimiento de estabilidad en estado estable. En caso de oscilaciones de potencia, la CE debe mantener la estabilidad de estado estable cuando opere en cualquier punto operativo de la curva de C y funcionar sin reducción de potencia.

Requerimiento de capacidad de corto circuito. La CE interconectada en tensiones mayores a 69 kV debe tener capacidad de corto circuito ante fallas cercanas al punto de interconexión mayor a dos veces la corriente nominal de la Central. En caso de que no sea económica y técnicamente factible, esta capacidad de corto circuito, para alguna tecnología, debe ser razonablemente justificada.

Requerimiento de estabilidad de la central eléctrica. El CENACE podrá solicitar a la CE requerimientos específicos (valores mínimos y máximos) de reactancia de las unidades de la CE, reactancia del transformador, razón de corto circuito, así como otras variables que limiten la respuesta de la CE ante condiciones dinámicas o de falla que pongan en riesgo la estabilidad del sistema.

Requerimientos generales de restauración de sistema
Algunos de ellos son:

Para las CE tipo B
Requerimientos para reconexión después de un evento. El CENACE especificará las condiciones bajo las cuales la CE debe reconectarse después de una desconexión del sistema.

Para las CE tipo C y D
Además de lo anterior, los siguientes son de cumplimiento obligatorio:

Requerimiento de arranque de emergencia. La CE con capacidad de arranque de emergencia debe estar lista para tomar carga, con sus propios medios dentro de un tiempo no mayor a 30 minutos.

Requerimiento de Operación en isla. La CE debe participar en la operación en isla, si le es requerido por el CENACE.

Requerimiento de resincronización rápida. Deberá ser en un tiempo máximo de 15 minutos y de acuerdo con la estrategia definida entre el CENACE y la CE.

Requerimientos generales de administración del sistema
Para las CE tipo B
Requerimiento de esquemas de control y ajustes. Se especifican los equipos de control con los que debe contar la CE.

Requerimiento de esquemas de protección contra perturbaciones. Los Esquemas de Protección del Sistema (EPS) y la CE, deben ser acordados con el CENACE. Los esquemas de protección, que apliquen por tipo de tecnología deben cubrir al menos contra las siguientes perturbaciones:

  • Cortocircuito externo e interno; carga asimétrica; sobrecarga del estator o del rotor; sobre o baja excitación; sobretensión o baja tensión en terminales de la CE; sobretensión o baja tensión en el punto de interconexión; sobretensión o baja tensión en servicios auxiliares; oscilaciones de potencia entre áreas; corriente de energización (inrush); operación asíncrona; protección contra esfuerzos torsionales inadmisibles (por ejemplo, resonancia subsíncrona); protección de la línea de interconexión entre la CE y la red; protección del transformador de Unidad de Central Eléctrica; esquemas de protección de respaldo y ante falla de equipo de seccionamiento; sobreflujo magnético (V/f); potencia inversa; razón de cambio de la frecuencia; desplazamiento de tensión del neutro; y verificación de sincronismo.

Requerimiento de prioridad de protección y control. La CE debe organizar sus protecciones y equipos de control de conformidad con la priorización estipulada por CENACE.

Requerimiento de Intercambio de información. En relación con la regulación aplicable en materia de seguridad y tecnologías de información y comunicación. La CE debe intercambiar información de tiempo real o bajo demanda con el CENACE con una estampa de tiempo. El contenido de la información a ser intercambiada con la CE la definirá el CENACE.

Para las CE tipo C
Además de los establecidos para CE de tipo B, los siguientes:

Requerimientos de pérdida de estabilidad o control angular. La CE debe ser capaz de desconectarse automáticamente de la red con el fin de ayudar a preservar la seguridad del sistema.

Requerimientos de Instrumentación. La CE debe estar equipada con dispositivos de registro de fallas y monitoreo del comportamiento dinámico del sistema; debe registrar, al menos, los siguientes parámetros: Tensión; Potencia activa; Potencia reactiva y Frecuencia. La configuración de los dispositivos debe ser acordada entre la CE y el CENACE.

El CENACE especificará los parámetros de calidad de suministro que han de cumplirse y otras variables adicionales de interés. Los analizadores de calidad de la energía deben registrar los datos de forma continua en el punto de interconexión. Asimismo, la información generada debe estar disponible para el CENACE y el paquete de software será entregado para la visualización de los archivos nativos que se generen por eventos del analizador.

Otros requerimientos en este apartado: proporcionar modelos de simulación del comportamiento de la CE en estado estacionario, dinámico, y en simulaciones de transitorios electromagnéticos.

Asimismo, se establecen los límites mínimos y máximos de la potencia activa y los requerimientos en cuanto a la puesta a tierra del punto neutro en el lado de la red, entre otros.

Para CE tipo D
Además de los anteriores, se le estipulan los requerimientos específicos de sincronización.

Requerimientos generales de calidad de la energía
Los valores y rangos establecidos se deben cumplir en operación, norma y en términos globales, los cuales están basados en la especificación CFE L-000045, la cual a su vez proviene del estándar IEEE 519.

  • Requerimientos generales de desbalance máximo en tensión.

Para las CE tipo A
Éstas no deben exceder 3 por ciento en la tensión ni 5 por ciento en la corriente.

Para las CE tipo B
Los valores no deben exceder 1.8 por ciento para desbalance máximo en la tensión (componente de desbalance de secuencia negativa).

Para las CE tipo C y D
Los valores no deben exceder 1.4 por ciento para desbalance máximo en la tensión.

Tabla 5. Variación máxima de tensión permitida

Requerimientos generales de variaciones máximas de tensión. Se especifican los diferentes valores específicos para cada uno de los tipos A, B, C y D. La interconexión de la CE con la red tipo A no debe causar variaciones de tensión fuera de los límites establecidos en la Tabla 5.

Requerimientos generales de severidad del parpadeo. Se inscriben los indicadores que serán medidos y se establecen los límites para cada uno de los tipos de CE.

Requerimientos generales de variaciones rápidas en la tensión. Se especifica el número de variaciones máximas por día para cada uno de los tipos B, C y D, de acuerdo con la fórmula:

Requerimientos generales de contenido armónico. Se establecen los límites permisibles, considerando hasta la 50ª armónica, de la Distorsión Armónica Total (THD, por sus siglas en inglés).*

Para las CE tipo A
Los valores máximos permitidos de THD en la forma de onda de corriente es de 5 por ciento, para las CE tipo B, los máximos permitidos de THD en la forma de onda de la tensión es de 6.5 por ciento.

Para las CE tipos C y D
Los valores máximos permitidos de THD en la forma de onda de corriente es de 3 por ciento.

Conclusiones
Como se aprecia son muchos los requerimientos y disposiciones establecidas en el CR para la interconexión de las CE al SEN.

En el caso de las centrales fotovoltaicas y eólicas, reviste especial atención el tratamiento adecuado al contenido armónico que generan los inversores, es decir, en ellas se tendrán que llevar a cabo la instrumentación de diversas técnicas para la mitigación de las anomalías producidas por la distorsión electromagnética que estará presente en este tipo de redes.

Aunado a ello, la instrumentación, medición y, por ende, el control de los diversos y numerosos parámetros correlacionados con la generación eléctrica, entre ellos, frecuencia, control, tensión, potencias activa y reactiva, perturbaciones electromagnéticas, factor de potencia, así como todas las características asociadas y enunciadas para su manejo y administración y monitoreo en tiempo real, tanto en estado estable como en condiciones dinámicas, reviste un especial cuidado, estudio y planeación.

El reto es importante para todas las Centrales de Generación Eléctrica ya que, para lograr su interconexión al Sistema Eléctrico Nacional, tendrán que invertir en ingeniería de calidad y estarán obligadas a controlar y sostener condiciones de generación, dentro de los estándares enunciados de calidad de energía establecidos por el Código de Red. No sobra mencionar que existen consecuencias ya que la sanción podrá ser inclusive su desconexión al SEN.

 

Víctor M. Rodríguez Reyna
Ingeniero Mecánico Electricista por la UNAM, con un diplomado en Administración Pública. Especialista en ahorro y calidad de energía eléctrica a nivel industrial, comercial y del sector de servicios. Miembro de la AMERIC, la ASHRAE Capítulo CDMX y la IEEE. Actualmente es director general de Capacitores Alpes Technologies.
www.capacitoresalpes.com