RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA

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1 RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA INTEGRACIÓN DE LA GENERACIÓN EÓLICA EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA CENTRO DE CONTROL DE RÉGIMEN ESPECIAL (CECRE) La Industria Eléctrica ante el reto del crecimiento global Zaragoza, 21 de Septiembre de 2006 Miguel R. Duvison Red Eléctrica de España

2 Índice Equipo generador y cobertura de la demanda Características de la generación eólica en relación con la Operación del Sistema Comportamiento ante huecos de tensión Variabilidad y firmeza de programas Predictibilidad Efectos sobre los servicios de ajuste del sistema Centro de Control de Régimen Especial (CECRE) Escenario actual Posición de REE Objetivo y funciones del CECRE

3 Potencia neta instalada Diciembre 2005 Régimen Especial ,8% Carbón ,3% Régimen ordinario: MW Nuclear ,6% Carbón Nuclear MW Ciclo Combinado ,2% Fuel-Gas ,5% Hidráulica ,7% Hidráulica Fuel-Gas Ciclo Combinado Régimen Especial Total Nota 1: MW corresponden a grupos en pruebas. Nota 2: El Régimen Especial incluye MW de generación eólica. 3

4 Potencia eólica instalada Diciembre 2005 Galicia Potencia 2368 Asturias Potencia 162 Cantabria Potencia 0 País Vasco Potencia 145 La Rioja Potencia 418 Navarra Potencia 936 Cataluña Potencia 146 Aragón Castilla-León Potencia 1378 Potencia 1763 Madrid Potencia 0 Valencia Potencia 20 Extremadura Potencia 0 Castilla La- Mancha Potencia 1808 Andalucía Potencia 454 Murcia Potencia 55 Parques eólicos puestos en servicio en la península Potencia

5 Cobertura de la demanda de 2005 Ciclos Combinados 18.2% GWh = Régimen Ordinario neto Régimen Especial neto Intercambios internacionales Régimen Especial 19.8% Carbón 30.0% Fuel-gas 3.1% Hidraúlica 6.9% 60% Régimen Especial Nuclear 22.0% 40% Régimen Especial Renovables: Mini-hidráulica Biomasa Eólica R.S.Industriales R.S.Urbanos Fotovoltaica No Renovables: Calor residual Carbón Fuel - Gas oil Gas de refinería Gas natural Eólica Resto Rég. Especial 5

6 Cobertura hora punta de invierno ( MWh) y verano ( MWh). Valores en % Cobertura hora punta. Invierno 2005 (27/1/2005) REG. ESPECIAL NO EÓLICO 11.9 EÓLICA 8.2 SALDO INTERNACIONAL 3.3 NUCLEAR 17.3 G. BOMBEO 3.7 HIDRÁULICA 9.0 FUEL-GAS 9.0 CICLO COMBINADO 16.1 CARBÓN 21.4 Cobertura hora punta. Verano 2005 (21/7/2005) REG. ESPECIAL NO EÓLICO 11.7 EÓLICA 1.5 G. BOMBEO 4.1 SALDO INTERNACIONAL 1.5 NUCLEAR 12.9 HIDRÁULICA 10.7 CARBÓN 23.4 FUEL-GAS 11.9 CICLO COMBINADO

7 Los Guinchos Llanos Blancos HIERRO LA PALMA GOMERA El Palmar Isora Tabares Candelaria TENERIF Granadilla ARCHIPIÉLAGO CANARIO Santa Agueda Lomo del Cardo Guanarteme Jinamar GRAN CANARIA Bco. Tirajana FUERTEVENTURA LANZAROTE Playa Blanca Corralejo Las Salinas Punta Grande RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA Nueva generación prevista MW de Ciclo Combinado por año y ~ MW de Generación Eólica hasta el Aluminio Español A.C.V. Boimente Tabiella Santurce Babcock Puentes de Laminación Carrio Astillero Alonsotegui 250 García Rodríguez 800 A. Zinc Aboño Nervacero Basauri Repsol Puerto 800 Trasona Uninsa Aceriasa Sabón Eiris Siero Lemoniz Arkale Errondenia Ferroa tlántica Soto de Ribera Cacicedo Grela Pasajes Puente de S. Miguel Zierbana Gatica Irún Meirama Mesón do Vento Mouguerre Narcea Lada Penagos Ortuella Burceña Hernani Vimianzo Abanto 394 Zamudio Cantegrit Salime SidenorAmorebieta Pereda Tanes Gueñes Sidegasa La Jara Azpeitia Hernani Abadiano D. Basauri Carburos 400 Aguayo 935Tubacex Ichaso 800 Cazaril Peñadrada Mondragón Ormaiztegui La Gaudiere Mazaricos Santiago II Remolina Ay ala T. Nervión Orbegozo Tambre II Villablino Las Ondinas La Robla Velilla 300 Virtus Aristrain Ma taporquera Pragneres Cayetano Portodemouros Las Elgea Anllares Vitoria Mazorras P. de la Orcoyen Lac Villameca Cillamayor Sal Gamarra Benos Baixas P.E. Montecastelo Alí D Oo Sta. Marina Guardo El Cerro Forjas Alavesas P.E. Coco Compostilla Cordovilla Mercedes Benz Muruarte Tabescán Tibo Chantada Belesar Compostilla II Barcina Eriste Moralets 800 Miranda Biescas II Andorra P.E. Testeiros Sobradelo Garoña Puente Tafalla Sallente La Lomba La Fortunada P.E.S. Cando Peares Santiago Larra Sangüesa Sesue Llavorsi Albarellos S. Pedro S. Esteban Montearenas Vilecha La Lora Logroño Pont de Herrera Sabiñanigo Escalona Lourizan Corna tel Briviesca Suert Ponte Bibey El Sequero T. Foradada Velle Quereño Pobla Adrall Figueras Pazos Villimar Castrelo Trives Prada Mediano de Segur Quel Cercs de Borben Suido Isona Cartelle San Agustín Villalbilla Castejón Conso Grado Juia Atios Frieira Ribadelago La Serna Graus Noguera Vic Soutelo Grijota 381 Tudela Gurrea Lubián Cinca Canelles Oncala Lanzas Agudas Bescanó Las Conchas Puebla de Centelles Pola Sanabria Valp araiso Palencia Magallón Monzón Peñaflor S. Celoni La Mudarra Entrerrios Villanueva Bajo Cinca Calders Lindoso Moncayo 1063 Sentmenat Bescanó La Mudarra (Id) Los Leones Zaragoza (AVE) Pierola Mangraners Renedo Can Barba Rueda de Jalón Miralbueno Galapagar Grijot a Mangraners (AVE) Ricobayo Jalón 800Peñalba Santa Coloma La Olma M.Torrero Vic La Mudarra Castro María de Huerva Juneda Montblanc Can Jardi Sallente Vic S. Celoni Tres Cantos Zaratán Tordesillas Villalcampo El Esp art al Osera Vimbod Begues Rubí Zamora Los Vientos El Ventero Mequinenza Castellet Sentmena t San Sebastián Sadumi Franquesas Otero Fuencarral Bemposta Almazán Terrer La Secuit a Meco Aldeadávila El Morell A. Vega 800 Ribarroja Gava Penedés Escatrón Repsol R. Caldes S.Chinarro Aena Medinaceli Fuendetodos Ascó Perafort Foix Pobla M. Figueres Palau La Roca Galapagar M. del Campo Aragón Bellisens Hort aleza C.Naciones Aldeadávila Villarino 395 Ascó Const anti Can Barba S. Fost Prosperidad Tarragona P. de Suert-Pobla El Coto P. Conversión Canyet Majadahonda Pocinho Norte Canillejas Vandellós Pierola Can Jardi P.S. Fernando Saucelle Villamayor St. Santa Coloma Talavera Aravaca Mediodía Abrera Vicálvaro Mazarredo Coslada Saucelle II Escucha Vandellós 420 Rubí Cuga t Badalona C. Plat a Hinojosa Teruel Castellbisbal Alcorcón Lastras del Pozo S. Andreu Boadilla Molins Maragall Sant Adria Escucha 800 Sant Just Besos Vallecas Loeches Otero de Herreros P.T. Princesa J. Cabrera Fuentes de Trinitat la Alcarria Maestrazgo II Trillo Mequinenza Urgell Poble Nou Villaviciosa Lucero Villaverde Trillo Tarragona (Enher) Ret amar L. Corts Galap agar Maestrazgo 1 Vilanova La Fortuna Arganda Foix Viladecans Collblanc Eixample Meco (Morella) Almaraz Ascó L Hospit alet Fuenlabrada O. Leganés La Torrecilla Fuencarral Huelves Anchuelo Vandellós Begues Pinto Zona Franca Navalcarnero Moraleja Get afe V. Cañada S. Sebastián Foix-Castellet Mora ta Bellisens L Hospit alet (Hec) Arroyo Molinos Albreasa 50 Loeches Aeropuerto Centelles Cofrentes Bolarque I Sant Boi Almaraz Parla II El Hornillo Villaviciosa Almaraz Azután Parla Valdemoro II Porland Navalcarnero Morat a Gabriel y Galán MENORCA J. Cabrera Bolarque II Olmedilla Arañuelo Guijo de Granadilla Moraleja Cala Aceca Añover Aceca Arañuelo Casatejada Huel ves La Plana 795 Bosch Talavera El Ingenio Alcudia II Torrijos Añover Castellón Aceca Son Reus Cala Mesquida Torrejón Vall d Uxo Llubi Almaraz Azután Segorbe Valldurgent Sagunto Son Orlandis Es Bessons Falagueira C.N. Almaraz Sagunt Calvia Valdecañas Olmedilla Son Cedillo J.M. de Oriol Sidmed S. Juan de Dios Molines La Eliana Mora Aldaya/El Oliveral Madridejos F. San Luis Cáceres Cijara MALLORCA Requena Torrente Valencia (Torrente) Cortes II Valdecaballeros C.N. Cofrentes Catadau El Emperador M. Cortes Alcira Es Figueral IBIZA Elvas C. Real (Ave) Romica La Paloma S. Jorge Badajoz Alvarado Mérida Picón Alarcos Formentera La Nava Benejama FORMENTERA Puertollano Pinilla Benilloba Elda Elcogas Vent a de la Inés Xixona Petrel S. Vicente Bienvenida El Palmeral Alqueva Arroyo del Valle Balboa Torrellano Rocamora Rojales 390 Tharsis 450 Guillena Casillas Villanueva del Rey Onuba Santiponce S.Sevillana Ence Centenario Lucena Aljarafe Los Alcores 395 Caparacena C. Colón Torre Arenillas Guadaira D. Rodrigo Palos Quintos Arcos de la Dos Hermanas Frontera Rocio (Norte) 800 Tajo de la Arcos de la Encant ada 800 San Rafael Frontera (Sur) Los Montes La Cartuja Cádiz Oeste Cádiz Puerto Real 395 Parralejo Puerto de la Cruz Paterna Facinas Melloussa Puentenuevo La Lancha Bahía de Algeciras Los Barrios Est. Ter. Estrecho Alhaurín Costa Sol 730 Casares Pinar del Rey Guadame Montecillo Bajo Málaga Los Ramos 400 Andujar Olivares At arfe Gábias Órgiva El Fargue Úbeda Hueneja Benahadux Almería 372 Litoral de Almería El Palmar La Asomada Nueva Escombreras 800 Orihuela Campoamor Hoya Morena Escombreras 400 Diciembre-2001 Líneas En servicio En construcción y programadas Cable subterráneo/submarino Prevista transformación a 400 kv Subestaciones En servicio En construcción y programadas RED DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE ESPAÑA SITUACIÓN A 1 DE ENERO DE 2001 Y PROGRAMADAS PARA Circuitos previstos instalados En servicio En construcción y programadas Hullas y Antracitas Nac. Hullas Importación Fuel Centrales actuales Nuclear Lignito Negro Lignito Pardo Tensiones Red Eléctrica 400 kv 220 kv 132/110 kv <110 kv empresas Todas las líneas se han dibujado en el color al que funcionan. En las construidas a tensión distinta ésta se indica entre paréntesis (F 400 kv) Fuel y Gas Previsión de Nuevos Generadores (2010) (b.g.) Ciclo Combinado Ciclo Combinado : MW Eólicos : MW Hidráulicas >100 MW Mahón 7

8 Características de la Generación Eólica Energía autóctona (disminuye nuestro grado de dependencia exterior) de coste variable nulo y sin producción de CO2 Máximizar producción REE crea el CECRE Producción desacoplada de los requerimientos del sistema Comportamiento inadecuado ante huecos de tensión: Pérdida de generación. Desmallado de la RdT Pérdida de seguridad Comportamiento variable, con gradientes importantes Baja fiabilidad para cubrir las puntas extremas de demanda Dificultad de predicción: tasas de error elevadas y crecientes con el horizonte de previsión Escasa contribución en condiciones meteorológicas extremas Margen de funcionamiento limitado Desconexión ante rachas fuertes de viento. Hasta ahora no es un problema relevante en el Sistema Peninsular Español Necesidad de coordinar un número elevado de parques Ausencia de adscripción a Centros de Control (Despachos Delegados) RD 1454/2005 solventará este problema Debe considerarse como fuente de energía, pero no como potencia firme 8

9 Variabilidad de la generación eólica (I) Generación eólica horaria (MWh) Ene-Dic Máx ,67 MWh (4 Dic Hora 17) ene feb mar abr may jun jul Mín. 41,45 MWh (8 Ago Hora 13) ago sep oct nov dic 9

10 Variabilidad de la generación eólica (II) Demanda horaria cubierta por generación eólica (%) Ene-Dic 05 30% Máx. 28,57% (18 Sep Hora 9) 25% 20% 15% 10% 5% 0% ene feb mar abr may jun jul Mín. 0,13 % (8 Ago Hora 13) ago sep oct nov dic 10

11 Generación eólica vs. Demanda Peninsular En ocasiones la evolución de la generación eólica es contraria a los requerimientos de la demanda Comportamiento inverso en valle, transiciones valle-punta, en punta y transiciones punta-valle 11

12 Gradientes de potencia elevados Evolución de la generación eólica real estimada: 9 de mayo de 2005 Reducción de aprox MW en 1 h y 45 minutos Gradiente: -570 MW/h Incremento de aprox. 800 MW en 45 minutos Gradiente: 1067 MW/h 12

13 Predictibilidad: Dificultad de predicción Es necesario disponer de herramientas de predicción efectivas para: Correcta programación de la reserva para asegurar el abastecimiento de la demanda. Adopción a priori de medidas de operación que minimicen los riesgos sobre la estabilidad del Sistema ante posibles contingencias en la RdT, dada la repercusión que tienen los huecos de tensión sobre estos equipos. Se realiza un estudio estadístico mensual que determina el grado de fiabilidad de los actuales modelos de previsión. 13

14 Análisis de la fiabilidad de los modelos de previsión. Datos de partida SIPREÓLICO para el día D publicado a las 10 h del día D-1 (momento en que se realiza el análisis de restricciones). SIPREÓLICO para el día D publicado a las 20 h del día D-1 (momento en el que se debe tomar la decisión de acoplar generación térmica adicional). Generación eólica real del día D registrada por Sistemas de Control (generación de los parques telemedidos y estimada de los no telemedidos). 14

15 Análisis de la fiabilidad de los modelos de previsión. Resultados (II) Desviación típica (MWh) - Ene a Dic SIPREÓLICO Día D-1 10 h. SIPREÓLICO Día D-1 20 h >P(MWh) >P(MWh) >P(MWh) >P(MWh) >P(MWh) >P(MWh)

16 700 MONÓTONA DE DESVÍOS DE GENERACIÓN EÓLICA (1/3/ /09/2005) Desvío. Valor absoluto % % 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Frecuencia % Programa-Real DESVÍO ABS.= ABS( ) [%] Real 16

17 MONÓTONA DE FACTOR DE UTILIZACIÓN DE POTENCIA EÓLICA (1/3/ /09/2005) 70, , , , ,0000 Factor horario de utilización [%] 45, , , , , ,0000 Factor de utilización medio 15, ,0000 5,0000 0,0000 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100% Frecuencia [%] 17

18 Análisis de la fiabilidad de los modelos de previsión. Conclusiones Los resultados estadísticos de la herramienta de previsión SIPREÓLICO indican que para un horizonte temporal entre 20 y 40 h. y rango de potencia eólica prevista de MW es necesario disponer de una reserva adicional de generación ordinaria de MW. 18

19 Desconexión ante perturbaciones (I) El gran desarrollo de la generación eólica de los últimos años ha puesto de manifiesto la repercusión que tienen sobre estos equipos los huecos de tensión que se producen en la RdT tras contingencia. En caso de hueco de tensión, tienden a desacoplarse por el ajuste de sus protecciones. Actualmente hay instalados MW: MW (50,41%) generadores que se desconectan ante huecos de tensión de 0.9 p.u MW (53,82%) generadores que se desconectan ante huecos de tensión de 0.85 p.u. Desmallado para evitar propagación de huecos de tensión Disminución de seguridad del Sistema. La Base de Datos REINGENEO tiene el objetivo de registrar la repercusión de incidentes de la RdT en la generación eólica: Comparar datos reales de pérdida con los obtenidos con la Aplicación Pérdida Eólica. Disponer de un banco de datos para la realización de estudios estadísticos y probabilísticos. 19

20 Desconexión ante perturbaciones (II) Datos de Enero-Diciembre 2005 Rangos de potencias perdidas (MW) 0 < P < P < P < P < P < P < P < P < P < P < P <1100 Nº TOTAL DE PÉRDIDAS Nº Pérdidas

21 Desconexión ante perturbaciones (III) Desmallado para evitar la propagación de huecos de tensión Se procede a la apertura de la L-400 kv MUDARRA-GRIJOTA cuando la pérdida de eólica calculada para faltas en dichos nudos excede la pérdida máxima admisible por el Sistema. No siempre es posible esta maniobra. En el periodo de enero a diciembre del 2005 dicha línea se ha abierto en 24 ocasiones para reducir la hipotética pérdida de generación eólica por hueco de tensión ante falta en la RdT. 21

22 Pérdida de generación Condiciones extremas de viento Fallos internos en el equipo Incidentes (cortocircuitos) en red correctamente despejados por el sistema de protecciones V I Actuación protección de equipo 22

23 Integración de la generación eólica en la cobertura de la demanda: Conclusiones (I) La disponibilidad de recursos hidráulicos es clave en la correcta integración de la generación eólica. La mejora de la fiabilidad de los modelos de previsión de generación eólica permitiría admitir una mayor generación eólica en valle al reducirse el número de grupos térmicos acoplados necesarios para garantizar la cobertura de la punta. Aún considerando un periodo de hidraulicidad baja y una gestión óptima de las unidades de bombeo que asegure su máxima disponibilidad en horas valle (lo que obliga a una gestión diaria de la generación bombeo asociada a embalses diarios, de pequeña capacidad) se observan limitaciones de integración de la generación eólica en horas valle. 23

24 Integración de la generación eólica en la cobertura de la demanda: Conclusiones (II) Posibles medidas a adoptar: Súper mínimos de las CC. TT. Incremento de coste, contaminación y mantenimiento. Desacoplamiento de las CC. TT. de CC: Riesgo en el acoplamiento Posible necesidad de reserva adicional. Incremento del mantenimiento: aumento del nº de fallos. Sobrecostes de los arranques. Reducción de la generación hidráulica, cuando sea posible. Gestión de la demanda para reducir la carga en la punta pasando dicha carga al valle. En última instancia, reducción de la generación eólica. 24

25 Centro de Control de Régimen Especial (CECRE) 25

26 Escenario actual (I) GENERACION EOLICA (energía renovable y por extensión régimen especial): Necesidad de Supervisión y Control de todos los generadores. Necesidad operativa de agrupar a los generadores en Centros de Control (CC) y de coordinar a éstos. 26

27 Escenario Actual (II) RD 1454/2005: Obligatoriedad de asociación a Centro de Control antes del si P>10 MW Hasta entonces REE a través del CECRE estará en condiciones de realizar el control directo de producción de quienes no estén asociados a un Centro de Control. Condiciones de contorno no definidas completamente Número de parques eólicos que tendrían interés en ser controlados directamente por el CECRE. Telecomunicaciones existentes y posibles en los parques eólicos. Capacidad y posibilidades de implantar nueva funcionalidad en los parques eólicos. 27

28 Escenario Actual (III) Agrupaciones de parques eólicos en Despachos Delegados de Instalaciones de Generación no gestionable. Despachos Delegados de asociaciones de promotores. Parques aislados no conectados a ningún Despacho Delegado. Falta de capacidad para constituir un Despacho Delegado propio o falta de acuerdos para integrarse en otro Despacho de Terceros. Normativa específica. Obligatoriedad de adscripción a un Centro de Control (ya resuelto por RD 1454/2005). Programación de la generación no gestionable (PO 3.7). Requisitos tecnológicos de los Centros de Control y Sistemas de Control de parques conectados al CECRE (en desarrollo). 28

29 Posición de REE en el Escenario actual (I) Facilitar la máxima integración posible de generación no gestionable. Propuesta de establecimiento de medidas de operación del Sistema en su conjunto que permitan la operación segura y estable del Sistema. Se ha creado un Grupo de Trabajo para la integración de la Generación Eólica en la Operación del Sistema formado por REE y las Asociaciones Eólicas. Objetivo del GT Lograr la mejor coordinación de los generadores eólicos y su integración como sujetos de la operación del sistema a traves del CECRE y conocer su visión con objeto de tenerla en consideración en la elaboración de Procedimientos de Operación y en otras áreas de interés comun. 29

30 Posición de REE en el Escenario actual (II) Elaboración de propuesta de Normativa Elaboración del P.O. 3.7 Programación de la Generación no Gestionable. Creación del Centro de Control de Régimen Especial (CECRE) Supervisión y control de los generadores adscritos al Régimen Especial, con singular focalización en los eólicos Realizar de forma transitoria el control directo de la generación de los generadores no adscritos a un Centro de Control (Despacho Delegado) 30

31 Objetivo y Funciones del CECRE (I) Objetivo: Posibilitar la integración de la generación en régimen especial en la operación de forma compatible con la seguridad del sistema eléctrico. Función Principal: articular la integración la producción de energía eléctrica del régimen especial en función de las necesidades del sistema eléctrico. Ser la Interlocución única en tiempo real con el CECOEL y con los Despachos Delegados que serían los encargados de telemandar las instalaciones. Recibir la información sobre las unidades de producción necesaria para la operación en tiempo real y remitirlos al CECOEL. Satisfacer la necesidad de supervisión y control de todos los generadores, mediante su agrupación en Centros de Control y coordinar a los mismos. Aportar desde la Operación del Sistema, seguridad y eficiencia Operativa. Permitir sustituir hipótesis de simultaneidad zonal (necesariamente conservadoras) y criterios preventivos, por control de la producción real, lo que redunda en: Mayor energía producida Mayor potencia instalada (decisión de los agentes) 31

32 Objetivo y Funciones del CECRE (II) Recibir en tiempo real (periodicidad típica 12 segundos) la siguiente información por parque: Potencia Activa. Potencia Reactiva. Estado de conexión del parque. Medida de Tensión Velocidad del viento Temperatura Recibir (periodicidad típica 1 minuto) la señal de operatividad del equipo de control del parque. (Solamente para parques controlados directamente) Recibir la señal de disparo de parque por incumplimiento de consigna (solamente para parques controlados directamente). Poner a disposición del Centro de Control (periodicidad típica 1 minuto) al que estén conectados los parques, la consigna máxima por nudo y parque. 32

33 Objetivo y Funciones del CECRE (III) Otras funciones. Coordinar los planes de mantenimiento de las instalaciones de la RdT con el mantenimiento de las instalaciones de conexión y las instalaciones de generación, minimizando afección a los generadores. Realizar la captación de programas de generación gestionable y proporcionar previsiones de generación no gestionable (eólica). IMPORTANTE: El CECRE no realizará las funciones propias del mantenimiento de parques eólicos. 33

34 CECRE: Esquema funcional. Enlace ICCP Parques R.E. 1 CECRE Enlace ICCP Parques R.E. 2 Enlace ICCP Enlace iccp Enlace iccp Enlace iccp Parques R.E. n Solución Provisional CC 1 Enlace CC 2 Enlace CC n Enlace CECRE: Centro de Control del Régimen Especial de REE CC: Centro de Control. 34

35 Requisitos de los Centros de Control interlocutores del CECRE Por seguridad y eficiencia en la operación, la interlocución desde el OS no se realiza directamente con la planta, sino a través de centros de control. Los requisitos a cumplir por estos Centros de Control serán al menos los siguientes: Sistema SCADA redundante en funcionamiento 24x7 Rápida respuesta ante fallo en el sistema (atención al problema en 1 hora o menos) Conexión con el CECRE de manera segura y redundante. Los Centros de Control tendrán control de los parques en tiempo real. 35

36 Infraestructura de Comunicaciones con el CECRE Tanto el Centro de Control como el Sistema del parque que temporalmente se conecte directamente con el CECRE, deberán disponer de: 2 líneas de comunicación punto a punto con el CECRE dedicadas para el intercambio de información. Ancho de banda en función del volumen de información a intercambiar (mayor de 64 kbps para parque y mayor de 256 kbps para Centro de Control). Responsabilidad del parque o Centro de Control, de la instalación y mantenimiento de las líneas de comunicación. Conexión con el CECRE de manera segura y redundante. El Protocolo de comunicación para el intercambio de información en tiempo real con el CECRE, será el ICCP (IEC TASE 2). Únicamente los bloques 1 y 2 son necesarios. 36

37 Funcionalidad del Sistema o Autómata para el Control del parque (I) Capacidad de recibir desde el CECRE una consigna de Pmax (periodicidad de actualización de consigna, igual o superior al minuto). El parque debe alcanzar la consigna recibida en un plazo máximo de 15 minutos desde la recepción de la misma. El Sistema o Autómata debe de mantener la consigna alcanzada. Si el parque se desvía al alza mas de un 10% durante mas de 5 minutos, el Sistema o Autómata deberá desconectar automáticamente el parque o conseguir una reducción completa de producción por los medios que estime oportunos. 37

38 Funcionalidad del Sistema o Autómata para el Control del parque (II) La reposición de un parque desconectado automáticamente por el desvio de consigna, se realizará al menos después de 30 minutos del disparo. La perdida de comunicación del Sistema o autómata de Control del parque, durante un periodo continuado superior a 90 minutos, llevara aparejado la adopción de una consigna igual o inferior al 85% de la ultima consigna recibida. Envío de señales al CECRE (ya indicadas). 38

39 Comunicación parque - CECRE SISTEMA CECRE P,Q,V, Conectividad Estado Control Parque Consigna Protocolo ICCP IEC (TASE 2) (líneas dedicadas redundantes) 39

40 Funcionalidad del Centro de Control (I) Sistema redundante, con infraestructura técnica y humana para garantizar el funcionamiento 24 h/día todos los días del año. Sistema SCADA con ciclo de adquisición de medidas en tiempo real desde los parques de 12 segundos. Envío de señales al CECRE (ya indicadas). 40

41 Funcionalidad del Centro de Control (II) Recepción desde el CECRE de la consigna por nudo y por parque. Monitorización de: Inconsistencias entre topología y medida de Potencia de parque. Cumplimiento de la consigna recibida por nudo. El Centro de Control deberá evitar desvíos al alza superiores al 10% durante 5 minutos, desconectando si fuera preciso los parques para garantizar el cumplimiento de la consigna y enviando la señal de disparo al CECRE. Estado de comunicación con el CECRE. En caso de fallo de Comunicación con el CECRE, el Centro de Control deberá de ejecutar las ordenes verbales recibidas desde el CECRE. 41

42 Comunicación Centro Control - CECRE CENTRO DE CONTROL SISTEMA CECRE P,Q,V,, Conectividad Estado Control Parque Consigna Protocolo ICCP IEC (TASE 2) (líneas dedicadas redundantes) 42

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