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🔺 🔻 ¿Qué es el estudio de amortiguamiento de las oscilaciones? ¿Me afecta? 🔺 🔻 Uno de los requisitos menos conocidos de la NTS es el estudio del amortiguamiento de las oscilaciones. ¿Cuándo se tiene que hacer? ❔ Este estudio es requerido para la certificación y puesta en servicio del parque, cuando este tiene una potencia asignada superior a 5MW en territorio peninsular o las instalaciones de más de 1MW fuera del territorio peninsular. Se trata de comprobar que el parque contribuye a amortiguar posibles oscilaciones de potencia de baja frecuencia que puedan ocurrir en la interconexión de generadores en la extensa red europea. 🧩 ¡¡¡todo está conectado!!! 🧩 ¿Quién lo tiene que hacer? ❔ Si el propietario tiene equipo propio y las herramientas de simulación necesarias lo puede hacer internamente, o contratar una empresa como la nuestra para realizar el estudio de amortiguamiento de las oscilaciones. Únicamente no se requiere su realización si los fabricantes de UGEs y CAMGEs lo han realizado previamente. En tal caso, la presentación de una carta a la empresa certificadora donde se acredite (carta otorgada por REE) es suficiente. ¿La tienen tus proveedores? 🧐 ¿Cómo se evalúa? ❔ Algunos se habrán sorprendido por la forma de evaluar este requisito, no son las simulaciones habituales que se realizan para otras pruebas de la NTS, o incluso para códigos de red de otros países, donde estamos acostumbrados a ver señales que evolucionan con el tiempo (dominio del tiempo). En este caso, se evalúan aspectos menos intuitivos como la velocidad de respuesta (dominio de la frecuencia). Por no alargarnos, y como una imagen vale más que mil palabras, os dejo un ejemplo de los resultados que se piden. El requisito, de una forma muy resumida, exige que ninguna muestra se encuentre a la derecha de la línea que marca el 5% del amortiguamiento ❌ Desde SiG Coop podemos apoyaros en este tipo de cuestiones, aclararos cuándo y cómo hacer el estudio, hacer de interlocutores con los fabricantes de equipos y con la empresa certificadora etc. Para más información: - Estad atentos a nuestras próximas publicaciones. - Escríbenos a info@sigcoop.com

Homos somos portada en Navarra Capital, con un bonito artículo comentando nuestra proyección exterior y el cambio de imagen corporativa. ¡Nos sonrojamos de leer estas cosas! ☺️

🔺 🔻 NTS y reactiva 🔺 🔻 ¿Cómo evitar los problemas y riesgos asociados a la gestión de la reactiva? 🔊 Validación (dimensionado) de las capacidades de los inversores 🔊 ¿Cómo sabemos que la curva PQ que se incluye en el modelo de simulación representa adecuadamente al equipo? REE solicita comprobar estos datos durante la certificación del parque. ¿En qué influye? Durante el proceso de certificación de los inversores (UGE), los resultados de los ensayos se recogen en un informe (Test Report). Posteriormente, el modelo de simulación es contrastado contra huecos de tensión para su certificación, por lo tanto, su capacidad de generar potencia reactiva no es contrastada con los inputs utilizados en el modelo del parque. Sin embargo, durante el proceso de certificación del parque, REE demanda que se contraste que la generación de potencia reactiva de los modelos de UGE concuerde con los resultados del Test Report. Esta generación depende enteramente de la curva PQ incluida en el modelo de simulación. Desde SiG recomendamos incluir la comprobación de los datos desde el primer momento, ya sean para un estudio de dimensionado o para las simulaciones complementarias y certificación del parque. Solo así tendremos una visión clara de las limitaciones del parque y considerar la incorporación de nuevos elementos para el cumplimiento de los requisitos de puesta en servicio.  ¿Cuántos de vosotros os habéis encontrado con situaciones similares que han retrasado la puesta en marcha de una planta? ¿Pudisteis encontrar una solución que no pasara por reducir la potencia de acceso concedida? Os leo en los comentarios. 👁️🗨️

Un año más patrocinamos y participamos activamente en el evento de referencia del mercado renovable, y participamos en una de las mesas que más interés despiertan. ¡Buen Foro Xabi! #ForoSolar2024

Después de 10 añitos, tocaba darle una vuelta a la imagen corporativa de SiG, paulatinamente la iremos implantando en los distintos soportes, pero os queríamos dar un adelanto...

¿Cuándo serán los próximos concursos de capacidad? ¿Y de demanda? Atención, porque será la pregunta de cierre en la mesa que tendremos el 10 de octubre a las 15:30... ¡Nos vemos en el Foro Solar!

🔺 🔻 NTS y reactiva 🔺 🔻 ¿Cómo evitar los problemas y riesgos asociados a la gestión de la reactiva? 🔊 ¿Cambiadores de tomas en carga OLTC en el transformador de subestación? 🔊 Los transformadores en las subestaciones de parques fotovoltaicos incorporan habitualmente cambiadores de tomas en carga que permiten ajustar su relación de transformación ante variaciones de tensión en la red, provocados por cambios en la generación o la demanda, sin desconectar el transformador de la red. De esta forma es posible mantener la tensión dentro del parque fotovoltaico en niveles adecuados en operación continua. Además de permitir que el parque trabaje con niveles de tensión dentro de un rango adecuado, sin sobrecargas ni inestabilidades, el ajuste de la tensión dentro del parque permite maximizar la eficiencia de la conversión de energía. ¿Por qué ocurre esto? Los inversores disminuyen su capacidad de generar potencia cuando la tensión en sus bornas se reduce. Por ello, es esencial controlar la tensión del parque para evitar esta reducción de potencia que puede suponer no cumplir con los requisitos de capacidad de potencia reactiva que REE exige a los parques.   Cambiadores de tomas Sin Carga: En ocasiones, parques pequeños disponen de transformadores donde los cambios de tomas se pueden efectuar, pero requieren que el transformador esté desconectado. En los parques que dispongan de este tipo de transformadores, las variaciones de tensión de la red se transmiten directamente a los bornes de los inversores. Estos transformadores se usan generalmente en parques pequeños o donde se busca un ahorro en los costes de la instalación. A la hora de evaluar y certificar el parque hay que contemplar las variaciones de la tensión de la red que puede afectar directamente a la capacidad de los inversores y, por ende, de la planta. Desde SiG Coop recomendamos incluir la validación del dimensionado a través de simulaciones desde el primer momento de concepción de la planta. Solo así tendremos una visión clara de todas las pruebas que tendrá que superar.   ¿Cuántos de vosotros os habéis encontrado con situaciones similares que han retrasado la puesta en marcha de una planta? ¿Pudisteis encontrar una solución que no pasara por reducir la potencia de acceso concedida o aumentar el número de inversores para compensar la capacidad pérdida? Os leo en los comentarios. 👁️🗨️

🔺 🔻 NTS y reactiva 🔺 🔻 ¿Cómo evitar los problemas y riesgos asociados a la gestión de la reactiva? 🌡 Temperatura de evaluación del parque 🌡 ¿A qué temperatura fue diseñado el parque? REE demanda especificar la temperatura a la que se ha diseñado el parque. ¿Cómo nos afecta? Habitualmente los inversores sufren una reducción de potencia, activa y reactiva, conforme se eleva la temperatura de trabajo, comúnmente llamada "derating". Esto se debe a que la corriente inyectada por los equipos se ve reducida debido a las necesidades de refrigeración. En publicaciones posteriores hablaremos sobre la validación de las capacidades de los inversores. Esta reducción de potencia debe ser considerada en el diseño del parque, pues afecta al cumplimiento del requisito de capacidad (apartado 5.7 de la NTS), evitando sorpresas desagradables 😱😱😱 en el momento de la certificación 💸💸💸 Desde SiG Coop recomendamos incluir la validación del dimensionado a través de simulaciones desde el primer momento. Solo así tendremos una visión clara de las limitaciones del parque y podremos anticiparnos a posibles problemas que serán mucho más costosos y difíciles de corregir en fases más avanzadas. ¿Cuántos de vosotros os habéis encontrado con situaciones similares? ¿Pudisteis encontrar una solución que no pasara por reducir la potencia de acceso concedida? Os leemos en los comentarios. 👁️🗨️

🔺 🔻 NTS y reactiva 🔺 🔻 ¿Cómo evitar los problemas y riesgos asociados a la gestión de la reactiva? Es curioso como un análisis tan sencillo y rápido de algunas cuestiones puede evitar tantos dolores de cabeza. En una serie de contenidos, vamos a intentar daros pautas de cómo, cuándo y qué tener en cuenta analizar. O bien se puede descargar en una consultora como SiG ese análisis e ir sobre seguro, pero no nos adelantemos… 😉 Desde SiG recomendamos firmemente la validación del dimensionado en las fases iniciales del proyecto. 🥚 Tras el estudio del emplazamiento, recurso solar y la capacidad concedida en el punto de conexión, se requiere seleccionar el tipo y número de inversores fotovoltaicos que conformarán el parque. En este punto hay que tener en cuenta varios aspectos que determinarán si el parque es capaz de alcanzar los requisitos de capacidad marcados por REE en la NTS, entre otros: 1️⃣ La temperatura de diseño del parque 2️⃣ Presencia de cambiadores de tomas en carga OLTC de los transformadores 3️⃣ Curvas PQ de los inversores Para más info: - Atención a nuestras próximas publicaciones. - Mándanos un email a info@sigcoop.com