Las necesidades de simulación y estudios eléctricos en nuevos proyectos renovables, pasado, presente y futuro.

La simulación mediante modelos matemáticos de los sistemas electromecánicos de las redes eléctricas introduce siempre algunas y necesarias simplificaciones respecto de los sistemas reales que representan. De lo contrario la carga computacional haría inviable la multitud de análisis de ingeniería que se hacen con ellos. Estas simplificaciones matemáticas dependen de los objetivos de estudio buscados. Por ejemplo, los modelos utilizados para estudios de tipo estacionario y macroscópico, como análisis de flujos de carga en líneas, de planificación, etc., normalmente requieren poco detalle interno, centrando la representación matemática básicamente en sus capacidades de potencia activa y reactiva. Sin embargo, cuando es necesario analizar transitorios en las redes los modelos tienen que ser mucho más próximos a la realidad. Por ejemplo, para estudio y ajuste de sistemas de protección, detección de posibles interacciones eléctricas o de control entre componentes de la red, etc.

Los modelos denominados de tipo RMS representan los sistemas electromagnéticos y mecánicos de forma simplificada, aunque permiten realizar estudios estacionarios y muchos de tipo dinámico con cierta precisión. Logrando suficiente representatividad y con cargas computacionales adecuadas para el análisis de los grandes sistemas eléctricos donde puede haber miles de componentes conectados. Las principales plataformas comerciales a nivel mundial de modelado RMS son PSSE, Power Factory de DigSilent, PSLC, etc. Los modelos RMS normalmente utilizan una representación fasorial de las redes y trabajan con tiempos de muestreo desde el milisegundo a las decenas de milisegundos. Y han sido las principales herramientas de análisis utilizadas durante décadas en las grandes redes eléctricas, formadas fundamentalmente por grandes generadores síncronos alimentando a todo el conjunto de cargas.

En las últimas décadas ha habido una fuerte penetración de generación renovable en las redes eléctricas mundiales, y mucha de esta generación, en particular solar y eólica, utiliza sistemas de conversión electrónica de potencia. Estos sistemas se diferencian notablemente de la generación síncrona cuya representación mediante modelos tipo RMS ha sido suficiente durante largo tiempo. Sin embargo, la generación renovable introduce mecanismos de control de la potencia, con toma de decisiones en tiempo real de muy alta velocidad y que trabajan muy por debajo del milisegundo. Razón por la cual, la representación de tipo RMS puede en ocasiones resultar insuficiente. Por ejemplo, a la hora de analizar algunas interacciones entre el mundo físico y del control de sistemas como las resonancias sub-síncronas, saltos de fase y su efecto en las PLLs de sincronización utilizadas en los inversores electrónicos, y un largo etc. Aquí es donde entra la denominada modelización matemática de tipo EMT (Electromagnetic Transient), la cual ofrece muchos más detalles de operación al representar sistemas, mecanismos físicos y controladores mucho más fielmente, trabajando además desde el entorno de los nanosegundos. Ejemplos de plataformas de simulación actuales muy empleadas son PSCAD, PowerFactory, PSIM, etc. Lógicamente, este aumento de precisión va asociado a un importante aumento de la carga computacional.

En la mayoría de países, la modelización RMS ha sido y es suficiente para las tareas de diseño, protección, gestión y planificación de la red. Sin embargo, el aumento de penetración renovable ha ido mostrando cómo éstos modelos resultaban a veces insuficientes en algunas cuestiones por las razones comentadas. Lógicamente, el paso adecuado podría ser ir cambiando hacia un entorno de análisis de tipo EMT de forma generalizada, y que permita considerar mejor la forma de funcionar de la generación renovable. El problema, ya apuntado, es el ingente aumento de carga computacional que se requeriría para representar los enormes y complejos sistemas eléctricos a nivel macroscópico. ¿Cuál es la solución a esta situación y que algunos países están tomando? Pues tratar de mantener la representación RMS como hasta ahora e ir paulatinamente introduciendo los modelados de tipo EMT para representar áreas concretas donde se requiera una mayor atención o una necesidad de simulación con mayor detalle. Australia es quizá el primer país del mundo que más ha avanzado en esta dirección no sin innumerables dificultades. No obstante, este enfoque irá poco a poco siendo introducido en todos los países a medida que la generación renovable sustituye a la generación convencional síncrona. Por todo ello, para que esto realmente funcione todos los componentes eléctricos del sistema, y en particular generadores y sus sistemas de control, deberán caracterizarse mediante modelos de tipo RMS y también EMT; y lógicamente, deberán parecerse adecuadamente en aquellos aspectos comunes, aceptando las discrepancias en los aspectos que diferencian ambos modos de representación y simulación. Aunque todo esto suena lógico, un primer problema puede venir ahora en la definición de este grado de parecido entre ambos tipos de modelos, así como en los demostrativos, certificaciones, validaciones, etc. para todo ello. Si no se plantea con racionalidad, puede llevar a serias dificultades en el desarrollo y conexión de nuevos sistemas de generación, y suponer incluso un posible freno de desarrollo. Veamos con cierto detalle el ejemplo de Australia, donde estos pasos se han ido dando de forma pionera en la última década.

En Australia, la concesión de la licencia para generación eléctrica requiere bastante esfuerzo burocrático y una exhaustiva demostración de los requerimientos técnicos, a veces poco claros. Dificultades que ya eran notables antes de la llegada de la generación renovable, pero que ha sufrido un importante aumento en los últimos años, y en gran parte, debido a la reciente necesidad de demostrar todos los requerimientos técnicos en dos plataformas, PSSE (RMS) y PSCAD (EMT). Estas dificultades comienzan, aunque no son las únicas en absoluto, con la exigencia a los fabricantes de sistemas electrónicos de potencia de proporcionar modelos de simulación de ambos tipos. Un modelado insuficiente (bajas prestaciones, errores del código, comportamientos poco estocásticos, etc), a ojos de los operadores de red, supondrá mayores dificultades o incluso la imposibilidad de seguir con la tramitación, así como numerosas discusiones y retrasos. En ocasiones, proyectos ya diseñados y con financiación aprobada pueden tardar años en simplemente lograr el demostrativo suficiente de cumplimiento de los requisitos técnicos. ¿Qué razones principales y relacionadas con los modelos de simulación hay detrás de estas dificultades?. Trataremos de desgranar los principales aspectos identificados, y que creemos pueden ser lecciones a considerar para la implantación de métodos a nivel español y europeo.

En primer lugar y como se ha apuntado antes, ¿qué significa realmente que los dos tipos de modelos sean similares, y que consecuencias tiene que dicho parecido no resulte “aceptable”?, especialmente atendiendo a lo que cada modelo puede ofrecer de acuerdo a sus propias características computacionales. Esto es, hay aspectos constructivos o de control de los sistemas reales que no pueden ser matemáticamente modelados de forma precisa en algunas plataformas RMS. Por ejemplo, en PSSE es habitual aproximar un retraso puro de comunicaciones en el control mediante filtros lineales simples, lo que puede reducir sustancialmente el deseado “parecido” en según qué aspectos. Es cierto, que en ocasiones los modelos RMS se van perfeccionando y “mejorando” pero a costa de introducir un grado de complejidad que suele tener otras consecuencias. Además de este parecido entre plataformas de simulación, por supuesto, ambas deben ser aceptables en su parecido con los sistemas reales. Por ello, algunos fabricantes han optado por utilizar el mismo código de control utilizado en los sistemas reales adaptándolo a las características del entorno de simulación EMT. En la mayoría de entornos EMT esto es relativamente sencillo de lograr y hasta conveniente. Pero por otro lado, para los entornos RMS esto es en la mayoría de los casos muy difícil de llevar a cabo convenientemente; o peor, de intentar este camino, los modelos resultantes RMS pueden hacer inviable su funcionamiento debido a la extraordinaria carga computacional necesaria.

Por todo ello, es recomendable y hasta necesario que el entorno de simulación RMS mantenga su relativa simplicidad, aceptando diferencias. Y para que esto tenga sentido el mundo RMS ha de tener unas funcionalidades asignadas claras y el mundo EMT otras. Sin embargo, en el caso australiano la demanda de parecido entre modelos es muy exigente y abarca prácticamente todas las funcionalidades y modos de operación, sean estáticos o dinámicos; y esto, entendemos que debería ser profundamente revisado ya que sin la adecuada justificación, resulta innecesario y contraproducente. De hecho, la presión continua desde los operadores de red sobre los fabricantes en este sentido provoca que en ocasiones haya una sucesión de versiones de modelos de simulación para ir “mejorando” el parecido con consecuencias muy serias. Una nueva versión de modelo de simulación que llega en medio de unos estudios de integración en red, puede obligar a repetir todo el trabajo ya hecho pero con el nuevo modelo. Cuando en un mismo año se publican varias versiones de modelos la repetición de los trabajos no sólo acarrea extraordinarios e imprevistos costes, sino importantes retrasos también. Por todo ello, la pregunta sobre qué grado de parecido es el razonable, se contesta quizá respondiendo a la siguiente cuestión, ¿cuáles son las funcionalidades que cada tipo de plataforma debería resolver?

En los últimos años tanto AEMO como las empresas de distribución o NSPs (Network Service Provider) han reportado multitud de problemas técnicos y quejas del sector utilizando los modelos de simulación proporcionados por los proponentes de nuevos parques de generación. Como consecuencia de ello, AEMO decidió resolver que los modelos debían realizar una validación previa a su utilización, el conocido como DMAT (Dynamic Model Acceptance Test), un procedimiento que se comentará más tarde. Dichos problemas, entendemos que han sido consecuencia de cierta inmadurez tanto por parte del sector eléctrico, con la rápida introducción de generación renovable, así como de los propios fabricantes a la hora de entender las necesidades de un sistema eléctrico débil (producto de largas enormes, envejecimiento de líneas, rápido crecimiento del consumo, etc). Pero más importante, habían sucedido varios eventos en la red australiana que no habían sido posibles de predecir ni reproducir adecuadamente con los modelos existentes, provocando desconfianza al respecto de su credibilidad.

Como se ha dicho, toda esta problemática al final motivó la aparición del citado DMAT, similar a una certificación de modelos de simulación y que obliga a los fabricantes a proporcionar los dos tipos de modelos RMS y EMT, con demostrativos muy extensos según criterios muy exigentes, y además, para absolutamente todos los aspectos estacionarios y dinámicos. De este modo, AEMO quiere evitar problemas posteriores cuando utiliza un modelo en un proyecto concreto. Aunque la idea es sensata, el hecho de insistir en tan alto grado de parecido entre modelos RMS y EMT para todos los aspectos funcionales provoca a los fabricantes que la tarea de emisión de nuevas tecnologías resulte muy difícil, costosa y con tremendos retrasos. Además, sólo resuelve parcialmente las dificultades por otra razón que se apuntará ahora.

Los modelos de simulación de cualquier proponente deben demostrar cumplimiento de requerimientos técnicos según unas pruebas sobre modelos de red relativamente simples, modelos SMIB (Single Machine Infinite Bus), básicamente un equivalente tipo Thevenin/Norton de la red. Muchos aspectos de la operación esperable de un parque pueden verse con este enfoque, y quedarán reflejadas en el denominado GPS (Generator Performance Standard). Sin embargo, la validación final de cualquier propuesta debe lograrse superando una auditoría con pruebas dinámicas en grandes redes de simulación EMT y RMS que AEMO y los NSPs tienen desarrolladas, y donde se pueden producir interacciones inesperadas con otros elementos conectados de difícil previsión y resolución a veces. Por lo tanto, aunque el objetivo de reducir problemas mediante el DMAT es justificable, no todos los problemas se resolverán, ya que los fabricantes por razones de confidencialidad no tienen acceso a esos grandes modelos de simulación. Lógicamente, si un problema así surge en la etapa final de estudios de integración en red y requiere de modelos modificados para subsanar el problema, la demora para lograr la licencia puede ser enorme, y en ocasiones requerir repeticiones completas de estudios. Un nuevo modelo deberá no solo desarrollarse para solucionar el problema detectado sino además completar su DMAT para poder ser aceptado. Un trabajo normalmente de muchos meses.

Todo lo anterior afecta también a aquellos proyectos ya aprobados y en marcha. El hecho de que una planta se vea representada por los dos modelos de simulación conlleva a una continua actualización de ambos modelos cuando se necesite una actualización en los sistemas reales. Dependiendo de la regulación aplicable, y de las pruebas demostrativas, estas actualizaciones pueden resultar muy costosas tanto económicamente como en tiempo.

Por todo ello, y entendiendo la necesaria coordinación que será necesaria entre tipos de modelos, creemos importante y necesario reflexionar acerca de las siguientes cuestiones de cara a una implantación final de sistemas de simulación RMS / EMT coordinada, y necesaria por la llegada creciente de electrónica de potencia:

  • ¿Qué grado de similitud entre modelos debe considerarse?
  • ¿Qué funcionalidades deben resolverse en cada plataforma?
  • ¿Ambas plataformas deben ser capaces de representar altos estándares de similitud tanto para el régimen estacionario como los posibles dinámicos?
  • Sabiendo que la tecnología se actualiza regularmente, ¿qué exigencias deben recaer en los modelos de simulación? y, ¿deben ser verificados todos los aspectos de una regulación para poder seguir adelante con una actualización?
  • ¿Cómo asegurar la representatividad de los modelos sin eternos estudios de miles de simulaciones para cumplir la regulación? ¿Quizá una validación experimental realizada por agencias especializadas sería suficiente, similar al empleado en el sistema español actual?
  • Puesto que la confianza es esencial en el sector técnico, ¿qué métodos ágiles pueden proponerse a la hora de estudiar una propuesta nueva o una actualización de un proyecto existente?

Estas son tan solo unas pocas preguntas que tratan de apuntar a aspectos de la integración en red que pueden suponer, más que una ayuda un auténtico colapso si no se hace adecuadamente. En España se decidió por el camino de modelos certificados a la hora de acometer estudios tipo NTS (Norma Técnica de Supervisión), y todo parece apuntar a que dichos estudios no están dando graves problemas debido también a unas exigencias menores si se compara con el caso australiano. La red eléctrica en España es claramente más fuerte y robusta, aunque la penetración renovable en próximos años todavía se realizará mediante tecnología Grid Following lo que puede reducir su fortaleza. Este asunto es conocido y está motivando una tendencia generalizada internacional de demanda de soluciones electrónicas de tipo Grid Forming, pero también una necesidad de análisis más detallada, a partir de modelos EMT. Es importante mirar a los países pioneros acerca de sus acciones pero, sobre todo, de las consecuencias derivadas de su regulación, en ocasiones excesivamente estricta.

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